Sistema Eléctrico Español - luqentia.es · energía eléctrica, es decir, de electricidad. Si yo...
23
Sistema Eléctrico Español Recopilación de artículos de Manuel Fernández Ordóñez http://fernandez-ordonez.net Publicados en www.libremercado.com
Transcript of Sistema Eléctrico Español - luqentia.es · energía eléctrica, es decir, de electricidad. Si yo...
Sistema Eléctrico Español
Recopilación de artículos de Manuel Fernández Ordóñez
http://fernandez-ordonez.net
Publicados en
www.libremercado.com
Sistema eléctrico español, parte I: el mix eléctrico
Manuel Fernández Ordóñez
El sistema eléctrico, opaco y misterioso para la gran mayoría de los ciudadanos tiene, sin embargo, una importancia capital, puesto que prácticamente todo lo que hacemos en nuestras vidas sería imposible sin la electricidad.
El sistema eléctrico de un país consiste en un entramado de elevada complejidad técnica donde productores, transportistas, distribuidores, comercializadores, gestores, el gobierno y los consumidores conforman una estrecha concatenación de contratos, leyes y relaciones que hacen posible que, cuando usted pulse el interruptor de su casa, se encienda una bombilla. Este sistema, opaco y misterioso para la gran mayoría de los ciudadanos tiene, sin embargo, una importancia capital, puesto que prácticamente todo lo que hacemos en nuestras vidas sería imposible sin la electricidad. Piénsenlo detenidamente, prácticamente todo. Esta serie de artículos que comenzamos hoy pretende desgranar el funcionamiento del sistema eléctrico español en la mayoría de sus aspectos, desde el análisis de las distintas tecnologías de producción eléctrica, a la evolución de los precios de la electricidad en los últimos años, el funcionamiento del mercado eléctrico, el déficit de tarifa y la legislación que nos ha llevado a contraer una deuda de más de 25.000 millones de euros con las compañías eléctricas. Para comprender el sistema eléctrico español sería interesante conocer qué tecnologías de generación forman parte del mismo y a eso, precisamente, nos dedicaremos en este primer artículo. El sistema eléctrico español contaba, a finales de 2010, con una potencia instalada de 103.000 megawatios (MW). Probablemente este dato no les diga mucho, pero con esa potencia podríamos mantener encendidas 7.000 millones de bombillas, una por cada habitante de la Tierra. Teniendo en cuenta que el máximo histórico de demanda de potencia eléctrica en España se situó en torno a los 45.000 MW, parece evidente que tenemos un sistema eléctrico claramente sobredimensionado. Las consecuencias
de esta sobredimensión se traducen en un elevado número de centrales eléctricas que están paradas buena parte del año, es decir, capital desaprovechado. Veremos en otros artículos como este hecho, entre otras razones, contribuye a que la electricidad en España nos cueste a los consumidores domésticos un 45% más que en Francia. Probablemente hayan oído hablar con anterioridad de los conceptos "mix eléctrico" o "cesta eléctrica". Ambos hacen referencia al peso que cada una de las distintas tecnologías de generación eléctrica tiene en el total del sistema. Es decir, en qué tipo de centrales se "fabrica" la electricidad que consumimos y qué porcentaje representa cada una de ellas. Los 103.000 MW con los que el mix eléctrico español finalizó el año 2010 tenían la siguiente composición: gas natural (26%), eólica (19,4%), hidráulica (16,2%), carbón (11,5%), resto del régimen especial (9,6%), nuclear (7,5%), fuel/gas oil (5,7%) y solar fotovoltaica (4,1%). El dominio corresponde al gas natural, seguido muy de cerca por la energía eólica. Ambas tecnologías han crecido espectacularmente en los últimos años y su crecimiento paralelo no es casual, como veremos en próximos artículos. Sin embargo, estos datos corresponden al porcentaje de potencia instalada, que no tienen absolutamente nada que ver con los porcentajes de electricidad producida. Que una cierta tecnología tenga más presencia que otra en el mix eléctrico no implica que produzca más electricidad puesto que ésta no depende únicamente de la potencia instalada, sino también de otros muchos factores. Observen, de hecho, la realidad de los datos correspondientes a la electricidad producida durante el año 2010: gas natural (23,9%), nuclear (21,5%), eólica (14,9%), resto del régimen especial (14,3%), hidráulica (13,2%), carbón (9,0%), fuel/gas oil (3,3%) y solar fotovoltaica (2,5%). Observen cómo la energía nuclear, a pesar de tener únicamente el 7,5% de la potencia instalada produce más del 20% de la electricidad que consumimos. Con el resto de tecnologías, en cambio, pasa al contrario, siendo su contribución a la electricidad producida menor que su porcentaje de participación en el mix eléctrico (excepto en el caso del resto del régimen especial).
El porqué de este comportamiento aparentemente contradictorio lo analizaremos cuidadosamente en el siguiente artículo de esta serie donde estudiaremos las horas medias de funcionamiento anual para cada una de las tecnologías, y de qué depende que ciertas tecnologías tengan un rendimiento más elevado que otras.
Sistema eléctrico español: no todos los MW son iguales (II)
Manuel Fernández Ordóñez
No todas las tecnologías de generación eléctrica son iguales, no ya en su forma de producir electricidad, donde las diferencias son obvias, sino en el tiempo que cada una de ellas es capaz de producir electricidad a lo largo de un año.
En la segunda entrega de este análisis sobre el sistema eléctrico español vamos a discutir un concepto de importancia capital a la hora de comprender el funcionamiento del mismo. Hoy vamos a tratar de comprender que no todas las tecnologías de generación eléctrica son iguales, no ya en su forma de producir electricidad, donde las diferencias son obvias, sino en el tiempo que cada una de ellas es capaz de producir electricidad a lo largo de un año. Analizaremos el concepto de "horas medias de funcionamiento" y veremos que es una manera de determinar la disponibilidad de las distintas centrales de producción eléctrica.
En el primer artículo de esta serie explicamos que la potencia instalada no era necesariamente proporcional a la energía eléctrica producida. Así, vimos como la energía nuclear contaba únicamente con el 7,5% de la potencia instalada en España y sin embargo producía el 21,5% de la electricidad. Sucedía al contrario con otras tecnologías como el carbón, la eólica o la solar, cuya cuota de participación en la electricidad producida era sensiblemente menor que su porcentaje de potencia instalada. La clave está en la distinción entre potencia y energía, que no son la misma cosa aunque muchos se hayan empeñado en mezclarlas para revolver el agua del río y llevarse las truchas.
Miren detenidamente una bombilla de bajo consumo de las que les regaló el ministro Sebastián. Si se fijan verán escrita la potencia de la misma, en mi caso tengo una de 14 vatios. Ahora bien, el vatio es una medida de la potencia de la bombilla, pero no es nunca una medida de la electricidad que esa bombilla va a consumir, porque para eso nos hace falta el dato clave: cuánto tiempo está encendida la bombilla. Veamos.
La potencia se mide en vatios. La electricidad consumida se mide, al ser una energía, en vatios∙hora. Ejemplo: si yo tengo encendida durante una hora mi bombilla, ésta consumirá 14 vatios x 1 hora = 14 vatios∙hora de energía eléctrica, es decir, de electricidad. Si yo tengo encendida mi bombilla un día entero, consumirá 14 vatios x 24 horas = 336 vatios∙hora. Si la tuviera encendida un año entero, consumiría 14 vatios x 24 horas x 365 días = 122.640 vatios∙hora = 122,64 kilovatios∙hora. O lo que es lo mismo: 122,64 kWh, ¿me siguen? Tomen ahora el último recibo de la luz y vean cuántos kWh han consumido durante el último mes.
Y ahora viene la gran pregunta: ¿cuántos kWh consume mi bombilla si no la enciendo nunca en todo el año? La respuesta es obvia ¿verdad? Mi bombilla no consumiría absolutamente nada. Menuda trivialidad, me dirán ustedes. Efectivamente, lo es, pero démosle la vuelta al argumento. Ahora, en lugar de tener una bombilla que consume energía, tengo una central que produce energía, que produce electricidad. Para no cambiar los números, imaginemos que tengo una central pequeñita de 14 vatios de potencia, como la bombilla. ¿Cuál es la electricidad que produce mi central si funciona a plena potencia un año entero? 14 vatios x 24 horas x 365 días = 122,64 kWh, exactamente igual que la bombilla. Pero si mi central está parada todo el año, ¿cuánta electricidad produce? Exactamente, me han quitado la respuesta de la boca: cero kWh.
Y hemos llegado al meollo del asunto. La electricidad que produce una central no depende únicamente de la potencia de dicha central, sino también del número de horas que esa central funciona a lo largo del año. Por eso no sirve de nada cuando nos dan el dato de la potencia de una central eléctrica si no nos dicen cuántas horas funciona de media a plena potencia al año. En el kilómetro 200 de la carretera de Extremadura está la central nuclear de Almaraz. Rodeando dicha central hay cientos de paneles solares y un cartel muy grande que pone "Potencia 22 MW". Muy bonito, pero eso no sirve de nada. ¿Cuánta electricidad producen esos paneles? Ésa es la cuestión real, lo importante, porque si no hay sol los paneles no producirán ni un kWh de electricidad y da igual cuánta potencia tengan, que no les líen.
Veamos un ejemplo real de nuestro sistema eléctrico. La energía nuclear en España cuenta con una potencia instalada de 7.716 millones de vatios y produjo una electricidad de 61.944 miles de millones de vatios∙hora, que en notación técnica ponemos como 61.944 GWh (gigavatios∙hora). Al dividir la electricidad producida entre la potencia instalada, el resultado
denota el número de horas que la energía nuclear funcionó a plena potencia durante el pasado año. En este caso nos salen 8.028 horas y conviene recordar que un año tiene 8.760 horas.
Si hacemos la misma cuenta para todos los tipos de centrales eléctricas que tenemos en España obtenemos los siguientes resultados, de mayor a menor: nuclear (8.028 horas), gas natural (2.564 horas), hidráulica (2.281 horas), carbón (2.174 horas), eólica (2.153 horas), solar fotovoltaica (1.737 horas) y fuel/gas oil (1.634). Por resumirlo rápido, las centrales nucleares funcionan casi siempre y el resto de centrales no funciona casi nunca.
Y llegamos así a la siguiente pregunta clave de la discusión: ¿y el resto de centrales funcionan tan pocas horas porque los dueños no las encienden o porque las centrales no dan más de sí? Pues un poco de ambas cosas, dependiendo de la tecnología. Las energías renovables (eólica, hidráulica y solar) funcionan tan pocas horas por factores climatológicos. El sol tiene la manía se salir únicamente por el día, llueve cuando le da la gana y el viento es caprichoso y sopla cuando quiere. El gas natural, en cambio, funciona tan pocas horas porque el intervencionismo en el sector eléctrico ha hecho que buena parte de estas centrales estén paradas. Pero para esta discusión les emplazo a otro artículo.
Manuel Fernández Ordóñez es doctor en física nuclear.
Sistema eléctrico español (III): electricidad fiable y no fiable
Manuel Fernández Ordóñez
Como consecuencia de las desorbitadas subvenciones, el precio final de la electricidad se encarece cada vez más, llevándonos a una pérdida paulatina de competitividad y a un aumento del desempleo. Pagamos la electricidad un 56 % más cara que en Francia.
Una de las magnitudes más relevantes cuando se trata de cuantificar la fiabilidad de una cierta tecnología eléctrica es la que mide las horas medias de funcionamiento anuales a potencia nominal. Es decir, cuántas horas al año es capaz una central de producir electricidad a plena potencia. Como vimos en el anterior artículo, teniendo en cuenta que un año tiene 8.760 horas, las tecnologías más representativas en España durante 2010 funcionaron las siguientes horas: nuclear (8.028 horas), gas natural (2.564 horas), hidráulica (2.281 horas), carbón (2.174 horas), eólica (2.153 horas), solar fotovoltaica (1.737 horas) y fuel/gas oil (1.634).
Es realmente notable la diferencia en horas de funcionamiento entre las centrales nucleares y el resto de tecnologías. Las nucleares funcionan casi todo el año de manera continua, mientras que las demás funcionan en torno a las 2.000 horas anuales. Como ejemplo, la central nuclear valenciana de Cofrentes detendrá su operación el domingo, por primera vez en los últimos dos años, para recargar combustible. Esta central lleva más de 700 días generando electricidad de forma ininterrumpida. La energía solar fotovoltaica, en cambio, apenas funciona 1.700 horas al año, es decir, opera el equivalente a dos meses al año y los otros diez no produce ni un solo kWh.
Hay dos tipos de tecnologías de generación eléctrica, las fiables y las que no lo son. Las que aseguran nuestro suministro eléctrico y las que no lo pueden hacer. Una central nuclear funciona de media 8.000 horas al año porque tiene la capacidad técnica de hacerlo, un generador eólico funciona de media 2.000 horas al año porque, con la tecnología actual y la distribución de nuestros parques eólicos, eso es todo lo que puedes sacar del viento. Lo mismo sucede con la solar fotovoltaica, que produce
únicamente cuando hay sol, o la hidráulica que depende de las precipitaciones. Es decir, estas tecnologías dependen de factores que el ser humano no controla ni predice, son intermitentes y su factor de carga muy pequeño. No pueden asegurar el suministro y no lo podrán hacer hasta que no se desarrollen tecnologías de almacenamiento de energía. La termosolar va por ese camino.
Tenemos otras tecnologías, sin embargo, con las que sucede algo paradójico. Me refiero especialmente a los ciclos combinados de gas natural y a las centrales de carbón. Estas tecnologías podrían funcionar un número elevado de horas anuales, pero no lo hacen ¿por qué? El carbón, a nivel mundial, es la fuente energética que más ha crecido en los últimos años. El gas, por otra parte, es la tecnología que más ha crecido en España. Sin embargo, ambas están disminuyendo sus horas de funcionamiento anuales por dos motivos, las políticas medioambientales y la adulteración que produce en el mercado la legislación a favor de las energías renovables, que expulsan del mismo al resto de tecnologías cuando la demanda eléctrica es baja.
Año a año, las centrales de ciclo combinado van perdiendo cuota de mercado debido a la nefasta legislación en materia energética de la que hacemos gala en este país. Entre el marasmo de inseguridad jurídica que nos asola encontramos el Real Decreto 661/2007 que reza en su Anexo XI: "... los generadores de régimen especial tendrán prioridad para la evacuación de la energía producida frente a los generadores de régimen ordinario, con particular preferencia para la generación de régimen especial no gestionable a partir de fuentes renovables". Esta preferencia de despacho de las energías renovables implica, de facto, que si sopla el viento tenemos que apagar las centrales de gas que estén funcionando para comprar, obligatoriamente, todos y cada uno de los kWh de origen eólico.
Esto, que a priori es bueno para mitigar las emisiones de efecto invernadero, es contraproducente para todo lo demás. Primero, crea una inseguridad jurídica que desincentiva las inversiones porque las centrales de gas están funcionando muchísimas menos horas de las que habían determinado en los cálculos de retorno de capital, teniendo ahora serios problemas para recuperar las inversiones. Segundo, no solo nos obligan de forma ineludible a comprar todos los kWh renovables, sino que además cada uno de esos kWh del régimen especial recibe subvenciones y, en algunos casos como la solar fotovoltaica, son 10 veces más caros que un
kWh en el mercado. Tercero, las fuertes primas a ciertas tecnologías desincentivan la competencia en el resto de tecnologías. Cuarto, las subvenciones elevadas a ciertas tecnologías desincentivan la investigación y desarrollo de esas mismas tecnologías puesto que ingresarán miles de millones de euros de dinero público de todos modos. Quinto, como consecuencia de las desorbitadas subvenciones, el precio final de la electricidad se encarece cada vez más, llevándonos a una pérdida paulatina de competitividad, a una destrucción de riqueza y a un aumento del desempleo. Pagamos la electricidad un 56 % más cara que en Francia. Por algo será.
En definitiva, por motivos políticos se ha decidido que tecnologías fiables (como el gas) pierdan cuota de mercado para dar prioridad a otro tipo de tecnologías que no son fiables ni competitivas (de ahí que estén primadas). Por si esto no fuera bastante, los días (pocos) que tenemos un exceso de renovables y ya hemos apagado todo el gas que Red Eléctrica permite (por estabilidad en la red), algunos se quejan porque quieren que también apaguemos las centrales nucleares para meter en el mercado más kWh primados a precios desorbitados. Las nucleares son nuestra generación de base, y lo son precisamente porque son fiables. Pretenden que apaguemos una tecnología estable que es capaz de funcionar a plena potencia de manera continua para basar nuestra producción en tecnologías que funcionan el equivalente a 3 meses al año y encima nos cuestan mucho más a todos los españoles. Lo peor es que no es broma, va en serio y los políticos les hacen las leyes a medida... porque la economía, el crecimiento y el desarrollo dan igual, lo importante son los votos.
Manuel Fernández Ordóñez es doctor en física nuclear.
Sistema eléctrico español (IV): régimen ordinario y régimen especial
Manuel Fernández Ordóñez
El fenómeno más paranormal de la legislación eléctrica corresponde a la energía solar fotovoltaica. ¿En qué cabeza cabe que una tecnología que produce casi 7 veces menos que la eólica se lleve un 35% más en subvenciones?
El sector eléctrico en España está regulado, principalmente, por la Ley 54/1997. Más de cien hojas en las que, al igual que todo lo que aparece en el BOE, no se entiende prácticamente nada. Es una Ley que a mí me resulta especialmente cómica, puesto que en la exposición de la misma se hace una declaración de intenciones que luego, su propio desarrollo y nueva legislación posterior, se han encargado de no cumplir. Así, la Ley comienza con: "El suministro de energía eléctrica es esencial para el funcionamiento de nuestra sociedad. Su precio es un factor decisivo de la competitividad de buena parte de nuestra economía". Luego continúa escribiendo: "La presente Ley tiene, por consiguiente, como fin básico establecer la regulación del sector eléctrico, con el triple y tradicional objetivo de garantizar el suministro eléctrico, garantizar la calidad de dicho suministro y garantizar que se realice al menor coste posible..."
La realidad, en cambio, va por otros derroteros. Las primas al régimen especial, el cierre de la central nuclear de Garoña, las subastas eléctricas o la preferencia de despacho de las renovables no son sino ejemplos de cómo conseguir, precisamente, todo lo contrario a lo que el espíritu de la Ley establece. Todas esas medidas hacen que la electricidad nos cueste cada vez más y toda la legislación que nos ha conducido a esta situación debería ser erradicada de nuestro panorama eléctrico.
La regulación del sistema eléctrico español establece una distinción clara entre dos ámbitos de generación eléctrica: el régimen ordinario y el régimen especial. Sin entrar en matices diremos que el régimen ordinario está formado por todas aquellas centrales cuya potencia instalada sea igual o superior a 50 megavatios (MW). El régimen especial está formado, sin entrar en particularidades, por aquellas unidades de producción con potencia instalada menor de 50 MW que utilicen la cogeneración, energías
renovables, biomasa, cualquier tipo de biocarburantes y residuos no renovables. Esta distinción artificial sentó las bases para mantener intervenido el sistema eléctrico. Así, el artículo 30 establece: "El régimen retributivo de las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial se completará con la percepción de una prima...". Primas que se desarrollaron en legislaciones posteriores con los desastrosos resultados que ya conocemos.
Las tecnologías que componen el régimen ordinario son el carbón, el fuel‐oil, las centrales nucleares, los ciclos combinados de gas y las grandes centrales hidroeléctricas con más de 50 MW. En el régimen especial se enclavan todas las demás tecnologías, incluidas las centrales hidroeléctricas con potencias instaladas menores de 50 MW. Constituye un error común identificar las energías renovables con el régimen especial. Curiosamente, los que caen en este error únicamente lo hacen cuando hablan de energía producida, atribuyendo a las renovables una energía que, en realidad, se produce a partir de fuentes no renovables. Ni todas las renovables están en el régimen especial, ni el régimen especial es enteramente renovable.
En 2010 y según datos de Red Eléctrica, el sistema español produjo 288.180 GWh, de los cuales el 68% correspondieron al régimen ordinario y el 32% restante al régimen especial. El desglose dentro del régimen especial, según datos de la Comisión Nacional de la Energía, fue el siguiente: cogeneración (25,8%), solar fotovoltaica (7%), solar térmica (0,8%), eólica (47,5%), hidráulica (7,4%), biomasa (3,4%), residuos (3,4%) y tratamiento de residuos (4,7%). Vemos que domina de forma clara la producción con energía eólica, cuya potencia instalada aumenta año a año, pero conviene hacer especial hincapié en que el 34% de la energía generada en el marco del régimen especial no es renovable. De hecho, la cogeneración se produce mayoritariamente quemando combustibles fósiles, especialmente gas.
Haciendo un breve comentario sobre las primas recibidas por el régimen especial (aunque merecerían un catálogo completo) cabe mencionar que, en 2010, ascendieron a más de siete mil millones de euros. De ellos, el 25% correspondieron a energías no renovables. Sí, aunque parezca increíble, estamos subvencionando empresas que generan energía quemando gas. La cogeneración se llevó, de hecho, la friolera de 1.324 millones de euros. La energía eólica se llevó 1.965 millones de euros. Pero, sin duda, el fenómeno más paranormal de la legislación eléctrica
corresponde a la energía solar fotovoltaica. Esta tecnología se llevó 2.638 millones de euros en 2010. ¿En qué cabeza cabe que una tecnología que produce casi 7 veces menos que la eólica se lleve un 35% más en subvenciones?
No se crean que el problema se va a solucionar solo. Hasta julio de este año el régimen especial ya había recaudado 4.376 millones de euros. A este ritmo, en diciembre rondaremos los 8.000 millones de euros en subvenciones que pagaremos todos. Las primas al régimen especial se engloban dentro de los peajes de acceso a las redes de transporte de electricidad. El importe de estos peajes está fijado por el Gobierno y contribuye, en buena medida, al precio final que los consumidores pagamos por la electricidad. En artículos posteriores analizaremos esto en detalle, ahora basta decir que la mayor parte de estas subvenciones van a engordar el déficit de tarifa eléctrica, aumentando la deuda del Estado (es decir, la de todos nosotros).
Esta semana tuvo lugar la última subasta de electricidad. Ante un incremento notable en el precio de la misma, el Gobierno ha decido congelar el kWh precisamente disminuyendo los peajes de acceso a las redes. Pero esto es un engañabobos, pan para hoy y hambre para mañana, porque si bien el precio de la electricidad no subirá, lo que no paguemos ahora irá al déficit de tarifa aumentando nuestra deuda. No solo pagaremos esta deuda, sino también los intereses de la misma. Y suma y sigue, camino a una nueva recesión...
Manuel Fernández Ordóñez es doctor en física nuclear.
Sistema eléctrico español (V): los actores del sistema eléctrico
Manuel Fernández Ordóñez
El sistema eléctrico español no dista demasiado de cualquier mercado de otro tipo de productos, como pueden ser hortalizas, ordenadores o vehículos. Sin embargo tiene ciertas peculiaridades debido a las características del producto que se vende
El sistema eléctrico español no dista demasiado de cualquier mercado de otro tipo de productos, como pueden ser hortalizas, ordenadores o vehículos. Los protagonistas del mercado son similares, hay alguien que produce un bien y alguien que lo consume. Entre medias hay alguien que lo transporta y alguien que lo distribuye. El sistema eléctrico, sin embargo, tiene ciertas peculiaridades que lo diferencian debido a las características del producto que se vende. Los kWh no son un producto almacenable, no son siquiera un producto perecedero con una duración de unos pocos días. Ha de existir un equilibrio continuo de tal modo que la electricidad que se produce sea la misma que se consume, en todo momento.
En este artículo trataremos de analizar quiénes son los protagonistas del sistema eléctrico español, recurriendo para ello a la Ley 54/1997 que lo regula. En ella se definen los actores que participan en el mismo y se establecen sus cometidos. Veamos quiénes son.
1. Productores: tienen la función de generar energía eléctrica, ya sea para su consumo propio o para terceros, así como la de construir, operar y mantener las centrales de producción. Es decir, son los dueños de las centrales eléctricas, los que producen los kWh.
La Ley dice: "la producción de energía eléctrica se desarrolla en un régimen de libre competencia en el mercado de producción de energía eléctrica". Esta sentencia es, en sí misma, delirante. ¿Cómo puede una actividad desarrollarse en libre competencia cuando hay otras leyes que nos dicen qué kWh tenemos que comprar, cuándo y a qué precio? ¿Acaso es eso un mercado libre? Tampoco es cierto que exista libre competencia en la instalación de tecnologías de generación de electricidad. El Gobierno, a
base de talonario público, manipula las decisiones empresariales porque todos sabemos que es mucho más rentable instalar tecnologías subvencionadas. Todos sabemos que las renovables tienen, por ley, preferencia de despacho y que las centrales de gas funcionan muchas menos horas de las que funcionarían en un mercado libre. ¿Es esto libre competencia? No hablemos ya de si una eléctrica quisiera instalar una nueva central nuclear en España. ¿Qué haría el Gobierno actual entonces? ¿Le otorgaría los permisos? ¿De verdad es esto un mercado libre?
2. Operador del mercado: el mercado eléctrico merece un artículo exclusivo y se lo dedicaremos en las próximas semanas. Por el momento traten de imaginarse el mercado mayorista de electricidad como una lonja, donde los distintos productores ofrecen sus kWh a diferentes precios según el origen de los mismos. El operador del mercado es el que gestiona el sistema de ofertas de compra y venta de energía en el mercado diario. Esta gestión recae en una empresa llamada OMEL.
3. Operador del sistema: el equilibrio continuo exigido entre producción y consumo de electricidad hace que la producción eléctrica tenga que estar supervisada. El operador del sistema se encarga de garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación entre producción y transporte. La operación del sistema recae en Red Eléctrica de España. Merece la pena mencionar que, en un mercado libre, son los precios los que actúan como transmisores de la información. Atendiendo a la demanda de un producto y a la procedencia de esa demanda, un empresario tomará las decisiones que más le convengan. No sucede así en el sistema eléctrico, donde la demanda es instantánea y ha de ser cubierta. Si yo presiono el interruptor de la luz en mi casa, la bombilla se tiene que encender. No hay tiempo para analizar el mercado, no se puede reunir el consejo de administración de una empresa y decidir que va a aumentar la producción porque la demanda ha aumentado en una cierta zona. Es un mercado instantáneo, hay que vigilar la producción en función de la demanda y tener centrales de reserva listas para proporcionar electricidad en caso de que sea necesario. Por eso es imprescindible un operador del sistema. La información de los precios y la demanda es aplicable a largo plazo, pero en el día a día el sistema tiene que ser gestionado.
4. Transportista: tiene la función de transportar energía eléctrica, así como construir, mantener y maniobrar las instalaciones de transporte. Las redes de transporte son, en general, aquellas que tienen una tensión superior a 220.000 voltios. Para que nos entendamos, son las líneas de alta tensión. La legislación establece un único transportista, cuya figura recae también en Red Eléctrica de España. Las redes de trasporte constituyen un monopolio natural, por tanto, la legislación establece que cualquiera puede utilizar las redes de transporte pagando un peaje establecido por el Gobierno. El caso sería similar a las líneas de teléfono, que pueden ser utilizadas por cualquier otra empresa de telecomunicaciones previo pago de una tarifa mensual.
5. Distribuidores: tienen la función de distribuir energía eléctrica, así como construir, mantener y operar las instalaciones de distribución destinadas a situar la energía en los puntos de consumo. Como norma general, las instalaciones de distribución son aquellas que tienen una tensión inferior a 220.000 voltios y, al igual que en el transporte, esta actividad constituye un monopolio natural. Del mismo modo, por tanto, las instalaciones de distribución pueden ser utilizadas mediante pago de un peaje.
6. Comercializadores: son aquellas sociedades mercantiles que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren energía para su venta a los consumidores. Son, para entendernos, los que nos venden la electricidad en nuestras casas. Para nosotros son las cabezas visibles del sistema eléctrico, con los que interactuamos.
7. Consumidores: son las personas físicas o jurídicas que compran la energía para su propio consumo. Es decir, todos nosotros.
La mejor forma de comprender el papel que cada uno juega en el sistema eléctrico puede que sea con una analogía. Imagine que yo planto patatas en una huerta de Asturias y usted compra mis patatas en un supermercado de Madrid. Está claro que yo soy el productor y usted es el consumidor, pero ¿qué sucede entre medias? Yo cosecho mis patatas y las llevo a un mercado mayorista de Asturias donde las subasto al mejor postor. Hay una autoridad que vigila la validez de las subastas, sería el operador del mercado, OMEL. Alguien me las compra y se las da a un transportista (Red Eléctrica) que las sube en un camión con destino
Madrid. Para ello, el camión tiene derecho a circular por la autopista A‐66 (línea de alta tensión), pero tiene que pagar los peajes de la misma. Cuando las patatas llegan a mercamadrid, un distribuidor las compra y las lleva al supermercado de mi barrio. El supermercado sería el comercializador, el vendedor último de las patatas, donde los consumidores finales compran. En esta analogía falta la figura del operador del sistema (Red Eléctrica) que, como hemos mencionado, no tiene demasiado sentido en otros mercados libres.
Lo más importante es comprender que, en el sistema eléctrico, hay actividades que están reguladas por ser un monopolio natural (transporte y distribución). No tiene sentido que cada empresa que venda electricidad tenga sus propias líneas de alta tensión, al igual que no tiene sentido que cada empresa de transporte por camión tenga sus propias carreteras. Hay otras actividades, en cambio, que están liberalizadas (producción y comercialización), si bien es cierto que la producción está intervenida de facto como mencioné más arriba. En próximos artículos veremos el funcionamiento del mercado eléctrico y cómo surge el déficit de tarifa al tener que repartir un dinero finito entre todos los actores del mercado.
Manuel Fernández Ordóñez es doctor en física nuclear.
Sistema eléctrico español (VI): el mercado eléctrico
Manuel Fernández Ordóñez
Al existir cada año una mayor penetración de renovables del régimen especial en el sistema eléctrico, el precio del MWh en el mercado debería ser cada vez menor, y no es así. Tal vez entre prima y prima va a resultar que los primos somos nosotros.
El mercado eléctrico español es, en realidad, un conjunto complejo de varios mercados con características muy diferentes. Así, tenemos mercados a plazo de contratos bilaterales con entrega física, mercados a plazo financieros, las subastas CESUR, el mercado diario o los mercados intradiarios. El bien comerciado en todos ellos es el mismo, los MWh. Sin embargo, la forma de comerciarlos diverge en cada mercado radicando aquí, precisamente, la complejidad que entraña la comprensión del conjunto del mercado eléctrico.
No es el objeto de este artículo explicar las peculiaridades de todos ellos. Nos centraremos en el funcionamiento y la formación de precios en los mercados mayoristas diarios e intradiarios. En éstos se establecen, mediante un proceso de casación de ofertas, las ventas de energía eléctrica con entrega física para el día siguiente. Es decir, la energía tiene que ser producida y entregada, no es un mercado financiero donde no hay intercambios físicos. Este mercado está gestionado, según recoge la Ley 54/1997, por el operador del mercado, una empresa privada llamada OMEL.
Tomemos un día cualquiera, nuestro día D, por ejemplo mañana sábado 15 de octubre. El mercado en el cual se venden MWh para entregar el sábado comienza, en realidad, el viernes, el día D‐1. Todo aquel productor que quiera vender sus MWh el día D ha de presentar sus ofertas a OMEL antes de las 10:00 de la mañana del día D‐1. Hay una particularidad importante, las ofertas que se presentan se hacen hora a hora, el productor tiene que decir: "ofrezco 150 MWh a 40 €/MWh entre las 15:00 y las 16:00 de la tarde". De este modo, aunque todos los MWh son iguales,
los precios de cada hora del día serán, por norma general, diferentes. Es, a todas luces, como si hubiera 24 mercados distintos, uno para cada hora.
Los demandantes de electricidad operan del mismo modo. Presentan sus ofertas de compra a OMEL para cada hora del día siguiente y éste, tras estudiar ofertas, demandas y comprobar las restricciones técnicas que pueda haber, genera las curvas de oferta y demanda. El punto donde ambas se crucen determina el precio del MWh para esa hora del día D. El mercado eléctrico español es marginalista, esto quiere decir que a todos los productores se les paga el mismo precio por su electricidad, independientemente del precio al que ofertaron. El precio que reciben es el de la última oferta casada. Existen otros modelos de mercado, como el "pay‐as‐bid" donde el productor recibiría el precio que ofertó. La teoría económica, sin embargo, establece que el precio final resultante de ambos mercados sería muy similar.
Es natural que, desde que se presentaron las ofertas antes de las 10 de la mañana del día D‐1, puedan surgir problemas que impidan que un cierto productor cumpla con los compromisos de su oferta. Es posible que su central sufra una avería y no pueda producir, puede haber un problema en la línea de alta tensión que deje una central incomunicada, puede que el viento deje de soplar y un campo eólico no produzca la cantidad que había estimado, etc. Para paliar estos problemas existen los mercados intradiarios. Son seis nuevas subastas que están espaciadas a lo largo del día D (la primera de ellas tiene lugar a las 9 de la noche del día D‐1) que sirven para corregir desajustes en las casaciones.
¿En qué orden entran los productores al mercado? Primero entran aquellos que ofertan los precios más bajos (de hecho ofertan a 0 €/MWh). Estos productores son los que tienen bajos costes variables en su producción (nucleares e hidráulicas fluyentes) o aquellos que por ley tienen que ofertar a cero (los productores del régimen especial). ¿Por qué ofertan la energía gratis? Porque sus costes de oportunidad son muy bajos y les interesa producir, al precio que sea. Al ser el mercado eléctrico español marginalista, a todos se les pagará un precio que será, casi siempre, mayor que cero. Seguidamente entran aquellas centrales con costes superiores (carbón y ciclos combinados más eficientes). Siguen las centrales aún más costosas (carbón y ciclos combinados menos eficientes). Por último, entrarían las centrales de punta (fuel‐oil) o las hidráulicas regulables. Estas últimas compran energía en horas baratas para bombear el agua de nuevo hacia arriba en sus presas para, en el
futuro, soltar el agua y producir electricidad en aquellas horas donde los MWh son muy caros.
En los últimos años se está produciendo un fenómeno interesante en el mercado eléctrico. La alta penetración de energías renovables en el sistema hace que, en ciertas horas del año (pocas, pero hay alguna) toda la demanda eléctrica de España se puede abastecer con las centrales nucleares, hidráulicas y energía eólica. En ese caso, a esas horas, la electricidad es gratis puesto que todos estos productores ofertan a precio cero en el mercado. Los primeros porque sus costes variables son muy bajos, los segundos porque así los obliga la legislación. Este hecho ha sido utilizado por algunos para argumentar que las energías renovables disminuyen el precio de la electricidad, pero no es más que una verdad a medias.
Es obvio que, al entrar a precio cero, contribuyen a reducir el precio del MWh en el mercado porque expulsan a productores marginales con ofertas a mayor precio. Sin embargo, falta la otra mitad de la historia, y es que estas tecnologías reciben subvenciones que van directamente a engordar el déficit de tarifa. Porque, aunque el régimen especial oferta en el mercado a cero, no sólo se les paga el precio marginal del mercado, sino además una prima que tiene, por si fuera poco, un suelo. En 2010, el precio medio en el mercado fue de 45,7 €/MWh, mientras que el precio que se pagó a la eólica fue de 76,8 €/MWh. Incluso en esas pocas horas del año 2010 en las que el MWh tuvo coste cero, la eólica recibió 77 €/MWh mientras que las nucleares recibían 0 €/MWh... y luego van acusando a otras tecnologías de tener windfall profits.
De hecho, según esa argumentación, al existir cada año una mayor penetración de renovables del régimen especial en el sistema eléctrico, el precio del MWh en el mercado debería ser cada vez menor, ceteris paribus. Si la producción del régimen especial aumentó un 13% en 2010 con respecto a 2009 ¿por qué el precio del mercado en 2010 fue un 10% más caro que en 2009? Siguiendo su argumentación debería suceder al contrario, el precio debería haber bajado. Este año, con más renovables que nunca, el precio del mercado no ha bajado ningún mes de 55 €/MWh cuando en 2010 estuvo en torno a 45 €/MWh, ¿cómo se explica esto? ¿O cómo se explica que, prácticamente con la misma producción del régimen especial en septiembre del año pasado y de éste, el precio del MWh haya subido un 17%? Y eso sin contar las primas, que no se tienen en cuenta en la formación de precios en el mercado. Tal vez nos estemos perdiendo
algo o tal vez, una vez más, entre prima y prima va a resultar que los primos somos nosotros.
Manuel Fernández Ordóñez es doctor en física nuclear.
Sistema eléctrico español (VII): el déficit de tarifa
Manuel Fernández Ordóñez
Nos centraremos en este artículo en el precio pagado por los consumidores domésticos, englobados bajo la categoría de consumidores de último recurso, que somos la mayoría en España.
A lo largo de esta serie de artículos dedicados al sistema eléctrico español hemos visto
que, tras el acto de apretar un interruptor en nuestras casas, existe un complejo
entramado de relaciones tecnológicas, jurídicas y económicas que posibilitan que una
bombilla se encienda mediante ese interruptor. Como consumidores tenemos el
derecho a disfrutar de los beneficios de la electricidad en nuestras casas y tenemos,
por tanto, la obligación de abonar un importe por ella. Pero ¿cómo se determina el
precio que pagamos? Nos centraremos en este artículo en el precio pagado por los
consumidores domésticos, englobados bajo la categoría de consumidores de último
recurso, que somos la mayoría en España.
Desde julio de 2009, la gran mayoría de consumidores con potencia contratada menor
a 10 kW nos acogimos al Suministro de Último Recurso (SUR), mediante el cual
teníamos derecho a recibir electricidad a un precio fijado por el Gobierno en forma de
Tarifas de Último Recurso (TUR). Estas tarifas establecen el precio al cual pagamos la
electricidad en nuestras casas y se componen de tres bloques que se suman para dar el
precio total: lo que le cuesta la electricidad al comercializador que nos la vende, los
costes de acceso a las redes (peajes) y un margen para el comercializador. Este último
concepto es muy pequeño en comparación con los otros dos y no lo trataremos en
este artículo.
Los Comercializadores de Último Recurso (CUR) que nos venden la electricidad
compran parte de ella en un mercado a plazo conocido como subastas CESUR. Estas
subastas son trimestrales o semestrales y en ellas se fija el precio del kWh para los
siguientes tres o seis meses. Hay que tener en cuenta que este precio se fija por
adelantado y, posteriormente, no tendrán influencia sobre él los cambios que puedan
tener lugar en el escenario internacional (por ejemplo una subida en los precios del
petróleo). Estas subastas están recibiendo múltiples críticas en la actualidad porque el
precio del kWh resultante de las mismas se ha ido incrementando sucesivamente. Sin
embargo, este aumento en el precio es el resultado de un proceso transparente de
ofertas y demandas en forma de subasta. Personalmente, no soy un gran defensor de
este proceso de fijación de precios porque le veo algún agujero. Pero si el precio sube,
probablemente no haya que culpar al proceso de formación de precios, sino a los
motivos que hacen que los productores oferten cada vez a precios más altos. Tal vez el
hecho de que sean ellos los que están financiando con su dinero el déficit de tarifa
tenga algo que ver.
Como explicamos en artículos anteriores, en el sistema eléctrico hay actividades que
no están liberalizadas, como son el transporte y la distribución. Las empresas que
realizan estas actividades reciben sus ingresos a través de unos peajes de acceso a las
redes que son fijados por el Gobierno. Sin embargo, y aquí está el origen de la
perversión del sistema, dentro de la categoría de peajes de acceso se engloban,
además, todos aquellos costes del sistema eléctrico que no tienen absolutamente
nada que ver con el transporte ni la distribución. Estos costes son una especie de cajón
de sastre donde entran todo tipo de conceptos como pueden ser la moratoria nuclear
de Felipe González (que aún seguimos pagando), los planes de eficiencia y ahorro
energéticos, los sobrecostes de la electricidad en Canarias y Baleares, las primas para
el uso del carbón nacional, los desajustes del déficit de años anteriores o las primas a
las energías renovables y la cogeneración.
Ahora bien, el Gobierno estima estos costes (y siempre se confunde) por adelantado y
debería establecer los peajes de acceso consecuentemente para cubrir todos los costes
de esas partidas. Pero no lo hace, sistemáticamente establece unos peajes inferiores a
los necesarios. ¿Por qué? Simplemente porque si los españoles pagáramos la totalidad
de conceptos que el Gobierno incluye en los peajes, el precio político sería inasumible.
Por motivos electoralistas el precio real de la electricidad permanece escondido para el
consumidor final de tal modo que nos estamos subvencionando a nosotros mismos y
acumulando esa deuda en lo que se conoce como déficit de tarifa eléctrico.
Como siempre, lo mejor para entender un problema es poner los números. Según la
Comisión Nacional de Energía, en el año 2010, el importe total de las actividades que
se financian a través de los peajes ascendió a 18.000 millones de euros. Esto incluía
casi 7.100 millones de subvenciones al régimen especial (en su mayoría energías
renovables). Según esta cifra, los españoles deberíamos haber pagado unos peajes de
acceso que cubrieran la totalidad de esos 18.000 millones. ¿Qué hizo, sin embargo, el
Gobierno? Establecer unos peajes que recaudaron apenas 13.000 millones de euros.
Los 5.000 millones de euros restantes han ido a engordar un déficit de tarifa que se
está convirtiendo en algo dantesco. Entre 2004 y 2010 el déficit acumulado rondaba
los 25.000 millones de euros y al finalizar 2011 puede pasar de los 30.000 millones.
Es importante hacer hincapié en un aspecto fundamental. De los 13.000 millones de
euros que se recaudaron en peajes de acceso, más de la mitad se han ido a pagar las
subvenciones al régimen especial. El déficit de tarifa fue de unos 5.000 millones, pero
nos gastamos más de 7.000 millones subvencionando este tipo de energías, usted, yo y
todos los españoles. Es cierto que, en los últimos años, los costes de transporte y
distribución de electricidad también se han incrementado. Sin embargo, entre 2004 y
2010, estos costes han subido un 48% mientras que el importe de las subvenciones al
régimen especial se ha incrementado en un 160% en el mismo periodo. Desde el año
2009, la mayor contribución a los peajes de acceso corresponde a las subvenciones al
régimen especial, siendo la conclusión clara: cuantas más renovables más caros serán
los peajes de acceso. Ahora bien, como el Gobierno no tiene ni la valentía de fijar los
peajes necesarios ni la valentía de recortar las subvenciones, la conclusión es otra:
cuantas más renovables más déficit de tarifa eléctrico.
Para muestra un botón, analicemos lo acontecido en la última subasta CESUR de
electricidad llevada a cabo hace menos de un mes. El resultado de la misma arrojó una
subida en el kWh cercana al 12%. Como el resultado de la subasta equivale,
aproximadamente, a la mitad del precio final de la luz (la otra mitad son los peajes de
acceso) ésta debería haber subido un 6%, aproximadamente. ¿Qué ha hecho el
Gobierno? No sólo no ha subido la electricidad, sino todo lo contrario. Ante las
protestas sociales ha rebajado un 12% los peajes de acceso para compensar el 12%
que había subido el kWh en la subasta, de tal modo que el precio de la electricidad se
congela y seguiremos pagando lo mismo los próximos meses. Es decir, más déficit.
Están aumentando la deuda de España, ¡y encima nos lo venden como si nos hicieran
un favor!
Los peajes de acceso ni siquiera cubren los gastos que deben cubrir, incurriendo año
tras año en déficit tarifario. Pero este Gobierno, haciendo un inenarrable exceso de
populismo, reduce aún más esos peajes para que haya "tranquilidad social",
hipotecándonos a todos y mirando hacia otro lado mientras nuestra deuda aumenta
sin un horizonte claro de solución. La cuantía de las subvenciones al régimen especial
crece cada año, agravando el problema y se pretenden cerrar las centrales nucleares
que producen los kWh más competitivos del mercado junto con las grandes centrales
hidráulicas. Se ha estimado que la jugada hecha hace un mes con la subasta CESUR
añadirá otros 1.000 millones de déficit a los casi 6.000 que previsiblemente se
acumularían este año. El acumulado pasará ya, probablemente, de 30.000 millones.
Calcúlenlo en número de empleos... si es que los escalofríos se lo permiten.
