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El funcionamiento del Mercado Eléctrico (II)

En nuestro segundo artículo sobre el mercado eléctrico continuamos describiendo el funcionamiento del pool, el mercado eléctrico principal en España. En este caso, nos preguntamos ¿Cómo se fijan los precios en el mercado?

Contratos bilaterales 

Una vez determinado el precio Pool, se añaden a la negociación los contratos bilaterales o de largo plazo. Los grandes comercializadores no pueden permitirse asumir el riesgo de mercado, y minimizan el mismo cerrando para buena parte de su estimación de ventas contratos a varios años, que por tanto de antemano fijan un precio. Esto les da un stock determinado de energía para vender, con un precio determinado también de antemano, sobre el que pueden fijar a su vez el precio de venta a sus clientes, a quienes podrán por tanto ofrecer precios fijos anuales (o incluso a más largo plazo). Estos contratos son los que fijan los precios en el mercado forward o de futuros (junto con contratos y opciones financieras).

La diferencia entre los precios pactados de antemano entre generadores y comercializadores en contratos bilaterales puede suponer beneficios o pérdidas para ambas partes, en función de la diferencia entre el precio que pactaron y el precio final del mercado. Pero como decíamos les permiten mantener un stock determinado de oferta y demanda a ambas partes, y una seguridad en sus beneficios y costes, reduciendo como ya se indicó el riesgo de mercado.

Programa diario viable definitivo

Así, una vez negociada toda la energía y determinado el precio de mercado, y después de haberse añadido igualmente la energía negociada en contratos bilaterales para el día siguiente, se elabora el Programa completo de generación, transporte, distribución y consumo del día siguiente.

El operador de la red (Red Eléctrica Española S.A. también conocida por sus siglas REE) es el encargado de coordinar que los MW generados se correspondan con los MW demandados, pues como decíamos solo se puede consumir en un momento determinado la energía que se produce en ese mismo momento, y es necesario que un operador coordine la oferta y demanda negociadas.

Se evalúa la viabilidad del programa, tomando en cuenta las capacidades de las líneas de transporte, las conexiones internacionales, y demás condicionantes. Después de un proceso de iteraciones se obtiene el “Programa Diario Viable Definitivo”, que se ejecuta al día siguiente por parte de REE.

Mercado intradiario

Dado que la energía demandada en el Pool es, como no puede ser de otra manera, una previsión, una vez que se ejecuta el Programa Diario pueden aparecer desvíos entre la oferta y la demanda. Pensemos que un comercializador solicita 10 MW para el día siguiente en base a las previsiones de consumo que tiene para sus clientes, y sin embargo llegada la ejecución éstos solo demandan 9 MW o por el contrario demandan 11 MW.

Para salvar los desvíos, existe un mercado intradiario, que divide el día en seis sesiones de cuatro horas, y donde los participantes lanzan ofertas de compra y venta, produciéndose por tanto en cada franja una nueva casación.

Programa horario final

Después de cada casación por sesión de cuatro horas, se estudian nuevamente las restricciones técnicas del sistema, hasta alcanzar un nuevo programa de ejecución, llamado programa horario final.

Disponibilidad: programa horario operativo

Pero aun así, las previsiones fijadas por tramos de cuatro horas pueden volver a demostrarse incorrectas. Pensemos en una tarde de mucho calor en verano. Incluso las previsiones de mayor demanda pueden ser insuficientes si todos los hogares y comercios encienden el aire acondicionado en su mayor potencia. Si no existiese capacidad de respuesta, ello derivaría en apagones y falta de suministro.

Por ello, existen grandes consumidores de energía eléctrica, como las fábricas de acero o de aluminio, por ejemplo, que ofrecen disponibilidad al sistema para parar su producción (y por lo tanto su demanda eléctrica) en cualquier momento, si así se les solicita por el Operador, a cambio de una contraprestación económica. Ello recibe el nombre de Disponibilidad. Si en nuestro ejemplo del párrafo anterior el operador de la Red ve que todos los consumidores están demandando más energía de la prevista en el Programa Horario Final solicitará a los grandes consumidores adscritos al programa de Disponibilidad que interrumpan su demanda, pues la demanda de una sola de estas fábricas puede equivaler a la demanda de miles de hogares, logrando por ello equilibrio entre la oferta y la demanda, y evitando los apagones o interrupciones. La negociación de MW de energía en concepto de Disponibilidad se negocia en las denominadas bandas de negociación secundaria y terciaria.

El último programa, después de la negociación en las bandas secundaria y terciaria, es el Programa Horario Operativo, y este es el que establece lo que se genera en cada instalación.

El coste de los desvios

Por lo expuesto, el coste de los desvíos es asumido por los demandantes que erraron en sus previsiones. En el caso de los consumidores que han pactado un precio fijo con su compañía comercializadora eléctrica, este coste lo asume la compañía. Dado que las empresas que comercializan contratos con precios fijos suelen ser principalmente las grandes compañías, el riesgo de esta volatilidad se diluye entre los millones de clientes y contratos activos. En el caso de los consumidores con contratos “indexados” o de previo variable, el coste suele ser repercutido por el comercializador al cliente final.

Así, para una empresa que haya pactado un precio “indexado” o variable, el precio final será el precio del mercado más el coste de los desvíos.

El precio final en la factura

Sin embargo, el usuario final de la energía eléctrica no paga el precio del mercado, con o sin desvíos, o bien el precio kW pactado con su compañía. Sino que a ello hay que añadir las tasas impuestas por el gobierno, denominados “peajes” o término regulado.

Así, en el término de energía de la factura el precio real es de en torno a un 40 % mientras que los términos regulados del mismo suponen el 60 % restante del precio.

Además debe tenerse en cuenta que los usuarios pagan, al margen de la energía consumida, un precio fijo por cada kilowatio de potencia contratada, cuyo coste viene también regulado por el gobierno.

Situación del mercado eléctrico

A cierre de 2012, según el informe anual de REE había en España (península) una Potencia instalada de 43.527 MW, de los cuales el  25 % es de generación con ciclo combinado, el 22 % era de generación eólica, el 20 % hidráulica, el 11 % de generación con carbón, el 8 % de generación en centrales nucleares, un 7 % de cogeneración, un 4 % solar fotovoltaica, un 2 % termoeléctrica, y un 1 % térmica renovable.

Si tenemos en cuenta que el año tiene 8.760 horas y todas las centrales generadoras funcionasen a la vez y a pleno rendimiento existiría una capacidad teórica de generación de 381.296 GWh al año.

La demanda en 2012 fue de 267.000 GWh, por lo que parece que existe una sobrecapacidad de potencia instalada, que actualmente está tendiendo a que se estén cerrando instalaciones generadoras.

Más Información | OMIE   REE  

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En QAH| El funcionamiento del mercado eléctrico (I)¿Qué es el deficit de tarifa del sector eléctrico?

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