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Capítulo 3
Análisis de la Componente de
Mercado del Precio de la Electricidad
Capítulo 3 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Análisis de la Componente de Mercado del Precio de
la Electricidad
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Capítulo 3
Análisis de la Componente de
Mercado del Precio de la Electricidad
En este capítulo se describen los mecanismos por los que productores y
consumidores acuerdan un precio y unas cantidades de energía a intercambiar,
generando así la componente de mercado del precio de la electricidad.
Estos mecanismos (mercados) consisten en una serie de procedimientos para el
intercambio de información entre productores y consumidores de manera que aquellos
productores dispuestos a generar al menor precio abastezcan a aquellos consumidores
dispuestos a pagarlo; todo esto bajo la principal restricción de un sistema eléctrico:
generación y consumo tienen que ajustarse en todo instante. Así, aquellos productores
que, empleando una determinada tecnología (centrales de gas, aerogeneradores, etc.),
generan a menor coste son los que obtienen más cuota de mercado, lo que serviría de
señal a los inversores a la hora de decidir sobre futuras instalaciones. De esta manera, el
parque eléctrico tendería, de forma natural, a una configuración de mínimo coste.
Los agentes que participan en estos mercados (denominados mercados
mayoristas por el volumen de energía gestionado) son conocidos como unidades de
mercado, y básicamente se distingue entre productores y consumidores cualificados.
Una unidad de producción generalmente hace referencia a una unidad física tal
como una turbina de gas, de manera que una central de carbón con tres turbinas acude a
los mercados como tres unidades de mercado independientes a la hora de realizar
ofertas. Sólo en casos especiales de instalaciones de pequeña potencia (como turbinas
eólicas) se permite que una unidad englobe a varias unidades físicas.
Un consumidor cualificado que acude a un mercado mayorista a adquirir
energía es típicamente una comercializadora o un gran consumidor directo (una
industria cementera, por ejemplo). Las comercializadoras posteriormente formalizan
contratos con pequeños consumidores (hogares, empresas) para revenderles la
electricidad adquirida, obteniendo así unos beneficios por el papel de intermediarios. De
esta manera se genera un mercado minorista en el que los consumidores finales tienen la
posibilidad de elegir aquella comercializadora que les ofrezca contratos más ventajosos,
lo que nuevamente proporcionaría, mediante mecanismos de competencia, mayores
cuotas de mercado a aquellas comercializadoras que más ajusten su margen de
beneficios.
Existen varios mecanismos por lo que productores y consumidores pueden
acordar un determinado precio por una determinada cantidad de energía:
Mercados no organizados: son contratos bilaterales que acuerdan un productor y
un consumidor de motu proprio para un periodo de tiempo determinado.
Mercado Ibérico de la Energía (MIBEL), donde acuden agentes de mercado
españolas y portuguesas. El MIBEL comprende a su vez:
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Mercado a plazos o mercado de futuros, que organiza el polo portugués
(OMIP), donde se subastan contratos estables a largo plazo.
Mercados de producción diarios e intradiarios (mercado spot), que
organiza el polo español (OMEL). Son mercados horarios donde se
deciden precios y cantidades para todas y cada una de las horas del año.
Otra serie de mercados que gestiona REE orientados a organizar los ajustes de
última hora para asegurar el mencionado equilibrio instantáneo entre
generación y consumo son los mercados de servicios complementarios,
solución de restricciones técnicas, gestión de desvíos, etc.
En la península ibérica, la mayor parte de la electricidad se gestiona en el
mercado spot (mercados diario e intradiarios), donde un elevado número de
participantes (productores y consumidores) acuden para realizar sus ofertas y concretar
el precio de la electricidad para cada hora.
3.1. El mercado diario
El objetivo del mercado diario es el de definir el precio y las cantidades de
energía que los productores van a verter a la red eléctrica y los consumidores van a
absorber de ella durante una determinada hora. Este mercado se realiza todos los días,
de manera que en torno a las 14h del día D-1 se fija un precio de la electricidad (común
para todos los participantes) para cada una de las 24 horas del día D como se observa en
la Fig. 3.1, así como qué productor va a producir y cuánto en cada una de esas horas
[24].
Figura 3.1: Marco temporal del mercado diario (Fuente: [25]).
3.1.1. Realización de ofertas
Las ofertas económicas de venta de energía eléctrica que los vendedores
presenten al operador del mercado pueden ser simples o incorporar condiciones
complejas. Las ofertas simples son ofertas económicas de venta de energía que los
vendedores presentan para cada hora y unidad de producción de la que sean titulares con
expresión de un precio y de una cantidad de energía. Las ofertas que incorporan
condiciones complejas de venta son aquellas que, cumpliendo con los requisitos
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exigidos para las ofertas simples, incorporan además todas, algunas o alguna de las
condiciones técnicas o económicas siguientes [24]:
CONDICIÓN DE INDIVISIBILIDAD: La condición de indivisibilidad es aquella
por la cual la unidad de producción tiene el derecho a que, si el tramo
indivisible de la oferta resulta casado, lo sea, por toda la energía eléctrica
ofertada y nunca por una fracción de la misma, salvo en algunas ocasiones
como la aplicación de la condición de gradiente de carga. Los vendedores
sólo pueden incorporar esta condición para el tramo de menor precio de
oferta.
CONDICIÓN DE INGRESOS MÍNIMOS: Los vendedores pueden incluir como
condición que la oferta sólo se entiende presentada a los efectos de la
casación si obtiene unos ingresos mínimos expresadas como una cantidad
fija y una cantidad variable. En el caso de que se presenten ofertas con más
de doce tramos a precio cero, no se podrá incluir en la oferta la condición de
ingresos mínimos.
CONDICIÓN DE PARADA PROGRAMADA: Es la condición que los
vendedores pueden incluir para el caso de que estas ofertas no resulten
casadas por aplicación de la condición de ingresos mínimos, de modo que
puedan ser consideradas como ofertas simples. Como las centrales necesitan
un tiempo en pararse, se les permite vender durante 3 horas esa energía que
se sigue generando mientras se para.
CONDICIÓN DE VARIACIÓN DE CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN O
GRADIENTE DE CARGA: La condición de variación de capacidad de
producción consiste en establecer para cada unidad de producción una
diferencia máxima de variación de capacidad de producción al alza o a la
baja de la misma, entre dos horas consecutivas.
La unidad generadora debe realizar antes de las 10h del día D-1 sus 24 ofertas
para las 24 horas del día D (que se denominan por H01, H02,..., H24). Una oferta
consiste en una curva creciente que relaciona tramos de potencia y precios a los que está
dispuesta a producir durante esa determinada hora, pueden incluir hasta 25 tramos cada
hora. Por ejemplo, la oferta realizada por una central para la hora H puede ser del tipo
de la Fig. 3.2:
Figura 3.2: Oferta de venta genérica de una central para una hora.
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Este tipo de ofertas se leen de la siguiente manera: esta central, para la hora y el
día mencionados, estaría dispuesta a producir a un nivel de potencia de 80 MW por un
precio de 36.7 €/MWh; a un nivel de 185 MW si el precio fuese de 38.2 €/MWh; y así,
sucesivamente, hasta un nivel de 335.6 MW si el precio alcanzase los 80.3 €/MWh.
Todas las unidades de generación realizan sus propias ofertas para cada hora.
Análogamente, los consumidores hacen ofertas de compra en tramos decrecientes de
precio, cuya lectura es la siguiente: “estoy dispuesto a adquirir una determinada
cantidad de energía a un precio dado, pero si el precio es más bajo, estoy dispuesto a
adquirir aún más energía”.
3.1.2. Proceso de casación
El operador del mercado realizará la casación de las ofertas de compra y venta
de energía por medio del método de casación simple o compleja, según concurran
ofertas simples o que existan ofertas que incorporen condiciones complejas. En caso de
congestión interna en el Mercado Ibérico (congestión en la interconexión entre los
sistemas eléctricos español y portugués) se repite el proceso realizándose una
separación de mercados (Market Splitting) que obtiene un precio en cada zona del
Mercado Ibérico, sin congestión entre ambos sistemas eléctricos.
3.1.2.1 La casación simple
El método de casación simple es aquél que obtiene de manera independiente el
precio marginal. El operador del mercado obtendrá los precios para cada hora del día
D, y realizará el reparto de la energía eléctrica ofertada en cada hora entre las ofertas de
venta y de adquisición. Se siguen las siguientes operaciones:
Se determina la curva de oferta de venta partiendo de la más barata, hasta llegar
a la más cara necesaria para cubrir la demanda de energía eléctrica en esa
hora.
Se determina la curva de demanda añadiendo por orden descendente de precio
las ofertas de adquisición. Si el comprador no incluye un precio máximo para
la energía que quiere adquirir, éste acepta el precio marginal resultante y el
operador construirá esta curva poniéndolas al principio al precio instrumental
del sistema de información.
Para cada hora se tendrá estas dos curvas como puede verse en la figura 3.3 de
las cuales se obtiene el precio marginal (precio de corte) asignándose la
producción de energía a los productores con precios menores al precio
marginal y la adquisición de energía a los demandantes con precios mayores
al precio marginal.
3.1.2.2 La casación compleja
El método de casación compleja obtiene el resultado de la casación a partir del
método de casación simple, al que se añaden las condiciones de indivisibilidad y
gradiente de carga, obteniéndose la casación simple condicionada por medio de la
realización de las operaciones que se relacionan a continuación:
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Mediante un proceso iterativo se ejecutan varias casaciones simples
condicionadas hasta que todas las unidades de oferta casadas cumplen la
condición de ingresos mínimos así como de parada programada, siendo esta
solución la primera solución final provisional, obtenida considerando una
capacidad ilimitada en las interconexiones internacionales
Una vez encontrada una primera solución válida se inicia un proceso de
búsqueda de la precedencia económica de las unidades de producción
incluidas en el proceso de casación. Dicho proceso de búsqueda, estará
basado en la condición de que la suma de las diferencias entre los ingresos
correspondientes al precio marginal y los ingresos mínimos solicitados para
las unidades de producción no aceptadas para las que esa diferencia sea
positiva, sea mínima o nula. Este proceso de búsqueda de la solución final
estará limitado en tiempo, treinta (30) minutos y en número de iteraciones,
tres mil (3.000).
Mediante otro proceso iterativo se obtiene la primera solución final definitiva
que respeta la capacidad máxima de interconexión internacional,
considerando tanto las ofertas realizadas al mercado diario, como las
ejecuciones de contratos bilaterales físicos con afectación expresa a las
interconexiones externas al Mercado Ibérico.
Figura 3.3: Curvas agregadas de oferta y demanda. Curvas de color naranja y azul determinan la casación
simple y curvas de color rojo y gris determinan la casación compleja. [3]
Al incluir nuevas restricciones al modelo de optimización, el precio (la solución
óptima mínima) sube como se puede observar en la Fig. 3.3.
3.1.2.3 La casación si se excede el límite de capacidad en las
interconexiones internacionales
Cuando concurra que se supera el intercambio internacional máximo definido
por el operador de sistema o se supera, debido al flujo de energía resultante en la
solución final provisional y de los contratos bilaterales, para alguna de las
interconexiones internacionales, la capacidad máxima establecida, se realiza una
separación del Mercado Ibérico. La casación se realiza mediante los siguientes pasos:
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Primero se resuelve como si no hubiera límites de interconexión.
Si se superan los límites antes descritos, el operador determinará para cada una
de las interconexiones, sentido de flujo y hora el saldo del flujo de energía.
Por último, se realiza un nuevo cálculo de solución final. Para cumplir los
objetivos de límite máximo, se retiran las ofertas de compra en orden
decreciente de precio y de venta en orden creciente, que incrementan el
exceso de flujo en el sentido en que se supera dicho límite.
3.1.3 Funcionamiento del sistema
Se consideran un par de curvas agregadas de oferta y demanda tipo. Como se ha
dicho, todas las ofertas recibidas se dividen en tramos que se ordenan, por lo que es
posible encontrar tramos de oferta de una tecnología prácticamente en cualquier parte de
la curva. Sin embargo, en promedio, se observan zonas típicas, tal y como se muestra en
las Fig. 3.4 y 3.5.
Figura 3.4: Posición típica de las tecnologías generadoras en la curva agregada de oferta.
Figura 3.5: Posición típica de los consumidores en la curva agregada de demanda.
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Los generadores determinan el precio de su oferta no en función de los costes de
generación de la tecnología implicada, si no por el coste de oportunidad, concepto más
amplio que engloba los costes de producción así como otras consideraciones y factores.
En la mayoría de los casos la central diseña sus ofertas en base a una estrategia de
máximos beneficios donde las expectativas sobre sus posibilidades futuras condicionan
el precio actual, por debajo del cual no le interesa participar en la generación.
Por ejemplo, en el caso de un parque eólico, el combustible o su equivalente, el
recurso energético primario, es el viento, que es gratis, pero no se puede almacenar para
otro momento. Por tanto, si tiene ocasión de generar en una situación de viento
favorable, no hacerlo no aumenta la posibilidad de obtener mayores beneficios en el
futuro, ya que ni ahorra en combustible ni puede almacenarlo para una ocasión
posterior. Dicho esto, si la predicción meteorológica para el día siguiente en el
emplazamiento del parque prevé cierto nivel de generación, este parque hará una oferta
de dicha potencia a un precio cero para asegurar la casación. Esta estrategia es también
habitual en plantas fotovoltaicas y la hidráulica fluyente por los mismos motivos.
Evidentemente, cada tecnología evalúa de manera diferente su coste de
oportunidad. Las centrales hidroeléctricas están muy condicionadas por la meteorología
y la capacidad del embalse y las restricciones de uso (abastecimiento de poblaciones,
riego, etcétera).
En el caso de las centrales térmicas el coste de oportunidad tiende al coste
marginal por lo que las ofertas dependen en gran medida del precio de su combustible
(gas, carbón, etc.), la capacidad de almacenamiento del combustible, la previsión de la
evolución de dichos precios, así como el coste de arranque y parada que conlleva una
gran turbina. Por este motivo se instauraron los pagos por capacidad: al ser esta
tecnología la que frecuentemente marcaba el precio de casación, los beneficios
presumiblemente no permitían cubrir los costes de inversión ya incurridos con la
instalación de nuevas centrales de ciclo combinado.
Las centrales nucleares también ofertan a precio cero, pero por otros motivos.
Las centrales nucleares, en general, tienen poca capacidad de variar su nivel de
producción en el tiempo. Por ello se considera una central para cobertura de la potencia
base y lo deseable es que funcionen a potencia nominal. Por tanto, las ofertas a precio
cero buscan asegurar la casación para mantener un nivel de producción constante,
dejando que el precio que recibirán como retribución lo marquen el resto de tecnologías
que ofertan a otros precios mayores por otros motivos.
Por tanto, el precio de la oferta tiene mucho que ver con la mayor o menor
versatilidad que cada tecnología proporciona para elaborar una estrategia de máximos
beneficios en un contexto de libre mercado.
Con respecto a la curva de demanda, las comercializadoras hacen ofertas de
adquisición de los volúmenes de energía que estiman necesarios para abastecer a sus
clientes. Suelen hacerlo al llamado precio instrumental, que es el máximo permitido por
el sistema de información. Esto es así, para asegurar la casación. Se observa pues la
incapacidad de las comercializadoras para responder a señales de precio, ya que
independientemente de éste, no pueden arriesgarse a no obtener en el mercado los
volúmenes de energía que previsiblemente demandarán sus clientes. El resto de ofertas
de adquisición a precios menores del máximo las realizan típicamente aquellos
consumidores que pueden variar su consumo, tales como centrales de bombeo o algunos
tipos de industria.
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Para comprender bien el funcionamiento del sistema se va a ilustrar con un
ejemplo para un día cualquiera, por ejemplo, el 22 de Octubre de 2012 (que se llamará
día D). Se considera el caso de una central térmica de ciclo combinado que realiza una
oferta como la de la Fig. 3.2.
Pasadas las 10h del día D-1, OMEL ha recibido todas las ofertas de productores
y consumidores. Se genera entonces las curvas de oferta y demanda agregadas para
hacer la casación. La Fig. 3.6 muestra las curvas agregadas obtenidas para una hora. Se
resalta la posición en la que quedarían los cuatro tramos de la oferta realizada por la
unidad generadora del ejemplo.
Figura 3.6: Curvas agregadas de oferta y demanda con una oferta de venta para una hora del 22 de
Octubre de 2012. Las líneas moradas verticales señalan los cuatro tramos de la oferta realizada por la
central de ciclo combinado.
Si la casación fuera simple, el corte de estas curvas indicaría el volumen de
energía acordado así como el precio de casación. En concreto, los tramos de las curvas
que “han casado” (los que quedan a la izquierda del precio de casación) indican a cada
unidad el nivel de potencia al que deben generar o consumir durante esa determinada
hora. Por tanto, en principio la unidad generadora del ejemplo no debería verter
potencia a la red durante esa hora, ya que no ha casado ningún tramo de su oferta. Sin
embargo, como se ha visto, existen dos motivos por los que esta casación puede no ser
la definitiva, que se produzca una separación del mercado o que las ofertas tengan
condiciones complejas.
Salvo incidencias, alrededor de las 12h del día D-1 se obtienen estas curvas
modificadas como se muestra en la Fig. 3.7, que, ahora sí, determinan el resultado final
del mercado diario, indicando para cada hora cuánto tendría que generar cada productor,
cuánto podrá consumir cada consumidor y precio al que dicho intercambio se produce.
La siguiente figura muestra estas curvas modificadas, donde se puede observar que el
precio de casación es 38 €/MWh y el volumen de intercambio está en torno a los 34
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GW. Se destaca como la casación compleja y la separación de mercados o Market
Splitting puede hacer que una unidad entre en la casación tras aplicar las condiciones.
Figura 3.7: Curvas agregadas de oferta y demanda corregidas tras tener en cuenta el Market Splitting y las
condiciones complejas. Las bandas verticales señalan los dos tramos casados de la oferta realizada por la
central.
Por lo tanto, esta unidad se ha comprometido a estar produciendo 185 MW
durante esa hora del día siguiente a cambio de haber adquirido un derecho de cobro de:
€7258€
381185__
MWhhMWDiarioMercadoGanancias
Se recalca que, si bien las unidades productoras ofertaron a un precio menor que
el precio de casación, a todas ellas se les retribuye al mismo precio (por ser concebido
éste como un mercado marginalista). Igualmente, aunque los consumidores ofertaron a
mayor precio, finalmente pagan el MWh al precio de casación.
Figura 3.8: Energía y precio en el mercado diario durante los años 2010 y 2011 [26].
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Se muestra en la Fig. 3.8 la evolución de los precios en el mercado diario para
cada hora de los años 2010 y 2011.
3.2. Los mercados intradiarios
Estos mercados, llamados también mercados de ajustes, están orientados a que
los participantes del mercado diario puedan hacer ajustes a sus compromisos de
producción/adquisición una vez conocidos los resultados del mercado diario. Cada uno
de los 6 mercados intradiarios tiene un plazo determinado para hacer ofertas sobre unas
determinadas horas en concreto, como ilustra la Fig. 3.9.
Figura 3.9: Horizontes temporales (en rojo) para la realización de ofertas y horas afectadas (en morado)
de los mercados diario e intradiarios. [25]
Desde el punto de vista económico, cada uno de los mercados (diario e
intradiarios) es un mercado diferente e independiente, en el que se alcanzan unos
compromisos de producción/adquisición para cada unidad a un precio de casación
diferente.
3.2.1 Realización de ofertas y casación en el intradiario
Puesto que se tratan de mercados de ajustes, sólo pueden participar en estos
mercados aquellas unidades que previamente han participado del diario o ejecutado un
contrato bilateral, o que no hubieran participado por estar indisponibles y quedaran
posteriormente disponible.
Las ofertas de venta de energía eléctrica que los vendedores presentan en el
mercado intradiario al operador pueden ser simples o incluir condiciones complejas.
Las ofertas simples solo podrán tener de 1 a 5 tramos y se presentan para cada
periodo y unidad de venta o de adquisición de la que sean titulares. Las ofertas de venta
pueden incluir alguna de las condiciones complejas siguientes [24]:
CONDICIÓN DE GRADIENTE DE CARGA: Esta condición consiste en
establecer para cada unidad de producción una diferencia máxima de
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variación de capacidad de producción al alza o a la baja de la misma, entre
dos horas consecutivas.
CONDICIÓN DE INGRESOS MÍNIMOS: Los vendedores pueden incluir como
condición que la oferta sólo se entiende presentada a los efectos de la
casación si obtiene unos ingresos mínimos expresadas como una cantidad
fija y una cantidad variable.
CONDICIÓN DE ACEPTACIÓN COMPLETA EN LA CASACIÓN DEL
TRAMO PRIMERO DE LA OFERTA DE VENTA: Los vendedores pueden
incluir en las ofertas que presenten, la condición de que, en caso de no
resultar totalmente casado el tramo primero de su oferta, esta oferta sea
eliminada.
CONDICIÓN DE ACEPTACIÓN COMPLETA EN CADA HORA EN LA
CASACIÓN DEL TRAMO PRIMERO DE LA OFERTA DE VENTA: Los
vendedores pueden incluir en las ofertas, la condición de que, en caso de no
resultar totalmente casado el tramo primero de su oferta en una hora, serán
eliminados de la casación todos los tramos de la oferta correspondiente a
dicha hora, permaneciendo el resto de la oferta válida.
CONDICIÓN DE MÍNIMO NÚMERO DE HORAS CONSECUTIVAS DE
ACEPTACIÓN COMPLETA DEL TRAMO PRIMERO DE LA OFERTA DE
VENTA. Los vendedores pueden incluir en las ofertas, la condición de que,
en caso de no resultar casado completamente en algún periodo horario de
programación del horizonte de casación, el tramo primero de su oferta,
durante el número consecutivo de horas especificado en la misma, esta oferta
sea eliminada.
CONDICIÓN DE ENERGÍA MÁXIMA: La condición de energía máxima es
aquella por la cual si la oferta resulta casada, lo sea, por un volumen de
energía total, inferior o igual al indicado por el titular en su oferta, y nunca
por un volumen superior.
Otra particularidad es que cada unidad puede realizar, para una determinada
hora, múltiples ofertas (múltiples curvas similares a las de la Fig. 3.1). También, una
unidad, independientemente de si es generadora o consumidora, puede realizar ofertas
tanto de generación como de adquisición. Así, un generador, mediante ofertas de
adquisición, consigue reducir la energía comprometida en el diario (si por ejemplo, tiene
un problema técnico o cambia la predicción de viento). Igualmente, una unidad de
compra que hace ofertas de generación consigue reducir el compromiso la cantidad de
energía adquirida en el diario. Un ejemplo de oferta realizada en los intradiarios puede
ver en la Fig. 3.10:
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Figura 3.10: Ofertas de Compra y Venta de electricidad realizadas en los mercados intradiarios 1 y 2
(izquierda), intradiario 3 (centro) e intradiarios 4 y 5 (derecha).
En el mercado intradiario las ofertas de adquisición tienen la misma estructura
que las ofertas de venta salvo que en tramos decrecientes de precio y pueden ser tanto
simples como incluir condiciones complejas. Estas condiciones son las mismas que
pueden utilizar las ofertas de venta, excepto que en vez de ingresos mínimos se marca la
condición de pago máximo.
El proceso de casación es el mismo que se usa en el mercado diario. Primero se
realiza una casación simple o compleja en función de que las ofertas incluyan o no
condiciones complejas, y posteriormente, mediante un proceso iterativo se obtiene la
solución final definitiva que respeta la capacidad máxima de interconexión internacional
con los sistemas eléctricos externos al Mercado Ibérico. En estos mercados también se
puede producir Market Splitting resolviéndose igual que en mercado diario.
Estos ajustes en el mercado son necesarios debido a que existen motivos que
pueden llevar a una unidad de generación a querer modificar la cantidad de energía
casada en el mercado diario. Algunos de estos son:
Las centrales que sólo han casado parte de la energía que pueden producir (por
haber ofertado algunos tramos a un precio mayor del finalmente alcanzado
en el diario) pueden ofertarlos de nuevo siguiendo una estrategia actualizada
y más ajustada, una vez conocido el precio alcanzado en el diario.
Cambios en la predicción de un recurso no gestionable: Los parques eólicos y las
instalaciones fotovoltaicas ofertan en el diario la cantidad de energía
estimada mediante modelos predictivos. Esta predicción suele ser más
exactas con el transcurso del tiempo, por lo que si se observa alguna
variación se pueden corregir.
Declaración de indisponibilidad. Una central que tras casar en el diario sufre un
problema técnico que no le permita generar, puede adquirir en los
intradiarios la misma cantidad de energía para dejar su compromiso de
producción a cero.
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3.3 Resultados del mercado y precio final
Una vez han tenido lugar los mercados diario e intradiarios, cada unidad debe
generar o adquirir, durante cada hora, la cantidad resultante de sumar los tramos casados
en todos los mercados que afectaban a esa hora. Los derechos de cobro u obligaciones
de pago finales también se obtienen de sumar los alcanzados en cada mercado.
Como resultado del mercado, cada hora tiene asignada una cantidad de energía
casada total en todo el sistema, que equivale a un nivel de potencia similar y constante
durante esa hora. Estos niveles de potencia escalonados horariamente son los que se
representan mediante la curva programada en las gráficas de demanda que proporciona
REE (curva roja de la Fig. 3.11). La diferencia entre esta energía programada y la que
realmente se intercambia (curva amarilla) se debe a los desvíos medidos en tiempo real
en que incurren las unidades. Para seguir cumpliendo el requisito indispensable de hacer
coincidir producción y demanda en cada instante temporal, REE usa las regulaciones
primaria, secundaria y terciaria que aportan las distintas unidades generadoras
gestionables distribuidas por toda la geografía del sistema interconectado.
La regulación primaria es la más rápida, operando en un margen de tiempo de
entre 2 y 20 segundos. Su objetivo es corregir de forma automática los desequilibrios
entre producción y consumo. Se aporta mediante la variación de potencia de los
generadores de forma inmediata y autónoma por actuación de los reguladores de
velocidad de las turbinas como respuesta a las variaciones de frecuencia.
La regulación secundaria opera en un margen de tiempo de entre 20 segundos y
2 minutos. Es necesario debido a que la regulación primaria no es capaz de devolver al
sistema a la frecuencia de referencia y mantener los flujos de potencia programados.
La regulación terciaria opera en un margen de tiempo superior a 10 minutos. Su
objetivo es la restitución de la reserva de regulación secundaria mediante la adaptación
de los programas de funcionamiento de los generadores Para que la regulación
secundaria sea efectiva, las unidades generadoras de un sistema deben disponer de una
reserva suficiente de energía lista para compensar las variaciones de demanda. Esta
reserva de energía varía con el tiempo, según el mecanismo de regulación secundaria va
disponiendo de ella.
Como consecuencia de estas regulaciones, existen mecanismos de penalización a
las unidades que incurren en desvíos y de retribución a las unidades que proporcionan
las bandas de regulación en los mercados de servicios complementarios que gestiona
REE.
En resumen, la componente final de mercado del precio de la electricidad se
obtiene considerando el resultado de los diferentes mercados:
Mercado diario: Donde, con un día de antelación, los generadores y los
consumidores acuerdan para cada hora cuánta energía van a intercambiar y a qué
precio.
Mercados intradiarios: Donde los participantes pueden modificar el programa
alcanzado en el anterior mercado, acordando nuevos intercambios a un nuevo
precio.
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Mercados de operación: Gestionados por REE y orientados a mantener el
equilibrio instantáneo entre generación y consumo. Incluye los mercados por
servicios complementarios, sobrecoste por restricciones técnicas y gestión de
desvíos.
Figura 3.11: Evolución de la energía programada como resultado del mercado (curva roja), la real
(amarilla) y la prevista (verde) para el día15 de Octubre de 2012. [3]
Hay un cuarto concepto que es el de pagos por capacidad. Esta remuneración la
reciben las unidades de generación cuando están disponibles contribuyendo así a la
fiabilidad del sistema. Consiste en un mecanismo de retribución regulado y
complementario al mercado que contribuye a que exista mayor potencia instalada de la
que hubiera sólo con los ingresos mediante mercado.
Debido a la naturaleza del mercado eléctrico, en que demanda y oferta deben
ajustarse en tiempo real, es necesario disponer de una capacidad de generación
suficiente para suministrar en los momentos de mayor demanda, lo que conlleva que
parte del parque de generación se utilice muy pocas horas del año. El importe de los
pagos por capacidad se obtiene de manera que éstos remuneran el servicio que estas
unidades proveen al estar disponibles en esas pocas horas, y contribuyen al cubrimiento
de sus costes fijos.
En su actual forma en el sistema español, los pagos por capacidad también
sirven al propósito de atraer nueva capacidad, mediante el establecimiento de una
remuneración fija durante diez años a nuevas plantas de generación, que facilite la
recuperación de los costes de inversión a medio/largo plazo.
Cada uno de los tres mercados mencionados adquiere un valor para cada hora
del año. Observamos en la Fig. 3.12 que la mayor contribución en la formación de la
componente de mercado es el mercado diario.
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Figura 3.12: Comparación entre precio del mercado diario y precio final en el año 2011 [26].
La contribución del mercado intradiario es muy pequeña cuando se promedia
anualmente. Sin embargo, para una hora en concreto, puede influir significativamente
aumentando el precio o disminuyéndolo, dependiendo de las circunstancias en ese
momento.
3.4 La Tarifa de Último Recurso
Ya se ha explicado cómo se forma el precio en el mercado eléctrico al que
adquieren energía los consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y
consumidores directos).
Por otro lado, los consumidores domésticos y pequeñas empresas acuden al
mercado minorista, que consiste en contratar una de las comercializadoras en régimen
de libre competencia, a las que les retribuyen una cantidad acordada de manera que la
comercializadora, tras hacerse cargo de las componentes de mercado y reguladas,
embolsaría su margen de beneficios.
Los consumidores han contado con un periodo de adaptación para abandonar las
antiguas tarifas establecidas por la administración (en el Marco Legal Estable) y pasar al
mercado minorista contratando una comercializadora. El plazo para dicho traspaso ha
sido hasta el 1 de julio de 2009, día en el que desaparecieron las viejas tarifas del
mercado regulado. Sin embargo, para aquellos consumidores que en esa fecha aún no
habían contratado una comercializadora (y que era la inmensa mayoría, ver Fig. 3.13)
se diseñó lo que se conoce como Tarifa de Último Recurso (TUR), a la que pasaban
automáticamente a estar inscritos.
Las tarifas de último recurso son los precios máximos que pueden cobrar las
comercializadoras de último recurso (CUR). Estas tarifas se fijan de forma que en su
cálculo se respete el principio de suficiencia de ingresos y no ocasionen distorsiones de
la competencia en el mercado. A esta se podían acoger los consumidores conectados a
baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW.
Existe un único tipo de tarifas de último recurso denominado Tarifa TUR
aunque opcionalmente, los consumidores que dispongan del equipo de medida, podrán
acogerse a la modalidad con discriminación horaria que diferencie dos periodos
tarifarios.
Capítulo 3 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Análisis de la Componente de Mercado del Precio de
la Electricidad
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Figura 3.13: Evolución del número de suministros domésticos (que representa el 97% del número de
suministros del mercado minorista) acogidos a un comercializador libre y acogidos a una CUR [27].
La idea es que con el tiempo, las comercializadoras en régimen de competencia
vayan progresivamente ofreciendo ofertas más atractivas de manera que los pequeños
consumidores vayan abandonando la TUR, hasta que desaparezca.
El objetivo de la Tarifa de Último Recurso no es garantizar el acceso a la
electricidad de los ciudadanos con menores recursos, éste es el cometido del
denominado Bono Social [12]. Dicho bono puede ser solicitado por consumidores
domésticos con una potencia contratada inferior a 3 kW, pensionistas con prestaciones
mínimas, familias numerosas y hogares en los que todos sus integrantes se encuentren
en situación de desempleo.
Dado que las cinco comercializadoras de último recurso están obligadas a vender
a un precio dado (la TUR), el Estado debe asegurar un margen de beneficios razonable.
Sin embargo, el Estado ya no es competente en el nuevo marco liberalizado para fijar
por completo una tarifa, ya que entraría en conflicto con la existencia de la componente
de mercado.
Para solucionar la convivencia entre, por un lado, mecanismos de libre mercado
y, por otro, la obligación de fijar una tarifa a aquellos que no han contratado una
comercializadora, se crean las subastas CESUR, organizadas por OMEL cada 3 meses.
Con la Tarifa de Último Recurso (constante durante los meses para los que se
realiza la subasta) tienen que cubrirse el margen de beneficios para las CUR y la
adquisición de la energía en el mercado diario. Puesto que existe incertidumbre sobre
este segundo elemento (el mercado horario adquirirá un precio para cada hora), existe
un riesgo de que la TUR no cubra dicho gasto. Para solventar este problema, se crea una
figura intermediaria entre el mercado y las CUR. La función de esta figura es la de
absorber el riesgo de que el dinero pagado por los clientes acogidos a la TUR no cubran
los costes del mercado diario. Se trata, pues, de un riesgo financiero, por lo que
cualquier entidad financiera puede participar en estas subastas.
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la Electricidad
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La figura 3.14 es equivalente a la Fig. 1.4 pero particularizada para el caso de los
consumidores acogidos a la TUR.
Figura 3.14: Esquema de la formación de la Tarifa de Último Recurso.
Cuando se celebra una subasta CESUR, acuden entidades financieras dispuestas
a pujar por un precio CESUR, resultando ganadoras aquellas que lo ofrezcan más bajo.
Estas entidades ganadoras deberán, durante los meses considerados en la subasta, pagar
a los generadores el precio de mercado que se alcance cada hora (que podemos denotar
por P (h)) y cobrar a las Comercializadoras de Último Recurso el precio CESUR
alcanzado en la subasta, PCESUR. Por tanto, estas entidades obtienen beneficios aquellas
horas en que P (h) < PCESUR y pérdidas en el caso contrario. En la Fig. 3.15 se observa
que meses obtuvieron beneficios y cuales pérdidas. Teniendo en cuenta este marco, las
entidades financieras realizan su puja para PCESUR lo más baja posible en base a su
estimación del precio de mercado para los próximos meses y al riesgo que deseen
asumir. De no asumir el suficiente riesgo, pueden no resultar ganadoras de la subasta;
pero si asumen demasiado, estarán expuestas a pérdidas económicas.
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Figura 3.15: Precio medio diario en OMIE y precio de liquidación trimestral de las subastas CESUR para
la fijación de la TUR [28].
Una vez alcanzado el precio CESUR, la Tarifa de Último Recurso se obtiene
añadiendo la componente regulada y un margen de beneficios estipulado desde la
administración a las Comercializadoras de Último Recurso.