Mercado eléctrico en España

  1. ELECTRICIDAD Y MERCADO.

El mundo se mueve con energía eléctrica. Cada día millones de empresas y hogares utilizan la electricidad para mover sus máquinas, iluminar sus habitaciones, ver sus televisiones, utilizar sus computadoras o usar sus frigoríficos. Por ello resulta crucial conocer el mercado de electricidad, que permite poner en común la oferta y la demanda de esta energía, asignando un precio en cada momento para los intercambios de electricidad entre generadores, intermediarios y consumidores.

El mercado por tanto coordina los intereses de los distintos agentes de manera eficiente.

La electricidad como materia prima objeto de comercio presenta las siguientes características:

1.-  Es una commodity, susceptible de compraventa en los mercados con un alto grado de estandarización.

2.- Su entrega física se realiza en las redes de Alta Tensión.

3.- No es almacenable, por lo que: a) su demanda solo puede ser satisfecha con una generación instantánea, en el mismo momento; b) el precio de mercado no se puede alterar por la oferta o demanda de stocks.

Atendiendo al tiempo que media entre la compraventa de la energía, y el momento de la entrega de la misma o ejecución del contrato, los mercados eléctricos pueden ser:

  • Mercado Spot o al contado. Se negocia energía que se entregará antes de 48 horas a contar desde el momento del contrato.
  • Mercado Forward o a plazo. Se negocian contratos con un plazo de entrega de la energía hasta tres año.
  • Mercado Intradiario y de Ajustes: Se negocia energía que se entregará en el mismo día, en las horas siguientes a la celebración del mercado.

Igualmente cabe distinguir entre:

  • Mercado regulado: se negocian contratos entre compradores y vendedores de manera pública, con unos parámetros estandarizados.
  • Mercado OTC: se negocian contratos de manera privada entre dos o más partes intervinientes.

También debemos diferenciar entre:

  • Mercado Mayorista: se negocian contratos de gran volumen entre Generadores de electricidad, y compañías comercializadoras.
  • Mercado Minorista: se negocian contratos de pequeño volumen, unitarios, para dar suministro eléctrico en un punto determinado, entre las compañías comercializadoras (que previamente han adquirido la energía en el mercado mayorista) y los clientes finales o usuarios de la energía. Este mercado minorista se puede dividir a su vez en tres grandes segmentos: a) mercado residencial o de suministros particulares, esto es, hogares y negocios; b) mercado para empresas e instituciones de tamaño mediano; y c) mercado para grandes empresas, corporaciones, industrias e instituciones de mayor dimensión.

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  1. AGENTES DEL MERCADO.

1. Generadores. Son las empresas que generan la energía eléctrica, mediante instalaciones dedicadas a tal efecto. Son los oferentes del mercado.Existen diversos tipos de técnicas de generación, que por supuesto se diferencian de manera enorme en su impacto ambiental y estructura de costes. En España tenemos generación por ciclo combinado, eólica, hidráulica, carbón, nuclear, cogeneración, solar fotovoltaica, solar termoeléctrica y térmica renovable. La generación es un negocio liberalizado, por lo que cualquier empresario podría invertir en una central y ofertar energía eléctrica al mercado.

2. Operador del sistema. La energía debe ser transportada desde la central generadora hasta los centros urbanos o polígonos industriales. Como ya indicamos al principio, una de las características de la energía eléctrica es que debe producirse en el mismo momento en el que se va a consumir, no se puede almacenar. Por lo que el transporte debe organizarse de tal manera que, cuando el usuario enciende la luz en su casa, el generador esté subiendo energía a la red. Esta sincronización entre oferta y demanda, para que la energía llegue en el momento en que se necesita, la realiza el operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE). Se trata de una compañía que por Ley ostenta el monopolio en España de la actividad de transporte, y tiene encomendada así mismo la responsabilidad de organizar el sistema eléctrico. El transporte se realiza a alta tensión y muy alta tensión, dado que ello resulta más eficiente para llevar la energía a grandes distancias (cuanto más alta es la tensión a la que viaja la corriente eléctrica, menores son las pérdidas por el efecto Joule, y menor es la sección de cable necesaria en el transporte).

3. Distribuidores. Una vez ha sido transportada por REE desde las centrales generadoras hasta las cercanías de los núcleos urbanos e industriales, la energía debe ser distribuida en redes de menor tensión hasta empresas y hogares. Esta distribución se realiza por las compañías distribuidoras, que tienen asignadas zonas territoriales en las que realizan dicha distribución eléctrica. Este negocio está regulado por ley, mediante concesiones territoriales que conceden a una determinada compañía ostentar un monopolio local. Se realiza en España por Endesa Distribución (Andalucía, Aragón, Baleares, Canarias, Cataluña, y una parte de Extremadura), Iberdrola (una parte de Madrid, Valencia, Murcia, Castilla León, País Vasco y una parte de Extremadura), Unión Fenosa (absorbida por Gas Natural) (una parte de Castilla León y Castilla la Mancha), Eléctrica de Viesgo (Asturias), Compañía Hidroeléctrica del Cantábrico (absorbida por EDP) (Cantabria), y pequeñas distribuidoras locales que no han sido absorbidas por ninguna de las grandes compañías y siguen teniendo el monopolio en un pueblo o ciudad determinado.

4. Comercializadores. Las compañías comercializadoras eléctricas son empresas dedicadas a comprar electricidad al por mayor a los generadores, para venderlo después en contratos unitarios a los consumidores y usuarios finales de la energía. La comercialización es un sector liberalizado, por lo que cualquier empresario, cumpliendo con lo dispuesto por la legislación administrativa, puede establecerse como comercializador y concurrir al mercado. Las principales compañías comercializadoras en España son Endesa Energía, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, Viesgo, Energya V&M, Fennie, Nexus, Factor Energía; y otras muchas pequeñas compañías de ambito más local o especializado.

5. Operador del Mercado. Al igual que existe una figura que se encarga de controlar y gestionar el sistema eléctrico, a nivel de operación física, existe otra compañía que se encarga de gestionar el mercado de compraventa de electricidad. Se trata de la sociedad denominada Operador del Mercado Ibérico de Electricidad (OMIE), que gestiona y organiza el mercado eléctrico en España y Portugal. Consta de un mercado “spot” o al contado, conocido como “Pool”, dónde compradores (Comercializadoras) y vendedores (Generadores) lanzan cada día sus ofertas de compra y venta para el día siguiente. Y un mercado “forward” o a plazo, denominado OMIP (Mercado Ibérico a Plazo, también para España y Portugal) donde se compran y venden contratos con plazos de entrega de la electricidad a varios días, una semana, a varias semanas, a un trimestre, a varios trimestres, un mes, a varios meses, a un año, dos años y tres años.

3. CADENA DE VALOR DEL MERCADO ELÉCTRICO.

La cadena de valor comienza con los generadores, que producen la energía que se consume por parte de los hogares y las empresas. Dicha energía es transportada a través de las redes de transporte y distribución hasta los puntos de suministro, por parte de Red Eléctrica de España y de las compañías distribuidoras.

Si bien es cierto que, a nivel físico, este es el recorrido de la energía, el mercado eléctrico es una auténtica dictadura del consumidor: la energía apenas se puede almacenar, por lo que debe producirse en el mismo momento en el que se consume, así que cuándo las empresas y hogares encienden la luz es cuándo los generadores deben producir la electricidad.

Esta coordinación inmediata entre oferta y demanda es posible gracias al Operador del Mercado, que permite la compraventa de energía a distintos plazos entre generadores y comercializadores. Y gracias al Operador del Sistema, que ajusta continuamente y de manera ininterrumpida, las 24 horas del días, los 365 días del año, la oferta de generación a la demanda existente en cada momento.

  1. TIEMPO Y MERCADO ELÉCTRICO.

Como ya dijimos, la energía necesita ser generada en el mismo momento en el que se consume, pero se compra y se vende hasta con varios años de antelación ha dicho momento. Así, el mercado eléctrico que determina el precio de la energía en el momento de su consumo se desagrega realmente en distintos mercados a distintos plazos temporales. Primero encontramos el mercado de futuros, después del mercado diario, luego el mercado intradiario, y finalmente los mercados de ajuste.

  1. MERCADO FORWARD.

Las compañías comercializadoras tienen millones de clientes, cada uno de los cuales demandará en un momento indeterminado energía, para utilizar los motores en su fábrica, o al encender la luz o la televisión en su hogar. Desde luego resulta imposible para los comercializadores saber a qué hora cada uno de los clientes deseará consumir electricidad, por lo que elaboran modelos estadísticos, y se realiza una previsión de la electricidad que va a necesitar la compañía tener comprada para cada día y hora del año.

Con dicha previsión pueden acudir a los mercados forward o “a plazo” y realizar una compra de energía, para poder asegurar a sus clientes el suministro eléctrico.

Esta compra se puede realizar mediante contratos OTC, que se negocian de manera privada entre un comercializador y un generador. Por ejemplo, una compañía comercializadora eléctrica puede pactar un contrato con una planta eléctrica para comprar toda la energía que produzca durante un año entero. Un contrato OTC es un contrato personalizado entre comprador y vendedor, donde las partes negocian cada uno de sus términos. Suelen estar intermediados por un Broker, que recibe una comisión por ello. En muchas ocasiones, el Broker pone a disposición de compradores y vendedores una plataforma electrónica para la negociación.

También pueden acudir al mercado organizado, esto es, OMIP. Dónde los contratos que se compran y venden son estandarizados, siendo el intermediario la Cámara de Compensación, que recaba garantías según la posición de cada contraparte, asegurando con dichas garantías el cumplimiento de los contratos. Con ello, las distintas partes evitan el riesgo de contrapartida.

En OMIP se negocian los contratos mediante Trading Continuo, lo cual significa que oferentes y demandantes muestran sus ofertas en firme durante un plazo determinado, para que quién desee contratar con ellos puede acceder a sus ofertas.

Los plazos de los contratos que se negocian en OMIP son:

  • (D) Días: con entrega en 3 días, 4 días y 5 días.
  • (W) Semanas: con entrega en 1 semana, 2 semanas y 3 semanas.
  • (M) Meses: con entrega en 1 mes, 2 meses, 3 meses, 4 meses, 5 meses y 6 meses.
  • (Q) Trimestres: con entrega en hasta 8 trimestres a partir del siguiente trimestre.
  • (Y) Años: con entrega en hasta 4 años.

Por ejemplo, un contrato D+5 supone la entrega de electricidad durante un día, dentro de cinco días. Un contrato W+3 implica la entrega de electricidad durante toda la semana, de lunes a domingo, dentro de 3 semanas. Un contrato Y+2 en 2016 implica la entrega de electricidad durante todo el año 2018.

En los mercados a plazo se suelen negociar  tres tipos de bloques estandar:

  • Carga Base: de 0 a 24 h.
  • Peak: de 8 h. a 20 h. de lunes a viernes.
  • Offpeak: de 0 h. a 8 h. y de 20 h. a 0 h. de lunes a viernes, y de 0 a 24 h. sábados y domingos.

Los precios en Base, Peak y Offpeak son distintos, tendiendo a ser más caros los precios en Peak, y más baratos los precios Offpeak. Ello responde a que la demanda suele ser mayor en las horas Peak, lo cual hace que el precio sea superior que en las horas Offpeak, donde la demanda tiende a ser menor.

En OMIP se negocian contratos en Base y en Peak. Los contratos siempre son de 1 MWh con tick de 0,01 €/MWh. Ello significa que comprar 10 contratos D+5 en carga Base a un precio de 50 €/MWh implica la entrega de 10 MWh durante todas las horas del día (10*24=240 MWh) dentro de 5 días, por un importe de 12.000 € y la variación mínima de su cotización siempre será de más o menos 0,01 €/MWh, por lo que si sube, siempre subirá como poco a 50,01 €/MWh.

A OMIP se pueden llevar también a liquidar contratos de derivados y OTC. Es decir, aunque se realizan fuera del mercado, se puede acordar entre las partes su liquidación en OMIP.

El mercado a plazo permite a los comercializadores, como ya dijimos, asegurar la compra de energía para atender en el futuro a su cartera de clientes a un precio cierto. Y en contrapartida permite al productor asegurar su generación en el futuro a un precio cierto y determinado. Con el beneficio además de que, gracias a la liquidez que otorga el mercado organizado, en cualquier momento se puede volver a comprar o vender el contrato, antes de su liquidación. Y con el importante beneficio, como ya señalamos también, de evitar el riesgo de crédito gracias a los depósitos de garantías de la Cámara de Compensación.

En los mercados a plazo OTC y OMIP la contraparte, en muchas ocasiones, no es una compañía generadora eléctrica, o una compañía comercializadora eléctrica, como podría pensarse de antemano. Sino que en estos mercados suelen operar compañías financieras (Bancos e instituciones financieras), que se dedican a comprar y vender futuros, opciones, swaps u otros derivados. Ello aporta liquidez al mercado a plazo, y convierte a las instituciones financieras en aseguradores de las operaciones de los comercializadores, ya que normalmente los contratos no llegan a liquidarse con entrega física, sino por diferencias.

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  1. MERCADO SPOT.

Nadie puede prever cuándo decidirá el cliente final consumir la energía, pues ello dependerá de múltiples variables (temperatura, laboralidad, producción, festividades, sector, etc…) además de su libre voluntad. Pero los modelos estadísticos se van dotando de mayor probabilidad según se acerca la fecha de liquidación (a mayor tiempo hasta la fecha de liquidación de un contrato, mayor nivel de incertidumbre). Así por tanto, es más fácil prever la demanda para mañana, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas y la laboralidad, en relación con lo que se suele consumir este día del año concretamente, que prever dicho dato seis meses antes, donde la incertidumbre es mucho mayor.

El mercado Spot o “al contado” es aquel en el que se negocia la energía con entrega al día siguiente.  En España el mercado spot es un mercado regulado y administrado por OMIE, conocido como “Pool”.

Cada día se subastan las 24 horas del día inmediatamente posterior. Oferentes y demandantes “lanzan” ofertas al mercado (de ahí el nombre de Pool, que significa piscina en inglés). Los productores y compradores pueden hacer estas ofertas divididas en 25 tramos en cada hora y el resto de producción en tramos crecientes.

Respecto de la Oferta debe seguir, conforme a la normativa del mercado, el siguiente orden:

1.- Primero entran los Megawatios (MWh) ofertados por las centrales nucleares. A causa de la inercia térmica, y a su tecnología de funcionamiento, una parada y arranque sale más caro que mantener continuamente el servicio. Estos MWh se ofertan a precio cero, por lo que recibirán el precio al que después cierre el mercado.

2.- En segundo lugar entran las energías renovables determinadas por ley, como las eólicas o las solares. Sus costes variables son casi nulos (no se alimentan con combustible, sino con aire o con luz) por lo que siempre les será rentable vender energía (aunque la amortización de sus costes fijos es muy superior, incluso más que la vida útil de los propios activos; de ahí parte de su ineficiencia, y del sistema de subvenciones para su promoción). Estos MWh se ofertan también a precio cero, por cuánto al igual que las nucleares recibirán el precio de mercado.

3.- En tercer lugar entran los MWh ofertados por las centrales de ciclo combinado, como las de Gas o de Carbón. Estas serán las que cubran la demanda total, y marquen el precio del mercado.

Se trata de una subasta marginalista, lo cual significa que el precio para todo el mercado vendrá determinado el precio más alto de los ofertados necesario para cubrir toda la demanda. El mercado está organizado de esta manera a fin de que los precios sirvan como señal informativa a los generadores, a la hora de tomar sus decisiones de inversión: si hay demanda suficiente para precios altos, se podrán compensar las estructuras de costes de centrales y tecnologías más caras.

Y el efecto que pretende la regulación antes explicada (primero nuclear, luego renovables y finalmente otras tecnologías más caras) es que, si para un día determinado se demandan 100 MWh y se ofertan 80 MWh a precio cero, entre nuclear y renovables, el precio final tenderá a ser más bajo, puesto que solo 20 MWh generados con gas o carbón, los combustibles más caros de producción (y por tanto los que mayor precio de venta requieren para cubrir costes) determinan el precio final o de mercado, llamado <<precio marginal>>.

Esta es la finalidad teórica de la normativa que regula el mercado, esto es, reducir el precio marginal para los compradores y primar la oferta de energías renovables (aunque debemos señalar que, como la teoría económica demuestra, sería más eficiente la asignación realizada por un libre mercado, donde solo los generadores eficientes y por tanto más baratos podrían competir).

Todos los MWh demandados se casan por tanto con los MWh ofertados, hasta que la casación de la oferta y la demanda se encuentran en un punto que marca el precio marginal. Este precio será el que recibirán todos los generadores que hayan lanzado (ofertado) MWh al Pool.

HIDROELECTRICA

  1. CONTRATOS BILATERALES

Una vez determinado el precio Pool, se añaden a la negociación los contratos bilaterales o de largo plazo. Estos son contratos, como ya vimos más arriba, suscritos directamente por un productor y un comercializador.

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

La diferencia entre los precios pactados de antemano entre generadores y comercializadores en contratos bilaterales puede suponer beneficios o pérdidas para ambas partes, en función de la diferencia entre el precio que pactaron y el precio final del mercado. Las posiciones se suelen cubrir con contratos de futuros, opciones, derivados y swaps. Esta gestión de compras permite a los grandes comercializadores mantener un stock determinado, una seguridad en sus beneficios y costes, y un precio fijo a sus millones de clientes.

Para los generadores también resulta beneficioso cerrar de antemano contratos bilaterales, de antemano, que aseguren la venta de energía a un precio conocido de antemano, y de manera estable para un plazo medio de tiempo (por ejemplo un año, o tres años). Así pueden asegurar sus costes fijos en el medio plazo, sin estar expuestos a la volatilidad del mercado.

  1. PROGRAMA DIARIO VIABLE DEFINITIVO

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

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

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

 

  1. MERCADO INTRADIARIO.

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

Recordemos que, como dijimos al principio de este ensayo, el mercado eléctrico es una auténtica “dictadura del consumidor” dónde es el cliente final, en cada momento del día, quién decide cuánta energía utiliza, debiendo los productores y agentes del mercado supeditarse a dicha decisión de manera instantánea: la electricidad no puede almacenarse “al por mayor”, debe producirse en el mismo momento en el que se demanda.

Por todo ello, y para salvar estos desvíos de manera casi instantánea entre oferta y demanda,  existe un mercado intradiario, que se en la práctica se divide en seis mercados intradiarios: Se separa el día en seis sesiones de cuatro horas, donde los participantes lanzan ofertas de compra y venta, produciéndose por tanto en cada franja una nueva casación.

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  1. MERCADOS DE AJUSTE

Hasta ahora hemos visto los distintos mercados donde se negocia la electricidad desde 3 años antes y hasta el mismo día de la operación o intercambio efectivo de la energía.

Pero dado que lo negociado son previsiones hasta el mismo momento de la operación, por lo ya explicado, esto es, que la energía realmente demandada lo es en cada momento según la voluntad del consumidor, de cara a asegurar de manera instantánea el suministro en todo momento, e independientemente de cuándo el cliente final ejerza dicha voluntad y demande la energía, surge la necesidad de nuevos mercados, donde se negocie la energía hasta el momento exacto de la operación.

Así existen mercados en el muy corto plazo, denominados mercados de ajuste, que son gestionados por el Operador del Sistema (REE).

La gestión de estos mercados de ajuste se realiza de forma ordenada, desde varias horas antes y hasta el mismo momento de la operación, según las necesidades para la Operación del Sistema:

  1. Gestión de restricciones técnicas. Para resolver las congestiones ocasionadas por las limitaciones técnicas de la red de transporte sobre la programación prevista para el día siguiente, así como las que surjan en tiempo real.
  2. Gestión de los servicios complementarios. Para el control de la frecuencia, la potencia y la tensión, a fin de para asegurar la calidad y seguridad del suministro.
  3. Gestión de desvíos. Para resolver en tiempo real los desajustes entre la oferta y la demanda.

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Fuente: Red Eléctrica

 

  1. MERCADOS DE AJUSTES (I). MERCADO DE RESTRICCIONES TÉCNICAS.

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

El OS realiza un análisis de restricciones técnicas de la red de transporte en el que se verifica la viabilidad del programa de generación y consumo resultante utilizando modelos de flujo y algoritmos que  simulan como quedaría la red ante  fallos en ciertos elementos, como son disparos de grupos generadores, de líneas o de transformadores.

Si a la vista de esto el programa no resulta técnicamente factible, el OS arbitra un mercado de ofertas de los generadores a subir y bajar energía, con un precio determinado para cada bloque aquí negociado.

 

  1. MERCADOS DE AJUSTES (II). MERCADO DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS.

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

Así, el mercado de servicios complementarios tiene como finalidad resolver los desequilibrios entre generación y demanda, en tiempo real. Dando lugar a un Programa Horario Operativo. En este mercado, gestionado por el OS, se negocian ofertas de los generadores, y se estructura en tres niveles.

  1. Regulación Primaria. Para conseguir la corrección automática (en 30 segundos) de los desequilibrios instantáneos de frecuencia mediante reguladores de velocidad, según la propia inercia de las máquinas e instalaciones de generación. Se trata de un servicio obligatorio para los generadores, que deben poner a disposición del OS sin una remuneración explicita.
  2. Regulación Secundaria o Banda de Regulación. Para resolver desequilibrios entre oferta y demanda, en un tiempo de 30 segundos, mediante una reserva de capacidad disponible de gran flexibilidad.

Cada día, el OS estima la ‘reserva de banda de regulación’, en términos de potencia (MW), necesaria y convoca el mercado correspondiente después de la celebración del mercado diario y del de restricciones.  Los generadores presentan ofertas de capacidad disponible, asignándose la banda requerida por el OS entre éstas utilizando un criterio de mínimo coste.  El coste marginal de la banda de potencia para cada hora marca el precio a todos los generadores que acuden a dicho mercado.

En este mercado, la potencia disponible en MW se oferta por ‘zonas de regulación’: grupos de generadores con capacidad de prestar el servicio por requerimiento automático del programa de control y con respuesta con constante de tiempo de 100 segundos. En España existen diez zonas de regulación.

En este mercado se fija precio y remunera tanto la disponibilidad de potencia, como la energía eventualmente utilizada, valorada al precio de sustitución de la energía terciaria-

  1. Regulación Terciaria. Para conseguir que, si se usa la banda secundaria por causa de una contingencia, pueda restituirse la reserva de banda.

Es obligatorio para las unidades de producción que pueden ofrecerlo.  Así, todas las unidades de generación del sistema que pueden variar su producción en un tiempo no superior a 15 minutos y mantener la variación durante 2 horas deben ofrecer toda su capacidad excedentaria (no contratada en otros mercados o servicios) al OS.

Se celebra a última hora del día anterior al despacho de la energía. Los generadores envían ofertas por la variación máxima de su potencia a subir y a bajar.  El precio de la energía terciaria utilizada a subir o a bajar es el precio marginal resultante de las ofertas realizadas por los generadores frente a una demanda (establecida mediante modelos estadísticos por el OS) a subir o bajar respectivamente. A diferencia de la reserva secundaria, los generadores sólo cobran si se ejecuta el servicio.

La reserva terciaria se activa de forma manual, subiendo o bajando potencia de generación (o consumo de bombeo) en las centrales generadoras que hayan  ofertado el menor precio (cuándo se trata de energía a subir) o bien el mayor precio de recompra (en el caso de energía a bajar).

 

  1. MERCADOS DE AJUSTES (III). EL MERCADO DE GESTIÓN DESVIOS

Se trata de un mercado dirigido por el OS a fin de corregir los desvíos entre oferta y demanda identificados unas horas antes del despacho de la energía, tras la celebración de cada mercado intradiario.

Los generadores dan sus previsiones de desvíos, en caso de existir (Por ejemplo, cuándo una unidad de producción eólica detecta que cambian las corrientes o intensidad de viento, y cree que va a producir menos de lo ofertado). Y cuándo entre dos mercados intradiarios se acumulan desvíos por más de 300 MW en media hora, se convoca el mercado de desvíos. Los generadores emiten ofertas en sentido opuesto a la previsión de desvíos: si el OS identifica que sobra energía, solicita ofertas a los generadores por reducir su generación, y al bombeo para aumentar su consumo; si por el contrario el OS identifica que falta energía, solicita ofertas a los generadores para aumentar su generación, y al bombeo para disminuir su consumo de energía.

En última instancia, aunque todos los mercados expuestos son de participación voluntaria (salvando la parte de la banda primaria para ciertas unidades de producción) y se regulan por criterios económicos en la fijación de precios (además de los criterios técnicos necesarios) el OS cuenta con mecanismos de emergencia para, en casos de extrema necesidad, obligar a unidades de generación a modificar su nivel de producción. Estos mecanismos se ejecutarían en tiempo real (con previsión 15 minutos antes del despacho de energía).

 

  1. LIQUIDACIÓN DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS SECUNDARIOS, TERCIARIOS Y DE LOS DEVIOS.

El coste de los servicios complementarios secundarios, terciarios y de los desvíos se imputa directamente a los agentes que han errado en sus previsiones. Si el desvío del sistema es a subir, el sobrecoste se imputa a los generadores que han producido en esa hora menos de lo previsto y a los compradores (comercializadoras y consumidores que acudan directamente al mercado) que han consumido menos energía de la que habían solicitado para esa hora en el mercado.  Por el contrario, si los desvíos son a bajar, el sobrecoste se imputará a los generadores que han producido más energía que la que habían llevado al mercado para dicha franja horaria, o a los compradores (comercializadoras y consumidores que acudan directamente al mercado) que han consumido más energía de la que habían comprado en el mercado para esa franja horaria.

En el caso de los consumidores finales que tienen contratos de precio fijo con sus comercializadoras, no se verán afectados por el sobrecoste de los desvíos. Pero los clientes con fórmulas indexadas al mercado sí verán incrementada cada mes su factura por los desvíos respecto de las previsiones de consumo que lleva al mercado su comercializadora.

 

  1. PRECIO DE LA ENERGÍA.

Finalmente, la suma del precio cotizado en el mercado diario, en el intradiario, y en los mercados de ajuste nos llevará al precio total de la energía. Que varía en cada hora del día.

En la imagen de más abajo podemos ver un ejemplo de la repercusión de los distintos mercados en el precio final. Y del precio horario de la energía para un mes. Fuente: informe mensual Red Eléctrica Abril 2016.

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  1. MERCADO INTERNACIONAL.

Gracias a las interconexiones entre redes de alta tensión que conectan la red de transporte eléctrico de España con la de otros países, podemos hablar hoy de un mercado internacional de energía. La creación de un mercado europeo de electricidad es uno de los grandes objetivos de la política de la Unión Europea en materia de energía.

Las interconexiones internacionales permiten una mayor eficiencia del mercado. Si en España el precio de mercado es superior al precio existente en los países a los que estamos conectados, los generadores de los otros países tenderán a ofertar su energía en el mercado español, y a mayor oferta en España tenderá a bajar el precio del mercado. De esta manera las interconexiones contribuyen a la integración de los mercados, tendiendo a igualar los precios marginales de los países interconectados.

Actualmente España tiene interconexiones con Francia, Portugal y Marruecos.  Cada día se establecen en el mercado intercambios comerciales de electricidad entre nuestro país y los países vecinos, siendo la lógica de mercado como ya señalamos la de que los generadores más eficientes puedan ofertar MWh en aquellos países donde se dan en dicho día los precios más altos, lo cual sería señal de que con tecnologías menos eficientes las que dicho día están cubriendo la demanda en este último país. Por supuesto, habrá días en los que España exporte electricidad, mientras que en otras ocasiones será importadora.

Actualmente la capacidad de las líneas de interconexión es la que se señala en el gráfico extraído de la página de Red Eléctrica y que exponemos en la imagen de más abajo.

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A continuación exponemos en la imagen extraída del Boletín Mensual de Red Eléctrica de Abril de 2016 el saldo de las exportaciones e importaciones de energía en dicho mes.

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  1. MERCADO MINORISTA.

Todos los mercados expuestos más arriba son mercados al por mayor, donde compradores y vendedores intercambian grandes cantidades de mercancía (MWh) y con el consiguiente grado de complejidad para los distintos operadores: deben depositar garantías para acceder al mercado, y deben contar con infraestructura y personal suficiente para la operación (liquidación, envío de ofertas, etc…). Por ello no es habitual que los clientes finales accedan directamente al mercado mayorista a comprar la energía que consumen, sino que les resulta más óptimo realizar su compra a las comercializadoras. Así, recurriendo a un intermediario que sí que opera con efectividad en el mercado mayorista, evitan incurrir en riesgos y costes derivados del acceso directo al mercado.

Aquí se constituye por tanto el mercado minorista. Mientras que en el mercado mayorista se negocian grandes cantidades de producto entre unos centenares de agentes, en el mercado minorista se compran y veden pequeñas cantidades entre unos centenares de vendedores, las comercializadoras que previamente han comprado en el mercado mayorista, y millones de clientes finales.

Los contratos en el mercado minorista suelen tener una duración de doce meses y así mismo suelen negociarse a precio fijo. Esto significa que el cliente obtiene un precio fijo, cierto y determinado de antemano para todo el año, que se aplicará a todos los kWh que consuma durante dicho período de tiempo. Independientemente del resultado del mercado en cada hora y día del año, que como sabemos variará con mayor o menor volatilidad en función de muy distintas variables (clima, actividad económica, tecnologías de generación, factores internacionales, etc…) el cliente pagará a todas las horas del año el mismo precio para los kWh, y demande la cantidad que demande (se multiplicará el precio pactado por los kWh). Con ello como vemos el cliente evita el riesgo de mercado. Los comercializadores cuentan con departamentos dedicados a realizar compras en los mercados spot y forward que aseguren una cobertura de la demanda de sus clientes, a los precios fijos pactados con estos.

Aunque en los últimos años también hemos visto la proliferación de contratos indexados al mercado, normalmente al Pool. En estos contratos el Comercializador oferta al cliente el precio que resulte en cada momento en el mercado al que se haya referenciado dicho contrato, con un margen sobre dicho precio. En estos modelos de contratación se traslada el riesgo de mercado al cliente: si el mercado está más bajo en un momento determinado respecto del precio fijo que el cliente hubiese obtenido en el momento de la contratación, obtendrá una ganancia (hubiese pagado más a precio fijo); pero si por el contrario el precio en el mercado está en un momento determinado por encima del precio fijo que el cliente hubiese obtenido en el momento de la contratación, obtendrá una perdida (hubiese pagado menos a precio fijo. A la finalización del contrato (normalmente también de doce meses) podrá haberle resultado más o menos caro que si lo hubiese contratado a precio fijo.

Imágenes | Pixabay  REE

 

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Entendiendo la sanción millonaria de la CNMC a Iberdrola

La pasada semana conocíamos que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha impuesto una de las sanciones más altas de la historia de nuestro país, en materia de Competencia, a la empresa eléctrica Iberdrola. Una sanción que asciende a 25 millones de euros, por manipulación del precio de electricidad en diciembre de 2013.

Una multa muy importante, tanto para la cuenta de resultados de esta compañía, como para su prestigio internacional.

Vamos a responder en nuestro artículo algunas de las clave de este asunto.

¿Iberdrola subió el precio de la luz para todo el mercado?

Lo primero que hay que explicar es que la manipulación que la CNMC ha imputado a esta compañía fue realizada para alterar (al alza) el precio de la electricidad en la subasta CESUR de diciembre 2013. Es decir, para alterar el mercado regulado o TUR (Tarifa de Último Recurso).

Y es que en España conviven dos mercados eléctricos distintos:

1) El mercado libre, dónde las compañías comercializadoras compiten entre sí, y pactan libremente con sus clientes las condiciones y precios de los contratos. El coste de referencia en mercado libre suele ser el del Pool eléctrico (mercado mayorista) si bien las compañías comercializadoras establecen libremente su gestión de compras (pool, mercado a plazo, contratos de larga duración, etc….) para ofrecer los precios más competitivos (normalmente a 12 meses) a sus clientes.

2) El mercado regulado, dónde el Gobierno fija un precio para los consumidores que pueden adscribirse a la misma (suministros conectados en baja tensión, y con menos de 10 kW de potencia contratada). Y dónde unas determinadas compañías comercializadoras, denominadas “de Referencia”, tendrán la obligación de suministrar electricidad al precio definido.

Fue en este segundo mercado dónde se acusa a Iberdrola de haber subido al alza el precio. El funcionamiento de este mercado ha ido cambiando, desde la liberalización del sector eléctrico en 1997, y en aquel momento (diciembre de 2013) se fijaba por una subasta (denominada CESUR) donde trimestralmente se establecía el precio para los consumidores adscritos al mercado regulado.

Por tanto, es a estos suministros, los de los pequeños consumidores con derecho a TUR, a los que afectó el alza de precios de la que se acusa a Iberdrola.

electricidad¿Y cuánto subió la luz en aquella subasta?

Concretamente se elevó un 26,5 % hasta los 61,83 €/MWh, desde los 47,58 €/MWh en que había cerrado la subasta anterior. Este importante incremento hizo saltar todas las alarmas. Máxime cuando, como dijimos en el punto anterior, el precio afecta a los consumidores más débiles.

Suponía muy mala prensa para el Gobierno una subida tan alta, por lo que no iba a permitir que la cosa quedase así. Así que decidió intervenir directamente el mercado, suspendió la subasta y sus efectos, y solicitó se abriese una investigación, tras la cual se apertura un expediente sancionador que ha culminado con esta importante multa de 25 millones de euros.

¿Cómo funcionaba la subasta CESUR?

Se trataba de una subasta de periodicidad trimestral, destinada a fijar el precio del mercado regulado (Orden ITC/1601/2010). El Ministerio de Industria determinaba la cantidad total de energía a negociar, para cubrir el total del mercado regulado, y fijaba igualmente un precio máximo de salida. Se desarrollaba de manera dinámica y descendente, y los distintos agentes del mercado pujaban ofreciendo un precio más bajo para quedarse con una parte de la energía negociada, siendo la finalidad de dicho sistema el alcanzar el precio mínimo que las compañías estarían dispuestas a cobrar por vender la electricidad en juego.

molinoEste sistema de subastas era en realidad de efectividad muy discutible, pues constituía un mercado de futuros (no se negociaba energía “spot” como en el Pool) y dónde los comercializadores de referencia (entonces llamados “de último recurso) apenas se adjudicaban contratos, siendo estos adquiridos en su mayoría por entidades financieras, que arbitraban entre la subasta y los mercados forward.

Pero el hecho indiscutible es que fijaba el precio de los hogares, y el mismo se incrementó de manera importante.

¿Y cómo logró Iberdrola subir el precio de la subasta?

La conducta aquí penada por la CNMC es la de alterar intencionadamente el precio del mercado con artificio, fraude y engaño por parte de la compañía eléctrica. Conducta sancionada como muy grave en la Ley del Sector Eléctrico (Ley 54/2007 y Ley 24/2013)

Para entender el alza de precios ejecutada, expliquemos de manera breve el sistema de mercado “spot” y “forward”. En el mercado Pool se negocia cada día la electricidad que se va a vender al día siguiente, es decir, estamos ante un mercado “spot” o “al contado”. Evidentemente, los agentes de mercado cruzan también entre sí acuerdos a más largo plazo, en mercados “forward” o “a plazo”, para asegurarse compras y ventas en el futuro con las que atender a sus respectivos clientes. El precio “forward” podríamos definirlo muy resumidamente como el precio “al contado” más una prima (por el riesgo, la tasa de interés, etc…). Así, para entenderlo con un ejemplo intencionadamente sencillo, si el precio “al contado” es de 45 €/MWh y la prima a un mes es de 0,2 €/MWh, el precio hoy a un mes será de 45,02 €/MWh, a dos meses será 45,04 €/MWh y a  a tres meses será de 45,6 €/MWh.

En la subasta CESUR se negociaba la energía para los próximos tres meses, es decir, a futuro; por cuánto lo que hacen los agentes que intervienen en la misma es mirar el mercado de futuros (a un mes, dos meses y tres meses) y cerrar posiciones en contrapartida a su posición en dicha subasta. Así por tanto, y resumiendo, cuánto más alto estuviese el mercado de futuros, más alto resultaría el precio en la subasta CESUR.

hidro1Lo que parece que se deduce de los hechos probados de la resolución de la CNMC es que Iberdrola estuvo durante varias semanas haciendo subir el precio del mercado Pool intencionadamente, no ofertando energía que tenía disponible mediante sus centrales hidráulicas, logrando un precio más alto en el mercado “forward” (¿quizás para en consecuencia vender a dicho precio en la subasta CESUR la energía que el Gobierno ponía en juego?). Lo que afirma la CNMC es que se lucró con ello: El importe de 25 millones dictaminado como sanción es el resultado económico del beneficio atribuido a Iberdrola (por la energía más cara que vendió a través de otro tipo de generación, tras incrementar el precio cerrando la generación hidráulica).

Es decir, cerró el grifo para subir el precio (en suscentrales hidráulicas de los ríos Duero, Sil y Tajo) . Si tenemos en cuenta que Iberdrola supone el 40 % del total de energía hidroeléctrica del mercado español, podemos apreciar su capacidad para alterar el mismo.

¿Qué recursos caben contra esta decisión?

Contra esta resolución sancionadora de la CNMC no cabe recurso de reposición en vía administrativa,  la empresa sancionada ha anunciado que recurrirá en vía judicial ante la Sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional.

Habrá que ver ahora lo que dicen los magistrados en sede judicial, y si ratifican o no la sanción impuesta en vía administrativa.

Más información | El País  Nada es Gratis  Proactivado    CNMC   Proactivado 

Imágenes | wikipedia wikipedia pixabay 

La luz en la recuperación de la economía española

Con elecciones nacionales a la vista el 20 de diciembre, existe un gran interés por parte del Gobierno central en demostrar que durante su mandato se ha conseguido una efectiva recuperación de la economía española. A la par que todos los partidos opositores se empeñan en repetir que España está igual o peor que hace cuatro años.

¿A quién hacemos caso? ¿Quién dice la verdad? Desde luego, todos los partidos, tanto el del gobierno como los de la oposición, tienen firmes intereses electorales en desacreditarse los unos a los otros, por lo que para poder entender la realidad debemos dejar al margen sus valoraciones, y acudir a los datos ciertos del comportamiento económico.

Uno de los indicadores económicos que más luz nos pueden aportar a nuestro estudio es el comportamiento de la demanda de electricidad.

La energía eléctrica es básica en nuestra actividad diaria, tanto para el mantenimiento de nuestros hogares, como para el funcionamiento de nuestras industrias. Además, la electricidad no puede almacenarse para consumirse en cualquier momento futuro (salvo en cantidades ínfimas y en plazos muy cortos) por lo que la generación de electricidad es siempre igual a su efectivo consumo.  Por estas dos razones, si estudiamos el comportamiento de la demanda eléctrica podremos comprobar directamente si la economía real ha utilizado más o menos energía en sus procesos productivos y de servicios, así como en la actividad residencial:

Fuente: Red Eléctrica de España

Fuente: Red Eléctrica de España

En este cuadro de más arriba, extraído del último Boletín Mensual de Red Eléctrica, constatamos que mientras desde 2011 a 2014 arrastrábamos tasas negativas en el crecimiento de la demanda, a cierre de agosto 2015 tenemos un crecimiento del 3,4 %.

De dicho crecimiento, casi el 56 % viene motivado por factores climatológicos, por lo que más de la mitad de la mayor demanda de energía en 2015 no puede atribuirse a factores económicos.

Sin embargo, un 41 % de este crecimiento (1,4) se produjo por el mayor crecimiento económico nacional. Y el 3 % restante se lo debemos a la mayor laboralidad.

Esto termina con los argumentos de todos aquellos que niegan la recuperación y el crecimiento. Además, si vemos los años anteriores, en 2014 casi el total del crecimiento negativo en la demanda de electricidad se debió a factores climatológicos, y no a factores económicos. Lo cual implicaba ya en sí una recuperación de la economía, en tanto que en los años 2011, 2012 y 2013 era la influencia negativa de la situación económica la que arrastraba a la baja el crecimiento de la demanda energética.

Estos datos pertenecen al sistema eléctrico peninsular, si bien la situación en los sistemas extrapeninsulares es muy parecida, arrojando crecimientos tanto en Canarias (1,4 %) como en Baleares (6,6 %).

Los procesos de producción que han usado esta energía pueden haber generado bienes y servicios que ya se han consumido (imaginemos la actividad de una panadería con horno eléctrico), lo cual responde a una mayor demanda actual, o bien pueden haber generado bienes de equipo que se vayan a vender en el futuro (por ejemplo, la producción de un vehículo en una factoría automovilística), lo que significa una previsión industrial de ventas futuras.

Aquí debemos reseñar que el PIB, pese a no ser un buen indicador real, puesto que no contabiliza los bienes en proceso de producción, solo los terminados, cerró 2014 con un crecimiento del 1,4 % (dato que reafirmaría el menor peso negativo de la actividad económica en la menor demanda eléctrica en dicho año), y en el segundo trimestre de 2015 arroja un crecimiento anual del 3,1 %.

En la parte de energía no utilizada en procesos productivos o prestación de servicios, sino en los hogares y mercado residencial, debemos indicar que una mayor demanda obedece a una mayor disposición de renta por parte de los ciudadanos. 

En definitiva no podemos negar el crecimiento y la recuperación real de nuestra economía tanto en la actualidad, como desde 2014.

Vía | Red Eléctrica de España

Más Información | Periódico de la Energía   Datos Macro

Imágenes | Elaboración Propia y Pixabay

Derecho y Electricidad. Conoce tu tarifa eléctrica.

DERECHO Y ELECTRICIDAD. CONOCE TU TARIFA ELÉCTRICA.

Si tenemos en cuenta que una vivienda de tamaño medio, donde vivan 3 personas, con iluminación, frigorífico, horno microondas, horno eléctrico, lavadora, vitrocerámica y televisión, mantiene contratada una potencia de 4,6 kW, y contando con una media de 1.000 horas de utilización al año de dicha potencia, tendríamos un coste de 4.600 kWh al año. La valoración económica de dicha energía ascendería a 598 € al año en el término variable de la factura (suponiendo un precio medio de 0,13 €/kwh). La valoración del término fijo de potencia sería de 193,2 € al año (con un precio de 42 €/kW). Si le sumamos el Impuesto Eléctrico, el IVA, el alquiler del contador o conceptos adicionales como la energía reactiva, un hogar de estas características pagaría no menos de 1.000 € al año en energía eléctrica. Si el hogar fuese un poco más grande, o contase con aire acondicionado, calefacción eléctrica, puestas eléctricas elevadoras, ascensor, o elementos como una alarma encendida todo el año, el coste se podría elevar hasta los 1.500 € o 2.000 € anuales.

El Real Decreto 216/2014 publicado en el BOE del 29 de marzo y cuya aplicación no ha tenido lugar sino hasta este pasado jueves 1 octubre (se han alargado plazos para que las compañías puedan adaptar sus sistemas a la nueva facturación) convierte la tradicional factura eléctrica en un “maremágnum” difícil de entender y dónde cada hora del día se factura a un precio distinto.

Si siempre ha sido necesario conocer el desglose de nuestra factura eléctrica, ahora resulta más importante que nunca, puesto que se trata de un relevante coste de nuestro hogar que debemos gestionar lo mejor posible.

TARIFA DE ACCESO.

En primer lugar tenemos que tener en cuenta la Tarifa de Acceso que nos corresponde. La electricidad se produce en las centrales generadoras y llega hasta nuestros hogares y empresas a través de la red eléctrica. Por ser el modelo técnicamente más eficiente, la electricidad viaja en alta tensión a través de grandes distancias, siendo el propietario de esta red de transporte la empresa semipública Red Eléctrica de España (REE). Una vez llega a las subestaciones cercanas a los núcleos urbanos o polígonos industriales, se distribuye por la red de media tensión de las compañías distribuidoras eléctricas (Endesa, Unión Fenosa, Iberdrola, Viesgo, etc…). Por último, los transformadores de las compañías pasan la electricidad a baja tensión, y la distribuyen mediantes redes de baja tensión por las calles de nuestros municipios hasta nuestro hogar o negocio.

El R.D. 1955/2000 y el R.D. 1164/2001 prescriben que según la potencia contratada que tenga un hogar o industria, y según acceda a la red en alta o baja tensión, su “tarifa de acceso” será distinta:

tarifas de acceso

(BT es U <= 1 kV y AT es U > 1 kV)

Así, según la tarifa que corresponda a nuestra instalación, nos corresponderá contribuir a los costes de mantenimiento de la Red en unos determinados importes que se fijan legalmente. Por lo que un primer componente de la tarifa eléctrica es el precio de estos llamados “peajes” de acceso.

Los hogares, por la potencia que necesitan los distintos elementos eléctricos que contienen, suelen estar contratados en tarifas 2.0 A y 2.1 A pues lo habitual será que las instalaciones familiares tengan menos de 15 kW de potencia.

ESTRUCTURA DE LOS PEAJES DE ACCESO.

Estos peajes de acceso, según el R.D. 1164/2001 son los siguientes:

peajes

Así, se paga una cantidad por la potencia contratada, también llamado término fijo, pues se paga todos los meses un mismo importe por acceder a esta Potencia.

En segundo lugar, pagamos por la energía que efectivamente consumimos, lo cual se suele llamar también término variable, pues su importe dependerá del consumo de kWh que hagamos cada mes.

Por último, la energía reactiva es la distorsión de la corriente en la Red que genera nuestra instalación, y por la cual también se paga un importe. Si bien en el caso de los suministros en 2.0 A y 2.1 A no se aplica.

COSTES DE MERCADO.

Por último, a los peajes de acceso se le suma por parte de nuestra compañía comercializadora los costes de la energía consumida. Así, en el término de energía activa, además del peaje regulado por Ley, se suma el importe que a la comercializadora eléctrica le cuesta adquirir la energía en el mercado , más su margen de beneficio. Y en el término de potencia también se introduce a veces un pequeño recargo, por los costes de gestión que tiene la compañía.

ALQUILER DEL CONTADOR E IMPUESTOS.

Por último, se añaden a la factura el precio del alquiler del equipo de medida (contador) que es obligatorio tengan todas las instalaciones (R.D. 1110/2007). Así como el IVA y el Impuesto Eléctrico.

DISCRIMINACIÓN HORARIA.

Tanto la tarifa 2.0 A como la tarifa 2.1 A se pueden contratar con discriminación horaria. Ello significa que, en vez de tener un precio fijo todo el día, se cobran dos precios distintos, uno más barato que el general, llamado Valle, entre las 10 de la noche y las 11 de la mañana (en verano 11 de la noche a 12 del mediodía); y otro horario llamado Punta el resto del día Contratar la discriminación horaria es recomendable cuándo una parte importante del consumo de nuestro hogar o pequeño negocio se produce en las horas Valle.

MERCADO REGULADO O MERCADO LIBRE.

Nuestros suministros en 2.0 A y 2.1 DHA pueden estar contratados en “mercado regulado” que es aquél en el que el Gobierno pone los precios (PVPC o TUR). O en “mercado libre” que significa que pactamos un contrato de mutuo acuerdo con nuestra compañía, y los precios por tanto serán los que ésta nos ofrezca en cada momento (los contratos suelen ser anuales).

En los suministros de más de 10 kW de Potencia (2.1 A) que están en “mercado regulado” se les aplica un recargo del 20 %, pues hace años se decidió incentivar el “mercado libre”. Los suministros de menos de 10 kW (2.0 A) sí que pueden acogerse al “mercado regulado” sin recargos, pues el legislador busca proteger a los pequeños consumidores, si bien reiteramos que el deseo de la ley y de los distintos gobiernos hace años ha sido el de que los consumidores pasemos a un libre mercado, pues se entiende que este proporcionará mejores precios por la vía de la competencia entre las comercializadoras eléctricas.

MERCADO REGULADO.

Así, si nuestro hogar de menos de 10 kW está en mercado regulado, la última reforma del Gobierno que como dijimos al principio entró en vigor el 1 octubre consiste en que cada hora del día se aplicará un precio distinto, el precio marcado para dicha hora en el Pool o mercado mayorista de la electricidad. Los suministros a los que se aplica dicho precio son los que tengan ya instalado el nuevo “contador inteligente”, que diferencia la energía consumida en cada una de las 24 horas del día.

En los suministros que aún no dispongan de los nuevos contadores digitales, y por el contrario mantengan contador analógico, se cobrará el precio medio del Pool correspondiente al período facturado.

MERCADO LIBRE PARA LOS HOGARES.

Por tanto, el precio resultante no lo podremos saber de antemano, sino que fluctuará según el precio oscile en el mercado en las horas del día en las que consumamos la electricidad.

La forma de evitar esta fluctuación de nuestra factura eléctrica es pactar un contrato con una comercializadora eléctrica, que nos ofrecen en cada momento distintas ofertas tanto en la modalidad de precio fijo todo el día, como en la modalidad de discriminación horaria. Desde luego, el precio fijo que pactemos en la oferta contratada con nuestra compañía podrá salir mejor o peor que el precio al que resulte el mercado, pero sabremos de antemano el precio al que consumimos, y las horas a las que hacer uso para abaratar nuestra factura.

Los peajes de la Electricidad en España

Según estudios de la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) de cada 100 euros que pagamos en la factura de electricidad, en torno a 37 euros son el coste real de energía eléctrica que nuestra compañía comercializadora nos cobra por el suministro, otros 41 euros son para pagar los peajes, y por último los 22 euros restantes son impuestos.

COSTE ELECTRICIDAD 1

Respecto de los 37 euros del coste de la energía,nuestra compañía comercializadora(Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, etc…)compra la energía a los generadores (Centrales Nucleares, Térmicas, Eólicas, Solares, etc…) y nos la vende después a los clientes. En los 37 euros están incluidos por tanto los costes de producción y el margen comercial de generadores y comercializadores.

En cuanto a los 22 euros de impuestos, tenemos aquí el IVA, el Impuesto Eléctrico y el alquiler del contador (en este estudio de la CNMC se consideró de tal manera).

Pero ¿Qué son los peajes? Suponen la mayor parte de la factura eléctrica, un 41 % del total de nuestra factura de la luz, pero es poco conocido el desglose de éste concepto. Generalmente se asocian a los costes de transporte y distribución de la energía eléctrica, desde las centrales generadoras hasta los hogares y empresas. Pero como vamos a ver a continuación este coste es solo una parte del total.

La realidad es que bajo este concepto se agrupan hasta 20 costes distintos, de los cuales unos corresponden a la infraestructura de distribución, transporte y organización del mercado eléctrico y las redes, y otros muchos son el resultado de las políticas energéticas que han llevado a cabo los distintos Gobiernos en las últimas décadas.

Este cuadro, perteneciente al informe del mercado eléctrico que elaboró el Observatorio Critico de la Energía (asociación de jóvenes ingeniero y estudiosos del sistema eléctrico) nos desglosa los costes englobados en la componente regulada de la factura eléctrica con un buen nivel de detalle:

peajes electricidad

Analicemos las distintas partidas que componen los peajes.

  1. Transporte y Distribución: Esta partida está destinada a remunerar los costes de inversión, mantenimiento y operaciones en que incurren las compañías propietarias de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, que llevan la misma desde las unidades generadoras hasta los consumidores finales. Las infraestructuras necesarias son principalmente las subestaciones, las redes de alta y muy alta tensión, las redes de media tensión, los centros de transformación y las redes de baja tensión.
  2. REE, OMEL Y CNE. Aquí se aglutinan los costes de infraestructura de Red Eléctrica de España, en cuanto a su labor de operador del sistema, encargándose de organizar el sistema eléctrico para que en todo momento esté casada la generación con la demanda en tiempo real, y no existan cortes o interrupciones del suministro. Junto con los costes de OMEL y OMIE, las compañías que operan el mercado donde se compra y vende la energía eléctrica. Y por último los costes del regulador del mercado, labor desarrollada antes por la CNE (Comisión Nacional de la Energía) y hoy traspasada al “superregulador” CNME (Comisión Nacional de los Mercados).
  3. Compensación Extrapenínsular. La generación de electricidad en las Islas Canarias y en las Islas Baleares es más cara que en el sistema peninsular, por distintos motivos, como la falta de interconexión con el sistema peninsular, y entre islas. Esta partida va destinada a cubrir el desfase entre el coste real de la energía en estos subsistemas, y el precio que pagan los usuarios de la misma (el mismo precio que en la península).
  4. Régimen Especial. La generación llamada “de régimen especial” es aquella donde los generadores son instalaciones de menos de 50 MW que utilizan como energía primaria renovables o residuos. Todas las subvenciones y primas que los distintos gobiernos han destinado a incentivar, de una u otra manera, este tipo de generación considerada más respetuosa con el medio ambiente, se engloban en esta partida.
  5. Industria del carbón. ELCOGAS. El carbón nacional es más caro, y muchas veces de peor calidad, que el que las centrales generadoras pueden comprar en el extranjero. Para que los productores nacionales no dejasen de consumir el carbón español, los distintos gobiernos han subvencionado su uso, vía primas al consumo de carbón nacional y al stock de carbón español. Aquí encontramos por tanto su coste. También se incluye en esta partida el plan Elcogas, un proyecto piloto en Puertollano (Ciudad Real) que genera energía con ciclo combinado de carbón, y que logra menos emisiones de CO2; siendo el proyecto deficitario, se subvenciona por considerarse de relevancia para el desarrollo de esta tecnología.
  6. Industria nuclear. En esta partida se engloban la moratoria nuclear y el stock estratégico de uranio. Desde 1984 los distintos gobiernos nacionales han detenido buena parte de la generación con energía nuclear, alegando motivos de seguridad y medio ambiente, y encontramos aquí los costes de dichas políticas.
  7. Costes de Transición a la competencia. Entre 1988 y 1997 hubo un sistema de transición del mercado nacionalizado al mercado libre, denominado Marco Legal Estable, donde los consumidores pagaban una tarifa que no alcanzaba al coste real de la generación de la energía, estando aquí recogida la deuda del Gobierno con las compañías por dicho motivo.
  8. Déficit de Tarifa. Desde 1997 hasta 2009 se produjo la liberalización paulatina del sector eléctrico, siendo inferior las tarifas que pagaban los consumidores al coste real, y recogiéndose aquí la deuda del Gobierno con las compañías por tal motivo.

peajes

En definitiva, el 63 % de lo que pagamos en Electricidad no corresponde a la energía eléctrica que consumimos, sino a los costes del sistema, así como a los costes de las distintas políticas energéticas que han seguido los gobiernos de España desde el año 1982.

Vía | Observatorio del mercado eléctrico

Más Información | Red Eléctrica de España  OMIEImágenes | Observatorio del mercado eléctrico  Pixabay y Elaboración Propia.

Potencia y Energía eléctrica en España.

La energía eléctrica es básica en nuestra vida, si miramos alrededor ahora mismo seguro que nos encontraremos con equipos que funcionan con electricidad. El mundo tal y como lo entendemos no podría existir sin la energía eléctrica. Y como también sabemos no existe a día de hoy la tecnología que permita almacenar en grandes cantidades y durante mucho tiempo la energía, por lo que la misma debe generarse en el mismo momento en el que la necesitamos.

La potencia instalada es la capacidad de generación de energía existente en un país que permite abastecer la demanda eléctrica de sus empresas, serivicios y ciudadanos en cualquier momento. Las fuentes de generación de una nación que desee no sufrir interrupciones ni apagones deben cubrir holgadamente la demanda potencial de energía y mantener una adecuada diversificación en su estructura.

La Potencia instalada en la península a cierre de 2013 según el informe de Red Eléctrica de España (REE) era de 102.395 MW y se estructuraba de la siguiente manera:

Fuentes Generación Energía

La producción de energía eléctrica denominada de Régimen Especial es la generación solar, eólica, hidráulica, cogeneración, biomasa y de tratamiento de residuos. Este tipo de generación se ha promovido por los distintos gobiernos de España desde el año 1997 (Ley 54/1997 del Sector Eléctrico) frente a la generación tradicional o de Régimen Ordinario, que aglutina la generación nuclear, con carbón y ciclo combinado.

El resultado de la incentivación de las energías de Régimen Especial es que la Eólica y la Hidráulica suman un 41,7 % del mix de generación eléctrica en nuestro país.

La implantación de estas fuentes de generación, como la solar, la eólica, hidráulica o cogeneración se ha subvencionado fuertemente por los distintos gobiernos, puesto que en muchos casos no pueden competir en costes ni en eficiencia con las fuentes de producción tradicionales. Otra fuente de generación que ha sido fuertemente subvencionada es la de producción con Carbón, para ayudar a la cuenca minera asturiana principalmente.

Al margen de hacer aquí valoraciones sobre la idoneidad de la incentivación para la creación de este mix nacional, lo primero que cabe pensar al ver la distribución del mix energético es que la mayor parte de la energía eléctrica que consumimos se produce por las centrales de ciclo combinado, las eólicas, las centrales hidráulicas y la generación con carbón (que suman casi un 80 % de la potencia instalada).

Llegados a este punto debemos señalar la diferencia evidente entre Potencia y Energía: la potencia es la capacidad para producir energía, pero si no se pone en funcionamiento dicha potencia no se generará energía alguna.

Esto quiere decir que, si tenemos 22.834 MW de potencia eólica instalada y no sopla el viento, la energía producida por esta fuente es de cero MWh. Si tenemos 6.656 MW  de potencia solar instalada y no sale el sol, la energía producida por esta fuente es de cero MWh). Si tenemos 19.865 MWH en potencia hidráulica instalada y no es un buen año de lluvias, la energía realmente producida será muy inferior a la potencial.

Por tanto, el resultado es que la energía producida en el ejercicio 2013 tuvo una distribución distinta del potencial del mix energético. La energía total demandada fue de 246.313.000 MWh, que abreviaremos en 246.313 GWh, y se generó de la siguiente manera:

generación electrica 2013

Mientras que la generación nuclear supone un 7,7 % de la potencia instalada, produjo sin embargo casi la cuarta parte de la energía consumida en 2013. Hay que señalar que como nos dice el mismo informe de REE fue un buen año de lluvias y viento, porque la eólica nunca había estado a la cabeza de la generación, sino que lo habitual en años anteriores según las condiciones climatológicas era una mayor generación con Carbón y Ciclo Combinado. Por ejemplo en 2010 la eólica, que ya representaba más del 20 % de la potencia instalada peninsular, contribuyó solo en un 14 % a la generación total de energía de dicho año.

La Energía Nuclear se revela como la fuente más barata y eficiente de generación eléctrica. Como ya hemos dicho, ostentando menos de un 8 % del total de potencia instalada consigue generar más de un 23 % del total de la energía demandada. Su fuente de generación es más barato que el carbón y el gas. Y la cuestión principal, puede funcionar más horas de manera ininterrumpida que el resto de tecnologías. Así por ejemplo, si no sopla el viento durante muchas horas, no se mueven los molinos, y hay 22.834 MW inutilizables. Mientras que llueva, nieve, esté nublado o salga el sol, sea de día o sea de noche, los 7.884 MW de generación nuclear pueden funcionar y generar la energía que cada día necesitamos.

Por último, señalar que si dividimos la energía generada en dos grupos, el de energías tradicionales y en el de energías de régimen especial, las de régimen ordinario generaron 155.695 GWh del total, mientras que las de régimen especial aportaron 110.846 GWh. Es decir, las fuentes de generación que más nos han costado vía subvenciones (déficit de tarifa) son las que menos sumaron en 2013 al total de generación.

Vía | Red Eléctrica de España Informe Anual 2013

Más Información |  El sistema eléctrico en España  Manuel Fernandez Ordoñez Blog

Imágenes | Elaboración propia  Flickr

Funcionamiento del Mercado Eléctrico en España

EL MERCADO ELÉCTRICO

La electricidad es una de las principales formas de energía que alimentan el mundo en el que nos movemos. Por lo tanto, su precio afecta sobremanera en la cuenta de resultados de cualquier compañía, pero ¿cómo se fija el precio del kilowatio eléctrico en cada momento? ¿Cómo funciona el mercado eléctrico?

En primer lugar, debemos aclarar que existen mercados “spot” o al contado, y mercados “fordward” o a plazo. Estos últimos son mercados para precios futuros. Y los mercados al contado son aquéllos en los que se fija el precio actual. Aunque existe una relación directa entre ambos, y las grandes compañías eléctricas utilizan los dos tipos de mercados, nuestro objeto de estudio en este ensayo va a ser el mercado al contado.

Y dentro de los mercados al contado debemos diferenciar en España entre los siguientes mercados: PVPC y Pool. El PVPC es el sistema de fijación de precios para los suministros de menos de 10 kW y que no están en mercado libre, esto es, están en el sistema regulado por las autoridades públicas. Suelen ser los suministros particulares, de viviendas y mercado residencial.

Por su parte, el Pool es el mercado eléctrico principal, donde se determina el precio del Megawatio para todos los oferentes y demandantes. Uno de los componentes del mercado PVPC es el precio determinado en el Pool. Dentro del Pool existe un mercado diario, que fija el precio para cada día, y que constituye el sistema principal. Y un mercado intradiario, que es una negociación posterior a la del mercado diario, donde se ofertan y demandan precios para excesos y déficit de energía.

Nuestro ensayo va a describir de manera breve y concisa el funcionamiento del Pool en España.

EL OPERADOR DEL MERCADO

OMIE es la empresa que gestiona el mercado eléctrico. Se encarga de recibir las ofertas de los generadores de electricidad, y casarlas con la demanda de los compradores de electricidad, a través de la fijación de un precio marginal o precio de mercado.

El mercado eléctrico no es un mercado libre, sino que está regulado e intervenido por el Estado, quién determina el funcionamiento del mismo, fijando las reglas de determinación del precio que vamos a ver a continuación. OMIE se encarga cada día de casar oferta y demanda mediante la observancia de las reglas fijadas por el Gobierno.

EL MERCADO DIARIO. AGENTES DEL MERCADO

La característica principal de la electricidad es que debe generarse en el mismo momento en el que se consume. No se puede generar electricidad hoy, almacenándola hasta que se consuma, no existe dicha tecnología. Por lo tanto, la central eléctrica debe generar la electricidad en el mismo momento en el que nosotros encendemos la televisión, o necesitamos utilizar nuestras máquinas.

Ello conlleva que la oferta de energía deba ajustarse de manera exacta  a la demanda, puesto que de otra manera los kilowatios generados y no consumidos se perderían. O en sentido contrario, no se generarían los kilowatios suficientes para atender la demanda en cada momento.

Así, la oferta de electricidad se realiza cada día para el día siguiente. Y los demandantes acuden a comprar en contrapartida cada día la energía que necesitarán el día siguiente. Esto es el mercado diario.

Los oferentes de energía eléctrica son las empresas que generan electricidad a través de centrales nucleares, molinos de viento, centrales hidráulicas, paneles solares, o centrales de ciclo combinado, por ejemplo. Y los demandantes son las compañías comercializadoras de energía, que comprarán a los productores para suministrar después a sus clientes, los consumidores finales. También acuden directamente como demandantes las grandes empresas que consumen mucha energía, y a las cuáles les puede salir rentable utilizar recursos propios para comprar directamente en el mercado en vez de a través de un comercializador, en base a su nivel de demanda y sus economías de escala.

FIJACIÓN DEL PRECIO MARGINAL EN EL MERCADO DIARIO.

Cada día se subastan las 24 horas del día siguiente. Oferentes y demandantes “lanzan” ofertas al mercado (de ahí el nombre de Pool, que significa piscina en inglés). Los productores y compradores pueden hacer estas ofertas divididas en 25 tramos en cada hora y el resto de producción en tramos crecientes.

Respecto de la Oferta, debe seguir según normativa el siguiente orden:

  1. Primero entran los Megawatios (MWh) ofertados por las centrales nucleares.A causa de la inercia térmica, y a su tecnología de funcionamiento, una parada y arranque sale más caro que mantener continuamente el servicio. Estos MW se ofertan a precio cero, por lo que finalmente recibirán el precio que determine el mercado.
  2. En segundo lugar entran las energías renovables determinadas por ley, como las eólicas o las solares. Sus costes variables son casi nulos (no se alimentan con combustible, sino con aire o con luz) por lo que siempre les será rentable vender energía (aunque la amortización de sus costes fijos es muy superior, incluso más que la vida útil de los propios activos; de ahí parte de su ineficiencia, y del sistema de subvenciones para su promoción). Estos MWh se ofertan también a precio cero, por cuánto al igual que las nucleares recibirán el precio de mercado.
  3. En tercer lugar entran los MWh ofertados por las centrales de ciclo combinado, como las de Gas o de Carbón. Estas serán las que cubran la demanda total, y marquen el precio del mercado., como las de Gas o de Carbón. Estas serán las que cubran la demanda total, y marquen el precio del mercado.

El efecto de esta regulación es que, si para un día determinado se demandan 100 MW y se ofertan 80 MWha precio cero, entre nuclear y renovables, el precio final tenderá a ser más bajo que el que se hubiese fijado en un mercado libre, puesto que solo 20 MW generados con gas o carbón, los combustibles más caros de producción, determinan el precio final o de mercado, llamado <<precio marginal>>. Esta es la finalidad teórica de la normativa que regula el mercado, esto es, reducir el precio marginal para los compradores y primar la oferta de energías renovables (aunque debemos decir que, como la teoría económica demuestra, sería más eficiente la asignación realizada por un libre mercado).

Todos los MWh demandados se casan por tanto con los MWh ofertados, hasta que la casación de la oferta y la demanda se encuentran en un punto que marca el precio marginal. Este precio será el que recibirán todos los generadores que hayan lanzado (ofertado) MWh al Pool.

CONTRATOS BILATERALES

Una vez determinado el precio Pool, se añaden a la negociación los contratos bilaterales o de largo plazo. Estos son contratos suscritos directamente por un productor y un comercializador.

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

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

La característica principal de la electricidad es que debe generarse en el mismo momento en el que se consume

PROGRAMA DIARIO VIABLE DEFINITIVO

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

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

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

MERCADO INTRADIARIO.

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

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

 

PROGRAMA HORARIO FINAL

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

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

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

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

EL COSTE DE LOS DESVIOS

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

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

EL PRECIO FINAL EN LA FACTURA

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

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

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

SITUACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.

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

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

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