escuela tÉcnica superior de ingenierÍa … el planteamiento utilizado para los ctc, el pago por...

MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

TESIS DE MÁSTER

ANÁLISIS DE LA LIBERALIZACIÓN DE

MERCADOS EUROPEOS DE ELECTRICIDAD Y

VALORACIÓN DE SUS POSIBLES

APLICACIONES AL MERCADO MAYORISTA

ESPAÑOL

AUTOR: MARÍA BURGOS CASADO

MADRID, SEPTIEMBRE 2006

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA

Autorizada la entrega de la tesis al alumno:

María Burgos Casado

EL DIRECTOR DE LA TESIS

Gregorio Relaño Cobián

Fdo: Fecha: 27/09/2006

Vº Bº del Tutor de la Tesis

Tomás Gómez San Román

Fdo: Fecha: 27/09/2006

Resumen iii

Agradecimientos

No es nada fácil tratar de resumir el trabajo y esfuerzo de un año entero en apenas una

o dos páginas, pero creo sinceramente que esta tesis de master no estaría completa sin

este capítulo de agradecimientos. La verdad es que este ha sido un año muy duro, pues

no es sencillo compatibilizar la actividad profesional con un master tan exigente en

horas de dedicación y trabajo como éste, y más aún haciendo simultáneamente la tesis.

Sin embargo, estoy convencida que no podría haber hecho ninguna de estas cosas de

no haber contado con la ayuda, apoyo y cariño de todas las personas que quiero incluir

en estos agradecimientos (espero no dejarme a nadie).

En primer lugar me gustaría agradecer a mi familia su apoyo y dedicación constante,

su esfuerzo por intentar facilitarme las cosas en un año tan duro, su paciencia y

comprensión por todo el tiempo que me “robaba” el master. A mi madre, por

encontrar siempre una palabra de ánimo, cariño y apoyo, sobre todo a medida que

pasaban los días y el cansancio se iba acumulando. Y a mi hermano, por sus siempre

acertados consejos, por enseñarme a planificar y organizar el tiempo de que disponía.

También quiero agradecer a mis amigas de ICAI (Alezeia, Irene, Anas, Cristina, Marta,

Elena, Raquel) su apoyo moral, comprensión y el hacer el esfuerzo de adaptarse a los

horarios del master para poder vernos. Recuerdo las cenas de los jueves de este año

con un cariño especial, porque eran una auténtica vía de escape para relajar tensiones y

coger fuerzas. A Alezeia en especial, porque ha sido un placer compartir el master

contigo y tenerte de compañera en Iberdrola y porque tus preguntas y reflexiones me

han hecho profundizar y aprender más en los temas del master. Ojalá no pierdas nunca

tu espíritu crítico.

A todos mis compañeros del master, porque ha sido un auténtico lujo compartir este

año con ellos y porque además de buenos profesionales, son todos excelentes personas.

A mis compañeros de Análisis y Procesos en Iberdrola, porque soy consciente de que

ellos también han “sufrido” el master, sobre todo en lo referente a carga de trabajo y

Resumen iv

por su colaboración a esta tesis con comentarios, sugerencias y críticas constructivas

cuando les presentaba los avances de la tesis.

A mi Director y Tutor de tesis, Gregorio Relaño y Tomás Gómez, respectivamente, por

su supervisión y colaboración en este trabajo, y por su flexibilidad al no imponerme

plazos estrictos y permitirme avanzar con la tesis al ritmo que mi trabajo permitía.

Pienso que realmente ha sido un buen trabajo, que me ha permitido ampliar y afianzar

los conocimientos adquiridos durante el master.

Por último, quiero dedicar un agradecimiento especial a mi novio, César, por

animarme, acompañarme y apoyarme en todo momento, y especialmente por su

comprensión e infinita paciencia en este último mes de dedicación intensa a la tesis.

Resumen v

Resumen

La Ley 54/1997 o Ley del Sector Eléctrico introdujo profundos cambios en el sector

eléctrico español, destacando el paso del Marco Legal Estable a una situación

caracterizada por la separación entre las actividades reguladas (transporte y

distribución) de las que se realizan en régimen de competencia (generación y

comercialización). Otro de los cambios importantes que trajo la nueva ley fue la

aparición del mercado eléctrico, que entró en funcionamiento el 1 de enero de 1998, al

que de forma gradual, a través de un proceso de liberalización se podrían ir

incorporando los clientes cualificados.

Sin embargo, ocho años después aún quedan temas pendientes de definir y

problemas derivados del proceso de liberalización del mercado mayorista para los que

aún no se ha encontrado una solución satisfactoria. Entre dichos temas se puede

destacar el planteamiento utilizado para los CTC, el pago por garantía de potencia o el

tratamiento y remuneración de actividades como los servicios complementarios o la

gestión de desvíos. A estos temas se han ido añadiendo otros como resultado de la

preocupación creciente por las repercusiones medioambientales de la actividad

eléctrica, asignación de derechos de emisión e internalización del coste de CO2 en las

ofertas de los grupos al mercado, y otros que continúan siendo objeto de debate.

La motivación de esta tesis de master se centra en analizar cómo se ha llevado a

cabo la liberalización del mercado mayorista de electricidad en otros países europeos,

en cuanto a regulación aplicada y tratamiento realizado de los temas mencionados

anteriormente. La tesis analiza el proceso de liberalización de diversos países europeos

(Reino Unido, países nórdicos, Italia y República Checa) y a partir de las experiencias

analizadas, determinar la posible aplicación de las mismas al mercado mayorista

español. A esto, se une un estudio sobre el mix energético de los países y la previsión

de la evolución del mix a futuro (2020), en vista de las limitaciones medioambientales

impuestas por Kioto.

Resumen vi

Para realizar la valoración crítica sobre el sector eléctrico español y la posible

aplicación de las experiencias de otros países, hay que tener en cuenta la política

energética del país. Los objetivos de toda política energética, independientemente de

las medidas posteriormente adoptadas para llevarla a la práctica, se pueden clasificar

en tres tipos:

- Precios competitivos de la energía

- Seguridad de suministro

- Sostenibilidad medioambiental

Una vez establecidos los objetivos que debería fijar la política energética de un país,

es necesario desarrollar una regulación adecuada como medio o herramienta para

conseguir alcanzar dichos objetivos. Esta regulación debería ser robusta, justa, además

de ser creíble para los agentes.

Partiendo de los objetivos definidos anteriormente para una correcta política

energética, en la tesis se analizan, para el caso español, los siguientes aspectos

regulatorios:

- Funcionamiento del mercado eléctrico, costes de transición a la competencia,

mix energético, en lo referente al objetivo de precios competitivos de la energía.

- Margen de reserva y pago por capacidad en cuanto al objetivo de seguridad de

suministro.

- Política medioambiental y Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión

en cuanto a sostenibilidad.

Resumen vii

Summary

The Spanish Law 54/97 (called the Electric Sector Law) produced significant

changes in the Spanish electric sector, including the change in the regulatory scheme:

from central planning and dispatch to a fully liberalised market. Another important

change brought by the Law was the organization of the electric pool, which started

working on January, 1st 1998, in which an increasing numbers of qualified clients were

allowed to buy energy.

However, eight years after the publication of the Spanish Electric Sector Law, there

are still some issues that need to be accurately defined and some problems resulting

from the implementation of the liberalization of the electric market that have not been

solved yet. Some of these problems are stranded-costs, the capacity payment or the

treatment and retribution of some services, for example, ancillary services. Besides,

other issues have come up, especially due to the concern about environmental

problems resulting from electricity generation. Those new problems include the

allocation of CO2 emission allowances and the internalization of CO2 emission costs in

the pool bids.

The aim of this master thesis is to analyse the liberalization process carried out in

the electric sector of several European countries, focussing on the regulation applied

and solutions found to the problems mentioned above. The thesis analyses the

liberalization process in the electric sector of several European countries (United

Kingdom, Nordic countries, Italy and the Czech Republic), and taking into account

those experiences, it tries to determine whether they are applicable to the Spanish case.

Furthermore, it studies the generation mix of those countries and makes a prevision

about the possible evolution of the generation mix for 2020, considering the restrictions

imposed by the Kioto Protocol.

Resumen viii

In order to carry out an assessment of the Spanish electric sector and the

applicability of the experiences of other European countries, the Energy policy of the

country should be taken into account. The objectives of an energy policy, regardless the

measures considered for its implementation, can be classified in three types:

- Competitive energy prices

- Security of supply.

- Environmental sustainability.

Once the objectives of the energy policy are established, it is vital to develop a

powerful regulatory frame, which will be used as a tool to reach the objectives

previously set. This regulation should be robust, fair and have enough credibility for

agents who are under it.

Starting from the objectives previously defined, this thesis analyses the following

regulatory issues:

- The operation of the Spanish electric market, stranded-costs and generation

mix, which are related to the objective of competitive energy prices.

- The reserve margin and the capacity payment, which are related to the objective

of security of supply.

- Environmental policy and National Allocation Plan, which are related to

sustainability.

Índice ix

Índice

1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................................ 2

1.1 Introducción ........................................................................................................ 2

1.2 Objetivos .............................................................................................................. 3

1.3 Metodología ........................................................................................................ 3

2 ESTUDIO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN REINO UNIDO ..................................................... 6

2.1 Proceso de liberalización ................................................................................... 6

2.2 Agentes del mercado ......................................................................................... 8

2.3 El mercado eléctrico inglés (1990-2001)......................................................... 11

2.3.1 Funcionamiento 11 2.3.2 Fijación del precio 12 2.3.3 Precios spot 14 2.3.4 Servicios complementarios 15 2.3.5 Control de precios en Inglaterra y Gales 16

2.4 NETA - New Electricity Trading Arrangements (2001) y BETTA (2005). 18

2.4.1 Críticas de Ofgem al Pool y objetivos que se fijan para NETA 18 2.4.2 Funcionamiento 20 2.4.3 Mercados de corto plazo 23 2.4.4 Servicios complementarios en NETA 27 2.4.5 Precios de la energía 27

2.5 Aspectos medioambientales ........................................................................... 29

2.6 Interconexiones ................................................................................................. 38

2.7 Estructura de producción actual y previsión de futuro.............................. 39

2.8 Valoración del sistema inglés ......................................................................... 42

2.8.1 Valoración del sistema de pool inglés 42 2.8.2 Valoración de NETA 43

2.9 Referencias......................................................................................................... 46

3 ESTUDIO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN PAÍSES NÓRDICOS .......................................... 49

3.1 Introducción al mercado de los países nórdicos .......................................... 49

3.2 Nordpool ........................................................................................................... 58

3.2.1 Organización y gobierno de NordPool 58 3.2.2 Mercado Elspot 59 3.2.3 Mercado Elbas 60

Resumen x

3.2.4 El mercado de futuros y forwards Eltermin 60 3.2.5 Mercado OTC y liquidación 61 3.2.6 Mercado de ajustes (Real Time Market) 62

3.3 Gestión de las congestiones entre áreas de precio distintas....................... 63

3.3.1 Funcionamiento 63 3.3.2 Market-splitting o método de subastas implícitas 64 3.3.3 Counter-trading 66

3.4 Servicios complementarios ............................................................................. 67

3.5 Estructura competitiva de la industria de generación ................................ 69

3.6 Seguridad del suministro a largo plazo ........................................................ 72

3.7 Aspectos medioambientales ........................................................................... 74

3.8 Estructura de producción actual y previsión de futuro.............................. 75

3.9 Valoración del mercado nórdico .................................................................... 82

3.10 Referencias ........................................................................................................ 84

4 ESTUDIO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN ITALIA .................................................................. 86

4.1 Resumen de la regulación italiana ................................................................. 86

4.1.1 El Decreto Bersani 86 4.1.2 El Decreto Marzano 87 4.1.3 Organismos reguladores 88

4.2 Estructura empresarial .................................................................................... 89

4.3 Generación e importación ............................................................................... 91

4.3.1 Capacidad instalada 91 4.3.2 Energía generada 93 4.3.3 La energía incentivada 96 4.3.4 Importación de energía eléctrica 97

4.4 Mercado mayorista......................................................................................... 100

4.4.1 Promoción del mercado libre 101 4.4.2 Precios del mercado italiano 103

4.5 El Comprador Único ...................................................................................... 105

4.6 Otras actividades ............................................................................................ 106

4.6.1 La operación del sistema 106 4.6.2 Transporte 107 4.6.3 Distribución 108 4.6.4 Comercialización y apertura del mercado 110

4.7 Aspectos medioambientales ......................................................................... 111

Índice xi

4.7.1 Certificados verdes 112 4.7.2 Certificados blancos 114 4.7.3 Protocolo de Kioto 115 4.7.4 Otras emisiones 118

4.8 Estructura de producción actual y evolución futura ................................ 119

4.8.1 Situación actual 119 4.8.2 Evolución futura 120

4.9 Otros temas relevantes .................................................................................. 124

4.9.1 Pago por capacidad 124 4.9.2 Stranded costs 125

4.10 Valoración de Italia ........................................................................................ 125

4.11 Referencias ...................................................................................................... 126

5 ESTUDIO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN REPÚBLICA CHECA ....................................... 129

5.1 Introducción .................................................................................................... 129

5.2 Regulación actual ........................................................................................... 130

5.3 El mercado eléctrico ....................................................................................... 133

5.3.1 Liberalización del mercado 133 5.3.2 Funcionamiento del mercado 134 5.3.3 Generadores 137 5.3.4 Operador del sistema de transporte 140 5.3.5 Operador del mercado 143

5.4 Aspectos medioambientales ......................................................................... 144

5.4.1 Fuentes renovables de energía 144 5.4.2 Compensación por la adquisición de energía renovable 145 5.4.3 El nuevo régimen de apoyo a renovables 146 5.4.4 Distancia a los objetivos fijados 150 5.4.5 Aspectos positivos y riesgos de la nueva Ley 153

5.5 Estructura de previsión actual y previsión de futuro ............................... 157

5.5.1 Perspectivas de futuro 158

5.6 Valoración del sistema de República Checa ............................................... 161

5.7 Referencias....................................................................................................... 162

6 CONCLUSIONES........................................................................................................................... 164

6.1 Punto de partida: objetivos de una política energética............................. 164

6.2 Funcionamiento del mercado eléctrico español......................................... 165

6.3 Costes de transición a la competencia ......................................................... 170

Resumen xii

6.4 Mix energético................................................................................................. 172

6.5 Pago por capacidad y margen de reserva................................................... 174

6.6 Política Medioambiental y Plan Nacional de Asignación de derechos

de emisión ....................................................................................................... 176

6.7 Referencias....................................................................................................... 178

xiii

Índice de Figuras

Figura 1. Concentración de propiedad en generación en Reino Unido (año 90).............................. 6 Figura 2. Esquema de funcionamiento de los mercados en generación en Reino Unido.............. 22 Figura 3. Evolución de los volúmenes contratados en UKPX........................................................... 24 Figura 4. Precios medios de la energía en Reino Unido con pool y con NETA.............................. 28 Figura 5. Estructura de producción actual en Reino Unido. ............................................................. 39 Figura 6. Cobertura de demanda por tecnologías en Reino Unido 2010 y 2020.. ........................... 40 Figura 7. Horas de funcionamiento equivalente por tecnología para Reino Unido a 2020........... 41 Figura 8. Relación precios-precipitaciones en NordPool. .................................................................. 71 Figura 9. Relación precios-reservas hidráulicas en NordPool. ......................................................... 72 Figura 10. Cobertura actual de demanda por tecnologías en Noruega. .......................................... 76 Figura 11. Cobertura de demanda por tecnologías en Noruega 2010 y 2020.................................. 76 Figura 12. Cobertura actual de demanda por tecnologías en Finlandia. ......................................... 77 Figura 13. Cobertura de demanda por tecnologías en Finlandia en 2010 y 2020. .......................... 78 Figura 14. Cobertura actual de demanda por tecnologías en Suecia. .............................................. 79 Figura 15. Cobertura de demanda por tecnologías en Suecia en 2010 y 2020................................. 80 Figura 16. Cobertura actual de demanda por tecnologías en Dinamarca. ...................................... 81 Figura 17. Cobertura de demanda por tecnologías en Finlandia en 2010 y 2020. .......................... 82 Figura 18. Participación de los agentes en la capacidad instalada en Italia. ................................... 92 Figura 19. Evolución de la energía generada en Italia. ...................................................................... 94 Figura 20. Participación de los agentes en la energía producida en Italia....................................... 95 Figura 21. Evolución del precio del mercado eléctrico spot italiano (GME) frente a otros

mercados europeos. ................................................................................................................... 104 Figura 22. Emisiones de CO2 suponiendo mix en Italia con nuclear............................................. 115 Figura 23. Producción actual en Italia por tecnologías. ................................................................... 120 Figura 24. Producción por tecnologías en Italia en 2010 y 2020...................................................... 121 Figura 25. Horas de funcionamiento equivalente por tecnologías en Italia a 2020. ..................... 122 Figura 26. Intercambios semanales de energía en el mercado 2005 (MWh).................................. 134 Figura 27.Precio medo ponderado OTE República Checa 2004-2005. ........................................... 135 Figura 28. Precio medio mensual ponderado OTE 2004-2005......................................................... 136 Figura 29. Capacidad instalada de las principales empresas de generación en la República

Checa ........................................................................................................................................... 138 Figura 30. Origen del sobrecoste de generación renovable por tecnología (2004). ...................... 145 Figura 31. Evolución de las tarifas para renovables 2004-2006. ...................................................... 149 Figura 32. Previsiones de largo plazo de generación renovable en la República Checa ............. 152 Figura 33. Evolución de precio de energías mayoristas................................................................... 168

Índice de Tablas xiv

Índice de Tablas

Tabla 1. Precios en el Balancing Mechanism de Reino Unido........................................................... 26 Tabla 2. Precios en pool inglés y NETA. .............................................................................................. 28 Tabla 3. Aspectos medioambientales Reino Unido – España............................................................ 30 Tabla 4. Servicios complementarios en países nórdicos. ................................................................... 67 Tabla 5. HHI en NordPool ..................................................................................................................... 70 Tabla 6. Desinversión de Enel por Decreto Bersani............................................................................ 90 Tabla 7. Capacidad instalada por tecnologías en Italia. ..................................................................... 92 Tabla 8. Balance eléctrico de Italia en 2005. ......................................................................................... 94 Tabla 9. Participación de los agentes por combustibles en Italia...................................................... 96 Tabla 10. Destino de la energía vinculada en Italia. ........................................................................... 96 Tabla 11. Asignación de la capacidad de interconexión en Italia. .................................................... 98 Tabla 12. Precio medio de adquisición por cliente en Italia. ........................................................... 102 Tabla 13. Cálculo del precio base por cliente en Italia...................................................................... 102 Tabla 14. Reparto de la capacidad de las interconexiones en Italia................................................ 103 Tabla 15. Red de transporte de Italia por niveles de tensión........................................................... 107 Tabla 16. Energía distribuida según sector de actividad. ................................................................ 110 Tabla 17. Precio de los Certificados Verdes en Italia en 2004.......................................................... 114 Tabla 18. Asignación de emisiones de CO2 en Italia. ........................................................................ 116 Tabla 19. Horas de funcionamiento con el PNA italiano................................................................. 117 Tabla 20. Horas de funcionamiento con el PNA italiano por tecnologías. .................................... 117 Tabla 21. Capacidad instalada y generación en 2004 en República Checa.................................... 129 Tabla 22. Precios industriales y domésticos (€cent/kWh, sin incluir impuestos) en 2004.......... 130 Tabla 23. Tarifas de generación con renovables en la República Checa (2005)............................. 146 Tabla 24. Tarifas de generación con renovables propuestas por el regulador para centrales

que entren en funcionamiento en el año 2006. ....................................................................... 149 Tabla 25. Generación renovable en la República Checa 2001-2004-objetivos 2010 (GWh).......... 150 Tabla 26. Capacidad de interconexión................................................................................................ 155 Tabla 27. Intercambios internacionales 2004 ..................................................................................... 155 Tabla 28. Balance de energía 2003-2004 (GWh)................................................................................. 157 Tabla 29. Evolución de la demanda eléctrica..................................................................................... 158 Tabla 30. Proyectos de generación en la República Checa .............................................................. 159

1

1 Introducción

0 1. Introducción 2

1. Introducción

1.1 Introducción









Sin embargo, ocho años después aún quedan temas pendientes de definir y

problemas derivados del proceso de liberalización del mercado mayorista para los que

aún no se ha encontrado una solución satisfactoria. Entre dichos temas se puede

destacar el planteamiento utilizado para los CTC, el pago por garantía de potencia o el

tratamiento y remuneración de actividades como los servicios complementarios o la

gestión de desvíos. A estos temas se han ido añadiendo otros como resultado de la

preocupación creciente por las repercusiones medioambientales de la actividad

eléctrica, asignación de derechos de emisión e internalización del coste de CO2 en las

ofertas de los grupos al mercado, y otros que continúan siendo objeto de debate.

La motivación de esta tesis de master se centra en analizar cómo se ha llevado a

cabo la liberalización del mercado mayorista de electricidad en otros países europeos,

en cuanto a regulación aplicada y tratamiento realizado de los temas mencionados

anteriormente. A partir de este análisis se pretende comparar el funcionamiento del

mercado mayorista español y su grado de liberalización, con el conseguido en otros

países, así como realizar posibles propuestas de mejora en el enfoque de dichos

problemas que se puedan obtener a partir de la experiencia de otros países.

Finalmente, a partir del conocimiento adquirido de la situación actual de diversos

3

países europeos escogidos para el estudio, se planteará el hacer una previsión a futuro

de la situación del parque de generación y funcionamiento de los mercados en un

horizonte 2015-2020.

1.2 Objetivos

Los objetivos de la tesis de master que se describe en este documento son los

siguientes:

1. Análisis del proceso de liberalización del sector eléctrico en diversos mercados

europeos: Reino Unido, Nordpool, Italia y países del este como República

Checa. La lista podría verse ampliada conforme a las necesidades de Iberdrola.

2. Funcionamiento del mercado mayorista y regulación aplicada en los países

europeos citados anteriormente.

3. Tratamiento realizado en los países objeto de estudio de temas desde una doble

vertiente:

a. Inversión: análisis del medio plazo, valorando temas como

diversificación tecnológica-económica y costes medioambientales: pagos

en concepto de garantía de potencia o Planes Nacionales de Asignación

de Derechos de Emisión.

b. Operación: análisis del corto plazo, valorando mecanismos utilizados en

otros países: comprador único, procedimiento de subastas de

interconexiones, influencia de los mercados a plazo, etc.

4. Previsión de la evolución futura de los mercados en dichos países en un

horizonte 2015-2020, valorando qué alternativas o tecnologías de generación se

implantarán.

5. A partir de los resultados y conclusiones obtenidas de dicho análisis, se

propondrán soluciones y alternativas a problemas actuales del mercado

mayorista español, analizando su viabilidad con base a la experiencia de otros

mercados europeos.

1.3 Metodología

La metodología que se empleará será la misma para todos los mercados de estudio,

y se estructura en las siguientes etapas:

0 1. Introducción 4

- Fase de documentación y análisis: obtención de la información necesaria del país de

estudio en lo referente al proceso de liberalización del mercado eléctrico y

funcionamiento del mismo. Así mismo, se realizará un seguimiento de la situación

actual del mercado de electricidad y gas en dichos países, a través de revistas con

noticias energéticas a nivel internacional (publicaciones como Energo), para obtener un

conocimiento más profundo de los países con la finalidad de elaborar una previsión de

su situación tecnológica y de mercado en un horizonte 2015-2020. Análisis del proceso

de liberalización y del funcionamiento actual de los mercados analizados, dando

especial relevancia al mercado eléctrico y analizando también, si el tiempo lo permite,

el mercado del gas de forma paralela. También se analizará para cada caso el papel de

las instituciones relevantes, la regulación aplicada, así como el tratamiento realizado de

temas tales como, pagos en concepto de garantía de potencia, costes de transición a la

competencia (o PPA, según los países), Planes Nacionales de Asignación de Derechos

de Emisión, servicios complementarios y gestión de desvíos

- Fase de crítica y extracción de conclusiones: valoración de la información recopilada y

analizada en las fases anteriores, teniendo en cuenta la eficiencia de las medidas

adoptadas y las posibles consecuencias futuras de las mismas, así como tratando de

analizar las posibles causas de los problemas que se pudieran plantear.

- Redacción de parte inicial de la memoria: esta primera parte de la memoria, incluirá

todo el análisis y conclusiones obtenidas por separada para cada uno de los países y

estará estructurada analizando por separado cada tema de interés.

- Aportación de soluciones concretas: a partir de las conclusiones y críticas realizadas

para los países analizados y en vista del resultado de las experiencia llevadas a cabo en

los mismos, se propondrán soluciones para el caso español y se valorará la viabilidad

de aplicar las medidas adoptadas en otros países en España.

- Redacción de parte final de la memoria: esta parte final incluirá las conclusiones y

aplicaciones al caso español y estará nuevamente dividida en propuestas realizadas

para cada uno de los temas que constituyen el objetivo de estudio de esta tesis de

master.

5

2 Estudio del sector eléctrico en

Reino Unido

6

2 Estudio del sector eléctrico en Reino Unido

2.1 Proceso de liberalización

En abril de 1990 se llevó a cabo una reestructuración del sistema de sistema eléctrico

de Reino Unido y Gales. A diferencia de privatizaciones anteriores en el Reino Unido,

la industria fue radicalmente reestructurada antes de la privatización, para promover

la competencia de manera explícita. La antigua compañía estatal “Central Electricity

Generation Board”, que técnicamente se encontraba en posesión de toda la generación

de Reino Unido y Gales, así como de la red de transporte de alta tensión, fue

segmentada en tres compañías principalmente (National Power, con un 47% de la

generación; PowerGen, con un 30% y Nuclear Electric, con un 17%) y en otros, con un 6

%, entre los que se encuentran Scottish Power y Hydro-Electric. El transporte fue

otorgado a "The National Grid Company (NGC)", cuya propiedad fue repartida a los

distribuidores privados conocidos como "Regional Electricity Companies (RECs)", de

acuerdo al tamaño de estos. En 1995, los RECs se hicieron cargo de la NGC, pero de

una forma muy restringida para evitar un manejo anti-competitivo de esta.

Figura 1. Concentración de propiedad en generación en Reino Unido (año 90).

Los doce departamentos de área que también pertenecían al Estado pasaron a ser

Compañías Regionales de Electricidad, y sus actividades se separaron entre negocios

de distribución, a los que pertenecían las redes y dispositivos de medida, y negocios de

comercialización. El negocio de comercialización a su vez se dividió en

comercialización sometida a competencia, cuyos clientes inicialmente eran los

2 Estudio del sector eléctrico en Reino Unido 7

consumidores cualificados o elegibles (con carga superior a 1 MW), y comercialización

a clientes cautivos.

El 9 de Mayo de 1995 el gobierno del Reino Unido anunció que se privatizarían las

instalaciones nucleares en el transcurso del verano siguiente. El objetivo del Gobierno

era introducir más competencia en el mercado. Pero más específicamente para permitir

que las fuerzas del mercado determinaran el futuro de la industria de la Generación

nuclear en ese país. Estas privatizaciones del sector nuclear significaron importantes

reestructuraciones al interior de las empresas, la creación de nuevas entidades legales,

la renegociación y la firma de nuevos contratos.

Posteriormente, en junio de 1998 se produjo la fusión de las empresas Scottish

Nuclear y Nuclear Electric para formar una única empresa llamada British Energy

Generation Limited.

La base del comercio de electricidad era el mercado de Reino Unido y Gales, que era

un mercado obligatorio, en el que todos los grupos ofertaban, y las ofertas se utilizaban

para hacer un despacho centralizado.

Problemas al producirse cambios en la estructura del mercado

Desde el comienzo de la introducción de las reformas hubo problemas asociados

con el dominio real y percibido de los dos más grandes generadores National Power y

PowerGen, a pesar que de que el precio del Pool era, de hecho, bajo en los primeros

años.

La principal dificultad era que, a pesar de la presencia de varios competidores en el

mercado de la generación, muchas de las plantas flexibles que podían usarse para

establecer los precios eran de propiedad de National Power y de PowerGen, empresas

que de hecho estaban operando como un duopolio, a pesar de que una importante

porción del mercado estaba siendo capturada por Nuclear Electric, como consecuencia

de la disponibilidad y mejora de las plantas nucleares, y por la entrada de generadores

independientes (Independent Power Producers, IPPs).

Este duopolio en el establecimiento de los precios constituyó una constante

preocupación del regulador (Office of Electricity Regulation, OFFER) y trajo consigo la

8

supervisión continua del poder de mercado de los principales agentes y varias

intervenciones del regulador, a lo largo del tiempo.

Las consecuencias de las intervenciones del regulador fueron el congelamiento

temporal del mercado durante las reformas estructurales. Éstas consistieron en la

disgregación de las plantas de las dos compañías más grandes y la entrada de una

nueva central de gas. Los generadores, de acuerdo con lo ordenado, cumplieron con la

condición de vender 5 centrales de carbón, que era la tecnología que determinaba el

precio de mercado en la mayoría de las ocasiones, con una capacidad combinada de

6000 MW a Eastern Group, el más grande de los RECs, que representaba solo un 10%

de la capacidad del mercado en 1996.

Como respuesta a esto, los dos grandes generadores trataron de integrarse

verticalmente en 1995 tratando de comprar RECs, pero la comisión antimonopolio

evitó esta acción, previendo que esto aumentaría aún más el poder de mercado de estas

dos empresas, pero no evitó la integración vertical de algunos RECs como Eastern que

adquirió 6000 MW procedentes de la disgregación de parte de las dos mayores

compañías de generación del Reino Unido.

A pesar de todo esto, el regulador aún tenía en 1998 problemas con los generadores,

ya que durante 1997 National Power, PowerGen y Eastern habían fijado los precios el

86 % de las veces.

2.2 Agentes del mercado

Generadores: existen 5 grandes generadores que concentran el 68 % del mercado.

Además está disponible la potencia producto de las interconexiones con Francia y

Escocia, y la potencia provista por los productores independientes (IPPs).

Se requiere de una licencia de generación para entrar a este mercado, pero en

general es un mercado de libre competencia vía oferta de precios. Dentro de las

compañías dedicadas a la generación cabe destacar:


British Energy: dispone de 8 centrales nucleares (7 de tecnología AGR y una de

PWR) por un total de 9600 MW y una central de carbón de 4 grupos de 500 MW cada

uno. Representa un 20% del mercado de producción.

PowerGen: esta compañía se creó en el proceso de liberalización iniciado en el año

1990 y fue adquirida posteriormente por EON. Incluyendo el parque antiguo de TXU

Europe, la compañía tiene 10000 MW de capacidad instalada, en centrales de gas y

carbón, y se plantea un ambicioso objetivo de renovables (1150 MW para 2010). Su

producción supone un 15% del mercado.

RWE Innogy: el grupo alemán RWE adquirió Innogy (ex Nacional Power) en 2002.

la compañía tiene aproximadamente 8000 MW de capacidad instalada, sobre todo de

centrales de carbón y gas. A través de Nacional Wind Power (100% Innogy) la

compañía dispone de importantes, en términos británicos, capacidades eólicas: 159

MW on-shore y 60 MW off-shore.

BNFL (British Nuclear Fuels): es la compañía encargada de operar las 6 centrales

nucleares de tecnología Magnox que quedan en Reino Unido, aunque una de ellas

terminará de dar servicio en 2010. El único accionista de BNFL es el gobierno británico.

La compañía genera aproximadamente un 5% del consumo del país.

EDF Energy (antes London Electricity): es la dueña de dos centrales de carbón

(4000 MW), de un ciclo combinado (790 MW) y un PPA de 15 años (350 MW). Dispone

de una cuota de mercado del 7%.

AEP: la compañía norteamericana tiene dos centrales de carbón (4000 MW) y una

participación junto con Scottish-Power en un ciclo combinado (200 MW). Su cuota de

mercado es del 6%.

Edison Misión Energy: la filial de Edison Internacional tiene dos centrales

hidroeléctricas (2068 MW) y una participación en un ciclo combinado (71 MW).

Scottish-Power: es la primera empresa de generación de Escocia. Tiene 5000 MW de

capacidad instalada, sobre todo en carbón (3600 MW), gas (760 MW) y centrales

hidráulicas (520 MW). Además dispone de 120 MW de capacidad eólica. Dispone así

mismo de capacidad en la interconexión Escocia-Inglaterra y Escocia-Irlanda del Norte.

10

Scottish and Southern Energy: con más de 7000 MW en Inglaterra y Escocia, SSE

dispone de una cuota de aproximadamente el 10% de generación en Reino Unido. El

mix de la compañía incluye térmica (fundamentalmente gas), hidráulica y renovables.

Produce cerca del 50% de toda la energía renovable de Reino Unido y dispone de

capacidad en la interconexión Escocia-Inglaterra.

National Grid Company: empresa propietaria y operadora del sistema de

transporte en Inglaterra y Gales. Es responsable de asegurar el equilibrio generación-

demanda de forma permanente. Según el Acta de Electricidad de 1989, sus

responsabilidades son:

• Mantener un sistema de transporte eléctrico coordinado, con una operación

eficiente desde el punto de vista económico.

• No discriminar entre usuarios o clases de usuarios.

• Facilitar la competencia en la generación y en el abastecimiento de la

electricidad.

Distribución: existen 12 compañías regionales de electricidad en Inglaterra y Gales

y 2 en Escocia, las denominadas RECs. Las compañías tienen un rango de

equipamiento para transportar potencia a diferentes tensiones y para transformarla

entre diferentes valores de tensión.

Todos los que operan una licencia de distribución deben reportar al OFFER

anualmente su desempeño en mantener la seguridad del sistema y la disponibilidad y

calidad del servicio.

Comercializadores: son aquellos que compran electricidad en el mercado

mayorista y la venden a los clientes. En general cada distribuidora es dueña de una

licencia para proveer electricidad, lo que la transforma en un Public Electricity Supplier

(PESs). Deben publicar las tarifas, tomar las lecturas de los medidores, procesar los

pagos y negociar con los clientes.

Office of Electricity Regulation: es el organismo regulador, independiente del

gobierno y creado a través del Acta de Electricidad en 1989. Se encarga de la

supervisión de toda la industria eléctrica, y entre sus labores destacan:


• Proteger los intereses de todos los clientes del sistema eléctrico.

• Promover la competencia en el abastecimiento eléctrico.

• Regular la industria eléctrica en toda Gran Bretaña.

Department of Trade and Industry’s Energy Group (Dti’s Energy Group):

la subdirección del Ministerio de Economía es la encargada de elaborar el marco

regulatorio del sector energético y tomar decisiones sobre la política energética a largo

plazo, además de coordinar su trabajo estrechamente con Ofgem.

ELEXON: es la compañía encargada del mecanismo de ajuste o Balancing

Mechanism, implantado en marzo del 2001 con NETA. Su misión es vigilar el

cumplimiento del Balancing and Settlement Code (BSC), supervisando las posiciones

contractuales de todos los agentes y facturando los posibles desvíos.

Defra-Department for Environment Food and Rural Affaire: es el Ministerio

de Medioambiente, su trabajo se encuentra por tanto vinculado a la normativa

medioambiental, entre la que se puede destacar la “Renewable Obligation”y los

“Climate Change Agreements”, que se detallarán más adelante.

2.3 El mercado eléctrico inglés (1990-2001)

2.3.1 Funcionamiento

El mecanismo del mercado mayorista a través del cual se realizada la casación entre

oferta y demanda es el llamado Pool de electricidad de Inglaterra y Gales. El Pool

facilita un proceso de oferta de precios competitivo entre los generadores que fijan los

precios pagados por la electricidad cada media hora durante el día y establece qué

generadores funcionarán para satisfacer la curva de carga. Cada día a las 10 A.M. los

generadores envían al Pool sus ofertas para el día siguiente indicando su oferta de

precio y potencia por cada período de media hora del día siguiente. Estos precios

incluyen el nivel de potencia ofertada y un número de parámetros del precio, más

alguna restricción de operación (mínimos técnicos, por ejemplo). La NGC, como

operador de la red de transporte, es responsable de la programación y despacho de la

generación diaria para cubrir la demanda real. La NGC se encarga de realizar

12

previsiones de demanda (más reservas) tomando en cuenta el clima y los patrones de

uso en la demanda para cada media hora del día siguiente y luego programa la

cobertura de la demanda de acuerdo las ofertas de precios de los generadores.

Un sistema computarizado (Generator Ordering And Loading, GOAL) se encarga

de realizar el despacho óptimo desde un punto de vista económico para todo el día,

teniendo en cuenta las limitaciones de las plantas y las ofertas de precios de los

generadores. Esto recibe el nombre de "programación sin restricciones". Esta labor ha

sido traspasada por la NGC a una empresa de su propiedad que opera de manera

independiente la Energy Settlements & Information Services Ltd. (ESIS).

Las restricciones en el sistema de transporte, confirmaciones de la disponibilidad

por parte de los generadores y las diferencias entre la demanda real y la prevista

provocan que el despacho real de las plantas pueda no coincidir con lo previsto el día

anterior.

2.3.2 Fijación del precio

El pool paga a los generadores un precio de compra del pool o “Pool Purchase

Price” (PPP) igual al coste marginal de la electricidad, que tiene dos componentes: el

coste de oportunidad del suministro y el coste de oportunidad de pérdida de

suministro. En un sistema en competencia, el coste de suministro se basa en el precio

marginal del sistema (System Marginal Price o SMP), que es, aproximadamente, el

precio de oferta del generador que se encuentra en la parte superior de la lista de orden

de mérito de precios de los grupos, y el coste marginal de pérdida de suministro es el

valor de la potencia no suministrada (Value of Lost Load o VOLL). La probabilidad de

no suministrar la carga es la probabilidad de pérdida de carga (Lost Of Load

Probability o LOLP) y de suministrarla (1-LOLP). De esta forma, el precio marginal de

la electricidad (PPP) se obtiene según la siguiente expresión:

)()1( SMPVOLLLOLPSMPVOLLLOLPSMPLOLPPPP −⋅+=⋅+⋅−=

La LOLP es una medida del estrés del sistema, y el componente de LOLP o “pago

por capacidad” es una medida del valor de la capacidad de cubrir este estrés. En teoría,

si el sistema es óptimo, entonces el pago por capacidad debería ser igual al coste

marginal de una turbina de gas considerada como referencia.


El PPP refleja el coste de pagar a los generadores por su potencia bruta en bornas de

central, suponiendo que están conectados a un nudo infinito y operando con el

despacho óptimo.

Los comercializadores pagan por la cantidad de electricidad prevista para ser usada

en cada barra de consumo, aumentada en un factor diseñado para tomar en cuenta las

pérdidas medias de la red de transmisión. El precio al que compran los

comercializadores es el precio de venta del pool (Pool Selling Price, PSP = PPP +

Gastos).

Estos gastos son pagos por costes adicionales incurridos en el día e incluyen:

• Pagos por disponibilidad no programada, que corresponden a pagos a

unidades generadoras que estaban disponibles pero cuya utilización no fue

finalmente necesaria.

• Costos adicionales de generación resultantes por las diferencias entre la

previsión y la demanda real y entre la previsión de la disponibilidad de los

generadores y la disponibilidad real.

Los pagos se calculan para cada media hora y en general se realizan 28 días después

del día en que se realizó el trato. Los generadores reciben el PPP y los comercailzadores

pagan el PSP. En resumen, los pagos se realizan de la siguiente manera:

El comercializador paga:

• Al Pool por la electricidad que es comprada.

• Al REC local por el arriendo del sistema de distribución local.

• A la NGC por el arriendo de la red de transmisión.

• Cargos de establecimiento (pago al ESIS).

• Impuesto a los combustibles fósiles.

El consumidor paga:

14

• Al proveedor, una cantidad que contempla los pagos por el abastecimiento,

el transporte y la distribución, los cargos de establecimiento y el impuesto a

los combustibles fósiles.

• Al distribuidor, por mantener y realizar las lecturas cada media hora.

2.3.3 Precios spot

El organismo responsable del tratamiento de los precios es la Energy Settlements &

Information Services Ltd. (ESIS), encargada de desarrollar y operar el sistema de

establecimiento de precios eléctricos más sofisticado del mundo, que permite la

transacción de más de £ 10 billones en energía eléctrica anualmente.

Fijación de Precios del Día Siguiente

La operación consiste en:

• Cálculo y distribución de la programación de generación y los precios del

pool del día siguiente los 365 días del año.

• Recolección de datos de los generadores, barras de consumo y de los

mayores consumidores a lo largo de Inglaterra y Gales, y la recolección,

validación y agregación de 68000 mediciones cada media hora todos los días

a través del Sistema de Mediciones de la Segunda Capa (Second Tier

Metering Systems).

• Procesamiento de estos datos, comparándolos con la base de datos

establecida y determinación de los pagos de los proveedores a los

generadores (calculando, distribuyendo, totalizando y balanceando deudas

multipartitas que van desde los £ 6.74 millones a £ 173.85 millones cada día).

• Distribución de información acerca de los resultados a los administradores

del fondo del pool, a todos los miembros del pool, a la NGC, operadores de

las mediciones, al gobierno y al regulador, entre otros.

El ESIS también actúa en representación del Scottish Electricity Settlements Limited.


El cálculo de los precios del Pool es un proceso altamente complejo que está sujeto a

revisión o corrección hasta que los precios finales del pool son determinados

aproximadamente 24 horas después del día de transacción. Al ser el pool un

mecanismo obligatorio, toda la energía producida se negociaba a través del mercado.

2.3.4 Servicios complementarios

Para garantizar que el transporte de electricidad por las redes ser realiza de forma

estable, segura y eficaz, es necesaria la prestación de determinados servicios eléctricos

adicionales. Estos servicios son esenciales para la calidad de la electricidad

suministrada, al mantener parámetros característicos del sistema, como la tensión y la

frecuencia dentro de sus límites adecuados de funcionamiento, así como proveer la

reposición del servicio después de una contingencia en el sistema.

Tradicionalmente estos servicios eran proporcionados por los generadores de mayor

tamaño, pero al crecer los consumidores mayoristas, se introdujo la competencia en la

prestación de los servicios complementarios, pudiendo ser prestados estos por

generadores de menor tamaño o a través de las interconexiones.

El rango de los servicios puede ser definido en tres categorías:

• Obligatorios: todos los generadores grandes están obligados a proporcionar.

• Necesarios: requeridos a ciertos grandes generadores.

• Comerciales: servicios adicionales proporcionados por grandes generadores

o cualquier otro proveedor de servicios.

Los principales servicios complementarios son:

• Control de potencia reactiva: este servicio se proporciona por parte de los

generadores de manera obligatoria y/o comercial.

• Control de frecuencia: este servicio se proporciona de manera obligatoria

y/o comercial.

• Reposición de servicio (Black Start): este servicio pertenece a la categoría de

necesarios.

16

• Reserva y restricciones: son servicios comerciales.

2.3.5 Control de precios en Inglaterra y Gales

El control de precios o Price Cap, RPI-X (Retail Price Index menos un factor de

eficiencia o ajuste llamado X) es un aspecto importante de la protección a los

consumidores en aquellas áreas de la industria eléctrica que no están abiertas a la

competencia o donde la competencia no está todavía adecuadamente desarrollada.

Dicho control de precios se realiza en las actividades de distribución, en transporte y

en comercialización.

El fundamento del control de precios RPI-X consiste en no permitir que los precios

medios se incrementen más allá de un nivel específico de X por debajo de la tasa de

inflación, medida por el índice de precios al consumo (Retail Price Index, RPI). El

control de precios refleja los niveles anticipados de costos operacionales y gastos en

capital futuros en los cuales deberá incurrirse y están fijados para proveer dividendos

adecuados a los accionistas, manteniendo un desempeño eficiente.

Este tipo de control de precios provee incentivos a través de la eficiencia, ya que a las

compañías les está permitido quedarse con las ganancias producto de una mejor

eficiencia durante el período de control de precios. Los clientes se benefician con la

eficiencia siempre y cuando el RPI-X o alguna otra forma de control de precios sea la

más apropiada para la regulación de la compañía. Otros controles de precio posibles

son:

• Reducción de Escala, que significa específicamente que si las ganancias van más

allá de un límite especificado, los precios tienen que ser ajustados para arriba o

para abajo.

• Control de Ganancias o Revenue Cap: en este caso, los precios deben ser

ajustados anualmente de acuerdo al nivel de gastos incluyendo una tasa

específica de retorno de ganancias.

El gobierno del Reino Unido concluyó que el RPI-X debía seguir utilizándose mientras

el regulador juzgara que era la mejor forma de proporcionar protección al consumidor.

Establecer el control de precios requiere una estimación de los retornos que serán

suficientes para financiar un negocio bien manejado y eficiente incluyendo un nivel


adecuado de retorno para los accionistas. Esto requiere una estimación de los costes de

operaciones y gastos en capital en los cuales incurrirá una compañía bien operada y

eficiente, durante el período del control de precios.

Es también importante que el nivel de precios conduzca al desarrollo de competencia

en áreas de actividades competitivas o potencialmente competitivas.

Control de precios en la actividad de transporte

Debido a las características de monopolio natural de la actividad de transporte, la NGC

se ve sujeta al control de precios RPI-X, con la finalidad de regular la actividad y

proteger a los consumidores. La primera vez que se estableció este control para la

empresa fue en el momento de su privatización, en abril de 1990, y se fijó su

remuneración en RPI-0. En julio de 1992 el Director General del OFFER revisó este

control de precios, fijándolo en RPI-3, por un período que debería durar 4 años. En

octubre de 1996 se revisó de nuevo el control de precios y se estableció un RPI-20 para

el primer año aplicable desde el 1° de abril de 1997, seguido por un RPI-4 en los

siguientes 3 años.

Control de precios en la actividad de distribución

Cada REC es dueño y opera la red de distribución en su propia área. Como en la

actividad de transporte, al tratarse de un monopolio natural, no hay mucha posibilidad

para la competencia, por lo que también se establece un control de precios para

proteger a los consumidores. El primer control de precios para los RECs fue establecido

en 1990 y se determinó que como las redes de distribución necesitaban una gran

inversión para ser mejoradas, se les permitiría un nivel de retorno que creciera más que

la inflación. De acuerdo a las necesidades de cada REC, se determinó su

correspondiente control de precios.

El Director General revisó el control de precios entre 1995 y 1996 y se determinó que se

debería tener una reducción en los retornos promedio en términos reales en el período

1995-1996 y una reducción de entre el 10 y el 13 % en el período 1996-1997. De ahí en

adelante, se aplicaría un RPI-3 hasta Marzo del 2000 donde refijarían nuevamente estos

índices.

18

Control de precios a los comercializadores

Cada REC en Inglaterra y Gales es dueño y opera un negocio de provisión de energía

eléctrica, como se mencionó anteriormente. En el momento de la privatización de la

industria en 1990, los grandes clientes tuvieron la oportunidad de elegir a sus

proveedores, es decir, se introdujo una competencia limitada. Sin embargo, a la gran

mayoría de los consumidores no se les permitió esto y debieron seguir siendo clientes

del REC de su área. Por esta razón el gobierno fijó un control de precios para los RECs

públicos, para proteger a los clientes y es así como en ese año el control se fijó en RPI-0.

En 1994 el Director General introdujo una revisión en los precios controlados y, al

mismo tiempo, la competencia se amplió a más clientes (aquellos con un consumo

mayor a 100 kW). Sin embargo, la mayoría de los consumidores domésticos y

pequeños negocios no podían entrar al mercado competitivo, por lo que se fijó un

control de precio de RPI-2 para el negocio de los RECs públicos el cual debería durar

hasta marzo de 1998. En abril de 1998, el Director General fijó una reducción de entre 3

y 12 % para el primer año, seguida de una reducción del 3 % en 1999.

En abril del 2000 el Director General consideró que los clientes estaban suficientemente

protegidos por el nivel de competencia existente, pero que en caso de ser necesario, por

una subida excesiva de los precios por abuso del poder de mercado de los agentes, se

protegería a los clientes vía fijación de precios.

2.4 NETA - New Electricity Trading Arrangements (2001) y BETTA (2005)

2.4.1 Críticas de Ofgem al Pool y objetivos que se fijan para NETA

El regulador del sistema inglés planteó diversas críticas al Pool, de forma que el NETA

se contempló como un mecanismo adecuado para solventar estos problemas. Entre las

críticas que planteó el regulador al Pool se pueden destacar las siguientes:

• El procedimiento de fijación del precio era complejo.

• Los pagos por capacidad eran problemáticos, y las ofertas y precios del pool no

reflejaban los costes.

• Existía el peligro de ineficiencias potenciales al producirse la interacción de

mercados de gas y electricidad.


• Había menos liquidez en los mercados de contratos de lo que habría en un

mercado competitivo.

• El poder de mercado era significativo, y los mecanismos de fijación del precio

habían favorecido su ejercicio a costa de los consumidores.

• La participación de la demanda era limitada.

• La falta de competencia en la fijación del precio y la manipulación de los

precios se consideró un obstáculo para el desarrollo de un mercado de

derivados líquido.

De esta forma, el NETA se concibe para seguir líneas de acción que disminuyeran el

impacto de estos factores negativos. Por un lado se plantea el sustituir el precio

marginal del sistema (SMP) o precio uniforme del pool por contratación bilateral “pay-

as-bid”. El proceso de contratación con mecanismos de “pay-as-bid” parecía tener

ventajas, en cuanto que favorecía la competición, ya que en el mecanismo de pool los

generadores recibían todos la misma renumeración, sin necesidad de buscar un

comprador de sus energía producida, mientras que en la contratación bilateral es

necesario encontrar una contraparte y firmar un contrato, lo que implica que las ofertas

de la energía generada se realizan de forma más ajustada a los costes reales, al haber

más competencia. De esta forma, también se está incentivando la competencia en

distribución, ya que las compañías distribuidoras pueden negociar y obtener precios

más competitivos por la energía que adquieren.

También se plantea como ventaja de la contratación bilateral la limitación del ejercicio

de poder de mercado, ya que todos los agentes, y no sólo los que disponen de grupos

de carbón marginal, pueden contribuir a la fijación de precios a través de sus contratos

bilaterales.

Otra de las mejoras que se esperaban de NETA, era el conseguir que el mercado de

electricidad tuviera un comportamiento más propio de un mercado de commodities,

tomando como referencia el mercado de gas de Reino Unido. Se esperaba que al

permitir contratos fuera del pool se favoreciera la utilización de nuevos e innovadores

mecanismos de contratación, no sólo entre generadores y consumidores, sino también

entre agentes no físicos.

20

La introducción de NETA también perseguía el objetivo de conseguir una gestión más

eficiente de los agentes: por un lado, incrementando la contratación a futuro, de forma

que los agentes llevaran a cabo una mejor gestión de su riesgo. De esta forma, los

mercados de corto plazo quedarían únicamente con la función de servir de

mecanismos de ajuste de cara al tiempo real. Por otro lado, se plantea el aumentar la

participación activa de la demanda, fijando como mecanismo la medida y facturación

del consumo en períodos de media hora.

Por otra parte, se planteó como objetivo del NETA el incentivar los esquemas de

generación renovable y de cogeneración, con la finalidad de disponer de una

producción de energía más eficiente y menos contaminante, basada principalmente en

energía eólica y solar, además de la cogeneración. Estos objetivos se concretaron en la

firma del Protocolo de Kioto y en una meta del 10% de energía de origen renovable en

Reino Unido para 2010 y de 10000 MW de cogeneración.

Aunque en NETA no se estableció un pago por capacidad, si se consideró que el

mercado aún proporcionaría incentivos suficientes para mantener una seguridad de

suministro adecuada en el corto y largo plazo.


El NETA (New Electricity Trading Arrangements) se puso en funcionamiento en el año

2001 y abarcaba inicialmente a Inglaterra y Gales. En 2005, se unió también Escocia y

pasó a denominarse BETTA (British Electricity Trade and Transmission

Arrangements), si bien se sigue utilizando mayoritariamente la denominación de

NETA. NETA mantiene el proceso y la forma en que los consumidores domésticos e

industriales reciben su suministro eléctrico, es decir, la generación por parte de

empresas, tales como, PowerGen o British Energy, la actividad de transporte, que

continúa en manos de la NGC, la distribución realizadas por las compañías

distribuidoras a nivel local y la comercialización, que incluye clientes domésticos e

industriales, grandes y pequeños, que pagan por sus servicios a diversas

comercializadoras, tales como, London Electricity, SEEBOARD, British Gas o Amerada.

Lo que cambia a partir de la introducción de NETA es el modo en que se determinan

los precios. El principal objetivo de NETA es el introducir un mecanismo que


contribuya a aumentar los niveles de competencia en el sector eléctrico de Reino Unido

y Gales. De hecho, el inicio de NETA se vio seguido de una bajada en los precios.

NETA es un nuevo mercado mayorista, que abarca los intercambios entre generadores

y comercializadores de electricidad en Reino Unido y Gales. A partir del

establecimiento de NETA, la electricidad se negocia a través de contratos bilaterales en

uno o varios mercados eléctricos (Power Exchanges). NETA a su vez proporciona un

mecanismo que permite cumplir con un doble objetivo: por una parte, ayuda a la NGC

a garantizar que la generación es suficiente para satisfacer la demanda y por otra,

organiza los intercambios entre los agentes en caso de que haya exceso o defecto de

producción o demanda. Se estima que el 90% del volumen que se negocia en NETA se

realiza a través de mercados de contratos a largo plazo entre los agentes, de esta forma,

se espera que sólo haya pequeños volúmenes de energía sujetos a mecanismos

centrales. El “Balancing and Settlement Code”, que es el que establece las reglas del

mecanismo centralizado, es llevado a cabo por una empresa independiente,

denominada ELEXON.

De esta forma, bajo NETA la mayor parte de la energía se negocia en los mercados

forward y en contratos de futuros (UKPX). A medida que la fecha de entrega se acerca,

los agentes tienen la posibilidad de ajustar sus posiciones con contratos diarios o

intradiarios (sólo UKPX) hasta 1,5 horas antes del suministro (la hora de cierre o Gate

Closure para las nominaciones a la NGC es una hora antes del comienzo del

suministro). Posteriormente, la NGC se encarga de mantener el equilibrio del sistema

mediante un mecanismo de ajuste (Balancing Mechanism), en el que se negocia entre

un 4 y un 5% del consumo del país. ELEXON es el encargado de facturar

posteriormente a los agentes los posibles desvíos respecto a su último programa

comunicado a NGC (Imbalance Settlement).

Las principales diferencias entre el NETA y el Pool son las siguientes:

• Bajo el funcionamiento de NETA los generadores se “autodespachan”, en lugar

de ser despachados por la Nacional Grid Company de acuerdo a sus ofertas

realizadas.

• El precio uniforme para el día siguiente fijado por el Pool se ve reemplazado

por contratación bilateral continua, de forma que todos los generadores

contribuyen a fijar el precio y no sólo los generadores marginales.

22

• El mecanismo de Pool era obligatorio para todos los agentes, mientras que en

NETA se contemplan acuerdos bilaterales voluntarios que pueden realizarse

hasta una hora antes de la media hora de intercambio físico correspondiente.

• Todos los agentes que tienen una posición larga o corta de generación tienen

que acudir obligatoriamente al mecanismo de ajuste (Balancing Mechanism),

que establece las diferencias entre las posiciones contratadas y las reales

después de la media hora de intercambio físico a dos precios distintos. Estos

precios se fijan para incentivar a los agentes a equilibrar su generación antes de

que se inicie el intercambio físico. De esta forma, los precios son elevados y se

intenta evitar que el Balancing Mechanism se convierta en un mercado de

energía. Este Balancing Mechanism es similar a los acuerdos de ajuste en

Austria, Alemania, Holanda y los países nórdicos.

• No hay mercado de último recurso.

Figura 2. Esquema de funcionamiento de los mercados en generación en Reino Unido.

NETA reemplaza la casación llevada a cabo en el pool por contratación bilateral hasta

la hora de cierre, que es una hora antes de cada período operacional de media hora. En

ese momento, finalizan las negociaciones entre los agentes. Los agentes generadores

proporcionan a la NGC una Notificación Física Indicativa de su producción esperada

para cada período de media hora antes de las 11.00h del día anterior. En la hora de

cierre proporcionan la Notificación Física Final, que ya implica un compromiso de

producción. También los comercializadores tienen que proporcionar una estimación de

Agentes

OS

Tiempo Día -1 Día 3,5 horas Tiemporeal

Solicitud ofertas para SS.CC.

Tiempo lím

ite

Primeras notificaciones

físicas

Aceptación ofertasmercado ajustes

Aceptación ofertas mercado SS.CC.

Notificacionesfísicasfinales

Ofertasm. ajustes

Despacho NFFy m. ajustes

Redespachomercado tpo.real


su demanda, aunque la NGC utiliza un agregado de las estimaciones para controlar el

sistema.

Por otra parte, los generadores y consumidores pueden ofertar en el Mecanismo de

Ajuste (Balancing Mechanism), en el que se negocia con las diferencias entre las

posiciones contratadas y las reales, después de la media hora de la transacción física.

2.4.3 Mercados de corto plazo

Con NETA se intenta conseguir que los agentes cuadren sus esquemas de generación y

consumo. Existen diversos mercados organizados que están en funcionamiento hasta el

momento del Gate Closure. En dichos mercados se realiza negociación de productos

tanto a corto como a largo plazo.

UKPX

El UK Power Exchange (UKPX) fue el primero de los mercados de futuros en entrar en

funcionamiento el 26 de mayo de 2000. UKPX no es sólo un mercado organizado, sino

que actúa como contraparte en los contratos que se realizan. El 25 de marzo de 2001,

dos días antes de la entrada en funcionamiento del NETA, comenzó también su

mercado spot. El UKPX se utiliza principalmente como mercado intradiario para que

los agentes hagan ajustes finos de sus posiciones, siendo el volumen negociado en este

mercado aproximadamente un 10% del consumo del país. Dentro del UKPX se

distinguen dos vertientes:

• Mercado de futuros

A continuación se muestran los contratos de futuros negociados en UKPX, teniendo en

cuenta que el sistema de cómputo de los distintos intervalos de tiempo necesita de un

ajuste, añadiendo una sexta semana al mes de diciembre cada 5 o 6 años (el último fue

en 1998 y el próximo será en 2004). El número de horas mostrado también puede variar

en ±1 MWh según el período de cambio horario del año al que se refiera.

• Mercado de corto plazo

Formado por los mercados spot de UKPX en períodos de media hora. Este mercado se

inicia 24 horas antes de la entrega y finaliza media hora antes de la hora de cierre.

24

Figura 3. Evolución de los volúmenes contratados en UKPX.

Además del producto en períodos de media hora, el UKPX ofrece otros dos productos,

que son los contratos de duración de 2 y 4 horas respectivamente, que comienzan dos

días antes del momento de transacción.

Los contratos de más largo plazo se convierten a contratos de corto plazo. Es el

conocido como sistema en cascada. Así:

- Los contratos estacionales se dividen en 2 contratos trimestrales el penúltimo martes

del quinto mes antes del comienzo del período cubierto por dicho contrato estacional

(verano o invierno).

- Los contratos trimestrales se dividen en 3 contratos mensuales el penúltimo martes

del penúltimo mes antes del comienzo del período cubierto por dicho contrato

trimestral.

- Los contratos mensuales se dividen en los correspondientes contratos semanales el

penúltimo martes del último mes antes del comienzo del período cubierto por dicho

contrato mensual.


- Los contratos semanales se dividen en los correspondientes contratos diarios cada

martes, cuando sólo están disponibles para la negociación 4 contratos diarios en base y

2 en pico.

- Los contratos diarios se dividen en sus correspondientes periodos semihorarios cada

día.

APX UK

Automated Power Exchange (UK) inició sus actividades con posterioridad a UKPX

debido a que en los comienzos de NETA, numerosos agentes habían firmado ya con

UKPX. Posteriormente, APX compró UKPX. APX organiza un mercado spot en el que

se negocian contratos a corto plazo (diario y semanal) con entrega física de la energía a

producir o consumir en cada media hora. Además, APX ofrece servicios de liquidación

y de comunicación de contratos bilaterales físicos al Energy Contract Volume

Aggregation Agent (ECVAA). APX ofrece una amplia variedad de contratos físicos con

un tamaño mínimo de lote de 1 MW.

MERCADOS OTC

El tercer tipo de mercados de corto plazo está constituido por mercados OTC con

diversos brokers entre los que el más destacado es Spectron. Spectron ofrece contratos

con un tamaño mínimo de lote de 1 MW para días completos y también en bloques

para “EFA” (Electricity Forward Agreement). Los EFA contemplan la división del día

en seis bloques (bloque 1 de 23.00h a 3.00h y bloque 4 de 19.00h a 23.00h).

La NGC, como operador del sistema se encarga del equilibrio del sistema. Para

conseguirlo puede acudir a tres mercados:

• Contratos forward para proporcionar servicios complementarios

• Trading de energía llevado a cabo antes de que se realice el cierre antes del

Balancing Mechanism

• Balancing Mechanism, en el que los generadores y comercializadores hacen

ofertas de subida y bajada después del momento de cierre.

Para cada período de media hora, la compañía encargada de realizar los ajustes

(ELEXON) calcula dos precios distintos, uno de venta del sistema (denominado

26

“System Sell Price” o SSP) y otro de compra (denominado “System Buy Price” o SBP).

El SSP se paga a los agentes que tienen un exceso de energía en cualquier período de

media hora, mientras que los agentes que tienen una posición corta de generación

pagan el SBP. El siguiente cuadro muestra qué precio de desvío se aplica en cada

situación:

Sistema LARGO Sistema CORTO

SSP (desvío por exceso) Precio medio de los bids en el BM Market Index Data

SBP (desvío por defecto) Market Index Data Precio medio de los offers en el

BM

Tabla 1. Precios en el Balancing Mechanism de Reino Unido.

Siendo:

Market Index Data = precio que se origina de UKPX (posteriormente absorbido por

APX UK), reflejando el precio mayorista nacional.

Bid = oferta de disminuir generación o aumentar consumo.

Offer = oferta de aumentar generación o disminuir consumo.

De esta forma, el cálculo de los precios SSP y SBP para cada media hora se realiza

basándose en:

• los precios ponderados por volumen de las ofertas de compra y venta que la

NGC ha aceptado para el Balancing Mechanism para ajustar la energía,

excluyendo las ofertas que la NGC utiliza para resolver las posibles

restricciones del sistema.

• Los contratos de reservas, servicios complementarios y energía que ha

requerido la NGC.

• La media de precios de los mercados de corto plazo (UKPX y APX).

En el Balancing Mechanism se negocia alrededor del 5% del volumen de electricidad.

Resulta destacable el hecho de que recientemente (marzo 2006) Ofgem haya aprobado

una modificación (P198), según la cual se paga el precio de los desvíos de forma


marginalista y no según el esquema “pay-as-bid” mantenido hasta ahora. De esta

forma, se vuelve al esquema marginalista utilizado en el pool inglés.

2.4.4 Servicios complementarios en NETA

Los servicios complementarios incluyen la respuesta en frecuencia, la reserva rodante

(regulating reserve) y la reserva permanente (standing reserve). La respuesta en

frecuencia es proporcionada por unas doce plantas, principalmente fundiciones de

aluminio, acería y plantas cementeras, que proporcionan casi un tercio de los requisitos

de la NGC. Este nivel es superior al que se tenía con el Pool. El concepto de reserva

rápida fue introducido por la NGC para cubrir la necesidad de tener una reserva

flexible con tiempo de respuesta entre 2 y 5 minutos. Actualmente este servicio sólo lo

prestan dos fábricas de fundición de aluminio, debido a los exigentes requisitos

técnicos (mínimo 50 MW a subir o bajar en 2 minutos) y este tipo de reserva supone un

10% de los requisitos totales de reserva. La reserva rodante la proporcionan

exclusivamente plantas de vapor con un tiempo de respuesta de 5 a 20 minutos. La

reserva permanente cuenta con la participación de 18 empresas, que proporcionan

cerca de un tercio de lo requerido.

El coste de los servicios complementarios se incluye en los precios SSP y SBP del

Mecanismo de Ajuste. La reserva permanente se contabiliza como si fuera una

“option” con tasas bien en ₤/h o en ₤/MWh por la disponibilidad del servicio en

períodos de media hora. La reserva rodante se paga a partir de precios determinados

por un mecanismo de ofertas.

2.4.5 Precios de la energía

Uno de los objetivos que se planteó para NETA era reducir los precios de la energía. En

las siguientes gráficas se muestra la evolución de precios de la energía, en primer lugar

bajo el mecanismo de funcionamiento del Pool, es decir, desde abril de 1990 y a

continuación, los precios de la energía bajo NETA, es decir, desde marzo de 2001.

28

Precios medios de energía en Reino Unido

0

10

20

30

40

50

60

jul-89 nov-90 mar-92 ago-93 dic-94 may-96 sep-97 feb-99 jun-00 oct-01

Libr

as/M

Wh

Precios medios de energía en Reino Unido con NETA

0

10

20

30

40

50

60

70

80

mar-01 sep-01 abr-02 oct-02 may-03 nov-03 jun-04 dic-04 jul-05 feb-06

Libr

as/M

Wh

Figura 4. Precios medios de la energía en Reino Unido con pool y con NETA.

Así mismo, se muestra el valor máximo, medio y mínimo de los precios de la energía

bajo ambos esquemas.

Precios (₤/MWh) Pool inglés NETAMáximo 50,93 72,41Medio 22,96 23,73

Mínimo 12,04 12,10

Tabla 2. Precios en pool inglés y NETA.

Con el cambio de mecanismo de funcionamiento del sistema eléctrico inglés se observa

que existe poca variación en lo referente a los precios medios y al precio mínimo en


ambos casos. Sin embargo, no ocurre lo mismo en cuanto al precio máximo de la

energía, que es casi 20 ₤/MWh mayor en NETA que en el Pool. A partir de las graficas

anteriores se observa una disminución en la volatilidad de los precios de la energía con

NETA, es decir, una menor variación de los precios de la energía a partir de la

introducción del nuevo esquema. Un análisis detallado del patrón de cambio de los

precios spot con el tiempo muestra que dichos cambios están relacionados con cambios

en la propiedad de las centrales y en el desarrollo de nuevas plantas que

incrementaron el margen de reserva en 2000-2001.

Sin embargo, se observa que a partir de 2005 se produce un aumento notable en los

precios, que se mantiene e incluso agudiza en el año 2006. Este incremento en los

precios de la energía se puede justificar a partir de la entrada en funcionamiento de las

medidas para cumplir con los objetivos de emisiones fijados por el Protocolo de Kioto

y especialmente a la introducción de los derechos de emisión. También se puede

justificar este aumento de los precios de la energía a partir de 2005 por el cambio de

Reino Unido en cuanto a su aprovisionamiento de combustibles para generación

eléctrica. Así, Reino Unida, que había sido un país autoproductor del gas natural que

consumían sus centrales, pasó a importar gas desde el continente europeo,

registrándose además precios altos de gas en esas fechas.

En cualquier caso, a partir del análisis de los precios de la energía bajo ambos

esquemas, se observa que NETA trajo consigo una disminución efectiva de los precios

de la energía hasta junio de 2003, si bien esta bajada de los precios no se debió

exclusivamente a la entrada en funcionamiento del nuevo esquema, sino que también

influyeron otros aspectos de la industria y cambio de propiedad que se comentaron

anteriormente.

2.5 Aspectos medioambientales

Los sistemas de apoyo a las energías renovables en Reino Unido se distinguen de las

políticas desarrolladas en otros países:

30

España Reino Unido

Ayudas a la inversión

Primas

Precios “verdes”

Certificados Verdes Negociables

Medidas fiscales

Tabla 3. Aspectos medioambientales Reino Unido – España.

En Reino Unido no existen subvenciones directas para la energía renovable, sino que

los productores tienen que recuperar las inversiones a través de mecanismos de

mercado. Las dos principales herramientas para fomentar la energía limpia en Reino

Unido son:

• Certificados Renovables (The Renewables Obligation)

• Climate Change Levy/Climate Change Agreements (medida de tipo fiscal)

Certificados Renovables (The Renewables Obligation)

Fue introducido en abril de 2002 mediante The Renewables Obligation Order y obliga a

los distribuidores a disponer de un porcentaje fijado de energía de fuentes renovables

en sus aprovisionamientos. En concreto, el porcentaje inicial se fijó en un 4,9%. Para

2005-2006 el porcentaje se fijó en un 5,5%. Para 2015 el objetivo se ha fijado en un 15%

de energía de origen renovable. Este porcentaje constituye un requisito legal para las

distribuidoras y se espera que colabore en la creación de un mercado fuerte de energía

verde y que proporcione incentivos a la realización de grandes proyectos, como la

tecnología offshore, facilitando el acceso a financiación de estos proyectos.

Los distribuidores tienen fundamentalmente dos posibilidades para cumplir con esta

obligación:

• Demostrar el origen de sus ventas de energía mediante certificados ROCs

(Renewable Obligation Certificates). Este sistema también se utiliza en Escocia

(SROCs) e Irlanda del Norte (NIROCs). Cada ROC representa 1 MWh de

energía renovable producida y son intercambiables. Desde el Acta de 2004, se

amplió el área en el que pueden encontrarse estas instalaciones de energía


renovable, incluyendo también aguas territoriales, en referencia a la instalación

de parques eólicos offshore.

• Efectuar un pago “Buy-out” para cada MWh no cubierto por ROCs.

Los vendedores de ROCs son los generadores de Reino Unido que generan los

certificados principalmente mediante su producción eólica, hidráulica (< 20 MW) o a

partir de biomasa. De este modo, ingresan dinero para rentabilizar la producción

renovable y financiar nuevos proyectos de energía renovable. Los certificados se

comercializan independientemente de la energía a través de brokers.

La particularidad del sistema consiste en un mecanismo de reembolso al final de cada

año. En agosto, Ofgem reparte el fondo de los pagos “Buy-out” entre todos los

distribuidores en función del número de ROCs que mantienen.

The Climate Change Levy (CCL)

Es un impuesto medioambiental que se aplica al uso de energía del sector no-

doméstico. Se debe pagar el CCL en el momento de efectuar la entrega de gas, carbón o

electricidad a un cliente del sector comercial o industrial. El CCL no aplica a ventas

mayoristas de electricidad entre traders (sólo a consumidores). El objetivo que se

plantea para esta medida, de tipo fiscal, es reducir las emisiones de gases de efecto

invernadero a través de un uso eficiente de la generación basada en combustibles

fósiles.

El impuesto, que fue introducido el 1 de abril de 2001, está actualmente establecido en

0,43 p/kWh, y se puede reducir mediante los llamados Climate Change Agreements

(CCA). Los CCAs son contratos entre el gobierno y los grandes consumidores

industriales, que establecen reducciones voluntarias de emisiones. Si una empresa

decide firmar un Climate Change Agreement y cumple con su objetivo de

emisiones/eficiencia energética, se le abona una reducción del 80% del CCL.

Los CCA se negocian entre el Ministerio de Medioambiente (Defra) y las asociaciones

de los sectores afectados. Partiendo de su respectivo acuerdo sectorial, las instalaciones

pueden firmar objetivos individuales. Si una empresa no cumple con su obligación

acordada, no hay penalización, pero la empresa pierde el derecho de reclamar el 80%

de descuento del CCL.

32

El CCL no se aplica a la generación de energía a través de fuentes renovables o a

cogeneración de “calidad”, formada por plantas de cogeneración que cumplen ciertos

requisitos de eficiencia. El CCL también contempla ciertas ayudas de capital a algunas

tecnologías, como por ejemplo, el pago de los costes de inversión de equipos de ahorro

de energía.

La energía de origen renovable, que esté convenientemente acreditada y certificada

está exenta del pago de este impuesto. Estos certificados de exención del impuesto

reciben el nombre de LECs (Levy Exemption Certificates) y corresponden a 1 MWh de

energía renovable generado en un período (típicamente un mes). Los LECs constituyen

un mecanismo del que disponen las distribuidoras para demostrar que la energía que

proveen a los consumidores no domésticos es de origen renovable. Ofgem, como

organismo regulador es el que se encarga de acreditar a los generadores, asignar los

LECs según la producción de los generadores e informar a los consumidores del

número de LECs asignados a los distribuidores. Abarca la producción de energía

hidráulica (<10 MW), biomasa (de cuya producción el 50% se considerará renovable),

cogeneración, fotovoltaica, eólica y mareomotriz. También es aplicable a energía

producida fuera del Reino Unido. En este caso, Ofgem se encarga de vigilar que se

hayan cumplido todos los requisitos necesarios, como comprobar que se puede

exportar la producción del país de origen a través de una interconexión fiable y que la

interconexión disponga de capacidad suficiente reservada para tal fin. Además, Ofgem

debe asegurarse de que existe un contrato entre el productor exterior de la energía y el

consumidor en Reino Unido, exigiendo de los consumidores una garantía de consumo.

Renowable Energy Certificate Systems (RECS)

Al margen de estas iniciativas de origen estatal para favorecer el desarrollo de las

energías renovables, existen otras iniciativas de origen privado. Entre ellas, se puede

destacar RECS (Renewable Energy Certificate Systems). Un certificad RECS

corresponde a 1 MWh generado por energía renovable, siempre que el productor o

intermediario tenga abierta una cuenta de registro en un organismo nacional

encargado de llevar a cabo la certificación. Este mecanismo constituye un sistema

internacional a nivel europeo de negociación de certificados de energía renovable. Esta

iniciativa comenzó en 2001, cuando diversas compañías eléctricas, que trabajaban con

certificados verdes renovables a nivel nacional decidieron habilitar un mecanismo que


les permitiera negociar libremente los certificados en el mercado eléctrico europeo.

Además de estos RECS existen los GoO (Guarantee of Origen), de funcionamiento

similar. La única diferencia real entre dichos sistemas es que los GoO tienen un status

legal basado en una directiva de la Unión Europea, mientras que los RECS se basan en

una iniciativa voluntaria.

Trading de emisiones (anterior a Kioto)

Desde abril del 2002 existe un sistema de trading de emisiones nacionales en Reino

Unido, que está abierto a la participación de todo tipo de empresas o individuos. Los

usuarios principales del sistema son 32 empresas que resultaron adjudicatarias en una

subasta de reducciones de GEI (marzo 2002). Además de estos participantes directos,

suelen participar empresas con el fin de cumplir obligaciones adquiridas bajo los CCA.

En el primer año de vigencia (abril 2002-abril 2003) todos los participantes directos

cumplieron sus objetivos y además aportaron un 20% más de reducciones. Este trading

de emisiones se dirigió desde un principio a conseguir un objetivo de reducción de

emisiones del 20% para 2010, más restrictivo de lo fijado por Kioto.

Protocolo de Kioto

El Esquema de Comercio de Emisiones de la Unión Europea (EU ETS) es una de las

políticas clave introducidas por la Unión Europea para cumplir con los objetivos de

reducción de emisiones de gases de efecto invernadero fijados por el Protocolo de

Kioto. El objetivo de reducción de emisiones fijado por el Protocolo de Kioto para la

Unión Europea es del 8% sobre las emisiones de 1990. El esquema de la Unión Europea

es distinto e independiente del mecanismo piloto voluntariamente establecido en Reino

Unido, que afecta exclusivamente a empresas situadas en Reino Unido y que finalizará

en diciembre de 2006. A los agentes que decidieran ser incluidos en el Esquema de

Comercio de Derechos de Emisión de Reino Unido (UK ETS) o en Acuerdos sobre el

Cambio Climático, se les dio la oportunidad de ser excluidos del ETS de la Unión

Europea hasta finales de 2006 o final de la fase I, respectivamente.

El objetivo fijado por Kioto para Reino Unido es de una reducción de las emisiones del

12% con respecto a las emisiones de 1990. En la actualidad se ha conseguido una

reducción del 6,9%, de forma que se requiere una reducción adicional de

aproximadamente 10,8 Mt CO2/año respecto a las emisiones de 2005 (-5,6%).

34

Anteriormente se ajustaban mejor a su objetivo, pero están comenzando a aumentar su

tasa de emisiones por encima de lo previsto.

El esquema establecido por la Unión Europea utiliza un mecanismo basado en el

mercado para incentivar la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero de

una forma efectiva y económicamente eficiente. El esquema opera a través de la

asignación y comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, de

manera que un derecho representa una tonelada equivalente de dióxido de carbono. Se

establece un límite global o “cap” para cada país miembro sobre la cantidad total de

emisiones permitidas a todas las instalaciones que forman parte del esquema. Al final

de cada año, se solicita a las instalaciones que se aseguren de que disponen de la

cantidad suficiente de derechos para cubrir sus emisiones actuales. Estas instalaciones

tienen la flexibilidad de comprar derechos adicionales o vender su exceso de derechos

conseguido al reducir sus emisiones por debajo de las que tenían asignadas. La

compra-venta de derechos tiene lugar en un mercado que abarca toda la Unión

Europea. De esta forma, se establece un régimen flexible para los agentes, al tiempo

que se asegura que se mantienen las emisiones de cada país miembro por debajo de su

límite superior o “cap”.

Todos los países miembro de la Unión Europea están obligados a trasponer la Directiva

del ETS de la UE. En Reino Unido esta trasposición de la directiva se realizó a través de

las “Normas para UK”. Se establece que el esquema debe estar dividido en dos

períodos o fases, para los cuales, cada país miembro debe establecer un Plan de

asignación Nacional (PNA), que debe ser aprobado por la Comisión. Estos planes

nacionales deben mostrar el número total de derechos y ser consistentes con los

objetivos de reducción de emisión para cada país a partir de lo firmado en el Protocolo

de Kioto.

Las Normas de Reino Unido establecen que las instalaciones definidas en el anexo 1

dispongan de un permiso de emisión de gases de efecto invernadero. Entre las

instalaciones incluidas en el anexo 1 destacan:

• actividades de generación de energía eléctrica (incluyendo plantas de

cogeneración)

• instalaciones de producción y procesado de metales férricos


• industrias mineras

• industria papelera

Las condiciones exigidas a las instalaciones poseedoras de esos permisos de emisión se

centran en la aprobación por parte del regulador de un plan de control e información

sobre las emisiones. Cada año se comparan las emisiones de cada instalación con las

del año anterior y “surrender” el número equivalente de permisos. Todas las

transferencias y “surrenders” de derechos se realizan en registros electrónicos

nacionales.

Las responsabilidades y obligaciones de los países incluidos en el ETS de la Unión

Europea se establecen en tres documentos:

• la Directiva de ETS de la Unión Europea

• la Regulación de Reino Unido

• la Regulación de Registro de la Unión Europea

La Comisión Europea tiene la responsabilidad del desarrollo estratégico del esquema y

de aprobar los PNA, así como de asignar el “cap” para cada país miembro. También es

responsable de llevar un registro central con todos los registros de los países miembro.

Fase I del ETS de la Unión Europea (2005-2007)

La fase I del esquema se inició el 1 de enero de 2005 y concluye el 31 de diciembre de

2007 y sólo cubre las emisiones de CO2 como gas de efecto invernadero. Otros gases de

efecto invernadero y otras actividades se cubrirán en la segunda fase (2008-2012), si así

lo deciden los países miembro. El PNA de Reino Unido y una lista de la asignación de

emisiones por instalación se publicaron en mayo de 2005. La asignación de derechos se

realizó de forma que el 93.7% de la cantidad de derechos se asignó a instalaciones ya

existentes en Reino Unido y con el 6.3% restante se constituyó una reserva para nuevos

entrantes. En caso de que al final de la fase I sobren derechos de esta reserva, se

dispondrá de ellos, ya sea por subasta o por venta.

Para las instalaciones que entraron en operación antes del 1 de enero de 2004, el

proceso de asignación de derechos se desarrolló en una doble etapa:

36

En primer lugar, la cantidad total de derechos se distribuyó entre los sectores cubiertos

por la ETS de la Unión Europea (por ejemplo: centrales de generación, fábricas de

hierro y acerías, cementeras…). A las centrales de generación se les asignó una

cantidad menor de derechos en la Fase I, ya que se consideró que estaban más aisladas

de la competencia internacional que otros sectores.

En segundo lugar, se asignó a las instalaciones una proporción del total asignado al

sector, que se calculó en base a los datos de emisiones históricas entre 1998 y 2003,

después de descontar el año de menos emisiones. Algunas instalaciones recibieron una

asignación de derechos basada en metodologías específicas, según los criterios

establecidos por DEFRA.

Para cumplir con los requisitos legales del esquema el 30 de abril de cada año hay que

entregar el número de derechos suficientes para cubrir todas las emisiones. En caso de

tener menos derechos asignados de los que serán necesarios, las generadoras tienen la

opción de reducir sus emisiones a través de diversas medidas de reducción de las

emisiones o comprar derechos de emisión hasta cubrir la diferencia. El mercado de CO2

se ha desarrollado en los últimos años, principalmente con el comienzo de la Fase I. Las

empresas pueden acudir al mercado para comprar derechos para cubrir sus requisitos

o para vender su superávit de derechos. Esto puede realizase de diversas formas:

negociando directamente con otras compañías incluidas en el esquema, comprando o

vendiendo a través de intermediarios (como bancos o traders especializados),

utilizando los servicios de un broker para encontrar compradores o vendedores de

derechos o unirse a los intercambios organizados de otros productos vinculados al

CO2.

En la actualidad sólo se registran las transacciones de derechos realizadas con

asignaciones de derechos del ETS de la Unión Europea, y se conocen como Unidades

de Asignación de Naciones Unidas (EUAs). Sin embargo, la Directiva contempla la

asignación de nuevos derechos conseguidos a través de mecanismos flexibles para

cumplir con Kioto. Para la Fase I sólo se contemplan las Reducciones de Emisiones

Certificadas (CERs), que se generan a través de proyectos de desarrollo limpio. En la

Fase II también se contemplarán las Unidades de Reducción de Emisiones (ERUs), que

se generan a través de proyectos de implementación conjunta.


Plan Nacional de Asignación de Derechos

El Plan Nacional de Asignación de Derechos (PNA) hace referencia a la Directiva

Europea 2003/87/EC. Cada país miembro debe diseñar un PNA en el que se establezca

la cantidad de derechos que el país asignará en cada fase y una propuesta de cómo se

distribuirán estos derechos asignados entre las instalaciones sujetas al esquema.

El PNA de Reino Unido establece la asignación de 736 Mt CO2 durante la primera fase

del EU ETS. La asignación de derechos se realiza en una aproximación en dos niveles

que asigna derechos primero por sector y posteriormente los asigna a las instalaciones

pertenecientes a cada sector. Las asignaciones por sector se realizan en base a las

emisiones proyectadas del sector entre 2005 y 2007, excepto para el sector eléctrico, al

que se asignan 5,5 Mt CO2 por debajo de sus emisiones previstas. Los sectores incluidos

son: suministro de energía, industrial, transporte, sector doméstico, sector primario y

sector público. Para el cálculo de las asignaciones por instalación se considera la media

de las emisiones de los cinco años previos. En cuanto a los nuevos entrantes, se les

reserva un 7,7% del total de derechos a asignar para la fase I, concediéndose prioridad

en la asignación a nuevas instalaciones de cogeneración de “calidad”. Por otro lado,

cualquier exceso de derechos de los reservados para nuevos entrantes será subastado al

final de cada año de la fase I.

A partir de la asignación de emisiones por instalación, se puede hacer un cálculo del

número de horas de funcionamiento que se contempla para cada tecnología. En

concreto, para las centrales de carbón, utilizando una tasa de emisiones de 0,9 t

CO2/MWh se obtiene un número de horas de funcionamiento que oscila entre 2800 h

(Central de Eggborough de British Power a 4300 h de la Drax Power extensión, que es

la central de carbón que dispone de mayor cantidad de derechos asignados). En cuanto

a los ciclos, suponiendo una tasa de emisión de 0,4 t CO2/MWh se obtiene un número

de horas medio de 5250 h. Como cabía esperar, el número de horas de funcionamiento

de los ciclos es mayor, para favorecer así la transición o switching entre ambas

tecnologías.

Las emisiones del sector energético incluyen las de la producción de combustible para

consumo final de otros sectores, es decir, producción de electricidad, producción y

refinado de petróleo y de otros combustibles como carbón. Las medidas de reducción

de las emisiones en este sector se definen a partir del fomento de las energías

38

renovables (Renowable Obligation) y de las indicaciones del libro Blanco de la Energía

publicado en 2003.

2.6 Interconexiones

En cuanto a las interconexiones de Reino Unido, la principal es la interconexión con

Francia, que dispone de 2000 MW en ambos sentidos, lo que supone un 3,1% de la

capacidad instalada. El mecanismo de explotación de la interconexión se basa en

subastas explícitas sobre la totalidad de la capacidad disponible. Para adjudicar la

capacidad se utilizan dos mecanismos:

• Adjudicación de capacidad mediante concurso: en los concursos

(“tenders”/”appel d’offre”) NGC y RTE sacan al mercado capacidad a largo

plazo (3 años). Los concursos consiste en ofertas de “sobre cerrado” en las

cuales los agentes ofertan un precio por bloque (cada bloque tiene 50 MW) y

año. El primer concurso de este tipo tuvo lugar en enero de 2001 y se

adjudicaron 1500 MW de capacidad.

• Adjudicación de capacidad mediante subasta: hay subastas de capacidad anual,

estacional, trimestral, de fines de semana y diarias. Las subastas se efectúan

mediante un sistema basado en Internet, en el cual todos los participantes ven

las ofertas de los demás. Una oferta consiste en un precio por MW por período,

no se pudiéndose ofertar para horas sueltas. En caso de ganar la subasta, el

agente paga el precio al que ofertó (pay as bid).

Desde 2004 existe la gestión intradiaria de la interconexión y la posibilidad de

participar en el mercado de ajustes francés.

Hasta abril de 2005 la generación, transporte y distribución de electricidad estaba

dividida en tres sistemas geográficos distintos: Inglaterra y Gales, Escocia e Irlanda del

Norte. Las interconexiones internas unían Inglaterra con Escocia (1200 MW, que se

planea ampliar a 2200 MW) y Escocia con Irlanda del Norte, mientras que las

interconexiones externas unían Inglaterra y Francia e Irlanda del Norte con Irlanda.

Desde abril de 2005, con la puesta en marcha de BETTA (British Electricity Trading &

Transmission Arrangements) los sistemas escocés y de Inglaterra y Gales se han unido

con la NGC actuando como operador del sistema de transporte de Gran Bretaña. Otras


interconexiones, a diferencia de la interconexión con Francia, no están liberalizadas,

como la de Inglaterra-Escocia y Escocia-Irlanda.

Se han propuesto nuevas interconexiones entre Inglaterra y Holanda, Gales e Irlanda e

Inglaterra y Noruega. Debido a la creciente incertidumbre sobre el nivel y dirección de

los flujos a través de estas interconexiones, para estas futuras interconexiones se asume

la misma capacidad de interconexión en ambos sentidos.

2.7 Estructura de producción actual y previsión de futuro

En la actualidad, la producción eléctrica por tecnologías en el Reino Unido se

distribuye según muestra el siguiente gráfico:

Estructura de producción en Reino Unido

39%

33%

23%2% 3%

GasCarbónNuclearHidráulicaOtros

Figura 5. Estructura de producción actual en Reino Unido.

La capacidad instalada es de 75.000 MW de empresas de generación y 5.600 de

autoproductores y la producción de 393 TWh (Eurelectric 2006). La generación está

constituida por casi 40 agentes, de los cuales, el mayor es British Energy, cuya

generación es 100% nuclear, y que dispone de aproximadamente el 14% del mercado

de producción. El margen de reserva se sitúa en un 14% de la capacidad total instalada.

En cuanto a la procedencia del combustible utilizado para la producción de energía, el

país solía producir el 90% del gas que consumía, sin embargo, a partir del último

trimestre de 2003 se convirtió en importador neto de gas. Esto hace prever una

dependencia creciente de gas, tanto a través de gasoducto como de Gas Natural

Licuado (GNL), principalmente debido a la retirada de reactores nucleares. Esta

40

creciente demanda de gas podría aumentar la necesidad de contratos de importación

de gas a largo plazo.

Previsión de nueva capacidad

Se prevé 2.020 MW de capacidad de ciclos combinados o cogeneración, ya en servicio o

en fase muy avanzada de construcción. Hay otros 1.810 MW previstos para después de

2008. En 2005 se produjo la incorporación de 543 MW de capacidad eólica (offshore y

onshore). Para 2006/2007 se prevé la entrada de 700 MW adicionales de eólica.

Con los datos de Eurelectric, se puede hacer un cálculo de la cobertura de la demanda

por tecnologías para 2010 y 2020.

Cobertura de la demanda por tecnologías 2010

14%

26%

1%

1%

2%7%

49%

NuclearCarbónFuelGas naturalOtrosHidráulicoRenovables

Cobertura de la demanda por tecnologías 2020

10%13%

1%1%

2% 13%

60%

NuclearCarbónFuelGas naturalOtrosHidráulicoRenovables

Figura 6. Cobertura de demanda por tecnologías en Reino Unido 2010 y 2020..

Comparando esta estructura con la situación actual, se observa un peso creciente de la

generación de ciclo combinado, que sustituye a otras tecnologías, como el carbón o la


nuclear. También es destacable la importancia creciente de las renovables en la

cobertura de la demanda y el mantenimiento de la hidráulica.

A partir de los datos incluidos en el informe de Eurelectric de octubre de 2005, se

puede hacer una previsión del mix tecnológico de Reino Unido en un horizonte que se

extienda hasta 2020 en cuanto a horas de funcionamiento. Para ello, los datos de

partida son la potencia actualmente instalada en cada una de las tecnologías y la

energía producida por las mismas en los últimos 5 años y la predicción de Eurelectric

de nueva capacidad a instalar (basándose en proyectos ya en construcción o en

potencia necesaria para cubrir el incremento previsto de la demanda). Con estos datos

y la previsión de la energía que se producirá en cada año del horizonte señalado, se

calcula el número de horas equivalentes de funcionamiento de las diferentes

tecnologías hasta 2020. Estas horas de funcionamiento equivalente se muestran en la

siguiente gráfica:

Horas de funcionamiento equivalente por tecnologíaSistema Reino Unido 2000-2020

-2,000

-1,000

0,000

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022

CarbónHidráulicoInterconexiónNuclearGas natural

2005

Figura 7. Horas de funcionamiento equivalente por tecnología para Reino Unido a 2020.

A partir de la gráfica se pueden extraer las siguientes conclusiones:

- Los grupos de carbón disminuyen sus horas equivalentes de funcionamiento a

medida que avanza el horizonte, lo que es debido a las normativas medioambientales,

entre las que destaca la reducción de emisiones impuesta por el protocolo de Kioto.

42

- Este descenso en las horas de funcionamiento de los grupos de carbón es absorbido

por centrales nucleares, que aumentan sus horas equivalentes de funcionamiento

significativamente a partir de 2010.

- Los grupos hidráulicos y las centrales de ciclo combinado se mantienen en número de

horas de funcionamiento estable y contribuyen significativamente a cubrir la demanda,

principalmente los ciclos combinados, con un número de horas de funcionamiento en

torno a las 6000 horas anuales.

- Las interconexiones presentan un saldo neto importador, fundamentalmente

procedente de la interconexión con Francia y con tendencia decreciente a partir de

2010.

A raíz de los resultados obtenidos, se puede observar que el número de horas de

funcionamiento previsto para las centrales resulta elevado. Este número elevado de

horas se obtiene debido a que se prevé que se produzca una falta o gap de generación

en 2010-2015. Esta falta de generación se debe en parte a la antigüedad de las centrales

del parque actual, principalmente las centrales nucleares y de carbón y a la

incertidumbre actual en cuanto a la decisión del mix energético del futuro. La

composición de este mix queda a la determinación del mercado, si bien, los agentes

esperan una indicación por parte del gobierno a la hora de hacer sus inversiones. Está

prevista una revisión del sistema energético de Reino Unido en junio de 2006. Se espera

que en esta revisión el gobierno indique si se seguirá una política favorable a la energía

nuclear, o si bien, ante la presión de la sociedad, se tenderá a favorecer la generación a

partir de gas natural.

2.8 Valoración del sistema inglés

2.8.1 Valoración del sistema de pool inglés

Poco después de la introducción del Pool inglés en 1990, los agentes comenzaron a

mostrar su desacuerdo sobre distintos aspectos. Muchos de los problemas del Pool

resultaron del modo en que fue diseñado, de forma rápida y sin precedentes, y de la

fuerte influencia del algoritmo de casación (GOAL). Pero el problema principal era la

estructura del sector de generación, con dos empresas que poseían todas las plantas

marginales de carbón y una empresa con generación fundamentalmente nuclear que


actuaba como tomador del precio que fijaban las otras dos. De esta forma, no es

sorprendente que el mercado se caracterizara por el ejercicio de poder de mercado y los

altos precios. Durante muchos años el regulador del sistema no hizo nada para evitar

este ejercicio del poder de mercado y no penalizó a las compañías. En 1995 el regulador

obligó a National Power y a PowerGen de desinvertir respectivamente 4000 y 2000

MW de generación, y permitió a Eastern su adquisición. De esta forma, el duopolio

pasó a ser un triopolio y los precios continuaron siendo altos.

Aunque el Pool ha recibido numerosas críticas, debería ser juzgado dentro de su

contexto: fue un mecanismo desarrollado en poco tiempo y con pocos precedentes. Sin

embargo, proporcionó una base sólida para los intercambios a corto plazo y sirvió de

base para la instalación de 25 GW de nueva generación. También es destacable el hecho

de que se produjeron unas circunstancias favorables para el gas, ya que descendió el

precio del gas al liberalizar el mercado y bajó el coste de construcción de centrales de

gas.

2.8.2 Valoración de NETA

Una de las principales consecuencias de los mecanismos para establecer los precios es

que el sistema tiene tendencia a quedar en posición larga de generación, lo cual plantea

los siguientes problemas:

• Algunas plantas de carbón se operan de forma ineficiente y esto provoca un

aumento en las emisiones de CO2.

• La NGC obtiene la energía necesaria para la reserva de forma muy barata y el

verdadero coste de la reserva no se muestra claramente.

• Se disminuye el valor de las plantas de punta y de las que tienen mayor

flexibilidad.

• Hay distorsión en las señales de precio del Balancing Mechanism.

• Además los mercados de corto plazo no tienen suficiente liquidez.

Un factor clave para la introducción de NETA fue que se pensaba que este mecanismo

contribuiría a aumentar la liquidez del mercado a plazo, que estaba destinado a

proporcionar señales de precio a largo plazo destinadas a las decisiones de inversión.

Aunque de hecho el mercado de contratos a plazo ha aumentado su liquidez para

44

períodos de hasta un año, esto parece ser debido más a cambios en el riesgo y la

estructura de propiedad de la industria que a NETA.

El principal objetivo que se perseguía con la introducción de NETA era la reducción de

precios, tanto en el mercado mayorista como en el minorista. Aunque los precios se

redujeron de 1998 a 2002 (NETA se inició en marzo de 2001), diversos análisis

econométricos mostraron que el principal causante de la reducción de precios fue la

reducción de la concentración de propiedad de plantas de carbón y gas. De hecho,

estos estudios encontraron que NETA no tuvo efectos significativos en el precio spot de

electricidad. Un análisis detallado del patrón de cambio de los precios spot con el

tiempo muestra que dichos cambios están relacionados con cambios en la propiedad de

las centrales y en el desarrollo de nuevas plantas que incrementaron el margen de

reserva en 2000-2001.

En cuanto a los precios a futuro, estos se incrementaron casi un 50% entre la primavera

y el verano de 2003. De entre los factores que provocaron esta variación de los precios

destaca el incremento de los precios de carbón y gas y la sombra del mercado de

derechos de emisión, que se iniciaría a comienzos del 2005. También es destacable el

hecho de que con la introducción de NETA, que no establece pago por capacidad a

diferencia del Pool que sí lo contemplaba, el margen de reserva disminuyó de forma

notable.

La Nacional Audit Office encontró que aunque los precios de clientes industriales y

comerciales habían disminuido significativamente, para los clientes domésticos sólo se

habían producido reducciones modestas (del orden del 3%) en aquellos clientes que

abandonaron el distribuidor incumbente antes de la introducción de NETA, no así para

el resto de clientes que siguieron bajo este esquema.

Los aspectos referentes al gobierno del mercado de electricidad se dividieron en cuatro

bloques. Aunque la mayor parte se encuentra recogida en el Balancing and Settlement

Code, algunos aspectos están cubiertos por el Connection and Use of System Code,

otros por el Grid Code y otros aspectos referentes a la determinación de los precios del

Balancing Mechanism están directamente sujetos a la licencia de transporte de la NGC.

Esta fragmentación ha resultado en un proceso complicado de gestión, especialmente

cuando se desea introducir cambios de algún tipo.


En resumen, la valoración de NETA se puede sintetizar en los siguientes aspectos:

Objetivos conseguidos por NETA

- Una mayor coordinación y consistencia con el gas

- Introducir mayores incentivos a gestionar riesgos

Objetivos conseguidos pero no como consecuencia directa de NETA

- Una reducción en los precios

- Un aumento en la contratación a plazo, que permite nuevas opciones para gestionar

el riesgo, mercados de futuros y un esquema más eficiente de operación de las plantas

más cercano al tiempo real

- Mantener la seguridad de suministro a corto y largo plazo

Objetivos parcialmente conseguidos por NETA

- Mantener la seguridad de suministro a corto y largo plazo, de forma que la de corto

plazo se ha conseguido, aunque la seguridad de suministro de largo plazo aún está por

demostrar. Es destacable que al introducir NETA, que no contempla pagos por

capacidad, el margen de reserva disminuyó considerablemente.

- Reconocimiento del valor de una planta flexible.

Objetivos no conseguidos por NETA

- Aumentar el grado de participación de la demanda.

- Conseguir una mayor transparencia en las ofertas realizadas y el proceso de

determinación de los precios, sobre todo del Balancing Market.

- Mejorar el gobierno del mercado eléctrico.

Efectos secundarios conseguidos

- Incentivar los sistemas de cogeneración y energías renovables

- Mejorar la eficiencia

NETA es sin duda el diseño de mercado más complicado y caro de Europa, en cuanto a

su implantación. El coste de pasar al nuevo sistema fue de 700 M₤.

46

2.9 Referencias

• Página web National Grid Company (NGC): http://www.ngc.co.uk.

• Página web ESIS: http://www.esis.co.uk.

• Página web Eastern: http://www.eastern.co.uk.

• Página web Nuclear Electric: http://www.nuclear-electric.co.uk.

• Página web OFFER: http://www.open.gov.uk./offer/offer.htm

• Página web ELEXON: www.elexon.co.uk

• PNA: http://www.defra.gov.uk/environment/climatechange/trading/eu/

• Ministerio de Industria y Comercio:

www.dti.gov.uk/energy/inform/energy_prices/index.shtml

• „The New Electricity Trading Agrrement in England & Wales”- An

International Assessment of Competitive Markets- EEE Limited- Alex Henney

• „An operator’s guide to the EU Emissions Tarding Scheme: The steps to

compliance”- Defra (febrero 2006)

• [NETA, 2000] “An overview of the New Electricity Trading Arrangements,

V1.0. A high-level explanation of the New Electricity Trading Arrangements

(NETA) “. OFGEM, Department of Trade and Industry, 31 de mayo de 2000.

Disponible en

www.ofgem.gov.uk/elarch/retadocs/Overview_NETA_V1_0.pdf.

• www.bmreports.com Imformes del Balancing Mechanism

• Información sobre LECs: www.opsi.gov.uk

• Overview IFA Daily Auction Proccess- October 2003.

• Informe Eurelectric octubre del 2005.

• NERA Global Energy Regulations (Marzo 2006).


• Synthesis of reports demosntrating progress in accordance with the Kyoto

Protocol- United Nations (9 Mayo 2006).

• Algunas experiencias internacionales sobre la liberalización de mercados

eléctricos - UNESA (mayo 2006).

• Información sobre emisiones de centrales de generación: http://www.british-

energy.com/documents/EPD_Doc_-_Final.pdf

48


países nórdicos

3 Estudio del sector eléctrico en países nórdicos 49

3 Estudio del sector eléctrico en países nórdicos

3.1 Introducción al mercado de los países nórdicos

El mercado nórdico comprende los siguientes cuatro países:

- Noruega: con una población de 4,6 millones de habitantes y una superficie de

325.000 km2. Su consumo de electricidad es del orden de 115 TWh, lo que

representa un consumo individual de 25.000 kWh, sólo igualado por Québec.

Este nivel refleja el elevado nivel de consumo de las industrias intensivas

(fundiciones de aluminio o aleación de hierro, industrias química y papelera),

además del uso doméstico. Noruega es el quinto mayor productor mundial de

energía hidráulica y el primero en Europa. Su producción ha pasado de 67 TWh

en 1996 a 147 TWh en 2000.

- Suecia: con una población de 9 millones de habitantes y una superficie de

450.000 km2. El consumo anual de electricidad es de 145 TWh, es decir, el cuarto

mayor consumo individual a nivel mundial. Este consumo no ha variado

significativamente durante los últimos años. El 30% del consumo de energía

proviene de las industrias papeleras. La producción es fundamentalmente

hidráulica y nuclear, con una pequeña parte de cogeneración y producción de

centrales de fuel.

- Finlandia: con una población de 5,2 millones de habitantes y una superficie de

338.000 km2. Su consumo de electricidad es de 85 TWh, lo que la sitúa con un

nivel de consumo individual similar al de Suecia. También al igual que en

Suecia, el 30% de su consumo va destinado a industrias papeleras. Tiene un mix

de generación variado: un 25% de producción nuclear, un 40% de carbón, casi

un 20% de producción hidráulica y el resto procedente de energía renovable.

Tiene también especial relevancia la producción con cogeneración.

- Dinamarca: con una población de 5,4 millones de habitantes y una superficie de

43.000 km2. Tiene un consumo de 35 TWh, lo que supone un consumo

individual típico de un país europeo. El 85% de su producción procede de

cogeneración y el resto es producción eólica.

50

La población total incluida en el área del mercado nórdico es de 24,2 millones de

habitantes y el consumo es de 380 TWh.

En lo referente al impacto de los posibles cambios en los precios eléctricos, se

pueden distinguir dos grupos fundamentales de consumidores. El primero estaría

formado por un pequeño número de clientes industriales orientados a la exportación

(principalmente las industrias papeleras, químicas y de acero de Finlandia, Noruega y

Suecia). Para estas industrias el coste de la electricidad supone entre un 4 y un 10% del

coste total de producción. El segundo grupo estaría formado por los clientes

domésticos, con calefacción eléctrica. Un hogar típico con calefacción eléctrica consumo

20-25 MWh de electricidad al año, y el coste de electricidad supone entre un 6 y un 10

% del gasto doméstico total. Para otros grupos de clientes el coste de la energía tiene

mucha menor relevancia.

Desarrollo del sector y del mercado eléctrico en los países nórdicos

Noruega

El suministro de electricidad en Noruega tiene su origen en las compañías de

distribución creadas por los gobiernos municipales, que construían plantas hidráulicas

y luego se encargaban de distribuir su producción y de compañías, como Norsk Hydro,

que construía centrales para satisfacer su propia demanda y vender el excedente para

iluminación. Este desarrollo histórico resultó en una industria fragmentada y de

propiedad mayoritariamente estatal (de hecho, el 85% de la capacidad de generación

permanece en manos del gobierno), formada por empresas integradas en generación y

distribución. A esto se une que las únicas compañías de generación privadas son

industrias de consumo intensivo de energía, de forma que consumen

aproximadamente la mitad de los 35 TWh que producen.

En 1972, ante la presión ejercida por el gobierno para racionalizar el uso de los recursos

hidráulicos, el sector eléctrico creó un pool de generación a nivel nacional (el

Samkjoringen), que era una asociación cooperativa formada por cinco mercados

regionales. Este pool se basaba en generadores ofertando semanalmente para comprar

y vender energía al valor que ellos otorgaban al agua, permitiendo optimizar las


reservas hidráulicas a lo largo del país y ofreciendo a las empresas y a las compañías

que tenían un uso intensivo de energía el satisfacer sus necesidades.

Hasta 1987 la política del gobierno noruego fue promover la concentración en el sector

eléctrico en un número de empresas verticalmente integradas con base local. Esta

política no tuvo éxito en la eliminación de las ineficiencias del sector, que habían

surgido como consecuencia de la estructura monopolística y de la influencia estatal en

el sector. En 1987 el gobierno publicó una normativa en la que intenta promover una

reestructuración del sector a través de unas líneas de orientación. Esto se tradujo en la

Energy Act publicada en 1990, que entró en funcionamiento el 1 de enero de 1991.

El preámbulo de la Energy Act de 1990 deja claro que el Parlamento considera que la

generación y distribución de electricidad no debe tener ninguna peculiaridad a nivel

económico, de forma que debe quedar sometida a las condiciones que imponga el

mercado. Otros asuntos que se contemplaron en el Energy Act 1990:

- el libre acceso a todas las redes de transporte y distribución de todos los

generadores y clientes de forma no discriminatoria. Noruega introdujo una

tarifa de “punto de acceso”, de forma que cualquier generador o cliente final

que la pagara tendría acceso a la red entera, sin existir un cargo adicional por

distancia.

- Introdujo un nuevo sistema regulatorio, incitando a la “Norwegian Water

Resources and Energy Directorate” (NVE) y a la Autoridad de Competencia en

Noruega a regular la industria.

En diciembre de 1991, Statkraftverkene, antigua compañía de generación y de

transporte de propiedad estatal fue disuelta y sus activos se separaron en Statkraft SF,

para la parte de generación; mientras que los activos de transporte pasaron a Statnett

SF, que pasó a ser el operador del sistema de transporte. Statnett posee cerca del 75%

de la red de transporte, pero para facilitar el uso eficiente de la red entera, Statnett tiene

derecho de arrendamiento sobre las partes de la red que no posee. De esta forma puede

operar el conjunto de la red como una entidad íntegra.

Los recursos hidráulicos son un tema de relevancia política en Noruega. Una

legislación de 1917 prohíbe que los recursos hidráulicos de Noruega sean propiedad de

empresas extranjeras. De hecho, la mayor parte de la industria está en manos del

52

gobierno. La compañía privada de mayor tamaño es la Norsk Hydro, que posee unos 8

TWh de capacidad de generación. Las instalaciones de aprovechamiento hidroeléctrico

están sujetas a una concesión que exige que los agentes que tienen una participación

estatal inferior a dos tercios tengan que devolver las instalaciones al estado después de

60 años. Los que tienen una participación estatal superior a dos tercios disponen de la

concesión a perpetuidad. Esta forma de gestionar las concesiones favorece que la

generación sea de propiedad estatal y ha suscitado bastante debate.

Hay casi 150 empresas de generación en Noruega, pero la empresa estatal Statkraft es

con diferencia la mayor, con una capacidad instalada de 8356 MW y una producción

media anual de 35 TWh. También hay, sin embargo, mucha participación cruzada de

las empresas: Statkraft posee un 45% de Adger Energi, que es la tercera mayor

compañía de generación; 49,9% de BBK, cuarta mayor compañía de generación, y

66,6% de Skagerate Energi y tiene acciones de otras empresas. De esta forma, tiene una

cuota en el mercado de generación del 40% en capacidad. Statkraft también posee un

45% de Sydkraft en Suecia.

Además, el 30% de las centrales hidroeléctricas son de propiedad conjunta de varias

compañías generadoras. En estos casos, sólo una de ellas se hace cargo de la operación

de la misma.

Suecia

Ha habido seis aspectos importantes en el desarrollo del sector eléctrico en Suecia:

- la responsabilidad de la distribución tenía principalmente una base municipal y

algunos distribuidores invirtieron también en generación. De esta forma,

Stockholm Energi invirtió en centrales hidráulicas y en térmicas, para satisfacer

la demanda eléctrica de los municipios a los que abastecía.

- El gobierno desempeñó un papel importante en la creación de Statens

Vattenfallsverk, la corporación eléctrica sueca de propiedad estatal, que tenía la

misión de invertir en generación y desarrollar el sistema de transporte de alta

tensión. Este se construyó con la inversión de un conjunto de productores, que

disponían de derechos de uso de la red que podían vender, disponiendo

Vatenfallsverk de algunos derechos de uso gratuito.


- Las instalaciones hidráulicas están en el norte, mientras que las centrales

nucleares y las térmicas están en el sur.

- Hay pocas compañías privadas que tengan generación.

- La energía nuclear en Suecia ha estado rodeada de polémica desde que se

construyó la primera planta en 1972. Después del accidente de Three Mile

Island, el parlamento sueco (el Riksdag) en 1980 decidió realizar un referéndum

popular no vinculante sobre el futuro de la nuclear en Suecia. Como resultado

del referéndum, el Riksdag tomó dos líneas de acción: por un lado, decidió que

no se concedería más licencias para la construcción de nucleares; por otro lado,

se decidió que no se permitiría a los reactores existentes operar más allá de la

vida de funcionamiento esperada del último reactor, es decir, 2010. De esta

forma, se ha iniciado un largo debate sobre la retirada de funcionamiento de las

plantas, pero no se ha hecho nada al respecto todavía, salvo el cierre de dos

reactores de 620 MW cada uno cercanos a Copenhague, ante la presión del

gobierno danés. El segundo reactor se cerró en 2005.

- En 1960 muchos municipios desarrollaron sistemas de calefacción eléctrica para

más de 100.000 viviendas (de un total de 1,5 millones) y otros edificios.

También se instalaron 30 plantas de cogeneración, que funcionan con carbón,

petróleo, biomasa, basura y turba, diseñadas inicialmente para funcionar 4000

horas al año, pero el grado de utilización actual es muy sensible al precio del

mercado.

El resultado de estos seis aspectos relevantes se ha traducido en una amplia estructura

de propiedad del sistema eléctrico sueco, con predominio de Vattenfall y Sydkraft en

generación y existe un único pool.

A comienzos de los 90 se planteó el debate acerca de si se debía crear un mercado

sueco y permitir los intercambios con Noruega, que no permitiera a las compañías

suecas negociar potencia firme a no ser que hubiera una reciprocidad de acceso a los

consumidores. Vattenfall se dio cuenta de que el mercado podría no funcionar salvo

que se extendiera y hubiera otros participantes, por lo que Suecia aceptó en extender el

sistema de mercado spot de Noruega a Suecia y se formó NordPool con la unión de

Statnett y Svenska Kraftnät. Se eliminaron las tarifas de las fronteras y las restricciones

al comercio y comenzó el funcionamiento de NordPool. Para favorecer la introducción

54

de competencia en la actividad de suministro a clientes, se hizo que los clientes

tuvieran que instalar dispositivos de medida horaria, financiados por ellos mismos, lo

que hizo poco interesante para algunos pequeños clientes el cambiar de distribuidor.

Desde la apertura del mercado se han producido cambios en la propiedad de las

empresas del sector. Svenska Kraftnät y Vattenfall continúan siendo propiedad del

estado. A finales de los años 90 el Primer Ministro sueco anunció que el sector eléctrico

sueco debería ser exclusivamente sueco, y para conseguirlo, Vattenfall adquirió un

cierto número de instalaciones en Suecia. También se extendió por Alemania,

comprando tres compañías eléctricas, de forma que es más grande en Alemania que en

la propia Suecia y también se extendió por Polonia. EDF compró una participación en

las dos empresas suecas, pero posteriormente la vendió; mientras que E.ON compró el

55% de Sydkraft, quedando el 45% restante en manos de Statkraft y posteriormente

pasaría a denominarse E.ON Suecia. Por su parte, Sydkraft compró Graninge y la

compañía finlandesa Fortum compró varias compañías pequeñas, incluyendo Stora

Enso y la tercera gran compañía de Suecia, Birka Energy, que se había creado en 1998

de la fusión de Stockholm Energi y Gullspang Kraft. Hacia 2003, estas tres grandes

empresas (Vattenfall, Sydkraft y Fortum) representaban el 90% de la producción de

electricidad del país.

Sin embargo, también son destacables los intereses conjuntos de las grandes compañías

del sector. De esta forma, las 11 centrales nucleares de Suecia son propiedad conjunta

de las grandes compañías eléctricas (Vattenfall es el propietario mayoritario en ocho de

ellas, Sydkraft en tres y minoritario en ocho y Fortun es el accionista minoritario en tres

de ellas). Existe un organismo, el Vattenreguleringsföretagen, que se encarga de la

coordinación y de mantener el uso de los ríos en los que se encuentran las centrales

hidráulicas de Suecia y en las que conviven distintas empresas.

En lo referente al consumo eléctrico en Suecia, es destacable el alto porcentaje de

consumo que representa la industria, principalmente la papelera, y el alto consumo en

calefacción eléctrica.

Finlandia

En el desarrollo del sector eléctrico en Finlandia se pueden destacar lo siguientes tres

hitos:


- las autoridades municipales desarrollaron redes de distribución y esquemas

combinados de suministro de energía y calor que en la actualidad representan

un 15% de la capacidad del país (además de cubrir el 50% de la demanda de

calefacción). Estas autoridades municipales también tienen participación en

plantas de generación.

- En 1932 el gobierno creó Imatran Voima Oy (IVO), la compañía eléctrica estatal

de Finlandia, y en 1954 creó Kemijoki Oy, una empresa centrada en plantas

hidroléctricas para desarrollar y explotar los recursos del río Kemijoki, que en la

actualidad tiene 860 MW de capacidad instalada. Hoy en día, la propiedad de

Kemijoki se reparte en un 50% propiedad del estado, un 17,5% propiedad de

Fortum y el resto entre diversos agentes. Después de la Segunda Guerra

Mundial, IVO se encargó del desarrollo de la red de alta tensión, de la que

poseía el 85% y también era propietario de las interconexiones con Rusia y

Suecia. En 1992 la red y las interconexiones fueron transferidas a una compañía

subsidiaria denominada IVO Voimansiirto (IVS). En 1997 IVS se fusionó con

TVS (que era la cooperativa formada por generadores privados que poseían

activos de la red de transporte) para crear Fingrid. En 1998, el gobierno fusionó

IVO y Neste, la antigua compañía petroquímica estatal y de refinado de

petróleo, para formar Fortum, de manera que IVO pasó a ser Fortum Power y

Heat Oy. El gobierno vendió sus acciones en sendas subastas públicas y

actualmente posee el 52%. Fortum es propietario de 5,1 GW en Finlandia y

otros 4,8 GW en Suecia, donde tiene cerca de medio millón de clientes.

- Los sectores industriales con consumo intensivo de energía (principalmente la

industria papelera) han construido plantas de cogeneración, que generan cerca

de un quinto del consumo de electricidad del país. Estas compañías además

han construido un sistema de transporte para distribuir su energía que en 1990

se reorganizó en una compañía llamada Teollosuuden Voimanssiirto (TVS), que

es propiedad de cuatro compañías de generación.

Con esta evolución histórica, no es de extrañar que el sistema eléctrico finlandés esté

descentralizado, con una estructura organizativa diversificada y que tenga una

estructura de propiedad compleja con muchas de las grandes centrales en régimen de

co-propiedad. La principal reestructuración del sector se llevó a cabo en 1995, a raíz de

la publicación de la Electricity Market Act el 1 de junio de 1995, que entre otras cosas,

56

obligaba a todos los propietarios de las redes de transporte y distribución a permitir un

acceso no discriminatorio a las mismas a todos los consumidores cuyos requisitos de

potencia excedieran los 500 kW (aunque esta obligación luego se suprimiría el 1 de

junio de 1997). También se establecía que todos los clientes que tuvieran acceso al

suministro en competencia tenían que instalar contadores con medida horaria. La

Electricity Market Act de 1995 también establecía a Sähkomarkkinakeskus como

autoridad del mercado eléctrico y regulador.

En 1996 el Mercado Finlandés de Opciones estableció un mercado llamado El-Ex, en el

que se negociaban bandas de 1 MW en una mecanismo de oferta-demanda, hasta las

dos horas anteriores al momento de intercambio físico. También en 1996 el gobierno

acordó con IVO y los propietarios de TVS la fusión de las redes, y creó Fingrid que

pasó a controlar todas las líneas de 400 kV y 220 kV y la mitad de las interconexiones

de 110 kV con los países vecinos. Posteriormente, adquirió las líneas de transporte que

estaban en posesión de Kemijoki Oy. En la actualidad, la propiedad de Fingrid se

reparte entre Fortum (25%), Pohjolan Voima Oy (PVO, otro 25%), 38% por compañías

aseguradoras y un 12% por el gobierno. En enero de 1998 Fingrid compró El-Ex y

vendió la mitad a Svenska Kraftnät, y El-Ex extendió sus actividades a Suecia con el

“producto El-bas”, que es un bloque de 1 MW horario para entrega física, que se

negocia en base a oferta-demanda hasta una hora antes de la entrega física. El 1 de

septiembre de 1998, Fingrid compró todas las acciones de Finnish Power Balance Ltd.,

y el 1 de enero de 1999 Fingrid introdujo un nuevo sistema de ajuste del mercado.

En junio de 1998 Finlandia y Suecia redujeron sus tarifas fronterizas para el comercio

de electricidad, El-Ex empezó a prestar servicios en Finlandia y Finlandia pasó a ser un

área de precio en Nordpool. A consecuencia de la legislación de Suecia que eliminaba

el derecho de Svenska Kraftnät de cobrar una tasa fronteriza, en marzo de 1999

Finlandia se convirtió en parte del mercado nórdico.

El último cambio importante que hizo el Parlamento a la Electricity Market Act se

produjo el 1 de septiembre de 1998, y consistió en dar a Fingrid responsabilidad para el

ajuste de generación-carga y fiabilidad del sistema. También se permitió el acceso al

mercado a todos los consumidores de Finlandia con diferentes perfiles.


Dinamarca

El mercado de electricidad en Dinamarca se ha liberalizado gradualmente desde 1998,

cuando se abrió a todos los clientes cuyo consumo excediera los 100 GWh anuales.

Desde el 1 de enero de 2001 se permitió la libertad en la elección de suministrador a

todos los clientes con un consumo superior a 1 GWh y desde el 1 de enero de 2003, a

todos los clientes, independientemente de su nivel de consumo. Jutland se unió al

Nordpool en 1999 y Zealand en 2001.

Con la liberalización, la estructura de la industria de suministro eléctrico se reorganizó

de forma radical. Entre 1998 y 1999 los dos operadores del sistema de transporte se

separaron de la generación. Posteriormente, en 2005 se fusionaron en una sola

compañía, Energinet.dk y su propiedad fue transferida el gobierno. Los generadores de

Jutland se unieron en Elsam A/S (4000 MW incluyendo la generación eólica), cuya

propiedad pertenecía en 2/3 a DONG (la compañía estatal de gas) y 1/3 a Vattenfall. El

1 de enero de 2000 SK Power y los principales generadores de Zealand se fusionaron

en la empresa Energi E2 A/S (5000 MW incluyendo generación eólica), cuya propiedad

se reparte 1/3 para Elsam y 2/3 para DONG.

De la capacidad total instalada en Jutland, Elsam A/S posee aproximadamente un 50%,

mientras que Energi E2 A/S posee un 80% de la capacidad instalada en Zealand. En

2000 se presentaron diversas quejas a la autoridad de la competencia danesa acerca del

abuso de posición de dominio de Elsam y Energi E2. Esto obligó a las dos compañías a

firmar un acuerdo por el que se comprometían a no ofertar a Nordpool por encima del

precio más alto esperado en EEX en Alemania o el precio spot esperado en el área de

Suecia.

En junio de 2005 Vattenfall y DONG alcanzaron un acuerdo por el que Vattenfall

absorbería aproximadamente el 24% de la capacidad de generación de Elsam y Energi

E2 (2400 MW) y DONG absorbería la parte de Vattenfall en Elsam. El acuerdo está

pediente de la decisión de la autoridad de la competencia, que está valorando la

estructura de la industria. Podría determinar que las dos compañías fueran divididas

en dos y Vattenfall y DONG tendrían una en cada parte de Dinamarca.

58

3.2 Nordpool

3.2.1 Organización y gobierno de NordPool

NordPool ASA es propiedad de Svenska Kraftnät y Statnett al 50% e incluye:

• NordPool Mercado Financiero, que ofrece un mercado de contratos forward y

futuros.

• NordPool liquidación, que ofrece un servicio de liquidación para contratos de

intercambio y OTC.

• NordPool Consultoría.

También posee un 17,4% de EEX en Leipzig. El 2 de enero de 2002, NordPool separó la

operación del mercado físico (Elspot) en una compañía separada, NordPool Spot AS,

cuya propiedad se reparte en cinco partes iguales entre: NordPool ASA, Stanett,

Svenska Kraftnät, Fingrid y Energinet.dk.

Existe además un “Código Ético para los mercados de NordPool”, que establece que

los agentes deben comportarse de forma que pueda mantenerse la confianza en ellos y

en el funcionamiento correcto de NordPool. Los requisitos establecidos por el código

de conducta del mercado son:

• Todas las transacciones realizadas en los mercados de NordPool deben

realizarse por motivos aceptables.

• No deben realizarse acuerdos o transacciones ficticias entre los agentes.

• Deben evitarse cambios en el compartiendo de los agentes en el mercado que

no sean debidos a cambios técnicos o comerciales.

• Los agentes con mayor peso en el mercado deben evitar el influir en los precios

de los mercados.

Además de este código de conducta, existe un Comité de Vigilancia del Mercado, que

incluye empleados del NordPool.


3.2.2 Mercado Elspot

Elspot, un mercado físico, es la pieza clave del mercado nórdico. Cada día, los

generadores juzgan su situación de capacidad basándose en su producción potencial y

en sus contratos físicos, así como en valor del agua de sus instalaciones (los valores

varían desde las expectativas del mercado de corto plazo para plantas de agua

fluyente, hasta expectativas de largo plazo para plantas con embalses hiperanuales), y

de cómo debe distribuirse la producción según el precio del mercado spot. Los

operadores del sistema de transporte establecen la capacidad de interconexión entre las

áreas de precio a las 9.00h. Cada día a las 11.30h los participantes ponen precio y

cantidad a las ofertas de compra y venta para cada una de las horas. Los agentes

pueden poner hasta un máximo de 64 ofertas cantidad-precio de compra-venta. Los

participantes con generación y consumo en diferentes áreas de precio del mercado

(Jutland, Zealand, Suecia, Finlandia y las dos áreas de precio de Noruega (sur y norte)),

facilitan distintas ofertas y demandas para las distintas áreas. También pueden

incluirse condiciones de ingresos mínimos en las ofertas.

Este mercado ajusta generación y demanda hora a hora y calcula el precio de

liquidación del mercado y los volúmenes que cada agente debería comprar y vender

durante cada período para proporcionar un “precio provisional del sistema” (PS), que

asume que no hay restricciones en el sistema. NordPool determina si existen o no

congestiones en base a los flujos de potencia contratados incluyendo los volúmenes

provisionales de compra y venta resultantes del proceso de casación sin restricciones.

A continuación pueden darse dos casos posibles:

- Si no hay congestiones, PS se convierte en el precio de mercado para todo el sistema y

NordPool puede hacer el cálculo de cada MW contratado en compra o venta para cada

agente del mercado en cada período.

- Si existen congestiones entre las fronteras de diversas zonas o áreas de precio,

entonces Nordpool tiene que calcular precios distintos para cada área de precio

ajustando las ofertas de compra y venta para cada área.

Sobre las 12.00h NordPool Spot informa a todos los agentes del mercado acerca de su

contrato de suministro o compra (cantidad y precio) y se deja media hora para

solucionar reclamaciones.

60

El objetivo fundamental que se plantea para este mercado es que Elspot proporcione

un precio justo que refleje los fundamentales. Un factor que contribuye a mejorar la

calidad y transparencia del mercado es que NordPool informa semanalmente de los

niveles de las reservas y las indisponibilidades de los grupos y las líneas deben ser

inmediatamente comunicados por la compañía, tanto interna como externamente. El

volumen negociado en Elspot recuperó sus valores próximos al 43% en 2004. Del

volumen total negociado en Elspot, 27% corresponde a Noruega, 40% a Suecia, 21% a

Finlandia y 12% a Dinamarca.

3.2.3 Mercado Elbas

Elbas es un sistema continuo de negociación oferta-demanda para contratos físicos (en

bloques de 1 MW para cada hora), que abre durante 33 horas y cierra 1 hora antes de la

entrega física. Este mercado está disponible en Dinamarca, Finlandia y Suecia, pero no

en Noruega, donde Statnett se opuso a él. El volumen negociado es muy pequeño,

alcanzando los 0,9 TWh en 2004.

3.2.4 El mercado de futuros y forwards Eltermin

NordPool ofrece los siguientes contratos base para futuros y forward, siendo todos

ellos productos financieros fijados contra el precio del sistema Elspot:

• Día previo.

• Desde la semana previa hasta 6 semanas atrás. Los contratos de semanas se

descomponen en cascada en contratos diarios.

• Desde el mes anterior hasta 6 meses antes. Los contratos mensuales se

descomponen en contratos semanales.

• Contratos estacionales. Se considera que hay tres estaciones al año: invierno 1

(desde el 1 de enero hasta el 30 de abril), invierno 2 (desde el 1 de octubre hasta

el 31 de diciembre) y verano (desde el 1 de mayo hasta el 30 de septiembre).


• Trimestres, desde el año próximo a los 2 años siguientes. Los contratos anuales

se fraccionan en trimestres, estos en meses y estos últimos en semanas.

• Bandas anuales para los siguientes tres años.

• Contratos de riesgo base o contratos por diferencias, entre el precio del sistema

y las áreas de precio. Estos contratos pueden tener distintas duraciones, pero el

máximo suelen ser dos años.

A comienzo del año, los productos mensuales para enero, febrero, marzo y abril serán

líquidos, con spreads de oferta-demanda muy ajustados y los agentes pueden

abandonar el mercado fácilmente si así lo desean.

NordPool también ofrece contratos europeos de opciones, pero el mercado de

intercambio no es líquido (en 2004 sólo se negociaron 18 GWh). Sin embargo, hay un

volumen significativo de opciones OTC.

El volumen de los contratos de futuros aumentó rápidamente desde 43 TWh en 1997

hasta un máximo de 1019 TWh en 2002, reduciéndose prácticamente a la mitad en 2003

(545 TWh) como consecuencia de las condiciones severas del invierno 2002/2003, que

llevó a precios mucho más altos de lo habitual. A esto se unió la retirada de muchos

traders americanos del mercado como consecuencia de la quiebra de Enron y de las

dificultades financieras que sufrieron muchas compañías americanas como

consecuencia de esta quiebra. En 2004 el volumen negociado volvió a subir (590 TWh).

3.2.5 Mercado OTC y liquidación

Existe un mercado OTC muy activo, la mayor parte del cual utiliza contratos

semejantes a los standards de NordPool, aunque también hay negocio en otro tipo de

contratos. NordPool inició un servicio de liquidación en 1997 para contratos OTC

Standard y liquidó 147 TWh. El volumen aumentó rápidamente hasta 2089 TWh en

2002, después bajó a 1219 TWh en 2003 y mantuvo su nivel en 2004 1207 TWh.

NordPool liquida casi todos los contratos standard, incluyendo 338 TWh de contratos

de opciones.

62

3.2.6 Mercado de ajustes (Real Time Market)

Es importante tener en cuenta que el mercado nórdico no dispone de un mecanismo

de despacho centralizado, de forma que son las propias empresas de generación las

que establecen sus programas, de acuerdo a los resultados obtenidos en la casación del

mercado Elspot, utilizando el precio de liquidación de ese mercado como mecanismo

de coordinación. Los agentes tienen la obligación de ajustar sus posiciones para cada

hora en el área de precio en la que participen y el operador del sistema se encarga de

controlar las discrepancias que se produzcan con respecto a los programas ajustados,

utilizando el mercado de ajuste. Así pues, es un mecanismo de mercado utilizado por

los Operadores del Sistema para equilibrar los desajustes entre las ofertas casadas y la

demanda real y poner un precio a los desvíos. Por lo tanto, existen tantos como

Operadores del Sistema:

- Stattnet en Noruega.

- Svenska Kraftnät en Suecia.

- Suomen Kantaverkko Oy (Fingrid) en Finlandia.

- ELTRA en Jutland/Fyn, Dinamarca.

Tras el cierre del mercado spot los agentes pueden enviar al Operador del Sistema

sus ofertas de reserva a subir (aumento de generación o disminución de demanda) y a

bajar (disminución de generación o aumento de demanda). Estas ofertas para subir y

bajar generación incluyen volumen y precio, relativo al precio de Elspot (por ejemplo,

si el precio de Elspot fue de 250 NOK/MWh, una oferta a subir podría ser de 50

NOK/MWh y si fuese seleccionada, percibiría 300 NOK/MWh) para una hora

concreta. Estas ofertas se ordenan por orden de precio y los operadores utilizan las

ofertas casadas en dicho orden cuando son necesarias. El precio del mercado es el más

caro de las ofertas utilizadas, cuando se necesita reserva a subir y el más bajo de las

ofertas utilizadas cuando se necesita reserva a bajar. Las ofertas se pueden realizar

durante los 30 minutos anteriores al intercambio físico

Las reglas para la determinación del precio de los desvíos difieren entre los

diferentes OS pero todas implican una penalización por incurrir en dichos desvíos. Las

ofertas de todos los países se almacenan conjuntamente y están disponibles a través del


Sistema de Información Operacional del Mercado Nórdico. Si la red presenta

congestiones, entonces se toman las ofertas necesarias para aliviar la congestión (los

operadores del sistema toman las ofertas más baratas para minimizar el coste del

counter-trading) y reciben el nombre de “transacciones de regulación especial”.

Después se utilizan las ofertas necesarias para regular la frecuencia del sistema

(función de Statnett y Svenska Kraftnät).

El precio de la energía de ajuste se obtiene:

- si no hay congestiones, el precio del mercado de ajuste es el mismo para todas

las áreas de precio y se fija igual al precio de la oferta más cara de subida y la

mínima de bajada de las transacciones llevadas a cabo, de acuerdo a si el

volumen total de las transacciones tuvo una regulación neta de subida o de

bajada (sólo hay un precio para cada hora). Si no se producen transacciones de

regulación o los volúmenes netos de subida y bajada son iguales, el precio

resultante es el obtenido en Elspot.

- Si se producen congestiones que son aliviadas con counter-trading, el precio de

la energía de ajuste de cada área es el máximo de las ofertas a subir o el mínimo

de las ofertas a bajar utilizadas, con la peculiaridad de que serán distinto para

cada área de precio.

Normalmente el precio de subida y bajada coincide cuando son las unidades

hidráulicas las que proporcionan el servicio y son similares al precio del mercado spot.

Pero para niveles de carga superiores, cuando las turbinas de gas se utilizan para

proporcionar regulación secundaria, los precios a subir suelen ser más altos que los

precios a bajar.

3.3 Gestión de las congestiones entre áreas de precio distintas


Existen dos opciones para gestionar las restricciones (o cuellos de botella, como se

conocen en los países nórdicos) en el mercado nórdico: market-splitting y counter-

trading. El market-splitting se utiliza entre unas áreas de precio y otras y el counter-

trading dentro de un área de precio. Todas las transacciones entre las áreas de precio

van a través de NordPool; en las redes internas de Nordel el operador del sistema de

transporte asigna toda la capacidad a Elspot, quién notifica a NordPool las capacidades

64

reales de transferencia para cada hora hacia las 9.00h. En la actualidad las áreas de

precio son:

• Noruega Sur

• Noruega Norte

• Suecia

• Finlandia

• Jutland

• Zealand

Las prácticas en los tres países principales reflejan en parte la fortaleza de la red, que

es relativamente débil en Noruega y relativamente fuerte en Suecia y Finlandia.

3.3.2 Market-splitting o método de subastas implícitas

Se utiliza para la gestión de interconexiones entre áreas de precio. Una subasta

implícita requiere que el intercambio de energía tenga unos valores de precio de la

energía en los dos extremos de la congestión. Los participantes de ambas áreas hacen

ofertas para comprar o vender energía en las dos áreas y adquieren automáticamente la

capacidad de transporte necesaria para transmitir la energía que han comprado o

vendido en la subasta. Las subastas implícitas producen costes de transmisión más

bajos para los participantes en el mercado y hacen más fácil el gestionar la capacidad

de la interconexión. NordPool calcula en primer lugar un “precio provisional de

sistema”, que se obtiene suponiendo que no hay restricciones y cruzando las curvas de

oferta y demanda. NordPool también calcula (mediante un proceso iterativo) los flujos

de potencia a través de las “congestiones potenciales” que pueden resultar de las

transacciones aceptadas en el cálculo del precio del sistema:

- si el flujo de potencia contratada (por ejemplo 400 MW) a través de una

interconexión es menor que su capacidad máxima (por ejemplo, 500 MW),


entonces se aplicarán las transacciones casadas y el precio del sistema será el

precio de equilibrio del mercado.

- Si el flujo de potencia contratada (por ejemplo 600 MW) es superior a la

capacidad máxima de interconexión (500 MW), entonces NordPool construye

curvas oferta-demanda separadas para cada zona de precio. La curva de oferta

para la zona B (se supone zona, exportadora) comienza con 400 MW a precio

cero y el resto de ofertas se apilan por encima; mientras que la curva de

demanda de la zona A (la zona de importación) comienza con una demanda de

400 MW a precio cero.

Bajo este procedimiento, el precio en un área será más alto que en la otra. La

electricidad se comprará en el área de precio bajo y se venderá en la de precio alto. El

aumento de demanda en la zona de bajo precio se traducirá en un aumento de precio

en esa área. Al mismo tiempo, el precio en la zona de mayor precio se reducirá al

aumentar la energía disponible. De esta forma, la cantidad de energía vendida y

comprada aumentará hasta que se alcance la máxima capacidad posible de la

interconexión. Este proceso se puede resumir como una reducción en el área de mayor

precio, ya que algunos generadores dejan de producir, sustituidos por otros de menor

coste; mientras que en el área de precios más bajos estos se elevan al entrar más grupos

a producir. El método es eficaz en cuanto que garantiza que los consumidores

dispuestos a pagar más cara la energía tienen acceso automático a la capacidad

restringida y se garantiza la máxima utilización de la interconexión.

También se puede explicar el método de otra forma. Inicialmente, el intercambio de

potencia se realizará entre dos áreas independientes una de otra, como si no hubiera

interconexión entre ellas. Esto hace que el precio sea más alto en un área que en la otra.

Partiendo de esto, la energía se compra en la zona de precio bajo y se vende en la de

precio alto. Estos intercambios tienden ha hacer que se igualen los precios en ambas

áreas, salvo si hay restricción, en cuyo caso los precios se aproximarán hasta que lo

permita la capacidad máxima de la interconexión.

Las rentas de congestión en Noruega se pagan a Statnett y se tratan como parte de los

ingresos regulados, mientras que las interconexiones internacionales siguen un proceso

de rentas de congestión más complejo. Básicamente, este sistema consiste en la

asignación de dos factores: 58% y 42%. El primero distribuye el dinero al operador del

66

sistema y transportista en la misma proporción en que los agentes en ese país pagan

rentas de congestión en las transacciones de Elspot; mientras que el segundo distribuye

el dinero de acuerdo al consumo total de cada área de precio.

3.3.3 Counter-trading

Este método se utiliza dentro de un área uniforme de precio. Implica que el operador

del sistema resuelve las congestiones a través del redespacho, aumentando la

generación en el lado de la congestión que está corto de generación, y disminuyéndola

en el lado en que está largo. La base para seleccionar qué generador aumenta o reduce

su producción (o de forma inversa para las cargas) son las ofertas realizadas al

mercado de ajustes. Normalmente, para aliviar la congestión será necesario que un

generador aumente su potencia (ese generador recibirá el precio que había ofertado al

mercado de ajustes) y otra potencia para ajustar el sistema, siendo esta energía

remunerada al precio marginal del mercado de ajuste. Si se produce una congestión las

ofertas realizadas para “regulación especial” reciben el precio de su oferta, en vez del

marginal del mercado de ajuste.

Actualmente, se está planteando el debate sobre cuál de los dos mecanismos es mejor.

El argumento a favor del market-splitting es que es conceptualmente más

“económicamente correcto” (aunque no tan preciso como los precios nodales) y en

principio proporciona señales correctas de precio para generadores y cargas.

Las principales críticas al counter-trading se basan en que cuando se produce alguna

congestión, el precio del sistema no refleja el precio de equilibrio y por tanto, no da

señales adecuadas a generadores y consumidores. Además la distorsión es mayor

cuanto mayor sea la superficie implicada. Sin embargo, el counter-trading también

tiene aspectos positivos, como el hecho de que sólo las unidades capaces de regular

para subir o bajar pueden ejercer poder de mercado, a diferencia del market-splitting.

A esto se une la dificultad de realizar la separación entre zonas.

Un estudio realizado por Nordel analizó la posibilidad de aumentar las capacidades de

interconexión entre las distintas áreas de precio, para así reducir las diferencias entre

los precios de las áreas y aumentar el número de veces que los precios de las distintas

áreas son iguales. Esto además contribuiría a aumentar la confianza en el

funcionamiento de un mercado nórdico único. El estudio se realizó con simulaciones


de las ofertas actuales a Elspot, con la finalidad de estimar el incremento de coste

ocasionado por el counter-trading y de calcular los efectos del counter-trading en las

diferencias de precio entre áreas.

Los resultados mostraron que el counter-trading puede reducir las diferencias de

precio entre las áreas en un 10-20% (principalmente se reducen las puntas) y aumentar

el número de horas en que las áreas tienen el mismo precio. El efecto varía mucho, sin

embargo, entre unas fronteras y otras y si el año es seco o húmedo. En un año húmedo,

el efecto es mayor en las interconexiones con Noruega; mientras que en un año seco, es

mayor en las conexiones con Jutland.

3.4 Servicios complementarios

La clasificación de servicios complementarios en cuanto a control de frecuencia y

reservas operativas varía entre los diferentes países europeos. De acuerdo al

documento “Current State of Balance Management in Europe”, las definiciones de la

UCTE y Nordel son las siguientes:

UCTE Definición Nordel

Control primario Es la reacción automática del controlador primario de

fijar referencias, implicadas en el control primario, como

respuesta a una desviación de la frecuencia causada por

una perturbación del sistema o pequeñas variaciones en

la producción o en el consumo.

Reserva momentánea,

incluyendo regulación

de frecuencia y

perturbación

momentánea.

Control secundario Acciones de control relacionadas con un lazo de control

para una zona determinada, para mover las variaciones

del sistema entero (frecuencia e intercambios) hasta cero,

después de la respuesta del control primario a una

variación repentina de la producción o del consumo.

No se usa

Reservas y energía de

ajuste

Son aquellos servicios que no se prestan de forma

automática, sino que los establece el Operador del

Sistema para cubrir pérdidas o errores de predicción de

demanda.

Energía de regulación

Tabla 4. Servicios complementarios en países nórdicos.

68

En cuanto al control primario, el Acuerdo de Operación del Sistema Nordel define

cuatro categorías de reserva de operación:

• Reserva de operación de control normal de frecuencia

• Reserva de control de perturbaciones de frecuencia

• Reserva activa rápida de respuesta a perturbación

• Reserva activa lenta de respuesta a perturbación

Las dos primeras también reciben el nombre de control primario de frecuencia y se

activan automáticamente; mientras que las dos segundas se denominan control

secundario y se activan manualmente. En Noruega los costes se incorporan en el cargo

de red, mientras que otros operadores del sistema imputan la mayoría o totalidad de

estos costes a los desvíos.

Reserva de operación de control normal de frecuencia

La reserva de operación de control normal de la frecuencia debe ser al menos de 600

MW a 50 Hz para el sistema síncrono. Se tiene que activar completamente a 49,9 o 50,1

Hz. En caso de un cambio rápido de frecuencia a estos valores, la reserva tiene que

estar regulada para subir o bajar en 2-3 minutos. La reserva de operación de control

normal de la frecuencia se asigna entre los operadores del sistema de forma

proporcional al consumo anual durante el año previo.

Reserva de control de perturbaciones de frecuencia

Esta reserva se activa inicialmente cuando la frecuencia baja hasta 49,9 Hz y debería

estar plenamente activada en 49,5 Hz. Debe ser capaz de variar linealmente entre el

rango de frecuencia de 49,9 y 49,5 Hz, estando activada al 50% en 5 segundos, y al

100% en 30 segundos. Esta reserva se asigna entre los operadores del sistema en

proporción a su dimensioning fault dentro de sus respectivas áreas de control.

Reserva activa rápida de respuesta a perturbación

Esta reserva reestablece la reserva de operación de control normal de frecuencia y la

reserva de control de perturbaciones de frecuencia, cuando ambas se han usado o

perdido, y debería estar disponible en 15 minutos. Los operadores del sistema la


aseguran a través de acuerdos o de propiedad, mediante turbinas de gas, centrales

térmicas, hidráulicas y deslastre de cargas. Se reparte de la siguiente forma: 850 MW

para Fingrid, 1200 MW para Svenska Kraftnät, 1200 MW para Energinet.dk y 1600 MW

para Statnett.

La respuesta en frecuencia tiene que ser como mínimo de 6000 MW/Hz para el sistema

completo dentro del rango de 49,9 y 50,1 Hz. Se asigna entre los operadores del sistema

de acuerdo al consumo del año anterior.

Reserva activa lenta de respuesta a perturbación

No existen requisitos de reserva activa lenta, ni en términos de volumen, ni de tiempo

de respuesta. Se utiliza para reemplazar a la reserva rápida.

En cuanto al control secundario, hay que destacar la existencia del mercado de ajustes.

Este mercado es de especial relevancia, teniendo en cuenta que el mercado nórdico no

tiene despacho centralizado. Las compañías de generación se planifican y despachan,

ajustando su producción a través del mercado del día anterior, Elspot, y utilizando el

precio que resulta del mismo como mecanismo de coordinación.

3.5 Estructura competitiva de la industria de generación

Las autoridades nórdicas de competencia prepararon un análisis sofisticado de la

estructura industrial y de las posibilidades de los generadores de ejercer poder de

mercado. El análisis comenzó estableciendo cuál es el mercado relevante que debería

ser considerado para valorar el poder de mercado, valorando la ampliación de los

mercados a través de interconexiones y la separación entra mercados causada por las

congestiones en las líneas. Los datos mostraron que todos los países están bien

conectados entre ellos, espacialmente Dinamarca y Suecia, donde la capacidad

importación/exportación está un 20% por encima de la capacidad de generación

interna. En Noruega este parámetro es casi un 20% y en Finlandia está algo por encima

del 10%.

El informe también analizó la concentración utilizando el índice Herfindahl-Hirschman

(HHI), pero destacó la relevancia de la propiedad cruzada, que hacía más ventajosa a

los propietarios el competir menos agresivamente. El informe muestra también un HHI

ajustado con propiedad cruzada y propiedad parcial. Los resultados fueron los

siguientes:

70

País HHI HHI (propiedad cruzada) HHI (propiedad parcial)

Finlandia 1766 2037 3005

Noruega 1634 1980 3325

Suecia 2893 2923 2988

Dinamarca 4844 4844 4844

Mercado Nórdico 892 989 1138

Tabla 5. HHI en NordPool

Las conclusiones del estudio fueron las siguientes:

- es exagerado afirmar que el mercado nórdico está plenamente integrado. Las

estadísticas muestran que en más de la mitad de las 8760 horas del año el

mercado nórdico estuvo dividido en dos o más mercados regionales.

- Los mercados nacionales están muy concentrados: Vattenfall tiene casi la mitad

del mercado sueco; Energi E2 y Elsam son casi monopolistas en Dinamarca Este

y Oeste; Statkraft tiene aproximadamente el 45% del mercado noruego y en

Finlandia destaca el duopolio de Fortum y de PVO/TVO, que suponen el 65%

del mercado.

- La demanda de electricidad es inelástica, lo que implica que se puede obtener

mucho beneficio del mercado si la competencia es limitada. Por ello, los

incentivos para ejercer poder de mercado son fuertes.

- En cualquier caso, se señaló que en sistemas con predominio de la energía

hidroeléctrica es difícil detectar en poder de mercado, porque afectan muchos

factores con fuerte incertidumbre, como las precipitaciones futuras o la

demanda.

La relación entre precios del mercado y precipitaciones se puede ver en el siguiente

gráfico:


Figura 8. Relación precios-precipitaciones en NordPool.

Es destacable la situación vivida en 2002-2003. Durante las primeras semanas de 2002,

las reservas hidráulicas estaban un 20% por encima de la media y en julio estaban

llenas al 90%, de forma que, de haber seguido con la tendencia, se habrían llenado al

100% y habría habido que verter agua. Sin embargo, en la segunda mitad de 2002, el

producible fue sólo del 54% de la media de los 20 años anteriores. Los generadores

empezaron a restringir la producción a finales de otoño y los precios subieron,

alcanzándose las 850 NOK (129$)/MWh en enero de 2003, es decir, dos o tres veces el

nivel normal, y hubo preocupación de que pudiera haber racionamiento de la

electricidad, cosa que finalmente no ocurrió.

72

Figura 9. Relación precios-reservas hidráulicas en NordPool.

En Noruega, la subida de precios se transmitió de forma rápida a los consumidores, ya

que muchos de ellos tenían contratados precios variables indexados a los precios spot

de mercado. Se produjo un descenso en la demanda de fuel y algunas plantas

industriales de consumo intensivo de energía pararon su producción, aunque la

reducción global de la demanda fue inferior al 5%.

En Dinamarca y Finlandia, donde predominan los contratos a precio fijo y en Suecia,

donde hay mucha contratación a plazo a precios fijos, los precios minoristas se

resistieron mucho menos, por lo que la respuesta de la demanda fue menor que en

Noruega.

3.6 Seguridad del suministro a largo plazo

En lo referente a la seguridad del suministro eléctrico a largo plazo, sería necesario

desarrollar un procedimiento armonizado para sacar capacidad a concurso (según

establece la Directiva de la Unión Europea) con unos criterios comunes en los países


nórdicos. Este tipo de concursos sólo se deberían desarrollar en situaciones críticas de

generación y deberían estar coordinados con los operadores del sistema.

Noruega

Statnett tiene la obligación de garantizar un suministro adecuado a corto plazo, pero

cada vez soporta más presión para que asuma la responsabilidad también a largo

plazo. Para ello, se está desarrollando la infraestructura necesaria para instalar 150 MW

de turbinas de gas en Noruega central en breve, así como un nuevo emplazamiento en

la parte oeste de Noruega. Estas turbinas se utilizarían en caso de situaciones críticas

de suministro. Lo que aún no está definido de forma clara es el papel que

desempeñaría Statnett.

Suecia

En julio de 2003, el Parlamento aprobó la Reserve Capacity Act, en la que se obliga a

Svenska Kraftnät a establecer contratos de hasta 2000 MW de reserva de capacidad en

punta hasta 2008. Svenske ha realizado subastas anuales para incentivar que haya

ofertas de generadores para estar disponibles de diciembre a febrero. Las plantas que

realizan estas ofertas deben ser turbinas de arranque rápido o plantas lentas de carbón

y fuel. Las primeras ofrecen un precio de disponibilidad (SEK/MW) y un precio de

producción (SEK/MWh); mientras que las otras ofrecen un precio de disponibilidad

(SEK/MW), un precio de calentamiento (SEK en función de distintos escalones de

disponibilidad para subir) y el precio de producción (SEK/MWh). La planta debe estar

disponible para el mercado de ajuste si éste se queda sin ofertas (también para aliviar

congestiones). Si la planta que es necesario utilizar para realizar el ajuste es de estas

centrales de reserva, el agente que se queda corto y obliga a producir a estas plantas

paga el precio de la oferta más una penalización. Los costes de disponibilidad de las

plantas las recuperan los grupos responsables del ajuste a través de un impuesto que

afecta a la energía (del orden de 1,4 $/MWh para la carga entre las 6:00-22:00 horas en

días laborables entre diciembre y febrero).

Finlandia

Fingrid controla y dispone de contratos de 670 MW de turbinas de gas para reserva. La

mayor parte de sus costes se cargan como una tarifa de servicio del sistema incluida en

la tarifa general de transporte.

74

Dinamarca

El operador del sistema tiene la responsabilidad global de asegurar que se cubre la

demanda, encargándose no sólo de la red, sino también de la generación. Si bien, hasta

ahora no ha sido necesaria poner en práctica esta responsabilidad para asegurar la

generación.

Características de los contratos

El contrato daría al comprador el derecho de recibir la diferencia entre el precio medio

en las horas pico y la media del mercado spot. El producto recibe el nombre de

Contrato de Capacidad Pico (CfPC con siglas en inglés). Este nuevo producto hace a los

agentes menos vulnerables a la volatilidad del precio del mercado y también beneficia

a los productores.


Noruega

La base de la política energética del gobierno es que los objetivos medioambientales

limitarán la producción de energía y que es necesario tomar medidas activas para

limitar el uso de la energía. La principal apuesta del gobierno noruego en lo referente a

temas medioambientales es el objetivo de conseguir una producción anual basada en

producción eólica de 3 TWh al año para 2010. La utilización anual de un aerogenerador

en Noruega se estima en valores superiores a las 3000 horas en emplazamientos

favorables. En muchos lugares, la velocidad media anual es de 6 a 8 m/s a 10 metros

por encima de la superficie.

Finlandia

La reducción en la emisión de gases está planteada principalmente como un reto para

la generación eléctrica. De acuerdo a la Estrategia Climática Nacional, las principales

medidas para reducir las emisiones del sector energético son la promoción de las

fuentes de energía renovable, la eficiencia energética y reducir el uso del carbón en la

generación de electricidad y calor. El Plan de Acción para las Fuentes de Origen

Renovable y el Programa de Conservación de la Energía se revisaron en 2002. La


Estrategia Climática se revisó en otoño de 2005, teniendo en cuenta el comercio de

emisiones y los mecanismos de Kioto.

En lo referente al Plan Nacional de Asignación de Derechos, el gobierno de Finlandia

asignó emisiones específicas por instalación para el primer período en diciembre de

2004. La asignación total de emisiones para el período 2005-2007 fue de 136,5 millones

de toneladas de CO2, cifra que incluye 2,5 millones de toneladas para nuevos entrantes.

Dinamarca

En Dinamarca se ha trabajado en el diseño de una estrategia energética que permita

ahorrar 2 TWh o más al año, tomando como base 1990. En la firma del Protocolo de

Kioto, Dinamarca se comprometió a una reducción en la emisión de gases de efecto

invernadero del 21%.

Suecia

En Suecia está vigente el mecanismo de certificados verdes, que son adjudicados a

energías renovables. A excepción de las industrias, todos los consumidores están

obligados a comprar este tipo de certificados. Esto ha llevado a la conversión de

algunas cogeneraciones que funcionaban con fuel a utilizar combustibles renovables,

además de hacer económicamente viable la construcción de nuevas plantas de

cogeneración y parques eólicos.

3.8 Estructura de producción actual y previsión de futuro

Noruega ha sido tradicionalmente un país exportador de energía, pero a partir de los

años 90 se convirtió en un importador neto. Este hecho es debido al aumento en el

consumo, acompañado del poco desarrollo hidroeléctrico de los últimos años. En

cualquier caso, al ser un país que basa su mix energético en la energía hidráulica casi

con exclusividad, es muy dependiente de los condicionantes climatológicos.

76

Cobertura de la demanda por tecnologías en 2005

99%

1%

HidráulicoRenovables

Figura 10. Cobertura actual de demanda por tecnologías en Noruega.



Cobertura de la demanda en Noruega por tecnologías 2010

96%

3% 1%

Gas naturalHidráulicoRenovables

Cobertura de la demanda en Noruega por tecnologías 2020

88%

4% 8%

Gas naturalHidráulicoRenovables

Figura 11. Cobertura de demanda por tecnologías en Noruega 2010 y 2020.


En cuanto a la situación futura en Noruega, se esperan 4 TWh adicionales de

producción hidráulica para 2010. Podría optarse por la diversificación hacia otras

tecnologías, como eólica y gas natural, si bien se tiene preferencia por tecnologías

limpias de carbón (principalmente de captura de CO2), en caso de conseguirse costes

competitivos con los del ciclo combinado. A pesar de ello y debido a su fuerte

dependencia de fuentes energéticas de elevada incertidumbre, se prevé un gap de 5

TWh para 2020.

En Finlandia, la inversión futura en nueva generación se ve fuertemente condicionada

por la construcción prevista de una central nuclear de 1600 MW, además de por el

hecho de tratarse de un país tradicionalmente importador (desde Rusia, Estonia y los

demás países nórdicos). De esta forma, la clave para garantizar el suministro eléctrico a

largo plazo se basa en la existencia de una red eléctrica muy bien desarrollada y en el

buen funcionamiento de las interconexiones.

Cobertura de la demanda en Finlandia por tecnologías 2005

16% 0,2%26%

58%

NuclearOtrosHidráulicoRenovables

Figura 12. Cobertura actual de demanda por tecnologías en Finlandia.



78


15% 0,4%

38%

47%



14%1%

34%

51%


Figura 13. Cobertura de demanda por tecnologías en Finlandia en 2010 y 2020.

En Suecia no se realiza una planificación global para el desarrollo del sector eléctrico.

Las compañías generadoras se encargan de construir nueva capacidad o desmantelar

las centrales obsoletas, basándose en criterios comerciales y siempre dentro de lo

señalado por el marco legal. Distinguiendo por tecnologías:

Nuclear: en noviembre de 1999 se cerró la central de Barsebäck, de 600 MW. En caso de

producirse la entrada de nuevas plantas en un futuro próximo o de conseguirse una

reducción efectiva del consumo de energía, podría llevarse a cabo también el cierre de

Barsebäck II (600 MW) en 2006. Las diez centrales nucleares restantes se mantendrían

durante un período de vida útil de 40 años, que es la vida mínima contemplada para

reactores nucleares

Hidráulica: de momento no existen proyectos de nueva construcción de grandes

centrales. En la actualidad se están mejorando las instalaciones existentes o se están

construyendo pequeñas centrales.


Centrales térmicas: se pueden dividir en centrales convencionales y plantas de

cogeneración. En la actualidad no se prevé la construcción de nuevas centrales de

combustibles fósiles en un futuro próximo, aunque podrían utilizarse algunas plantas

antiguas de fuel, y no sólo para demanda de pico.

Renovables: se han visto favorecidas por el mecanismo de certificados verdes, lo que

ha favorecido principalmente a los parques eólicos y plantas de cogeneración.

Turbinas de gas: se considera que una reserva de 1200 MW es suficiente para mantener

la estabilidad del sistema sueco.

Cobertura de la demanda en Suecia por tecnologías 2005

45%

1%

45%

9%

NuclearCarbónHidráulicoRenovables

Figura 14. Cobertura actual de demanda por tecnologías en Suecia.

En lo referente a la inversión futura en nuevas tecnologías, la tendencia en Suecia a

partir de 2010 se decanta por la cogeneración. Las inversiones en ciclos combinados

podrían llegar a ser económicamente interesantes, en términos de rentabilidad a partir

de 2015, momento en el que se producirá el cierre de diversas centrales nucleares. Sin

embargo, las cuestiones medioambientales y especialmente los costes asociados a la

emisión de CO2 parecen haber reabierto el debate sobre la posibilidad de alargar la

vida útil de las nucleares, llegando incluso a aumentar su capacidad. Otro aspecto

adicional que se plantea es la mejora de la red de gas, ya que ésta sólo se encuentra

disponible en el sur-oeste, por o que parece necesaria una expansión de las

infraestructuras para conseguir aumentar la seguridad de suministro y, al tiempo,

moderar los precios.



80


42%

2%

46%

10%

NuclearCarbónHidráulicoRenovables


41%

6%

12%

41% NuclearCarbónHidráulicoRenovables

Figura 15. Cobertura de demanda por tecnologías en Suecia en 2010 y 2020.

En Dinamarca se ha implementado un programa de construcción de plantas de

cogeneración a nivel local. En la parte este de Dinamarca se construyó una planta

multicombustible (fuel, gas natural y biomasa) de 570 MW y entró en funcionamiento

en 2001. La elección sobre el combustible a utilizar por una nueva planta está muy

condicionada por las emisiones de CO2, barajándose como posibles combustibles, no

sólo el fuel y el gas natural, sino también biocombustibles, como paja, madera, astillas,

residuos domésticos, etc. Además se intenta favorecer el que las plantas de

cogeneración acudan al mercado eléctrico, de forma que todas las cogeneradoras de

potencia superior a 10 MW tienen la obligación de vender su producción en el

mercado, reduciéndose este límite a 5 MW en 2007. Aparte de estas tecnologías

mencionadas, en Dinamarca sólo se apuesta por la construcción de parques eólicos, a

partir de una decisión del Parlamento en marzo de 2004, que impulsó los proyectos de

dos grandes parques eólicos de 200 MW cada uno y que entrarán en funcionamiento en

2008-2009.


Cobertura de la demanda en Dinamarca por tecnologías 2005

24%

76%

0%

0%

0%

Carbón

Renovables

Figura 16. Cobertura actual de demanda por tecnologías en Dinamarca.

Por todo ello, la situación futura de la generación en Dinamarca presentará un gran

peso de las energías renovables, de hecho se espera que la cuota de régimen especial

crezca hasta un 36% en un horizonte hasta 2025. También se prevé un exceso de

capacidad de generación que los convertirá en un país exportador de energía al resto

de países nórdicos.




0%

28%

72%0%0%0%

Carbón

Hidráulico

Renovables

82


0%

36%

64%

Carbón

Hidráulico

Renovables

Figura 17. Cobertura de demanda por tecnologías en Finlandia en 2010 y 2020.

3.9 Valoración del mercado nórdico

El mercado eléctrico de los países nórdicos fue uno de los primeros es establecerse,

después de las experiencias de Chile y Reino Unido. Este mercado se inició en 1993 con

Noruega, para en 1996 incluir a Suecia, a Finlandia en 1999 y a Dinamarca entre los

años 1999 y 2000. Nordpool constituye un paradigma del mercado eléctrico, al igual

que en su momento lo fuera el sistema de pool inglés, antes de adoptar el mecanismo

NETA y posterior BETTA.

Una de las principales fortalezas del mercado de los países nórdicos es su credibilidad,

siendo un mercado del que nadie cuestiona su credibilidad, como puede ocurrir en

otros mercados eléctricos. Esta credibilidad deriva en gran medida de la transparencia

en su funcionamiento, ya que todos los agentes disponen de forma simultánea de la

misma información, evitándose así problemas de asimetría en la información. Otro de

los pilares del buen funcionamiento del mercado eléctrico de los países nórdicos es la

existencia de mercados diversos en los que se permiten muy variadas formas de

contratación.

Es particularmente destacable la existencia de mercados a plazo, en los que se permite

la contratación tanto física, como financiera, a lo que hay que unir los elevados niveles

de liquidez de dichos mercados, que son señal de la madurez y credibilidad de los

mismos. La existencia de contratación a plazo para la energía hace que no toda se

negocie en mercados spot o de más corto plazo, lo que como se vio en el caso de Reino


Unido, influye positivamente en la reducción de la volatilidad de los precios de la

electricidad. Aunque también puede procederse de forma inversa en el razonamiento,

es decir, que el hecho de que los mercados de corto plazo sean creíbles constituye una

señal de precio estable y fiable que puede servir de referencia a los mercados a plazo.

Sin embargo, también el mercado eléctrico de países nórdicos ha tenido problemas a lo

largo de su vida de funcionamiento. Dentro de estos, es especialmente destacable la

subida espectacular de los precios durante el invierno de 2002-2003, motivada por la

escasez de producible y reservas hidráulicas, aspecto especialmente crítico debido a la

fuerte dependencia hidráulica de algunos países, como se ha visto que es el caso de

Noruega. Este aumento de precios no fue debido a un mal diseño del mercado, sino a

problemas más relacionados con el tema de la planificación energética o falta de

previsión de los riesgos de una ausencia de diversificación del mix de generación de un

país.

A pesar de ello, este problema plantea el debate sobre si la liberalización de los

mercados puede dejar de lado temas relevantes como el suministro de energía a largo

plazo de un país, dejando las decisiones de planificación y garantía de suministro en

manos de los agentes, sin la intervención de un organismo planificador. La propuesta

nórdica de dejar este tipo de decisiones al mercado sólo parece viable en situaciones

muy concretas, en las que las características del mercado o de los clientes, capaces de

soportar una fuerte subida de los precios de la energía en algunos momentos, así lo

permiten. No parece, por tanto, un diseño muy adecuado para otros mercados

eléctricos menos maduros.

Por ello, y en vista de la situación previamente analizada en Reino Unido, en la que al

eliminar los incentivos o señales para la inversión en nueva capacidad (como serían los

pagos por capacidad) se redujo significativamente el margen de reserva, se puede

concluir que salvo que un mercado y sus agentes esté lo suficientemente maduro,

aspectos como la seguridad del suministro a largo plazo o temas medioambientales

deberían mantenerse bajo la supervisión, cuanto menos indicativa de un agente

planificador o supervisor.

84

3.10 Referencias

• Danish Competition Authority (2003) Analysis of Elsam A/S and Energi E2

A/S’ behaviour on the electricity spot markets in 2000 and 2001. Decisión final

publicada en: www.ks.dk/konkuromr/afg /2003/26-03/Elsam-lsu.htm.

• Página web de NordPool: www.nordpool.org

• Rules for congestion management, Evaluation of availability of capacity and

possibilities for increased counter-trade, report of the Nordel ad hoc Group,

August 2004.

• Página web de Nordel: www.nordel.org

• „Current State of Balance Management in Europe”- The European

Transmission System Operators, December 2003.

• Nordel System Operation Agreement.

• A Powerful Competition Policy towards a more coherent competition policy in

the Nordic market for electric power, Report for the Nordic Competition

Authorities, 20 junio 2003.

• Experience with the NordPool Design and Implementation. IEEE Transactions

on Power Systems Vol 18. N.2 Mayo 2003. Nils Flatab, Gerard Doorman, Ove S.

Grande.

• Presentación: „A critical review of what’s been learnt about power market

design and competitive electricity markets”, Dr. Alex Papalexopoulos.

Sponsored by the IEEE Greece Power Chapter. February 11, 2005. Athens,

Greece.



Italia

4 Estudio del sector eléctrico en Italia 86

4 Estudio del sector eléctrico en Italia

4.1 Resumen de la regulación italiana

4.1.1 El Decreto Bersani

En Italia se traspuso la Directiva Europea 96/92/CE con el llamado Decreto Bersani.

El objetivo fundamental de este decreto es, al igual que el de la Directiva Europea, el

establecer un proceso gradual de liberalización del sector, que será supervisado por

autoridades nacionales y europeas. Sus características más importantes se pueden

resumir en lo siguiente:

Transporte y despacho. Se constituye el Gestor de Transporte, sociedad de carácter

público concesionaria de las actividades de operación del sistema y despacho. Las

instalaciones de transporte permanecen en manos de los transportistas.

El acceso de terceros a la red será regulado con tarifas establecidas por la Autorità

que reflejarán los costes de transporte y los generales del sistema.

Generación. La construcción de nuevas centrales se hará por “autorización”. Desde

enero de 2003, ningún agente podrá producir o importar más del 50% de la energía

consumida en Italia.

Mercado mayorista. Desde 2001, existirá un pool gestionado por el Gestor del

Mercado, sociedad dependiente del Gestor de Transporte y por lo tanto de carácter

público. Son posibles también los contratos bilaterales.

Comprador único. El Gestor de Transporte también constituirá el Comprador Único,

quién garantizará la adquisición de energía para los clientes a tarifa y realizará las

previsiones de demanda.

Distribución. Sólo se expedirá una concesión por término municipal. En los

municipios en los que actualmente coexisten ENEL y una empresa municipal, deberán

presentar una propuesta conjunta para su integración. En el caso de que no se llegue a

un acuerdo, si la empresa municipal suministra al menos al 20% de los clientes, podrá

solicitar a ENEL la cesión de sus activos.

87

Energías renovables. A partir del año 2001, los generadores e importadores que

superen los 100 GWh anuales, tendrán la obligación de producir con las fuentes

renovables instaladas a partir de la entrada en vigor del Decreto, el 2% de lo que

sobrepasen esa cantidad. Esta cuota se aumenta a un 3,15% para 2005 y 3,5% para 2006.

Habrá un sistema de compra-venta de derechos gestionado por el Gestor de

Transporte.

Apertura del mercado. Con la apertura esperada, Italia cumple, con un margen

pequeño, la mínima exigida por la Directiva. En la definición de cliente cualificado, se

incluye el concepto de “consorcio” (agrupación de consumos de diferentes puntos de

suministro físicamente próximos).

Separación de actividades. ENEL debe tener separación jurídica entre las actividades

de producción, distribución, comercialización y transporte. También se exige

dedicación exclusiva a los distribuidores con más de 300.000 clientes y a los

transportistas, y separación contable entre actividades reguladas y libres.

4.1.2 El Decreto Marzano

La última normativa de especial relevancia es el Decreto Marzano (ley 239 del 23 de

agosto de 2004), que plantea una reorganización del sector energético. Esta nueva

organización del mercado tiene como objetivo crear un mercado único de electricidad,

asegurando un suministro a los consumidores finales eficiente en cuanto a costes, la no

discriminación de agentes a nivel nacional y la protección de la competencia.

Anteriormente, una entidad pública e independiente (GTRN) se encargaba del

transporte y despacho (con obligación de proporcionar acceso a terceros a la red) bajo

criterios de transparencia e imparcialidad. El Decreto del Primer Ministro del 11 de

mayo de 2004 transfirió esta responsabilidad a Terna SpA, compañía que es dueña de

la red de transporte eléctrico nacional. El mismo decreto establecía que Enel SpA

debería reducir su participación en Terna hasta un máximo del 20% en 2007 (pero tiene

derechos de voto limitados al 5%). La cuota máxima de participación en la propiedad

de Terna SpA está limitada para el resto de agentes en un 5%.


En cuanto a la actividad de distribución, esta continuaría siendo llevada a cabo por

compañías distribuidoras en base a concesiones otorgadas por el Ministerio de

Actividades Productivas en mayo de 2001 y que finalizan el 31 de diciembre de 2030.

De esta forma, seguirían en manos del Estado las siguientes responsabilidades:

tomar decisiones sobre la importación-exportación de electricidad, definir el marco de

planificación para el sector (teniendo en cuenta las posibles necesidades de inversión

en investigación y desarrollo) y establecer principios de uso coordinado de los recursos

financieros regionales, nacionales y procedentes de la Unión Europea. El Estado

también sería responsable de tomar acciones para asegurar la competencia en el

mercado eléctrico, para definir los criterios para otorgar nuevas concesiones de

distribución y para autorizar la construcción y operación de plantas térmicas de

capacidad superior a 300 MW.

4.1.3 Organismos reguladores

Los organismos reguladores son dos: el Ministerio de Industria, Comercio y

Artesanía (actualmente denominado Ministerio de Actividades de Producción) y la

Autoritá per l'Energia Elettrica e il Gas.

El Ministerio de Industria, Comercio y Artesanía (Ministerio de Actividades de

Producción) es el responsable directo de la política energética del país y más

concretamente de la seguridad y del funcionamiento económico del sector eléctrico, así

como de la concesión de licencias. De entre sus competencias en materia eléctrica cabe

destacar:

• Definir las líneas estratégicas del sector.

• Fijar el importe de los CTCs.

• Otorgar las concesiones para el Gestor de la red de Transporte y para los

distribuidores.

• Establecer mediante decreto, el ámbito de la red de transporte.

89

• Establecer directrices para la planificación, explotación y mantenimiento de la red

de transporte.

• Definir los costes generales del sistema eléctrico.

• Definir las directrices del Comprador Único y del Gestor del Mercado.

• Adoptar las directrices para la aplicación de la normativa referente a energías

renovables.

• Establecer los criterios para la definición de clientes cualificados.

El segundo organismo regulador es La Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas,

creado por la Ley 481/95 del 14 de noviembre de 1995, cuyo objetivo principal es

promover la eficiencia y la competencia en los sectores. De entre sus competencias

caben señalar:

• Regulación de tarifas (“price cap” o IPC-X1), de estándares de calidad y de acceso a

las redes.

• Asesoramiento al Ministerio de Industria sobre la estructura del sector y sobre la

concesión de licencias y autorizaciones.

• Fijación de las actividades de servicio público.

• Protección de los consumidores.

• Planificación de la red de transporte.

• Supervisión de la separación de actividades.

• Imponer multas y sanciones.

• Fomento de la competencia.

• Fomento del uso eficiente de los recursos con respeto al medio ambiente.

4.2 Estructura empresarial

Hasta hace poco, Enel era una empresa pública verticalmente integrada que

controlaba el 71% de la generación, el 100% del transporte y el 93% de la distribución.

1 Hasta abril de 1999 las tarifas debían ser fijadas mediante el método “cost-plus”.


El otro 29% de la generación estaba en manos de productores independientes. Estos

productores independientes aparecieron a raíz del referéndum sobre la supresión de la

energía nuclear, lo que hizo que el gobierno italiano comenzara a rediseñar el sector

eléctrico, desarrollando un marco regulatorio que promoviera el uso de energías

renovables e introdujera incentivos a la autoproducción.

Ahora bien, el Decreto Bersani, para promover la competencia obligó a Enel a

desinvertir 15.000 MW en generación y algunas redes de distribución. Para ello, Enel

creó tres empresas con los 15.000 MW de generación, habiéndose vendido la última en

enero de 2003. En la siguiente tabla se muestra información sobre las tres empresas

generadoras desinvertidas.

Térmica Hidráulica TotalElettrogen (renombrada Endesa Italia)

4.424 1.014 5.438 Endesa (45%), BSCH (40%) Asm Brescia (15%)

Eurogen (renombrada Edipower)

7.008 Edipower (40%), Aem Torino (13,3%),Aem Milano (13,3%), Atel (13,3%), Unicredito Italiano (10%), Interbanca (10%), Royal Bank of Scotland (5%)

Interpower (renombrada Tirreno Power)

2.548 63 2.611 Acea Electrabel (50%), Energía Italia (50%)

MW instalados Accionistas

Tabla 6. Desinversión de Enel por Decreto Bersani.

En cuanto a la distribución, el 7% restante de la misma se encontraba en manos de

empresas municipales. Desde el año 2000 se producen cambios en la propiedad de las

redes de distribución de algunas zonas debido a que la regulación en vigor promueve

la integración de las empresas distribuidoras en una sola, en aquellas zonas en que

existe más de una. Caso de que dicha integración no sea posible, se reconoce a las

distribuidoras participadas por entes locales y a las sociedades de entes locales

contiguos de más de 100.000 clientes, la posibilidad de pedir a Enel la concesión de la

distribución de la comunidad en la que la sociedad local tenga más del 20% de la

distribución, lo que, efectivamente, está sucediendo.

Finalmente, el 100% de la red de transporte se mantiene en manos de Enel pero la

gestión y operación de la red se ha pasado al Gestore della Rete di Trasmissione

Nazionale (GRTN), operador independiente creado a raíz del Decreto Bersani.

91

En cualquier caso, a pesar de estas actuaciones, Enel sigue desempeñando un papel

muy importante en el sector eléctrico italiano, siendo la primera empresa eléctrica del

país. Actualmente está estructurado como un Grupo, manteniendo separación jurídica

entre las actividades del sector. En cuanto a su estructura de capital del Grupo Enel,

casi el 68% del capital está en manos del Ministerio de Economía, único accionista con

más de un 2% del capital.

4.3 Generación e importación

Italia es uno de los mayores consumidores de electricidad de Europa. Sus precios

son relativamente altos debido al uso extensivo de combustibles fósiles debido a la

desaparición de las centrales nucleares. La generación térmica casi alcanza al 80% del

total de la producción nacional.

La estructura productiva italiana se caracteriza por dos aspectos fundamentales. El

primero de ellos es que prácticamente el 50% de la energía es producida por el Grupo

Enel. El segundo sería que aproximadamente el 20% de la energía producida se

corresponde con energía incentivada (similar a la energía del Régimen Especial en

España).

Finalmente, para hacerse una idea del aprovisionamiento de energía de Italia, se

debe añadir que importa aproximadamente el 15% de la demanda bruta (incluidas

pérdidas de transporte y distribución).

4.3.1 Capacidad instalada

A finales del 2004, la potencia instalada neta en Italia eran 81.511 MW a lo que había

que sumar 6.000 MW de capacidad de interconexión. Ahora bien, esta capacidad

instalada queda reducida en 843 MW, por potencia retirada.

En la siguiente tabla se muestra la capacidad instalada por tecnologías (fuente:

Eurostat):


Capacidad Instalada (MW)Térmica convencional 58990

Nuclear -Hidráulica 20744

Eólica 1128Otras 649Total 81511

Tabla 7. Capacidad instalada por tecnologías en Italia.

La participación de las principales empresas generadoras en la capacidad instalada

es la siguiente:

PARTICIPACIÓN EN CAPACIDAD INSTALADA

Enel Produzione52%

Edison6%

Sondel2%

Tirreno Power3%

Edipower9%

Enel Green Power4%

Endesa Italia7%

Otros17%

Figura 18. Participación de los agentes en la capacidad instalada en Italia.

Como se puede observar, el Grupo Enel (Enel Produzione más Enel Green Power)

continúa teniendo una posición dominante con el 56% de la capacidad instalada y el

50% de la producción neta. Esta cuota de mercado no disminuirá en el corto plazo.

Incluso es previsible que aumente mientras no finalice el plan de reconversión de

capacidad termoeléctrica de las tres empresas que se crearon al obligar a Enel a

desinvertir. De hecho, el 21% de la capacidad de Endesa Italia y Edipower no está

93

operativa a causa del repowering2. Esto también afecta al 15% de la capacidad

instalada de Enel.

Esta concentración de mercado varía según las zonas debido a las restricciones de

red, lo que hace que haya zonas donde el poder de mercado de Enel sea muy

significativo.

Desde hace tiempo se viene detectando la necesidad de promover la instalación de

nuevas centrales de generación. Esta razón es la que llevó a que en febrero de 2002 se

sustituyera el complicado proceso de autorización vigente hasta la fecha por otro más

fácil y sencillo. El proceso anterior requería de diversas autorizaciones otorgadas por

Administraciones distintas y que hacía que el proceso pudiera llegar a prolongarse en

exceso. En el Decreto-Ley de febrero de 2002 declaró operaciones de utilidad pública a

la construcción y utilización de sistemas de producción térmica superiores a 300 MW,

las modificaciones y aumentos de potencia, incluyendo los trabajos asociados de

infraestructura. Estableció el requisito de una única autorización para acometer estas

operaciones y que ésta sería otorgada por el Ministerio de la Actividad Productiva.

Para mayo de 2003, el Ministerio de la Actividad Productiva había otorgado 18

nuevas autorizaciones para centrales térmicas, de las cuales:

• catorce se corresponden con nuevos ciclos combinados, sumando una capacidad

instalada de 9.375 MW.

• Cuatro se corresponden con modificaciones o reconversión de centrales ya

existentes.

4.3.2 Energía generada

En el siguiente gráfico se muestra la evolución de la energía generada y la energía

puesta en red en el período 1996-2005.

2 Según el Decreto del 4 de agosto del Presidente del Consejo de Ministros, la reconversión de parte las

centrales termoeléctricas de Endesa Italia y Edipower en ciclos combinados debiera finalizar en el año

2008.


EVOLUCIÓN GENERACIÓN

100

150

200

250

300

350

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

TWh

Generación bruta

Energía puesta en red(incl. Importaciones)

Figura 19. Evolución de la energía generada en Italia.

Como se puede observar en la gráfica, desde 1996 el crecimiento tanto de la

generación bruta como de la energía puesta en red viene siendo constante a lo largo de

los años. El crecimiento anual medio de este período ha sido del 3%.

En cuando a la demanda máxima del sistema, se viene produciendo un

acercamiento de la demanda punta del verano a la demanda máxima del invierno. Así,

en el 2002, la primera alcanzó los 50.974 MW, lo que supone un 4,8% de aumento sobre

la del año anterior, mientras que la del invierno, que llegó a 52.590 MW, supuso un

aumento del 1,2% respecto al 2001. Esta punta se cubrió en el 2002 de la siguiente

forma: el 62% con centrales térmicas, el 25% con hidráulicas, el 12% con importaciones

y el restante 1% con geotérmica.

El balance eléctrico de Italia en el 2005 fue el siguiente:

Producción neta (TWh) 2005Térmica 222.9Carbón 39Fuel 43Gas natural 136Otros 5Hidráulico 53.9Convencional 46.5

Fluyente 19.3Bombeo puro y mixto 7.4Renovables 14.8Producción neta 291.6Import 50Export 0Bombeo -10Demanda neta 331.3

Tabla 8. Balance eléctrico de Italia en 2005.

95

Tal y como se indicó anteriormente, en el balance energético queda de manifiesto la

importancia que tiene en Italia las importaciones de energía, que sobrepasan el 15% de

la demanda en barras de central.

En cuanto a la participación de los distintos agentes en la energía producida se

muestra en el siguiente gráfico.

Figura 20. Participación de los agentes en la energía producida en Italia.

En este gráfico se ha asignado al GRTN la energía incentivada, ya que es el

organismo encargado de comercializarla. Si se asignara esta energía al productor, la

única participación que varía significativamente es la de Edison, que pasaría del 4,9%

que aparece en el gráfico anterior, al 13,4%.

Ahora bien, la energía incentivada tiene un destino específico, es decir, con esta

energía no se puede participar directamente en el mercado. Así, si se quisiera ver las

participaciones de los diversos agentes sobre la energía que se puede negociar en el

mercado mayorista, sería necesario proceder a eliminar el 20% asignado a GRTN. En

ese caso, el Grupo Enel pasaría a ostentar el 56% de la energía generada, seguido por

Endesa Italia y Edipower con el 9% cada uno.

En la siguiente tabla se muestra la participación de los diversos combustibles en la

generación de 2002 de los principales grupos productores y su comparación con el mix

medio nacional.


Fuente: Autoritá (informe anual 2002)

% Renovables % Carbón % Deriv.

petróleo% Gas Natural % Otros % Total

Enel (1) 24,5 18,8 29,1 27,5 0,1 100 Edison 12,6 - 1,8 74,4 11,2 100 Endesa Italia 7,3 13,8 49,1 29,8 - 100 Edipower 10,6 6,9 43,1 39,4 - 100 Tirreno Power 3,4 58,2 21,8 16,6 - 100 Media nacional 17,9 13,0 27,6 35,8 5,7 100 (1) Incluye Enel Green Power

Tabla 9. Participación de los agentes por combustibles en Italia.

4.3.3 La energía incentivada

Se entiende por energía incentivada la energía que está acogida al CIP6/92 (fuentes

renovables), la producida por minihidráulicas (potencia menor a 3 MW) y los

excedentes de los cogeneradores. En realidad, más del 90% corresponde al primer

grupo.

Esta energía supone el 20% del total generado en Italia. El GRTN está obligado a

adquirirla a los productores a un determinado precio. Estos precios varían según

tecnología. El precio medio pagado por GRTN en 2002 fue de 9,12 c€/kWh.

El destino que GRTN da a esta energía es en más de un 70% a los clientes del

mercado libre, cediendo el otro 30% al mercado vinculado. Los precios de cesión de

energía a ambos tipos de clientes son distintos, como se muestra en la siguiente tabla.

GWh c€/kWhDestino al mercado libre 39.052 4,694 Destino al mercado vinculado 15.048 5,872 Total Italia 54.100 Fuente: informe 2002 de la Autoritá

Tabla 10. Destino de la energía vinculada en Italia.

Las diferencias entre los ingresos y costes para GRTN derivados de la compra y

venta de esta energía son incorporadas a las tarifas de acceso a las redes de transporte

y distribución.

Se debe tener en cuenta que esta energía, al igual que la energía de importación se

viene utilizando por la Administración italiana para promover el mercado libre. Se ha

97

reservado parte de esta energía para aumentar la oferta de energía a los consumidores

elegibles.

4.3.4 Importación de energía eléctrica

Italia importa más del 15% de la energía puesta en red. El grado de utilización de las

interconexiones es del 92% aproximadamente.

Actualmente, la capacidad de interconexión de Italia en la frontera del norte es de

6.400 MW, de los cuales 5.700 MW corresponden a la frontera noroeste (Francia y

Suiza) y 700 MW a la nordeste (Austria y Eslovenia). Además, Italia cuenta con una

interconexión en corriente continua con Grecia de 500 MW.

Es de señalar que el aumento de la capacidad de interconexión entre Italia, Francia,

Austria y Suiza se ha calificado por la Unión Europea como proyectos prioritarios en el

ámbito de la energía eléctrica.

Interconexión frontera septentrional

Del año 2002 al 2003 se modificó sensiblemente el destino de la energía importada

por la frontera septentrional. Esto se ha debido principalmente por dos motivos:

• El contrato de largo plazo destinado al mercado vinculado, que son unos contratos

firmados por Enel anteriores a la Directiva 96/92/EC se ha reducido en 600 MW.

• Mejora técnica y de gestión de la interconexión que ha permitido aumentar su

capacidad en 400 MW.

Para la capacidad de interconexión de Italia con Austria y Eslovenia se utilizan

subastas explícitas, pero la gestión de la interconexión no se realiza de manera

conjunta. La gestión conjunta a través de subastas explícitas se realiza para períodos

mensuales y diarios, se aplica el principio de “use it or lose it”, no pudiéndose

revender la capacidad a otros agentes.

En el caso de la frontera con Francia, actualmente la gestión se reparte al 50% entre

los dos operadores del sistema (TERNA y RTE), calculando TERNA la capacidad de

importación después de restar a este 50% la capacidad reservada para contratos a largo


plazo y reservas. En este acuerdo se incluye también la capacidad de Italia-Suiza

asignada al GRTN.

La situación de la asignación de la capacidad de las interconexiones de la zona norte

es la que se muestra en la siguiente tabla.

Italia-Francia

Italia-Suiza

Italia-Austria

Italia-Eslovenia Total

Al mercado libre 220 480 4.150 de los cualesa cliente final interrumpible 250 1.200 a cliente final no interrumpible 110 40 1.450 Asignada a gestor externo - 1.200 110 190 1.500

A Vaticano, Córcega y San Marino 150 Contrato LP a mercado vinculado 1.400 600 2.000 Asignación ulterior al mercado vinculado 100 TOTAL 220 480 6.400 Fuente: Autoritá

ASIGNACIÓN DE LA CAPACIDAD DE INTERCONEXIÓN EN 2003

5.700

150

100

3.450

9501.300

Tabla 11. Asignación de la capacidad de interconexión en Italia.

• De los 4.150 MW reservados para el mercado libre: a) 1.450 MW se asignan

anualmente a contratos no interrumpibles; b) 1.200 MW se asignan en base bienal a

contratos interrumpibles; c) 1.500 MW se asignan por OS externos.

• La República de San Marino, Córcega y el Estado del Vaticano tiene reservados 150

MW de la interconexión.

• Los 2.000 MW de capacidad de interconexión ocupados por el contrato de largo

plazo de Enel para el mercado vinculado previo a la Directiva 96/92/EC está

previsto que continúen disminuyendo, de forma que en el 2007 sólo tendrá 600 MW

y desaparecerá totalmente en el 2011.

• Los consumidores del mercado vinculado cuentan con una reserva adicional de 100

MW, además de los 2.000 MW del contrato de largo plazo de Enel.

Acuerdo de asignación de capacidad de la interconexión Francia-Italia. A finales

del 2001 los reguladores indepedientes de Italia y Francia, la Autoritá y la Commission

de regulation de l'électricité (CRE), firmaron un acuerdo, válido para el 2002, para la

formación de un área de libre cambio de energía eléctrica, de modo que ahora se asigna

conjuntamente entre los reguladores de los dos lados de la interconexión. Esta área

abarcaba la totalidad de la capacidad de transporte entre Francia e Italia y la parte de la

interconexión de Italia con Suiza que era asignada por Italia. En capacidad, esta zona

99

venía a ser 1.650 MW de los 2.650 MW de la capacidad total, quedando 1.000 MW

reservados para Suiza.

Para el año 2003 se mantuvo el acuerdo entre ambos reguladores. En él quedan

explícitas las asignaciones de capacidad que se han reflejado en la tabla anterior.

Además, en este acuerdo se indica expresamente3:

• De los 950 MW a repartir entre los clientes interrumpibles, 500 MW ya fueron

reservados en el acuerdo del 2002. Los 450 MW restantes se asignarán por un

mecanismo de prorrata con un umbral de 3 MW, es decir, las solicitudes que al

final del proceso no alcancen los 3 MW serán descartadas.

• En caso de restricciones operacionales en la red que obligue a tener que reducir

carga antes de asignar la capacidad con un día de antelación en la frontera

Noroeste, se aplicará el mismo factor multiplicador a las potencias asignadas en

contratos anuales, a los clientes cualificados y a la asignación autónoma del OS

suizo. En caso que la restricción operacional sobrevenida sea posterior a la

asignación de la capacidad del día anterior, todas las potencias asignadas se

reducirán en igual proporción.

• Después de finalizada la reasignación, ninguna empresa o grupo de empresas

puede tener más del 10% de la capacidad asignada en base anual ni tampoco más

del 10% de la asignada a clientes elegibles interrumpibles.

• Al ser un bien escaso, si la capacidad asignada no se utiliza al menos un 80% de las

horas equivalentes del mes, se perderán los derechos sobre la misma. La capacidad

que se libere se reasignará por mecanismos de corto plazo.

• También se prevén mecanismos de asignación de capacidad en corto plazo (inferior

a un año) en base a criterios de mercado. Estos mecanismos también son

desarrollados por los OS. Deben contemplar la reasignación de toda la capacidad

de los contratos de largo plazo que no esté siendo utilizada.

3 Los procedimientos para realizar todas estas asignaciones y ajustes son desarrollados por los OS de

ambos países y presentados a los respectivos reguladores para su aprobación.


Interconexión frontera meridional

En el año 2002 se inauguró una nueva línea de interconexión con Grecia en corriente

continua, con capacidad de 500 MW. Para el período comprendido entre abril y

diciembre 2003, esta capacidad se ha repartido al 50% entre ambos OS para que la

asignen independientemente. La capacidad disponible para el mercado libre es de 500

MW en el sentido hacia Grecia y de 300 MW en el sentido hacia Italia.

Cuando la demanda de importación hacia Italia supera la capacidad de la

interconexión, la Autoritá ha definido un procedimiento de asignación pro rata similar

al utilizado en la interconexión septentrional.

La capacidad de importación de 150 MW se ha repartido entre 50 operadores,

mientras que la capacidad de exportación de 250 MW se ha repartido entre 8

sociedades.

4.4 Mercado mayorista

La entrada en funcionamiento del mercado mayorista en Italia sufrió una serie de

retrasos. Su entrada en funcionamiento se produjo en abril de 2004. Este mercado lo

gestiona el Gestore del Mercato Elettrico (GME); mientras que la Autorità es la

encargada de vigilar las actividades y transacciones realizadas por el GME que, a su

vez, tiene la misión de establecer las reglas y procedimientos de funcionamiento del

Mercado así como ser responsable de la adjudicación de ofertas y liquidación de las

transacciones.

En un principio, la actividad de los agentes mayoristas estuvo limitada a obtener y

explotar el acceso a las interconexiones internacionales, adquirir energía procedente de

CIP6/92 en las subastas de GRTN y la negociación de contratos bilaterales físicos. De

esta forma, la actividad de trading de electricidad es prácticamente inexistente y los

agentes hacen su cobertura de riesgo a partir de la correlación del precio de la

electricidad con el de los combustibles utilizados.

Las transacciones de energía se hacen obligatoriamente a través del GME, a

excepción de los contratos bilaterales que cuenten con la autorización de la Autoritá.

El Mercado Eléctrico se compone de los siguientes mercados:

101

• Mercado diario: en el que se realizarán los intercambios de energía para el día

siguiente, asegurando la compatibilidad con la capacidad de transporte de la red

entre las distintas zonas geográficas de Italia. El Operador del mercado italiano

(IPEX) funciona plenamente desde el 1 de enero de 2005 y a través de él se negocia

el 66% de la energía.

• Mercados intradiarios para modificar los compromisos del mercado diario. En la

práctica, sólo hay uno para el ajuste de los despachos.

• Mercado de gestión restricciones, como procedimiento de resolución económica

de las congestiones de red zonales que no pudieran ser resueltas en el mercado

diario.

• Mercado de servicios complementarios, en el que se asegurará la suficiente reserva

secundaria y terciaria al menor coste posible.

• Mercado de desvíos para ajustar la demanda en tiempo real y solucionar

problemas de red sobrevenidos.

También existen mercados OTC financieros, pero tienen poca liquidez.

Las ofertas presentadas al GME se seleccionan por orden de menor a mayor precio.

El resultado de la casación servirá de base para el programa de producción del día

siguiente, preliminar al despacho realizado por el GRTN.

4.4.1 Promoción del mercado libre

En los comienzos de apertura del mercado, en Italia se era absolutamente consciente

de que el sector eléctrico tenía una serie de deficiencias para promover la competencia.

Uno de ellos tenía que ver con el poder de mercado de Enel, debido a la falta de

competencia tanto interna como externa (tienen un fuerte nivel de utilización de las

interconexiones). Como ya se ha comentado anteriormente, se estableció un límite

máximo de participación en capacidad a nivel nacional y se obligó a Enel a que

vendiera parte de sus instalaciones, creando tres nuevas empresas.

Sin embargo se consideró la necesidad de poner al alcance de los clientes

cualificados oferta de energía barata con el objetivo de promover el mercado. Para ello,


se puso a disposición de los clientes cualificados parte de la capacidad de interconexión

y parte de la energía del CIP6/92 adquirida por GRTN en unas condiciones ventajosas.

En 2002, la energía del CIP6/92 que se destinó al mercado libre fueron 39.052 GWh.

El GRTN distingue entre una tipología de clientes a la hora de repartirla entre ellos,

cada cual con un precio distinto. Se diferencia entre clientes finales interrumpibles sin

preaviso, clientes finales interrumpibles con preaviso y clientes no interrumpibles. En

la siguiente tabla se muestra la capacidad y el precio medio de adquisición por tipo de

cliente.

Cliente final MW asignados

Precio medio c€/kWh

No interrumpible 3.180 4,98 Interrumpible con preaviso 820 4,05 Interrumpible sin preaviso 500 3,99 Total asignación 4.500 4,70

Tabla 12. Precio medio de adquisición por cliente en Italia.

En noviembre de 2002, el Ministerio de la Actividad Productiva aprobó un Decreto

en el cual se definía una nueva clasificación de los clientes a aplicar en el 2003. Además

se establecía que 4.400 MW serían asignados en base anual y 200 MW en base mensual.

Las diferencias respecto a la clasificación del 2002 son:

• Sustitución de clientes interrumpibles sin preaviso por clientes finales con al menos

el 55% de su consumo en el bloque F4 (horas valle).

• La disponibilidad de los 200 MW de asignación mensual.

En la siguiente tabla se muestra capacidad asignada a cada tipo de cliente y la

fórmula para el cálculo del precio base fijado por la Autoritá.

M W asignados Precio base (1)

C on as ignac ión anual 4.400 a c lientes no in terrum pib les 3.000 2 ,43 + 0,659 * C ta c lientes in terrum pib les con preaviso 1.000 1 ,80 + 0,659 * C ta c lientes con 55% consum o en F4 400 1 ,98 + 0,659 * C t

C on as ignac ión m ensual (2) 200 2 ,43 + 0,659 * C t * AmT otal asignación 4.600

(2) Am es un coefic iente m ensual

C lien te final

(1) C t es e l coste variab le reconocido en tarifas a las centra les térm icas que quem an com bustib le fós il

Tabla 13. Cálculo del precio base por cliente en Italia.

103

En cuanto a la importación, la capacidad asignada al mercado libre pasó de 3.253

MW en el 2002 a 4.153 MW en el año 2003. De éstos:

• GRTN en coordinación con RTE (Francia) han asignado 2.053 MW

• Operadores externos han asignado 1.500 MW

• 600 MW venían ya asignados de contratos interrumpibles bianuales del 2002.

En la siguiente tabla se muestra el reparto de la capacidad de las diversas

interconexiones entre tipología de consumidores y el número de operadores a los que

se les asignó parte de la capacidad para el 2003.

Total

MW Nº asignatarios MW Nº

asignatarios MW

Clientes no interrumpibles 1303 48 150 16 1453Clientes interrumpibles 450 77 150 57 600Total 1753 125 300 73 2053

Frontera Noroeste Frontera nordeste

Tabla 14. Reparto de la capacidad de las interconexiones en Italia.

4.4.2 Precios del mercado italiano

La evolución de los precios del sistema italiano está condicionada por diversos

factores, entre los que destaca su nula producción nuclear y su dependencia de las

importaciones de países vecinos. Esto se traduce en un nivel de precios superior al de

otros mercados spot europeos (OMEL español, Powernext francés y EEX alemán). La

dependencia importadora de Italia se pone de manifiesto en la correlación entre los

precios de los mercados en situaciones de altos precios, es decir, que puntas de precio

en el mercado francés se trasladan a puntas de precio en el mercado italiano.


20406080

100120140160180200220240260

1-ab

r-04

1-jun

-04

1-ag

o-04

1-oc

t-04

1-dic

-04

1-feb

-05

1-ab

r-05

1-jun

-05

1-ag

o-05

1-oc

t-05

1-dic

-05

1-feb

-06

1-ab

r-06

1-jun

-06

1-ag

o-06

Prec

io (€

/MW

h)

OMEL PowerNext EEX GME

Figura 21. Evolución del precio del mercado eléctrico spot italiano (GME) frente a otros mercados europeos.

También es destacable el apuntamiento de los precios en el mercado eléctrico

italiano, es decir, la notable diferencia entre los precios de la electricidad de las horas

punta y valle. En la gráfica se muestran los precios correspondientes al 6 de septiembre

de 2006. Mientras en Omel, esta diferencia es del orden de 60 €/MWh, en GME es

superior a los 100 €/MWh. El factor determinante de este hecho es la fuerte

importación de energía que se produce en Italia y el mix energético del país. Este mix

energético, en concreto, la ausencia de tecnología nuclear se ve reflejado también en la

figura, en concreto, en unos precios de valle más altos que en otros países que sí

disponen de tecnologías de costes variables bajos, como la nuclear.

0

30

60

90

120

150

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora

Prec

io (€

/MW

h)

OMEL PowerNext EEXAPX GME

105

4.5 El Comprador Único

El Comprador Único, denominado Acquirente Unico (AU), es el organismo central

establecido por el GRTN para encargarse de la adquisición de electricidad en el

Mercado Mayorista para suministrar a los clientes vinculados no elegibles. Esta figura

surge a raíz del Decreto Ley nº 79 del 16 de marzo de 1999 (artículo 4) y en el se

establecen sus funciones: “asegurar a los clientes no elegibles la disponibilidad de

capacidad de generación y el suministro de electricidad, además de garantizar la

continuidad, seguridad y eficiencia del servicio e igualdad de tratamiento, también en

las tarifas”. Para cumplir con esta responsabilidad, el AU realiza contratos de compra

con productores nacionales y extranjeros y contratos de venta con distribuidores, bajo

criterios de no discriminación. Está permitido que parte del capital del AU pertenezca

a otros agentes, aunque ninguno podrá tener más del 10% del capital y, en cualquier

caso, el GRTN mantendrá la mayoría.

La energía a adquirir se obtiene según las estimaciones periódicas de demanda y

directrices emitidas por el Ministerio.

Desde la entrada en funcionamiento del mercado eléctrico en Italia, el AU tiene

también la posibilidad de realizar contratos bilaterales, siempre sujetos a la aprobación

de la Autorità. En principio, la Autorità ha expresado su intención de no imponer

limitaciones a estos contratos bilaterales, aunque considera que pueden ser una fuente

de ineficiencias para el sector.

Está previsto que, en caso de que el AU comience sus operaciones antes del

establecimiento del mercado eléctrico, éste negociará contratos bilaterales con diversos

generadores a precio regulado para satisfacer la demanda estimada de los clientes

vinculados al mínimo precio.

Los pagos del AU a los productores junto a sus propios costes operativos, se

obtienen de los ingresos recibidos de los distribuidores. Como consecuencia de ello, las

tarifas pagadas por los consumidores vinculados deberán ser ajustadas cada cierto

tiempo para reflejar los precios pagados por el AU así como otros componentes del

coste relacionados con el transporte y la distribución.


Hasta la entrada en operación del AU, se estableció que los distribuidores seguirían

comprando la energía para vender a los consumidores cautivos directamente a las

generadoras. El precio de estos intercambios estaba regulado por la Autorità.

A comienzos de junio de 2003 y con vistas a la entrada en funcionamiento del

mercado en 2004, la Autoritá lanzó un comunicado en el que se indicaba que se iba a

proceder a cambiar el procedimiento de selección de ofertas de generación destinadas a

los consumidores vinculados. Este nuevo procedimiento sería de carácter transitorio,

entraría en vigor el 1 de julio de 2003 y duraría seis meses. El objetivo de este proceso

sería pasar del actual sistema de selección de la generación destinada al mercado

vinculado a otro que estaría basado en las ofertas de compra y venta de energía. Sería

un proceso que permitiría a los diversos agentes prepararse para el comienzo de

operación del pool en el 2004.4

4.6 Otras actividades

4.6.1 La operación del sistema

La operación del sistema está a cargo del organismo independiente “Gestore della

Rete di Trasmissione Nazionale” (GRTN). Se realiza por orden de mínimo coste de

generación, teniendo prioridad la energía producida por centrales con contratos

bilaterales existentes y las afectadas por la resolución CIP6/92. El GRTN es responsable

de gestionar la venta de las energías renovables en el Mercado según procedimientos

competitivos.5

4 Según se indicaba en el comunicado, este procedimiento sería definido por la Autoritá, el Ministerio

de Industria y el GRTN. 5 Las plantas afectadas por la resolución CIP 6/92 son las que usan energías renovables, gas procedente

de la regasificación de los residuos del fuel, residuos industriales o residuos urbanos y las plantas de alto

nivel de eficiencia (aprox. 1.600 plantas pertenecientes a unos 1.400 productores). GRTN adquiere la

energía procedente de estos productores (aprox. un 12% del consumo nacional o 32 TWh/año) a un precio

regulado basado en los costes evitados, y a su vez la asigna mediante subastas anuales y mensuales a

comercializadores y traders. De nos ser toda la energía ofertada casada en estas subastas, la energía

restante es vendida a los distribuidores a un precio regulado. Las diferencias entre los ingresos y costes

para GRTN derivados de esta actividad son incorporadas a las tarifas de acceso a las redes de transporte y

distribución.

107

En el corto plazo, se espera que la operación del sistema pase a estar basada en un

sistema de ofertas de los generadores, con vistas al funcionamiento del mercado

eléctrico gestionado por el GME.

4.6.2 Transporte

La gestión y operación del Transporte está asignada al GRTN, que no es propietaria

de los activos de red, ya que siguen perteneciendo mayoritariamente a Enel a través de

su filial TERNA. El GRTN es un organismo independiente que, junto a las compañías

distribuidoras, debe garantizar el acceso a las redes a los generadores e importadores

de electricidad que suministran energía a los Clientes Cualificados.

En la siguiente tabla se muestra la información de la red de transporte de Italia por

niveles de tensión (datos año 2000):

Nivel de tensión km de red

380 kV 9.782 220 kV 11.980 150-132 kV 20.401 TOTAL 42.163

Tabla 15. Red de transporte de Italia por niveles de tensión.

El volumen de importación de electricidad está limitado por la capacidad de

interconexión de Italia con otros países. Las interconexiones están continuamente al

límite de su capacidad, de la que la mitad está reservada para los contratos de largo

plazo existentes y la restante, mediante un mecanismo de prorrateo, se asigna a los

contratos superiores a 3 MW, de modo que ningún operador use más del 5% de la

capacidad total de importación ni más del 10% de la capacidad de interconexión desde

cualquier país. Se está contemplando la creación de un mercado secundario de

capacidad.

Los ingresos del transportista provienen de los pagos que realizan los distribuidores

y generadores por el uso de la misma. En el caso de estos últimos, pagan un cargo por

kWh inyectado en la red de transporte. En cuanto a los distribuidores, éstos repercuten

íntegramente el cargo del transporte los clientes finales, ya sean elegibles o cautivos.


Retribución del transporte

Es un sistema de "price cap". El coste reconocido a la actividad de transporte del año

2003 se ha ajustado en un -1,5%. Esto se debe a la conjunción del ajuste por inflación

(+2,5%) y traspaso de eficiencia al consumidor (-4%). Sin embargo, el coste total

reconocido a la actividad de transporte en realidad aumentó un 4% respecto al año

2002 porque al ajuste del -1,5% hay que añadirle los siguientes hechos específicos de

este año:

• Aumento de la retribución por modificación del perímetro de la red de transporte

según decreto del Ministro de la Actividad Productiva (1,7%).

• Cargo relacionado con los acuerdos internacionales sobre tarifas para tránsitos

transfronterizos (1,9%).

• Cargos derivados del ajuste del coste reconocido al GRTN una vez se ha

consolidado su estructura (0,9%).

Acceso de terceros a redes

Italia se ha decantado por un acceso de terceros a redes regulado. El gestor de la red

de transporte tiene encomendada la labor de garantizar la conexión a la red de manera

no discriminatoria a todos aquéllos que lo soliciten cumpliendo las condiciones

técnicas y económicas requeridas por la regulación.

4.6.3 Distribución

La actividad de distribución se desarrolla en régimen de concesión concedido por el

Ministerio de Industria. Estas concesiones se establecen en régimen de monopolio en la

zona que abarque y otorga a las concesionarias una serie de derechos, obligaciones y

una determinada retribución.

La regulación promueve la integración de las empresas distribuidoras en una sola

en aquellas zonas en que existe más de una. Caso de que dicha integración no fuera

posible, se reconoce a las distribuidoras participadas por entes locales y a las

sociedades de entes locales contiguos de más de 100.000 clientes, la posibilidad de

pedir a Enel la concesión de la distribución de la comunidad en la que la sociedad local

109

tenga más del 20% de la distribución. Las negociaciones entre Enel y diversas empresas

locales comenzaron en el año 2000. A marzo de 2003 la situación era la siguiente:

• Enel había llegado a acuerdos con veintidós empresas locales para cederles las

redes de su zona y mantenía negociaciones abiertas con otras diez.

• Nueve empresas habían cedido totalmente su negocio de distribución a Enel. Otras

diez distribuidoras le cedieron sólo una parte de las redes.

En cuanto a calidad de servicio, se ha publicado diversa normativa que obliga a

cumplir con unos requisitos a todas las distribuidoras. Se establecen parámetros tales

como tiempo de reconexión, respuesta a las llamadas, información y respuesta a

reclamaciones.

Existen unos estándares de calidad generales y específicos uniformes a nivel

nacional. El incumplimiento de los mismos supone un reintegro automático de la

indemnización a través de la factura al consumidor afectado.

En el 2001 se publicaron dos Decretos Interministeriales con la regulación de la

eficiencia energética. Las distribuidoras (de gas y electricidad) están obligadas a

desarrollar programas de mejora de eficiencia de los consumidores, parcialmente

subvencionados por las tarifas. La obligación es proporcional a la energía distribuida y

puede ser parcialmente cubierta adquiriendo certificados de eficiencia energética. Estos

certificados se corresponderán con programas acometidos por otras distribuidoras por

encima de sus necesidades o por programas de otras empresas especializadas en este

tipo de actuaciones.

El distribuidor también tiene entre sus funciones la venta de energía a los clientes

cautivos, por lo que percibe una retribución por los costes de la gestión comercial.

Retribución de la distribución

Es un sistema de “price cap”, considerando una disminución en términos reales del

4% anual en cada Componente de Transporte y Distribución que reflejará los objetivos

de mejoras de productividad establecidos por la Autorità. La aplicación real ha sido:

• La retribución de la distribución ha aumentado un 1,7%. Esto ha sido por ajuste por

la inflación (+2,5%), traspaso de ganancias de eficiencia a los consumidores (-4%),


reconocimiento de costes por mejora de calidad (+2,9%) y por los costes

relacionados con los programas de eficiencia (+0,3%).

• La retribución de la comercialización ha disminuido un 1,5% como efecto del factor

de eficiencia del 4% y la inflación del 2,5%.

Finalmente, en la siguiente tabla se muestra el reparto de la energía distribuida por

los distribuidores por tipo de actividad al que se destina.

Participación consumo

Agricultura 1,8%Industria 52,9%

Básica 25,6%No básica 22,2%Construcción 0,4%Energía y agua 4,7%

Sector servicios 23,7%Comercio 18,3%No lucrativos 5,5%

Domésticos 21,6%TOTAL 100%

Actividad

Tabla 16. Energía distribuida según sector de actividad.

4.6.4 Comercialización y apertura del mercado

En Italia, los consumidores elegibles tienen la posibilidad de contratar libremente la

adquisición de su energía con cualquier productor, comercializador o en el mercado

organizado cuando entre en funcionamiento. Igualmente pueden optar por

permanecer acogidos a la tarifa regulada por un período de dos años renovable por

otros dos años adicionales.

La apertura del mercado eléctrico en Italia ha tenido un fuerte avance en el último

año. En el 2002 el umbral de elegibilidad se situaba en los 9 GWh, teniendo la

condición de elegibilidad los siguientes suministros:

• Aquellos consumidores con un solo punto de suministro cuyo consumo anual en el

año anterior haya sido superior a 9 GWh.

• Aquellos clientes multipunto, en los que en cada punto se haya consumido el año

anterior más de 1 GWh, y en total el cliente supere los 40 GWh.

111

• Compañías de distribución local, pero solamente en cuanto a la electricidad que

distribuyen a otros clientes elegibles.

• Comercializadores, pero solamente en cuanto a la electricidad que necesitan para

venta a otros clientes elegibles.

En la actualidad, hay una apertura del mercado del 79%.

Cargos a clientes cualificados: Los clientes elegibles pagan los precios del Mercado

por la energía adquirida en el Mercado o los precios que hayan negociado

directamente con los suministradores. Adicionalmente, deben pagar una tarifa por uso

de las redes de transporte y distribución. Esta tarifa consta en la actualidad de los

siguientes componentes:

• Cargo por capacidad, para cubrir los costes de infraestructura de las redes. Este

cargo depende de la potencia contratada y del “camino convencional” desde el

punto de consumo al punto de inyección de la energía6.

• Cargo por el uso del sistema, para cubrir los costes control de frecuencia/potencia,

control de tensión, medida, etc.

• Cargo de energía, para cubrir las pérdidas7.

Otros cargos generales del sistema. Este concepto engloba sobrecostes tales como el

cierre de las centrales nucleares, la promoción de fuentes de energía renovables o el

financiamiento de proyectos de I+D.


La Directiva Europea 2001/77/EC, sobre el apoyo a la producción de electricidad

procedente de fuentes renovables dentro del marco del mercado único europeo, se

incorporó a la legislación italiana a través del Decreto Ley 387/03. Este Decreto Ley

establece:

6 A este “camino convencional” le corresponderán unos cargos diferentes según los niveles de tensión

por lo que transcurra el mismo, así como la distancia recorrida en cada uno de ellos. El cargo total es

proporcional a esta distancia, hasta un determinado límite, a partir del cual el cargo será independiente (a

modo de ejemplo, para el camino recorrido en líneas de BT, dicho límite es de 500 metros). 7 El coste de las pérdidas se reparte entre los generadores y consumidores.


- que para producciones superiores a los 50 MWh/año, el operador del sistema

de transporte (GTRN y posteriormente Terna) se encargará de asignar

certificados de origen renovable a los productores que lo soliciten. Estos

certificados no son los certificados verdes que se desarrollarán posteriormente,

sino simples certificados de origen, en los que se especifica la localización de la

planta, la fuente de energía renovable que utiliza, la tecnología empleada, la

potencia nominal de la planta, su producción neta. Este sistema de certificación

es importante, también a nivel europeo, en cuanto que al señalar el origen de la

energía, evita que se prime dos veces.

- Para agilizar el proceso de autorización, se considera la construcción de plantas

renovables como obras públicas urgentes, en las que no se permite retraso.

- Se establece mayo de 2004 como límite para que la Autoridad establezca los

requisitos necesarios, tanto técnicos como económicos, para llevar a cabo la

conexión de centrales renovables a redes de tensión superior a 1 kV.

4.7.1 Certificados verdes

En el artículo 11 del Decreto Legislativo 79/99 se introdujo un nuevo sistema de

incentivación de la energía verde distinto del que se venía aplicando hasta la fecha, que

era a base de incentivos a la producción (el CIP6/92). El nuevo sistema desarrollado

está basado en los certificados verdes y se confía en que sean mecanismos de mercado

los que establezcan la prima a pagar a estas energías.

Un certificado verde certifica la producción de 100 MWh y son emitidos por el

GRTN.

La demanda de estos certificados verdes está constituida por los productores e

importadores que, desde el 1 de enero de 2002, están obligados a suministrar el 2% de

la cantidad de energía, de fuentes no renovables, generada o importada el año anterior,

y superar los 100 GWh/año de energía producida con fuentes renovables. Además,

desde 2004 hasta 2006 se fija que a este incremento anual debe añadirse un 0,35% de un

año al siguiente.

La oferta de certificados verdes se corresponde con las centrales renovables

privadas que hayan conseguido la cualificación del GRTN de "Emplazamiento

Alimentado con Fuentes Renovables" (IAFR), así como los certificados verdes que el

113

propio GRTN emite a su favor por la energía producida en centrales del CIP6/92 y que

hayan entrado en funcionamiento después del 1 de abril de 1999 (establecido en el

Decreto Legislativo 79/99). Estos certificados se pueden vender libremente y al precio

que se pacte en el mercado desarrollado al efecto por el Gestore del Mercato Elettrico

(GME) o mediante contratos bilaterales.

La Ley, previendo que pudiera haber un desajuste entre la demanda de certificados

y la oferta, permite que el GRTN venda otros certificados verdes, que tienen como base

la energía generada por las centrales efectivamente acogidas al CIP6/92. Estos

certificados sólo se pueden obtener a través del GME y al precio de referencia

regulado. Este precio se calcula como la diferencia entre el coste medio de la energía de

las centrales del CIP6/92 pagado por GRTN y el ingreso recibido por GRTN por la

cesión de la energía a los clientes. Para el año 2002 el precio de referencia de estos

certificados verdes fue de 84,18 €/MWh.

La plataforma de contratación del GME para los certificados verdes entró en

funcionamiento en marzo de 2003. El precio mínimo de salida establecido es de 60

€/MWh.

En la primera sesión de venta de certificados verdes del 26 de marzo de 2003,

participaron 14 operadores, además del GRTN y se vendieron 2004 certificados verdes

a 101,02 €/MWh. La segunda sesión tuvo lugar el 28 de marzo de 2003. En ella

participaron 12 operadores, además del GRTN y se vendieron 21.337 certificados al

mismo precio medio de la primera sesión.

La siguiente tabla muestra el precio de los certificados verdes en 2004.

Precio de los Certificados Verdes en 2004


Fuente: Informe Anual 2005 Autoritá per la Energia Elettrica e il Gas.

Tabla 17. Precio de los Certificados Verdes en Italia en 2004.

4.7.2 Certificados blancos

Los Decretos del Ministerio de Actividades de Producción, en colaboración con el

Ministerio de Medio Ambiente del 20 de julio de 2004, tanto para electricidad, como

para gas, definieron objetivos nacionales cuantificables en términos de mejora de

eficiencia energética. Los distribuidores de electricidad y gas natural tienen que

cumplir con los objetivos fijados a través de proyectos que mejoren la eficiencia

energética en usos finales.

En su Resolución 103/03 del 18 de septiembre de 2003 y 200/04 del 11 de noviembre

de 2004, la Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) perfiló unas directrices para

la preparación, implementación y evaluación de los proyectos definidos por los

Decretos Ministeriales del 20 de julio de 2004 y especificó los criterios y procedimientos

para asignar los Certificados de Eficiencia Energética (TEE) o certificados blancos.

El GME asigna Certificados de Eficiencia Energética a los distribuidores de

electricidad y a empresas que operan en el sector servicios energéticos. Estos

Certificados aseguran que se ha conseguido el objetivo de reducción del consumo a

través de proyectos destinados a aumentar la eficiencia energética.

Los distribuidores de gas y electricidad pueden cumplir sus objetivos de eficiencia

energética también adquiriendo los certificados de otras instalaciones o empresas.

De esta forma, GME tiene que organizar un Mercado de Certificados de Eficiencia

Energética y establecer sus reglas de funcionamiento, de acuerdo con AEEG, de forma

que:

- las compañías de distribución que no consiguieran sus objetivos de reducción de

consumo puedan adquirir los Certificados de Eficiencia Energética que necesitan.

- las distribuidoras que consiguieron reducciones por encima de sus objetivos puedan

vender su exceso de certificados y obtener un beneficio económico.

- las empresas de servicios energéticos que no tengan que cumplir con esta obligación

115

puedan vender los certificados obtenidos a través de sus proyectos independientes,

obteniendo beneficios del mercado.

También pueden negociarse este tipo de certificados fuera del mercado organizado

por GME.

4.7.3 Protocolo de Kioto

El objetivo de reducción de emisiones que se plantea para Italia a raíz del Protocolo

de Kioto es de un 6.5% menos de emisiones que en 1990.

EMISIONES DE CO2 SUPONIENDO TECNOLOGÍA NUCLEAR EN EL MIX

Figura 22. Emisiones de CO2 suponiendo mix en Italia con nuclear.

El mix energético de Italia actúa como un fuerte condicionante en las emisiones de

CO2. En caso de disponer de un 17% de producción nuclear en su mix (que era la

media de producción nuclear a nivel mundial en el año en que se realizó el estudio,

2001), Italia no tendría problemas para cumplir con sus objetivos fijados en Kioto,

pudiendo llegar incluso a reducciones de 21 Mt CO2.

La asignación de derechos llevada a cabo para la primera fase fue de 239,96 Mt CO2

para 2005, 240,57 Mt CO2 para 2006 y 241,64 Mt CO2 para 2007.


Para determinar estas cantidades, se partió de las emisiones registradas en el año

2000 y se hizo una previsión para 2010 por sectores. Teniendo en cuenta los valores

previstos, se llevó a cabo una asignación según los distintos sectores de actividad:

Tabla 18. Asignación de emisiones de CO2 en Italia.

Para realizar la asignación de derechos por instalación, se definen los posibles

nuevos entrantes: aquellas plantas que entren en operación con fecha posterior al

31/12/2004, el repowering de instalaciones llevado a cabo con posterioridad a esta

fecha y la vuelta al funcionamiento (después del 31/12/2004) de instalaciones que

llevaran más de 1 año fuera de operación. Una vez asignados los derechos de emisión

por instalación, se puede hacer un cálculo sobre el número de horas de funcionamiento

que permite dicha asignación para cada tecnología:

117

Tabla 19. Horas de funcionamiento con el PNA italiano.

siendo:

h = número de horas de funcionamiento para cada año

α = tasa de emisión en gr CO2/kWh considerada

Tabla 20. Horas de funcionamiento con el PNA italiano por tecnologías.


A partir de los derechos asignados, se observa un número elevado de horas de

funcionamiento de centrales de ciclo combinado y una reducción en las horas de

funcionamiento, según los derechos asignados para centrales que funcionan con

combustibles fósiles y derivados del petróleo.

Para valorar el Plan Nacional de Asignación de derechos de Emisión en la primera

fase, se utilizan los criterios definidos por Ilex Energy Consulting. Según esta

consultora, un PNA debe cumplir los requisitos de equidad, transparencia y eficiencia

económica en la asignación de derechos. Además, un PNA correctamente diseñado

debería establecer un cap o límite de funcionamiento por debajo del BAU (Business as

Usual), es decir, debería suponer un límite o restricción al funcionamiento de

determinadas centrales, y en línea con el objetivo fijado por Kioto. Teniendo en cuenta

estos criterios, el PNA de Italia para la primera fase tiene aspectos negativos en cuanto

a una metodología confusa de cálculo y un proceso de consulta inadecuado. Aunque

no logra cumplir los objetivos marcados por Kioto, se puede decir que consigue

mejorar con respecto al BAU.

4.7.4 Otras emisiones

Al margen del Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión, en Italia existe

un marco regulatorio muy estricto en cuanto a emisiones de otros contaminantes. Italia

firmó el Protocolo de Helsinki para la reducción de emisiones de SO2 y de NOx. De

hecho, la legislación nacional ha adaptado las directivas europeas, estableciendo

límites más estrictos. Para conseguir estos límites, la industria ha decidido llevar a cabo

una serie de medidas, tanto para las plantas nuevas, como para las existentes:

- las medidas de reducción implementadas (desulfuración, desnitrificación,

quemadores de bajo NOx, precipitadores electrostáticos de alta eficiencia o uso de

combustibles con contenido extra-bajo de azufre) han conseguido una reducción del

90% para SO2 y del 70% para NOx con respecto a las emisiones de 1980.

- por otro lado, se propone un mayor uso de gas natural y de fuentes renovables, así

como, un uso racional de la energía.

119

4.8 Estructura de producción actual y evolución futura

4.8.1 Situación actual

El crecimiento de demanda en Italia ha sido de un 2.4% en los últimos 13 años.

Durante la década de los 90, la demanda creció un 2,5% anual de media, mientras que

en 2003 el crecimiento fue de un 3,2%, lo cual es destacable, teniendo en cuenta la

debilidad de la economía en ese período, pero no hay que olvidar que en 2003 se

registró uno de los veranos más largos y calurosos de la historia, lo que contribuyó a

este aumento. El aumento de la demanda en 2004 fue de un 1,5%. A futuro se espera

que el crecimiento de la demanda se estabilice en torno a un 2,1%, reflejando un

proceso de “terciarización” de la estructura económica del país, la saturación en el uso

de equipos de refrigeración y los objetivos de mayor eficiencia.

La principal característica del Mercado Eléctrico Italiano es la dependencia de las

importaciones, las cuales llegaron hasta 55 TWh en 2005, un 16% de la demanda. A

partir de septiembre 2003 cuando tuvo lugar el black-out, el operador del sistema

(GRTN) ha aumentado los criterios de seguridad limitando la dependencia exterior en

las horas críticas, reduciéndose las importaciones. Aún así, el aumento de las

capacidades de interconexión previstas con Suiza y Eslovenia de 2.000 MW hace

pensar que las importaciones pueden aumentar y con gran probabilidad se saturen

estabilizándose alrededor de 58-60 TWh a partir de 2007 dependiendo principalmente

de las tendencias de crecimientos de demanda y de necesidad de equipo en Francia y

Europa.

Producción de energía por tecnologías 2005

10%13%

38%1%15%

4%

16% -3%Carbón

Fuel

Gas natural

Otros

Hidráulico

Renovables

Importaciones

Bombeo


Figura 23. Producción actual en Italia por tecnologías.

La cobertura de la demanda en los últimos años se caracteriza por alta dependencia

de las importaciones y de los productos petrolíferos así como por un sistema de

incentivos muy generoso del régimen CIP6 (renovables y autoproducción). Los últimos

años han estado marcados además marcados por una baja hidraulicidad, gran

indisponibilidad por repowering y altos precios de los combustibles.

Por otro lado, el Gobierno Italiano está favoreciendo la incorporación de nuevo

equipo acelerando el proceso de autorizaciones y de repowering. El Decreto Marzano y

la implantación del Decreto Bersani promueven, entre otras cosas, la simplificación de

los procesos de autorización (“sblocca centrali”) de nuevas inversiones en generación

así como en infraestructuras de transporte, la promoción de las energías renovables y

de los pequeños productores. Todo ello unido a un crecimiento sostenido de la

demanda eléctrica, hace prever una necesidad sustancial de producción para 2015

(entre 90 y 100 TWh) que puede venir suministrada por tecnología de CCC, renovables

y cogeneración, carbón y procedente de importaciones.

4.8.2 Evolución futura

En este sentido, es destacable el hecho de que el sector eléctrico está avanzando de

forma consistente a las obligaciones establecidas por el Protocolo de Kioto sobre

cambio climático, a la optimización económica del sistema eléctrico y a las restricciones

derivadas de la seguridad de suministro. Todo esto se traduce en:

- conseguir un desarrollo máximo de plantas de ciclo combinado (se plantea

como objetivo que estas supongan un 50% de la producción total en 2010)

- aumentar el uso de fuentes renovables (hasta un 22% en 2010)

- apostar por tecnologías de uso limpio del carbón (15% de la generación total)

Por ello, a partir de las previsiones de Eurelectric en su informe de 2005, la

producción de energía por tecnologías para 2010 y 2020 podría ser la siguiente:

121


10%7%

45%1%14%

6%

14% -3%CarbónFuel

Gas natural

Otros

Hidráulico

Renovables

Importaciones

Bombeo


10%5%

48%1%11%

8%

14% -3%Carbón

Fuel

Gas natural

Otros

Hidráulico

Renovables

Importaciones

Bombeo

Figura 24. Producción por tecnologías en Italia en 2010 y 2020.

Se puede observar un aumento progresivo de la generación a partir de gas natural,

acompañado de una reducción en la producción a partir de fuel. La producción de

carbón se mantiene en el 10%, si bien, como se ha indicado anteriormente, la tendencia

sería recurrir a tecnologías limpias de carbón. También es destacable el aumento de la

producción renovable y el estancamiento en las importaciones.

A partir de las previsiones de Eurelectric, se realiza un cálculo del número de horas

de funcionamiento para las diferentes tecnologías:


Horas de funcionamiento equivalente por tecnologíaSistema italiano 1999-2020

0.000

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 20220

10

20

30

40

50

60

70

(€/M

Wh)

CarbónFuelCCCHidráulicoInterconexiónIngreso de Mercado

2005

Figura 25. Horas de funcionamiento equivalente por tecnologías en Italia a 2020.

El cálculo de horas de funcionamiento esperado indica la misma tendencia que se

podía observar con el estudio de cobertura de demanda por tecnologías, es decir, un

aumento progresivo de la generación a partir de gas natural, una reducción en la

producción a partir de fuel, un aumento y posterior mantenimiento de la producción

de carbón, si bien, como se ha indicado anteriormente, la tendencia sería recurrir a

tecnologías limpias de carbón. También es destacable el estancamiento en las

importaciones.

En cualquier caso, la cobertura de la demanda a futuro y las horas de

funcionamiento por tecnologías dependerán de varios factores:

Nuevas inversiones en CCC

Actualmente hay cerca de 20 GW de nuevos CCC autorizados, más de 7.500 MW en

construcción y cerca de 8.000 MW de repowering8.

8 Data Room EDISON y GRTN.

123

Renovables y cogeneración

Según datos de la Unione Petrolifera, UP9 (que reúne a la mayor parte de las

empresas energéticas del sector), otras de las cifras optimistas en el futuro son las

referentes a las energías renovables, las cuales están siendo incentivadas a través de los

ingresos que perciben desde el mercado de certificados verdes10. De entre ellas, el

mayor crecimiento se producirá probablemente en eólica y biomasa.

La cogeneración o productores térmicos acogidos a CIP6, sin embargo, verán

reducida su participación en la cobertura de demanda a medida que vayan saliendo de

dicho status y debido a la pérdida de competitividad, ya que actualmente supone un

reconocimiento de los costes totales además de garantizar la venta de toda su energía

en el mercado.

Carbón

Las centrales térmicas seguirán teniendo un papel fundamental en el futuro. Datos

que apoyan estas previsiones son las autorizaciones por parte del Gobierno de las

reconversiones de fuel a carbón de más de 5.000 MW propiedad de Enel con el objetivo

de reducir la dependencia de los hidrocarburos.

Finalmente, las importaciones seguirán jugando un papel primordial en los

próximos años mediante el aumento de las interconexiones con Suiza y Eslovenia de

más de 2.000 MW. Además las nuevas reglas de la UE en relación a las redes de

interconexión pueden hacer cambiar el sistema vigente en Italia sobre acceso a dichas

infraestructuras.

El fuel irá reduciendo su participación a medida que vaya aumentando la eficiencia

del parque generador y a las mayores exigencias medioambientales. El Plan Nacional

de Asignación italiano es provisional así que no es posible realizar una valoración a día

de hoy, aunque si se prevé que a partir de 2008 haya déficit de Derechos debido a los

compromisos que establece Kyoto.

9 “Previsioni di domanda energetica e petrolifera italiana 2004-2015”, de Febrero 2004. 10 Tanto los productores como los importadores de energía eléctrica de más de 100 GWh al año

deberán certificar la posesión de energía limpia de al menos un 2%.


4.9 Otros temas relevantes

4.9.1 Pago por capacidad

El Decreto Ley 379 del 19 de diciembre de 2003 introduce nuevas reglas para la

remuneración de la capacidad de producción. Su propósito, después de los apagones

de junio y septiembre de 2003, es garantizar una capacidad de producción adecuada y

de reservas, para satisfacer la demanda nacional. El Decreto establece un sistema

competitivo de incentivos, diseñado para influir en la conducta de los agentes

productores (y en su caso, de los consumidores finales con características técnicas

adecuadas) para asegurar que la capacidad estará disponible en los días que el GTRN

considere críticos.

El sistema de pago por capacidad será definido por el Ministerio de Actividades

productivas, de acuerdo a las recomendaciones de GTRN. Hasta que dicho sistema se

implante, la autoridad implantará un sistema temporal de remuneración para las

plantas que tengan su capacidad disponible en los días en que ésta sea crítica para

cubrir la demanda a criterio de GTRN. Este sistema no aplica para las plantas CIP6, las

renovables no programables y la potencia comprometida en contratos bilaterales.

El pago transitorio de capacidad fue lanzado por la autoridad a través de la

resolución 48/04.

El diseño del pago por capacidad se basa en la existencia de dos términos:

- por una parte, una cantidad pagada a las plantas por su disponibilidad en los días

críticos del año definidos por GTRN.

- un pago adicional, definido como ingreso adicional que recibe el productor de los

mercados (exceptuando el de servicios complementarios), si durante un año los

ingresos recibidos de dichos mercados son inferiores al valor mayor entre dos opciones

(el precio del mercado y el precio oficial de la electricidad reducido un 20%).

125

4.9.2 Stranded costs

La ley 83 del 17 de abril de 2003 de “Medidas urgentes sobre los costes generales del

sistema eléctrico” dio carácter de ley al Decreto 25 del 18 de febrero de 2003 con

algunas correcciones. Aunque la liberalización puede suponer costes adicionales para

el antiguo monopolista, también puede generar beneficios adicionales, como es el caso

del ingreso hidroeléctrico. A diferencia del monopolio, en que los precios se

determinan según los costes de cada fuente, en un contexto de liberalización, todas las

tecnologías de producción reciben la remuneración de la marginal. Esto supone, pues,

un ingreso adicional para la hidráulicas en comparación con las térmicas

convencionales, pero además traería consigo tarifas más altas para los consumidores,

sin estar éstas justificadas por costes mayores.

Estas consideraciones se plasmaron en el decreto de 26 de enero de 2000, que

ordenaba la recuperación de los sobreingresos de las centrales hidráulicas y las

geotérmicas, estableciendo un período de 7 años, que se inició el 1 de enero del 2000,

para compensar, al menos en parte, los costes generales del sistema eléctrico. La ley

83/03 eliminó la tasa sobre la energía hidroeléctrica, desde el 1 de enero de 2002, es

decir, cinco años antes de lo establecido anteriormente. Esto hizo que hubiera que

compensar a las compañías por el importe pagado después del 1 de enero de 2002. El

importe total a rembolsar es de 508 M€.

4.10 Valoración de Italia

Aunque Italia es un país en el que la liberalización del sector eléctrico no se ha

llevado a cabo aún de forma completa (la apertura del mercado es de un 79%) y la

experiencia de funcionamiento del mercado eléctrico italiano es reducida (entró en

funcionamiento práctico el 1 de abril de 2004) son destacables los esfuerzos y medidas

tomadas con el objetivo de lograr una liberalización total. En este sentido destaca la

complicada situación inicial (el casi monopolio total de Enel), que al igual que en otros

países (Reino Unido) intentó solucionarse vía privatización y desinversión de activos,

si bien, con casi 30 años de retraso con respecto a estos otros países y con mayor

inercia, debido al tamaño y diversificación en los negocios de la empresa.


El caso de Italia puede considerarse como una regulación dinámica y flexible, en

cuanto que, debido a su corta experiencia, se ve obligada a realizar cambios o

correcciones a medida que surgen nuevos problemas. Esto puede criticarse, ya que en

caso de ser buena, la regulación no tendría que estar sometida a sucesivas mejoras, sino

que debería ser robusta, pero también tiene especial importancia su dinamismo, por

ejemplo, en el caso del diseño del pago por capacidad en vista de los apagones de 2003.

Sin embargo, estos cambios regulatorios son criticables en casos como en el descrito

en los stranded costs, principalmente por falta de consistencia, al modificar los criterios

y la ley, con una clara repercusión para los usuarios finales en lo referente al coste. A

esto se unen las limitaciones propias del mix de generación italiano, que al prescindir

de tecnologías con menores costes variables (nuclear) se ve obligada a producir con

tecnologías caras o a importar, lo que se traduce en unos precios de la energía muy

superiores a los de otros países vecinos.

Por todo ello, podría decirse que la regulación italiana está prácticamente

comenzando y no es lo suficientemente robusta. Sin embargo, su estudio resulta útil en

cuanto que permite valorar la experiencia llevada a cabo en diversos aspectos

(incluidas las repercusiones de las decisiones de planificación energética), así como

aprender de los errores o aciertos de la misma.

4.11 Referencias

• Página web regulador: www.autorita.energia.it

• Página web mercado eléctrico: www.mercatoelettrico.org

• Página web operador del sistema: www.terna.it/eng/index.asp y

http://www.grtn.it/eng/index.asp

• Página web comprador único: www.acquirenteunico.it

• Informes anuales de 2004 y 2005 de la Autoritá per la Energia Elettrica e il Gas.

• Página web Enel: www.enel.it

127

• Análisis de los PNAs de la Fase I y recomendaciones para la Fase II- Ilex Energy

Consulting

• Temas medioambientales:

www.wwf.es/cambioclimatico/cambio_climatico_pdf/Ilex.pdf

• Plan Nacional de Asignación de Italia:

http://ec.europa.eu/environment/climat/emission_plans.htm

• European Electricity market indicators of the liberalization process 2004-2005.

Statistics in Focus. Environment and Energy 6/2006. Eurostat.

• An Overview of Current Cross-Border Congestion Management Methods in

Europe. European Transmission System Operators (ETSO). Mayo 2006.



República Checa

5 Estudio del sector eléctrico en República Checa 129

5 Estudio del sector eléctrico en República Checa

5.1 Introducción

La República Checa, país miembro de la Unión Europea desde mayo de 2004,

cuenta con una población de 10,2 millones de habitantes, y es un país estable en

términos económicos. No hay restricciones a la inversión extranjera en la República

Checa.

En relación al tamaño de su sector eléctrico, cuenta con una capacidad instalada de

más de 17 GW, una generación anual de 84 GWh y un consumo bruto superior a 61

GWh en el año 2004. Su situación en el centro de Europa hace que su mercado eléctrico

esté conectado con el de Alemania, Austria, la República Eslovaca y Polonia.

En la tabla siguiente se muestran las principales magnitudes de capacidad instalada

y generación en 2004 en la República Checa en comparación con varios países de su

entorno, en la que se puede observar su dependencia de la generación térmica y su

carácter netamente exportador.

Capacidad

instalada

total (MW)

Capacidad

instalada

nuclear

(MW)

Capacidad

instalada

térmica

(MW)

Capacidad

instalada

hidráulica

(MW)

Producción

bruta (TWh)

Consumo

neto (TWh)

República

Checa 17.434 3.760 11.495 2.195 84,33 56,39

Estonia 3.019 0 2.959 3,8 9,00 5,88

Hungría 8.651 1.886 6.714 51 33,70 34,74

Polonia 31.688 0 29.350 2.193 154,10 144,80

Rumania 16.743 655 10.081 6.007 51,93 50,75

República

Eslovaca

8.267 2.640 3.149 2.478 30,54 28,68

Eslovenia 2.794 670 1.262 862 13,39 12,34

Fuente: Energy in East Europe, 13 de mayo de 2005

Tabla 21. Capacidad instalada y generación en 2004 en República Checa.


La siguiente tabla muestra una comparación de los precios de la electricidad en la

República Checa con varios países de su entorno, en la que puede verse que sus precios

se encuentran por debajo de la media de los países de su entorno.

Precios industriales Precios domésticos

República Checa 5,03 7,08

Estonia 4,70 6,00

Hungría 7,19 8,95

Polonia 4,65 6,78

Rumania 7,00 7,65

República Eslovaca 6,10 9,10

Eslovenia 4,52 8,63

Fuente: Energy in East Europe, 13 de mayo de 2005

Tabla 22. Precios industriales y domésticos (€cent/kWh, sin incluir impuestos) en 2004

5.2 Regulación actual

El sector energético de la República Checa se reformó como parte de las medidas

tomadas por el país para su incorporación a la Unión Europea. Estas reformas aparecen

especificadas en la Ley sobre las condiciones de los agentes y el estado en los sectores

energéticos 458/2000 (denominada comúnmente Ley de la Energía), que entró en vigor

el 1 de enero de 2001. Uno de los objetivos de esta ley era crear un entorno adecuado

para facilitar la apertura gradual de los mercados de electricidad y gas a la

competencia. De esta forma, la Ley proporciona la base legal necesaria para el mercado

de electricidad, gas y mercados de producción de energía calorífica y distribución, así

como fuentes renovables de energía.

En lo referente a los mercados de electricidad y gas, la Ley de Energía de la

República Checa pretende cumplir con las directivas y regulaciones más relevantes de

la Unión Europea. Sus principales objetivos son por tanto:


• El ya comentado objetivo de crear un entorno adecuado y favorable a la

apertura gradual de los mercados de electricidad y gas a la competencia

económica.

• Establecer las instituciones e infraestructura (tanto para la administración

pública como para entidades del sector de la energía) para permitir a los

clientes elegibles el seleccionar suministrador en estos mercados.

• Proporcionar protección frente al abuso de monopolios naturales y/o el

ejercicio de poder de mercado por alguna compañía del sector.

De forma adicional, la Ley de Gestión de la Energía 406/2000, que también entró en

vigor el 1 de enero del 2001, regula la gestión del consumo de energía. Esta ley se

fundamenta en los principios de desarrollo sostenible, uso eficiente de las fuentes

naturales y protección del medio ambiente. Pretende fomentar un uso más eficiente de

todas las formas de energía, aumentar la competitividad, fomentar el uso de uso de

suministros de energía más fiables e incentivar el uso de fuentes de energía renovables

y secundarias.

Requisitos del regulador

El ERO (Energy Regulatory Office) o ERU (Energetický Regulační Úřad) inició su

funcionamiento el 1 de enero de 2001 como organismo regulador del sector de la

energía. Se trata de un órgano de la administración central relativamente

independiente del gobierno, dado que goza de presupuesto independiente, si bien

dentro de los Presupuestos Generales del Estado. Su presidente es nombrado y puede

ser destituido (sólo en caso de enfermedad, condena firme o grave incumplimiento de

sus deberes) por el gobierno. El nombramiento del presidente es en principio por 5

años. No hay vocales en ERU.

A pesar del nombramiento por 5 años, y de las limitadas ocasiones en que el

presidente de ERU puede ser cesado de acuerdo a lo establecido legalmente, en agosto

de 2004 fue destituido el anterior presidente por el gobierno. Este hecho hace dudar de

la independencia real del regulador con respecto al gobierno, especialmente si

consideramos que el gobierno checo es al mismo tiempo regulador (por su posibilidad


de nombrar al presidente de ERU) y regulado, dado que es propietario de la mayor

parte del capital de la principal empresa de generación y distribución eléctrica en la

República Checa, y de la totalidad de las acciones del transportista.

ERU no es un mero órgano consultivo, sino que tiene poderes regulatorios y de

fijación de precios. En particular, es competencia de ERU la resolución de conflictos

entre empresas y consumidores, la aprobación de las reglas de operación de las redes

de transporte y distribución eléctrica, el establecimiento de las reglas del mercado

eléctrico y la determinación de los estándares de calidad de suministro, el

establecimiento de las condiciones de acceso a las redes, la concesión de licencias de

operación, etc. ERU es responsable de la fijación de los precios de los negocios

regulados, en el marco de la Ley 526/1990, Ley de Precios, competencia que le fue

transferida del Ministerio de Economía y Finanzas.

Los objetivos de ERU son:

Proteger a los consumidores frente a incrementos de precios

Potenciar la calidad y seguridad de suministro

Promover la competencia, que lleve a reducción de precios

Promover la eficiencia en las empresas del sector de la energía, motivando a la

empresas a reducir costes

Estabilidad de precios, es decir, desarrollo de una regulación que permita que las

empresas obtengan un beneficio razonable a la vez que los consumidores obtienen

un suministro fiable y de calidad

De todos ellos se deriva que los objetivos de ERU parecen mostrar un sesgo excesivo

hacia la reducción de precios. Las decisiones de ERU son apeladas directamente ante

su presidente, que nombra un comité especial para que le asesore en su dictamen. Las

decisiones del presidente de ERU pueden ser recurridas en los dos meses siguientes a

su publicación ante los tribunales civiles.

El ERO tiene asignadas, según se comentó anteriormente, funciones para publicar

normas legales vinculantes (incluyendo normativa de tarifas para electricidad, gas y

calor), para asignar y retirar concesiones, para aprobar reglas de operación de los


sistemas de transporte y distribución y establecer los términos y condiciones de las

conexiones. Los participantes en el mercado de energía relevante deben obtener un

permiso de ERO para las actividades de generación, transporte, distribución y

comercialización de la energía.

Los permisos y concesiones los otorga ERO durante un período fijo, siendo el

máximo de 25 años (excepto para las concesiones de comercialización de electricidad y

gas, que se otorgan por 5 años). Los requisitos necesarios para obtener estos permisos

incluyen el demostrar que se poseen los requisitos técnicos y financieros para llevar a

cabo la actividad y (en su caso) demostrar que se es dueño de la instalación generadora

o que se tiene derecho a su uso, así como demostrar que la instalación cumple con las

normas técnicas.

Por otra parte, el organismo responsable de la supervisión del sector energético es el

SEIB (State Energy Inspection Board). El SEIB se encarga de vigilar el cumplimiento de

la Ley de Energía, la Ley de Gestión de Energía y las normas relevantes de fijación de

tarifas. Por otra parte, existe un órgano de vigilancia de las leyes de defensa de la

competencia, también en el sector eléctrico: la Oficina para la Defensa de la

Competencia (Úřad Pro Ochranu Hospodářské Soutěže).

5.3 El mercado eléctrico

5.3.1 Liberalización del mercado

La Ley de Energía establece una división de los clientes finales de electricidad en

dos categorías: los clientes protegidos y los clientes autorizados.

• Los clientes protegidos son individuos o entidades legales autorizados a

conectarse al sistema eléctrico de distribución y a ser abastecidos con

electricidad de una determinada calidad a precios regulados. Esto se basa en un

acuerdo con el operador del sistema de distribución. Se considera clientes

protegidos a todos aquellos que no pertenecen a la categoría de clientes

autorizados.

• Clientes autorizados son individuos o entidades legales autorizados a acceder a

los sistemas relevantes de transporte y distribución con el propósito de

seleccionar un proveedor de electricidad de mercado nacional o extranjero. Los

clientes autorizados tienen la posibilidad de firmar un acuerdo con cualquier


generador, operador de transporte o distribución, para abastecerse de energía.

Como resultado del proceso de liberalización, desde el 1 de enero de 2001 todos

los consumidores, excepto los domésticos, tienen la consideración de clientes

autorizados (lo que representa un 72% del consumo total) con el derecho de

elegir suministrador. Desde el 1 de enero del 2006 esto es aplicable a todos los

clientes finales.

5.3.2 Funcionamiento del mercado

Como se ha señalado con anterioridad, existe un mercado organizado de energía

eléctrica en la República Checa, si bien la energía intercambiada en el mercado es

mínima en comparación con los intercambios mediante contratación bilateral (en el año

2004, los intercambios en el mercado organizado supusieron alrededor del 0,44% del

consumo bruto en la República Checa). De hecho, el mercado está realmente

funcionando como un mecanismo de ajuste entre las cantidades contratadas y la

demanda de cada distribuidor/comercializador. El siguiente gráfico muestra la

cantidad semanal de energía intercambiada en el mercado en el año 2005.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35Semanas

Can

tidad

inte

rcam

biad

a (M

Wh)

Figura 26. Intercambios semanales de energía en el mercado 2005 (MWh)

La regulación aplicable a la organización del mercado eléctrico y al operador del

mercado deriva del Decreto 373/2001 publicado por el regulador.11

11 ERU Decree 373/2001, laying down the rules for electricity market organisation and the principles of

pricing the market operator’s activities, http://www.eru.cz/vyhlasky_aj.htm.


El operador del mercado checo es Operátor Trhu s Elecktřinou, a.s. (OTE), que es

actualmente de propiedad pública y, en todo caso, con ánimo de asegurar su

independencia, la Ley de la Energía establece que ningún agente del mercado eléctrico

puede tener más de un 5% del operador del mercado. Además, el operador de mercado

no puede realizar ninguna otra actividad del sector eléctrico.

En cuanto a los precios del mercado gestionado por OTE, el precio medio diario

ponderado durante 2005 se situó en 28 €/MWh (frente a una media de 23 €/MWh en

2004). Los siguientes gráficos muestran la evolución del precio medio diario ponderado

y del precio medio mensual ponderado desde enero de 2004 hasta septiembre de 2005.

Precio medio diario ponderado OTE 2004-2005 (€/MWh)

0

10

20

30

40

50

60

70

1-en

e-04

1-fe

b-04

1-m

ar-0

4

1-ab

r-04

1-m

ay-0

4

1-ju

n-04

1-ju

l-04

1-ag

o-04

1-se

p-04

1-oc

t-04

1-no

v-04

1-di

c-04

1-en

e-05

1-fe

b-05

1-m

ar-0

5

1-ab

r-05

1-m

ay-0

5

1-ju

n-05

1-ju

l-05

1-ag

o-05

1-se

p-05

€/M

Wh

Fuente: OTE

Figura 27.Precio medo ponderado OTE República Checa 2004-2005.


Precio medio mensual ponderado OTE 2004-2005 (€/MWh)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

ene-

04

feb-

04

mar

-04

abr-0

4

may

-04

jun-

04

jul-0

4

ago-

04

sep-

04

oct-0

4

nov-

04

dic-

04

ene-

05

feb-

05

mar

-05

abr-0

5

may

-05

jun-

05

jul-0

5

ago-

05

sep-

05

€/M

Wh

Fuente: OTE

Figura 28. Precio medio mensual ponderado OTE 2004-2005.

Desde enero de 2002, el operador del mercado toma del operador del sistema la

función de liquidación de los desvíos. Desde el año 2004, además del mercado diario

existe un mercado intradiario y un mercado de servicios complementarios.

El operador del mercado se financia mediante:

• Una tasa sobre cada transacción llevada a cabo en el mercado;

• Un pago fijo anual por las operaciones de clearing que realiza el operador del

mercado (tasa pagada por todos los consumidores, en función del consumo,

establecida en 2005 en 0,15 €/MWh);

• Un pago por la provisión de servicios específicos a los participantes en el mercado;

• Un pago por alta en el registro del mercado. Este pago ha sido sin embargo

suprimido desde el año 2005 para generadores, distribuidores y comercializadores.


5.3.3 Generadores

Para el desarrollo de la actividad de generación eléctrica en la República Checa es

necesaria la obtención previa de una licencia, licencia que otorga el regulador, ERU.

Para la construcción de las instalaciones de generación (siempre que superen los 30

MW) así como de su línea de conexión a la red, es necesaria la autorización del

Ministerio de Industria y Comercio.

La principal empresa de generación eléctrica en la República Checa es CEZ Power

Company, la cual genera alrededor del 65% de la electricidad consumida en la

República Checa y alrededor del 70% de la energía producida. CEZ además participa

en el negocio de distribución, tras su fusión en el año 2003 con varias distribuidoras

regionales. Aunque parte de CEZ Power Company ha sido privatizada, el Estado checo

aún conserva el 68% de su capital, a través del denominado National Property Fund.

Además de CEZ, existen productores independientes de electricidad, de entre los

cuales los principales son: Dalkia Česká Republika, Elektrany Opatovice, Energotrans,

Chemopetrol, ISPAT, United Energy y Sokolovska Uhelna. La siguiente tabla resume

las cuotas en función de la capacidad instalada de las principales empresas de

generación en la República Checa.


Figura 29. Capacidad instalada de las principales empresas de generación en la República Checa

MW instalados %

CEZ 12.300 70,6%

Dalkia Česká Republika 417 2,4%

Elektrany Opatovice 363 2,1%

Energotrans 352 2,0%

Chemopetrol 298 1,7%

ISPAT 254 1,5%

United Energy 236 1,4%

Sokolovska Uhelna 220 1,3%

Total principales generadores 14.440 82,8%

Otros 2.994 17,2%

Total capacidad instalada 17.434 100%

NOTA: No se consideran los 400 MW de subastas virtuales a los que está obligado CEZ durante

2006 y 2007

Fuentes: http://www.erranet.org/AboutUs/Members/Profiles/CzechRepublic; página web CEZ;

Energy in East Europe, 13 de mayo de 2005

La mayor parte de la electricidad se comercializa en la República Checa mediante

contratos bilaterales, y sólo una pequeña parte se intercambia en el mercado

organizado. Hasta el año 2002 los precios de los contratos firmados por CEZ Power

Company estaban regulados por el Gobierno, mientras que actualmente sus precios de

venta están fijados en los contratos. Hay que considerar además que CEZ suele llevar a

cabo subastas de energía para la venta anticipada de parte de su producción. Así,

durante el mes de agosto de 2005 CEZ llevó a cabo la venta de parte de su producción

para el año 2006 a distribuidores, comercializadores y grandes consumidores

principalmente, a un precio de 34,4 €/MWh12, alrededor de un 14,3% superior al

obtenido en la subasta para el año 2005.

12 1.041 coronas/MWh, considerando un tipo de cambio corona checa-euro de 0,033.


El hecho de que el precio de venta para 2006 se sitúe en un nivel superior al del

mercado spot posiblemente refleja el precio que pagan los consumidores finales en el

mercado libre, y que dicho precio no refleja los costes reales de generación (lo que

sugiere que puede existir poder de mercado en el mercado minorista o que la energía

adquirida se dedica principalmente a la exportación, en cuyo caso el precio de venta

viene determinado por el valor de la energía en los mercados vecinos).

El aspecto más interesante a destacar en el negocio de generación en la República

Checa es el inicio, en agosto de 2005, de subastas de capacidad virtual. Estas subastas

derivan de la obligación que le impuso la autoridad de competencia checa a CEZ

Power Company como requisito para autorizar la compra de varias empresas de

distribución eléctrica. La autoridad de competencia obligó a CEZ a vender mediante

subastas de capacidad 400 MW de capacidad13 (240 MW en los meses de verano),

durante los años 2006 y 2007.

La subasta de capacidad virtual para el año 2006 se llevó a cabo a principios de

agosto de 2005, y de los 16 participantes (44 pujas recibidas), cuatro se repartieron los

400 MW subastados (una empresa 200 MW, otra 100 MW, y otras dos 50 MW cada una,

teniendo en cuenta que los bloques subastados eran de 50 MW cada uno). El precio

medio de la subasta fue de unos 35 €/MWh.14 En principio, se desarrollarán subastas

virtuales de forma anual.

Los generadores pueden conectarse a la red de transporte y distribución, siempre y

cuando:

• Hayan participado en un contrato individual en el suministro, transporte y

distribución de electricidad con un cliente final o un contrato separado de

transporte o distribución.

13 Aproximadamente un 3,25% de su capacidad instalada. 14 1.066 coronas/MWh, considerando un tipo de cambio corona checa-euro de 0,033.


• El suministro sea a través del mercado de electricidad de corto plazo

organizado por el operador del mercado eléctrico.

• El operador reciba una petición de suministro de electricidad por parte de los

operadores del sistema de transporte/distribución.

Los generadores están así mismo autorizados a participar en el mercado de corto

plazo de electricidad, utilizar la electricidad que producen para sus propias

necesidades (sujeto a normas técnicas aplicables al sistema de transporte y distribución,

publicadas anualmente por ERO) y a proporcionar servicios complementarios para

mantener una operación segura de la red. El regulador es el responsable de la

concesión de las licencias de generación, siendo necesaria para su construcción (>30

MW) la autorización del Ministerio de Industria y Comercio.

5.3.4 Operador del sistema de transporte

El transportista y operador de la red de transporte en la República Checa es CEPS

a.s., empresa integrada en CEZ Power Company hasta abril de 2003.15 La Ley de la

Energía estipula que el operador de la red de transporte no puede realizar ningún otro

negocio dentro del sector eléctrico, por lo que fue necesaria su separación de CEZ.

El sistema de transporte cuenta con 2.900 km de cables de 400 kV, 1.440 km de

cables de 220 kV y 105 km de cables de 110 kV. El operador de la red de transporte se

encarga de planear su expansión, de acuerdo con las estipulaciones del Código de Red.

15 Por mandato legal, CEZ vendió en abril de 2003 el 51% de sus acciones en CEPS a OSINEK

(propiedad del fondo público National Property Fund) y 15% de las acciones al Ministerio de Trabajo y

Asuntos Sociales; en septiembre de 2004 vendió el resto de sus acciones (34% de CEPS) al Ministerio de

Economía, por lo que desde entonces CEPS es una empresa 100% propiedad el Estado.


El operador de la red de transporte está obligado a dar acceso no discriminatorio a

la red a los distintos agentes. CEPS es además el operador del sistema, encargado del

ajuste en todo momento entre oferta y demanda.

CEPS, empresa controlada por el Estado, tiene la concesión exclusiva de esta

actividad, realizando las funciones de transportista y operador de la red. CEPS contrata

los servicios complementarios a través de subasta (contratos a largo plazo) o a través

del mercado. También mediante subasta debe adquirir la electricidad que precisa para

cubrir las pérdidas de la red de transporte.

El operador del sistema de transporte es responsable de proporcionar un acceso no

discriminatorio a la red de transporte para todos los generadores, distribuidores y

clientes finales. Entre sus obligaciones destacan:

• Garantizar la fiabilidad y el desarrollo del sistema de transporte.

• Realizar el transporte conforme a los contratos establecidos.

• Controlar los flujos de energía en el sistema, teniendo en cuenta los sistemas

interconectados de otros países y la cooperación con operadores de

distribución.

• Proporcionar al sistema los servicios necesarios para operar y mantener la

integridad de la red de transporte.

Remuneración de la actividad de transporte

Tal como sucede con la actividad de distribución, la remuneración de CEPS es

determinada por el regulador mediante un revenue cap. Esta forma de remuneración no


está establecida por Ley, sino por decreto del regulador16, lo que significa que al

regulador le resultaría relativamente fácil modificarlo si lo deseara.

El primer periodo regulatorio abarcó de enero-2002 a diciembre-2004 (3 años),

mientras que el segundo periodo regulatorio abarca desde enero-2005 hasta diciembre-

2009 (5 años).

El regulador debe informar a CEPS con siete meses de adelanto los parámetros que

fijará al inicio de cada periodo regulatorio. Para la fijación de los parámetros de la

fórmula de remuneración en el primer periodo regulatorio, ERU se basó en datos

suministrados por CEPS; para el caso del segundo periodo regulatorio, ERU partió de

los costes contables en 2003, último año con datos disponibles, pues consideró que

CEPS había reducido sus costes de forma suficiente durante el primer periodo

regulatorio.

Los costes reconocidos incluyen: el opex necesario para que CEPS lleve a cabo su

actividad, pólizas de seguros y tasas bancarias; la depreciación y amortización (para el

segundo periodo regulatorio se partió de la depreciación contable de 2003); y un

retorno sobre los activos (retorno que durante el segundo periodo regulatorio se ha

basado en el cálculo del correspondiente WACC, estimado en 5,534% después de

impuestos, y 7,479% antes de impuestos).

En cuanto al factor de eficiencia exigido por el regulador, ERU ha establecido que

CEPS debe reducir sus costes un 10% durante los cinco años del segundo periodo, es

decir, un 2,085% anual. La fórmula de remuneración incluye un término de corrección

“K”17, que compensa con un retraso de dos años las posibles diferencias entre los

ingresos reales del transportista y los ingresos permitidos por el regulador.

16 ERU Decree 438/2001 (as amended), which specifies the content of economic data and price regulation

procedures in the energy sector, http://www.eru.cz/vyhlasky_aj.htm.

17 Similar a lo que existe por ejemplo en Portugal para la remuneración de las actividades reguladas.


Servicios Complementarios

Como se ha señalado, CEPS es además del transportista y gestor de la red de

transporte, el operador del sistema, encargado de mantener el balance entre oferta y

demanda de electricidad. Para ello, CEPS está autorizado a firmar contratos para el

suministro de servicios complementarios con los distintos agentes de mercado. Estos

contratos se firman siguiendo criterios de objetividad, transparencia, no-discriminación

y minimización de los costes. La adjudicación de los contratos suele llevarse a cabo

mediante subastas. El Código de Red regula el contenido de estos contratos.

Además, desde el año 2004 existe un mercado diario de servicios complementarios

gestionado por el operador del mercado. El 90% de la contratación de servicios

complementarios de CEPS se hace mediante contratos a largo plazo (anual o superior)

y medio plazo (mensuales o trimestrales); el resto se realiza a través del mercado. Los

servicios complementarios que pueden ser objeto de contratación por parte de CEPS

incluyen: control primario, secundario y terciario, reserva operativa, reserva disponible

en 10 minutos y reserva disponible en 30 minutos.

Desde enero de 2002, tal como se ha indicado anteriormente, la liquidación de los

desvíos la realiza el operador del mercado. Es importante indicar que, además, CEPS

contrata mediante subasta la electricidad que precisa para cubrir las pérdidas de la red

de transporte.

5.3.5 Operador del mercado

El operador del mercado es una compañía joint stock participada por el Estado,

llamada Operátor trhu s elektrinou (OTE), cuya independencia está garantizada por

Ley. La principal misión del operador del mercado es organizar el mercado de

electricidad consiguiendo un equilibrio entre generación y consumo, teniendo en

cuenta los contratos entre los distintos participantes del mercado, si bien los

intercambios de electricidad se realizan fundamentalmente en base a contratación

bilateral. También tiene que enviar revisiones diarias sobre balances de energía a los

operadores de transporte y distribución. En lo referente al mercado de corto plazo de


electricidad, recibe las ofertas de generación y demanda, valora dichas ofertas, fija un

precio para las transacciones a corto plazo y confirma el precio y cantidad a los

participantes en el mercado, como base para relaciones contractuales, es decir, que

funciona básicamente como un mecanismo de ajuste entre las cantidades contratadas y

la demanda de cada distribuidor/comercializador. La existencia de un mercado diario

facilita la participación de los agentes en el sector de los pequeños generadores y

comercializadores. La financiación del operador del mercado se comentó en el

apartado de funcionamiento del mercado.


5.4.1 Fuentes renovables de energía

La República Checa tiene el objetivo de alcanzar en el año 2010 un 8% de su

consumo eléctrico bruto cubierto con generación renovable. Para alcanzar este objetivo,

el gobierno aprobó en marzo de 2005 una nueva Ley de Fomento de las Energías

Renovables, Ley 180/2005, hecha pública en mayo de 2005, que ha sustituido, una vez

que entró en vigor el 1 de agosto de 2005, al anterior régimen de apoyo, basado

únicamente en feed-in-tariffs.

La Ley Checa de Fomento de Energías Renovables 180/2005 entró en vigor el 1 de

agosto de 2005. En esta Ley, entran en la categoría de energías renovables la solar,

eólica, geotérmica, hidráulica, biomasa y biogás, apostando de forma especial por la

biomasa.

En caso de que un generador que produzca electricidad a partir de una fuente

renovable solicite acceso a la red, siempre y cuando cumpla con los requisitos de

conexión y transporte, dicho generador dispondrá de derecho preferente de conexión

de su planta de generación a la red de transporte/distribución. El operador regional de

transporte/distribución tiene la obligación de comprar toda la energía suministrada

por este generador (feed-in-tariffs). De forma alternativa, el generador puede elegir no


ejercer esta opción y vender su producción al mercado. En este último caso, el

generador está autorizado a obtener primas (green bonuses) en sus suministros, que son

pagados por los operadores regionales del sistema de transporte y distribución.

5.4.2 Compensación por la adquisición de energía renovable

Las empresas de distribución de electricidad en la República Checa tienen la

obligación de comprar la electricidad generada con fuentes renovables y pagarla según

tarifas fijadas por el regulador. Para compensarles por el sobrecoste que esto les

supone, el Decreto del regulador 438/2001 (apéndice 6) prevé que las distribuidoras

sean compensadas mediante:

• Un componente pagado por los consumidores finales (en 2005, fijado en 1,3

€/MWh, frente al 1,37 €/MWh de 2004). Este pago es uniforme para los

consumidores de electricidad en toda la República Checa. Desde enero de 2005, este

pago se incluye en la tarifa integral de los consumidores no elegibles (hogares) y en

un cargo independiente para los consumidores elegibles (con anterioridad se

recaudaba en ambos casos mediante un componente en la tarifa de acceso a la red

de distribución). Una reducción en la tarifa que los distribuidores deben pagar por

la reserva de la capacidad de transporte. Una tasa especial que fije el regulador.

El siguiente gráfico muestra de dónde procede el sobrecoste de la generación con

renovables en el año 2004, por tecnologías.

Biogás; 9,1%

Solar fotovoltaica;

0,1%

Biomasa; 50,5%

Eólica; 8,2%

Minihidráulica; 32,1%

Geotérmica; 0,0%

Fuente: ERU Annual Report 2004

Figura 30. Origen del sobrecoste de generación renovable por tecnología (2004).


5.4.3 El nuevo régimen de apoyo a renovables

La Ley 458/2000 define, en su artículo 31, “energías renovables” como aquellas

procedentes de centrales hidráulicas de menos de 10 MW, instalaciones solares, eólicas,

geotérmicas y de combustión de biomasa o biogás. La Ley establece además que las

instalaciones de energías renovables y cogeneración disfrutan de acceso preferente a la

red.

Hasta la entrada en vigor de la nueva ley sobre fomento de las renovables, en agosto

de 2005, y desde enero de 2002, en la República Checa se aplicaba un sistema de feed-in-

tariffs únicamente, por el que el regulador ERU fijaba anualmente los precios a los que

las distribuidoras compraban la electricidad generada por renovables y cogeneración18.

Las distribuidoras tenían obligación de compra de la electricidad generada con

renovables, y eran compensadas por ello.

Las tarifas de compra para renovables aprobadas por el regulador en noviembre de

2004 (vigentes en 2005) se presentan en la siguiente tabla. Las tarifas diferencian según

la fecha de entrada en funcionamiento de las instalaciones.

Tabla 23. Tarifas de generación con renovables en la República Checa (2005)

18 Procedimientos de fijación de precios estipulados por el ERU Decree nº 438/2001.


Precio mínimo19

€/MWh

Precio fijo

€/MWh

Mini hidráulica20 en funcionamiento tras 1/1/05 67,7 --

Mini hidráulica en funcionamiento antes del 1/1/05 52,8 --

Eólicas en funcionamiento tras 1/1/05 85,8 --

Eólica en funcionamiento entre 1/1/04 y 31/12/04 89,8 --

Eólica en funcionamiento antes del 1/1/04 99,7 --

Biomasa 83,2 --

Biogás en funcionamiento tras 1/1/04 79,9 --

Biogás en funcionamiento antes del 1/1/04 83,2 --

Geotérmica 115,5 --

Solar 199,3 --

Co-combustión de biomasa blanca (serrín y virutas de madera) y

combustibles fósiles --

16,5

Co-combustión de biomasa marrón (restos de poda, residuos forestales y

agrícolas) y combustibles fósiles --

22,1

Co-combustión de cultivos energéticos y combustibles fósiles -- 29,7

Fuente: ERU Price Decision nº10/2004 of 29 de November 2004, Laying down the prices of

electricity and related services

Esta forma de apoyo no ha permitido el desarrollo de las energías renovables a un

ritmo suficiente para alcanzar los objetivos de la República Checa en el marco de la

19 A pesar de denominarlo “precio mínimo” de compra, ERU no indica en qué situaciones el

operador de la red podría pagar un precio superior al generador renovable, al contrario La Decisión

10/2004 señala casos en los que el precio podría ser menor (así por ejemplo en el caso de que el generador

con biomasa o biogás incumpla el plan de generación que debe enviar al operador del sistema con

antelación, se prevén descuentos al precio mínimo). 20 Hasta 10 MW.


Unión Europea21, además de que no incorpora toda la legislación europea en la

materia, como las garantías de origen.

Por todo ello, a mediados del año 2005 se aprobó una nueva ley sobre fomento de

las energías renovables “Ley de Fomento de las Energías Renovables, Ley 180/2005”,

que reforma el actual sistema en vigor, para pasar a un sistema en el que coexistirá el

apoyo mediante feed-in-tariffs con compra de la generación por parte del distribuidor y

los incentivos para acudir al mercado mediante primas (green bonuses) que se suman al

precio del mercado.

El sistema de apoyo será a elección de los generadores, que deberán mantenerse en

él durante un mínimo de un año. En el caso de la co-combustión, que también se

incluye en el mecanismo de apoyo, los generadores no tienen sin embargo opción de

acogerse a la tarifa. El operador del sistema de distribución/transporte tiene bajo el

mecanismo de tarifa obligación de compra de la electricidad generada con renovables

mientras que bajo el sistema de primas el generador debe firmar contratos con otro

agente del mercado.

Tanto las tarifas como los green bonuses serán fijados por el regulador cada año, y se

tendrá en cuenta, mediante una mayor remuneración, el riesgo que genera la opción de

acudir al mercado.

Las tarifas diferencian por tanto según la fecha de entrada en funcionamiento de la

central y se aplican durante los primeros 15 años desde dicha fecha, actualizándose

durante ese periodo teniendo en cuenta la evolución del índice de precios industriales.

21 Sirva como ejemplo el hecho de que en relación a la generación eólica, en el año 2002 se instalaron

sólo 4 molinos en la República Checa, una cifra similar en el año 2003, y únicamente 9 MW en el año 2004.


A finales de julio 2005, el regulador ERU anunció las tarifas que está barajando para

las diferentes formas de generación renovable que entren en funcionamiento en 2006.

Las tarifas así como los green bonuses propuestas son:

Tabla 24. Tarifas de generación con renovables propuestas por el regulador para centrales que entren en

funcionamiento en el año 2006.

Precio mínimo

€/MWh

Mini hidráulica 77,22

Eólica 82,5

Biomasa n.d.

Biogás 73,59

Geotérmica 148,5

Solar 435,6

Fuente: ERU

Como se deduce de la tabla anterior, la energía eólica será la principal perjudicada

con las tarifas que baraja el regulador, mientras que las tarifas para la energía solar

podrían duplicarse. El regulador considera que se ha incrementado la eficiencia de las

centrales eólicas y que los costes de instalación de las centrales han caído por la

fortaleza exterior de la moneda checa, y por tanto es posible reducir el apoyo a esta

forma de generación renovable. Sin embargo, esta explicación resulta contradictoria

con la observación de que la corona checa se ha ido devaluando en los últimos años, y

resulta extraño que el regulador proponga una reducción en las primas cuando el país

está lejos de cumplir sus objetivos.

La siguiente figura muestra la evolución de las tarifas para la generación renovable

vigentes en la República Checa en los años 2004 y 2005, así como las propuestas

iniciales de ERU para el año 2006, que corroboran las conclusiones de la tabla anterior:

Figura 31. Evolución de las tarifas para renovables 2004-2006.


0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Minihidráulica

Eólica Biomasa Biogás Geotérmica Solar

€/M

Wh

2004 2005 2006

n.d.

Fuente: elaboración propia a partir de ERU

Para aquellas instalaciones que hayan entrado en funcionamiento antes de la

entrada en vigor de la Ley 180/2005, las tarifas a aplicar serán las que estaban en vigor

en el año 2005, que se actualizarán durante los 15 años siguientes teniendo en cuenta la

evolución del índice de precios industriales.

Este sistema es muy similar en su diseño al actualmente vigente en España:

incentiva la participación de los generadores de renovables en el mercado mediante

primas por encima de las tarifas, pero no obliga a ello (como hacen los mecanismos

basados en certificados verdes, por ejemplo).

5.4.4 Distancia a los objetivos fijados

La siguiente tabla y el siguiente gráfico muestran la generación actual con

renovables en la República Checa y los objetivos por tecnología para el año 2010, de

cara a alcanzar el objetivo del 8% del consumo eléctrico bruto.

Tabla 25. Generación renovable en la República Checa 2001-2004-objetivos 2010 (GWh)


2001 2004 2010

Eólica 0,6 20 930

Mini hidráulica (<10MW) 826 740 1.120

Hidráulica 1.165 1.246 1.200

Biomasa 5,9 530 2.200

Geotérmica 0 0 15

Solar fotovoltaica 0 0 15

Total 1.998 2.536 (4,2%) 5.480 (8%)

Fuente: Enviros y Energy in East Europe (15-abril-2005)

La República Checa tiene que multiplicar por dos su generación actual con energías

renovables de cara a alcanzar sus objetivos en el año 2010. El objetivo oficial del

gobierno es que la principal tecnología en el año 2010 en el ámbito de las renovables

sea la biomasa, la cual habrá de multiplicar por cuatro su generación actual, para

suponer en el año 2010 un 40% del total de generación renovable en la República Checa

(un 51% sin incluir gran hidráulica). La biomasa es la tecnología que más se ha

desarrollado entre los años 2001 y 2004. De hecho, CEZ tiene importantes posibilidades

de utilizar biomasa en sus centrales de carbón, como ya ha comenzado a hacer en los

últimos años.

También según los planes del gobierno checo, la generación eólica habrá de

multiplicarse por casi 50 veces entre 2004 y 2010, siendo necesarios unos 350 MW más

de potencia instalada para que suponga una tasa de utilización del 30%, y así alcanzar

los objetivos de 2010. El gobierno ha publicado un mapa identificando los mejores

lugares de instalación de centrales eólicas en el país, si bien hay que señalar que del

mapa se concluye que la República Checa no es un país de muchos recursos eólicos:

Los mejores lugares de viento se sitúan en el noroeste del país

Dicha zona noroeste es especialmente fría, y las heladas pueden inutilizar las

turbinas durante cinco meses al año, reduciendo sus horas potenciales de

utilización.


Según el análisis efectuado por el operador de la red de transporte sobre las

zonas actualmente dimensionadas para incorporar nueva capacidad, estas se

sitúan principalmente en la zona este del país

De acuerdo con el informe de la Agencia Internacional de la Energía “Projected Costs

of Generating Electricity – 2005 Update”, de todos los países europeos para los que el

informe presenta información22, la República Checa es el país en que la energía eólica

resulta más costosa: entre 71 y 111 €/MWh, frente a una media de entre 46 y 63

€/MWh para todos los países europeos considerados.

La eólica en la República Checa necesita por tanto de importantes apoyos para

poder desarrollarse, dados los problemas de localización. Sin embargo23 los proyectos

de generación eólica generan gran oposición por parte de ayuntamientos y ciudadanos,

incluso más que las instalaciones nucleares.

A más largo plazo, el informe State Energy Concept24 aprobado por el gobierno de la

República Checa (10-marzo-2004, Resolución n. 211), recoge las siguientes previsiones

de generación renovable en el país hasta el año 2030.25

Figura 32. Previsiones de largo plazo de generación renovable en la República Checa

22 Además de la República Checa, éstos serían: Austria, Bélgica, Italia, Grecia, Alemania,

Dinamarca, Holanda y Portugal. 23 Ver Energy in East Europe, 1 de abril de 2005 24 MPO Czech Ministry of Industry and Trade (2004): Státní Energetická Koncepce České Republik,

Prague (2004). 25 Hay ligeras discrepancias entre las previsiones y los objetivos para el año 2010


0

2

4

6

8

10

12

Biomasa Mini hidráulica Eólica Solar Biogás

TWh

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Fuente: EREC (2004): Renewable Energy Policy Review, Czech Republic, Mayo 2004

Proyectos eólicos en marcha

Se espera que las inversiones en generación eólica y solar experimenten un impulso

con la aprobación de la nueva legislación sobre renovables. De hecho, ya se tienen

noticias de planes de construcción de algunas instalaciones eólicas.

Los principales promotores parecen ser la propia CEZ, Czech Venti, Eldaco, y

DeWind. De Wind instaló en el verano 2004 1,8 MW en la frontera con Alemania (en

Loucna). Czech Venti, colaboración entre la empresa local Provente y la británica

Virtual Utility, lleva tiempo planeando la construcción de 96 turbinas en las montañas

Krusne (lo que podría suponer más de 200 MW); DeWind podría estar también

involucrado en el proyecto. DeWind planea además construir sus turbinas en la

República Checa, en lugar de importarlas.

5.4.5 Aspectos positivos y riesgos de la nueva Ley

Se resumen a continuación las principales ventajas y riesgos de la nueva regulación

de fomento de las renovables en la República Checa:


Principales ventajas de la nueva regulación

• Se asegura una remuneración a las instalaciones durante 15 años (tanto para

nuevas como para antiguas instalaciones)

• Existe la posibilidad de elección entre tarifa regulada y mercado

• El articulado de la ley estipula que a partir del año 2007 se asegura que la

remuneración que se apruebe no podrá ser inferior al 95% de la vigente el

año anterior (las tarifas que ERU fijará para el año 2006 no están sujetas a

esta restricción)

• A tarifa, el generador no es responsable de sus desvíos (la Ley de Fomento

de las Energías Renovables sin embargo no señala explícitamente qué sucede

con los desvíos cuando el generador decide acudir al mercado)

Principales riesgos

• Aún no están definidos los criterios de fijación de las primas ni de las tarifas

(aunque este mes de septiembre se conocerán las primas y tarifas para el año

2006)

• Aún no están definidas las condiciones de acceso al mercado y a la

contratación bilateral, para aquellos generadores que decidan vender su

energía en el mercado

• La Ley de Fomento de las Energías Renovables mantiene la definición de

energías renovables incluida en la Ley 458/2000, pero su sección 3.1 de

señala que quedan excluidos del mecanismo de apoyo los parques eólicos de

más de 20MW y más de 1 km2 de extensión.

Interconexiones

En cuanto a las conexiones internacionales, la República Checa cuenta con 10

interconexiones internacionales de 440 kV y otras 6 de 220 kV. La interconexión podría

incrementarse en los próximos años al ser una de las recomendaciones de la Agencia


Internacional del Energía para reducir el poder de mercado de CEZ e incentivar el

proceso de liberalización del sector.26

Tabla 26. Capacidad de interconexión

Número de

líneas

Capacidad

(kV)

Año puesta en

funcionamiento

República Checa-Austria 2 220 1960

1 400 1983

República Checa-Alemania 4 400 1976-1997

República Checa-Polonia 2 220 1960-1976

2 400 1978-2003

República Checa-República Eslovaca 2 220 1952-1962

3 400 1959-1986

Fuente: Centrel 2004 Annual Report

La siguiente tabla muestra los intercambios internacionales de la República Checa

en el año 2004, así como su procedencia/destino.

Tabla 27. Intercambios internacionales 2004

26 Fuente: IEA (2005): Energy Policies of IEA Countries – Czech Republic -- 2005 Review.


Exportaciones a: GWh

Polonia 80

República Eslovaca 6.045

Alemania 13.116

Austria 6.248

Importaciones procedentes de:

Polonia 9.154

República Eslovaca 463

Alemania 144

Austria 9

Fuente: UCTE

La República Checa es el segundo exportador de electricidad de la Unión Europea,

solamente por detrás de Francia.27 CEPS lleva a cabo subastas periódicas (diarias,

mensuales y anuales) para la asignación de la capacidad disponible de interconexión.

Si bien la importación de energía a la República Checa está liberalizada, existen una

serie de restricciones:

• La importación de electricidad a la República Checa puede ser interrumpida

por los gestores de las redes si peligra la seguridad del sistema o en

situaciones de emergencia

• El Ministerio de Industria y Comercio puede pedir al operador del sistema

que impida la importación de electricidad a la República Checa cuando:

• Peligre la seguridad y de las personas o los activos en la República Checa

• Los derechos y obligaciones de generadores y consumidores elegibles en el

país de origen y en la República Checa sean asimétricos.

27 Fuente: IEA (2005): Energy Policies of IEA Countries – Czech Republic -- 2005 Review.


5.5 Estructura de previsión actual y previsión de futuro

Si bien en los últimos años la participación de las centrales de carbón en la

capacidad instalada total en la República Checa ha venido disminuyendo, mientras se

incrementaba la importancia de las centrales de ciclo combinado (desde 1996), la

hidráulica y la nuclear (desde 1985, con adiciones en el año 2002), esta tendencia podría

cambiar con las nuevas inversiones previstas, principalmente en carbón en el corto y

medio plazo. Alrededor del 95% de la capacidad instalada de carbón se basa en lignito.

La siguiente tabla muestra el balance de energía durante los últimos años.

Tabla 28. Balance de energía 2003-2004 (GWh)

2004 2003 2004/2003

Producción bruta 84.333 83.227 101,3%

Carbón 52.811 53.046 99,6%

Ciclos combinados y ciclos abiertos 2.615 2.511 104,1%

Nuclear 26.325 25.872 101,8%

Hidráulica (incluye bombeo) 2.583 1.794 142,9%

Otros 20 4 500,0%

Producción neta 77.919 76.659 101,6%

Carbón 47.994 48.064 99,9%

Ciclos combinados y ciclos abiertos 2.539 2.442 104,0%

Nuclear 24.816 24.385 101,9%

Hidráulica (incluye bombeo) 2.551 1.784 143,0%

Otros 19 4 475,0%

Balance exportaciones/importaciones -15.717 -16.213 96,6%

Exportaciones 25.493 26.299 96,6%

Importaciones 9.776 10.086 96,6%

Consumo bombeos 730 552 132,2%

Consumo nacional bruto 61.472 59.894 102,6%

Fuente: CEPS


Por otro lado, mientras la demanda anual en la República Checa se ha incrementado

en los últimos años, la demanda punta se ha mantenido prácticamente estable. La

evolución de la demanda anual y demanda punta de electricidad en los últimos años se

muestra en la siguiente tabla:

Tabla 29. Evolución de la demanda eléctrica

2001 2002 2003 2004 2005

Demanda punta (MW) n.d. 11.205 11.163 11.040 10.641 (*)

Variación demanda punta -- -- -0,4% -1,1% -3,6% (*)

Día de máxima demanda n.d. 12/12/02 09/01/03 16/12/04 27/01/05 (*)

Consumo bruto anual (GWh) 58.685 58.527 59.894 61.472 n.d.

Variación consumo bruto -- -0,27% 2,3% 2,6% --

(*) Hasta septiembre de 2005

Fuente: CEPS

Parece existir, por tanto, una gran cantidad de potencia excedentaria (diferencia

entre la potencia instalada de 17.434 MW y la demanda punta de 11.205 MW). Parte de

dicha potencia se dedica a la exportación, pero aun así parece que existe una elevada

cantidad de potencia ociosa. La UCTE considera que existe un margen de reserva de

2,3 GW.

5.5.1 Perspectivas de futuro

La Union for the Coordination of Transmission of Electricity (UCTE)28 considera que

entre el año 2005 y el año 2015 la República Checa no precisa de nuevas inversiones en

capacidad de generación, y en sus estimaciones considera que no se incrementa la

capacidad instalada entre 2005 y 2015.

Según la UCTE, la capacidad disponible se mantendrá en la República Checa entre

2005 y 2015, mientras que la demanda punta crecerá en todo el periodo en alrededor de

28 UCTE (2005): System Adequacy forecast 2005-2015 Report, disponible en

http://www.ucte.org/pdf/Publications/2005/SAF_2005-2015_final.pdf


un 12%, con lo que se espera una reducción en el margen de reserva equivalente al

aumento de la demanda punta. Según estimaciones de la UCTE el margen de reserva

alcanzará los 1,7 GW en el año 2015 (una vez descontadas estimaciones de capacidad

indisponible), frente a los 2,3 GW de 2005 estimados por la UCTE.

Las expectativas de la UCTE de que la potencia instalada no se incrementará no

parecen concordar, sin embargo, con los proyectos anunciados hasta el momento para

la instalación de nueva capacidad, que se resumen en la siguiente tabla. Es posible

especular que algunas de las centrales existentes se vayan a dar de baja en el mismo

periodo, con lo que la instalación de nuevas centrales compensaría la baja de otras. En

cualquier caso, pareen existir incoherencias en los datos de UCTE y los datos oficiales.

Tabla 30. Proyectos de generación en la República Checa

Localización Promotores MW Tecnología/ combustible Entrada en

funcionamiento

Chomutov Czech Venti 320 Eólica 2006

Kladno KEB 45 Ciclo abierto de gas 2006

Most Appian Group 600-800 Carbón 2006-08

Ledvice CEZ 660 Carbón 2012

Pocerady CEZ 660 Carbón 2015

Temelin 3&4 CEZ 1.500-3.000 Nuclear Después de 2020

Fuente: EIEE Power Plant Tracker, Energy in East Europe, issue 72, 16 de

septiembre de 2005

Como se observa en la tabla anterior, CEZ Power está en estos momentos

invirtiendo principalmente en centrales de carbón y nucleares. Hay que señalar a este

respecto que:


1. CEZ es propietario de la compañía minera Severoceske Doly (SCD)29, la principal

empresa de extracción de carbón (lignito) del país;

2. En el año 1991 el Gobierno de la antigua Checoslovaquia aprobó una serie de

decretos que limitaban la posibilidad de extracción de carbón, lo que limitó la

expansión de la generación con carbón en este país, sin embargo, estos límites

podrían ser relajados en el corto plazo, permitiendo una mayor extracción de

carbón y el alargamiento de la vida útil de varias minas;30

3. Sin embargo, hay que señalar que las centrales de carbón se han encarecido

relativamente desde el año 2005 con respecto al resto de tecnologías, por la entrada

en funcionamiento del mercado de derechos de emisión en la Unión Europea. La

República Checa emite en este momento una cantidad de CO2 inferior a sus

compromisos internacionales, sin embargo la posibilidad de comercio de estos

derechos de emisión hace que su precio deba ser incorporado a los costes de

generación térmica. Además para el período 2005-2007 el Plan Nacional de

Asignación de Derechos de Emisión exige al sector eléctrico una reducción del 2%

de sus emisiones con respecto al período 1999-2001. Los planes de inversión en

carbón pueden ir en contra de esta tendencia a la reducción de las emisiones en el

sector eléctrico.

29 Tras la venta el 29 de septiembre de 2005 del 55,4% del capital de SCD a CEZ controla

actualmente un 92,4% de SCD. SCD, que tiene una cuota de mercado de alrededor del 50% en cuanto a

ventas de carbón en la República Checa, suministra el 60% de las necesidades de carbón de CEZ (que por

otra parte le compra un 80% de su producción). Existen otras cinco empresas mineras en la República

Checa: Ostrasko-Karvinske Doly (que gestiona 11 minas de hulla), Ceskomoravske Doly (con tres minas

subterráneas de hulla), Zapadoceske Uhelne Doly (una mina de hulla), Mostecka Uhelna Spolecnost (4

minas a cielo abierto y 2 subterráneas, para la extracción de lignito), Sokolovska Uhelna (5 minas a cielo

abierto, para la extracción de lignito). 30 En particular, el decreto gubernamental limitaba la explotación minera en ciertas zonas de la

región norte de Bohemia. Actualmente hay una propuesta de revisión de estos límites, sin embargo la

oposición popular a la extensión de los límites mineros es importante. Ver Energy in East Europe, issue 72,

16 de septiembre de 2005.


5.6 Valoración del sistema de República Checa

La República Checa es uno de los países de la Unión Europea que más está

cumpliendo las Directivas de liberalización del mercado eléctrico. Así por ejemplo,

cabe destacar los siguientes aspectos, que dicen mucho a favor del marco regulatorio

del sector eléctrico en la República Checa:

• Se cumplen los plazos de liberalización del mercado.

• Existe un regulador relativamente independiente, con poder para la fijación de

precios.

• Existe un mercado organizado, sin embargo, el volumen que se negocia en el

mercado es insignificante (<1% del consumo eléctrico bruto del país) en

comparación con el volumen de contratación bilateral.

• Privatización parcial de las empresas de servicio público.

• El operador del mercado y el operador del sistema son independientes de los

agentes del mercado.

Hay que señalar que, sin embargo, existe un elevado grado de concentración

vertical y horizontal, así como todavía una importante presencia del sector público en

el negocio eléctrico.

• Otros aspectos destacables

Sin embargo, aún quedan aspectos clave de la nueva legislación por decidir, y que van

a determinar en gran medida el éxito del mecanismo de apoyo, tales como ciertos

aspectos del acceso al mercado de la generación renovable, ciertos aspectos de acceso a

la red que pueden se mejorados, y sobre todo el establecimiento de las primas y tarifas

verdes para el año 2006, que serán además referencia para las de los años futuros.

Llama la atención la postura en apariencia contradictoria del gobierno de la República

Checa, que ha modificado la legislación de apoyo a las energías renovables con ánimo

de fomentar la entrada de inversores en el sector, con el anuncio del regulador ERU,

organismo independiente del gobierno, de reducir las tarifas que se pagan a los


generadores eólicos, y más teniendo en cuenta que la República Checa está muy lejos

de alcanzar sus objetivos de generación con renovables establecidos para el año 2010.

La República Checa podría verse beneficiada con la puesta en marcha del mercado de

derechos de emisión de dióxido de carbono en la Unión Europea, y sobre todo con la

posibilidad de obtener créditos adicionales por inversiones verdes de terceros países

(“aplicación conjunta” o joint implementation, JI). El sector de las renovables en la

República Checa podría recibir inversiones de países/empresas de la UE-15 con

problemas para alcanzar sus objetivos de emisiones, y más considerando el elevado

precio de los derechos de CO2 en el mercado en los últimos meses, habiendo llegado a

alcanzar los 29 €/MWh). Este hecho podría llevar a un interés acrecentado por la

inversión en energías renovables en la República Checa, que podría ser utilizado por el

regulador para reducir los precios regulados.

5.7 Referencias

• Energy in East Europe, 13 de mayo de 2005.

• http://www.eru.cz/vyhlasky_aj.htm.

• http://www.erranet.org/AboutUs/Members/Profiles/CzechRepublic.

• “Projected Costs of Generating Electricity – 2005 Update”- Agencia Internacional

de la Energía.

• ERU Annual Report- 2004.

• Environment and Energy in East Europe (15-abril-2005).

• EIEE Power Plant Tracker, Energy in East Europe, issue 72, 16 de septiembre de

2005.

• Página web de ERU: http://www.eru.cz/

• Página web de CEPS: http://www.ceps.cz/

• Página web de OTE: http://www.ote-cr.cz/

• UCTE (2005): System Adequacy forecast 2005-2015 Report, disponible en

http://www.ucte.org/pdf/Publications/2005/SAF_2005-2015_final.pdf

163

6 Conclusiones

6 Conclusiones 164

6 Conclusiones

Uno de los objetivos que se planteó para esta tesis de master fue, a partir de los

resultados y conclusiones obtenidas del análisis del sector eléctrico de diversos países

europeos, proponer soluciones y alternativas a problemas actuales del mercado

mayorista español, analizando la viabilidad de dichas soluciones y propuestas con base

a la experiencia de otros mercados. Una vez concluido el análisis de los cuatro

mercados europeos escogidos como casos de estudio para la tesis (Reino Unido, Países

Nórdicos, Italia y República Checa) y antes de determinar las posibles aportaciones de

cada uno para solucionar o mejorar algunos aspectos, es necesario llevar a cabo un

estudio crítico de la situación actual del sector eléctrico en España, con el fin de definir

claramente cuáles son las cuestiones a las que se pretende aportar solución.

6.1 Punto de partida: objetivos de una política energética

Antes de realizar una valoración crítica sobre el sector eléctrico español, es necesario

tener en cuenta que éste se engloba dentro de un contexto más amplio, que es la

política energética del país, de forma que la valoración del sector puede realizarse, no

sólo atendiendo a problemas puntuales que puedan plantearse, sino en base al

cumplimiento o no de los objetivos de dicha política energética. Los objetivos de toda

política energética, independientemente de las medidas posteriormente adoptadas

para llevarla a la práctica, se pueden clasificar en tres tipos:

- Precios competitivos de la energía: este objetivo va encaminado a conseguir

una reducción en los precios de la energía y tiene una doble vertiente. Por un

lado, conseguir un aumento en la eficiencia de las tecnologías de generación

(teniendo en cuenta también los costes medioambientales asociados) y por otro,

conseguir reflejar fielmente el precio de la energía, de forma que los clientes

sean conscientes del precio real del bien que consumen (“energía”) y puedan

contribuir activamente a la eficiencia en el uso de la misma.

- Seguridad de suministro: aspecto de especial relevancia a nivel europeo, en

cuanto que se está cumpliendo la vida útil de muchas centrales, por lo que a las

inversiones en nueva capacidad deben unirse las inversiones para renovar o

sustituir la capacidad existente obsoleta. La seguridad de suministro, al

Conclusiones 165

ocuparse de la cobertura de la demanda, también debería preocuparse de la

seguridad de suministro de los combustibles, intentando reducir la

dependencia exterior.

- Sostenibilidad medioambiental: principalmente con el fin de reducir el

crecimiento de las emisiones, tanto de CO2, como de SOx y NOx. Para

conseguir este fin se dispone de diversas herramientas, entre las que destacan el

Protocolo de Kioto y su materialización en los correspondientes Planes

Nacionales de Asignación ya mencionados, el mercado de derechos de emisión,

y los mecanismos establecidos por cada país para reducir las emisiones.

Una vez establecidos los objetivos que debería fijar la política energética de un país,

es necesario desarrollar una regulación adecuada como medio o herramienta para

conseguir alcanzar dichos objetivos. Esta regulación debería ser robusta, es decir, ser

válida para posibles cambios en el contexto y en el sector, evitando de esta forma

someter a empresas y clientes a continuos cambios regulatorios, que además de

confusión, generan ineficiencias y pueden llegar a ser disuasorios para la entrada de

posibles nuevos entrantes. La regulación además debería ser justa, es decir, evitar

favorecer a unos agentes en comparación con otros, y aunque los agentes más

inelásticos al precio deberían estar en cierta medida protegidos, debería evitarse el

generar ineficiencias en el sector por causa de una protección excesiva.

Partiendo de los objetivos definidos anteriormente para una correcta política

energética, se analizarán, para el caso español, los siguientes aspectos regulatorios:

- Funcionamiento del mercado eléctrico, costes de transición a la competencia,

mix energético, en lo referente al objetivo de precios competitivos de la energía.

- Margen de reserva y pago por capacidad en cuanto al objetivo de seguridad de

suministro.

- Política medioambiental y Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión

en cuanto a sostenibilidad.

6.2 Funcionamiento del mercado eléctrico español




6 Conclusiones 166






El mercado es sólo una posibilidad más de asignación de los recursos de forma

eficiente, como otras que se han ido analizando durante esta tesis (planificación central,

contratación bilateral a plazo, etc). Sin embargo, el mercado ofrece algunas ventajas,

entre las que destaca el hacer más sencilla la entrada de nuevos agentes al sistema. Esta

posible nueva entrada de agentes fomenta la competencia, redundando en precios más

competitivos de la energía. Para que esta ventaja del mercado sea real, deben cumplirse

diversos requisitos, como son la inexistencia de barreras de entrada o salida para los

agentes, la total transparencia en la información y la igualdad en el acceso a los

recursos. El facilitar la entrada a nuevos agentes, mejora la eficiencia y contribuye a

reducir los precios, de hecho, se ha comprobado que el aumento en la competencia se

traduce en la práctica en reducciones de costes de operación y mantenimiento, además

de aumentar tasas de disponibilidad, entre otros. Además, el mercado permite una

asignación eficiente de los recursos, que lleva al despacho de mínimo coste,

maximizando así el beneficio de todos los agentes. Por último, el mercado contribuye

también a una asignación eficiente del riesgo, es decir, a compartir el riesgo entre todos

los agentes, lo cual es de especial relevancia, sobre todo teniendo en cuenta que la

electricidad se ve influida por mercados especialmente volátiles, como son los

combustibles (petróleo, gas y carbón, al que se une el mercado de CO2). Por todo ello,

el mercado, desde el punto de vista teórico constituye una solución adecuada para

determinar las transacciones de electricidad.

El mercado eléctrico español se diseñó partiendo de la base de la experiencia de

otros mercados eléctricos europeos, como fue el caso del pool de Reino Unido y

NordPool. Sin embargo, el mercado ha tenido, desde sus inicios problemas más

relacionados a la credibilidad del propio mercado que al diseño en sí. Las principales

Conclusiones 167

críticas que se han hecho al mercado eléctrico español, incluidas las del Libro Blanco,

hacen referencia a la existencia de poder de mercado, por considerarse que no existe un

número suficiente de agentes como para garantizar la competencia. Esto ha llevado a

muchos a concluir que el mercado eléctrico español no es creíble, y, en consecuencia,

que los precios de la electricidad que de él resultan tampoco lo son, puesto que, según

defienden los partidarios de esta postura, estos precios sólo reflejan el ejercicio de

poder de mercado de las empresas. En línea con esta postura y en vista de los niveles

alcanzados de déficit en 2005, por los elevados precios de la electricidad, se publicó el

RDL 3/2006, fijando un cap, o precio máximo por la energía que se reconoce a las

compañías eléctricas generadoras, que poseen además distribución.

Esta postura no parece ser correcta si nos situamos dentro del contexto europeo. Los

precios de la energía en España han sido más bajos que los de otros países europeos, de

forma que, a pesar de la subida de precios de 2005, los precios han continuado siendo

más bajos en España que en Europa, si bien, la diferencia se ha ido reduciendo.

Tampoco parece ser correcta si enfocamos el problema dentro del contexto español, ya

que la subida de los precios de la energía se produjo como consecuencia del aumento

de los precios de los combustibles en 2005 (ver figura) y, principalmente, a los escasos

recursos hidráulicos de 2005 (2005 fue el segundo año más seco de los últimos 30 años).

A esto se une que el verdadero origen del déficit no es tanto el aumento de los precios

de la energía, justificados por el aumento de los precios de combustibles y la escasa

hidraulidad, sino el mal diseño de la tarifa, que no refleja realmente los costes de la

electricidad, ya que, como bien señala el Libro Blanco, no debería fijarse, sino

calcularse. Una tarifa bien calculada trasladaría a los consumidores señales de precio, y

les haría ser consciente del verdadero coste de la electricidad, incentivando de esta

forma un uso más eficiente de la misma.

6 Conclusiones 168

P re c io e n e rg ía s m a y o ris ta s(d ic 1 9 9 7 = b a se 1 0 0 )

-1 0 0 %

-5 0 %

0 %

5 0 %

1 0 0 %

1 5 0 %

2 0 0 %

2 5 0 %

3 0 0 %

3 5 0 %

1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1 2 0 0 2 2 0 0 3 2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 6

B rentF ue l 1% M E D C IFG as na tura l C m pC arbón A P I2 N W E C IFE lec t ric idad P M S O M E L

Figura 33. Evolución de precio de energías mayoristas.

Por tanto, no debería valorarse el mercado eléctrico español atendiendo a

criterios tales como el déficit o el incremento en los precios de la electricidad, sino que

sería más adecuado hacerlo comprobando si en el caso español se cumplen todos

aquellos requisitos y ventajas descritos para el caso de un mercado en competencia

perfecta: facilidad de entrada de nuevos agentes, asignación eficiente de los recursos y

del riesgo entre los agentes. En lo referente a la facilidad de entrada de nuevos agentes,

y dejando al margen la OPA de E.On sobre Endesa y sus posibles consecuencias para el

sector, la entrada de nuevos agentes es un hecho. Se estima que para 2007, habrá más

de 25000 MW de potencia instalada en tecnologías marginales gestionada por más de

15 agentes distintos. Este hecho tiene, entre otras, dos importantes consecuencias: por

un lado, contribuye a que haya más agentes participando en la fijación del precio (por

tratarse de tecnologías marginales) y por otro, reduce la cuota de mercado de los

agentes dominantes, haciendo que la mayor de éstas sea inferior al 25%.

Por otra parte, el mercado eléctrico español ha realizado, al menos hasta antes de la

publicación del RDL 3/2006, una asignación eficiente de los recursos, determinando el

despacho de grupos en base a la orden de mérito de los grupos. El marginalismo

permitía a los grupos recuperar sus costes variables y fijos, al recibir todos los grupos

Conclusiones 169

un precio igual al coste variable de la tecnología marginal. Esta situación se vio

alterada por la publicación del RDL 3/2006 mencionado anteriormente, que al

establecer un precio regulado de asimilación entre generación y distribución de 42,35

€/MWh no permite la recuperación de costes de los grupos. Esta asignación eficiente

de los recursos también tiene en cuenta criterios medioambientales, a través de la

internalización de los costes de emisión asociados a las distintas tecnologías. Dicho

coste de emisión puede en ocasiones alterar el orden de mérito anterior, en el que no se

contabilizaban los costes externos de la contaminación ambiental, y en el que, por

tanto, tecnologías más contaminantes prevalecían sobre otras por ser más baratas.

Sin embargo, la principal crítica que puede realizarse al mercado eléctrico español

es la asignación ineficiente del riesgo, es decir, que el riesgo sobre el precio de la

electricidad no se distribuye entre todos los agentes. Algunos agentes no perciben el

riesgo del precio de la electricidad, porque la regulación interfiere mediante

mecanismos de protección que restan eficiencia al mercado. Estas interferencias de la

regulación se producen tanto por el lado de la oferta (costes de transición a la

competencia), como por el de la demanda (tarifas que no reflejan los verdaderos costes

de la electricidad).

La asignatura pendiente del mercado eléctrico español sería, por tanto, el conseguir

una asignación eficiente de los riesgos asociados al precio de la electricidad y que

engloban diversos aspectos: incertidumbre sobre la hidraulicidad o la producción del

régimen especial, incertidumbre sobre la demanda y volatilidad de los mercados de

combustibles, que muchas veces se ven afectados por factores ajenos a la oferta-

demanda, como pueden ser tensiones geopolíticas o conflictos internacionales, como en

el caso del petróleo. Una vez eliminadas las interferencias regulatorias que impiden

una correcta asignación del riesgo, podrían desarrollarse mecanismos para gestionar el

riesgo de la oferta y la demanda, y en este sentido, sería una buena medida el tomar

ejemplo del caso de Reino Unido, a partir de la implantación de NETA, es decir,

fomentar la contratación bilateral a plazo. Como se vio en el capítulo dedicado a Reino

Unido, el efecto de la contratación bilateral se tradujo en un descenso de la volatilidad

del precio de la electricidad, alcanzándose valores más estables que para el caso de la

6 Conclusiones 170

etapa de pool inglés. Esto mismo, es decir, fomentar la contratación bilateral a plazo

debería hacerse en España, como mecanismo de gestión de riesgos. Con la

implantación del MIBEL (julio 2006) se ha pretendido fomentar este tipo de

contratación, estableciéndose un mínimo de volumen a contratar a plazo (un 5% de la

demanda que tiene la distribuidora), si bien, sería conveniente aumentar este mínimo

de cara a un futuro y desarrollar diversos productos: baseload, peakload, y diversos

períodos (anual, trimestral, mensual, semanal, etc) para intentar aumentar la liquidez

del mercado.

6.3 Costes de transición a la competencia

Los costes de transición a la competencia (CTCs) surgen en la disposición transitoria

6ª de la Ley del Sector Eléctrico. La idea en la que se basaron fue el establecer una

compensación económica para los agentes en la transición desde el Marco Legal

Estable hasta el mercado. De hecho, en la ley se definían como “garantía del equilibrio

financiero de las empresas eléctricas a través de la recuperación de los activos

pendientes de amortizar”. En un principio su importe máximo se estableció en 1,9

billones de pesetas (1997), fijándose un plazo de recuperación de 10 años (hasta 2007).

Posteriormente, en la Ley 9/2001 se redujo dicho importe máximo a 1,7 billones de

pesetas y se amplió el período máximo de recuperación a 13 años (hasta 2010).

Finalmente, el RDL 7/2006 de Medidas urgentes del sector energético los abolió, sin

contemplar un planteamiento de compensaciones, recálculos o utilización posterior del

mecanismo con modificaciones. La eliminación de los CTCs ha traído consigo otras

modificaciones, como en la normativa de liquidaciones, ya que anteriormente las

cantidades a retribuir en concepto de CTCs se utilizaban como elemento “colchón”;

mientras que ahora aparece la “financiación del déficit”, que se interpreta como un

déficit pre-reconocido. Al eliminar los CTCs se elimina también la referencia de 36

€/MWh como referencia del coste de generación para la tarifa, por lo que en adelante

este coste debería ser la previsión de precio del mercado (si no tenemos en cuenta la

interferencia del RDL 3/2006, ya que los 42,35 €/MWh no reflejan el verdadero coste

de generación, como se comentó anteriormente).

Conclusiones 171

Durante el período de vida de los CTCs han sido numerosas las críticas que el

mecanismo ha recibido. En lo referente a los CTC, el Libro Blanco afirmaba que estos

eran el único mecanismo disponible para llevar a cabo una mitigación del poder de

mercado, si bien en la Ley se definen como “garantía del equilibrio financiero de las

empresas eléctricas a través de la recuperación de los activos pendientes de amortizar”,

sin mencionar, en ningún caso, que sean un mecanismo de mitigación del poder de

mercado. Por otra parte, es discutible el hecho de que fueran un mecanismo de

mitigación del poder de mercado, especialmente en vista del comportamiento de

alguna empresa eléctrica, de abusar de su poder de mercado para, ofertando por

debajo de costes, deprimir el precio del mercado y acelerar así la recuperación de los

CTC.

Igualmente, los agentes que recibían pagos por CTCs tenían incentivos a ejercer

poder de mercado y reducir los precios, no sólo para acelerar su recuperación de los

CTCs, sino para dificultar la entrada de nuevos agentes, ya que en caso de ser bajos los

precios, podrían considerar que no se trataba de un mercado atractivo. Pero sin duda,

una de las consecuencias más directas de la existencia de los CTCs ha sido el frenar el

desarrollo de los mercados a plazo en España. Esto es debido a que los CTCs, junto con

otras interferencias regulatorias, como las tarifas, ha contribuido a que nos agentes no

perciban el nivel de riesgo asociado al mercado spot, y por tanto, no hayan puesto en

marcha mecanismos para controlar y gestionar el riesgo de las empresas asociado al

precio del mercado.

Por todo ello, la eliminación de los CTCs debe considerarse como un paso positivo,

en cuanto que desaparece un obstáculo para el desarrollo de los mercados a plazo, y de

eficiencia económica, ya que los agentes acreedores de CTCs ya habían percibido

prácticamente la totalidad del importe a que tenían derecho, por lo que mantener este

pago habría sido económicamente ineficiente.

6 Conclusiones 172

Según estudio realizado en los capítulos anteriores sobre la experiencia en otros

países europeos, es destacable el hecho de que los CTCs no aparezcan en casos de

mercados con mayor experiencia, como en Reino Unido o países nórdicos, sin en países

como Italia, como muy poca experiencia en liberalización del sector y funcionamiento

del mercado. Pero lo más destacable es que la necesidad de establecer los CTCs surge

sólo en España e Italia por dudar de la credibilidad del mercado para establecer una

remuneración justa de los agentes. En el caso español, fue para proteger a los agentes

que estaban durante del MLE de los posibles perjuicios de la implantación del mercado

(en cuanto a la posible no amortización de algunos activos) y en el caso italiano, surgen

incluso antes de que se ponga en funcionamiento el mercado, por querer remunerar

distinto a las tecnologías de coste variable más bajo; mientras que el mercado

marginalista defiende una retribución única (marginal) para todos los agentes. Por

todo ello, se puede concluir, al igual que en el apartado anterior, que es preferible no

interferir en los fundamentos de funcionamiento del mercado, buscando mecanismos

regulatorios para alterar la retribución que éste, de forma eficiente asigna, salvo en

casos en que el mercado no esté asignando de forma eficiente los recursos, por

circunstancias como un posible abuso de poder de mercado.

6.4 Mix energético

El sistema peninsular español afronta el futuro marcado por un incremento de

demanda moderado, algunas tecnologías como eólica y cogeneración en clara

expansión y limitado por las exigencias de cumplimiento compromisos

medioambientales. La principal cuestión consiste en determinar cuál será el peso de las

distintas tecnologías en la cobertura de demanda del sistema español a futuro. A la

hora de definir las necesidades futuras de cobertura de la demanda, la cuestión se

puede enfocar desde un doble punto de vista. Por un lado, las necesidades de energía y

por otro, las de potencia.

Las necesidades de energía van encaminadas a satisfacer la creciente demanda con

criterios de sostenibilidad y eficiencia, para lo que es necesario tener en cuenta diversos

aspectos, como los crecimientos de demanda estimados (del orden del 2-4% de

Conclusiones 173

crecimiento anual), el crecimiento esperado del régimen especial (en torno al 10%),

algunos aspectos de regulación medioambiental, como las limitaciones impuestas por

la directiva de Grandes Instalaciones de Carbón (Directiva GIC, que limita la

producción de centrales de carbón a 60 TWh como máximo), aparte de la utilización

económica del parque existente y en construcción.

Las necesidades de potencia están orientadas a garantizar la fiabilidad del

suministro en condiciones extremas de punta. Cubrir estas necesidades de potencia es

de vital importancia en un sistema como el español, debido al importante peso de

algunas tecnologías, como la eólica, que no aportan garantía de suministro. Además,

debe tenerse en cuenta que hay que intentar cubrir estas necesidades de potencia con el

mínimo coste total posible. La cobertura de estas necesidades de potencia, así como el

pago que debe darse a los agentes que la garantizan se desarrolla con más detalle en el

siguiente apartado.

A lo largo de los capítulos anteriores se ha puesto de manifiesto la relevancia del

mix energético de un país, no sólo a efectos de intentar minimizar sus costes

medioambientales, sino también como un factor de gran influencia en los precios

finales de la energía, que afectan desde la actividad económica del país (ya que el

precio de la energía se internaliza en el coste de producción) hasta los pequeños

consumidores domésticos de energía. Como se comentó en el capítulo sobre Italia, un

mix energético que carezca de tecnologías de base de costes variables bajos, como la

nuclear, acaba resultando en precios de la energía mucho más elevados que en otros

países con mix energético más variado. Esto se agrava si, como en el caso italiano, la

producción energética de las centrales del país no es suficiente para cubrir la demanda

y es necesario acudir a la importación de energía de países vecinos. Si además estos

países vecinos tienen los mismos patrones horarios de demanda, el incremento en los

precios de la energía del país importador será aún más acusado.

También es destacable el caso estudiado en el capítulo de los países nórdicos,

concretamente en Noruega. De este caso se puede extraer como lección la importancia

6 Conclusiones 174

de tener un mix energético que no se fundamente casi en exclusiva en una única

tecnología, especialmente si esta tecnología tiene una fuerte componente aleatoria,

como es el caso de la hidráulica.

En España, por el contrario, se dispone de un mix energético variado, con

tecnologías que incluyen un espectro amplio de costes variables y con un peso cada vez

más equilibrado entre las distintas tecnologías. En cuanto al mix energético futuro,

según el documento de Planificación de los Sectores de Gas y Electricidad del

Ministerio en el año 2011 el sistema contará con 26.000 MW de ciclos combinados y

20.000 MW de eólica. Este peso creciente de la eólica obligará al sistema a disponer de

una adecuada capacidad de reserva. Sin embargo, hay una cuestión que permanecería

aún abierta en lo referente al mix energético español: la tecnología nuclear. Existen

posturas enfrentadas al respecto, y no sólo en España, ya que en otros países como

Reino Unido, la tecnología nuclear sigue siendo objeto de debate. En otros países, sin

embargo ya se ha tomado la decisión de apoyar la tecnología nuclear, como en el caso

de República Checa, donde se está sustituyendo carbón por tecnología nuclear. En

cualquier caso, y República Checa es un buen ejemplo por tratarse de un país en el que

el Gobierno conserva un peso específico en el sector energético, la opción nuclear no

saldrá adelante sólo con iniciativa privada, sino que, por requerir fuertes inversiones

de capital, necesitará el apoyo del gobierno o sector público, al menos como garantía

de que no se encontrará con una normativa desfavorable a la nuclear que dificulte la

amortización de la inversión en centrales de este tipo.

6.5 Pago por capacidad y margen de reserva

En España, el pago por capacidad, o pago por garantía de potencia, lo reciben

aquellas centrales que adquieren el compromiso de funcionar en determinados

momentos, en los que la demanda es tan elevada que para satisfacerla se requiere el

funcionamiento de grupos que en otras circunstancias no serían económicamente

rentables. Este pago por capacidad va asociado se percibe, siempre y cuando el agente

o grupo comprometido a prestar dicho servicio funcione un mínimo de horas al año

fijado, con independencia de si realmente contribuye cuando es sistema lo necesita.

Conclusiones 175

Este número mínimo de horas de funcionamiento anteriormente era de 480 horas al

año, y en la actualidad es de 50 horas y ha sido criticado por diversos autores, incluido

el Libro Blanco, ya que obligar a este tipo de grupos (que al ser tecnologías de punta

tienen costes variables muy altos) a funcionar un mínimo de horas al año, les obliga a

funcionar esas horas desplazando a otros grupos más baratos, lo que resulta en una

clara ineficiencia en la asignación de recursos de generación.

El problema que se plantea, a nivel general, es doble. Por un lado, surge la pregunta

de si debería realizarse un pago por capacidad o bien dejarlo al mercado; y por otro, se

plantea, en caso de decidir introducir un pago por capacidad, cómo realizar un diseño

del mismo que no interfiera con el funcionamiento global del sistema.

En lo referente al primer interrogante y en vista a lo estudiado en los capítulos de

experiencia europeas, parece ser conveniente el contemplar algún tipo de pago por

capacidad, ya que los mecanismos de mercado hasta ahora implantados no parecen ser

suficientes para garantizar el suministro a largo plazo. Como se vio en Reino Unido, al

eliminar el pago en concepto de garantía de potencia se redujo considerablemente el

margen de reserva, lo que a la larga puede hacer peligrar la garantía de suministro. En

el caso de países nórdicos, la fuerte dependencia hidráulica de Noruega puso de

manifiesto la insuficiencia de las señales de mercado para garantizar el suministro a

largo plazo, ya que en años de baja hidraulicidad, como el invierno de 2002-2003, se

redujo muy significativamente el margen de reserva (llegando a producirse deslastres

de carga) y se dispararon los precios de la electricidad. En vista de esto, en los países

nórdicos se implantaron sistemas de subasta de capacidad de punta y de contratos, si

bien, la experiencia es aún reducida, y en muchos casos implica la intervención del

regulador.

Una vez establecida la necesidad de proporcionar señales para garantizar el

suministro a largo plazo que no se limiten a las enviadas por el mercado, se plantea el

problema acerca del diseño del pago por capacidad. El diseño del pago por capacidad

debería realizarse teniendo en cuenta dos principios básicos: por un lado, debería

6 Conclusiones 176

contribuir activamente a garantizar el suministro a largo plazo, constituyendo una

señal para la entrada de nuevos agentes, que garanticen que se invierte en la

instalación de nueva capacidad para satisfacer la demanda y, por otro lado, debería

estar diseñado para constituir un auténtico compromiso para los agentes de prestar el

servicio por el que reciben el pago. De esta forma, se debería penalizar a los agentes

que no proporcionan el servicio al que se han comprometido en el momento en que la

generación de punta es necesaria.

En este sentido, podría resultar de utilidad aplicar el sistema de pago por capacidad

propuesto en Italia, en el que se paga a las plantas una cantidad por su disponibilidad

en los días críticos del año definidos por GTRN, además de una cantidad adicional si

durante un año los ingresos recibidos en el mercado son inferiores al valor mayor entre

dos opciones (el precio del mercado y el precio oficial de la electricidad reducido un

20%). Esta última cantidad sería imprescindible, ya que las centrales de punta tienen

por definición costes variables elevados, y esta compensación atenuaría los posibles

problemas de rentabilidad en su funcionamiento.

6.6 Política Medioambiental y Plan Nacional de Asignación de derechos de

emisión

La política medioambiental de un país debe ir encaminada a conseguir la

internalización de los costes externos que algunas tecnologías de generación suponen a

la sociedad. Para llevar a cabo esta internalización existen diversos mecanismos, pero

la principal diferencia entre ellos radica en si son los agentes quienes interactúan para

alcanzar la máxima eficiencia social (mercados) o si es un organismo centralizado el

que establece cómo debe alcanzarse dicha eficiencia (tributos medioambientales). En

cualquier caso, la internalización también puede plantear inconvenientes, en cuanto

que supone un aumento en el coste de la electricidad y que puede tener una

repercusión asimétrica en los distintos agentes.

Conclusiones 177

Un ejemplo de política medioambiental y de mecanismos de internalización es el

mecanismo de derechos de emisión de CO2 desarrollado por la Unión Europea para

cumplir con los objetivos firmados en el protocolo de Kyoto. En él se combinan la

acción de organismos centrales, en este caso, los gobiernos centrales de cada país

firmante del Protocolo de Kyoto, y la de los agentes privados que intercambian

derechos de emisión de CO2. Los organismos centrales se encargan de fijar la cantidad

de derechos de emisión que asignan gratuitamente a cada sector para cada una de las

fases y años contemplados en el Protocolo y los agentes acuden al mercado de derechos

de emisión a comprar derechos (en caso de emitir más de lo asignado) o venderlos (en

caso tener excedente de derechos). Los agentes pueden, así mismo, recurrir a

Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) o a implementaciones conjuntas (Joint

Implementation o JI) para intentar aumentar la cantidad de derechos que reciben.

Este mecanismo ha tenido éxito en algunos países, pero no así en España, que aún se

encuentra lejos del objetivo fijado de reducciones del 15% con respecto a las emisiones

del año 1990. En España, al igual que en otros países, el reparto de asignación de

derechos se realiza por sectores (papelero, cerámico, energético…) y dentro de cada

sector por instalaciones. El caso del sector energético es, sin duda, distinto del resto de

sectores industriales. El sector energético tiene la posibilidad de internalizar los costes

de los derechos de emisión en el precio de la electricidad, como un coste más de

generación. La internalización del coste de CO2 en la oferta de los grupos al mercado

es positiva, en cuanto que permite que el precio de la energía que resulta del mercado

refleje realmente los costes asociados a la generación. Además, al tener en cuenta los

costes medioambientales, se puede corregir el orden de mérito de los grupos y de las

tecnologías, haciendo que tecnologías más sucias, como el carbón no resulten tan

baratas y proporcionando una señal o incentivo para invertir en tecnologías más

limpias.

De esta forma, el asignar derechos de emisión gratuitos al sector eléctrico constituye

una subvención, ya que se les está otorgando gratuitamente unos derechos cuyo coste

luego se recupera al internalizar el CO2 en el precio del mercado. Por ello, los derechos

gratuitos de emisión del sector eléctrico deberían asignarse a otros sectores industriales

6 Conclusiones 178

que no tienen la posibilidad de internalizar sus costes de derechos de emisión, para de

esta forma protegerles de la competencia que puedan tener por industrias de otros

países más favorecidos con las cantidades de derechos asignadas.

Otra posibilidad sería aplicar en España mecanismos como el de los certificados

verdes aplicado en Reino Unido e Italia. Sin embargo, estos mecanismos, como se ha

comentado en capítulos anteriores, al depender de un mercado introducen un cierto

grado de incertidumbre, lo que podría desincentivar la inversión, además de hacer

necesario un sistema de certificación fiable. Estos mecanismos están muy

condicionados por la necesidad de que exista un mercado, y además este mercado debe

tener suficiente liquidez y credibilidad, sobre todo al tratarse de un mercado en el que

el las transacciones no son de un bien “físico”, sino de un derecho. En este sentido,

podría tomarse como ejemplo el mercado de derechos CO2, que pese a tener una vida

de funcionamiento de casi dos años aún presenta un comportamiento que en ocasiones

no es justificable por los fundamentales (oferta, demanda o precios de otros

combustibles).

6.7 Referencias

• Statistics in Focus. Energy and Environment. Eurostat. 6/2006.

• Conferencia de la Comisión Europea sobre el Sector Energético. Bruselas, 16 de

Febrero de 2006.

• Conferencia de Paulina Beato sobre asignaturas pendientes del sector eléctrico

en España. Julio 2006.

• Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2002-2011. Revisión 2005-

2011. Marzo 2006. Secretaría General de Energía.

escuela tÉcnica superior de ingenierÍa … el planteamiento utilizado para los ctc, el pago por...

Documents