Fundamentalesdel mercadoeléctrico Ibérico

Noviembre 2016M·Report

Los mercados eléctricos organizados parten de la premisa que la energía en grandes cantidades no se almacena, por lo que en todo momento, éste debe asegurar que la generación es igual a la demanda. Al mismo tiempo, podemos decir que el consumo de electricidad es estacional en el corto y largo plazo con altos grados de aleatoriedad. Éste no solo cambia a lo largo del día sino que también a lo largo de la semana, el mes y el año, dependiendo de factores meteorológicos, económicos, políticos, etc.

Así pues, para asegurar la estabilidad y la seguridad de suministro, el sistema eléctrico debe estar sobredimensionado. Por ello, la potencia instalada debe ser superior a la potencia máxima demandada teniendo en cuenta las probabilidades de poner en marcha al mismo tiempo la potencia instalada. Actualmente en España, la potencia máxima demandada está cerca de los 42.000 MW y la potencia de generación, teniendo en cuenta todas las fuentes de energía disponible asciende a 120.000 MW.

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Fundamentales del mercado eléctrico ibérico

Existen cuatro principales actores del sistema eléctrico:

Desde 1988 hasta el momento de su liberalización en 1997, el mercado eléctrico Español estaba regulado por el llamado Marco Legal Estable. Al considerarse un elemento básico para el desarrollo del país, éste era gestionado directamente por parte del estado. La estabilidad de este marco se basaba en garantizar a las empresas eléctricas unos beneficios aceptables y un retorno de sus inversiones a largo plazo. Con la intención de establecer de forma transparente tarifas a los consumidores en condiciones de mínimo coste.

En dicho marco, tanto a los generadores como a las distribuidoras, se les pagaba el coste estándar reconocido. El transporte en alta tensión se nacionalizó

creando el operador de sistema Red Eléctrica Española. En cuanto a la configuración de los precios al consumidor final, éste pagaba la llamada tarifa integral. Está resultaba de dividir los costes totales del sistema por la demanda esperada para ese año.

En los años 90, con la caída del comunismo en Europa central y oriental, los europeos se sienten más próximos y en 1993 culmina la creación del mercado único con las «cuatro libertades» de circulación: mercancías, servicios, personas y capitales. La década de los noventa es también la de dos Tratados: el de Maastricht, de la Unión Europea, de 1993, y el de Ámsterdam de 1999. En ella España se compromete a la creación de un mercado único energético y con este fin se pone en marcha el proceso de liberalización de los mercados.

Desde 1997 hasta 2009 se liberaliza progresivamente el mercado eléctrico hasta el modelo actualmente conocido como MIBEL (Mercado Eléctrico Ibérico de Electricidad).

Con este cambio, las decisiones que con el antiguo marco correspondían al estado pasaran a ser gestionadas por mecanismos de libre mercado. Básicamente, continúa la regulación del estado tanto en transporte y mantenimiento de las redes y se procede a la liberalización de la generación y la comercialización.

La mayor diferencia respecto al Marco Legal Estable radica en que el coste del kilovatio engloba dos componentes que se obtienen por separado. Por un lado estaría la componente regulada, orientada a cubrir los costes de sistema (Transporte, distribución y otros incentivos…) y que el estado recauda de las comercializadora. Por otro lado estaría la componente de mercado, obtenida por mecanismos de libre competencia.

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Generación Transporte

La llevan a cabo los productores que son los encargados de generar electricidad a partir de un determinado recurso energético (carbón, gas, eólico, solar, etc.)

Se encarga Red Eléctrica España (REE) que transporte la electricidad de generación en largas distancias a través de líneas de alta tensión

Distribución Consumo

La electricidad llega finalmente al consumidor a través de las líneas de media y baja tensión

El consumo viene de la mano de los hogares y la industria con diferentes grupos tarifarios y comportamiento

El mercado mayorista de la electricidad se divide principalmente en dos mercados:

OMIE

Por un lado el correspondiente al operador de Mercado OMIE, en el que se decide el grueso de la energía vendida para cada hora del día.

Mercado Spot (OMIE)

• Mercado diario • Mercado intradiarios

Cada día del año se llevan a cabo una subasta a las 12:00 del mediodía en el mercado diario en la que los generadores y los consumidores acuerdan para cada hora del día siguiente cuanta energía van a intercambiar y a qué precio. En esta subasta se alcanza el precio de referencia o de casación y se establece el programa resultante de mercado diario.

Los mercados intradiarios permiten a los agentes participantes en el mercado diario, gestionar posiciones anteriores, convirtiéndose en un mecanismo eficaz para resolver incidencias y modificaciones en las previsiones tanto de oferta como de demanda por parte de los generadores y de los consumidores. Se realizarían 6 sesiones que se distribuirían a lo largo del día de casación en curso y la mañana del siguiente. En cada una de estas se puede ir ajustando la oferta y demanda de todas las horas que quedan por suministrar.

REE

Y por otro lado el mercado de operación de Red Eléctrica Española u operador de sistema y que se encarga de garantizar la continuidad y seguridad de suministro.

Mercado de operación (REE)

• Restricciones Técnicas• Servicios Complementarios (Primario,

Secundario, Terciario)• Gestión de Desvíos

REE se encarga de revisar el programa resultante de casación y en el caso de que no sea técnicamente viable por falta de capacidad en ciertas líneas ésta introduciría modificaciones. A su vez REE gestionará los mercados de servicios complementarios que tienen como objetivo que el suministro se realice en condiciones de seguridad y fiabilidad en todo momento y que puedan resolver desequilibrios entre la generación y la demanda en tiempo real.

Existen tres servicios complementarios:

• Primario Responde a desequilibrios pequeños y es obligatorio para todos los generadores por lo que no existe un mercado para gestionarlo.

• Secundario Permite al operador de sistema disponer de una reserva de capacidad muy flexible para resolver desequilibrios significativos entre la generación y la demanda.

• Terciario Tiene por objetivo que en caso de hacer uso de esa banda secundaria, pueda restituirse la reserva que esta haya utilizado.

En estos mercados de reserva juegan un papel importante las centrales gestionables de forma que si es necesaria mayor potencia de generación, éstas puedan subir su potencia rápidamente. Y si es necesario mayor consumo para equilibrar la red las bombas de una gran central eléctrica pueden empezar a bombear agua. En el caso opuesto en el que se requiera bajar la demanda de energía en alguna zona, existe el actual mecanismo de interrumpibilidad por el que se subsidia a aquellas empresas que estén dispuestas a parar total o parcialmente su demanda en un momento de requerimiento del operador de sistema.

Los Desvíos sirven para resolver desequilibrios entre la oferta y la demanda que pueden identificarse unas pocas horas antes del despacho. Tras la celebración de cada mercado intradiario. Consiste en pedir ofertas a los generadores en el sentido opuesto a los desvíos que están previstos en el sistema.

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Pero, ¿cómo se llega al precio final para cada hora del día?

Programa resultante de mercado diario:

Tiene lugar todos los días a las 12:00. Se realiza una subasta en la que se casa la oferta y la demanda de electricidad. En las curvas de generación cada una de las unidades de programación oferta una cantidad de electricidad que puede y está dispuesta a generar al precio mínimo que fija en su oferta. Dependiendo de sus costes de oportunidad cada central ofertará a un precio diferente.

Por otro lado, para la compra de esa electricidad ofertada se realizan ofertas de compra principalmente por las comercializadoras que tienen una demanda de electricidad que abastecer. Estos lo harán a un precio alto para asegurar que cubrirán la demanda.. Después las centrales de bombeo o las industrias programables estarán dispuestos a comprar por debajo de un precio ya que pueden asumir el no comprar si el precio final no les satisface. De esta forma, la demanda se va cubriendo hasta que alcanza el precio por encima del cual no hay más compradores dispuestos a pagar.

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Es importante indicar que si bien las unidades productoras ofertan a un precio menor que el precio de casación y las ofertas de compra se han realizado a un precio mayor, toda la energía que se ha vendido para esa hora se retribuye al mismo precio obtenido por el cruce de las curvas de oferta y demanda. Es lo que se denomina como mercado marginalista.

Al contrario de lo que se pueda creer, el precio de oferta de los generadores no representa el coste variable que les supone producir dicha cantidad de energía, es decir, lo que les haya costado el combustible, el poner en marcha la central y su operación y mantenimiento. La oferta la realizan al coste de oportunidad que les supone generar esa electricidad. Esto quiere decir que al coste variable anterior hay que sumarle los ingresos a los que renuncia la central por el hecho de producir.

Coste oportunidad por tecnología:

Para una central hidráulica de embalse, consumir el agua para producir electricidad no supone coste variable alguno pero si un coste de oportunidad. Esto es así porque gracias al embalse el generador tiene la posibilidad de almacenar el agua y consumir en otro instante futuro en el que el precio del mercado sea mayor. Por esa razón las centrales hidráulicas de embalse pueden vender la electricidad cuando les convenga y por eso ofertarán a un precio alto en comparación con el resto. Sin embrago en una época de lluvias fuertes, si el embalse se encuentra al límite de su capacidad (85%), el coste de oportunidad será cero para la cantidad de energía que pueda generar con el agua que esté obligada a evacuar. Por lo tanto, realizará ofertas a precio muy bajo o incluso cero para asegurarse de que entra en la casación.

En el caso de centrales térmicas de carbón o gas, si el generador puede revender dicho combustible a un tercero, entonces consumir dicho combustible tiene un coste de oportunidad que deberá sumar en su oferta al coste variable por la propia generación de la electricidad. Es decir, este coste de oportunidad no es el precio al que se adquirió el combustible sino el precio al que puede revenderlo.

En el caso de un parque eólico o central hidráulica fluyente el combustible es el viento o el agua, por lo tanto, si tiene ocasión de generar en un momento de viento favorable o agua en el río, el no hacerlo no aumentará la posibilidad de obtener mayores beneficios en el futuro ya que ni ahorra en combustible ni puede almacenarlo para otro momento. Por esta razón ofertarán a precio mínimo para cubrir el coste de operación, para asegurarse de poder entrar en la casación.

Finalmente tenemos las centrales nucleares que también ofertan a precio aceptante pero en este caso la razón es porque las centrales tienen poca capacidad para variar su nivel de producción en el tiempo y son centrales consideradas de base. Es decir, que están todo el tiempo produciendo a su potencia nominal. Por tanto las ofertas a precio cero buscan asegurar la casación para mantener un nivel de producción constante dejando que le precio que recibirán como retribución lo marquen el resto de tecnologías que ofertan a otros precios mayores por otros motivos.

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Por lo tanto de los cruces de las curvas de oferta y demanda saldrían el precio de casación inicial. Sin embargo estas curvas iniciales hay que corregirlas acorde con las condiciones complejas. Estas condiciones son las que los generadores imponen cuando hacen sus ofertas sobre varias horas a la vez. El ejemplo más típico es la oferta de ingresos mínimos por la cual se fija un nivel mínimo de ganancias en un día. Una vez que se casan las 24 curvas de un día, si un agente ha declarado una condición de ingresos mínimos que no se cumple, sus tramos de ofertas se retiran.

Así es como se obtienen la curva modificada, que es la que se emplea para fijar finalmente el precio de casación

de la correspondiente hora. Y este es el precio que se pagará a todos los generadores. Normalmente este precio lo marcan las centrales térmicas de carbón o gas. En algunas puntas de consumo, el precio lo marcan los generadores más caros como las centrales de fuel o las grandes hidráulicas. Y algunas horas al año cuando la demanda se puede cubrir mediante los generadores que ofertan a precio cero, la electricidad se vende gratis. Por lo tanto, el precio de la electricidad varía cada hora del día dependiendo de múltiples factores, como la demanda para esa hora, el precio de los combustibles fósiles, las condiciones climatológicas, las restricciones técnicas de la red, etc.

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