• Share
  • Email
  • Embed
  • Like
  • Save
  • Private Content
El mercado eléctrico español
 

El mercado eléctrico español

on

  • 403 views

 

Statistics

Views

Total Views
403
Views on SlideShare
403
Embed Views
0

Actions

Likes
1
Downloads
23
Comments
0

0 Embeds 0

No embeds

Accessibility

Categories

Upload Details

Uploaded via as Adobe PDF

Usage Rights

© All Rights Reserved

Report content

Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
  • Full Name Full Name Comment goes here.
    Are you sure you want to
    Your message goes here
    Processing…
Post Comment
Edit your comment

    El mercado eléctrico español El mercado eléctrico español Document Transcript

    • FORMACIÓN DE PRECIOS EN EL MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD LA SECUENCIA DE LOS MERCADOS ELÉCTRICOS El mercado de electricidad en España consiste en una secuencia de mercados en los que generación y demanda intercambian energía para distintos plazos de tiempo (ver Figura 1). 1 Figura 1. Secuencia de mercados en el mercado ibérico de electricidad (MIBEL)tiempo Mercado Quién lo gestiona Producto Antes del Mercado de contratos Contratos a plazo físicos despacho OTC, OMIP bilaterales y financieros (hasta D-1) MERCADOS A PLAZO Subastas de VPP: Endesa / IBD VPP: Opciones sobre MW contratos a plazo CESUR: CNE CESUR: Contratos físicos Día anterior al Mercado del día anterior Energía horaria despacho (D-1) OMEL MERCADO DIARIO REE compra opciones sobre Mercado de restricciones REE energía (subir/bajar) Reserva 2ª: MW Mercados de SSCC: Reserva 3ª: MWh Reserva secundaria REE El resto de SSCC Reserva terciaria son obligatorios MERCADOS DE Día del CORTO PLAZO despacho (D) Intradiarios OMEL Energía horaria Gestión de desvíos REE Energía a subir y bajar Gestión de restricciones REE Energía a subir y bajar Fuente: elaboración propia Semanas, meses e incluso años antes del momento en que la energía sea generada y consumida, los agentes intercambian contratos con periodos de entrega de distinta duración (anual, trimestral, 2 mensual, etc.). Estas transacciones se realizan en los llamados mercados a plazo. Al llegar al día D-1 (un día antes de que la energía sea generada / consumida), los agentes intercambian energía para cada una de las horas del día D en el mercado diario organizado por el Operador del Mercado Eléctrico (OMEL). Además, ya dentro de las 24 horas anteriores al momento de generación / consumo, los agentes pueden ajustar sus posiciones comerciales comprando y vendiendo energía en los mercados intradiarios, también gestionados por el OMEL. En el muy corto plazo (desde unas pocas horas hasta unos pocos minutos antes de la generación / consumo) los generadores (y en algunos casos también la demanda), ofrecen una serie de servicios al sistema en varios mercados organizados por el Operador del Sistema (REE). Estos servicios son necesarios para que la generación iguale perfectamente a la demanda, manteniendo así al sistema eléctrico en equilibrio físico y con un nivel de seguridad y calidad del suministro adecuado. 1 Los conceptos que aparecen en esta figura se analizan en distintas fichas, incluyendo Formación de precios en los mercados a plazo de electricidad. 2 Ver Formación de precios en los mercados a plazo de electricidad. V1 – 29/04/08 1
    • Dada su relevancia, en las siguientes secciones la discusión se centrará en el mercado diario.¿EN QUÉ CONSISTE EL MERCADO DIARIO DE ELECTRICIDAD?El mercado diario está organizado de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 54/1997 (Ley del Sector 3Eléctrico). Sus reglas de funcionamiento están recogidas en Reglas del Mercado de Producción. Estágestionado por el OMEL (ver http://www.omel.es), entidad privada cuya principal función es llevar acabo la gestión del mercado y garantizar que la contratación en el mismo se lleva a cabo en condiciones 4de transparencia, objetividad e independencia.El mercado diario se celebra el día anterior al de entrega de la energía y en él compradores yvendedores intercambian energía para cada una de las horas del día siguiente. Así, hay realmente 24productos diferentes (energía en cada una de las 24 horas del día siguiente). Esquemáticamente: Los vendedores (generadores, importadores, “traders”, otros intermediarios) presentan ofertas de venta y los compradores (distribuidores, comercializadores, consumidores finales, exportadores, “traders”, otros intermediarios) ofertas de compra al OMEL para cada hora del día siguiente. Con estas ofertas OMEL construye las curvas de oferta y demanda de cada hora del día siguiente. Del cruce de las curvas de oferta y demanda resulta el precio del mercado para cada hora del día siguiente y se identifican las ofertas “casadas” (las ofertas de venta y de compra que se convierten en compromisos firmes de venta / compra de energía).3 Ver Resolución de la Secretaría General de Energía del MITyC de 24 de mayo de 2006, disponible en http://www.omel.es/es/pdfs/Resolucion24052006Reglas.pdf.4 Recientemente, el mercado diario se ha integrado formalmente en la estructura del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL) en virtud de los acuerdos entre los Gobiernos español y portugués para el desarrollo progresivo de un mercado único de electricidad en España y Portugal. Esto significa que los generadores, distribuidores y comercializadores españoles y portugueses realizan ofertas de compra y venta de energía en un mismo mercado.V1 – 29/04/08 2
    • Figura 2. Esquema del funcionamiento del mercado diario de OMEL Los agentes envían a OMEL sus OMEL construye las OMEL cruza oferta y demanda: ofertas para cada hora del día curvas de oferta y precio de mercado horario (PMh) siguiente (cantidad y precio) demanda para cada hora y ofertas casadas 1º 2º 3º Precio (€/MWh) Precio Curva de (€/MWh) Curva de oferta oferta para Hora 1 para Hora 1 Ofertas de venta Cantidad PM1 Curva de Agente 1 (MWh) + Hora 1 Precio demanda Vendedores (€/MWh) para Hora 1 Agente 2 Ofertas de Curva de compra demanda Cantidad para Hora 1 Ofertas de compra (MWh) y venta casadas Cantidad en la Hora 1 Agente n (MWh) Agente 1 Precio Compradores (€/MWh) Curva de oferta Agente 2 para Hora 24 Ofertas de venta PM24 Curva de + Hora 24 demanda Agente m para Hora 24 Ofertas de compra Cantidad Ofertas de compra (MWh) Oferta de venta y venta casadas Oferta de compra en la Hora 24 OMEL Fuente: elaboración propia¿CÓMO SON LAS OFERTAS DE VENTA DE ENERGÍA EN EL MERCADO DIARIO?En general, existen dos tipos de mercados en función de cómo se forma el precio en los mismos: Mercados “pay-as-bid”, en los que un generador recibe exactamente el precio que él ha ofertado. Mercados marginalistas, en los que todos los generadores casados reciben un mismo precio, el cualque se determina por el cruce de las curvas de oferta y demanda.A pesar de las diferencias en cuanto a cómo se forma el precio, la teoría económica muestra que enambos tipos de mercados (“pay-as-bid” y marginalistas) se obtienen los mismos resultados (mismosprecios y cantidades) siempre que los mercados funcionan correctamente.En España, el mercado diario se ha diseñado como un mercado marginalista. En este tipo de mercados,la oferta de un generador representa la cantidad de energía que este está dispuesto a vender a partir deun cierto precio mínimo. Así, las ofertas competitivas de un generador reflejan: En cuanto a la cantidad, las restricciones físicas a las que está sujeta su instalación (por ejemplo, la potencia disponible, la potencia mínima a la que ha de operar la central para que la misma sea estable y segura – mínimo técnico, la disponibilidad de combustible o de agua embalsada, la velocidad a la que pueden incrementar la potencia entre una hora y la siguiente, etc.). Es importante destacar que las Reglas del Mercado obligan a las instalaciones de generación a ofertar a lo largo de toda la secuencia de mercados (ver Figura 1) toda su capacidad disponible. En cuanto al precio ofertado, éste refleja el coste de oportunidad que le supone generar electricidad: - Los costes que evitaría incurrir de optar por no producir (por ejemplo, coste de arranque de la central, coste de mantenimiento asociado a la producción, etc.).V1 – 29/04/08 3
    • - Los ingresos a los que renuncia por el hecho de producir (por ejemplo, para una central térmica, vender a un tercero el combustible utilizado; para una hidráulica con embalse, generar con el agua embalsada en otro instante futuro con un precio esperado del mercado mayor).Es importante resaltar que coste de oportunidad no es lo mismo que coste variable. Bajo uncomportamiento racional y eficiente, las ofertas de los generadores no deben reflejar sus costes 5variables sino los de oportunidad. Esto es fácil de entender mediante los siguientes ejemplos: Para un generador térmico el coste del combustible es un coste variable. Sin embargo, si el generador no tiene la posibilidad de revenderlo a un tercero (p.ej., por restricciones en su contrato de aprovisionamiento), entonces el coste de dicho combustible no supondrá un coste de oportunidad y, por tanto, no debería ser incorporado a su oferta. En cambio, si el generador sí puede revenderlo a un tercero, entonces sí es un coste de oportunidad y lo deberá incorporar a su oferta. El coste que debe ser incorporado no será el precio al que adquirió el combustible, sino el precio al que puede revenderlo (si existe un mercado para el combustible, el precio del mercado en el momento en que es utilizado para producir). Para un generador hidráulico con embalse, el uso del agua no supone coste variable pero sí coste de oportunidad. Esto es así porque, gracias al embalse, tiene la posibilidad de utilizar el agua para producir en otro instante futuro con un precio esperado del mercado mayor. Luego aunque el coste variable sería nulo, no lo sería su coste de oportunidad, el cual será incorporado a su oferta.De hecho, el que los generadores construyan sus ofertas a partir de sus costes de oportunidad es lo quehace que el mercado sea un mecanismo de asignación eficiente – utilización óptima de los recursosdisponibles. Esta asignación eficiente no se lograría si las ofertas reflejaran los costes variables.Es importante destacar que los generadores no incorporan sus costes fijos a sus ofertas al mercadodiario (amortización de la inversión, parte fija de los costes de operación y mantenimiento, etc.) al noser estos costes de oportunidad. Esto es así porque en el momento de realizar la oferta no existe laposibilidad de evitar incurrir en los mismos (son incurridos independientemente de que se genere o noen alguna hora del día siguiente). Evidentemente, esto no significa que los generadores no debanrecuperar sus costes fijos. De hecho, si la expectativa fuera no recuperarlos, entonces nadie invertiría, locual tendría un claro efecto negativo sobre la seguridad del suministro.ENTONCES, ¿CÓMO RECUPERAN LOS GENERADORES SUS COSTES FIJOS?En realidad, la recuperación de los costes fijos se produce a través de:a) Margen del mercado: diferencia entre el precio del mercado recibido y los costes variables incurridos (diferentes de los costes de oportunidad con los que se construyen las ofertas).Si los costes fijos se recuperasen únicamente a través de este margen (lo que se conoce como “mercadode sólo energía”), entonces la capacidad de generación disponible será necesariamente menor que la5 En un mercado “pay-as-bid” los generadores ofertan igualmente su coste de oportunidad. El coste de oportunidad en un mercado “pay-as-bid” es igual al precio de mercado esperado, independientemente de los costes de operación, restricciones físicas, etc. de la central. Sin embargo, el precio de mercado esperado es el mismo en un mercado marginalista que en un “pay-as-bid” – pues funcionan las mismas centrales, con los mismos costes de operación, etc. Por ello, aunque las ofertas sean diferentes, el precio que recibe y la cantidad que producirá cada central es el mismo en un mercado marginalista que en un mercado “pay-as-bid”.V1 – 29/04/08 4
    • demanda máxima, lo que implica que en unas pocas horas al año a) no todos los consumidores seránabastecidos, y b) el precio del mercado será varios órdenes de magnitud mayor que la oferta de unacentral de punta (ver Figura 3). Figura 3. En un “mercado de sólo energía”, ¿cuál es el equilibrio? ¿exceso o déficit de capacidad? Posible equilibrio: EXCESO DE CAPACIDAD Posible equilibrio: DÉFICIT DE CAPACIDAD Oferta máxima (capacidad generación disponible) Oferta máxima (capacidad generación disponible) Demanda máxima Demanda máxima Al ser siempre oferta > demanda, todos los consumidores  En las horas del año de demanda alta no todos los podrán ser abastecidos todas las horas del año (incluso en consumidores podrán ser abastecidos: “competencia” entre aquellas de mayor alta). ellos por no ser los que se queden sin suministro. Así, en las horas de demanda alta el precio del mercado lo  Esta competencia hace que el precio del mercado se fijará la oferta de las centrales de punta. incremente hasta el valor que los consumidores dan a la La oferta de una central es igual a su coste de oportunidad, el energía (o precio de escasez): muy superior al coste de cual no incluye su coste fijo. oportunidad de una central de punta. Luego si siempre oferta > demanda, entonces las centrales de  Luego en las horas en las que demanda > oferta, una central punta no recuperarán sus costes fijos. de punta obtiene un margen con el que recuperar coste fijo. De hecho, se puede demostrar matemáticamente que  Para que una central de punta pueda recuperar todo su coste ninguna central (incluso las de base) recuperarán sus costes fijo son necesarias un cierto número de horas al año en las fijos. que demanda > oferta. Ante la expectativa de no recuperar los costes fijos nadie  Este número de horas viene dado por la relación entre el coste invertirá en nueva capacidad de generación, lo cual es fijo de una central de punta y el precio de escasez. claramente insostenible.  Habrá inversión en nueva capacidad de generación, pero manteniendo el número de horas al año en las que demanda > oferta necesario para recuperar el coste fijo. Por tanto, en un “mercado de sólo energía” inevitablemente habrá un DÉFICIT DE CAPACIDADEs posible que para un regulador no sea aceptable tener un cierto número de horas al año en las que a)no todos los consumidores sean abastecidos y b) el precio del mercado sea muy elevado (igual al preciode escasez). En este caso, y con el objetivo de reducir (o incluso eliminar) el número de horas al año enlas que hay déficit de capacidad y precios muy elevados, el regulador puede optar por introducir:b) Pagos por capacidad: pagos regulados que reciben los generadores como contribución a la recuperación del coste fijo de la central de punta.Este pago reduce el coste fijo que las centrales han de recuperar a través del margen del mercado, lo quehace que: El número de horas al año de déficit de capacidad / precios de escasez necesarias sea menor (relación entre el coste fijo neto del pago por capacidad y el precio de escasez). El volumen de inversión en nueva capacidad de generación será mayor, al haberse reducido el número de horas al año de déficit de capacidad / precios de escasez necesarias para recuperar el coste fijo.Adicionalmente, en algunos mercados existe un tope al precio del mercado impuesto por el regulador.En el caso del mercado español, dicho tope existe y tiene un valor de 180 €/MWh (no se pueden realizarofertas por encima de este valor). Dado que al existir este tope el precio del mercado no puede llegar areflejar el precio de escasez, el pago por capacidad ha de elevarse con el objetivo de cubrir la diferenciaentre el tope de precio y el precio de escasez. En caso contrario, no será posible recuperar los costesfijos, lo que hará que se detraiga la inversión hasta que en el mercado haya un número tal de horas dedéficit de capacidad / precio de mercado igual al tope establecido que permita la recuperación de loscostes fijos. Evidentemente, esto implica una menor seguridad de suministro.V1 – 29/04/08 5
    • En el extremo, si el pago por capacidad fuera exactamente igual al coste fijo de la central de punta (esdecir, todo el coste fijo se recuperara con el pago por capacidad), entonces: No sería necesaria ninguna hora de déficit de capacidad / precios de escasez – el precio del mercado lo fijaría siempre el cruce entre la oferta y la demanda, incluso en valores muy elevados de precios. Dado que la recuperación del coste fijo estaría asegurada, habría una fuerte disposición a invertir, resultando eventualmente un exceso de capacidad e incluso la necesidad de que el regulador imponga limitaciones a la construcción de nueva capacidad de generación.Para un mayor detalle sobre inversión, seguridad de suministro y pagos por capacidad, ver Inversión yseguridad de suministro en un mercado liberalizado.AGREGACIÓN DE OFERTAS DE VENTA: LA CURVA DE OFERTAUna vez que los vendedores han presentado sus ofertas al mercado para cada una de las horas del díasiguiente, el OMEL las agrega y ordena por precio ascendente, resultando así la curva de oferta delmercado para cada hora (ver Figura 3).Estas curvas reflejan de forma más o menos clara tramos o escalones que corresponden a ofertas decentrales de la misma tecnología. A la vista de ella, es importante resaltar nuevamente que las ofertasde los vendedores reflejan sus costes de oportunidad, y no sus costes totales o variables, de ahí que: Las centrales hidráulicas fluyentes o nucleares, pese a sus altos costes fijos, aparecen en la parte baja de la curva (su coste de oportunidad es muy bajo). Las hidráulicas regulables aparecen en la parte alta de la curva, ya que su coste de oportunidad es muy alto (reservar el agua para producir en el futuro cuando el precio del mercado sea alto). Figura 3. La curva de oferta de electricidad del mercado Precio Centrales de punta (€/MWh) (fuelóleo) y otras obsoletas; hidráulicas regulables Curva de oferta Carbón y ciclos para una hora combinados menos competitivos, Carbón y hidráulica ciclos regulable, etc. Centrales combinados nucleares, más eólicas, competitivos hidráulicas fluyentes Cantidad (MWh) Fuente: elaboración propiaV1 – 29/04/08 6
    • COMPETENCIA: SUPERVISIÓN DE LAS OFERTAS DE LOS GENERADORESLas ofertas de los generadores en el mercado diario deben cumplir con los principios de la Ley deDefensa de la Competencia (ver Competencia y poder de mercado). Por ello, tanto la disponibilidad delas unidades de generación como los precios ofertados están sujetos al escrutinio de las instituciones desupervisión del mercado.La Ley del Sector de Hidrocarburos (Ley 34/1998) encomienda al organismo regulador de los mercadosenergéticos, la Comisión Nacional de Energía (CNE), la función de velar para que los sujetos que actúanen los mercados energéticos lleven a cabo su actividad respetando los principios de libre competencia.Cuando la CNE detecta indicios de prácticas restrictivas de la competencia (es decir, contrarias a la Leyde Defensa de la Competencia, Ley 16/1989), debe ponerlo en conocimiento de la Comisión Nacional deCompetencia para que ésta analice los hechos.Sin embargo, en muchas ocasiones se aducen equivocadamente problemas de competencia debido a laconfusión entre los conceptos de coste variable y coste de oportunidad. Efectivamente, para evaluar si laoferta de una central es competitiva, no es correcto comparar la oferta realizada con el coste variable(coste contable) estimado para dicha central. Como se ha explicado anteriormente, el hecho de que losgeneradores construyan sus ofertas a partir de sus costes de oportunidad es lo que hace que el mercadosea un mecanismo de asignación eficiente (utilización óptima de los recursos disponibles). Por tanto, laoferta competitiva de un generador será aquella que refleje su coste de oportunidad. A la vista de esto,resulta evidente que evaluar si la oferta de una central es competitiva comparándola con el costevariable estimado de la misma es claramente erróneo.LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO DIARIOLos consumidores finales suelen clasificarse en función de la magnitud del consumo y del fin para el queutilicen la electricidad. Se suele distinguir entre grandes consumidores industriales (por ejemplo, lasgrandes industrias – metalúrgica, cerámica, etc. – o el transporte ferroviario), consumidores de tamañomedio en sectores industriales y de servicios y, finalmente, pequeños consumidores conectados a lasredes de baja tensión (como los domésticos y los pequeños negocios).La demanda de energía eléctrica de los distintos tipos de consumidores depende, en el corto plazo, 6fundamentalmente de dos factores: (a) si el día es laborable o festivo y (b) de la temperatura.Mientras no finalice el largo período transitorio en el que se encuentra el sector eléctrico en España, enel que conviven de manera dificultosa un mercado liberalizado y unas tarifas reguladas, la participaciónde los distintos tipos de consumidor en el mercado depende de la modalidad de suministro a la queestén acogidos (”suministro regulado” o “suministro competitivo” – ver Las tarifas reguladas). Bajo la modalidad de suministro regulado, los consumidores participan indirectamente en el mercado – lo hacen a través del distribuidor o del suministrador a tarifa que les corresponde. Este es el agente encargado de estimar la demanda de sus consumidores y, consecuentemente, realizar en el mercado las ofertas de compra de energía que sean precisas.6 Cuando el plazo de tiempo se alarga, aparecen otros factores como determinantes de la demanda eléctrica, como los cambios en los equipamientos de los consumidores o la actividad económica.V1 – 29/04/08 7
    •  La mayoría de los consumidores en el mercado liberalizado acude a los mercados de energía para abastecerse de electricidad a través de un representante – el comercializador – que ofrece unos precios (fijos o semifijos) adaptados a las preferencias de cada consumidor. Al igual que en el caso de la oferta de electricidad, la demanda de electricidad del mercado también tiene tramos en los que se agrupan determinados tipos de ofertas, como muestra la Figura 4. Los distribuidores para el suministro regulado y muchos comercializadores suelen ofertar al máximo precio permitido (180 €/MWh). La razón de este proceder es asegurar que los consumidores obtendrán la energía que demandan (es decir, asegurar que estos consumidores serán abastecidos). Evidentemente, esto no significa que pagarán dicho precio por la electricidad – pagarán el precio que resulte de la casación en el mercado. Una parte limitada de los consumidores sólo están dispuestos a tomar energía si su precio es menor o igual a un cierto valor (el cual reflejan en sus ofertas al mercado). Son estos consumidores que tiene la posibilidad de adaptar sus demandas a los precios del mercado (por ejemplo, algunos consumidores industriales o generadores hidráulicos de bombeo – consumen electricidad en los períodos de precios bajos). En la curva de demanda del mercado, estos consumidores (directamente o a través de su comercializador) representan la parte de la curva con una cierta pendiente. Figura 4. La curva de demanda de electricidad del mercado Precio (€/MWh) 180 Ofertas de compra de comercializadores (por parte de su demanda) y de centrales hidráulicas de bombeo Ofertas de compra a precio instrumental (tope de 180 €/MWh) de los distribuidores (por toda su demanda) y de los comercializadores (por una parte significativa de su demanda) Curva de demanda Cantidad (MWh) Fuente: elaboración propia¿CÓMO SE DETERMINA EL PRECIO DEL MERCADO DIARIO? CASACIÓNEl precio del mercado para la hora h del día D se determina por la intersección de la curva de oferta ydemanda de electricidad del mercado para esa hora. Este precio determina, a su vez, las ofertas decompra y de venta que resultan casadas (es decir, la energía que se intercambiará finalmente al preciodel mercado). Todas las ofertas de venta (compra) que resulten casadas reciben (pagan) el precio delmercado.La Figura 5 muestra un ejemplo de las casaciones de oferta y demanda que lleva a cabo diariamente elOMEL para cada hora del día siguiente (en este caso, la casación realizada el día 24/01/08 para la hora17 del día 25/01/08) y que publica en su página web.V1 – 29/04/08 8
    • Figura 5. Ejemplo de determinación del precio en el mercado diario Fuente: OMEL.V1 – 29/04/08 9