Entiende el mercado eléctrico

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Descripción del mercado eléctrico, agentes, transporte, distribución...a cargo del equipo de observatoriocriticodelaenergia.org y
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Entiende el mercado eléctrico

  1. 1. Crist´bal J. Gallego o Marta Victoria
  2. 2. El Observatorio Cr´ ıtico de la Energ´ ıa Formado a comienzos de 2007 por un grupo de j´venes ingenieros y cient´ o ıficos, unidosen torno a un an´lisis com´n de los problemas de la sociedad y su creciente gravedad, que a udeciden comenzar una actividad p´blica orientada a contribuir, en colaboraci´n con otras u omuchas iniciativas similares, a la transformaci´n y regeneraci´n del sistema democr´tico. Los o o aprincipios fundamentales sobre los que se organiza dicha actividad, giran alrededor de unacr´ ıtica a la insostenibilidad ecol´gica –pero tambi´n econ´mica y social– de nuestra sociedad, o e oa la degradaci´n de la cultura democr´tica y a la necesidad de redistribuir democr´ticamente o a ael conocimiento. Concebido como una organizaci´n de car´cter esencialmente progresista y o acr´ ıtico, El Observatorio Cr´tico de la Energ´a es un foro de discusi´n y an´lisis en el que ı ı o ase trata de aprovechar la formaci´n t´cnica de sus componentes para generar un discurso o eriguroso e informado que permita abordar dichas cuestiones desde una postura que combinedentro de lo posible la solvencia del m´todo cient´ e ıfico con la conciencia pol´ ıtica y social. Entiende el Mercado El´ctrico e es obra de El Observatorio Cr´ ıtico de la Energ´ ıa y est´ acogido a licencia a Creative Commons ( http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/)www.observatoriocriticodelaenergia.orgwww.observaelmercadoelectrico.net´Ultima actualizaci´n: 12 de Enero de 2012 o
  3. 3. Prefacio A d´ de hoy parece incuestionable que la energ´ juega un papel fundamental en nuestra ıa ıasociedad. En concreto, la energ´ el´ctrica gana cada vez m´s terreno en la vida cotidiana, ıa e arepresentando una porci´n importante del consumo de energ´ final que realizamos. Si adem´s o ıa aconsideramos la versatilidad de esta forma de energ´ (se puede transportar casi instant´nea- ıa amente, se puede generar a partir de muy diversas fuentes), es previsible que, en un escenarioa medio y largo plazo de escasez de recursos f´siles, la energ´ el´ctrica predomine en todos o ıa elos ´mbitos (industria, transporte, etc.). a La gesti´n de un sistema el´ctrico, entendido como aqu´l formado por todos los parti- o e ecipantes e infraestructuras involucradas en el ciclo generaci´n-transporte-consumo de elec- otricidad, representa un reto multidisciplinar y de gran envergadura. Por un lado existe elproblema t´cnico, ya que la generaci´n y el consumo de electricidad deben estar equilibrados e oen todo momento. Existe una dimensi´n econ´mica, ya que es necesario establecer marcos o oy mecanismos adecuados para retribuir a los generadores y establecer unos precios reales alos consumidores. Finalmente, y no menos importante, est´n las consideraciones medioam- abientales: la generaci´n el´ctrica a d´ de hoy implica el consumo de combustibles f´siles, o e ıa ola generaci´n de residuos radiactivos, la emisi´n de gases de efecto invernadero y sustancias o ot´xicas, el consumo de materias primas y agua y el uso de suelo entre otros. Parece evidente oque en un mundo con recursos finitos, no puede planearse un sistema el´ctrico al margen de eestas consideraciones. Por su car´cter estrat´gico y de servicio p´blico, la gesti´n del sistema el´ctrico ha sido a e u o econsiderada tradicionalmente una competencia estatal. Sin embargo, durante los ultimos a˜os ´ nse han liberalizado en Europa los mecanismos para definir su dimensi´n econ´mica, abando- o onando el concepto de tarifas dise˜adas por el Estado para dar lugar a los llamados mercados nel´ctricos. e Desde El Observatorio Cr´tico de la Energ´a consideramos que en Espa˜a este proceso de ı ı nliberalizaci´n no ha ido acompa˜ado de la informaci´n necesaria para que el ciudadano de o n oa pie comprenda cu´les son los nuevos mecanismos que definen el precio que a d´ de hoy a ıapaga por la electricidad, ni tampoco el marco en el que las empresas el´ctricas deciden y econfiguran nuestro parque de generaci´n, y que a fin de cuentas provocar´ las consecuencias o amedioambientales que todos podamos disfrutar o tengamos que sufrir. El fin de este informe es doble. Por un lado queremos dar de manera objetiva las clavesnecesarias para comprender c´mo funciona el mercado el´ctrico en Espa˜a. Para ello, em- o e npezamos en el cap´ ıtulo 1 con una introducci´n a conceptos b´sicos de un sistema el´ctrico, o a edonde adem´s repasamos su funcionamiento previo al proceso de liberalizaci´n (el Marco Le- a ogal Estable). Al final del cap´ ıtulo se esbozan las dos componentes que forman el precio de laelectricidad en el nuevo marco liberalizado: la componente regulada y la componente de mer-cado. La componente regulada, que se aborda en el cap´ ıtulo 2, se emplea en pagar actividades 1
  4. 4. que siguen siendo reguladas (transporte y distribuci´n), as´ como otras cuestiones de pol´ o ı ıticaenerg´tica. El cap´ e ıtulo 3 explica c´mo se determina la componente de mercado, dada por los oacuerdos alcanzados entre generadores y consumidores en r´gimen de libre competencia. e El segundo objetivo es aportar nuestra visi´n particular sobre el mercado el´ctrico como o emarco para gestionar el sector el´ctrico, incidiendo en algunas caracter´ e ısticas propias de sudise˜o pero tambi´n en algunas particularidades de la experiencia vivida en nuestro pa´ n e ısdurante los ultimos catorce a˜os. Para ello, hemos recogido en el cap´ ´ n ıtulo 4 lo que llamamos“Las siete falacias del mercado el´ctrico espa˜ol”, orientadas a desmentir algunos de los e nmensajes injustificados que, respaldados por la mencionada falta de informaci´n, se vuelcan oa menudo en los medios de comunicaci´n de manera impune. o Durante la redacci´n de este documento hemos intentado evitar en la medida de lo posible ofarragosas descripciones que desmotiven al lector, pero sin renunciar al objetivo principal deproporcionar una visi´n amplia del mercado el´ctrico que permita el seguimiento de nuestras o ereflexiones. En cualquier caso, esperamos vuestros comentarios y cr´ ıticas para las futurasversiones de este informe. Pod´is hac´rnoslas llegar a: observaelmercadoelectrico@gmail.com e e 2
  5. 5. ´Indice general1. Introducci´n al Sistema El´ctrico o e 5 1.1. Agentes de un sistema el´ctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . e . . . . . . 5 1.2. El sistema el´ctrico basado en las tarifas reguladas: El Marco Legal e Estable . 7 1.2.1. Resumen hist´rico de cifras durante el MLE . . . . . . . . . o . . . . . . 9 1.3. El sistema el´ctrico basado en el mercado liberalizado . . . . . . . e . . . . . . 102. An´lisis de la componente regulada del precio de la electricidad a 13 2.1. Costes de transporte y distribuci´n . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . o 15 2.2. Costes derivados de los organismos necesarios para el funcionamiento del sis- tema el´ctrico: REE, OMEL y CNE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . e 15 2.3. Costes asociados a la compensaci´n de la generaci´n extrapeninsular . . . . . o o 15 2.4. Costes de adquisici´n de r´gimen especial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . o e 16 2.4.1. Las primas a la energ´ solar fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . ıa 18 2.5. Costes asociados a la industria del carb´n: prima al consumo del carb´n na- o o cional, stock de carb´n y plan de viabilidad Elcogas . . . . . . . . . . . . . . o 19 2.6. Costes asociados a la industria nuclear: moratoria nuclear, segunda parte del ciclo del combustible nuclear y stock estrat´gico de uranio . . . . . . . . . . . e 19 2.7. Costes de transici´n a la competencia (CTC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . o 21 2.8. Costes asociados al d´ficit de tarifa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . e 22 2.9. Resumiendo, ¿c´mo se forma la componente regulada del precio de la electricidad? o 233. An´lisis de la componente de mercado a del precio de la electricidad 25 3.1. El mercado diario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 3.2. Los mercados intradiarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 3.3. Resultados del mercado y precio final . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 ´ 3.4. La Tarifa de Ultimo Recurso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364. Las siete falacias del mercado el´ctrico espa˜ol e n 40 4.1. FALACIA Nö1: La mejor manera de administrar el sistema el´ctrico en Espa˜a e n es mediante un mercado libre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 4.2. FALACIA Nö2: El mercado incentiva las tecnolog´ m´s eficientes, garanti- ıas a zando el precio m´ınimo de generaci´n . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . o 41 4.3. FALACIA Nö3: El mercado garantiza el precio m´ ınimo a los consumidores. . 42 4.4. FALACIA Nö4: El mercado es la soluci´n a las ineficiencias propias de una o gesti´n centralizada y p´blica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . o u 43 3
  6. 6. 4.5. FALACIA Nö5: Las primas a las energ´ renovables constituyen la raz´n prin- ıas o cipal del aumento del coste de la electricidad y deben por lo tanto ser eliminadas 454.6. FALACIA Nö6: La energ´ nuclear tiene el coste de generaci´n m´s bajo y debe ıa o a por lo tanto ser promovida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 464.7. FALACIA Nö7: El mercado el´ctrico funciona de manera transparente trans- e mitiendo al consumidor el coste real de la electricidad . . . . . . . . . . . . . 47 4
  7. 7. Cap´ ıtulo 1Introducci´n al Sistema El´ctrico o e En este cap´ıtulo queremos introducir unos conceptos b´sicos para enmarcar la noci´n de a osistema el´ctrico. En concreto, comenzamos con una descripci´n de las cuatro actividades en e oque se puede dividir y de cu´les son los actores implicados. Seguidamente introducimos los dos aenfoques que se puede dar a su gesti´n: la gesti´n regulada, basada en una intervenci´n estatal o o oa todos los niveles, y el marco de libre mercado, donde conviven unos sectores regulados yotros liberalizados.1.1. Agentes de un sistema el´ctrico e El objetivo de un sistema el´ctrico es el de cubrir las necesidades de energ´ el´ctrica que e ıa epresenta una sociedad. Est´ formado por todos los participantes e infraestructuras involucra- ados, y se organiza en cuatro tipos de actividades: Generaci´n o Transporte Distribuci´n o Consumo La Generaci´n la llevan a cabo los productores, que son aquellos agentes encargados ode generar electricidad a partir de un determinado recurso energ´tico. A d´ de hoy existen e ıamuchas alternativas con caracter´ ısticas muy variadas. Las m´s tradicionales y extendidas se basan en recursos f´siles tales como el carb´n, el a o opetr´leo y, m´s recientemente, el gas natural. Cuentan con la ventaja de poder regular su o anivel de generaci´n para acoplarse al consumo, pero sus costes dependen en gran medida del oprecio del combustible empleado, el cual tender´ previsiblemente a crecer conforme aumente asu escasez y los costes de extracci´n. Otra desventaja es que su uso implica la emisi´n de o ogases contaminantes y de efecto invernadero. La energ´ nuclear actual (energ´ de fisi´n) se ıa ıa obasa tambi´n en un recurso no renovable (el uranio). La operaci´n de las centrales nucleares e oconlleva una emisi´n de gases de efecto invernadero despreciable frente a aqu´llas que usan o elos combustibles anteriores. Sin embargo, producen residuos radiactivos de larga duraci´n. Su onivel de generaci´n el´ctrica, en el caso de las centrales espa˜olas, es constante, por lo que no o e n 5
  8. 8. facilita el acoplamiento entre generaci´n y consumo. Es por ello que la producci´n nuclear es o oconsiderada como potencia de base 1. Un segundo bloque de fuentes energ´ticas son las energ´ renovables, basadas en recur- e ıassos que no se agotan con su uso. Una de las m´s empleadas tradicionalmente es la energ´ a ıahidr´ulica de embalse, que tambi´n es regulable contribuyendo al acoplamiento entre demanda a ey producci´n en cada momento. Su instalaci´n requiere emplazamientos espec´ o o ıficos y puedencausar un gran impacto a los ecosistemas afectados. El volumen de producci´n medio anual ovar´ con la hidricidad del a˜o. Otras energ´ renovables, desarrolladas principalmente en ıa n ıasla ultima d´cada, son la energ´ e´lica y la fotovoltaica. Se caracterizan por ser fuentes no ´ e ıa oregulables, ya que su disponibilidad depende de recursos naturales que pueden llegar a sermuy variables. Su coste actual es superior al de las energ´ tradicionales pero, estando en ıasuna fase inicial de desarrollo y considerando que su precio no depende del agotamiento dening´n recurso, es asumible que ´ste disminuir´ a medida que aumente su implantaci´n. Otra u e a oventaja es que aumentan la independencia energ´tica de un pa´ disminuyendo el gasto en e ıs,importaci´n de combustibles. Finalmente, no producen emisiones de gases contaminantes o ode efecto invernadero durante su operaci´n. Las centrales termosolares comparten las men- ocionadas ventajas, pero est´n en un estado especialmente incipiente con respecto a la e´lica a oy la fotovoltaica. Adem´s, pueden contar con un sistema de almacenamiento que permite la aregulaci´n de la producci´n. Las centrales t´rmicas de biomasa tambi´n permiten regulaci´n o o e e oen la generaci´n y sus emisiones se compensan con la absorci´n de CO2 que se ha producido o oal originarse la propia biomasa. Por ultimo, cabe mencionar otras fuentes renovables como ´la mareomotriz, la energ´ de las olas y la geot´rmica, cuya contribuci´n a d´ de hoy es, en ıa e o ıageneral, testimonial. El tercer grupo en que podemos clasificar la generaci´n estar´ formado el aprovechamiento o ıaadicional en otros procesos, como la cogeneraci´n (por ejemplo, el empleo del calor residual oque algunas industrias pueden derivar a generar electricidad) y el tratamiento de residuos. Desde el punto de vista del sistema el´ctrico, las anteriores fuentes se dividen en dos gru- epos. Uno es el r´gimen ordinario, formado por las fuentes tradicionales (combustibles f´siles, e onuclear y gran hidr´ulica). Otro es el r´gimen especial, formado por peque˜as unidades de a e nproducci´n (de potencia menor a 50 MW) basadas en energ´ renovables y en cogeneraci´n, o ıas olas cuales se priman para fomentar su desarrollo y para retribuir una serie de ventajas im-pl´ ıcitas a su uso (menor emisiones, mayor independencia energ´tica, mayor eficiencia por eaprovechamiento del calor residual, etc.). Otra clasificaci´n diferente ser´ la que distingue aquellas unidades que pueden variar su o ıanivel de generaci´n a voluntad (unidades gestionables), empleadas por REE para ajustar en oultima estancia la generaci´n al consumo, y las que no.´ o El Transporte consiste, como su propio nombre indica, en transportar la electricidad quehan generado los productores. Este concepto se reserva para distancias largas, que se salvana trav´s de l´ e ıneas de alta tensi´n. Una vez cerca del lugar de Consumo, la Distribuci´n se o oencarga de llevar a cada consumidor esta electricidad en l´ ıneas de media y baja tensi´n. o 1 La potencia de base es aquella que permite cubrir un determinado nivel de consumo por debajo del cualla demanda total no cae en ning´n momento. En el caso de Espa˜a, la potencia nuclear instalada es de 7.8 u nGW, mientras que la demanda m´ ınima se suele situar en torno a los 15-20 GW [1] 6
  9. 9. Estas son las cuatro actividades en que t´ ıpicamente se divide el sistema el´ctrico de ecualquier pa´ Es importante notar que debe existir una alta coordinaci´n entre ellas, dada la ıs. oprincipal caracter´ ıstica de un sistema el´ctrico: la cantidad de electricidad que se genera y la eque se consume (incluyendo las p´rdidas el´ctricas en su recorrido) debe ser exactamente igual e een cada instante. La manera en la que se planifica, regula y legisla cada actividad configura eltipo de sistema el´ctrico que dicho pa´ posee. Como hemos mencionado, hay b´sicamente dos e ıs afilosof´ diferentes: aqu´lla basada en las tarifas reguladas y la basada en el libre merca- ıas edo. La primera ha sido la tradicionalmente empleada, y en el caso de Espa˜a se desarroll´ con n oel nombre del Marco Legal Estable. Sin embargo, en la ultima d´cada hemos presenciado pro- ´ egresivamente la creaci´n de los mercados el´ctricos, caracterizados por la liberalizaci´n de o e olos segmentos generaci´n-consumo, y que en nuestra pen´ o ınsula ha conllevado la creaci´n del oMercado Ib´rico de la electricidad. e1.2. El sistema el´ctrico basado en las tarifas reguladas: El e Marco Legal Estable2 Se conoce como Marco Legal Estable (MLE) el conjunto de normas y leyes que regularonel sector el´ctrico espa˜ol desde 1988 hasta 1997. Esta regulaci´n estaba basada sobre las e n opremisas de que el sector el´ctrico es un elemento estrat´gico para el desarrollo nacional y de e eque la electricidad debe ser considerada un bien b´sico, a cuyo acceso tienen derecho todos alos ciudadanos. Por lo tanto, se trataba de un marco esencialmente regulado por el Estado,que asum´ la responsabilidad de organizar y planificar el sector. ıa El MLE se crea con el objetivo de, como su propio nombre indica, proporcionar un marcoestable para todos los agentes del sector. Dicha estabilidad se materializa en garantizar a lasempresas el´ctricas unos beneficios aceptables y la recuperaci´n de sus inversiones a largo e oplazo, as´ como en establecer de forma transparente tarifas a los consumidores en condiciones ıde m´ ınimo coste. La situaci´n de cada uno de los agentes dentro del MLE depend´ de su actividad: o ıa Generaci´n. Los m´s caracter´ o a ıstico fue el uso del concepto “Coste Est´ndar”, por el a cual, anualmente, el Ministerio de Industria y Energ´ reconoc´ a las empresas el´ctricas ıa ıa e el coste de generaci´n asociado a cada tipo de fuente (diferenciando incluso por centrales o concretas en algunos casos). Este coste inclu´ principalmente costes de inversi´n en ıa o instalaciones, operaci´n y mantenimiento y combustible. Con el pago de dichos costes, o las el´ctricas aseguraban la amortizaci´n a largo plazo de las instalaciones y un margen e o de beneficios anual por la actividad desempe˜ada (ver figura 1.1). Por otro lado, el n Estado se reservaba el derecho de fomentar m´s una tecnolog´ que otra para configurar a ıa el mix de generaci´n mediante las revisiones de los costes est´ndar. o a Transporte. El principal cambio que introdujo el MLE en este sector fue la nacionaliza- ci´n de la red de transporte de alta tensi´n. Antes del MLE, la pen´ o o ınsula se encontraba fragmentada en regiones pobremente conectadas donde las diferentes empresas el´ctricas e hab´ creado su propia red orientada al autoabastecimiento. Con la nacionalizaci´n se ıan o inicia una filosof´ de explotaci´n conjunta del sistema el´ctrico en todo el pa´ El ıa o e ıs. 2 Los datos de este apartado provienen de la fuente [2]. 7
  10. 10. transporte se convierte, pues, en un monopolio natural (lo m´s eficiente es que s´lo a o exista una empresa responsable). Con este objetivo se crea Red El´ctrica de Espa˜a e n (REE). Distribuci´n. Las redes de distribuci´n siguieron perteneciendo a las empresas el´ctri- o o e cas, encargadas de realizar la distribuci´n y comercializaci´n en las regiones donde tradi- o o cionalmente ven´ operando. De la misma manera que en la generaci´n, se reconoc´ ıan o ıan anualmente los costes asociados a esta actividad para asegurar el mantenimiento de las redes de distribuci´n. o Consumo. El MLE determinaba el precio que los consumidores ten´ que pagar la ıan electricidad mediante el concepto de Tarifa Integral. La idea central es sencilla: con- sist´ en agrupar los costes totales previstos del sistema el´ctrico y dividirlos por la ıa e demanda estimada para ese a˜o. Los costes que se inclu´ eran los siguientes: n ıan Costes est´ndar de las empresas el´ctricas para las actividades de generaci´n y a e o distribuci´n, en base a la demanda estimada. o Costes de REE para la actividad de transporte. Costes asociados a los desv´ entre demanda estimada y demanda real de a˜os ıos n anteriores. Otros costes, tales como stock b´sico de uranio, segunda parte del ciclo de com- a bustible nuclear, programas de investigaci´n y desarrollo, moratoria nuclear, ayu- o das al carb´n (a partir de 1995), sobrecoste del sistema extrapeninsular, etc. o Figura 1.1: Inversi´n base seg´n tecnolog´ en el MLE en pesetas de 1982. Fuente: [2] o u ıa La figura 1.2 ilustra de forma esquem´tica la relaci´n entre los principales actores impli- a ocados durante el MLE. De esta manera, el sistema el´ctrico pod´ entenderse como una cadena cerrada en la que e ıalos consumidores asum´ la totalidad de los costes del sistema a unos precios regulados por ıanla Administraci´n, precios que a su vez aseguraban a las empresas el´ctricas la recuperaci´n o e ode las inversiones y otros costes previamente reconocidos por el Estado. Esta presencia estatal 8
  11. 11. Figura 1.2: Esquema de los principales actores en el Marco Legal Estable. Las flechas en negroindican flujos de electricidad. Las flechas rojas y verdes indican flujos monetarios.en todos los eslabones de la cadena otorgaba al Estado una capacidad plena para planificarlas pol´ ıticas energ´ticas del pa´ a corto, medio y largo plazo. e ıs1.2.1. Resumen hist´rico de cifras durante el MLE o El MLE es heredero de una situaci´n peculiar. En la d´cada previa a su inicio, y como o econsecuencia de las crisis energ´ticas de los a˜os 70, los Planes Energ´ticos Nacionales se e n ecentraron en potenciar la diversificaci´n del parque generador para disminuir la dependencia odel petr´leo. Se llev´ a cabo un plan acelerado de centrales t´rmicas de carb´n, centrales o o e ohidroel´ctricas y la puesta en marcha de la mayor parte del actual parque nuclear. Adem´s, e ase dise˜o un marco para el R´gimen Especial por el cual las distribuidoras estaban obligadas n´ ea adquirir la energ´ producida en este r´gimen a un precio fijado por el Ministerio. ıa e Sin embargo, las previsiones de evoluci´n del consumo resultaron demasiado altas, de omanera que al inicio del MLE el parque de generaci´n se encontraba a todas luces sobre- odimensionado. Tanto es as´ que en todo el periodo que dur´ el MLE la potencia instalada ı, opas´ de 41.415 MW (en 1988) a 43.280 MW (en 1997), es decir, un incremento tan solo del o4, 5 % en 9 a˜os para cubrir una demanda que evolucion´ a un 3,2 % anual. n o Durante el MLE se produjo el despegue (en cuanto a energ´ producida) del R´gimen ıa eEspecial, que pasa de cubrir el 1 % de la demanda en 1988 al 10 % en 1997. Aunque lasdistribuidoras estaban obligadas a adquirir esa energ´ a un precio elevado, este coste se les ıareconoc´ dentro de los costes est´ndar. Sin embargo se temi´ que este progresivo incremento ıa a ode energ´ conllevase un incremento excesivo de la Tarifa Integral. Es por ello que en 1994 ıase establece un nuevo marco retributivo para reducir el coste de adquisici´n del R´gimen o eEspecial. 9
  12. 12. Para finalizar, y a modo de resumen del aspecto econ´mico, apuntamos que la tarifa oel´ctrica creci´ en todo el periodo del MLE a un ritmo del 2,8 % anual, mientras que la e oinflaci´n se situaba en el 4, 8 %. Es decir, el coste real de la tarifa el´ctrica descend´ a un o e ıaritmo del 2 % anual.1.3. El sistema el´ctrico basado en el mercado liberalizado e La Ley 54/1997 del Sector El´ctrico3 inicia en Espa˜a el proceso de liberalizaci´n del e n osector el´ctrico con el objetivo de redefinir los ´mbitos de actuaci´n de los actores implicados e a o(Estado, empresas y consumidores). Esta ley elimina expl´ ıcitamente la noci´n de suministro oel´ctrico como servicio p´blico e introduce mecanismos de libre mercado para gestionar parte e ude las decisiones que con el antiguo marco (Marco Legal Estable) correspond´ al Estado. ıan El proceso de liberalizaci´n de los mercados el´ctricos se impulsa en el marco de la Uni´n o e oEuropea. La idea es que a partir de unos principios b´sicos (liberalizaci´n de precios y desregu- a olarizaci´n de las actividades de generaci´n y consumo), cada pa´ desarrolle su propio proceso o o ısde manera que las diferentes experiencias permitan el avance hacia mercados energ´ticos ecomunes. En la mencionada ley se dise˜a un nuevo marco para cada una de las cuatro actividades nque conforman el sistema el´ctrico (generaci´n, transporte, distribuci´n y consumo), as´ como e o o ıel ritmo al que debe ir implant´ndose en cada uno de ellos, de tal manera que en el a˜o a n2009 se culmine el proceso. La idea b´sica es diferenciar un terreno donde se mantiene la aregulaci´n estatal (las relacionadas con el mantenimiento de redes el´ctricas: el transporte o ey la distribuci´n) y otro cuya gesti´n se transfiere a mecanismos de mercado (generaci´n y o o ocomercializaci´n). En particular: o Generaci´n. Se liberaliza la instalaci´n de capacidad. Esto implica que una determi- o o nada empresa decide, en base a sus expectativas de mercado, qu´ tipo de tecnolog´ e ıa y en qu´ cantidad instala para generar electricidad. Asimismo, la retribuci´n asociada e o a la actividad de generar deja de estar regulada y pasa a definirse por mecanismos de mercado. Transporte y Distribuci´n. Siguen siendo actividades reguladas. Se consolida el o papel de REE como unico transportista y operador del sistema. La distribuci´n la ´ o siguen realizando las mismas empresas distribuidoras, que se desvinculan de la comer- cializaci´n4 . Su reparto geogr´fico puede verse en la figura 1.3. o a Consumo. Se liberalizan los precios y se crea la figura de la comercializadora de elec- tricidad. Organizativamente, la adquisici´n de energ´ se lleva a cabo en dos mercados: o ıa el mercado minorista, donde los consumidores dom´sticos y peque˜as empresas firman e n un contrato libre con una de las comercializadoras que compiten en r´gimen de libre e competencia y que les factura la electricidad consumida, y el mercado mayorista, en el que las comercializadoras y los grandes consumidores directos adquieren la electricidad a los generadores mediante mecanismos de mercado, adem´s de abonar una tarifa que le a 3 Disponible en www.boe.es/boe/dias/1997/11/28/pdfs/A35097-35126.pdf 4 En teor´ una misma empresa no puede realizar su actividad en un segmento liberalizado (generaci´n, ıa, ocomercializaci´n) y otro regulado (transporte, distribuci´n) a la vez. En la pr´ctica, las mismas empresas se o o aencuentran en todos los segmentos mediante la creaci´n de holdings. o 10
  13. 13. permita el acceso a la red el´ctrica, que aqu´ denominamos componente regulada. Se ve, e ı por tanto, que las comercializadoras realizan un papel de “intermediario administrati- vo” entre el lado generaci´n y el peque˜o consumidor, haciendo las veces de comprador o n en el mercado mayorista y de vendedor en el mercado minorista. Figura 1.3: Reparto geogr´fico de las distribuidoras. Fuente: www.proyectostipo.com a La figura 1.4 muestra el esquema del nuevo marco liberalizado. Este esquema compartecon el anterior Marco Legal Estable la idea de que son los consumidores finales los que cubrenlos costes de todo el sistema el´ctrico con el pago de sus facturas. La diferencia ahora radica een que el coste del kilovatio-hora engloba dos componentes, que se obtienen por separado: La componente regulada: Orientada a cubrir los costes del sistema (transporte y distribuci´n), as´ como sufragar otros incentivos a´n competencia del Estado (incentivos o ı u a la disponibilidad, primas al R´gimen Especial, incentivos al carb´n aut´ctono, Costes e o o de Transici´n a la Competencia, etc.). Este tema se aborda en el cap´ o ıtulo 2. La componente de mercado: Obtenida por mecanismos de mercado entre produc- tores y consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y consumidores direc- tos) en r´gimen de competencia. Este tema se aborda en el cap´ e ıtulo 3. Es importante se˜alar que los consumidores dom´sticos y peque˜as empresas pagan a la n e ncomercializadora contratada seg´n un contrato libre que sufraga ambas componentes adem´s u adel margen de beneficios de la propia comercializadora. Puesto que este margen en principiodepende del contrato alcanzado, los datos no son homog´neos, y en este trabajo los omitimos, epero de considerarlos, habr´ que incluirlos en la componente de mercado. Adem´s, en la ıa asituaci´n actual, la mayor parte de los peque˜os consumidores est´n acogidos a la Tarifa o n a ´de Ultimo Recurso, cuya componente de mercado se determina por otro mecanismo queexplicamos con m´s detalle en el apartado 3.4 a 11
  14. 14. Figura 1.4: Esquema de los principales actores en el mercado liberalizado. Las flechas en negroindican flujos de electricidad. Las flechas rojas y verdes indican flujos monetarios. A modo de resumen, la figura 1.5 muestra la evoluci´n de estas dos componentes pro- omediadas anualmente durante los ultimos a˜os. Se observa que el coste de nuestra factura ´ nde la luz se divide en dos mitades que son pr´cticamente iguales (componente regulada y de amercado).Figura 1.5: Desglose del coste del kilovatio-hora en sus dos componentes: regulada y de mer-cado (promediadas anualmente). Elaboraci´n propia a partir de [3]. o 12
  15. 15. Cap´ ıtulo 2An´lisis de la componente regulada adel precio de la electricidad Como ya hemos avanzado en el cap´ ıtulo 1, el precio que pagamos por la energ´ que con- ıasumimos no es solamente el que se deriva de lo que cuesta producir esa energ´ sino que a ıadeben a˜adirse otros costes que tiene el sistema el´ctrico. Todos estos costes extra se recogen n een la componente regulada del precio de la electricidad e incluyen desde el peaje que hayque pagar por utilizar las l´ıneas de alta tensi´n (transporte), hasta el mantenimiento de los oorganismos necesarios para la correcta operaci´n del sistema el´ctrico u otros costes como el o ed´ficit de tarifa o las primas a las energ´ renovables. El objetivo de este apartado es explicar e ıasen qu´ consiste cada uno de estos costes y cuantificar qu´ cantidad de dinero ha supuesto e epara los consumidores el´ctricos con el fin de ponderar su importancia relativa as´ como su e ıinfluencia en el precio final de la electricidad. En la tabla 2 y en la figura 2.3 se recogen los totales anuales de todos los costes que seincluyen en la componente regulada de tarifa desde 1998 hasta 20091 . Todos los datos hansido obtenidos de los informes anuales que publica la Comisi´n Nacional de Energ´ (CNE y o ıaantigua Comisi´n Nacional del Sistema El´ctrico –CNSE–) [3]. Algunos de los costes, como o eel peaje por el transporte de la electricidad en las l´ ıneas de alta tensi´n, resultan intuitivos oaunque no ocurre lo mismo con todos. A lo largo de las siguientes secciones se detalla cu´l aes el origen de aquellos costes que resultan menos obvios analizando tambi´n algunas de sus econsecuencias. 1 Datos m´s recientes disponibles en el momento de la redacci´n. a o 13
  16. 16. 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 TOTAL Adquisici´n r´gimen especial o e 1,198 1,426 1,575 1,889 2,202 2,250 1,234 1,445 692 544 725 1,520 16,702 Primas al r´gimen especial e 1,243 1,246 1,785 2,284 3,372 5,001 14,930 Transporte 507 521 550 582 627 696 834 937 1,013 1,090 1,246 1,344 9,948 Distribuci´n y comercializaci´n o o 2,788 2,813 2,824 2,899 2,957 3,017 3,569 3,578 3,666 4,250 4,364 4,528 41,252 Comp. R´gimen Especial e Interrumpibles e 5 7 7 18 18 16 16 15 16 14 15 147 Moratoria Nuclear 420 392 380 379 396 425 475 421 131 4 4 15 3,440 2 parte ciclo combustible nuclear 95 93 95 98 111 101 113 30 42 51 63 68 959 Stock combustible nuclear 7 4 2 1 14 REE 6 6 6 8 13 14 32 34 31 29 28 42 251 OMEL 4 7 7 8 9 9 9 10 16 16 21 5 121 CNE (+CNSE cuando exist´ ıa) 11 7 7 8 9 10 11 12 14 14 15 17 135 Compensaci´n generaci´n extrapeninsular o o 189 119 107 122 199 207 227 362 397 1,118 1,165 1,348 5,56014 D´ficit 2003, 2006,2007,2008 e 214 209 236 211 393 1,342 1,089 3,693 Revisi´n generaci´n extrapeninsular o o 20 21 22 16 93 382 553 Plan Ahorro y Eficiencia Energ´tica e 173 177 336 309 995 D´ficit 2005 e 140 344 390 424 1,298 Prima consumo carb´n nacional o 306 261 98 174 248 156 188 83 76 80 93 1,762 Stock carb´n o 25 25 49 Costes de transici´n a la competencia (CTC) o 1,030 628 534 104 997 91 202 3,741 7,327 Plan viabilidad ELCOGAS 43 76 65 33 216 SUMA 6,591 6,284 6,192 6,290 7,784 7,226 8,384 12,171 8,462 10,576 13,626 15,744 109,330 D´ficit e -290 -150 -959 -3,811 -3,047 -1,227 -6,160 -4,886 -20,527 Tabla 2.1: Desglose de la componente regulada del precio de la electricidad entre 1998 y 2009. Importes expresados en millones de euros. Fuente: [3].
  17. 17. 2.1. Costes de transporte y distribuci´n o Aunque tanto transporte como distribuci´n hacen referencia a la conducci´n de electrici- o odad por la red, el t´rmino transporte se reserva para las distancias largas donde se utilizan el´ ıneas de alta tensi´n y el t´rmino distribuci´n para las distancias m´s cortas cercanas a los o e o apuntos de consumo y que se realiza en media y baja tensi´n. El coste acumulado (entre los oa˜os 1998 y 2009) del transporte es de aproximadamente 10.000 millones de euros, mientras nque el coste de distribuci´n y comercializaci´n asciende a m´s de 40.000 millones de euros. En o o alos datos que proporciona la CNE se engloban en un mismo concepto (distribuci´n y comer- ocializaci´n) el coste de trasportar la electricidad por las l´ o ıneas de media y baja tensi´n y el omargen de beneficios que obtiene las empresas comercializadoras por la gesti´n de las tarifas ode ultimo recurso (secci´n 3.4) por lo que resulta dif´ valorar qu´ cantidad est´ asociada a ´ o ıcil e acada aspecto y c´mo de ajustado es dicho margen comercial. o2.2. Costes derivados de los organismos necesarios para el fun- cionamiento del sistema el´ctrico: REE, OMEL y CNE e Red El´ctrica de Espa˜a (REE) es la empresa dedicada al transporte de la energ´ y a la e n ıaoperaci´n del sistema el´ctrico. Es la encargada de velar por la seguridad de la red y garanti- o ezar que los intercambios de energ´ que se producen en cada nodo de la red resultantes de los ıaacuerdos alcanzados en el mercado el´ctrico son seguros desde el punto de vista t´cnico. La e eley 17/2007 [4] la reconoci´ como unico transportista y operador del sistema. OMEL2 es el o ´Operador del Mercado Ib´rico de Energ´ siendo responsable de la gesti´n de oferta de compra e ıa oy venta de electricidad en los mercados diarios e intradiarios, de las subastas CESUR y de larealizaci´n de las liquidaciones y pagos y cobros correspondientes. Por ultimo, el objetivo de o ´la Comisi´n Nacional de Energ´ (CNE) es velar por la competencia efectiva de los sistemas o ıaenerg´ticos (mercado el´ctrico y de hidrocarburos) y por la objetividad y transparencia de su e efuncionamiento, en beneficio de todos los sujetos que operan dichos sistemas y de los consu-midores. Los costes acumulados que han supuesto estos organismos para el sistema el´ctrico son, een millones de euros, 135 (CNE), 121 (OMEL) y 251 (REE). Aunque la necesidad de dichosorganismos es indudable, destaca el hecho de que los costes acumulados asociados al mante-nimiento del complejo mercado necesario para vender y comprar energ´ esto es los costes de ıa,OMEL, son del mismo orden que los asociados a garantizar la seguridad del sistema en todomomento, es decir, los asociados a REE.2.3. Costes asociados a la compensaci´n de la generaci´n ex- o o trapeninsular Adem´s del sistema el´ctrico peninsular existen en Espa˜a otros sistemas con propiedades a e nmuy particulares. Es el caso de las islas Baleares donde existen dos subsistemas el´ctricamente eaislados: el sistema Mallorca-Menorca y el sistema Ibiza-Formentera. Est´ previsto la inter- aconexi´n de los dos subsistemas as´ como la conexi´n del sistema Mallorca-Menorca con el o ı o 2 Desde el 1 de julio de 2011 esta entidad se denomina OMIE 15
  18. 18. sistema peninsular a trav´s de enlaces submarinos [5]. En el caso de las islas canarias existen eseis subsistemas el´ctricamente aislados y de peque˜o tama˜o y su interconexi´n no es viable e n n oen este caso debido a la gran profundidad del fondo marino salvo en un unica excepci´n: los ´ osubsistemas de Lanzarote y Fuerteventura. Desde 2006 es Red El´ctrica el operador de todos eestos sistemas extrapeninsulares. La falta de conexi´n de estos subsistemas con un sistema el´ctrico de mayor tama˜o supone o e nuna menor estabilidad del sistema y un mayor coste de generaci´n el´ctrica, es por ello que o eentre los aspectos de la componente regulada de la tarifa el´ctrica se encuentra un t´rmino e easociado a la compensaci´n de los costes de generaci´n en los sistemas extrapeninsulares o osiendo estos costes un claro ejemplo de solidaridad a nivel estatal para garantizar el acceso detodos los ciudadanos a una electricidad asequible. En la tabla resumen aparecen dos conceptos:la compensaci´n de la generaci´n extrapeninsular (prevista para cada a˜o) y la revisi´n de o o n ola generaci´n extrapeninsular (que se refiere a la revisi´n con respecto a la previsi´n de los o o oa˜os anteriores) el total acumulado por ambos conceptos entre 1998 y 2009 asciende a 6.113 nmillones de euros.2.4. Costes de adquisici´n de r´gimen especial o e Se definen como r´gimen especial todos aquellos generadores con potencia inferior a 50 eMW que utilicen como energ´ primaria renovables o residuos, y aquellos otros como la co- ıageneraci´n que implican un tecnolog´ de alta eficiencia y un ahorro energ´tico notable. Por o ıa euna parte estas tecnolog´ conllevan ventajas muy significativas como la baja emisi´n de ıas ogases de efecto invernadero, el menor impacto sobre el entorno, la valorizaci´n de los resi- oduos, el aumento de la soberan´ energ´tica del pa´ la disminuci´n de las importaciones ıa e ıs, ode combustible con la consecuente mejora de la balanza de pagos del pa´ o la disminuci´n ıs, ode p´rdidas por transporte cuando las fuentes de generaci´n est´n situadas muy cercanas e o aa los lugares de consumo. Por otro lado, en la mayor´ de los casos se trata de tecnolog´ ıa ıasen fase de desarrollo y que tienen por lo tanto unos costes asociados superiores a otras tec-nolog´ m´s contaminantes pero mucho m´s maduras. Es por ello que se establecen unas ıas a aayudas econ´micas para favorecer la incorporaci´n de estos generadores de r´gimen especial o o eal sistema el´ctrico y acelerar el desarrollo a gran escala de tecnolog´ limpias. Ahora bien, e ıascuando participan en el mercado el´ctrico liberalizado los productores de r´gimen especial e etienen dos opciones [6]: Verter su producci´n de electricidad a la red y percibir por ello una tarifa fija para cada o kilovatio-hora que produzcan. Vender su electricidad en el mercado de producci´n de energ´ el´ctrica. En este caso o ıa e el productor de r´gimen especial recibir´ el precio por kilovatio-hora que se fije en e a el mercado m´s una prima establecida en c´ntimos de euro por kilovatio-hora. Para a e algunas tecnolog´ esta prima es variable y depende del precio fijado en el mercado ıas (con el fin de garantizar una cierta rentabilidad de las instalaciones y simult´neamente a evitar una remuneraci´n excesiva). Hay algunas tecnolog´ como la e´lica, que ya se o ıas, o decantan mayoritariamente por esta opci´n. Por ejemplo, durante el a˜o 2009, el 94 % de o n la energ´ e´lica producida se vendi´ a trav´s del mercado de producci´n de electricidad ıa o o e o [7]. 16
  19. 19. La figura 2.1 muestra la evoluci´n temporal de la retribuci´n total recibida por las distin- o otas fuentes de generaci´n en r´gimen especial. En la misma figura se muestra la evoluci´n del o e oprecio medio del mercado para los productores que se decantaron por la opci´n mercado, de omanera que la distancia entre la curva negra y las barras muestra para cada a˜o la ayuda en nforma de prima (o de diferencia entre tarifa fija y precio de mercado) recibida por cada tec-nolog´ El caso de la energ´ solar fotovoltaica que ha recibido unas ayudas significativamente ıa. ıasuperiores a las dem´s se analiza en detalle en la pr´xima secci´n. a o oFigura 2.1: Retribuci´n total por kW h producido de las tecnolog´ de r´gimen especial. La o ıas el´ ınea negra representa el precio medio de mercado que alcanz´ la electricidad cada a˜o as´ que o n ıla diferencia entre las barras y la l´ ınea negra supone las primas recibidas por cada fuente deenerg´ Elaboraci´n propia a partir de los datos de [7]. ıa. o El total integrado entre 2004 y 2009 en concepto de primas a la energ´ de r´gimen ıa eespecial suma aproximadamente 15.000 millones de euros3 . Las energ´ renovables, puesto ıasque dependen de un recurso no acumulable, suelen ofertarse en el mercado a precio cero yson por lo tanto (junto a la nuclear) las primeras que se utilizan para cubrir la demanda deelectricidad en un determinado momento. Aunque c´mo se determina el precio de venta de ola energ´ en el mercado el´ctrico est´ explicado en detalle en el apartado 3.1, la idea general ıa e aes que el precio en el que las curvas de oferta y demanda agragadas de energ´ se igualen ıa(denominado precio marginal) ser´ el que reciban todas las centrales de generaci´n que se a outilicen para cubrir la demanda. As´ pues, la existencia de una cantidad de M W h renovables ı 3 Para los a˜os previos a 2004 no se ha realizado la separaci´n entre primas equivalentes y costes de n oadquisici´n de r´gimen especial porque no se dispone de esta informaci´n; por ello los dos conceptos se recogen o e odentro del apartado adquisici´n de r´gimen especial o e 17
  20. 20. ofertados a precio cero desplaza la curva de oferta4 hacia la derecha haciendo que el precio decasaci´n al que se retribuye toda la energ´ que entra en mercado sea menor que en el caso de o ıano existir estas renovables. Algunos an´lisis muestran como en el mercado espa˜ol existe una a nclara correlaci´n inversa entre la cantidad de energ´ renovable casada en el mercado diario y o ıael precio de casaci´n de ´ste [8]. Este hecho puede ocasionar que, para determinadas horas, el o ecoste de las primas a la energ´ renovable sea menor que el ahorro en el precio de la electricidad ıapor el desplazamiento del punto de casaci´n obteni´ndose incluso un ahorro neto. El c´lculo o e aglobal del ahorro que supone la modificaci´n de los precios de casaci´n debido a la presencia de o orenovables es complejo ya que habr´ que determinar cu´l habr´ sido el precio marginal para ıa a ıacada una de las horas del a˜o si no hubiese habido producci´n en r´gimen especial ofertada n o ea cero y suponer que los distintos productores no habr´ modificado su estrategia de ofertas ıanen el mercado. Dicho c´lculo, aunque sin duda resultar´ muy ilustrativo, escapa al alcance a ıade este informe. Es posible, sin embargo referenciar estimaciones similares realizadas tantopara el caso de Alemania [9] como para Espa˜a [10] cuyos resultados indican que el ahorro npropiciado por las renovables puede llegar a ser del mismo orden que las primas recibidas por´stas.e2.4.1. Las primas a la energ´ solar fotovoltaica ıa En la figura 2.1 se observa c´mo el importe recibido por cada kilovatio-hora generado me- odiante energ´ solar fotovoltaica (FV) es muy superior al de resto de tecnolog´ Las razones ıa ıas.que han motivado unas primas tan cuantiosas para la FV tienen que ver con el tempranoestadio de desarrollo de la tecnolog´ pero tambi´n con una normativa de primas muy poco ıa eacertada. Aunque previamente exist´ otras normativas que establec´ ayudas para la gen- ıan ıaneraci´n FV la norma que supone un cambio de paradigma es el R.D.661/2007 [6] que establece ouna tarifa fija de 41,75 centû/kWh si la potencia instalada es mayor de 100 kW y de 44,04centû/kWh si es menor. La elevada retribuci´n que establec´ este decreto junto con la ausen- o ıacia de un l´ımite de potencia instalada que pod´ acogerse a esta tarifa atrajo a numerosos ıainversores (muchos de ellos abandonaban en esos momentos el mercado urban´ ıstico) y produjoel conocido boom fotovoltaico espa˜ol, que llev´ a que en septiembre de 2008 se hab´ insta- n o ıanlado en Espa˜a 3.2 GW (cuando el objetivo para 2010 hab´ sido establecido por el Plan de n ıaEnerg´ Renovables [11] en 400 MW). La picaresca y la falta de control permiti´ que todos ıas olos nuevos generadores FV se acogieran a la tarifa para instalaciones inferiores a 100 kW di-vidiendo a nivel administrativo las plantas solares en tantas unidades generadoras como fueranecesario. Para evitar esta situaci´n, el R.D.1578/2008 ([12]) fijaba una nueva retribuci´n o odecreciente que comenzaba en 32 centû/kWh (para instalaciones en suelo) y 34 centû/kWh(para instalaciones en tejado) y establec´ un limite de potencia instalada anualmente en 500 ıaMW en total. Aunque el nuevo decreto fue exitoso en cuanto a que limit´ considerablemente oel importe total dedicado a primas a la FV, los sucesivos bandazos administrativos afectaronnotablemente a la industria fotovoltaica. De hecho, antes del fin del R.D.661/2007 la demanda de paneles e instaladores FV eratan alta que el precio de la instalaci´n aument´ (en lugar de disminuir gracias al factor de o oescala como pretend´ la normativa). El mercado FV espa˜ol creci´ hasta ser capaz de instalar ıa n opr´cticamente 3 GW anualmente y cuando la normativa cambi´ hacia el R.D.1578/2008 que a o 4 C´mo se alcanza el precio de casaci´n a partir de la curva de oferta y demanda es explicado en detalle en o oel apartado 3.1 18
  21. 21. limitaba la potencia anual a 500 MW las empresas productoras e instaladoras de energ´ solar ıaFV sufrieron una importante contracci´n que acab´ con muchas de ellas. Resulta ´ste un claro o o eejemplo de c´mo las primas para el desarrollo de una tecnolog´ deben ser dise˜adas con o ıa nsuficiente acierto para no producir situaciones contraproducentes. Es bastante probable queunas primas escalonadas en las que la tarifa disminuye a medida que se instala cierta capacidad(como las que ya se hab´ aplicado en Alemania) hubiesen sido mucho m´s adecuadas para ıan afavorecer el desarrollo de instalaciones generadoras FV a un precio rentable sin suponer uncoste excesivo en la componente regulada de tarifa.2.5. Costes asociados a la industria del carb´n: prima al con- o sumo del carb´n nacional, stock de carb´n y plan de via- o o bilidad Elcogas La prima al consumo del carb´n nacional es, como su propio nombre indica, una ayuda para oaventajar al carb´n nacional (de menor calidad) frente a los carbones extranjeros. Las ayudas oestatales al consumo de carb´n, que son fuertemente criticadas ya que suponen subvencionar ola fuente de generaci´n el´ctrica con mayor emisi´n de CO2 por kW h generado, tienen su o e oorigen en el mantenimiento de la miner´ como sector estrat´gico en determinadas provincias ıa eespa˜olas as´ como los puestos de trabajo asociados. Desde 1998 se han pagado por este n ıconcepto 1.762 millones de euros. El importe asociado al stock de carb´n que se mantuvo en olos a˜os 1998 y 1999 es de 49 millones de euros. Por ultimo el concepto “plan de viabilidad n ´Elcogas” hace referencia a las ayudas que recibe la planta piloto de Elcogas (situada enPuertollano) donde se ensaya la posibilidad de captar CO2 para reducir las emisiones asociadasa esta forma de generaci´n energ´ Dada su naturaleza experimental, dicha planta ten´ o ıa. ıaproblemas para garantizar su sostenibilidad econ´mica, lo que llev´ al gobierno a crear un o oplan de ayuda por el que la planta recibe una prima de 4 centû/kWh generado [13, 14].2.6. Costes asociados a la industria nuclear: moratoria nu- clear, segunda parte del ciclo del combustible nuclear y stock estrat´gico de uranio e En 1984, con el gobierno del PSOE en el poder, se aprueba la moratoria nuclear quesupone la prohibici´n de construir centrales nucleares y la cancelaci´n (en 1991) de 5 de o oestas centrales antes de que entren en funcionamiento. Las razones para su aprobaci´n sonovarias y complejas pero entre ellas se pueden citar el exceso de potencia instalada, la p´rdida ede competitividad de la energ´ nuclear al aumentar los costes de inversi´n ıa o 5 , el problemadel terrorismo en las plantas nucleares vascas (Lem´niz I y II) y el creciente movimiento oecologista antinuclear en Espa˜a tras el accidente de Three Mile Island en 1979 (y reforzado nposteriormente por otros como el accidente de Chern´bil en 1986 y el incendio en la central oespa˜ola de Vandell´s I en 1989). n o 5 La pol´ ıtica monetaria posterior a la crisis propici´ una subida de las tasas de inter´s con el consiguiente o eencarecimiento de los pr´stamos. Adem´s, los propietarios de las centrales nucleares espa˜olas hab´ con- e a n ıantra´ deuda en d´lares para financiar su construcci´n y la evoluci´n del tipo de cambio con la peseta les fue ıdo o o odesfavorable [15] 19
  22. 22. En 1991 la aplicaci´n de dicha moratoria supone la cancelaci´n de la entrada en fun- o ocionamiento o detenci´n de la construcci´n de 5 centrales nucleares en Espa˜a (Lem´niz I y o o n oII, Valdecaballeros I y II y Trillo II). Para compensar a las empresas que hab´ realizado ıanuna inversi´n o que ten´ previsto hacerlo (por ejemplo, la central de Trillo II s´lo estaba en o ıan ola fase de preparaci´n de terreno) se fijo una indemnizaci´n total de 4.381 millones de euros y o ose decidi´ que el 1,72 % de la tarifa el´ctrica ir´ a compensar a estas empresas con el objetivo o e afinal de liquidar la compensaci´n en 2020 de manera que su influencia sobre la tarifa el´ctrica o eno fuese excesiva [16]. Posteriormente, en 2006 como la amortizaci´n estaba ocurriendo de- omasiado r´pido se revis´ este porcentaje y se redujo al 0,33 % de la tarifa el´ctrica fijando a o eel fin previsto de la compensaci´n en 2015 [17]. Es por ello que aunque todav´ no hemos o ıaacabado de pagar la compensaci´n por la moratoria nuclear su influencia sobre la tarifa es omuy peque˜a a partir de 2006, como se muestra al final de este cap´ n ıtulo en la figura 2.3. Hastael momento se ha pagado a las empresas en concepto de moratoria nuclear 3.440 millones deeuros. Desde el comienzo de la liberalizaci´n del mercado el´ctrico en 1997 la moratoria nuclear o eha dejado de estar vigente y las empresas que quieran pueden construir centrales nuclearessin m´s limitaciones que la normativa de seguridad impuesta por el Consejo de Seguridad aNuclear. La segunda parte del ciclo del combustible nuclear tambi´n est´ incluido en la componente e aregulada del precio de la electricidad. Una parte del dinero recaudado por este concepto sub-venciona los Planes Generales de Residuos Radiactivos (PGRR) [18] de ENRESA (EmpresaNacional de Residuos Radiactivos) a trav´s de los cuales se gestiona el tratamiento de los eresiduos nucleares una vez que ´stos han sido utilizados en las centrales y el desmantelamien- eto de dichas centrales cuando llegan al final de su vida util. Hasta 2005 el PGRR se pagaba ´con el dinero recaudado en la componente regulada de la tarifa el´ctrica; entre 2005 y 2010 elos consumidores sufragaban el coste de gesti´n de residuos generados antes del 31 de marzo ode 2005 y las empresas propietarias de centrales nucleares los generados posteriormente; apartir de 2010 la tarifa solo se encarga de sufragar los costes generados por centrales quehayan cesado su actividad antes del 1 de Enero de 2010 (en esta situaci´n se encuentran las ocentrales de Jos´ Cabrera, conocida como Zorita, y Vandell´s I) estando el resto sufragado e opor las empresas propietarias de las centrales. Merece la pena recalcar el hecho de que lamayor´ de centrales nucleares ya est´n pr´ximas al final de su vida util por lo que la gesti´n ıa a o ´ ode residuos nucleares habr´ sido sufragada a partir de la componente regulada de tarifa du- arante la mayor parte de la vida util de las centrales. Es destacable tambi´n el hecho de que ´ eel VI PGRR presupuesta la gesti´n de los residuos hasta el a˜o 2070 obviando los costes o nasociados a la vigilancia de residuos de alta actividad que ser´n peligrosos durante miles de aa˜os. El importe acumulado en concepto de segunda parte del ciclo del combustible nuclear nentre 1998 y 2008 asciende a 959 millones de euros. Si se divide este importe entre la can-tidad de energ´ nuclear generada hasta la fecha [19] se obtiene que por cada kWh nuclear ıagenerado se paga en la componente regulada de la tarifa, es decir, se subvencionan 0,14 centû. El stock de combustible nuclear hace referencia al coste asociado a mantener una canti-dad de uranio almacenada para poder seguir operando las centrales en caso de existir alg´n uproblema de suministro con los pa´ desde los que Espa˜a importa la totalidad del uranio ıses n 20
  23. 23. que consume6 . El mantenimiento de este stock corre a cargo de la empresa p´blica ENUSA uy aunque hasta el a˜o 2001 se pagaba mediante un porcentaje de la tarifa el´ctrica, desde n eentonces es costeado por las empresas propietarias de las centrales nucleares. Los costes aso-ciados al stock de uranio entre 1998 y 2001 ascienden a 14 millones de euros. Por ultimo, se debe se˜alar que, en Espa˜a, el l´ ´ n n ımite que las empresas productoras deenerg´ el´ctrica de origen nuclear tendr´ que pagar en caso de un hipot´tico accidente ıa e ıan eest´ fijado en 700 millones de euros. La raz´n principal de la existencia de este l´ a o ımite (cuyoorigen se remonta a la Ley Price-Anderson promulgada en EEUU en 1957 cuando empiezana funcionar las primeras centrales nucleares) es la reticencia de las empresas aseguradorasa garantizar indemnizaciones mayores. En caso de accidente, el importe de estas hipot´ticaseindemnizaciones hasta 1.200 millones de euros correr´ a cargo del Estado y entre 1.200 y ıa1.500 millones de euros correr´ a cargo de los estados firmantes de los Convenios de Par´ y ıa ısBruselas sobre responsabilidad civil en materia de energ´ nuclear. Existen estudios [20] que ıase˜alan que en caso de que las centrales nucleares tuvieran que contratar un seguro privado ncon el que cubrir los costes totales de un accidente nuclear las primas de seguros supondr´ un ıanaumento del coste de generaci´n de electricidad del 300 %. Este respaldo estatal supone por lo otanto una subvenci´n encubierta que recibe la energ´ nuclear, a la que se permite no asegurar o ıasus accidentes al 100 % como s´ lo hacen el resto de fuentes de generaci´n [21, 22, 23, 24]. ı o2.7. Costes de transici´n a la competencia (CTC) o Durante el tiempo que estuvo vigente el Marco Legal Estable, entre 1988 y 1997, las tarifasque pagaban los consumidores deb´ ser suficientes para costear los gastos de la generaci´n ıan ode electricidad. Mediante el R.D. 1538/1987 [25] se reconocieron para cada una de las di-ferentes tecnolog´ de producci´n existentes en el momento unos gastos de inversi´n que ıas o odeb´ recuperarse a largo plazo a trav´s de la tarifa regulada. En total, se reconocieron unos ıan ecostes de inversi´n para todas las centrales existentes de aproximadamente 56.700 millones ode euros7 . Casi la mitad de ellos, 24.000 millones de euros, correspond´ a costes de inversi´n ıa ode centrales nucleares, no porque la potencia nuclear instalada fuese la mitad sino porque elcoste unitario reconocido por kilovatio instalado fue muy superior al de las instalaciones decarb´n o gas [2]. o Cuando entra en vigor la liberalizaci´n, estos costes de inversi´n no hab´ sido pagados en o o ıansu totalidad por lo que se establecen los denominados Costes de Transici´n a la Competencia o(CTC) [26]. El objetivo de los CTC era garantizar a las empresas generadoras la recuperaci´node la inversi´n realizada ahora que la nueva situaci´n de competencia en el mercado de o oelectricidad no garantizaba que dichas centrales vendieran toda su producci´n de energ´ o ıacomo s´ ocurr´ en el contexto del Marco Legal Estable. ı ıa Por ello las empresas el´ctricas8 recibir´ como CTC la diferencia entre el precio de e ıanmercado y el precio de referencia (que se fij´ en 3, 606 centû/kWh). Si el precio de mercado o 6 En el a˜o 2009, las importaciones de uranio de Espa˜a fueron: 45 % Rusia, 22 % Australia, 20 % N´ n n ıger,6 % Kazajist´n, 5 % Canad´, 1 % Ucrania y 1 % Sud´frica [19] a a a 7 Estos costes de inversi´n se reconocieron en pesetas pero para mantener la coherencia con el resto del oinforme se indican aqu´ en euros habiendo utilizado el factor de conversion de 1000 pesetas = 6 euros ı 8 El reparto de CTC entre las empresas se realizaba seg´n unos porcentajes fijados inicialmente en 51,2 % upara Endesa, 27,1 % para Iberdrola, 12,9 % para Uni´n Fenosa y 5,7 % para Hidrocant´brico o a 21
  24. 24. era inferior al de referencia las empresas el´ctricas recibir´ una compensaci´n y si ocurr´ e ıan o ıalo contrario y el precio de mercado era superior al de referencia deber´ abonar ellas la ıandiferencia. Ahora bien, al obtener precios de mercado muy superiores al de referencia, a finales de2005 los CTC pendientes de cobro resultaban negativos, es decir, las empresas hab´ recibido ıanm´s dinero por los precios fijados en el mercado que el que se hab´ considerado necesario a ıapara garantizar la rentabilidad, es por ello que mediante el RD 7/2006 [27] se suprimen losCTC. Existe cierta controversia en relaci´n a la cantidad total de dinero recibido por las oempresas generadoras en concepto de CTC en parte porque gran parte de los CTC recono-cidos a las empresas pasaron a formar parte del d´ficit de tarifa y no fueron retribuidos en elos a˜os correspondientes. Varios autores se˜alan c´mo las empresas generadoras el´ctricas n n o erecibieron 12.000 millones de euros (cantidad superior a los 8.400 que se hab´ establecido ıancomo l´ımites)[28]. Al eliminarse los CTC en 2006, antes de cuando estaba previsto (2010), es-tos garantizaron la rentabilidad a la empresas que no pod´ perder por el cambio normativo ıanmientras que, los beneficios extra obtenidos debido al mismo no fueron reembolsados[29].2.8. Costes asociados al d´ficit de tarifa eFigura 2.2: Evoluci´n de la tarifa en t´rminos constantes y corriente entre 1997 y 2009. o eEvoluci´n del IPC en el mismo periodo de tiempo. Fuente: [30]. o El d´ficit de tarifa se genera cada a˜o cuando los ingresos del sistema el´ctrico son inferio- e n eres a los costes del mismo. Entre 1997 y 2009, mientras se estaba produciendo la liberalizaci´n odel mercado el´ctrico los costes resultantes de sumar la componente regulada de tarifa y la ecomponente resultante del mercado eran superiores al precio de la electricidad que pagabanlos clientes TUR sujetos a tarifa ya que dicho precio segu´ estando marcado por el Estado. ıaEl coste de la energ´ se mantuvo artificialmente bajo principalmente para controlar la in- ıaflaci´n9 y mejorar la competitividad de la industria estatal al ser el precio de la energ´ un o ıa 9 En el R.D. 1432/2002, se define la metodolog´ para establecer la tarifa de referencia, impidiendo que ´sta ıa eaumente m´s del 2 % anual entre 2003 y 2010 [31] a 22

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