201311 Tramo Liberalizado del Recibo Eléctrico ECOOO
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Descripción de los componentes que conforman el denominado "tramo liberalizado" de la factura eléctrica en España. Presentada 26 de noviembre de 2013 en curso ECOOO-ATTAC de Economía, Ecología y ...

Descripción de los componentes que conforman el denominado "tramo liberalizado" de la factura eléctrica en España. Presentada 26 de noviembre de 2013 en curso ECOOO-ATTAC de Economía, Ecología y Cambio de Modelo Energético

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201311 Tramo Liberalizado del Recibo Eléctrico ECOOO 201311 Tramo Liberalizado del Recibo Eléctrico ECOOO Presentation Transcript

  • EL TRAMO “LIBERALIZADO” DEL RECIBO ELÉCTRICO Curso de Economía, Ecología y Cambio de Modelo Energético ECOOO - ATTAC 26 de noviembre de 2013 Jorge Morales de Labra
  • LO QUE HAY DETRÁS DEL RECIBO ELÉCTRICO Desde el punto de vista regulatorio, el recibo eléctrico tiene dos partes:  El tramo regulado (peajes). Algo más de 20.000 M€ en 2012  El tramo liberalizado (mercado). Cerca de 17.000 M€ en 2012 Sin embargo, conceptualmente no hay diferencias entre ambos tramos El ministro suele argumentar que él no interviene sobre el segundo tramo, dado que es fijado por el mercado. Veamos de qué se [2] compone
  • LA PIEDRA ANGULAR: SISTEMA MARGINALISTA Todas las centrales (pool) ofertan la energía que tienen previsto producir para cada hora del año Todos los compradores hacen lo mismo El operador del mercado las acumula y calcula el punto de corte para cada hora (casación) Mínimo: 0 €/MWh Máximo: 180 €/MWh También es posible contratación bilateral productor-consumidor (no pasa por el mercado) Vender a 0 o comprar a 180 €/MWh implica ser precioaceptante Precio Marginal Energía negociada [3]
  • LOS RESULTADOS 4
  • EL MERCADO MAYORISTA El proceso de casación se repite hasta 7 veces al día El mercado diario negocia toda la energía del día siguiente Los mercados intradiarios permiten “ajustar” el resultado del mercado diario (que cierra a las 12:00 de cada día y permite negociar la energía de todas las horas del día siguiente) Día Hora Mercado Diario Intradiario 1 Intradiario 2 Intradiario 3 Intradiario 4 Intradiario 5 Día D-1 Día D 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Intradiario 6 Período de recepción de ofertas Período sometido a negociación La energía de cada hora puede negociarse un mínimo de 3 (horas 1 a 4) y un máximo de 8 veces (horas 22 a 24) Se pueden introducir algunas condiciones transversales (entre horas). La más 5 común: ingresos mínimos de toda la oferta
  • INTEGRACIÓN DE RENOVABLES EN SISTEMAS MARGINALISTAS A diferencia de las fósiles, las renovables tienen costes variables muy bajos comparados con sus costes fijos debido a: 1.Su combustible es gratis 2.Sus costes de operación y mantenimiento son esencialmente fijos Por esta razón: 1.La estabilidad regulatoria es crucial para su desarrollo (una vez realizada la inversión quedan prácticamente determinados todos los costes) 2.En mercados marginalistas, ofertan a precio cero (no tiene sentido dejar de producir si hay recurso, son precio-aceptantes) y posteriormente cobran un complemento en función de sus sistema retributivo El efecto de las renovables en el mercado es equivalente a una reducción de la demanda Al desplazar centrales marginales hay que comparar su coste con el abaratamiento sobre el volumen total del mercado, no solo sobre el de las centrales desplazadas Según varios estudios de reconocido prestigio el importe de este abaratamiento en el mercado español es al menos del mismo orden de magnitud de las primas recibidas [6]
  • MIÉRCOLES 12/12/12, 12:00 A 13:00 Ofertas retiradas debido a condiciones transversales [7]
  • DOMINGO 16/12/12, 8:00 A 9:00 ¿Es esto viable de forma sostenida en un entorno de alta penetración de renovables? Una inversión en las aportaciones eólica/gas hace que el precio baje de 80 a 0 [8]
  • BENEFICIOS CAÍDOS DEL CIELO (WIND FALL PROFITS) Cerca del 40% de nuestra potencia instalada en generación fue construida bajo un marco regulado que garantizaba la recuperación de las inversiones Foro de la Industria Nuclear Española, año 2008: “en España el coste operativo de generación del kWh nuclear se ha mantenido estable, alcanzando un valor de 12,9 euros por MWh neto, de los que 9,5 euros corresponden a los costes de operación y mantenimiento, y 3,4 euros por MWh al coste del combustible”. El precio marginal en España en los últimos años ha estado en torno a 45 €/MWh + pago por capacidad (unos 3 €/MWh adicionales) Margen con destino a la financiación de la inversión = 48-13 = 35 €/MWh Las nucleares (7.800 MW) en España producen unos 60.000.000 MWh/año Margen = 2.100 M€ = 0,27 M€ por MW instalado Según datos del Foro de la Industria Nuclear Española, el coste de inversión de una central nuclear de nueva generación es de unos 3 M€/MW, luego al ritmo actual las centrales estarían amortizadas en un plazo de unos 11 años ¡y llevan más de 25 años funcionando, 15 de ellos bajo sistema liberalizado! Las eléctricas argumentan que las nucleares no están contablemente amortizadas El caso de las grandes centrales hidráulicas (18.000 MW, entre 20 y 40 TWh/año) es aún más sangrante: coste nulo de combustible, inversión pública, prórroga gratuita de concesiones… 9
  • LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LA RED Cerca de un 10% de la energía producida por las centrales se pierde en las redes A diferencia de otros mercados, en el eléctrico la energía se paga “en barras de central”. Esto es, a la salida de la misma y se socializan las pérdidas Símil: agricultor que vendiera su cosecha en la puerta de su finca. El Gobierno se encargara del transporte y lo repercutiera en el precio final con independencia de la distancia hasta cada consumidor En la práctica, el BOE publica un coeficiente de pérdidas que depende de la tarifa de acceso y del período de consumo. La diferencia entre las pérdidas reales y las calculadas a partir del BOE se repercute a toda la demanda en proporción a la medida definitiva El sistema no favorece que las centrales se sitúen cerca de la demanda (no reconoce ninguna ventaja, por ejemplo, al autoconsumo) [10]
  • DESPUÉS DEL DIARIO. CARBÓN NACIONAL Proceso denominado técnicamente “restricciones técnicas por garantía de suministro” Justificación: Art. 25 de la Ley del Sector Eléctrico: El Gobierno podrá establecer los procedimientos, compatibles con el mercado de libre competencia en producción, para conseguir el funcionamiento de aquellas unidades de producción de energía eléctrica que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas, hasta un límite del 15 por 100 de la cantidad total de energía primaria necesaria para producir la electricidad demandada por el mercado nacional, considerada en períodos anuales, adoptando las medidas necesarias dirigidas a evitar la alteración del precio de mercado. Red Eléctrica tiene obligación de programar un cierto volumen anual de energía de 10 centrales que queman carbón nacional Cada central oferta a un precio fijado en el BOE Si el precio del mercado diario es inferior al de la central, REE [11] la fuerza a entrar al precio del BOE retirando a una de las casadas:
  • ¿TRAMO LIBERALIZADO? Salvando la justificación (renovables a partir de externalidades no incorporadas en el precio y carbón por garantía de suministro) ¿Alguien encuentra alguna diferencia entre la metodología de retribución de renovables y carbón nacional? Pues bien: los complementos (primas) a las primeras están en el tramo “regulado” y los del segundo [12]
  • DESPUÉS DEL DIARIO. RESTRICCIONES TÉCNICAS Es posible que el programa resultante de mercado diario+carbón no sea técnicamente viable (por restricciones de red o de seguridad) Para que lo sea, REE necesita que salgan algunas centrales o que entren otras Para ello, se abre un mercado especial donde cada central oferta de nuevo El mecanismo no es marginalista cada central cobra el precio de su oferta Se han llegado a pagar más de ¡¡15.000 €/MWh!! a centrales en situación de monopolio zonal El proceso ha sido objeto de varios expedientes y sanciones por parte de las autoridades de competencia [13]
  • DESPUÉS DEL POOL. RESERVA ADICIONAL A SUBIR Creada en mayo de 2012 Es un tipo especial de restricción técnica que se ha decidido desagregar del resto Aparece principalmente cuando es necesario disponer de una potencia adicional que pueda incrementar producción en caso de pérdida súbita de producción renovable no gestionable. “Back-up” de las renovables Lo paga la demanda (en proporción al consumo) y [14] la oferta (en proporción al desvío)
  • AJUSTES. BANDA DE REGULACIÓN SECUNDARIA Potencia disponible para que REE pueda ajustar en tiempo real el desequilibrio generación-demanda Se paga por disponibilidad: a subir (aumento de producción) o a bajar (disminución) mediante sistema marginalista asignado a un volumen de seguridad establecido por REE en cada hora Se oferta por zonas de regulación. Esto permite a las eléctricas incluir centrales que no regulan (por ejemplo, nucleares) en las mismas [15]
  • AJUSTES. REGULACIÓN TERCIARIA Sirve para reponer la secundaria utilizada Cuando REE utiliza parte de la banda secundaria casada, retribuye a la zona, además, por el precio de la terciaria que hubiera sido necesario casar para reponerla Todas las centrales (y el bombeo) tienen que enviar sus ofertas de terciaria para la energía no casada anteriormente Nuevamente se trata de un sistema [16] marginalista
  • AJUSTES. GESTIÓN DE DESVÍOS Lo convoca Red Eléctrica solo cuando tiene constancia de que se va a producir una fuerte diferencia (mayor de 300 MW por hora) entre generación y consumo y ya no hay intradiarios para gestionarla La generación puede presentar nuevas ofertas que son casadas con el requerimiento fijado por REE (nuevo precio marginal) [17]
  • DESVÍOS Naturalmente, las ofertas casadas en el mercado nunca coinciden exactamente con la medida del contador Desvío = Medida - Programa Los costes de energía secundaria, terciaria y gestión de desvíos se repercuten en función del desvío de cada agente:   Productores: por zona de regulación Consumidores: por agente (barrera de entrada a nuevos agentes por efecto estadístico) El resto de servicios de ajuste se repercuten a la demanda (salvo bombeo, auxiliares e [18] internacionales) en función de la medida final
  • PAGOS POR CAPACIDAD Justificación: “la demanda de energía eléctrica es inelástica y de que el mallado de la red no es perfecto; en consecuencia, el precio de la energía puede ser una señal insuficiente para garantizar la cobertura del suministro de electricidad” Se retribuyen dos conceptos: Servicio de disponibilidad: promover la capacidad a medio plazo (no superior a un año) de instalaciones de producción. Se paga siempre que no haya indisponibilidades fortuitas en más del 10% de las horas de mayor demanda Incentivo a la inversión: promover la construcción y puesta en servicio efectiva de nuevas instalaciones de generación. Se paga a todas las centrales del régimen ordinario construidas ¡¡desde 1998!!. Incluye incentivo de inversión medioambiental a las centrales de carbón Recaudación mediante un precio fijado en el BOE que depende de tarifa de acceso y período [19] El excedente/déficit se integra en las liquidaciones de las actividades reguladas (atención: by-pass entre el tramo liberalizado y el regulado)
  • IMPORTE DE LOS PAGOS POR CAPACIDAD ¿El Gobierno tampoco interviene? REE. Informe Sist. Eléctrico Año REE. Informe Sist. Eléctrico REE. Web e-sios CNE. Liquidación 14 Demanda peninsular (GWh) Fuente Ingresos por pagos por capacidad (€/MWh) Detracción por restricciones técnicas por garantía de suministro (€) Superavit (-), déficit (+) traspasado a los pagos regulados (k€) 2008 2009 2010 2011 2012 265.206 252.660 260.530 254.786 249.403 1,10 1,91 3,24 6,09 6,05 0 0 0 426.314.230 506.914.368 Pagos por capacidad cobrados por las centrales (€) 189.540 37.892 -484.874 -677.767 -262.369 481.266.600 520.472.600 359.243.200 447.565.510 739.604.782 Pagos por capacidad cobrados por las centrales (€) 800,000,000 700,000,000 600,000,000 500,000,000 400,000,000 300,000,000 200,000,000 100,000,000 [20] 0 2008 2009 2010 2011 2012
  • OTROS CONCEPTOS El operador del mercado (OMIE) y el del sistema (REE) cobran una tarifa fijada en el BOE:   Consumidores: por MWh consumido (0,1 €/MWh) Productores: por MW instalado (34 €/MW disponible) El excedente/déficit se integra en las liquidaciones de las actividades reguladas Además, cada comercializador incorpora su margen que es del orden del 3% de la facturación.  En la TUR el margen está fijado en el BOE y se incorpora en el término de potencia (4 €/kW y año) en lugar de en el de energía [21]
  • IMPORTES EN 2012 Concepto Mercados diario e intradiarios Carbón Nacional (RR.TT. garantía suministro) Restricciones técnicas tras el mercado diario Reserva de potencia adicional a subir Banda de regulación secundaria Desvíos (secundaria, terciaria y gestión de desvíos) Restricciones técnicas en tiempo real Coste en el mercado de pérdidas Desajuste de pérdidas Pagos por capacidad. Incentivo a la inversión Pagos por capacidad. Servicio disponibilidad Margen comercialización Operador del Sistema Operador del Mercado Total costes tramo "liberalizado" Total 2012 (miles €) % 11.892.617 493.540 509.858 60.988 329.334 107.338 117.097 1.243.660 -2.440 613.419 187.059 1.280.000 39.618 14.500 16.886.589 70,4% 2,9% 3,0% 0,4% 2,0% 0,6% 0,7% 7,4% 0,0% 3,6% 1,1% 7,6% 0,2% 0,1% 100% [22]
  • FIJACIÓN DE PRECIOS Todos los conceptos anteriores no se conocen a priori hay que estimarlos para 1. Fijar la Tarifa de Último Recurso (Gobierno) 2. Establecer el precio fijo en contratos a los consumidores (comercializadores) Para fijar la TUR, el Gobierno utiliza: Una subasta trimestral (CESUR) para estimar el precio del mercado. Se fija de antemano el día y el volumen de energía a comprar Los precios del mismo trimestre del año anterior para los servicios de ajuste (subidas/bajadas latentes) Los precios del BOE para pérdidas, pagos por capacidad y tarifas de los operadores [23]
  • LA SUBASTA CESUR ES MUY INFLACIONISTA 24
  • MUCHAS GRACIAS POR LA ATENCIÓN Disclaimer      El contenido de esta ponencia es responsabilidad exclusiva de su autor, siguiendo los requerimientos del encargo recibido, habiendo contado con absoluta libertad e independencia para su elaboración, al objeto de que pueda servir de guión que promueva la participación de los asistentes dentro de un marco más amplio. Consecuencia del párrafo anterior, los criterios y observaciones reflejadas no tienen necesariamente que ser compartidos ni por el Organizador de las Jornadas ni tampoco por la organización a la que representa. La difusión de la información es libre, si bien ni el autor, ni la organización a la que representa, ni el Organizador asumen responsabilidad alguna en los resultados que cualquier tercero pudiera concluir, ni tampoco por los daños o perjuicios que, directa o indirectamente se pudieran irrogar de las decisiones y consideraciones que se adopten sobre la base de este documento, ni tampoco del uso que los destinatarios últimos hicieran del mismo. En cuanto respecta a la responsabilidad que se pudiera derivar, se reduce exclusivamente a la que pueda reclamar el Organizador de las Jornadas, y en ningún caso excederá de los honorarios percibidos, excluyéndose daños o perjuicios indirectos, lucro cesante, daño emergente o costes de oportunidad. El documento ha cerrado su alcance y tiene como único destinatario al Organizador de las Jornadas, quedando el autor abierto a elaborar, ampliar o certificar cualquier aspecto, tratado en el Documento o no, pero siempre bajo otro contrato y con las condiciones que allí se establezcan. ¡Sigamos hablando! @jorpow Avda. de Europa, 34 – B esc. Dcha. 3º. 28023 Madrid Tel. + 34 902 883 112 Fax + 34 917 892 799 contacto@geoatlanter.com