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 que tuvo lugar en el año 1997.

Antecedentes[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. Con la excepción de Endesa (en aquella época una compañía de generación substancialmente más pequeña que en la actualidad) dichas compañías eran de propiedad privada, por lo que no se puede hablar tanto de "privatización" como de "liberalización" del sistema.

En 1997, durante el primer Gobierno de Aznar, se promulgó la Ley 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Eléctrico[1] (como transposición de la Directiva 96/92/CE de 19 de diciembre de 1996[2] ), 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 Electrico 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 libres (principalmente generación y comercialización - es decir, ventas - a los consumidores finales) y actividades reguladas (principalmente transporte, distribución y generación en régimen regulado - es decir, carbón nacional - o con remuneración específica - es decir, renovables y cogeneración -). Las actividades libres pueden ser realizadas por cualquier agente en condiciones similares a cualquier otra actividad comercial (fabricación o venta de alimentos, textiles, manufacturas industriales, etcétera). Por otra parte las actividades reguladas resultan de la existencia de un monopolio natural (transporte y distribución) o de una política industrial del Estado (p. ej. renovables con apoyo público) y requieren de una autorización y supervisión administrativas específicas. Los costes de ambos tipos de actividades son pagados por el consumidor, cuya tarifa se calcula aditivamente (es decir, sumando) ambos conceptos (no obstante, véase déficit de tarifa). Esta división de actividades es habitual en sistemas liberalizados.

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

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

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.[3] 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 para todas las horas de un trimestre cerradas con medio año de antelación hasta transacciones para la energía de 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[4] donde se negocian productos de corto plazo (para el día siguiente y durante el mismo día de negociación) y a OMIP[5] 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 limta 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.

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.[6] donde se negocian productos de corto plazo (para el día siguiente y durante el mismo día de negociación) y a OMIP[7] 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 secctorial (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. Por ello, para prácticamente cualquier tema, es posible encontrar partes que defienden una posición y partes que defienden la posición contraria. Dicho esto, existen una serie de temas que son objeto de discusión recurrente:

  • En primer lugar, 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.
  • 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.
  • En ambas criticas, y en otras, un tema subyacente es el posible ejercicio de poder de mercado. Este tema es muy relevante no solamente para el mercado eléctrico español, sino de forma general para todos los mercados eléctricos del mundo. Ha sido objeto de un intenso escrutinio regulatorio y académico. En España el control del poder de mercado es una tarea específicamente encomendada al regulador (la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, CNMC), existiendo instituciones análogas en otroa países. Algunas partes argumentan que el grado de concentración del mercado eléctrico español es inferior al que es típico en la Unión Europea, y que el margen de capacidad es superior (lo que debiera hacer más difícil su ejercicio). Otras partes argumentan que, a pesar de estos indicadores, la concentración es excesiva y el ejercicio o riesgo de ejercicio de poder de mercado inaceptable.
  • 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.
  • En otro sentido, se argumenta que las plantas renovables que han disfrutado subsidios públicos lo han hecho de forma que han sido "sobre-remuneradas", lo que vendría a justificar recortes en dicha remuneración. En particular, se suele señalar a la "burbuja fotovoltaica" de los años 2007-2008, en la que se instaló la mayor parte de la capacidad fotovoltaica actual, como ejemplo de "burbuja inversora" motivada por subsidios excesivamente generosos. Los propietarios de estas instalaciones niegan que haya habido sobre-remuneración, mientras que denuncian cualquier reducción en el nivel de subsidios.
  • El incremento de los costes regulados (en gran medida motivado por el inceremento de los subsidios concedidos) junto con la negativa de transladar este aumento a los consumidores está en el origen del déficit de tarifa. La creación y solución del déficit es también a menudo objeto de controversia.
  • Se argumenta que la penetración masiva de renovables ofertando a precio nulo conlleva una reducción del precio mayorista de la electricidad. Sin embargo esta reducción puede ser difícil de cuantificar debido a que se ha dado en conjunción con una fuerte reducción de la demanda. Adicionalmente la teoría económica sugiere que solamente la entrada no anticipada de renovables debiera tener un efecto reductor del precio y que en el largo plazo el efecto debiera ser nulo. Diferentes analistas han concluído estudios estimando magnitudes muy diferentes para este efecto.

Esta lista de temas no es en absoluto exhaustiva, existen muchos más temas de controversia pública. En general, muchos de estos temas son de naturaleza compleja y no se prestan fácilemente a discusiones simplistas.

Referencias[editar]

Otras[editar]

Véase también[editar]

Enlaces externos[editar]