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Mix y Mercado Eléctrico. Un jaleo colosal

Empresas eléctricas, consumidores e industria víctimas de la regulación.

Contexto del mix
La demanda de energía eléctrica peninsular ha registrado durante 2013 su tercera caída anual consecutiva, al descender a 246.166 GWh, un 2,3 % inferior a la del 2012. Corregidos los efectos de la laboralidad y temperatura el descenso ha sido del 2,1 %.

Fuente: REE. Informe Sistema Eléctrico 2013.

Fuente: REE. Informe Sistema Eléctrico 2013.

La potencia instalada peninsular finalizó el año 2013 en 102.281 MW (556 MW mayor que la de 2012), con lo que se registró un índice de cobertura de la demanda de 1,1 que evidencia el actual sobredimensionamiento del sistema y el mal planteamiento de la política energética, que ha dado un sistema eléctrico que ha crecido de forma “descontrolada”.

A este sobredimensionamiento se suman dos hechos relevantes:

  • La caída de la aportación de los grupos de carbón y de los ciclos combinados desciende respectivamente a un 14,6 % y un 9,6 % (19,3 % y 14,1 % en 2012)
  • Cabe destacar que por primera vez la eólica es la tecnología que más ha contribuido a la cobertura de la demanda anual, (un 21,1 % frente a un 18,1 % en 2012), situándose al mismo nivel que la nuclear que ha tenido una aportación del 21,0 % (un 22,1 % en 2012).

El “drama” de los ciclos combinados
Desde los años 90 se produjo un creciente interés en la implantación de la tecnología de ciclo combinado (CCGT) por su baja inversión específica, menor plazo de construcción, y mayor disponibilidad y eficiencia energética.

La potencia de estos ciclos ha alimentado, junto con los grupos de carbón, el llamado “hueco térmico”, quedando establecidas como tecnologías de respaldo a las energías renovables, “no gestionables”.

Además, es necesario considerar que los últimos ciclos incorporados al sistema son deficitarios en mayor o menor medida según su participación en segmentos posteriores al mercado diario, hecho que depende fundamentalmente de su capacidad de participación en los procesos de resolución de restricciones técnicas(1).

(1)     Las restricciones técnicas, se producen cuando el resultado de la casación del mercado, junto con los contratos bilaterales físicos establecidos por los agentes, presentan algún problema de incompatibilidad técnica porque no se respetan los criterios de seguridad establecidos.

Con la evolución de demanda prevista actualmente, no serían necesarios CCGT adicionales a los ya en operación (25.290 MW) para garantizar un índice de cobertura de 1,10 hasta el año 2019 en el escenario superior de demanda y hasta 2021 en el escenario central de demanda.

Este panorama hace plantearse al regulador establecer un mecanismo de “hibernación” de CCGT que no parece sencillo de definir, y que dibuja un escenario que dificulta que los inversores perciban señales positivas.

El pequeño consumidor

Desde el 1 de abril entró en vigor el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), que modifica la forma de calcular el precio de producir la electricidad, que pasa a calcularse en función de los precios horarios resultantes en el mercado spot, con una formulación que calculará REE y publicará en su página web el día anterior al de suministro.

Fase inicial: todos los suministros se facturan en base al consumo total que registre el contador.

REE calculará un precio medio ponderado que repartirá este consumo de acuerdo al perfil de consumo medio de cada categoría de consumidores y lo aplicará a los precios horarios.

Las comercializadoras de referencia (COR) deberán realizar una devolución por el 1T 2014 por la diferencia entre los precios vigentes desde el 1 de enero y el precio spot durante este periodo (más bajo).

Segunda fase: una vez que se implanten los procedimientos de validación de datos y de intercambio de información entre agentes, para lo que no hay un plazo establecido, los suministros que dispongan de contador horario con telegestión serán facturados en base al consumo horario registrado por el contador aplicado a los precios horarios mencionados.

Alternativamente, los consumidores podrán contratar con los COR a una oferta alternativa a precio fijo, en la que el precio de energía es fijado por el COR, o contratar una oferta en mercado libre con un comercializador en mercado libre.

Habrá que ser optimista, y pensar que el pequeño consumidor está preparado para asimilar estos cambios, y que finalmente responderá a las señales de precio, moviendo sus hábitos de consumos y desplazando la curva de demanda tradicional.

 

termino

El resultado de todo esto es poner al pequeño consumidor frente al pool, y una vez que entienda eso –si lo entiende-, habrá que explicarle que además del precio del pool, se le sumarán en su factura otros costes regulados.

Los costes del sistema y el papel de la industria

La queja más repetida últimamente por el sector eléctrico es que la mayor parte de los costes del sistema eléctrico no corresponden al suministro de electricidad, sino que responden a políticas sociales (carbón), medioambientales (reducción del CO2), o a políticas industriales (cogeneración e interrumpibilidad).

Sin duda, el problema más grave asociado a los costes del sistema es el de la deuda, que a 31 de diciembre de 2013 ascendía a 28.830 M€, dato que se desprende de la normativa por la que se reconoce el déficit de ingresos en las actividades reguladas.

Con esto, y a pesar de las medidas aprobadas a partir del inicio de la reforma eléctrica hasta la Ley 24/2013, los costes del sistema no asociados al suministro eléctrico alcanzan el 50% de total.

Según la CNMC, y atendiendo la Orden IET/107/2014, se prevé que los costes regulados del sistema eléctrico –“eso” que nos cobran aparte del coste de la energía- superen los 18.200 M€ en 2014.

De estos, 550 M€ corresponderán a la retribución que se hace a la industria electro intensiva por la prestación del servicio de interrumpibilidad, un 2,9% de los costes regulados, frente al 40% del coste que supondrán las primas del extinto régimen especial.

La retribución del servicio de interrumpibilidad a la industria electro intensiva se encuentra ahora en pleno cambio regulatorio, desarrollándose bajo un nuevo

mecanismo competitivo, que además de garantizar el recurso interrumpible, asegure su realización al menor coste, como una medida más para atajar el déficit.

Aunque en un sistema eléctrico sobredimensionado como el español, es poco probable que sea necesario ejecutar el recurso interrumpible, la prestación de este servicio por parte de los grandes consumidores de energía eléctrica aporta al Operador del Sistema un consumo predecible, de elevada certidumbre, que ayuda a aplanar la curva de demanda y facilita la integración de energías renovables en la gestión del sistema eléctrico.

Por todo esto, el recurso interrumpible es necesario, y además ayuda a compensar el hecho de que en España los costes regulados sean casi un 40% más caros que en los países de nuestro entorno, y permitir que exista una industria competitiva, motor de la economía y ejemplo de la aplicación de políticas energéticas basadas en la eficiencia.

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