Cosa Pública

Sistema eléctrico español: Déficit de tarifa y primas

Fuentes: CNMC, CNE, REE, UNESA, OMEL y Eurostat (actualizado el 3/4/2022)  

Índice

1.- Introducción.(subir)

En esta página se comentan los siguientes aspectos relacionados con la electricidad en España:

Actualmente el sistema eléctrico español tiene tres grandes problemas:

También es un grave problema el que en España, y sobre todo en Cataluña, sea prácticamente imposible construir una línea eléctrica de alta tensión. Los ecologistas, los ayuntamientos y muchos políticos se empeñan en impedirlo y lo triste es que lo consiguen o al menos logran retrasarlas décadas.

Señalar que hasta 2015 el saldo de intercambios internacionales de energía eléctrica ha sido exportador (más de 11.000 GWh en 2008 y 2012). Desde 2016 sucede lo contrario, e importamos más que exportamos (11.102 GWh en 2018, 6.862 en 2019 y 3.280 en 2020). El saldo es desfavorable con Francia. Con Portugal y Marruecos depende del año.

Cuanto mayor sea la potencia instalada en eólica y solar mayores serán los periodos en que es necesario importar energía eléctrica. Y mayor será mayor el número de centrales de gas en reserva, para cuando no hay viento.

La CNE (ahora CNMC) define al régimen especial como un tratamiento que se otorga a la producción de energía eléctrica procedente de instalaciones cuya potencia instalada no supera los 50 MW, que utilizan fuentes de energía renovables (solar, eólica, hidráulica, y biomasa), residuos y cogeneración. En 2021 el 46 % de la electricidad generada en España correspondió a este régimen. Esta energía es cara. Salvo casos puntuales no es competitiva y su existencia se debe a que está subvencionada (prima).

Resaltar que no debe asimilarse régimen especial con energías renovables. En el régimen especial hay energías renovables (eólica, solar, etc.) y otras como la cogeneración que no lo son. Aunque toda la energía hidráulica es renovable, la mayoría de la misma, la hidráulica de gran capacidad (no está subvencionada), pertenece al régimen ordinario, mientras que la de pequeña capacidad (inferiores a 50mW de potencia) pertenece al régimen especial.

El resto sería el régimen ordinario. Corresponde a la energía eléctrica procedente de centrales: nucleares, de carbón, fuel, gas y gran hidráulica. En 2021 el 54 % de la electricidad generada correspondió a este régimen.

Dentro del régimen especial, la solar es la más subvencionada. El causante de esta subvención es Zapatero (decreto 661-un decreto de aficionados-), siendo Clos su Ministro de Industria y en consecuencia del enorme crecimiento de instalaciones fotovoltaicas en España. El decreto 1578, bajo Miguel Sebastián, introdujo las primeras reducciones de primas. Para hacerse una idea de este boom decir que en 2008 se instalaron 2.716 MW de fotovoltaica, equivalente a la suma de las centrales nucleares de Garoña (466 MW), Vandellós (1.087) y Cofrentes (1.092). 2.645 MW entre las tres. Y lo peor de todo, gracias al buenismo de Zapatero, es que una vez que las instalaciones realizadas alcanzaron lo previsto (371 MW para el subgrupo b.1.1) se permitió que continuase la instalación de mas fotovoltaica, creándose una nueva burbuja. Como curiosidad, destacar que la mitad de los paneles solares producidos en esa época en el mundo eran para España. El ministro Soria, aparte de otras medidas, creró un impuesto del 7% a la producción de electricidad y convirtió en definitivas las medidas de Miguel Sebastián.

2.- Datos del sistema eléctrico.(subir)

Este primer grafico presenta la potencia eléctrica instalada en España, a final de cada año, desde 1990. Puede destacarse que:

Evolución anual de la Potencia Eléctrica instalada en España

El siguiente gráfico presenta la evolución de la potencia instalada en las distintas tecnologías del Régimen Especial. Al final de 2021 la eólica representa un 53% del régimen especial. La fotovoltaica un 28%.

Evolución anual de la Potencia Eléctrica instalada en España

El grafico nº 1 presenta la evolución de la energía eléctrica producida en España desde 1995. Puede destacarse que:

Producción anual de energía eléctrica en España

El gráfico nº 2 presenta la energía eléctrica producida en España por el régimen especial. Este régimen comprende:

Régimen especial eléctrico: producción anual

La gran mayoría de los GWh generados por el régimen especial se deben a la eólica. En 2021, el 23 % del total o el 50% respecto del regimen especial. Y a la de cogeneración (10 y 22 %respectivamente). La solar fotovoltaica representó ese año el 8 y 17% y la termoeléctrica el 2 y 4%.

La primera instalación solar termoeléctrica es del 2007

El Gráfico nº 3 presenta el desglose por régimen y tecnología de la energía eléctrica producida el último año.

Producción anual de energía eléctrica en España por tecnología

El régimen especial produjo el 46 % del total de la energía eléctrica generada en 2021 y dentro de este la energía eólica el 23 %. La solar fotovoltaica (la de los paneles solares que vemos en el campo) fue solo el 8 %.

El gráfico 15 refleja el nº de intalaciones de solar FV (fotovoltaica) y la producción anual correspondiente.

Número de centrales de energía solar fotovoltaica y producción de las mismas

El año 2012 finalizo con 59.884 instalaciones en funcionamiento. Este nº creció exponencialmente en 2007 y 2008. Con ellas el desastre se presentó en toda su magnitud. En el periodo 2019 a 2021, aunque el nº de instalaciones se mantiene, la potencia se triplica. Esa es la causa de que en 2021 se alcanzasen los 20.000 GWh producidos por la fotovoltaica. 2021 finalizó con 61.323 instalaciones

¿Por qué este crecimiento? ¿Tendrá que ver con la prima? ¿Será esta desorbitada? La respuesta es que las condiciones fijadas por el Estado, durante el gobierno de Zapatero, eran tan atractivas que permitían amortizar la inversión en menos de 10 años, quedando, al menos otros 20, para forrarse. La ley garantizaba la compra de toda la electricidad producida a una tarifa desorbitada durante los primeros 30 años de funcionamiento de la instalación. Dicha tarifa se actualizaba anualmente en base al IPC-0,25% hasta el año 2012 y el IPC -0,50% a partir del año 2012 y eso hasta que la instalación cumpliera 25 años. En el apartado 4 se recogen esta tarifas.

¿Como era aquella fabula de? "A un panal de rica miel ... "

El gobierno del PP aprueba los Decretos 9/2013 y 413/2014 y Ley 24/2013 con el objetivo de contener esta sangría. Varios grupos inversores han demandado al gobierno por estos cambios legislativos.

Los gráfico 4 y 5 presentan la evolución del precio de la electricidad en varios países europeos.

Precio de la electricidad para consumidores domésticos Precio de la electricidad para consumidores industriales

Hasta el 2004 España era uno de los países europeos con la electricidad más barata. Desde entonces y hasta 2014 el precio no paró de subir. Desde ese año y en particular para el consumidor industrial el precio ha disminuido. Actualmente, para los consumidores industriales España aún se encuentra en la banda baja de precios. Para los consumidores domésticos sucede lo contrario, está entre los más caros.

3.- Primas al régimen especial eléctrico.(subir)

En primer lugar resaltar que únicamente se prima (se subvenciona) la energía eléctrica acogida al régimen especial (no la del régimen ordinario). No debe confundirse régimen especial con energías renovables. En ambos regímenes hay energías renovables y otras que no lo son.

Las energías del régimen especial son:

Ninguna de las modalidades de autoconsumo recibe prima. En la “Modalidad de suministro con autoconsumo con excedentes” se inyecta energía en las redes de transporte y distribución y se cobra por ella (menos de lo que le cobran por la que consume de la red) pero no se cobra prima.

Respecto a las primas pagadas a los productores del régimen especial podemos distinguir dos periodos

a) Hasta 2014

Todas las instalaciones del régimen especial tienen una prima elevada (en particular la solar) y garantizada durante 30 años

Las instalaciones adscritas al régimen especial tienen derecho a vender la electricidad que producen a la distribuidora que les corresponda, recibiendo por ella un precio fijado por ley. Este precio depende de la opción de venta elegida:

La tabla siguiente contiene las tarifas en vigor en 2012 para las energías del régimen especial solar y eólica.

Tarifas, primas y límites de aplicación a partir del 1 de enero de 2012, para las instalaciones de la categoría b1 y b2 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.
grupo Técnología Subgrupo Potencia Plazo Tarifa regulada c€/kWh Prima de referencia c€/kWh Límite Superior c€/kWh Límite Inferior c€/kWh
b.1 Solar FV b.1.1 P < 100 kW primeros 30 años 48,8743      
100 kW < P < 10 MW primeros 30 años 46,3348      
10 < 50 MW primeros 30 años 25,4997      
Solar TE b.1.2   primeros 25 años 29,8957 28,1894 38,1751 28,1936
  a partir de entonces 23,9164 22,5515
b.2 Eólica b.2.1   primeros 20 años 8,127 2,0142 9,4273 7,9103
  a partir de entonces 6,7921      
b.2.2       9,3557 18,2009  

b) Desde 2014

El RD 413 de 2014 modifica el sistema el calculo de las primas. Con la nueva ley la prima pasa a llamarse “Régimen Retributivo Específico” (RRE) y consta de dos sumandos: retribución a la inversión (Rinv) y retribución a la operación (Ro). En los enlaces recojo un informe de Cuatrecasas sobre el tema.

Se modifica el método de cálculo de la prima para disminuirla. Lo cual origina reclamaciones judiciales

Entre 2013 y 2018 no se incluyen nuevas instalaciones en el régimen especial

En 2016 y 2017 se realizan subastas para nuevas instalaciones al amparo del RD 413/2014, con el resultado de que no se percibe retribución específica alguna. Dicho de otra manera, las instalaciones que han entrado en servicio en 2018 y siguientes y que han incrementado la potencia en 15.000 MW (un 40%), no cobran prima.

Gracias a estas medidas el importe anual de la prima se ha contenido desde 2014 y en 2021 es de 6.000 millones de euros.

En las últimas subastas los productores están ofertando precios muy competitivos. Por ejemplo en la subasta de octubre de 2021 se adjudicaron 3.124 MW de renovables (865,77 MW corresponden a la tecnología fotovoltaica y 2.258 MW a la tecnología eólica) con un precio medio ponderado de 31,65€/MWh (3,165 c€/KW) para la tecnología fotovoltaica y de 30,18 €/MWh (3,018 c€/KW) para la eólica. Nada que ver con los precios anteriores a 2012. Ahora son tecnologías maduras mientras que en los años de Zapatero eran un lujo absurdo que aún seguimos pagando.

Según el Confidencial, durante 2020 hubo países con precios ofertados muy bajos. Portugal y Abu Dhabi registraron adjudicaciones por 11,68€/MWh (13,5 USD/MWh), incluso en Qatar se obtuvieron resultados de 13,58€/MWh (15,7 USD/MWh). El caso más particular es el de Portugal, ya que se ganó una oferta de 10 MW de solar fotovoltaica con almacenamiento por 11,42 €/MWh.

Evolución de la Energía  anual del Régimen Especial Primada frente a la NO Primada

3.1.- Datos sobre la Prima

El gráfico nº 7 contiene el valor anual de la prima y su acumulado desde 1988.

Destacar que hasta 2013 la prima anual no ha parado de crecer. En 2010 fue de 7066 millones de euros (mas de un billón de pesetas). En 2013 de 8870. La cantidad acumulada de esta subvención desde 1998 es de casi 100.000 millones de euros. En 2014 dicha prima bajó a 6623 millones de euros (Las reformas del PP en 2013 y 2014 han sido la causa de esta contención). En 2017 y 2018 creció ligeramente y se alcanzaron cifras de 7.078 y 7.153 millones de euros respectivamente.

El total acumulado de esta prima superó los 100.000 millones de euros en 2021 ¡Casi na!

Régimen especial eléctrico: primas anuales y acumuladas

Para hacerse una idea de la magnitud de estas cantidades señalar que:

El gráfico nº 8 contiene la energía producida y la prima correspondiente en 2021 en el régimen especial

Régimen especial eléctrico: primas por tecnología

Lo más destacable es que, año tras año, las energías solares son con diferencia las más primadas. Son las que se llevan la mayor parte de la pasta y las que menos energía aportan.

La solar fotovoltaica (Solar FV) es la que mas millones se lleva y ello a pesar de que su producción es pequeña. En valores absolutos se lleva el doble que la eólica y produce la quinta parte. Esto se debe a que su prima es 10 veces la de la eólica. La prima de la termosolar es 6 veces la de la eólica.

El gráfico 9 refleja la evolución de la prima para cada tecnología, desde 2010 a 2021, en céntimos de euro por kWh.

Régimen especial eléctrico: primas por kWh y tecnología

De nuevo es de destacar el elevado valor de la prima de las energías solares. 30,9 cent.€/kWh la fotovoltaica, frente a 3,4 la eólica en 2021. Estos valores se han calculado como el cociente entre el importe de la retribución regulada y la energía primada.

El gráfico 10 refleja el precio del kWh pagado a los productores de electricidad del régimen especial en los últimos años (incluida prima).

Este gráfico no distingue entre energía primada y NO primada. En consecuencia y debido a que una parte importante de la energía fotovoltaica de los dos últimos años no está primada, el valor medio disminuye.

En 2020 el precio medio de la fotovoltaica bajó a 19,28 c€/kWh, desde los 35 de años anteriores. Este sería el precio de producción (generación), al que hay que añadir el del trasporte, comercialización, impuestos, etc.

Algunos partidarios de la energía solar dicen que es rentable. Con los datos anteriores puede que sea rentable para los productores; Para los consumidores, la primada desde luego que no. En todo caso sería rentable la eólica que nos cuesta la quinta parte que la solar.

Evolución del precio total (incluida prima) del kWh para cada tecnología del RE

4.- Déficit de tarifa eléctrico. (subir)

El Gobierno fija las tarifas eléctricas para un periodo determinado (anual hasta 2007, trimestral desde entonces). En 2000 sus responsables aprobaban unas tarifas que no incluían todos los costes que las compañías eléctricas aseguraban tener. Se creaba así el déficit de tarifa, una especie de deuda aplazada de los consumidores con las empresas eléctricas. Su objetivo era mantener bajos los precios de la electricidad y evitar efectos negativos en la inflación, la competitividad, así como desgaste político.

La explicación dada por Josep Piqué, ministro de Industria en esa época, sobre el por qué de esta medida es que la situación económica del país era mala y esa era una de las muchas medidas del gobierno destinadas a aliviar la situación de los consumidores (empresas y familias). Añade que dicha medida tenía carácter temporal.

El problema ha sido que, hasta ahora, los sucesivos gobiernos han mantenido esta decisión y el déficit de tarifa ha aumentado cada año.

Este déficit tarifario se produce cuando lo que se paga a través de la factura es insuficiente para cubrir los costes de la electricidad.

Cuando se incurre en déficit, el sistema eléctrico asume esta deuda que, una vez reconocida a las compañías eléctricas, habrá que pagar a lo largo de los años siguientes mediante un incremento del precio en el recibo eléctrico.

En resumen, una parte del coste de la electricidad se dejaba a deber. En todos estos años la cantidad no pagada asciende a 37.506 millones de euros. Esta deuda ha generado intereses y por otra parte se ha ido pagando. A finales de 2016 la deuda eléctrica pendiente de pagar es 23.070 millones de euros.

Déficit de tarifa, anual y acumulado, en millones de euros
  2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Déficit anual 289 100 1.149 0 0 3.830 3.046 1.223 5.819 4.616 5.554 3.850 5.609 3.540
Déficit Acumulado 289 389 1.538 1.538 1.538 5.368 8.414 9.637 15.456 20.072 25.626 29.475 35.085 38.625
Deuda Pendiente       1.700 1.600 6.500 8.700 9.700 14.100 16.500 20.100 21.500 23.500 29.771

 

Déficit de tarifa, anual y acumulado, en millones de euros (Continuación)
  2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Déficit anual -550 -469,3 -422 -150 -96 0 -116                
Déficit Acumulado 38.075 37.606 37.184 37.034 36.938 36.938 36.822                
Deuda Pendiente 26.946 25.056 23.070 20.994 18.852 16.602 14.294 12.182              

 

Régimen especial eléctrico: Déficit de tarifa anual y acumulado

En la tabla y en el gráfico se ve claramente que el gobierno de Aznar mantuvo el déficit de tarifa controlado. En cambio, Zapatero dejó que este creciera hasta valores difícilmente asumibles, creando una nueva burbuja. Se pasó de un déficit acumulado de 1.538 millones de euros en 2004 a 29.475 al final de 2011.

Rajoy ha realizado cambios y ha conseguido invertir la tendencia. Durante 2013 el déficit anual ha sido inferior al de años anteriores y en 2014 y siguientes, en lugar de déficit, se ha conseguido superávit. De 550 millones de euros en 2014 y de 150 en 2017. Según la CNMC "En el ejercicio 2019 ha vuelto a producirse déficit, y se ha llevado a cabo una aplicación del superávit existente para que el ejercicio terminara en equilibrio".

Para hacernos una idea de lo que representan los 38.000 millones de euros acumulados, basta compararlos con los 57.000 millones recaudados por IVA en 2014.

Los superávit indicados anteriormente, mas las amortizaciones realizadas y unos bajos intereses han logrado que la deuda haya disminuido y se sitúe en 18.852 millones de euros a 31/12/2018.

5.- Deuda del Sistema Eléctrico. (subir)

El déficit reflejado en el punto anterior inicialmente era una deuda a las compañías eléctricas. A medida que iba creciendo, el balance de dichas compañías se iba deteriorando, por lo que el gobierno de Zapatero pensó pagarles, al menos una parte. Pero como el Estado no tenía un duro, lo que se hizo fue emitir deuda específica avalada por el Estado. Esta deuda, como cualquier otra, puede ser comprada por bancos, instituciones, etc. El dinero recaudado por estas emisiones se entregó a las eléctricas. Con este mecanismo, la deuda sigue pendiente y lo único que se ha conseguido es cambiar de acreedor.

De la mayor parte de la deuda se encarga el “Fondo para la Amortización del Déficit de Tarifa (FADE)” creado en 2010 y a todo el proceso se le conoce como: “titulación del déficit de tarifa”

El déficit, se deba a unos o a otros, además de amortizar la deuda correspondiente exige pagar intereses que rondan los 1000 millones de euros al año. La bajada generalizada de los tipos de interés ha hecho que los intereses de la deuda eléctrica hayan disminuido los últimos años, siendo de 998 millones de euros en 2015, de 857 en 2016 y de 398 en 2020.

El gráfico nº 12 contiene la distribución de la deuda eléctrica pendiente en diciembre 2020. Esta deuda viva es el resultado del déficit generado, mas los intereses correspondientes, menos las cantidades amortizadas. Su valor en la fecha señalada es de 14.294 millones de euros.

Deuda pendiente de pago en mar-2012, por el déficit de tarifa

A continuación, se muestra un gráfico con la perspectiva histórica y a futuro de la deuda del sistema eléctrico.

De este gráfico es interesante destacar como con Zapatero la deuda se dispara. Rajoy, mejor o peor, pone remedio, evita que siga creciendo y comienza su amortización. Pedro Sánchez, al menos hasta 2021, continúa haciendo lo mismo que Rajoy. Las previsiones son que en 2028 se haya amortizado el total de la misma.

Evolución histórica y previsión a futuro de la deuda del sistema eléctrico

Otros” del gráfico anterior se refiere a los derechos de cobro siguientes: Déficit Peninsular 2000, 2001 y 2002, Déficit Extrapeninsular 2001-2008, Déficit Peninsular 2006 y 2008, Déficit 2009, 2010, 2011 y 2012.

El siguiente gráfico presenta la evolución histórica y previsión a futuro de las anualidades pagadas y a satisfacer para amortizar la deuda del Sistema Eléctrico. Se desglosa en principal e intereses. La tabla siguiente a este gráfico desglosa las anualidades por tido de deuda

Evolución histórica y previsión a futuro de las anualidades para amortizar la deduda del Sistema Eléctrico
Desglose de las anualidades satisfechas desde el 2014, en millones de euros, para la amortización de la deuda del Sistema Eléctrico.
  2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Déficit 2005 282 284 280 285 280 273 290 0
Déficit Ex Ante 97 96 95 94 94 94 94 94
FADE 2.302 2.270 2.216 2.185 2.168 2.088 2.072 2.000
Déficit 2013 251 278 278 278 278 278 278 278
Total 2.931 2.928 2.869 2.842 2.820 2.732 2.734 2.371

5.1.- Mecanismos de financiación del Déficit Eléctrico

Desde 2007 se imponen tarifas eléctricas que hacen que los ingresos sean inferiores a los costes y se asume que esa diferencia sería financiada y pagada por los consumidores en el futuro. A lo largo de los años se establecieron los cuatro mecanismos de financiación del Déficit Eléctrico siguientes.

Cesión a terceros. La normativa permitió que las compañías eléctricas cedieran a entidades financieras el déficit generado durante los años 2000 al 2003 y 2005

Déficit Ex Ante. Para la financiación de los déficit de 2007 y 2008 se recurre a subastas organizadas por la CNE. La crisis de esos años fue la causa de la realización de solo una subasta por 1300 millones de euros.

FADE (Fondo de Titulación del Déficit del Sistema Eléctrico). El decreto-Ley 6/2009 permitió que las empresas eléctricas cediesen los derechos de cobro del déficit al FADE. Esta entidad emite deuda (avalada por el Estado). Con lo recaudado paga a las eléctricas y a cambio se hace con los derechos de cobro. FADE tiene parte de los derechos de cobro de 2003 a 2008 y todos los correspondientes a l déficit de 2009 a 2012.
El plazo de recuperación del derecho es de 15 años.
Resumiendo, FADE por ser titular de derechos de cobro, recibe una anualidad constante a lo largo de los 15 años en que se amortiza la deuda. Por otra parte, FADE ha de satisfacer a sus bonistas un pago anual de intereses y la totalidad del principal en la fecha de vencimiento del bono, que puede ser 3, 5, 7, 10 años, etc.

Déficit 2013. El decreto 1054/2054 estableció que las eléctricas cedían los derechos de cobro del Déficit de 2013 a entidades financieras a un interés fijo del 2,195%

6.- Ideas generales sobre el coste de la electricidad.(subir)

La mayor parte del precio que pagamos en cada recibo de electricidad responde a unas tarifas fijadas por el gobierno. No es un valor fijado por el Mercado, por las leyes de la oferta y la demanda. Seguramente, dicho precio está relacionado con el coste de dicha energía, pero no tiene porque coincidir. En general responderá a los intereses del gobierno de turno.

El coste de la electricidad se desglosa en dos componentes y cada uno de estos en varios más. Entre otros son los siguientes:

En el sistema eléctrico, hay actividades que están reguladas por ser un monopolio natural (transporte y distribución). No tiene sentido que cada empresa vendedora de electricidad tenga sus líneas de alta tensión. Hay otras actividades, en cambio, que están liberalizadas (producción y comercialización).

6.1.- Coste de producción o coste de generación de la electricidad. (subir)

El mecanismo de fijación del precio de generación de la electricidad es complejo y se consigue mediante subasta. De forma simplificada consiste en que diariamente y para cada periodo del día, los productores de electricidad ofertan cantidad de electricidad y precio a OMEL (organismo encargado de la realización de las subastasy filial de OMIE). Por otra parte, los demandantes de electricidad presentan sus ofertas de compra. La electricidad del régimen especial es la primera en asignarse (en principio, esta se considera de precio cero), luego irían el resto cogiendo las mas baratas primero, y así hasta la cantidad de energía eléctrica demandada. El precio que se asigna a toda la electricidad de un periodo (tanto a la del régimen ordinario como a la del especial) no son los ofertados, sino el marginal de la subasta, es decir, el más alto de los casados. Por ejemplo, imaginemos que hay ofertas con precio 2, 3, 4 y 5 y que es suficiente con las energías de precio 2, 3 y 4. En este caso, como el precio más alto ha sido 4, toda la energías de ese periodo se pagarán a 4 (las del régimen especial además de este valor cobrarán la prima correspondiente). Existen otros modelos de mercado, como el "pay-as-bid" donde el productor recibiría el precio que ofertó. La teoría económica, sin embargo, establece que el precio final resultante de ambos mercados sería muy similar. El sistema marginalista de fijación de precios es el establecido en los Países de la OCDE y viene regulado desde Europa.

Las productoras de electricidad, además de acudir a la subasta diaria, pueden vender la energía que han producido directamente a las Comercializadoras.

El mercado diario, tiene por objeto llevar a cabo las transacciones de energía eléctrica para el día siguiente mediante la presentación de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica por parte de los agentes del mercado

El mercado intradiario, tiene por objeto atender, mediante la presentación de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica por parte de los agentes del mercado, los ajustes sobre el Programa Diario Viable Definitivo.

El problema de la "Garantía de Potencia y Pago por Capacidad" surge del hecho de que la electricidad no es almacenable, lo que obliga a que en todo momento la electricidad producida tiene que ser igual a la demandada. La Garantía de Potencia ha de asegurar que exista suficiente potencia disponible en el sistema eléctrico, para abastecer la demanda en todo momento. Es necesario garantizar que existan y estén disponibles centrales que abastezcan las puntas de demanda. La energía eólica y la fotovoltaica acentúan este problema ya que hay periodos en los que producen electricidad y otros en los que no.

La "garantía de potencia" fue de 6,06 €/MWh en 2011 (un 12 % del precio de mercado diario). La mayor parte de este sobrecoste es achacable a la eólica y a la solar. Ninguno de los partidarios de las “renovables” se hace eco de este coste .

Energía eléctrica: componentes del precio de generación
  Precio medio ponderado diario €/MWh Mercado intradiario €/MWh Restricciones €/MWh Procesos OS €/MWh Garantía potencia Pagos capacidad €/MWh Precio medio ponderado final €/MWh
2002 38,89 -0,130 0,570 1,810 4,51 45,61
2003 30,26 -0,040 0,970 1,550 4,51 37,26
2004 28,74 0,200 1,030 1,190 4,45 35,62
2005 55,73 -0,180 0,550 1,830 4,48 62,41
2006 55,75       4,12 60,93
2007 40,77 0,32 1,34 0,93 3,89 47,25
2008 65,55 0,33 1,66 0,97 1,06 69,57
2009 38,01 -0,02 1,84 0,85 2,33 43,33
2010 38,01 -0,02 2,56 1,22 3,62 45,67
2011 50,8 -0,06 2,08 1,12 6,06 60,02
Ene -Feb 2012 54,09       7,11 64,7

El gráfico 16 recoge una comparación de las primas pagadas al sector especial, con el valor de mercado de la energía (la del regimen ordinario mas la del especial)

El valor de esa energía es lo cobrado por los productores y corresponde al precio ponderado diarío de la tabla anterior.

Resaltar el fuerte crecimiento de la prima a las energías del Régimen Especial en 2008 y 2009 y también que su valor en el 2009 supuso el 68 % del valor de mercado de la energía (del 72 % en el 2010 y de 54 en el 2011)

Comparación del coste de generación de toda la electricidad con las primas al régimen especial

6.2.- Peajes de acceso. (subir)

El gráfico 17 recoge el coste del "peaje de acceso", separando la prima al régimen especial del resto.

Durante los años 2007, 2008 y 2009 el coste aumenta hasta duplicarse. Pasa de 8.159 millones de euros en 2006 a 16.163 en 2009.

Hasta 2008 la prima anual era igual o inferior a la mitad del resto del coste del peaje de Acceso. Del 2008 al 2013 el peso de la prima crece año tras año hasta alcanzar un máximo del 85% en el 2013. En los últimos años el coste de la prima es el 60% del coste de acceso.

Evolución del coste del peaje de acceso, desglosado en prima al RE y resto

 

7.- Precio real de la electricidad (según UNESA). (subir)

Según UNESA (Asociación Española de la Industria Eléctrica) el precio real de la electricidad sólo es el 45,6% de la factura.

De cada 100 euros de factura eléctrica, solo 45, menos de la mitad, corresponden a la energía eléctrica consumida. El desglose de dichos 100 € de factura es el siguiente:

Sobre estos valores destacar que el coste de las primas es similar al coste de generación y superior al de distribución mas transporte, e incluso superior a los impuestos (IVA +IE).

8.- Conclusiones: (subir)

Las instalaciones del régimen especial, impulsadas por los gobiernos de Aznar y sobre todo Zapatero, realizadas entre 1998 y 2012 han sido la ruina del sistema eléctrico español, que costará a los contribuyentes más de 200.000 millones de euros (más de 6.000 millones al año por los 30 años que dichas instalaciones tienen garantizada la prima. 6.000 millones de euros es un 1 billón de pesetas. Recordar que la recaudación anual por IVA o IRPF es del orden de 60.000 millones de euros).

Lo que debería haber sido una experiencia piloto se convirtió en instalaciones masivas que producían poco pero muy caro. Un lujo que nos cuesta un riñón.

En 2009, el ministerio de Industria con Miguel Sebastián, aprobó la futura instalación de 2.400 MW termosolares cuando el objetivo original de la Ley eran 500 MW. Durante 25 años estos 2.400 MW instalados producirán 6,5 millones de MWh/año que nos costarán (a 323 €/MWh, precio de 2012) 2.000 millones de euros al año y en el total de los 25, que por ley hay que pagarles, 50.000 millones de euros (casi lo recaudado por IRPF en un año).

Este tema es un ejemplo de que la herencia recibida de Zapatero se prolonga durante 30 años (dependiendo del tipo de energía: 20, 25 o 30). Por desgracia, los efectos de sus medidas no finalizan con el fin de su gobierno.

Los políticos se han empeñado y han conseguido introducir de forma masiva tecnologías ineficientes y ello a costa de las competitivas. Los culpables de esta nueva burbuja no son la energía solar ni la eólica, son nuestros políticos por hacer lo que han hecho y llevarnos, también en este tema, a la ruina.

Quizás las familias puedan pagar una electricidad cara y en ellas el tema se reduzca a gastar más en luz y menos en otras cosas.

En cambio, para las empresas, una electricidad cara es un factor que contribuye a hacerlas menos competitivas y en consecuencia a que nuestro futuro sea más negro. En particular, empresas como las del sector metalúrgico, que son grandes consumidoras de electricidad, cada vez lo tienen más difícil.

Las energías renovables del régimen especial (las fuertemente primadas) son un lujo que no podiamos permitirnos en esos años. Al menos no en esas cantidades y a esos precios. La práctica totalidad de la energía eléctrica de un país debería corresponder a tecnologías competitivas en precio.
A mi entender a este tema son aplicables los dichos de:

Un problema de la energía solar y eólica es que como el viento y el sol no están siempre, es necesaria la existencia de centrales convencionales de respaldo, a las que hay que mantener para que funcionen en cualquier momento y en consecuencia pagarlas.

El mayor despilfarro corresponde a la energía solar (sobre todo la fotovoltaica) que cuesta 10 veces más. El recibo de la luz de una familia media es de 60 euros al mes. Si este recibo correspondiera a energía solar sería de 600 euros (la misma cantidad que la pensión mínima).

¿Tiene esto arreglo?

En Argentina si. Cristina Kirchner lo arreglaría de un plumazo. Acusaría a los propietarios de las centrales primadas de explotadores de la clase obrera y haría leyes para dejar de pagar primas. Con el déficit de tarifa haría lo mismo. Un país serio, un país en el que haya seguridad jurídica, debe respetar sus leyes, lo cual implica que tenemos que cargar con este problema 30 años.

En enero de 2012, el Gobierno de Rajoy aprobó un Real Decreto Ley por el que suspende temporal e indefinidamente la concesión de primas a nuevas instalaciones de energías renovables, residuos y cogeneración. Este fue un paso necesario para evitar que la bola siguiera creciendo. Durante 2013 y 2014 se toman más medidas. El resultado de todas ellas es que:

¿Por qué ha pasado esto? ¿Por qué tenemos que estar indefensos ante el mal gobierno y los desmanes de los políticos? ¿No podemos exigirles responsabilidades por sus decisiones? Al final de los 30 años nos habremos gastado más de 200.000 millones de euros en primas.

9.- Glosario.(subir)

Régimen especial.

Producción de energía eléctrica realizada en instalaciones cuya potencia instalada no supera los 50 MW, a partir de cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas, siempre que supongan un alto rendimiento energético, o en grupos donde se utilicen como fuente de energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, o residuos no renovables o procedentes de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una potencia instalada igual o inferior a 25 MW, cuando supongan un alto rendimiento energético. La producción en régimen especial está acogida a un régimen económico singular.

Régimen ordinario.

Producción de energía eléctrica procedente de todas aquellas instalaciones no acogidas al régimen especial.

Ciclo combinado.

Tecnología de generación de energía eléctrica en la que coexisten dos ciclos termodinámicos en un sistema: uno, cuyo fluido de trabajo es el vapor de agua, y otro, cuyo fluido de trabajo es un gas. En una central eléctrica el ciclo de gas genera energía eléctrica mediante una turbina de gas y el ciclo de vapor de agua lo hace mediante una o varias turbinas de vapor. El calor generado en la combustión de la turbina de gas se lleva a una caldera convencional o a un elemento recuperador del calor y se emplea para mover una o varias turbinas de vapor, incrementando el rendimiento del proceso. A ambas turbinas, de gas y vapor, van acoplados generadores eléctricos.

Cogeneración

La cogeneración es el procedimiento mediante el cual se obtiene simultáneamente energía eléctrica y energía térmica útil (vapor, agua caliente sanitaria).
La ventaja de la cogeneración es su mayor eficiencia energética ya que se aprovecha tanto el calor como la energía mecánica o eléctrica de un único proceso, en vez de utilizar una central eléctrica y para las necesidades de calor una caldera convencional.
Al generar electricidad con la cogeneración se aprovecha una parte importante de la energía térmica que normalmente se disiparía a la atmósfera o a una masa de agua.

10.-Fuentes: (subir)

9.1.-Enlaces: (subir)

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