Nocions bàsiques sobre el funcionament del mercat elèctric

5 de juliol de 2012

Autora: Anna Lluís, enginyera agrònoma

Hi ha diferents aspectes que val la pena de conèixer, però ens centrarem en els que afecten a la determinació de la tarifa elèctrica i als costos associats al dèficit de tarifa, donant una visió totalment objectiva per contribuir a la transparència del funcionament del mercat.

El preu de mercat eléctric el formen els 4 conceptes : el mercat diari, el interdiari, el mercat d’operació i els pagaments per capacitat.

Aquest darrer temps hem estat immersos a un batibull d’informació sobre la reglamentació elèctrica, els augments de preus de les tarifes, la congelació del suport al mercat de les renovables, el dèficit tarifari. Són tot d’aspectes relacionats amb el mercat energètic que afecten cada vegada més seriosament la butxaca domèstica o industrial. Cal per tant que fem criteri del que està passant, i per això ens fan falta unes nocions bàsiques de com funciona el mercat elèctric perquè en podem seguir, en coneixement de causa, les opinions que socialment circulen i el posicionament que prenen els diferents actors, govern, lobby elèctric , sector renovable, etc.

Comencem:

Hi ha 4 activitats que constitueixen el mercat elèctric:

la generació,
el transport,
la distribució i
la comercialització

que conjuntament donen forma a la tarifa elèctrica.

Per una banda tenim un preu que decideix l’Estat– que determina la component regulada de la tarifa- per les activitats del transport i la distribució, i per altra els que decideixen els mecanismes de mercat – que determinen la component de mercat de la tarifa- que gestionen la generació i la comercialització. Segons informació dels darrers anys, el cost d’aquestes dues components divideix la nostra factura de la llum en dues meitats que gairebé són iguales (meitat la component regulada i meitat la de mercat).

La component regulada, ha de cobrir els costos del transport, la distribució i d’altres conceptes per ajudar econòmicament als sectors energètics relacionats (els incentius). El transport és en mans de Red Eléctrica – REE: únic transportista i operador del sistema (línies d’alta tensió) i la distribució (mitja i baixa tensió) és en mans de les empreses distribuïdores, que es reparteixen geogràficament el territori segons la ubicació de les seves xarxes de sempre. Els incentius, de competència estatal inclouen les primes al règim especial i els incentius: al carbó, a la disponibilitat, la transició a la competència, etc, que tot seguit veiem.

La component de mercat , s’obté per mecanismes de mercat d’oferta i demanda, entre els generadors d’electricitat i els consumidors majoristes (comercialitzadores i grans consums).

Els consumidors domèstics i petites empreses paguen a una comercialitzadora contractada que es fa càrrec d’ambos components (la de mercat i la regulada) a més del seu marge de beneficis. Encara que la major part dels petits consumidors estan acollits a la tarifa d’últim recurs (TUR) on la component de mercat es determina segons les subhastes CESUR (on s’absorbeix el risc del preu variable del mercat que el cobreix les entitats financeres), sent la component regulada la mateixa que en altres casos, i incorporant uns marge de beneficis per la comercialitzadora d’últim recurs, que els fixa l’administració. Aquesta TUR té recàrrec (ja que incorpora els guanys de les financeres- o teòricament pèrdues en el cas que s’executi el risc) sobre el preu de mercat. Durant el període 2007-2011 ha significa un augment del 11,8% sobre la component de mercat.

QUINS COSTOS S’INCLOUEN DINS LA COMPONENT REGULADA?

La component component regulada la constitueixen els següents conceptes:

Cost de transport i distribució; costos de transport de l’alta tensió, i de la mitja-baixa respectivament
Costos dels organismes: REE (Red Eléctrica de Espanya)- únic transportista i operador del sistema; OMEL(Operador del Mercat Ibèric de Energia) responsable de la gestió de la oferta i venda de electre en mercat diari i interdiari, subhastes CESUR i de liquidacions i pagaments; CNE (Comissió Nacional de l’Energia) que vetlla per la competència efectiva dels mercats elèctrics i per la transparència de llur funcionament.
Costos associats a la compensació per la generació extrapeninsular: sobrecostos dels subsistemes aïllats de Balears i Canàries.
Costos d’adquisició de règim especial: pels generadors amb potencia menor a 50MW que usin renovables, residus o cogeneració- que poden percebre una tarifa fixa o el preu del mercat més una prima variable que varia segons el preu que hagi quedat el mercat.
Costos associats a la industria del carbó nacional: per avantatjar el carbó nacional de menor qualitat davant els carbons estrangers i mantenir la mineria en determinades províncies. Finança també la planta Elcogas a Puertollano on s’assaja la possibilitat de captació de CO2 per reduir les emissions d’aquest tipus de generació d’energia.
Costos associats a la nuclear: assumeix la que va ser la moratòria nuclear (ara no vigent) -per finançar les inversions a cinc nuclear (per cancel·lació del seu funcionament o construcció)- a compensar durant els anys 1991-2015, assumeix també la segona part del cicle de combustible nuclear -el pla de residus radioactius i la seva gestió i el desmantellament de les centrals fins l’any 2010 per part d’ENRESA i també la garantia de l’estoc d’urani que realitza ENIUSA
Costos de transició a la competència: l’entrada en vigor de la liberalització no garantia que els preus de mercat poguessin pagar els costos d’inversions encara no amortitzades de les plantes de generació existents. Es van reconèixer pagaments que no van ser retribuïts i varen passar a engruixir el dèficit de tarifa. Es parla que es van cobrar durant la vigència del període transitori uns 12.000 M€, per damunt del que correspondria aplicant el preu de referència, mínim fixat per garantir el pagament d’inversions (N.Fabra)

I el dèficit de tarifa, QUÈ INCLOU? Aquest dèficit es genera cada any quan els ingressos del sistema elèctric són inferiors als costos del mateix. La evolució dels darrers anys de la tarifa ha estat sempre per sota l’IPC. Era previst que es produís dèficit durant el període d’alliberament, però ha continuat una vegada completat el procés, degut a que la major part dels consumidors compren a través de la TUR, i si la component de mercat de la TUR (determinada per les subhastes CESUR on hi intervenen les financeres)resulta massa elevada, la única alternativa que té el govern per evitar l’augment de preu es disminuir la component regulada, i com a mecanisme genera el dèficit. Per no usar aquest mecanisme caldria que es revisés les regles de joc d’aquest mercat. Aquestes tarifes massa elevades han vingut motivades per el gran increment del preu dels combustibles. El dèficit de tarifa té l’aprovació de les empreses generadores i distribuïdores ja que els suposa augmentar el seu volum de negoci a cobrar-lo en un futur amb interessos. El deute a data de març del 2012 segons la CNE superava els 23.000M€.

Quins costos s’inclouen dins de la COMPONENT DE MERCAT?

La determinació del preu de mercat és un procediment en el que els productors disposats a pagar per un menor preu, acabin venent-la als consumidors disposats a pagar-lo, de forma que s’ajusti en tot moment la quantitat generada amb la quantitat consumida. Els generadors de tecnologies de menor cost (aerogeneradors, p.e.) són els que tenen més quota de mercat, per tant el sistema elèctric aniria a tendir a un cost mínim. Hi ha diferents mercats que intervenen:

El Mercat Ibèric de l’Energia (MIBEL) és el mercat de majoristes que comprèn: el mercat de futurs- on subhasten contractes estables a llarg termini (l’organitza OMIP portuguesa) i els mercats de produccions diàries o spot- el principal- on es decideixen preus i quantitats per cada una de les hores de l’any (l’organitza OMEL- espanyola). Hi ha altres mercats que gestiona REE per organitzar els ajustos de darrera hora, i assegurar l’equilibri entre la generació i el consum.
En el MERCAT DIARI, a les 14 del dia D-1 es determina el preu de cada hora del dia D . Cada unitat de generació o planta, realitza la seva oferta per a cada hora segons la potencia que durant aquesta hora està disposada a produir, a un preus relacionats amb l’esgraonat possible de potencia: a més potencia més car. Anàlogament els consumidors fan ofertes de compra en trams decreixents: a un preu determinat compra tanta energia, i si és menor en compra més.
A les 10h del dia D-1 OMEL ha rebut totes les ofertes de productors i consumidors i genera les corbes agregades de totes les ofertes i totes les demandes per a cada hora, i el punt de tall d’ambdues defineix el preu de cassació. Posteriorment REE fa una correcció de les corbes segons les restriccions físiques del sistema (capacitat d’interconnexió entre Espanya i Portugal i les congestions en determinades àrees geogràfiques) i a les 14 del dia D-1 es determina el preu final del mercat diari. L’important de tot plegat és que a totes les unitats productores se’ls retribueix al mateix preu, encara que moltes ofertin per sota. I els consumidors encara que pogueren ofertar a un major preu, paguen a preu de cassació.

Les tecnologies fan les ofertes no tant pels costos que assumeixen, sinó segons el cost d’oportunitat, que engloba el cost de producció i altres consideracions sobre les expectatives de preu que es pot aconseguir en un o altre moment. Les hidroelèctriques estan condicionades a la meteorologia i a la capacitat d’embassament però no el combustible gas o carbó que han de preveure les tèrmiques, o als costos de parada i arrancada de les grans turbines. Els parcs eòlics, fotovoltaics o la hidràulica sense presa, no poden emmagatzemar i per assegurar la cassació fan la oferta a preu zero (encara que se’ls retribuirà al preu uniforme de la cassació) Les centrals nuclears també oferten a preu zero, per la seva manca de capacitat de variar el seu nivell de producció en el temps- treballen a potencia nominal- assegurant així la cassació, deixant que la retribució la maquin la resta de tecnologies que oferten a preus majors. Per tant el preu de oferta que fan les unitats generadores no té tant a veure amb el cost de la tecnologia sinó a la major o menor versatilitat per donar màxims beneficis en el lliure mercat.

A l’ofertar a zero les renovables, es desplaça la corba de la oferta, fent que baixi el preu de cassació de tota la energia que entra al mercat, això fa que el cost de les primes a la renovable en la majoria dels casos sigui menor que l’estalvi en el preu pel desplaçament del punt de cassació i per tant un preu menor global inferior: obtenint estalvi. El fet de les ofertes a zero pot fer creure que el preu de generació global pugui ser nul, ara bé, el sistema està condicionat a que hi hagi en el mercat un nombre suficient d’altres generadors que ofertant a preus superiors mantinguin el preu prou alt, per aconseguir això les ofertes les han de crear moltes generadores independents, però a Espanya la propietat d’aquestes està centrada en unes poques empreses, oligopoli, que influeixen sobre els preus de cassació, i dificulten la entrada natural a la competència necessària per assegurar el mínim cost. Es dóna tot sovint el cas, on la intervenció en el mercat de les tèrmiques amb combustibles cars, provoquen un preu de cassació molt alt que fa que les tecnologies antigues ja amortitzades obtinguin unes remuneracions molt pel damunt dels costos de producció.

Respecte a la demanda, les comercialitzadores fan ofertes de compra a un preu anomenat preu instrumental que és el màxim permès. Les comercialitzadores no poden respondre a senyals de preus, no es poden arriscar a no tenir en el mercat el volum d’energia previsible demanat pels seus clients, ara que hi ha ofertes de compra a preus menors que les fan els consumidors que poden variar el seu consum , tal com son les centrals de bombament o algun tipus d’indústria. La demanda és molt rígida, i la determinació del preu és realment una licitació entre generadors.

Hi ha altres tipus de mercats, com és el MERCAT INTERDIARI, on els participants que forçosament han de ser els del mercat diari, poden modificar el programa acordat en el diari, ajustant a la realitat, ja que els horaris de les subhastes del interdiari s’acosten més al moment real de la demanda, i al funcionament real dels generadors a unes hores abans (donant menor incertesa, major predictibilitat meteorològica o tecnològica). Es realitzen nous intercanvis a un nou preu addicional, podent convertint-se els generadors en demandants i els compradors en ofertants. Això dona lloc a mecanismes perversos en els que certs generadors poden rebre ingressos sense haver generat res.
Per últim EL MERCAT D’OPERACIÓ, gestionat per REE per mantenir l’equilibri entre generació i consum, on s’inclouen els serveis complementaris, els sobre costos per restriccions i la gestió dels desviaments.

Hi ha un quart concepte que forma el preu final, que és EL PAGAMENT PER CAPACITAT, un complement que reben les unitats de règim ordinari per potencia instal·lada superior a 50 MW per que recuperin els seus costos fixos i així incentivar la inversió a mig i llarg termini (hauria d’estar en la component regulada però s’inventaria dins la component de mercat).
Per tant el preu de mercat el formen els 4 conceptes anteriors, el mercat diari, el interdiari, el mercat d’operació i els pagaments per capacitat. Quedant el conjunt de la tarifa segons el gràfic.