Sistema electrico español by Alfredo Ramírez Díaz

2013

SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Análisis de mercados y funcionamiento del sistema

UNIVERSIDAD DE LA LAGUNA M.U. EN ENERGÍAS RENOVABLES Y EFICIENCIA ENERGÉTICA

Economía de la Energía

Alfredo Jesús Ramírez Díaz Juan Camilo Daza Fernández ENERO DE 2013

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Economía de la Energía

Índice de contenidos 1.

Introducción

2. Generación, transporte, distribución y comercialización en España 2.1. Fuentes de generación de energía eléctrica en España 2.1.1. Fuentes Renovables 2.1.1.1. Hidroeléctrica 2.1.1.2. Energía Eólica 2.1.1.3. Otras renovables 2.1.2. Fuentes No Renovables 2.1.3. Intercambios internacionales de la energía eléctrica 2.2. Tecnología del transporte de energía en España 2.2.1. Transporte en el sistema peninsular 2.2.2. Transporte en sistemas extra peninsulares 2.2.3. REE como operador del sistema 2.3. Distribución y comercialización de la energía en España 2.3.1. Diferencia entre distribución y comercialización de la energía eléctrica 2.3.2. Liberalización del mercado 2.3.3. Tarifa de último recurso

2 2 2 2 3 4 4 5 7 9 10 11 13 13 13 14

Demanda de la energía eléctrica en España

4. Funcionamiento del mercado 4.1. Entidades participantes en el sector eléctrico 4.2. Oligopolio de las eléctricas 4.3. Funcionamiento del mercado 4.3.1. Mercado diario de energía 4.3.2. Subasta trimestral 4.3.2.1. Última subasta trimestral

19 19 21 23 24 27 30

5. Déficit Tarifario 5.1. Causas del déficit

31 31

6. Comparativa internacional del sector eléctrico

7. Situación del sector eléctrico en Canarias 7.1. Singularidades del archipiélago para el aprovechamiento renovable 7.2. Generación de electricidad en las islas 7.3. Perspectivas de futuro

38 38 38 40

Conclusiones

Referencias

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Introducción

La energía eléctrica en España se caracteriza por tener un origen diversificado; tiene una gran aportación de energías renovables, una considerable parte de energía procedente de centrales nucleares, y el resto proviene de fuentes de energía procedentes de combustibles fósiles. Las legislaciones aplicadas al sector eléctrico han sufrido diversas modificaciones a lo largo de estos últimos años. Antiguamente las compañías eléctricas podían ocuparse de generar, distribuir y comercializar. Pero actualmente el marco legislativo no permite ese modelo, y no permite que una misma compañía realice más de una función. Existen varias figuras dentro del sector eléctrico español. En primer lugar, las cinco principales compañías generadoras Endesa, Iberdrola, Gas Natural Unión Fenosa, que tienen un oligopolio en el mercado de generación eléctrico y comercialización. Otros agentes que intervienen en el sector eléctrico son Red Eléctrica Española (REE) que se encarga del trasporte. Y finalmente la Comisión Nacional de la Energía (CNE) es la que se encarga de supervisar todas las acciones dentro del sector eléctrico. En los últimos años el precio de la electricidad ha experimentado una creciente subida, esta se debe a diversos motivos como son el déficit tarifario y el nuevo sistema de casación de precios de mercado. La situación en Canarias es bastante diferente al peninsular en lo referente a la generación y el funcionamiento del sistema, ya que este se caracteriza por ser aislado de la conexión peninsular. Además aunque el recurso renovable es idóneo, actualmente el aprovechamiento del recurso es muy bajo.

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2. Generación, transporte, distribución y comercialización en España 2.1. Fuentes de generación de energía eléctrica en España La generación eléctrica se caracteriza por tener fuentes diversificadas, y tener un porcentaje considerable de dependencia exterior (combustibles fósiles). Si analizamos en primer lugar el mix energético de España tenemos lo siguiente.

Mix energético Nacional 1,7%

Termica Renovable

21,7%

Hidráulica 15%

Solar Fotovoltaica Eólica

0,5%

Nuclear Cogeneración y otros Ciclo combinado 18% 21%

Solar Térmica Carbón

12% Ilustración 1: Mix energético Nacional año 2012 [elaboración propia] [1]

Actualmente podemos decir que España tiene un mix energético equilibrado. En primer lugar, tenemos las fuentes renovables (hidráulica, solar fotovoltaica, eólica, solar térmica, cogeneración y biomasa) estas copan un 39,2 % del total generado. El resto 61,8 % son las no renovables (nuclear, Ciclo combinado y carbón) son fuentes de energía dependientes del exterior, alimentadas con combustibles no renovables y con expectativas a agotarse a medio plazo. Dentro de las no renovables, si nos centramos en las fuentes de energía que generan CO2 podemos decir que tenemos un 21,8 % de Carbón, y 17,8 % de ciclo combinado, el resto de tecnologías no generan emisiones de gases de efecto invernadero. Cabe mencionar que aunque la nuclear sea una energía limpia con respecto a emisiones tiene factores de riesgo altamente peligrosos, como pueden ser los residuos radiactivos.

2.1.1. Fuentes Renovables 2.1.1.1. Hidroeléctrica La energía hidroeléctrica es la producida a través del movimiento de una turbina colocada en el salto de potencial energético del agua en las presas situadas en gran parte de los ríos de la península ibérica. La energía hidroeléctrica es una de las principales

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fuentes de generación de energía renovable de España. En 2012 un 7% de la energía consumida en España procedía de esta fuente. Este dato ha disminuido este año debido a la gran sequía que ha azotado al país. Con muchos embalses por debajo de la mitad de la capacidad. Las centrales hidroeléctricas se sitúan en las principales rutas fluviales de la península ibérica, y son los situados en la zona norte (Galicia, Asturias, Cantabria) con una potencia instalada de 4.667 MW; La región del Duero, con una potencia instalada de 3.887 MW; Los afluentes del Ebro y la zona pirenaica, con una potencia de 4.425 MW; la meseta central correspondiente a la zona Tajo-Júcar-Segura, con una potencia de 4.333 MW; la región sur comprendida por la zona del Guadiana (226 MW) y la zona del Guadalquivir-Sur (1.025 MW). Con una capacidad de producción en total de 9.691 GWh. El producible hidráulico registró un valor notablemente bajo al situarse en torno a los 12.800 GWh, un 54 % inferior al valor medio histórico y un 43 % menor que el alcanzado en 2011. Las reservas hidroeléctricas del conjunto de los embalses finalizaron el 2012 con un nivel de llenado próximo al 36 % de su capacidad total, frente al 52 % del año anterior.

Ilustración 2: Recurso de energía hidroeléctrica año 2012 [1]

2.1.1.2. Energía Eólica La energía eólica es la energía proveniente del recurso del viento. Cabe decir, que este tipo de energía depende de los factores naturales y no la podemos controlar. Aun así, en

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España es la energía. En 2012, se generaron aproximadamente un 18 % del mix nacional con este tipo de energía, situándose como la principal fuente de generación de energía renovable. 2.1.1.3. Otras renovables El resto de generación renovables lo componen la producción de energía solar fotovoltaica con alrededor de un 3 % de la producción total, generando unos 8.257 GWh; en lo que a tecnología solar se refiere tenemos también la solar termoeléctrica que produce cerca de un 1 % de la producción, unos 3.433 GWh. Otros datos a tener en cuenta en el régimen especial son los resultados obtenidos por cogeneración, tanto de térmico procedente de renovable como de fuentes no renovables. En este sentido, tenemos que en cogeneración proveniente de fuente térmica renovable es de 4.219 GWh.

Ilustración 3: Producción por renovables desde 2008

2.1.2. Fuentes No Renovables Estas fuentes obtienen energía eléctrica a partir de carbón, fuel, nuclear y gas natural. El carbón o el fuel se queman para evaporar agua la cual mueve una turbina de vapor conectada a un generador eléctrico. La energía nuclear usa barras de uranio para evaporar agua en vez de quemas combustible fósil. También se quema gas natural en una turbina de gas para mover un generador. El ciclo combinado consume combustible fósil para producir electricidad. Usa como mínimo una turbina de gas y una de vapor, aprovechando el calor de los gases de combustión de la turbina de gas para calentar agua, la cual posteriormente ira a la turbina de vapor, las dos turbinas están conectadas a generadores.

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En el 2012 las fuentes no renovables cubrieron el 68 % de la demanda eléctrica en la península española, un 92 % en las Islas Canarias y 95 % en las Islas Baleares. [1] En el siguiente mapa se puede observar la ubicación, potencia instalada y tipo de central eléctrica.

Ilustración 4: Principales centrales eléctricas en España [2]

2.1.3. Intercambios internacionales de la energía eléctrica La Red Eléctrica de España está conectada con las redes eléctricas de Francia, Portugal, Marruecos y Andorra. Por los últimos 9 años España exporta más energía eléctrica de la que importa. En 2012 “el saldo neto exportador fue de 11.430 GWh” [1] lo que representa “el 4,2 % de la producción total peninsular.” [1]

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En el siguiente mapa se puede observar los puntos de conexión con el exterior y la cantidad de energía que se ha exportado (verde) o importado (rojo) en cada uno de los puntos en el 2012.

Ilustración 5: Intercambios internacionales I [1]

Es útil también observar la capacidad total de intercambio de energía eléctrica gráficamente, lo cual se puede observar en la siguiente grafica para el año 2011.

Ilustración 6: Intercambios internacionales II [1]

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2.2. Tecnología del transporte de energía en España El transporte de la electricidad en España es gestionado por REE. Esta compañía fue fundada en 1985 en aplicación de la Ley 49/1984, de 26 de diciembre. Fue la primera empresa en el mundo dedicada en exclusividad al transporte de energía eléctrica y a la operación de sistemas eléctricos. La Ley del Sector Eléctrico 54/1997 confirmó el papel de Red Eléctrica como pieza clave en el funcionamiento del sistema y la Ley 17/2007, que modificó esta legislación para adaptarla a la Directiva Europea 2003/54/CE, ratificó a Red Eléctrica como el transportista único y operador del sistema eléctrico español. Durante el 2010, en cumplimiento de esta Ley se completó la adquisición de los activos de transporte a las empresas eléctricas, incluidos los sistemas de Baleares y Canarias y representó la consolidación de la compañía como transportista único, lo que la convierte en el TSO (Transmission System Operator) del sistema eléctrico español. La función de Red Eléctrica, como operador del sistema, es garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico manteniendo en constante equilibrio la generación y el consumo del país, y además debe ejercer estas funciones bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia. Además, Red Eléctrica es el gestor de la red de transporte y actúa como transportista único. La estructura organizativa de la compañía se transformó en el 2008 en una estructura de “holding” para reforzar la separación y transparencia de las actividades reguladas en España -transporte y la operación del sistema- del resto de actividades. La sociedad matriz del Grupo es Red Eléctrica Corporación, de la que dependen la filial Red Eléctrica de España, responsable de las actividades eléctricas en territorio español, y la filial Red Eléctrica Internacional, encargada de las actividades del Grupo en el exterior. La evolución estos últimos años en el transporte de la electricidad ha venido marcada por la mejora de la calidad del transporte, minimizando las pérdidas debidas al mismo. Construyendo nuevas líneas de transporte y nuevos centros de transformación. [3] Red Eléctrica continúa realizando un importante esfuerzo inversor para reforzar el mallado de la red con el objetivo de favorecer principalmente la evacuación de la nueva generación renovable instalada, facilitar la alimentación eléctrica de los trenes de alta velocidad, dar apoyo a las redes de distribución y sobre todo, fortalecer las interconexiones internacionales y otros proyectos como la interconexión de la península con Baleares. Las actuaciones realizadas en el 2011 han supuesto una inversión de 819 millones de euros, con 1.738 Km de circuito de nuevas líneas, 247 nuevas posiciones de subestaciones y 2.700 MVA de transformación. [3] Actuaciones más significativas en el 2011:

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Interconexión de la Península con Baleares. Avance de los trabajos en la interconexión con Francia. Conexión de la zona noroccidental con la meseta, para facilitar la evacuación de la generación eólica de Galicia y la mejora de la conexión con Asturias. Desarrollo del eje eléctrico trasmanchego, que reforzará la conexión entre Levante y la zona centro peninsular. Desarrollo de la red que une Aragón con Levante.

Principales ejes en fase de desarrollo:      

Conexión de la zona noroccidental del país con la zona centro. Avance en el desarrollo del eje eléctrico trasmanchego. Mejora del mallado para reforzar la red en toda la cuenca norte del país. Desarrollo del eje Almaraz-Guillena. Interconexión Mallorca-Ibiza, que facilitará un mejor y más fiable suministro eléctrico a los consumidores de estas islas. Avance en la interconexión con Francia.

Ilustración 7: Evolución de la infraestructura de transporte desde 1972-2011 [2]

Ilustración 8: Líneas de transporte nacional [1]

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Ilustración 9: Posiciones de subestaciones peninsulares y extrapeninsulares [2]

Ilustración 10: Capacidad de transformación en sistema español [1]

2.2.1. Transporte en el sistema peninsular El transporte del sistema eléctrico peninsular lo forman una serie de interconexiones de red en forma de malla que dan estabilidad y calidad al sistema eléctrico español. Además de esta red si dispone también de interconexiones con otros países vecino, como son Francia, Portugal, Andorra, y Marruecos por vía submarina. Además hay un cable que une las Islas Baleares con territorio peninsular, aunque su aportación al sistema es mínima.

Ilustración 11: Mapa del sistema de transporte eléctrico Español [6]

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2.2.2. Transporte en sistemas extra peninsulares Los sistemas de transporte de energía eléctrica tienen la característica principal de que son sistemas aislados, las distancias a recorrer no son tan elevadas como en la península, y por tanto, el voltaje de la red no pasa de los 66 kV. La red de transporte en Canarias está formada por los siguientes elementos:   

Líneas y subestaciones de tensión igual o superior a 66 kV. Cable submarino entre las islas de Lanzarote y Fuerteventura. Transformadores de 220/132/66 kV.

Ilustración 12: Mapa del sistema de transporte eléctrico Canario [7]

Desde julio del 2010, Red Eléctrica es propietaria del 100% de la red de transporte en Baleares que está formada por los siguientes elementos:    

Líneas de tensión igual o superior a 66 kV. Parques o subestaciones de tensión igual o superior a 66 kV. Enlaces eléctricos entre las islas y del archipiélago con la península, independientemente del nivel de tensión. Transformadores de 220/132/66 kV.

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Ilustración 13: Mapa del sistema eléctrico Balear [8]

2.2.3. REE como operador del sistema Como ya se dijo en la introducción Red Eléctrica es el operador del sistema eléctrico español, tanto en la península como en los sistemas insulares y extrapeninsulares, garantizando la seguridad y continuidad del suministro eléctrico. La energía eléctrica no se puede almacenar en grandes cantidades. Por eso, en todo momento, su producción debe igualarse a su consumo de forma precisa e instantánea lo que requiere su equilibrio constante. La función de Red Eléctrica, como operador del sistema, consiste en garantizar ese equilibrio. Para ello, prevé el consumo y opera y supervisa en tiempo real las instalaciones de generación y transporte, logrando que la producción programada en las centrales coincida en todo momento con la demanda real de los consumidores. En el caso de que difiera, envía las órdenes oportunas a las centrales para que ajusten sus producciones aumentando o disminuyendo la generación de energía. Red Eléctrica, elabora anualmente las previsiones de evolución de la demanda eléctrica a medio y largo plazo, así como de su cobertura. Estas previsiones son fundamentales para la elaboración de los planes de desarrollo de la red de transporte para los próximos años, aprobados por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Red Eléctrica también gestiona los denominados servicios de ajuste que son aquellos que tienen por objeto adecuar los programas de producción resultantes de los mercados eléctricos diarios e intradiarios a los requisitos de calidad, fiabilidad y seguridad del sistema eléctrico. Se entienden por servicios de ajuste o mercados de ajuste la solución de restricciones técnicas, la asignación de los servicios complementarios y la gestión de desvíos. [3]

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EL operador del sistema tiene que cumplir con su misión que consiste en los siguientes procedimientos: [3] -

Criterios de funcionamiento y seguridad Niveles admisibles de carga de red Tensiones admisibles de nudos de red Condiciones entrega energía puntos de frontera Establecimiento de la reserva para la regulación frecuencia-potencia Establecimiento de los planes de seguridad para la operación del sistema Previsión de la demanda Previsión de la cobertura y análisis de seguridad del sistema eléctrico Planes de mantenimiento de las unidades de producción Programación de la generación Resolución de restricciones técnicas Gestión de desvíos generación-consumo Programación del mantenimiento de la red de transporte Programación del mantenimiento de la red de distribución que afecta a la operación del sistema eléctrico Comunicación y tratamiento de las indisponibilidades de las unidades de producción Programación de la generación de origen renovable no gestionable Participación de las instalaciones de producción durante la fase de pruebas pre operacionales de funcionamiento en los procesos gestionados por el operador del sistema Concentración y gestión de la reserva de potencia adicional a subir Resolución de restricciones por garantía de suministro Gestión de las conexiones internacionales Resolución de congestiones en la interconexión Francia – España Resolución de congestiones en la interconexión Portugal – España Procedimiento de determinación de pérdidas de transporte y cálculo de los coeficientes de pérdidas por nudo Medidas de operación para garantizar la cobertura de la demanda en situaciones de alerta y emergencia Servicio complementario de regulación primaria Regulación secundaria y terciaria Servicio complementario de control de tensión de la red de transporte Definición de las redes operadas y observadas por el operador del sistema Operación del sistema de producción y transporte Condiciones de instalación en los puntos de medida Verificación de los equipos de medida Requisitos de los equipos de inspección Concentradores de medidas eléctricas y sistemas de comunicaciones [3]

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2.3. Distribución y comercialización de la energía en España 2.3.1. Diferencia entre distribución y comercialización de la energía eléctrica Una de las características y peculiaridades de la liberalización en el sector eléctrico es la separación de la actividad en dos: la distribución y la comercialización de la energía. Hasta ahora la misma empresa distribuía y vendía la electricidad. En el mercado libre estas actividades se dividen, por lo que las empresas que distribuyen la energía eléctrica van a ser distintas de las que la comercializan. Las empresas distribuidoras son las propietarias de las infraestructuras y responsables de asegurar la calidad del servicio. En caso de avería o problemas de suministro, responden ante el consumidor aun cuando no existe contrato entre ellos. Asimismo, son las empresas que leen los contadores de los consumidores y facilitan esa lectura a la comercializadora que tiene contratada el cliente. Las empresas comercializadoras son las que compran la energía a las distribuidoras y la venden al consumidor final. Son, por tanto, las empresas con las que el consumidor firma el contrato de suministro. No todas las empresas comercializadoras pueden facilitar al consumidor un contrato de Tarifa de Último Recurso, solo las que el Gobierno ha designado como comercializadoras de TUR.     

Endesa Energía XXI, S.L [13] Iberdrola Comercialización de Último Recurso, S.A.U. [14] Unión Fenosa Metra, S.L. [15] Hidrocantábrico Energía Último Recurso, S.A.U. [16] E.ON Comercializadora de Último Recurso, S.L. [17]

La Comisión Nacional de Energía ofrece siempre un listado completo y actualizado de las comercializadoras disponibles y de las que pueden ofrecer la TUR. [11][9]

2.3.2. Liberalización del mercado Hasta el año 1997 era el Gobierno el encargado de fijar las tarifas eléctricas. Ese año, durante el primer Gobierno de Aznar, se promulgó la Ley 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Eléctrico1 (como transposición de la Directiva 96/92/CE de 19 de diciembre de 19962 ), que liberalizaba el mercado eléctrico en España y sigue en vigor actualmente tras diversas modificaciones: Ley 53/2002 de 30 de diciembre, Ley 24/2005 de 18 de noviembre y la Ley 17/2007 de 4 de julio. Este marco legal ha sido además completado mediante sucesivos reales decretos, órdenes y resoluciones. En una primera fase (Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico) se separan las actividades reguladas (trasporte y distribución) y las no reguladas (producción y comercialización).

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Las empresas eléctricas se ven obligadas a separar contable y jurídicamente esas actividades. Posteriormente, la Ley 17/2007, de 4 de julio, del Sector eléctrico, establece que la actividad de suministro a tarifa pasará a ser ejercido en su totalidad por las comercializadoras en libre competencia, en lugar de las distribuidoras que eran las encargadas hasta ese momento. Finalmente, el Decreto 485/2009, de 3 de abril, regula la puesta en marcha del suministro de último recurso e introduce dos cambios importantes a partir del 1 de julio de 2009:  

Las empresas distribuidoras ya no comercializan directamente al cliente la electricidad. Esta actividad la realizan las empresas comercializadoras. Las tarifas reguladas han desaparecido, a excepción de la Tarifa de Último Recurso (TUR) para suministros de baja tensión y potencia contratada inferior a 10 kW.

2.3.3. Tarifa de último recurso Para evitar el cambio tan brusco que iba a significar la liberalización del mercado energético para el consumidor final, el Gobierno creó un sistema intermedio de transición que se ha denominado Tarifa de Último Recurso (TUR). La TUR es el precio máximo y mínimo, único en todo el Estado y aprobado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, que pueden cobrar las comercializadoras de último recurso a los consumidores que se hayan acogido a ella. De acuerdo con las normas que lo regulan y con carácter general, el precio se revisa semestralmente. Esta tarifa consta de dos términos: 

Término fijo o de potencia: se paga por la potencia contratada y es el resultado de multiplicar el precio del término de potencia vigente en el período de facturación, por los kW contratados.



Término variable o de energía: se refiere a la facturación por los kW consumidos en el periodo de facturación, de acuerdo con lo que figure en el contador. Se multiplican por el precio del kWh.

Además, en la factura aparece esta información: 

Impuesto sobre la electricidad: no se trata realmente de un impuesto; por eso se le puede cargar el IVA. Su importe varía en proporción a la energía consumida.



Alquiler de contador: los contadores son propiedad del distribuidor y por ellos se debe pagar un alquiler. Su abono se realiza a través de la comercializadora.

Pueden acogerse a ella los consumidores en baja tensión y cuya potencia contratada sea inferior o igual a 10 kW. El paso a la TUR se ha realizado de manera automática en la mayoría de los contratos. Una vez acogido a la TUR, el consumidor puede solicitar en cualquier momento el cambio a otra comercializadora de TUR o al mercado libre. Para hacerlo, es necesario

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comunicar su intención al nuevo comercializador y firmar el nuevo contrato de suministro. La empresa contratada se encarga de todos los trámites del traslado. Cuando ya se ha realizado el cambio, ni el comercializador de último recurso original ni ninguna otra empresa comercializadora de su mismo grupo empresarial pueden realizar contraofertas al consumidor en el plazo de un año. El bono social supone la congelación de la tarifa vigente en el momento de su puesta en marcha (1 de julio de 2009) hasta el año 2012. Pueden acogerse al bono social cuatro colectivos, siempre y cuando sean personas físicas, estén dentro de una comercializadora de último recurso y se vaya a aplicar al contrato de su vivienda habitual: 1.

Clientes con una potencia contratada inferior a 3 kW

Pensionistas con prestaciones mínimas

Familias numerosas

Hogares en los que todos sus integrantes se encuentren en situación de desempleo

El bono social se disfruta por períodos de dos años y para volver a beneficiarse de él debe acreditarse de nuevo que se cumplen los requisitos. Únicamente los clientes con contratos de suministro de potencia inferior a 3 kW están excluidos de esta condición, pues su inclusión en el bono social es automática. Si el afectado deja de cumplir los requisitos que le permiten disfrutar del bono social debe comunicarlo a la compañía. Cuando ya no se den las condiciones para beneficiarse del bono social, se hará una refacturación del suministro desde la fecha en que se perdió la condición de beneficiario. Para solicitar el bono social hay que enviar a la comercializadora de último recurso un correo ordinario, fax o correo electrónico, o personarse en las oficinas de la distribuidora (no de la comercializadora) junto con la acreditación de las circunstancias que dan derecho al bono. [11]

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Demanda de la energía eléctrica en España

En 2012 la demanda anual peninsular de energía eléctrica se situó en 252 191 GWh y en 15 181 GWh para los sistemas extra peninsulares, llegando a un total de 267372 GWh. [1] Dado que la población de España es de 47 265 321 de habitantes [23], esto quiere decir que en 2012 se consumió 5.66 MWh por habitante y año. Dato que resulta interesante al observar la relación entre Consumo eléctrico y el Producto Interior Bruto 2007/2009 de distintos países: [22]

30.000 Noruega

Consumo anual per cápita (kWh)

25.000

20.000 FIN

CAN SWE

15.000

KWT UAE

Luxemburgo

EE.UU. AUS NZL

10.000 CZE

5.000

ZA BG VE BR MU DO GA

Bermuda

KOR

ESP ITA

BEL AUT NL CH

Singapur Jersey

IRL

GBR

CHI NPL PH

Islas Vírgenes Guinea Ecuatorial

0 0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

PIB per cápita (US$ Paridad de Poder de Compra)

Ilustración 14: Consumo anual per cápita vs PIB per Cápita [22]

El siguiente grafico ilustra la Evolución del crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica en las barras de las centrales (sistema peninsular):

Ilustración 15: Evolución de la demanda última década [2]

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Obsérvese la relación directa que hay entre la demanda de energía eléctrica y la situación económica. El consumo de electricidad por sectores económicos es el siguiente: 1) 2) 3) 4)

Sector industrial y construcción: 35% Sector residencial: 27% Sector comercial y servicios: 31% Sector primario (agricultura, energía y otros): 7%

El consumo de electricidad por sectores económicos - Sector primario (agricultura, energía y otros): 7%

- Sector comercial y servicios: 31% 31%

- Sector industrial y construcción: 35%

- Sector residencial: 27% 27%

Ilustración 16: Consumo de electricidad en España

Hay que recordar que las industrias más tecnificadas son las que más consumen. Con respecto a los sectores residenciales y comerciales se puede decir que la mayor comodidad y calidad de vida exige cada vez un consumo mayor. [21] También es oportuno recordar que “El gasto en electricidad representa para las familias en torno al 2,5% del presupuesto familiar (en promedio, unos 69 euros al mes).” [18] A continuación se puede observar el consumo de electricidad por sectores de la industria.

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Industria; 57% Extractiva; 1% Resto Industria; 11% Equipo transporte; 4%

Alimentación; 11%

Textil y cuero; 3% Pasta y papel; 8%

Transformados metálicos; 7%

Química; 13%

Metalurgia no férrea; 11% Siderurgia y fundición; 17%

Minerales no metálicos; 12%

Ilustración 17: Consumo de electricidad según el tipo de industrias

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4. Funcionamiento del mercado del sistema eléctrico español En los apartados anteriores hemos podido observar una introducción de la estructura de funcionamiento del sistema eléctrico español. En este puntos podremos ver cómo funciona el mercado de la electricidad en España, quienes son los organismos y entidades participantes, como y quien pone precio a las tarifas eléctricas, y finalmente veremos un análisis económico y la posición de dominio de las empresas participantes. 4.1. Entidades participantes en el sector eléctrico En los últimos años se han producido varios cambios normativos en el sistema eléctrico español que han modificado su estructura. Por una parte, se creó la figura del operadortransportista único, que es REE (Red Eléctrica de España). Por otra parte, se forzó la división de las compañías eléctricas clásicas, separando la distribución de la comercialización, para garantizar un proceso de transición desde un escenario de tarifas reguladas por el gobierno a un mercado eléctrico de producción en el que era necesario dar cabida a las pequeñas comercializadoras independientes. Para aclarar un poco todo esto, vamos a hacer un breve repaso de las distintas funciones de las empresas eléctricas en España.  Operador del Sistema y Transportista: Actualmente REE es la empresa encargada del transporte de energía eléctrica y de la operación del sistema eléctrico español, tanto el peninsular como los insulares. Estas actividades están reguladas a golpe de BOE, por lo que se podría decir que REE es un monopolio impuesto por el gobierno. En otros países estas dos funciones están separadas en dos entes distintos, pero normalmente no hay más de una empresa encargada de una de estas dos funciones básicas para el buen funcionamiento del sistema.  Productores de energía eléctrica: Las empresas que generan electricidad, por medio de cualquiera de las diferentes tecnologías disponibles (sea en régimen ordinario o especial). Esta electricidad pueden venderla al mercado eléctrico (directamente o a través de un comercializador), o directamente a un consumidor mediante un contrato bilateral.  Comercializadores: Antiguamente las grandes empresas eléctricas clásicas (Endesa, Iberdrola o Fenosa, por ejemplo) eran al mismo tiempo distribuidoras y comercializadoras. Los consumidores compraban la electricidad a una de estas empresas (según su distribución geográfica), y pagaban normalmente un precio regulado por ley. Ahora que desaparecen las tarifas, es necesario que la actividad de comercialización de la energía esté separada de la distribución, para evitar posiciones dominantes. Esto permitió la entrada de comercializadoras que no producen electricidad, sino que sólo la compran y venden. Aunque la mayoría de consumidores pagan sólo a la empresa comercializadora correspondiente, es posible pagar por separado a comercializadora (por la energía consumida) y a la distribuidora (por el uso de su red). Esta es una opción usada por algunas industrias para tener un mayor control de sus gastos.

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 Distribuidores: Empresas propietarias de las redes de distribución. Normalmente se reparten por criterios geográficos. Por ejemplo, en Galicia la mayoría de las redes de distribución son gestionadas por Unión Fenosa Distribución (ahora parte de Gas Natural). Estas empresas reciben ingresos por realizar esta función, y sus planes de inversiones y mantenimiento de las líneas pueden estar bajo la supervisión del gobierno.

Ilustración 18: Distribuidores España

 Operación del Mercado Eléctrico. Al igual que REE con la operación y transporte, la operación del mercado eléctrico es una actividad regulada y concedida en exclusiva a OMEL (Operador del Mercado Eléctrico de Energía Polo Español). Se añade la coletilla de Polo Español debido al proceso de fusión de los mercados eléctricos español y portugués, bastante avanzado ya, y que en el futuro puede provocar que haya un único operador del mercado ibérico.  Consumidores: Existen de dos tipos, por un lado, los consumidores industriales (Consumidores cualificados) deben comprar su energía en el mercado eléctrico (bien directamente, bien a través de un comercializador), o por medio de un contrato bilateral con un productor. Por la otra parte, los consumidores domésticos también deben comprar su energía en el mercado, mediante contrato con una compañía comercializadora. Aquellos consumidores con una potencia menor a 10 kW pueden acogerse a la Tarifa de Último Recurso (TUR), que es ya la última tarifa eléctrica regulada, o incluso al bono social si cumplen ciertos requisitos. En cualquier caso, la TUR acabará desapareciendo y todos los consumidores compraremos la electricidad en el mercado libre, como ya hacemos con otros servicios como la telefonía móvil. Otros participantes (indirectos) son:

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 CNE. La Comisión Nacional de la Energía: no es un participante directo del sistema eléctrico, pero tiene una gran importancia por ser el ente que revisa su funcionamiento, elabora informes para organismos oficiales, y asesora al gobierno en la elaboración de nuevas regulaciones.  Ministerio de Industria, Turismo y Comercio: Al final ellos son los que deciden, elaborando las normas y regulaciones. Concretamente el organismo encargado de esto es la Subdirección General de Energía Eléctrica, perteneciente a la Dirección General de Política Energética y Minas, que a su vez pertenece a la Secretaría de Estado de Energía. En definitiva, una gran cantidad de empresas y organizaciones que cumplen distintas funciones para lograr que la electricidad producida por unos pueda ser consumida por otros, por medio de mecanismos de mercado que aseguren que cada parte recibe una retribución justa por las funciones que realiza. [19] 4.2. Oligopolio de las eléctricas El sistema eléctrico español es un oligopolio de mercado dominado por un pequeño número de vendedores o prestadores de servicio (oligopólicos-oligopolistas). Debido a que hay pocos participantes en este tipo de mercado, cada oligopólico está al tanto de las acciones de los otros. Las decisiones de una empresa afectan o causan influencias en las decisiones de las otras. Por medio de su posición ejercen un poder de mercado provocando que los precios sean más altos y la producción sea inferior. Estas empresas mantienen dicho poder colaborando entre ellas evitando así la competencia. Es el caso de las grandes empresas eléctricas que operan en España. El oligopolio en el sistema eléctrico Español supone la existencia de varias empresas que ofrecen un mismo producto (Generación, distribución y comercialización), pero de tal forma que ninguna de ellas puede imponerse totalmente en el mercado. Hay por ello una constante lucha entre las mismas para poder llevarse la mayor parte de la cuota del mercado en la que las empresas toman decisiones estratégicas continuamente, teniendo en cuenta las fortalezas y debilidades de la estructura empresarial de cada una. Lo trascendente por tanto, en el oligopolio, es la existencia de importantes interacciones entre los productores, y no en el número de empresas existentes en el mercado. La organización del sector eléctrico podemos decir que se sostiene en una Integración vertical hacia delante y hacia atrás según como se desee mirar. Decimos que las cinco grandes empresas del sector, Endesa, Unión Fenosa, Iberdrola, HC Energia y E-ON, controlan casi el 75% de la generación eléctrica en España, casi el 100% de la distribución y el 90 % de la comercialización. Cabe destacar que los precios se fijan mediante subastas entre sí mismas donde ellos negocian y compran energía entre sí mismos. Además de que pueden manipular los precios de la electricidad y que los márgenes de beneficios de las transacciones siempre sean para ellos, pueden practicar una maniobra conocida como “dumping” que consiste en bajar los precios por debajo de los costes de producción y así eliminar a la competencia de generación que tendrá que malvender sus MWh producidos en las subastas. En teoría, existen los organismos

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reguladores que controlan en las subastas, y que se explicaran en los siguientes puntos del presente informe.

Productoras de Energía en España 1% 2%

16%

1% 1%

24%

2% 1%

1% 2% 2% 3%

3% 1%

16% 9% 6%

1% 2%

Endesa Generación Endesa Distribución Endesa Cogeneración y Renovables Iberdrola Generación Iberdrola distribución Iberdrola energias renovables de C.La Mancha Iberdróla Energías Renovables de Galicia Gas Natural SDG Unión Fenosa Generación Unión Fenosa Distribución Hidroelectrica del Cantabrico Generación Enel Viesgo Cogeneración (EON) Nuclenor Nueva Generadora del Sur Acciona Green Energy Electrica de la Ribera del Ebro Bizkaia Energía AES Energía Cartagea Bahia de Bizkaia Electricidad Detisa Electricité de France Casteinou Energía Energías Renovables del Mediterraneas Otras

Ilustración 19: Productores de energía eléctrica en España [elaboración propia]

Distribución de Energía Electrica Hidro cantabrico distribución; 4,57

EON; 2,56

Unión Fenosa Distribución; 16

Otras; 0,12

Endesa Distribución; 41,12

Iberdrola distribución; 35,65

Ilustración 20: Distribuidores de energía eléctrica en España [Elaboración propia]

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Comercializadoras del sector eléctrico 0% Endesa Energía

0% 0%

Endesa Generación

Iberdrola Comercializadora

Iberdrola Generación

Unión Fenosa Comercial

Gas Natural Comercializadora Naturgas Comercializadora

11% 2%

Gas Natural Servicios

1% 41%

Hidrocantabrico Comercializadora EON Comercializadora Office National de L`electricité

Centrica Energía Edf Trading Limited Nexus Energía

14%

Danske Commodities Hispaelec Energía

14% 1%

Celulosas de Asturias Compagnie Natinole du Rhone Otros

Ilustración 21: Comercializadores de energía eléctrica en España [Elaboración propia]

4.3. Funcionamiento del mercado Las empresas generadoras son las que producen la energía en las “utilities” y esa energía, y REE se encarga del transporte. Luego las empresas distribuidoras la llevan hasta nuestro contador de consumo, y finalmente el consumidor compra la electricidad a una de las comercializadoras disponibles. Así funciona los flujos de energía en el sistema, pero centrándonos en lo financiero, en medio del proceso existen movimientos y flujos de capital que se intercambian en subastas. Tenemos dos tipos de subastas: La subasta trimestral o CESUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso), la cual se realiza para fijar el 50% del precio de la TUR, y es un intercambio de compra venta de energía entre las productoras, y las comercializadoras de último recurso que son ENDESA, Iberdrola, Gas Natural Unión Fenosa, HC Natur Gas, y EON. La subasta del mercado diario la rige un operador del mercado OMEL, y es el conjunto de flujos derivados de las empresas generadoras que lanzan al mercado la energía que

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pueden vender al día siguiente, luego las empresas distribuidoras, y los consumidores cualificados, otros intermediarios son los que compran esa energía. Ambas subastas se realizan a través de unas plataformas online, donde solo tienen acceso los participantes de las mismas.

Ilustración 22: Funcionamiento del mercado eléctrico Español

4.3.1. Mercado diario de energía En España la compra y venta de energía eléctrica se realiza mediante un mercado eléctrico regulado por OMEL [20] (Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español, S.A.). Según esta empresa, el mercado eléctrico se define como "el conjunto de transacciones derivadas de la participación de los agentes del mercado en las sesiones de los mercados diario e intradiario y de la aplicación de los Procedimientos de Operación Técnica del sistema". Una explicación sencilla sería que los generadores ofertan la electricidad que van a producir al día siguiente, y las empresas compran esa electricidad. De esta forma se iguala la generación a la demanda, pues sólo producirán electricidad los generadores que hayan conseguido un comprador para su electricidad. Pero esta es una explicación demasiado simple, así que vamos a ampliarla un poco. Antes de nada, hay que aclarar qué participantes pueden lanzar ofertas de compra y venta al "pool", que es donde los generadores y consumidores lanzan sus ofertas. Estos participantes son llamados "agentes de mercado", y son los siguientes: productores de electricidad, distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados. También existen los llamados "agentes externos", que son las empresas o consumidores

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extranjeros que pueden comprar o vender electricidad a través de las conexiones internacionales. Los distintos generadores de electricidad ofertan en el mercado diario la energía que pueden producir en cada hora del día siguiente. Por otra parte, los consumidores lanzan ofertas al mismo mercado, ofreciendo un precio por la energía que van a consumir. Los productores y consumidores pueden hacer estas ofertas divididas en un máximo de 25 tramos en cada hora, ofertando por ejemplo el mínimo técnico de generación a precio cero (para no tener que parar completamente) y el resto de producción en tramos crecientes. Estos precios serán distintos para cada productor y cada consumidor, en función de sus características y necesidades, y pueden ser distintos también para cada hora del día, porque hay mucha más necesidad de energía en las horas punta que de noche, y por consiguiente el precio será mayor en esas horas punta.

Ilustración 23: Mercado diario [20]

Hay productores que incluso ofrecen su energía a precio cero. Un ejemplo son los parques eólicos, porque sus costes variables son prácticamente nulos (no necesitan combustible) y por tanto siempre les es rentable vender energía. Otro ejemplo son las centrales nucleares, en este caso porque el coste de parar y arrancar la instalación es tan grande que les sale rentable perder dinero en algunas horas. En casos en que aumenta de forma incontrolada la producción (por ejemplo por la entrada masiva de energía eólica cuando sopla mucho el viento) y la demanda es baja, puede suceder que sólo entren en la casación los productores que hicieron ofertas a precio cero. En este caso los generadores de régimen ordinario (como la nuclear) no cobran por la energía producida, mientras que los del régimen especial reciben lo mismo porque están bajo precio regulado (la diferencia entre el precio regulado y el precio de casación está subvencionado). Comparando las ofertas de venta de los productores y las ofertas de compra de los consumidores se calcula el punto de intersección, que fija el precio marginal del

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mercado para cada hora del día. Éste será el precio que recibirán todos los generadores que han casado sus ofertas de venta (es decir, cuyas ofertas estaban por debajo del precio marginal resultante), y lo que tendrán que pagar los consumidores que hayan casado sus ofertas de adquisición (con ofertas de compra superiores al precio marginal). Este sistema tiene una peculiaridad, y es que todos los generadores cobran el precio marginal, que es el precio más alto de la casación. Esto resulta muy ventajoso para aquellas tecnologías que producen la electricidad a un precio menor, ya que reciben grandes beneficios. Otra opción sería dar a cada productor el precio ofertado, de forma que todos tendrían que ofertar a precios suficientemente altos para conseguir beneficios, pero muy ajustados para conseguir entrar en la casación.

Ilustración 24: Precio de Casación [20]

Una vez calculada la primera casación, se añaden los contratos bilaterales (que son los contratos suscritos entre un productor directamente con un consumidor, sin pasar por el mercado). Entonces hay evaluar la viabilidad del programa, teniendo en cuenta las capacidades de las líneas de transporte, las conexiones internacionales, y otros condicionantes. Después de un proceso de iteraciones se obtiene el "Programa Diario Viable Definitivo", que es el programa completo de generación, consumo y transporte del día siguiente. El problema es que el programa no siempre se cumple a rajatabla, y aparecen los desvíos (diferencias entre la generación y consumos previstos, que alteran el equilibrio). Para solventar este problema existe el mercado intradiario, que divide el día en seis sesiones de cuatro horas, para cada una de las cuales los participantes pueden lanzar ofertas de venta y de compra, y en cada una de ellas se produce una nueva casación. Tras cada una de estas casaciones se estudian nuevamente las restricciones técnicas del sistema, hasta alcanzar un nuevo programa, que es el "Programa Horario Final".

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Sin embargo, todo esto aún no garantiza la igualdad entre producción y consumo, pues en cualquier momento puede haber variaciones en algún productor o consumidor. Para contrarrestar esto existen las bandas de regulación secundaria y terciaria. Las instalaciones participantes en estas regulaciones no participan en el mercado, y reciben una fuerte compensación por disponibilidad (por estar preparadas para cuando sean necesarias). Al final, el último programa es el "Programa Horario Operativo", y este es el que establece lo que se genera en cada instalación. [19]

Ilustración 25: Agentes participantes en la subasta diaria [19]

4.3.2. Subasta trimestral Las subastas de energía para el suministro a tarifa es un nuevo mecanismo de compra de energía destinada a los consumidores acogidos a la tarifa regulada, implantado en España recientemente (junio 2007). Además de en estas subastas, los distribuidores también pueden adquirir energía en las subastas del mercado a plazo OMIP y en el mercado diario para suministrar electricidad a los consumidores del mercado regulado. La finalidad de estas compras de energía, denominadas CESUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso), es, por un lado, fomentar la liquidez de los mercados a plazo y, por otro lado, estabilizar el coste de la tarifa integral haciendo previsible el coste de adquisición de la energía para los consumidores acogidos al suministro regulado, frente al valor más imprevisible de la energía si se compra diariamente en el volátil mercado diario. Un coste de generación más cercano a la realidad y conocido. Además permitiría reducir el déficit tarifario. Las subastas de electricidad para el suministro a tarifa tienen carácter trimestral. Se asignan contratos para el suministro de clientes a tarifa entre los vendedores mediante una subasta de precio descendente en la que los agentes ofertan precios de suministro de la curva de carga subastada en distintas rondas en las que va disminuyendo

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sucesivamente el precio. El equilibrio se alcanza cuando, tras varias rondas de ofertas, la cantidad ofertada es igual o inferior a la cantidad demandada. En las subastas pueden participar y firmar contratos con las empresas distribuidoras los sujetos del mercado que pueden actuar como compradores y vendedores. Los agentes participantes tienen la obligación de disponer como fianza una línea de crédito, según la exposición al riesgo de las posiciones previstas (cantidad esperada que venderán y precios de la electricidad esperados en el futuro) sin necesidad expresa (según la regulación) de una garantía o aval explícitos. De este modo, los agentes participantes acreditan el cumplimiento de sus responsabilidades si finalmente resultan adjudicados en la subasta. Los sujetos que pueden participar no tienen que ser necesariamente generadores de electricidad. Pueden participar también otros agentes que hayan adquirido energía o capacidad de generación en otras subastas o a través de otros mecanismos y que tengan interés en arbitrar entre los distintos precios de los mercados a plazo, de las subastas de distribución y el mercado diario. Existen unas entidades colaboradoras encargadas de la organización y gestión de las subastas para su correcto funcionamiento. La CNE es la institución responsable de supervisar que el proceso de la subasta sea objetivo, transparente y no discriminatorio. Los productos objeto de la subasta podrán ser de dos tipos: un producto de ‘carga base’, en el que el vendedor se compromete a suministrar una energía constante (en todas las horas incluidas) en el periodo de entrega definido en el contrato (un mes, tres meses, un año) y, un segundo producto, denominado de ‘carga modulada’, en el que el vendedor se compromete a suministrar un porcentaje fijo de una curva de demanda con potencia horaria variable. La ejecución de las subastas es antecedida por varias fases previas (ver Figura 2). Una fase en la que los supuestos participantes deben solicitar su admisión como participantes cualificados (fase de precalificación) y una fase en la que un comité, experto y creado para tal fin, confirma que la solicitud y las condiciones administrativas, técnicas y financieras de los agentes cumplen los requisitos mínimos exigidos en la normativa (fase de calificación).

Ilustración 26: Fases de subasta CESUR

Un precio alto inicial p0, fijado por el regulador, asegura la participación de numerosos agentes vendedores. En cada ronda de la subasta, cada agente participante realiza sus ofertas de venta de energía en bloques de 10 MW al precio de salida. Una vez los agentes han enviado sus ofertas, se cierra la ronda y el gestor de la subasta analiza los resultados. Al ser el precio inicial muy alto y presentarse muchos agentes,

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existe exceso de oferta sobre la demanda total que debe cubrirse y, por lo tanto, el gestor de la subasta necesitará abrir una nueva ronda con un precio inferior al anterior. El precio de la siguiente ronda se calcula mediante algoritmos confidenciales para evitar el juego estratégico de los participantes entre rondas.

Ilustración 27: Fase de pujas y precio final [19]

El precio de salida para la ronda siguiente se ajusta a la baja en función de los excesos de oferta hasta llegar a la ronda final en que la oferta iguala a la demanda. El precio de equilibrio de la subasta se obtiene en esta ronda final. Al realizarse las ofertas en bloques de energía (discretas) y en el caso de que la cantidad total ofertada y la demandada no coincidan exactamente, el precio final de la subasta se determina de acuerdo con un sistema de ajuste de cantidades y precios. Una vez finalizada la subasta, la CNE (entidad supervisora) dispone de un plazo de tiempo para revisar y verificar la validez del proceso de formación de precios, según las condiciones que rigen la subasta (competencia y transparencia), y hacer públicos sus resultados. Los agentes vendedores a los que se les adjudicaron contratos firman los contratos bilaterales correspondientes con las empresas distribuidoras al precio resultante de la subasta. Las empresas distribuidoras que pueden firmar estos contratos bilaterales son aquellas que previamente suscribieron un contrato de adhesión a las subastas CESUR. Actualmente, las empresas distribuidoras que firman el contrato de adhesión a las subastas son la contraparte del contrato bilateral o compradores de la energía objeto de la subasta. Esta energía es repartida proporcionalmente entre los distribuidores según la cuota de mercado a tarifa que suministran y, en el caso de que alguna de ellas no hubiera suscrito el contrato de adhesión, los porcentajes se ajustan entre las empresas restantes, de modo que, el total de la energía de la subasta sea adjudicada a un comprador.

4.3.2.1. Última subasta trimestral

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La subasta se ha cerrado con un precio para el producto base de 54,18 euros el megavatio hora (MWh) y de 61,14 euros para el producto punta, lo que supone incrementos del 10 y del 12,7%, respectivamente, respecto a los del trimestre anterior. En total, se ha subastado una carga base de 3.000 megavatios para cada hora del trimestre y de 345 megavatios de carga punta para cada hora entre las 08.00 y las 20.00 horas, excepto sábados y domingos. Por tanto, la factura de la luz subirá el próximo 1 de enero de 2013 un 3% para aquellos usuarios que estén acogidos a la Tarifa de Último Recurso (TUR), es decir, la mayoría de los hogares españoles.

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Déficit Tarifario

El sistema eléctrico español posee un déficit de ingresos, llamado déficit tarifario, “debido a que los costes que se han reconocido a las distintas actividades y costes regulados han sido (y siguen siendo) superiores que los ingresos obtenidos por los precios regulados que pagan los consumidores.” [9] “Todo ello con el fin de laminar el efecto sobre los consumidores del incremento necesario para que los peajes de acceso cubrieran la totalidad de los costes en el momento en que se producen.” [9] El déficit surge a partir de unas predicciones erróneas de los costos de electricidad lo que lleva a fijar los precios muy bajos, tan bajos que fueron menores que los costos, dando lugar al déficit tarifario. Estas predicciones erróneas fueron realizadas en los años 2001, 2002, 2005 y 2006. En la siguiente grafica se puede observar el precio y el costo del MWh en España. Aquí se puede apreciar la brecha que existe entre en precio y el costo.

[9] 5.1. Causas del déficit La red eléctrica de España (sección peninsular) tiene una potencia instalada de 102.524 MW, sin embargo para el 2012 el pico de demanda de potencia instantánea se registró el 13 de febrero a las 20.21 horas con 43.527 MW.[1] Lo que quiere decir que la red posee una capacidad de más del doble de la que se requiere. Y por supuesto por la potencia instalada se paga, dando lugar a la primera causa de déficit. Hay 3 tipos de costes de generación de electricidad y son los siguientes:

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El coste variable por MWh. [18] Los costes fijos, es decir los de mantenimiento y funcionamiento de una central eléctrica. [18] Los costes de amortización (incluida la retribución) de los capitales invertidos en la central. [18]

Según Endesa, la siguiente figura ilustra cada tipo de costes por tecnologías tradicionales y los precios de venta en el mercado mayorista libre (pool). [18] Nótese que los costes son superiores a los precios de venta:

Ilustración 28: Amortización de costes de tecnologías [18]

“Endesa y las productoras tradicionales… afirman que, en la actualidad, ninguna tecnología tradicional cubre sus costes totales de generación, una afirmación que -como veremos- no es compartida por otros y, en particular, por los productores de energía renovable.” [18] Los "peajes de acceso" (access charges) los cuales nos son más que unos "costes logísticos y regulados" son “unos pagos que, en puridad, debieran cubrir sólo los "costes logísticos" del transporte y distribución de la energía, pero que, según las normas vigentes, se destinan también al pago de muchos otros "costes regulados", esto es, derechos de cobro legalmente reconocidos.” [18] (Hay que recordar que el término de “costes” se utiliza en el sector eléctrico para referirse también a "subvenciones". [18]) “Entre esos otros costes regulados distintos al transporte y distribución destacan, por su cuantía:” [18] -

“Primas adicionales al precio de mercado satisfechas a la producción de energía acogida al "régimen especial" (entre ellas, las energías renovables y la cogeneración);” [18] “Anualidades para reembolsar déficits tarifarios pasados;” [18]

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“Compensaciones del sobre-coste soportado por las compañías que suministran electricidad a zonas extra-peninsulares (es decir, Baleares, Canarias y Ceuta y Melilla), un concepto que sus beneficiarios consideran un mero coste logístico;” [18] “Pagos por capacidad que incentivan a las compañías que mantienen capacidad disponible (p.ej. mediante centrales de ciclos combinados), en reserva para atender posibles "puntas" de demanda o falta de producción renovable;” [18] “Sobre-coste derivado del uso obligatorio de carbón nacional, mucho más caro que el importado.” [18]

Los productores tradicionales de energía eléctrica “afirman que, en la actualidad, el déficit tarifario tiene su principal raíz en los errores del Plan de Energías Renovables 2005-2010: el Real Decreto 436/2004 no reflejó en las tarifas el aumento previsto del coste de las primas del régimen especial; y, además, las medidas de fomento de las energías fotovoltaicas y termo-solar que se plasmaron en el Real Decreto 661/2007 estuvieron mal diseñadas.” [18] Los productores tradicionales de energía eléctrica también afirma que las autoridades que realizaron el Plan de Energías Renovables 2005-2010 cometieron dos graves errores: [18] - “La capacidad efectiva instalada acogida al régimen de primas resultó muy superior a la prevista;” [18] - “Las primas se fijaron sin tener en cuenta que se trataba de tecnologías poco maduras que todavía no habían aprovechado la "curva de aprendizaje" (pero que lo hicieron después con mucha rapidez, antes de que las autoridades reaccionaran y rebajaran las primas).” [18] Otro aspecto que incremento el déficit tarifario según los productores tradicionales de energía eléctrica fue el comienzo de la crisis económica de 2008 lo que causa una disminución en el consumo de energía eléctrica y por ende una reducción en la capacidad recaudatoria de las tarifas de acceso, elevando así el déficit tarifario. [18] Por el contrario los productores de energía renovable “señalan que el déficit tarifario alcanzó importes muy elevados antes de que las primas a las energías renovables tuvieran una cuantía global apreciable, lo que muestra que su origen no estuvo en dichas primas, sino en la falta de adaptación de la tarifa eléctrica a las subidas en el coste de la generación de energía convencional, muy influido por el precio del petróleo.” [18] Como argumento a esto, la siguiente grafica muestra “una estrecha correlación estadística entre la evolución del precio internacional del petróleo y la cuantía del déficit tarifario.”

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Ilustración 29: Influencia del déficit en los costes [18]

“Así pues, los productores de energías renovables niegan de plano que las primas a las renovables sean la causan principal del déficit. Destacan que las primas a las renovables representan tan sólo un 15% (unos 25 euros/KWh) de la tarifa total.” [18] También los productores de energías renovables señalan que desde 2010 se han reducido los ingresos de las energías renovables y se han adoptado medidas que favorecen a los productores convencionales tales “como el aumento de la retribución a las empresas distribuidoras, la no deducción del sobre-coste atribuible a la asignación de derechos de emisión de CO2 o el aumento de los pagos por capacidad.” [18] Dando lugar a una reducción de pagos de 3.813 millones de euros a las renovables, mientras que los productores tradicionales han obtenido unas ventajas netas de 4.949 euros. [18] Para finalizar los productores tradicionales de energía eléctrica proponen las siguientes acciones para eliminar el déficit tarifario: - “Un incremento de los peajes de acceso (del orden del 10% en el segundo trimestre de 2012 y de un importe similar a principios de 2013).” [18] - “Que los peajes tengan carácter progresivo;” [18] - “Que el límite de potencia para acogerse a la TUR se rebaje a 3KW (frente a los 10 actuales)” [18] - “Aplicar una moratoria inmediata para instalaciones termo-solares sin acta de puesta en marcha y reducir las primas de las plantas ya en funcionamiento: las tarifas termosolares están muy por encima del nivel que produciría una "rentabilidad razonable".” [18] - “Aplicar al sector eléctrico el 100% de los ingresos por subastas de CO2” [18] - “Rebajar la retribución del servicio de interrumpibilidad de los grandes consumidores industriales de electricidad, equiparándolo al de garantía de potencia de las compañías eléctricas.” [18]

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En contraste los productores de energías renovables argumentan “que existen ventajas para las eléctricas tradicionales que sólo responden a la inercia histórica y rechazan la visión de las energías renovables como "las malas de la película", que, además en el caso de la energía termo-solar "acaba de llegar" y no puede ser responsable de todos los males que se le atribuyen.” [18] También señalan que “el modelo energético del siglo XXI debe estar basado en las energías renovables” obedeciendo el objetivo político de la Unión Europea (Roadmap 2050) [18] Adicionando que: - “Las centrales nucleares e hidroeléctricas, que llevan en funcionamiento muchos años, no deben seguir beneficiándose de la diferencia entre el precio fijado en el pool y sus costes marginales, lo que les proporciona unos significativos beneficios extraordinarios o inesperados (windfall profits).” [18] y “A su juicio las compañías titulares de instalaciones hidráulicas han venido disfrutando del uso gratuito de un recurso público, como el agua, y obtenido ampliaciones hasta por 75 años de sus concesiones.” [18]

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6. Comparativa internacional del sector eléctrico El costo del kWh en España es: Costo/kWh en España: 0.04 - 0.07 EUR = 0.0534 - 0.0933 USD Los precios de venta domésticos e industriales del kWh en España, se muestran a continuación: -

Precio venta domestico: 0.1509 EUR [10] = 0.2007 USD Precio de venta industrial: 0.1082 EUR [5] = 0.1439 USD

En la siguiente tabla se puede observar que España es uno de los países en donde la electricidad es cara:

Spain

0.1439

0.2007

Ilustración 30: Tabla de los precios de venta en diferentes países (Industria, Hogar)

Turquía y Japón se encuentran en situaciones de precios similares a España, en cambio en Italia y Alemania el kWh es más caro que en España. Por el contrario, en el resto de los países miembros de la OCDE, el kWh es menor. Los precios de electricidad tienen varios impactos en la economía de un país. Estos precios afectan directamente los costos de producción de cualquier empresa. También los precios bajos de electricidad y la estabilidad de estos, frena la inflación e incentiva las inversiones en un país. Además de colocar al sector industrial de un país en una posición más competitiva. Los precios altos de la electricidad afectan las tasas de interés, los costos laborales, causan problemas de infraestructura entre otros lo cual causa que una economía sea menos competitiva. Estos precios altos también causan que haya un estancamiento de la inversión y la producción de las industrias intensivas en

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energía o que inclusive entren en serios problemas las que ya existen. Un ejemplo de esto son las industrias de producción de aluminio. [12] Es de utilidad ver los diferentes costos de electricidad de las diferentes fuentes de energías renovables. También se ilustra en la siguiente figura los costos y precios de electricidad en Los Estados Unidos.

Ilustración 31: Costes de diferentes tecnologías en comparación con la generación U.S. y residencial U.S.

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7. Situación del sector eléctrico en Canarias 7.1. Singularidades del archipiélago para el aprovechamiento renovable El archipiélago Canario cuenta con 7 islas situadas en una latitud aproximada de 28º N. Una de sus características principales es que son islas de origen volcánico, además de este hecho cuenta con una climatología cálida con un gran número de horas de sol, lo que la convierte en un lugar idóneo para explotar la energía solar. Además en muchas zonas de las islas el recurso eólico es bastante bueno, pero la orografía y las condiciones climáticas cambiantes hacen que sean difícilmente predecibles los fenómenos de vientos. Además, el mencionado origen volcánico de las islas que aún sigue activo, se puede suponer que la energía geotérmica pueda ser explotada en un futuro. Esta sería una fuente renovable estable y abundante. El recurso marino puede ser aprovechado para producir electricidad mediante generación undimotriz, y olamotriz. Los repentinos saltos de cotas en la orografía de la isla la hacen candidata a sistemas de acumulación por bombeo, proponiendo así que sistemas como el eólico se complemente con el almacenamiento hidráulico para tener una energía estable. 7.2. Generación de electricidad en las islas El sistema energético Canario, como bien se comentó con anterioridad en este informe, es un sistema aislado del continente. Esta característica la hace peculiar. Cada isla tiene su propio sistema de producción, transporte y distribución, a excepción de Fuerteventura y Lanzarote que están unidas mediante un cable submarino y forman un subsistema dentro del archipiélago.

Ilustración 32: Mapa de generación en Canarias [3]

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Ilustración 33: Potencia instalada 2012 [3]

Ilustración 34: Gráficos potencia instalada y cobertura de la demanda 2012 [1]

La demanda de cada isla es totalmente diferente, La Palma, La Gomera y El Hierro son las islas de menos consumo, la siguen la unión Lanzarote-Fuerteventura, y finalmente, las islas capitalinas de Tenerife y Gran Canaria.

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Ilustración 35: Comportamiento de la demanda en Canarias 2012 [1]

Ilustración 36: Balance energético año 2012 Canarias [1]

7.3. Perspectivas de futuro Está claro que se debe apostar en un escenario de futuro por las energías renovables en Canarias. Un claro ejemplo es el proyecto de la Gorona del viento [b] cuyo objetivo final es que el consumo de la isla se cubra con energía procedente de fuentes

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renovables. Para ello se instalará un parque eólico y una central hidráulica interconectados con el actual sistema eléctrico de El Hierro. Abastecer la isla con energía procedente de combustibles fósiles comporta una serie de dificultades tales como el coste económico y dependencia del transporte del propio combustible, el coste ambiental de la utilización de combustibles fósiles, etc. Por otro lado la utilización de energías renovables presenta grandes ventajas económicas, sociales y medio-ambientales, aunque tiene el inconveniente de afectar a la estabilidad del sistema eléctrico, en particular cuando se usa energía eólica con dificultades para su capacidad de gestión. El proyecto hidroeólico integra un parque eólico, un grupo de bombeo y una central hidroeléctrica. El parque eólico es capaz de suministrar energía eléctrica directamente a la red y, simultáneamente, alimentar a un grupo de bombeo que embalse agua en un depósito elevado, como sistema de almacenamiento energético. La central hidroeléctrica aprovecha la energía potencial almacenada, garantizando el suministro eléctrico y la estabilidad de la red. El parque eólico realiza la captación y transformación de la energía eólica en energía eléctrica. El sistema hidráulico funcionando como bombeo, hace de acumulador del excedente de energía; funcionando como generador, actúa como productor de energía eléctrica y regulador del sistema eléctrico en la isla. La demanda eléctrica en el año 2.005 fue de 35 GWh, y la potencia eléctrica actualmente instalada (Diesel) es de 11,36 MW. El ritmo de crecimiento actual de la demanda energética ha sido de un 8%; aunque se espera que se estabilice en el corto plazo (3-5 años) en un 4% anual. El proyecto tiene como objetivo el diseño, desarrollo, construcción y puesta en servicio de un sistema hidroeólico capaz de cubrir la demanda eléctrica en la isla de El Hierro, convirtiendo esta isla en un territorio autoabastecido eléctricamente solamente por energías renovables. El sistema estará compuesto por dos depósitos de agua, un parque eólico, una central hidroeléctrica, una central de bombeo y una central de motores diesel (existente). La filosofía de funcionamiento se basa en el abastecimiento de la demanda eléctrica de la isla con fuentes renovables, garantizando la estabilidad de la red eléctrica; la central de motores diesel solamente entrará en casos excepcionales/emergencia cuando no haya ni viento ni agua suficiente para producir la energía demandada. Con la central hidroeólico se consigue transformar una fuente de energía intermitente en un suministro controlado y constante de electricidad, maximizando el aprovechamiento de la energía eólica. De esta manera, la central térmica opera apoyando a modo de reserva sólo en períodos de ausencia de viento, minimizando el consumo de combustibles fósiles.

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Conclusiones

Tras ver este informe, podemos sacar tanto conclusiones positivas como negativas. Si nos centramos en las conclusiones negativas, la principal es el problema del déficit tarifario. Los consumidores tenemos una enorme deuda con las eléctricas, y esta crece año a año. El objetivo de reducir el déficit parece inasumible y extremadamente difícil de superar. En relación con lo anterior, los precios de la electricidad siguen subiendo, casi un 70% desde el año 2007, y las previsiones indican que seguirá subiendo inexorablemente. El otro gran problema del sector es el inoperante funcionamiento del mercado. Este es dominado por un número reducido de empresas que controlan el 75% de la generación, el 99% de la distribución y el 90% de la comercialización. Además se han creado la diferenciación entre el distribuidor y el comercializador, supuestamente para liberalizar el mercado, pero lo que ha propiciado es introducir un intermediario más en el mercado. La asignación de los precios de los mercados diarios y las subastas trimestrales, son una fuente de especulaciones de precios propiciados por las cinco grandes empresas que forman el oligopolio, muchas veces hacen prácticas no permitidas como dumping y tratos sobre el establecimiento de los precios, para sacar los máximos beneficios. [26] Con respecto a Canarias, se tiene una asignatura pendiente con el mix energético. No se ha apostado nada por la inclusión de las energías renovables, teniendo solo un 8% de generación de energías limpias las islas están a la cola de Europa. Este hecho hace más vulnerable al sistema que depende en gran medida del exterior. Políticas incorrectas en torno a la energía son las causas de la no inversión de estas tecnologías en las islas. Buscando los puntos positivos podemos ver que el mis energético nacional es equilibrado y tiene una gran aportación de energías renovables. España ya cumple con el objetivo 20/20/20 en el apartado de 20% de generación con renovables y está a la cabeza de Europa en las tecnologías limpias. El proyecto de la Gorona del Hierro es un claro ejemplo a seguir desde el punto de vista de la introducción de las energías renovables, en 2013 el Hierro generará electricidad 100% renovable. Pese a que la crisis es un factor difícil para la población desde el punto de vista económico, esta ha propiciado que seamos más responsables en el uso de la energía, la demanda de electricidad ha caído en torno a un 10% desde el comienzo de la crisis, y por tanto se han dejado de emitir miles de toneladas de CO 2 y otros gases de efecto invernadero a la atmosfera, dando así un respiro al medioambiente. [26]

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Referencias

[1] El sistema eléctrico Español / Avance 2012. Red Eléctrica Española [2] El sistema eléctrico Español / Informe 2011. Red Eléctrica Española [3] Red Eléctrica Española. http://www.ree.es/home.asp [4] Ricardo Guerrero Lemus, José Manuel Martínez-Duart; Renewable Energies and CO2: Cost Analysis, Environmental Impacts and Technological Trends – 2012 Edition, © Springer-Verlag London 2013 [5] HERALDO.es URL: http://www.heraldo.es/noticias/economia/2012/04/11/los_espanoles_son_los_terceros_q ue_mas_cara_pagan_electricidad_183607_309.html [6] Comisión Nacional de la Energía, “INFORME SOBRE EL SECTOR ENERGÉTICO ESPAÑOL” 7 de marzo de 2012 [7] Mapa sistema de transporte Balear. REE [8] Mapa sistema de transporte Canario. REE [9] CNE (Comisión Nacional de la Energía). http://www.cne.es/cne/Home [10] Resolución de 27 de diciembre de 2012, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece el coste de producción de energía eléctrica y las tarifas de último recurso a aplicar a partir del 1 de enero de 2013. [11] http://es.wikipedia.org/wiki/Mercado_el%C3%A9ctrico_de_Espa%C3%B1a [12] Thomson Reuters. URL: http://in.reuters.com/article/2012/09/11/brazil-economyelectricity-idINL1E8KBALP20120911 [13] Endesa. http://www.endesa.com/es/home [14] Iberdrola. http://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ESWEBINICIO [15] Gas Natural Unión Fenosa. http://www.gasnaturalfenosa.es/es/1285340760529/inicio.html [16] HC Energía. http://www.hcenergia.com/es/ [17] E-ON. http://www.eonespana.com/es.html [18] Déficit tarifario: http://www.expansion.com/blogs/conthe/2012/03/21/el-deficittarifario-causas-y-soluciones.html

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[19] Funcionamiento del mercado eléctrico. http://www.eurowon.com/2010/06/funcionamiento-del-mercado-electrico-en.html [20] OMEL. http://www.omelholding.es/omel-holding/ [21] Asociación Española de la Industria Eléctrica URL: http://www.unesa.net/unesa/unesa/electricidad/ficha2_8.html [22] Energiaysociedad.es URL: https://docs.google.com/viewer?a=v&q=cache:KdUSpnw_QC0J:www.energiaysocieda d.es/documentos/1_5_contribucion_del_sector_electrico_a_la_sociedad.doc+consumo+ de+electricidad+en+espana+por+sector&hl=en&pid=bl&srcid=ADGEESgBFZ3Akspw 3r68a0ZKRVuriejkcHmvYhi2vWl7MEJGCDMiGkuJa7NVttltgTTB64NWacfdqFfRRzYcTtvqILTFXT_X9Al1MZ3IXy3bCMFtuVGn17B58BeHcm B89wIF9f5Rvys&sig=AHIEtbQQ9Q1kqe6X4XgA5jao6YW1kUXsCA [23] Wikipedia® URL: http://es.wikipedia.org/wiki/Espa%C3%B1a [24] Ponencia mercado eléctrico Español, José Ramón Álvarez Enríquez David Fernández Vergara URL: https://docs.google.com/viewer?a=v&q=cache:MgZR9bgrZN8J:www.cep.es/webSite/in dex.php%3Faction%3DdownloadFieldFile%26idField%3D6%26idContent%3D4471% 26attachment%3D1+&hl=es&gl=es&pid=bl&srcid=ADGEESjP3m9RPaHSUewBHCV SoLcpT5Wu_2ReEZyxGSgfVErcRV519SfhQJvHJRvHGuzvQRrATiRldMrOmoagOl HCSxzIf1HtnRNQTzDZcwtukY3GJBP2IpcYRvnm4EwVPHJQcJLdRX2&sig=AHIEtbRpDirPcuk x_YOOlwZI7_eeW2-JKA [25] Proyecto corona del viento del Hierro. http://www.goronadelviento.es/ [26] Diez disparates del sector eléctrico. http://www.expansion.com/2012/03/19/empresas/energia/1332178319.html?a=cd80156 2aeda1886b5594d79fc477ece&t=1357936804