Fuente: http://ecoimpulsorenovable.blogspot.com/2012/02/la-realidad-del-mercado-electrico.html
sábado 11 de febrero de 2012
La realidad del mercado eléctrico español. De cómo entender la tarifa eléctrica.
Bueno, pues yo, para poder entender cómo se calcula el precio de la electricidad, tuve que, al más puro estilo de Leopoldo Abadía, ir recopilando información de wikipedía, blogs, webs oficiales, artículos de prensa, etc. y poco a poco ir desenmarañando el lío este que se han montado “los inteligentes” (los de las Eléctricas), para despistarnos.
¿Cuándo y por qué se liberalizó el mercado eléctrico español?
Todo este lío empieza en el año 1997. Para poder contener la inflación (los precios habían subido muy deprisa debido probablemente a la subida del petróleo, como siempre) y poder cumplir con los parámetros exigidos por Bruselas para la incorporación a la Moneda Única, se aprueba la Ley 54/1997 que rige actualmente con algunas modificaciones. Se establece un mercado de compra-venta eléctrico (conocido como “pool”) gestionado por OMEL – (Operador del Mercado de Electricidad) operadora española dentro del Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL), que incluye también a nuestro vecino Portugal. El operador del sistema (y encargado de la continuidad y suministro de energía) es Red Eléctrica Española (REE).
Así se establece que las Empresas Generadoras o productoras de energía vendan su producción eléctrica en el Mercado Mayorista (“pool”) a las Distribuidoras, que hacen llegar a su vez el producto a las Comercializadoras para venderlo al usuario final. (Aquí hay que mencionar que todas las productoras o generadoras tienen a su vez su división de distribución y de comercialización. Esto quiere decir que cuando sube el precio en el “pool”, ganan a través de la producción. Pero cuando baja, ganan en la labor de distribución y comercialización. Controlan toda la cadena de valor, así que esto es un “Juan Palomo, yo me lo guiso, yo me lo como”.
Desaparecen todas las compañías eléctricas pequeñas y sólo quedan 5 grandes, reunidas en UNESA (Asociación Española de la Industria Eléctrica) cuyos miembros son: Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, HC Energía y E.ON España.
Tras la nueva legislación, las empresas suministradoras de energía que acabamos de mencionar, preocupadas por la amortización de sus inversiones y sus beneficios, protestaron y convencieron al gobierno de que los precios de venta en el Mercado Mayorista serían cada vez más bajos y no les permitiría la recuperación del capital inicial invertido por ellas. El gobierno cedió y se creó una partida de costes llamados CTC (Costes de Transición a la Competencia) que fueron incluidos en la tarifa eléctrica de venta (para que pudiéramos pagar entre todos los consumidores) y de este modo resarcir a las compañías generadoras de electricidad de unas "posibles" pérdidas económicas. Se estableció un pago máximo total de 8.600 Millones de Euros para estos Costes de Transición a la Competencia (CTC). Pero los precios en el pool, lejos de bajar, se incrementaron. Esto llevó al Gobierno a tomar la decisión de cancelar anticipadamente en 2006 esta medida, visto que las compañias eléctricas habían cobrado ya más importe de lo establecido y además sin haberse producido las "referidas y temidas pérdidas". Pero ya se había pagado un importe total cercano a los 12.000 Millones de Euros, que como vemos nos podíamos haber ahorrado y que por supuesto, nadie va a devolver.
Aquí es conveniente recordar que las presas de las grandes hidráulicas se construyeron con dinero público y la empresa eléctrica no es la propietaria, sino que son concesiones. Las presas son del Estado español y las Eléctricas sólo ponen su estructura industrial, porque “el agua” que usan es un bien público por el que el gobierno no les está cobrando nada. España es uno de los pocos países europeos que no tiene un impuesto por el uso público del agua por las eléctricas y hay que tener en cuenta que la energía hidráulica supone el 20% de la energía total del país.
Pasa otro tanto con la nuclear. Las centrales nucleares se beneficiaron de subvenciones del estado para su construcción. También hay que explicar que las nucleares tienen seguros de responsabilidad civil por desastre con una cuantía limitada a 700 millones de € por ley, y el Estado se hace cargo del resto, de otro modo, no serían pagables los seguros. El coste de transporte y custodia de residuos radioactivos es también a cargo del Estado, así que ¿es más barata la nuclear? ¿Hemos sumado ya todos sus costes?
¿Cómo se forma el precio de la luz?
La tarifa de la luz para los usuarios residenciales es una tarifa conocida como TUR (tarifa de último recurso) creada con la idea de proteger a este consumidor residencial (menos de 10 kW de potencia instalada), pero que en realidad le ha convertido en un “consumidor cautivo”. Consta de dos partes, una liberalizada y otra regulada. La parte liberalizada es el precio de la electricidad en el mercado mayorista y el tramo regulado consta a su vez de dos partes: los costes propios del sistema y los llamados costes asociados.
Entonces, ¿cómo se calcula el precio de la TUR (tarifa de último recurso)?
La fórmula de cálculo de la TUR tiene dos componentes principales:
1. La estimación del precio medio aritmético del mercado diario -pool-
2. La estimación de una serie de coeficientes de ajuste de éste, derivados de aspectos técnicos.
Para la estimación del precio del pool se utiliza principalmente el resultado de una subasta celebrada unos 10 días antes del comienzo de cada trimestre, la "CESUR" (Subasta de Compras de Energía para el Suministro de Último Recurso). A la CESUR acuden no sólo las comercializadoras de electricidad, sino también un buen número de entidades pertenecientes a grupos con filiales de generación en el mercado español, empresas del sector así como numerosos bancos y sociedades de trading, que apuestan con una cobertura de riesgo: si la diferencia entre el precio de la subasta y el que se pague después en el mercado resulta mayor (lo que ha ocurrido hasta hoy), se quedan con el margen. Y debe ser buen negocio, cuando bancos y sociedades de trading quieren "jugar", porque ya todos sabemos que donde intervienen -"la Banca gana"- .
El segundo componente de la TUR, los coeficientes de ajuste, estiman la variación entre el precio ponderado de la energía y el precio aritmético del pool. El coeficiente de apuntamiento se calcula a partir de valores del año anterior, que pueden ser muy diferentes a los del año en curso.
Se suman también otros costes, como son los servicios técnicos, (claramente controlados por las Eléctricas que son los que los realizan y los cobran), los pagos por capacidad –tan de moda estos días debido a la campaña de UNESA para aumentarlos sustancialmente en favor de sus centrales de gas–, las pérdidas de energía en las redes y ¡hasta una prima de riesgo del CUR!
Y esta prima de riesgo merece especial atención, porque el Gobierno reconoce asi que puede equivocarse en los cálculos anteriores, de modo que los precios sean finalmente superiores. Es decir, que para asegurar a las CUR (Comercializadoras de Último Recurso) que no habrá pérdidas, el Gobierno les reconoce una prima de riesgo; pero ¡entonces esto es un chollo de negocio privado, sin riesgos!! Pero lo más grave es que si ocurre lo contrario, es decir, si los costes finalmente son inferiores a los reconocidos, las CUR no tienen que devolver el dinero.
Los resultados del primer trimestre del año 2011 son especialmente clarificadores: el Gobierno subió la TUR en torno a un 10%, lo que supone unos 225 millones de euros de ingresos adicionales para el Sector al trimestre; la diferencia entre el coste afrontado por las CUR y el precio reconocido ha sido en ese mismo trimestre del orden de 275 millones de euros, de los cuales en torno al 30% se debe a la sobre estimación del precio del pool y el resto a los coeficientes técnicos.
El margen trimestral reconocido a las TUR es de unos 75 millones de euros al trimestre que se suma al obtenido por las diferencias de precios anteriormente descritas. Esto es, en el primer trimestre de 2011 el beneficio de las CUR ha sido de unos 350 millones de euros: más de cuatro veces el previsto.
En conclusión, la subida de la luz del primer trimestre de 2011 no sirvió para aliviar el déficit de tarifa, ni para pagar las primas a las renovables, ni siquiera para las compensaciones del carbón. La subida ha ido directamente a las cuentas de resultados de las CUR que actúan en régimen de oligopolio por imposición del BOE y como hemos visto antes son UNESA (las 5 eléctricas que operan en España).
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| Fuente: elaboración propia |
Y aún debemos incluir una partida más: los impuestos, que también tienen su aquel, porque por si alguien no se había fijado en su factura eléctrica, pagamos un impuesto sobre la electricidad, que es el 4,864 % de la factura eléctrica previa al IVA. (se supone que es para compensar la supresión del recargo en concepto de ayudas a la minería del carbón). Luego sobre este total se suma el IVA del 18% (un impuesto sobre otro impuesto) a lo que además habría que sumar los Impuestos que establezca la Comunidad Autónoma en la que vivamos, claro. A esto lo llamo yo “a río revuelto…..”
Esquema de la liquidación de los ingresos
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| Fuente: Energía y Sociedad |
1.º Los comercializadores y los consumidores directos en el mercado abonan al distribuidor las tarifas de acceso que les correspondan. El distribuidor entrega la cantidad recaudada a la CNE.
2.º La CNE abona los denominados costes con destino específico.
3.º La CNE abona las primas y complementos a las instalaciones de producción en régimen especial.
4.º Se ajusta con Red Eléctrica el saldo de ingresos y cobros que ha realizado como Operador del Sistema (pagos por capacidad, incentivo a la inversión y disponibilidad a centrales de generación, pagos por interrumpibilidad a los grandes consumidores, ajustes de los intercambios de energía internacionales, saldos de pérdidas en la red).
5.º Se abona la retribución de las actividades reguladas (transporte y distribución)
6.º El saldo pendiente (positivo o negativo) sirve para ajustar el déficit (reducirlo o aumentarlo).
Y ahora toca preguntar:
¿Qué es el régimen especial? En el régimen especial entran todas aquellas centrales de producción de energía de menos de 50 MW (megavatios) que utilizan fuentes de energías renovables (aquí entran la tecnología eólica, solar fotovoltaica, mini hidráulica y biomasa) así como las centrales de cogeneración y de residuos. Las centrales de cogeneración son aquellas que generan electricidad y energía térmica simultáneamente, por eso se habla de su eficiencia, porque aprovechan toda la energía producida. Utilizan como combustible gas, gasoil, gasóleo o fueloil, combustibles residuales y biomasa.
En España se ha producido una expansión irracional de este tipo de centrales de cogeneración con ciclo combinado. En el año 2002 se abrió la primera central y en 2011 teníamos ya una producción de 23.000 megavatios (la potencia de 22 reactores medios nucleares). Está claro que las empresas se equivocaron. La utilización media anual debería de ser de unas 5.000 horas, sin embargo, en el año 2009 sólo funcionaron 3.500 horas y Red Eléctrica prevé que en el año 2014 alcanzarán solo las 2.300 horas anuales y sólo 1.700 horas en el años 2016. ¿Por qué? Porque sólo entran en funcionamiento cuando la producción con energías renovables no es suficiente para atender la demanda. Esto provoca que se pidan subvenciones por mantener las centrales paradas ya que son utilizadas como “back up” o respaldo de las centrales eólicas y fotovoltaicas, si las condiciones meteorológicas lo exigen. También aquí hay que explicar que los dueños de estas centrales son compañías eléctricas, claro, Endesa e Iberdrola principalmente.
La energía térmica proveniente del carbón representa el 8% del total. Son muy contaminantes y producen fuertes daños medio ambientales. Su nivel de subvenciones es de unos 1.400 millones de euros anuales a los que hay que añadir una importante cantidad por la compra de emisión de CO2.
Como consecuencia de todo esto, hoy tenemos un parque eléctrico sobredimensionado. La capacidad instalada es de unos 95 gigawatios (GW), de la que en torno a 55 GW son “firmes” (es decir, no están condicionados a la existencia de viento o agua embalsada). Esa capacidad “firme” supera con holgura la demanda potencial, cuyo máximo histórico alcanzó los 44´8 GW a las 20 horas del 17-12-2007. (Datos de REE)
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Fuente: Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Memoria Orden Ministerial Tarifa Acceso enero 2010. |
El déficit de tarifa se forma porque los costes incluidos en las tarifas (tanto de la parte regulada como de la liberada) son mayores que los ingresos esperados. Pero como ya hemos visto, esta forma de calcular los costes no nos da unos resultados muy exactos, sino más bien aproximados (y al alza, claro). Se dan errores de estimación, ya que las tarifas se establecen antes de que se consuma la electricidad, por lo que se manejan previsiones de demanda de los consumidores. Por ejemplo, las primas del RE (Régimen Especial) son un pago a la producción de energía y se abonan a través de los costes asociados en la parte regulada de la TUR. Pero en el momento de fijar las tarifas no sabemos cuál será la producción (depende de las condiciones meteorológicas o de la demanda, en el caso de los ciclos combinados), así que es necesario hacer una previsión de cual será esa producción.
De modo que podemos así entender que la energía realmente consumida, la que se mide en nuestros contadores, se nos factura a las tarifas previamente establecidas por estimación (p.e. a principios de año). Si el consumo real es distinto al previsto en el momento de fijar las tarifas, el volumen de ingresos facturado será diferente, obviamente.
Por ejemplo, el Déficit de tarifa en el año 2007 se calculó en 3.196 M€ (aunque finalmente, según la última liquidación provisional disponible de la CNE –Liquidación nº 14 año 2007, fue de 1.223 M€ – (el precio de la energía fue menor al previsto para estimar el déficit).
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| El déficit de tarifa esperado para el año 2010. Fuente MITYC |
Podemos ver en éste gráfico de la evolución del déficit que es a partir del año 2005 cuando se incrementa de manera preocupante, con la concupiscencia del gobierno en curso.
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| Fuente: http://www.expansion.com/blogs/conthe/2010/08/05/el-sistema-electrico-y-el-deficit.html |
Se subió la tarifa eléctrica, dando carácter mensual al pago de los recibos, hasta entonces bimensual; y se obligó a la Administración a elevar automáticamente la tarifa si el año precedente el déficit tarifario era mayor al previsto.
Se concedió el aval expreso del Estado a los bonos de titulización que se emitan para que las compañías eléctricas puedan cobrar los “déficits tarifarios” –tanto el ya acumulado como los nuevos que se produzcan hasta 2012 inclusive-.
No obstante, en 2009 el déficit ascendió a 4.180 millones de euros y superó en 680 millones de euros el límite fijado de 3.500 millones de euros, lo que hubiera obligado en julio de 2010 a un aumento automático en la tarifa, que el Gobierno decidió no llevar a cabo, con lo que la “bola de nieve” siguió creciendo.
Desde el punto de vista de la contabilidad de las empresas eléctricas, los déficits tarifarios se reflejan en el balance como un activo (derecho de cobro), al que la legislación reconoce una rentabilidad igual al Euribor, sin margen.
A día de hoy este déficit se cifra ya en 24.000 millones de euros, intereses de demora incluidos.
¿Qué son las primas a las renovables?
Las primas se crearon en 1997 para ayudar a las tecnologías de energías renovables en sus inicios. Estas primas entran como ya hemos visto en los costes del régimen especial y se remuneran con precios fijos. No son subsidios (a fondo perdido), no son ayudas estatales, son primas, es decir, se les paga la producción a un precio establecido antes de realizar la inversión (yo siempre digo que el gobierno no quiere o no puede asumir el coste de instalar centrales de energías renovables, así que deja esta inversión en manos privadas. Se puede ver como un renting, yo realizo la inversión y construyo la planta de producción de energía renovable a cambio de que tú te comprometas a comprarme la energía producida a un precio fijo durante un periodo de tiempo). Obviamente la prima ha de ser lo suficientemente atractiva como para que atraiga a los inversores.
Pero el problema que ha habido con las primas a la fotovoltaica es que para atraer inversores, habida cuenta de las elevadas inversiones a realizar, no se calcularon bien y con el RD 661/2007 se fijaron tan altas que dejaron de ser un incentivo a las nuevas tecnologías para convertirse en un negocio financiero. Y es que no es fácil la tarea de nuestros gobernantes, pero por ese mismo motivo no todos servimos para ello y como decía aquel: "Manolete, si no sabes torear......¿pa qué te metes?
¿Cómo funcionan las subastas?
Cada día, OMEL opera la subasta para las 24 horas del día siguiente. En primer lugar acceden las nucleares, ya que al poseer una gran inercia térmica los parones y arranques serían muy costosos. Le siguen la hidráulica y las energías renovables, (por la normativa legal que promueve su desarrollo). De este modo, aunque tienen asegurado un precio regulado o una prima también están obligadas a pasar por el mercado, y no marcan precio en el pool, produciendo el efecto de abaratar la subasta. Ambas fuentes energéticas, nucleares y renovables se ofrecen en el mercado a precio cero (es el modo de otorgarles prioridad). Les siguen en función de la demanda las energías más caras, el gas y el carbón. Así, la última en cubrir la demanda marca el precio marginal de la energía de ese día concreto, por lo que todas las demás fuentes son retribuidas también a este precio. |
| Fuente: http://www.esios.ree.es/web-publica/ |
El hecho de que la última fuente en cubrir la demanda fije el precio de todas las demás es uno de los principales problemas en el funcionamiento del pool, ya que las centrales nucleares e hidráulicas perciben ingresos mucho más altos comparados con sus costes (por su antigüedad y por los CTC de los que ya hemos hablado, están amortizadas), encareciendo artificialmente la factura de los consumidores. Otra de las incoherencias de este funcionamiento (y que provoca el efecto opuesto de la situación anterior) es por ejemplo, si se dan varias circunstancias al mismo tiempo: una menor demanda de energía, abundancia de producción de energía eólica, y que además las centrales hidráulicas tengan que descargar agua debido a la abundancia de lluvias. Esto hace innecesario la entrada de las otras tecnologías que suben el precio, como los ciclos combinados (gas) o las térmicas de carbón. El precio que se marca entonces es el mínimo, es decir: 0. Entonces como ya hemos explicado “ganan” las comercializadoras, y el consumidor ni se entera, porque esto nunca se traslada al precio final que pagan los consumidores.
La liberalización del mercado eléctrico, como hemos visto, no ha supuesto una ventaja, al menos para los usuarios residenciales, que representamos el 25% del consumo total y estamos asumiendo un coste por encima del precio que tendría en un mercado competitivo. Son los grandes consumidores de energía, las Industrias, las cuales representan el consumo del 60% de los KWh generados, quienes se benefician de adquirir la energía en un mercado liberalizado a una tarifa de bajo precio y que no computa en el déficit de tarifa.
Me quedaría referirme a la CNE (Comisión Nacional de la Energía). Es un organismo independiente creado por la Ley 34/1998 como regulador de los sistemas energéticos. Sus objetivos son velar por la competencia efectiva en dichos sistemas energéticos y por la objetividad y transparencia de su funcionamiento, en beneficio de todos los sujetos que operan en dichos sistemas y de los consumidores. A estos efectos se entiende por sistemas energéticos el Mercado eléctrico, así como los Mercados de hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos (gas natural, petróleo...). Pues bien, es este organismo regulador quien El 20 de mayo de 2008, publicó un “Informe complementario sobre los Precios y Costes de la Generación de Electricidad” detectando y mostrando su “preocupación en relación con los altos precios del mercado de la electricidad que, impulsados por el alza de los precios de los combustibles en los mercados internacionales, están poniendo de manifiesto una importante y sostenida divergencia con los costes de generación. […] Aquí no estamos ante un problema de ejercicio de poder de mercado que pueda alterar artificialmente los costes, por mucho que este problema pudiera existir o haya llenado las preocupaciones de los analistas, sino ante un problema de diseño del mercado mucho más básico y profundo en el que hasta ahora se ha fijado poco la atención.“.
Y esto es lo que a mi entender es más escandaloso. Sabemos que el sistema es engañoso y no hacemos nada, y no me refiero a los ciudadanos, que poco podemos hacer, sino a nuestros gobernantes, que son los que hemos nombrado como nuestros gestores, pero parece que más bien velan por su propio interés, a la vista de lo que hacen una vez han terminado su mandato (aunque tienen una pensión vitalicia como seguro por si sus desmanes no les permiten volver a encontrar empleo).
Felipe González es consejero de Gas Natural-Fenosa y Jose María Aznar por su parte, es consejero de ENDESA, (que fue privatizada durante su mandato), en fin, que fácilmente uno podría pensar que les devuelven los favores realizados cuando gobernaban.
Pero aquí no acaba la lista, Pedro Solbes es consejero de Enel. Rodrigo Rato (Bankia), Rafael Arias Salgado (Carrefour España), Josep Piqué (Vueling), Guillermo de la Dehesa e Isabel Tocino (Santander), Juan Costa (Ernst & Young) o Jordi Sevilla (PwC).
Josu Jon Imaz, antiguo dirigente del PNV, preside hoy Petronor; el ex ministro Luis Atienza hace lo propio en Red Eléctrica de España. Miguel Boyer presidió hasta 2005 la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLH) y ahora es consejero también en Red Eléctrica de España.
En el consejo de administración de Endesa está el ex diputado de CiU, Miquel Roca, y el ex secretario de Estado de Economía del Gobierno de Aznar, Luis de Guindos, quien ahora preside el Ministerio de Economía. Pío Cabanillas fue director general de Endesa y en la actualidad es director de Comunicación de Acciona, en la que Javier Solana es asesor internacional y la ex secretaria de Estado de Energía, Carmen Becerril, dirige la división energética del grupo. ¿Necesitamos saber mas?
Fuentes consultadas:
WikipediA
http://es.wikipedia.org/wiki/Mercado_el%C3%A9ctrico_de_Espa%C3%B1a
El blog de jumanjisolar
http://jumanjisolar.com/comunicacion/la-verdad-sobre-el-mercado-electrico
http://jumanjisolar.com/2010/05/precios-y-costes-de-la-generacion-de-electricidad.html
http://jumanjisolar.com/2010/05/una-transferencia-de-renta-encubierta-a-las-electricas-de-decenas-de-miles-de-millones-de-euros.html
http://www.cincodias.com/articulo/empresas/pool-electrico-hunde-registra-200-horas-precio-cero-2010/20100309cdscdiemp_1/
http://www.intereconomia.com/noticias-gaceta/economia/las-empresas-energeticas-se-convierten-retiro-dorado-los-politicos-%E2%80%98jubilad
http://mehanestafado.blogspot.com/2011/11/la-injusta-factura-electrica.html
http://www.expansion.com/blogs/conthe/2010/08/05/el-sistema-electrico-y-el-deficit.html
http://www.terra.org/la-estafa-electrica-en-espana_2509.html
http://www.estafaluz.com/dinero15.html
http://www.cotizalia.com/en-exclusiva/sebastian-pierde-laberinto-tarifa-electrica.html
http://www.soitu.es/soitu/2009/07/23/actualidad/1248357745_649497.html
http://www.elconfidencial.com/opinion/tribuna/2012/01/23/la-termosolar-ni-ha-sido-ni-sera-la-responsable-del-deficit-tarifario-8604/
http://www.elpais.com/articulo/primer/plano/electricidad/numeros/imponen/elpepueconeg/20120122elpneglse_18/Tes
http://www.unesa.net/unesa/elementos/recursos/documentos/111_preguntas.pdf
http://www.fotovoltaica.com/evolu-fv.pdf
Y sequro que me he dejado alguna, porque he leido todo lo que ha caido en mis manos sobre esto, y algo de lo leido ¡hasta lo he entendido! ¿no es un gran logro? Espero que a algunos de vosotros también os sirva.
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FUENTE http://ecoimpulsorenovable.blogspot.com/2012/02/la-realidad-del-mercado-electrico.html
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