Mercado eléctrico de España

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El mercado eléctrico de España es el conjunto de mercados (de plazo, del día anterior, intradiarios, etc.) donde se negocia la compra y venta de energía eléctrica con entrega en la red peninsular española. Se estableció como consecuencia de la liberalización del sector eléctrico que tuvo lugar en el año 1997.

Liberalización del mercado eléctrico (1997)[editar]

Hasta el año 1997 el sistema eléctrico español estaba estructurado como un sistema regulado en el que el Gobierno establecía el precio de la electricidad, que remuneraba la totalidad de los costes incurridos (principalmente, generación, transporte y distribución de la electricidad) a un conjunto de compañías eléctricas privadas. La principal excepción era Endesa, compañía pública fundada para la generación con carbón nacional, que suministraba el 28% del mercado de generación en 1997. No obstante dicha compañía absorbió en 1996 a (Fecsa y Sevillana), lo que la convirtió previamente a su privatización en el mayor grupo español, con el 41% de la generación.[1]

La liberalización del sector se apoya en la teoría, internacionalmente aplicada, de que la división vertical de actividades y su posterior reglamentación específica pueden conseguir introducir la competencia y aumentar la eficiencia conjunta del sector eléctrico. La división resultante fue de generación, transporte, distribución y comercialización.

En 1997, durante el primer Gobierno de Aznar, se promulgó la Ley 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Eléctrico[2] (como transposición de la Directiva 96/92/CE de 19 de diciembre de 1996[3] ), que liberalizaba el mercado eléctrico en España. Dicha ley sufrió posteriormente diversas modificaciones en virtud de la Ley 53/2002 de 30 de diciembre, de la Ley 24/2005 de 18 de noviembre y de la Ley 17/2007 de 4 de julio. Ha sido derogada mediante la nueva ley del Sector Eléctrico 24/2013 aprobada en diciembre de 2013 que, no obstante, mantiene la estructura básica del sector.

Generalidades[editar]

La estructura legal y comercial del sistema eléctrico español se basa en el reconocimiento de dos tipos de actividades: actividades parcialmente liberalizadas (generación y comercialización) y actividades reguladas (transporte y distribución).

En principio, las actividades libres pueden ser realizadas por cualquier agente en condiciones similares a cualquier otra actividad comercial. Por otra parte las actividades reguladas resultan en general de la existencia de un monopolio natural (transporte y distribución) y requieren de una autorización y supervisión administrativas específicas.

Una parte de la generación se realiza en régimen regulado. La generación que disfruta de subsidios (renovables y cogeneración está sujeta, para recibir dichos subsidios, a un régimen regulatorio similar al del transporte y la distribución. Las centrales de carbón nacional están también sujetas a un régimen regulado específico. Finalmente, la generación de los sistemas insulares es también, en general, de carácter regulado.

El término "mercado eléctrico" se refiere al conjunto de actividades libres, y está constituido por dos sectores principales:

  • El mercado minorista (o comercialización) a los clientes finales.
  • El mercado mayorista de la electricidad.

Las cinco grandes empresas[editar]

Existen cinco compañías que agrupan alrededor del 90% de las ventas o comercialización a clientes finales y alrededor del 60% de las ventas en el mercado mayorista.[4] Dichas compañías son:

La situación en los territorios extrapeninsulares (Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla) es peculiar. La generación es una actividad regulada, mientras que la comercialización es una actividad libre. Los comercializadores no adquieren su energía en el mercado mayorista, sino de forma regulada al precio del mercado peninsular.

El mercado mayorista: el MIBEL[editar]

El mercado de mayorista está constituido por una serie de mercados donde los “agentes de mercado” (productores de electricidad, distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados) compran y venden energía eléctrica. Los productos negociados son extremadamente variados, incluyendo ventas de energía con entrega durante todas las horas de un trimestre cerradas con medio año de antelación hasta transacciones para la energía con entrega a una hora específica cerradas con pocas horas de antelación.

Estos mercados pueden ser mercados bilaterales (donde las partes negocian directamente entre ellas) o mercados organizados (donde las partes negocian a través de una sociedad, de forma similar a una bolsa de valores). Son particularmente relevantes los mercados organizados en torno a OMIE[5] donde se negocian productos de corto plazo (para el día siguiente y durante el mismo día de negociación) y a OMIP[6] donde se negocian productos de más largo plazo. El ámbito geográfico de todos estos mercados es la península ibérica, al estar España y Portugal integradas en el mismo mercado eléctrico mayorista, conocido como el MIBEL.

De entre todos los mercados organizados destaca el mercado diario, o del día antes, o simplemente el “pool”, gestionado por OMIE. Su precio es el “precio del mercado” por antonomasia. Su importancia deriva de su elevada liquidez, ya que existen un conjunto de obligaciones e incentivos que motivan que la práctica totalidad de los generadores presenten ofertas en este mercado. En dicho mercado diario los agentes presentan ofertas de venta (la generación) o de compra (la demanda o el bombeo) para cada una de las 24 horas del día siguiente. Cada oferta debe consistir, al menos, de una cantidad (MWh) y de un precio (€/MWh). Cada “unidad de oferta” (que coinciden con centrales de generación en el caso de grandes instalaciones) puede presentar hasta 25 ofertas para cada hora. El mercado “casa” a un precio que garantiza que todas las ofertas de venta aceptadas tienen un precio igual o inferior al de casación, todas las ofertas de compra aceptadas un precio igual o superior, y la cantidad total aceptada de compra es igual a la cantidad total aceptad de venta. Adicionalmente, se respetan una serie de “condiciones complejas” que permiten evitar, por ejemplo, que las centrales de generación no se vean sometidas a rampas de subida o bajada de generación físicamente imposibles. Todas las ventas o compras de energía se pagan, para cada hora, al precio de casación obtenido para dicha hora. Dicho sistema es llamado “marginalista”, y es el que se encuentra en vigor en la práctica totalidad de los sistemas liberalizados.

Una razón para este hecho es que los mercados marginalistas inducen a que los generadores oferten su coste marginal de producción. Dicho coste se puede aproximar a menudo por el coste variable del generador. En el caso de un generador nuclear el coste es muy bajo (debido al bajo coste del combustible nuclear), por lo que también lo es su oferta. Un generador de carbón o de gas natural ha de hacer frente a un combustible más caro, lo que explica su oferta más elevada. Adicionalmente el elevado coste de parar o arrancar un reactor nuclear también contribuye a una oferta baja (es, en efecto, la diferencia entre coste variable y coste marginal). Las plantas de carbón nacional son ofertadas por Red Eléctrica de España según ofertas establecidas por el Ministerio de Industria. En cuanto a los generadores renovables y plantas de cogeneración han de presentar también ofertas, siendo los ingresos obtenidos en el mercado complementados por una remuneración específica administrativamente establecida. Las ofertas de las principales tecnologías renovables (energía eólica y fotovoltaica) se realizan a precio nulo. Adicionalmente existen ofertas de carácter instrumental que reflejan contratos bilaterales entre un comprador y un vendedor cerrados al margen del mercado organizado de OMIE.

Los mercados intradiarios tienen una regulación muy similar a la del mercado diario. Se realizan seis sesiones durante cada día que permiten ajustar los desvíos debidos a errores en la previsión de la demanda (que se refleja en las ofertas de compra de energía de las comercializadoras), o desvíos en la generación (por incidencias técnicas u otras razones).

El resultado de estos mercados es comunicado al Operador del Sistema, Red Eléctrica de España, para su ejecución. Puede no ser físicamente factible, ya que no tiene en cuenta ciertas restricciones físicas de operación. Las más relevantes se refieren a la posible falta de capacidad de transporte, que puede limitar la evacuación de energía de ciertas centrales específicas. El Operador del Sistema resuelve estas restricciones modificando el despacho de ciertos grupos de generación, en la cantidad mínima necesaria y al menor coste posible. Adicionalmente el Operador del Sistema necesita disponer de reservas de generación (generadores cuya producción pueda subir o bajar rápidamente si es necesario) que le permitan hacer frente a posibles contingencias (por ejemplo, la pérdida repentina de un grupo generador). Todos estos recursos posteriores al cierre del mercado diario y los mercados intradiarios se denominan Servicios de Ajuste. El Operador del Sistema se procura estos recursos mediante mercados. En dichos mercados hay un solo comprador (el propio Operador del Sistema) y tantos vendedores como generadores dispuestos a proporcionar estos Servicios de Ajuste.

El mercado minorista: la comercialización[editar]

Son pocos los consumidores que adquieren su energía de forma directa en el mercado mayorista. La mayor parte de los consumidores lo hacen a través de empresas comercializadoras, que adquieren la energía en el mercado mayorista y les transfieren los costes regulados establecidos por la administración.

Así pues, la factura se establece de forma aditiva a partir de dos conceptos claramente diferenciados:

  • El coste de la energía, que incluye además del coste de la energía propiamente dicha el de los Servicios de Ajuste, Pagos por Capacidad y otros costes de mucha menor entidad.
  • Los costes regulados, que constituyen la llamada tarifa de acceso. Los principales conceptos que incluyen son los costes de las redes (transporte y distribución), los subsidios a las energías renovables, las anualidades del déficit eléctrico y otros costes de menor entidad. Suponen más de la mitad de la factura para un cliente doméstico medio.

La competencia en el mercado minorista se limita al primer concepto (el coste de la energía), al ser los costes de acceso una cantidad establecida por la administración. La comercializadora canaliza los contactos del cliente final con el resto de los agentes del sistema, incluida la empresa distribidora que posee y mantiene la red eléctrica que suministra al cliente, y que puede ser parte o no del mismo grupo empresarial que la comercializadora. El dinero cobrado por la comercializadora a sus clientes entra en el llamado "sistema de liquidaciones": una caja común del sistema de la cual se paga a los diversos agentes.

La legislación actual distingue dos tipos de clientes:

  • De forma general, todos los clientes pueden establecer contratos libremente con cualquier comercializadora, que incluirá las cláusulas comerciales (precios, condiciones de pago, etc.) que ambas partes hayan negociado.
  • Los clientes pequeños (potencia contratada inferior a 10 kW) pueden acogerse al llamado "Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor" (PVPC). Este precio se calcula a partir de la media de los precios horarios de la electricidad ponderados por el consumo del cliente. Adicionalmente se añade el coste de los Servicios de Ajuste del sistema. En el caso de no disponer de contadores horarios que hagan posible conocer este consumo se aplicará un perfil horario publicado por Red Eléctrica de España a la energía consumida durante el período de aplicación y medida por un contador sin discriminación horaria. Estos clientes han de contratar con un "Comercializador de Referencia". Los más importantes son parte de las 5 grandes compañías citadas en la sección Generalidades.

Tarifa de la luz[editar]

La tarifa eléctrica que paga el consumidor se puede dividir en dos partes, el coste de la producción de electricidad y costes adicionales por la comercialización.

Los costes adicionales son[7]

  • Transporte y la distribución de electricidad
  • Primas por fomentar el desarrollo de las energías renovables. (incentivos)
  • Tarifa especial para las grandes empresas industriales
  • Déficit de tarifa
  • Moratoria nuclear
  • Extras peninsulares (primas o extra costes que se les da a las Islas Baleares, Islas Canarias, Ceuta y Melilla).

Según José Morales de Labra, director de GeoAtlanter, el coste real de la producción de electricidad es desconocido porque las empresas productoras de electricidad se niegan a someterse a auditorías públicas de costes. El coste de la producción se subasta entre las compañías productoras de electricidad a través del operador del mercado OMI-POLO ESPAÑOL, S.A. (OMIE), responsable de la gestión económica del sistema.[8] [9] [10] Hay dos tipos de subasta: diaria y trimestral. En la subasta trimestral además de las eléctricas, participan agentes financieros, como los bancos, banca comercial, o banca de inversión, los cuales negocian con el precio de la electricidad, y actúan de intermediarios entre las compañías eléctricas y el Estado. Según José Morales de Labra, director de GeoAtlanter, esto implica un sobre-coste de 500 millones de euros anuales (dividido entre 20 millones de consumidores son 25€ por consumidor).

Con respecto a la competitividad del sistema, el Informe sobre el sector energético español, del 7 de marzo de 2012, elaborado por la Comisión Nacional de Energía detalla:

Con respecto al nivel de competitividad del sistema, en España los precios finales, especialmente de electricidad, que tienen un impacto directo en la competitividad industrial, se situaron en 2011 en el rango elevado de la Unión Europea1. Por su parte,los precios finales para los consumidores doméstico-residenciales, especialmente de electricidad, registran puestos entre los más elevados del ranking europeo

Informe sobre el sector energético español,7 de marzo de 2012, CNE - Comisión Nacional de Energía[11]

La tarifa de acceso[editar]

La tarifa de acceso o peaje de acceso es la parte del precio de la electricidad que cubre los costes regulados establecidos por la administración. Dichos costes han de pagar el coste de las redes de transporte y distribución, los subsidios a los generadores con remuneración específica (es decir, subsidios), las anualidades del déficit eléctrico, la compensación extrapeninsular y otros costes de menor entidad.[12] Durante los últimos años la recaudación por este concepto ha sido sistemáticamente inferior a los pagos comprometidos por la admisntración, lo que ha conducido a la aparición del llamado déficit de tarifa.

  • El principal concepto de coste son los subsidios a los generadores renovables y la cogeneración, que desde la aprobación de la ley del Sector Eléctrico 24/2013 figuran generalmente como "retribución específica", y con anterioridad como "primas". Durante el año 2013 ascendieron a 9.842 millones de euros.
  • El siguiente concepto de coste es el de los costes de distribución, 5.070 millones de euros.
  • Los costes de transporte suponen 1.597 millones de euros.
  • La anualidad del déficit eléctrico son 2.668 millones de euros.
  • La compensación extrapeninsular son 903 millones de euros.
  • Los pagos a la industria electrointensiva en concepto de interrumpibilidad suponen 749 millones de euros.
  • La moratoria nuclear supone 75 millones de euros.

Finalmente, existen otros conceptos de mucha menor entidad hasta alcanzar un total de 21.057 millones de euros.

Los costes de acceso se cobran según un sistema binómico. La potencia contratada por el consumidor (kW) se multiplica por un cierto coeficiente (€/kW), y la energía consumida (kWh) por otro coeficiente (€/kWh). Para los costes de suministro (principalmente transporte y distribución), la metodología es establecida por el regulador sectorial (la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencencia, CNMC) y resulta en una parte de la tarifa dominada por el término de potencia (€/kW). Para los costes de política (principalmente la remuneración específica) es el Ministerio de Industria quien establece la tarifa, resultando en una parte de la tarifa dominada por el término de energía (€/kWh).

Los costes se cargan a los consumidores de una forma muy heterógenea. Así, los grandes consumidores electrointensivos hacen frente a unos peajes muy reducidos (del menos de 1 c€/kWh) en comparación con los clientes domésticos (del orden de 10 c€/kWh). Existen también términos específicos para consumidores autoproductores.

Controversias[editar]

El suministro de la electricidad en España es un tema que ha generado y genera una notable controversia pública, donde los propios agentes del sistema (generadores tradicionales o renovables, comercializadores, asociaciones de consumidores, operadores del mercado o del sistema), asociaciones ciudadanas (empresariales, medioambientales y de otros tipos) y partidos políticos mantienen posiciones a menudo antagónicas. Se han realizado documentales denunciando el oligopolio.[13] [14]

Existen una serie de temas que son objeto de discusión recurrente:

Proceso de liberalización[editar]

Existen posiciones contrarias al proceso de liberalización en sí, que sostienen que el antiguo sistema regulado existente antes de la reforma, o una variedad del mismo, era más eficiente que el actual sistema. A menudo (aunque no necesariamente siempre) estas críticas se basan en el posible ejercicio de poder de mercado por parte de empresas generadoras o (menos habitualmente) comercializadoras.[cita requerida]

Mecanismo de fijación de precios[editar]

  • Existen también críticas al mecanismo de fijación de precios mediante mecanismos marginalistas (es decir, que el precio lo fije la unidad de producción más cara cuya oferta haya sido aceptada). Aunque este mecanismo proporciona, en teoría, los incentivos óptimos para la operación e inversión, se argumenta en ocasiones que es muy vulnerable al posible ejercicio del poder de mercado. Habitualmente se sugiere su substitución por un mecanismo "pay-as-bid", raramente usado (siendo el mercado de ajustes en Gran Bretaña quizá la excepción más relevante) y que, se argumenta por parte contraria, puede originar serios problemas de eficiencia deido a la necesidad de los agentes de anticipar las ofertas de la competencia.[cita requerida]

Déficit de tarifa[editar]

Puerta giratoria[editar]

Se critica que miembros del gobierno de España, e incluso ministros de Industria, después de abandonar el cargo sean contratados por empresas eléctricas que operan en España.[15] [16]

Ejemplos de puerta giratoria en España donde miembros del gobierno de España acaban posteriormente en consejos de administración de empresas eléctricas
Empresa Político Partido político Cargos públicos ejercidos
Gamesa Benita Ferrero Waldner[17] Partido Popular Austríaco
Endesa Luis de Guindos[17] Partido Popular
Endesa Elena Salgado[17] PSOE Ministra de Industria
Endesa José María Aznar[17] Partido Popular Presidente del Gobierno
Endesa Manuel Pizarro[17] Partido Popular
Endesa Pío Cabanillas Alonso[17] Partido Popular
Endesa Rodolfo Martín Villa[17] Unión de Centro Democrático
Abengoa Josep Borrell[17] PSOE
Red Eléctrica de España Luis Atienza[17] PSOE
Red Eléctrica de España María Ángeles Amador Millán[17] PSOE
Red Eléctrica de España Arantxa Mendizábal[17]
Red Eléctrica de España Miguel Boyer[17] PSOE
Red Eléctrica de España José Folgado[17] Partido Popular
Enagás José Luis Olivas Martínez[17] Partido Popular
Enagás Joseba Andoni Aurrekoetxea[17]
Enagás Ramón Pérez Simarro[17]
Enagás Enrique Martínez Robles[17]
Iberdrola Fernando Becker[17]
Iberdrola Manuel Amigo[17] PSOE
Iberdrola Braulio Medel[17]
Iberdrola José Luis Olivas Martínez[17]
Iberdrola Ángel Acebes[17] Partido Popular Ministro de Interior, Justicia y Administraciones públicas
Gas Natural Felipe González[17] PSOE Presidente del Gobierno
Gas Natural Narcís Serra[17] PSOE Vicepresidente del Gobierno de España

Centrales amortizadas[editar]

  • Aunque, de nuevo, es un tema lógicamente diferente, a menudo se argumenta conjuntamente con lo anterior que las centrales nucleares e hidroeléctricas españolas están "amortizadas". Las cuentas de las compañías propietarias muestran que, en general, no lo están desde el punto de vista formal contable. Por ello la discusión suele derivar a una sobre la "sobre-remuneración" de estas plantas durante el período regulado anterior a 1997 y/o durante el posterior período liberalizado. Las compañías propietarias niegan que haya habido dicha "sobre-remuneración" y hablan más bien de una "infra-remuneración" que no permite recuperar el coste de las centrales.[cita requerida]

Referencias[editar]

Otras[editar]

Véase también[editar]

Enlaces externos[editar]