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UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

MASTER EN EL SECTOR ELÉCTRICO

PROYECTO FIN DE MASTER

Modelo de gestión del riesgo del

Suministro de Último Recurso de

electricidad en agentes verticalmente

integrados

ÁLVARO GENER DE MANZANOS

MADRID, julio de 2010

Autorizada la entrega del proyecto al alumno:

Álvaro Gener de Manzanos

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Mariano Ventosa

Fdo: Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Michel Rivier

Fdo: Fecha:

Agradecimientos i

Agradecimientos

La presente Tesis es consecuencia y fruto de haber cursado el Master del Sector Eléctrico. En

primer lugar quiero agradecer a Lucía Muñoz Moro y a Julián Calvo Moya, mis responsables

directos en Iberdrola, por el ofrecimiento y las facilidades dadas que me han permitido cursar

este Master.

También quiero agradecer a mi tutor de Tesis en ICAI, Mariano Ventosa, por su

disponibilidad, escucha y sus aportaciones y consejos, que me han facilitado la realización del

trabajo y la consecución de los objetivos que se proponían.

Por último quiero agradecer a mi tutora de Tesis en Iberdrola, Lucía Muñoz Moro por la

sugerencia de la interesante temática, la ayuda en el enfoque del trabajo, los recursos ofrecidos, el

tiempo dedicado y los conocimientos aportados sobre análisis y riesgos que tan relevantes son en

esta Tesis.

A todos ellos gracias.

Madrid, julio de 2010

A Isabel, Pedro y Paloma,

ADVERTENCIA

El presente documento ha sido elaborado por Álvaro Gener de Manzanos para la obtención

del título del Master del Sector Eléctrico en ICAI. Los resultados, conclusiones y puntos de vista

reflejados en este documento son exclusivamente los de su autor y no comprometen ni obligan ni

representan en modo alguno a ninguna otra empresa, persona o entidad.

Resumen iii

Resumen

El día 1 de julio de 2009 las distribuidoras dejaron de suministrar energía eléctrica a

los clientes finales y se convirtieron en un negocio de redes puro. Todos los clientes

finales de baja tensión de menos de 10 kW tienen derecho, a partir de ese momento, a

suministrarse a través de la Comercializadora de Último Recurso, CUR, o bien a través

de otra comercializadora en el mercado libre. Las CUR suministran energía a los clientes

finales de forma regulada por la administración a través de la Tarifa de Último Recurso,

TUR, cuya cuantía es establecida por mecanismos de mercado (subastas CESUR) y

recoge todos los costes incurridos en el suministro eléctrico.

Los cinco principales distribuidores que con antelación a la fecha suministraban

energía han creado sendas Comercializadoras de Último Recurso, incluidas dentro del

área de los negocios liberalizados de las empresas para poder dar este servicio a los

clientes. Los CUR, a pesar de ser un negocio cuyo producto se vende a un precio

regulado, pertenecen a los negocios liberalizados de las empresas eléctricas, por

considerarse que compiten en el mercado libre y porque en definitiva su actividad

entraña riesgo.

En este proyecto se realiza un amplio análisis de las subastas CESUR atendiendo a

precio y curvas de oferta y demanda. Se estudia el precio de la subasta en relación con el

precio de los futuros de electricidad. Se estudia la curva de demanda, analizando la

curva de carga de los clientes CUR.

Tras la celebración de la subasta CESUR, los CUR incorporan un riesgo en el

portfolio. El presente trabajo, propone un método de gestión que traslada el riesgo de

mercado a la empresa generadora y aísla al CUR de este riesgo. Esto permite gestionar

el riesgo del CUR conjuntamente con otros riesgos de las empresas generadoras, las

cuales ya incorporan los recursos necesarios en sus áreas de gestión de la energía. El

método de gestión desarrolla un modelo capaz de realizar análisis por escenarios de los

distintos riesgos que afectan al negocio. El fin último es determinar cuáles son los

principales riesgos a los que está sometido el negocio del CUR, determinar su impacto

cuantitativo en la cuenta de resultados e identificar las acciones que pueden ayudar a

mitigar la exposición de esta actividad.

Summary iii

Summary

From the first of July, distribution companies stopped supplying electricity to final

consumers and they became a full network business. All customers connected to low

voltage networks consuming less than 10 kW have the right, from that moment, to be

supplied by a Last Resort Supplier (LRS), or to contract their energy with another free

supplier. The LRS supply electricity to final customers subjected to a regulated tariff

called Last Resort Tariff (LRT), witch quantity is established by market mechanisms

(CESUR auctions). The LRT must reflect all cost derived from this business.

The five main distribution companies that before this date were supplying electricity,

have created five LRS to continue the business. This new enterprises are included inside

the liberalized businesses of the agents. These companies sell a product whose price is

fixed by the regulator (regulated income) but as they compete in the supply market and

their activity involves risk they joined the liberalised branch of the companies.

This project carries out an extensive analysis of the CESUR auction price and supply

and demand curves. The reader can find a study of the auction price in relation to the

price of electricity futures, a study of the demand curve, analyzing the load curve of the

LRT customers.

Following the conclusion of the CESUR auction, the LRS incorporate a risk in the

portfolio. This thesis proposes a management approach which shifts the market risk to

the generating company and isolates the LRS of the risk. This allows the companies to

manage the risk of LRS in conjunction with other risks of generating companies, which

already incorporate the necessary resources in their areas of energy management. The

management method develops a model capable of analyzing various risk scenarios that

affect the business. The ultimate goal is to identify the main risks that the business is

subjected by the LRS, determine its quantitative impact on the income statement and

identify actions to mitigate the exposure.

Índice iv

Índice

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

1.1 El mercado mayorista ........................................................................................ 3

1.1.1 Composición de la oferta 3

1.1.2 Oferta por segmento de mercado y tecnología 6

1.1.3 Composición de la demanda 11

1.2 El mercado minorista ....................................................................................... 14

1.2.1 Demanda a tarifa y en mercado libre 14

1.2.2 La Comercialización de Último Recurso 18

1.2.3 Demanda de energía por tipo de cliente final 19

1.2.4 Composición de la oferta de energía 20

2 LA GESTIÓN DE RIESGOS DEL SUR MEDIANTE MERCADOS A PLAZO .................... 23

2.1 Liquidez del mercado a plazo ........................................................................ 23

2.2 Contratos negociados en el mercado a plazo ............................................... 23

2.3 Integración de las actividades de producción y comercialización ............ 25

2.3.1 Efectos del déficit tarifario en la comercialización 26

3 SUBASTAS DE CONTRATOS DE ENERGÍA PARA EL SUMINISTRO DE

ÚLTIMO RECURSO (SUBASTAS CESUR) ................................................................................ 29

3.1 Articulación de las subastas............................................................................ 29

3.1.1 Objetivos 31

3.1.2 Características de las subastas CESUR 32

3.2 Análisis de los precios de las subastas CESUR ............................................ 35

3.2.1 Resultados de las subastas CESUR 35

3.2.2 Relación del precio resultante de las subastas CESUR con el precio del mercado a

plazo 38

3.3 Análisis de la demanda de los Comercializadores de Último

Recurso .............................................................................................................. 42

3.4 Normativa por la que se regula el Suministro de Último Recurso ........... 45

4 ESTRUCTURA DE LA TARIFA DE ÚLTIMO RECURSO (TUR)........................................... 48

4.1 Término de Potencia ........................................................................................ 49

4.2 Término de Energía.......................................................................................... 49

4.2.1 Determinación del coste estimado de la energía en el mercado diario: CEMD 51

4.2.2 Determinación del sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema. 55

Índice iv

4.2.3 Prima por riesgo: PR 55

4.3 Determinación de los componentes de la facturación de las tarifas

de último recurso. ............................................................................................ 57

5 MODELO DE GESTIÓN DE RIESGOS DEL CUR.................................................................... 60

5.1 ¿Cuál es el riesgo del CUR? ............................................................................ 60

5.2 Identificación de los riesgos del CUR: Demanda y Precio ......................... 62

5.3 Análisis de la cuenta de resultados del negocio .......................................... 64

5.3.1 Escenario base 69

5.3.1.1 Hipótesis 69

5.3.1.2 Simulaciones 70

5.4 Análisis de sensibilidades por escenarios..................................................... 73

5.4.1 Sensibilidad a la cantidad subastada 73

5.4.2 Sensibilidad a la demanda 76

5.4.3 Sensibilidad a que la tarifa no recoja los costes de generación 77

5.4.4 Sensibilidad al precio spot 80

5.4.5 Sensibilidad a los Servicios de Ajuste 83

5.5 Análisis de resultados ...................................................................................... 84

6 CONCLUSIONES............................................................................................................................. 89

A BIBLIOGRAFÍA................................................................................................................................ 95

Índice de Figuras v

Índice de Figuras

Figura 1. Evolución de la potencia neta disponible en España por tipo de tecnología

(2006-2008). Fuente CNE......................................................................................................... 4

Figura 2. Evolución de la producción de electricidad en España por tipo de tecnología

(2006-2008). Fuente CNE......................................................................................................... 5

Figura 3. Cuotas de los principales grupos empresariales sobre el total de la potencia neta

disponible en España. Fuente CNE ....................................................................................... 5

Figura 4. Cuotas de los principales grupos empresariales como vendedores en el mercado

mayorista de generación (diario y bilaterales) en España. Fuente CNE .......................... 6

Figura 5. Evolución de la oferta por segmento de mercado (marzo 2007-diciembre 2008).

Fuente CNE............................................................................................................................... 7

Figura 6. Evolución de las cuotas empresariales en el segmento de los contratos

bilaterales físicos. ..................................................................................................................... 8

Figura 7. Evolución de las cuotas empresariales en el segmento del mercado diario. ............. 8

Figura 8. Composición de la oferta de contratos bilaterales por tecnología de generación.

Fuente CNE............................................................................................................................... 9

Figura 9. Composición de la oferta en el mercado diario por tecnología de generación.

Fuente CNE............................................................................................................................. 10

Figura 10. Participación de los principales grupos empresariales como compradores en el

mercado mayorista de generación (diario y bilaterales) en España. Fuente CNE ........ 11

Figura 11. Evolución de la demanda por segmento de mercado (marzo 2007-diciembre

2008). Fuente CNE.................................................................................................................. 12

Figura 12. Evolución de las cuotas empresariales en el segmento de los contratos

bilaterales físicos. Fuente CNE............................................................................................. 13

Figura 13. Evolución de las cuotas empresariales en el segmento del mercado diario.

Fuente CNE............................................................................................................................. 13

Figura 14. España: calendario de liberalización. .......................................................................... 15

Figura 15. Evolución de la participación de la demanda en el mercado liberalizado (enero

1998-febrero 2009). Fuente CNE........................................................................................... 17

Figura 16. Evolución de la participación de la demanda en el mercado liberalizado por

tipo de consumidor (sistema peninsular, enero 1998-febrero 2009). Fuente CNE ........ 18

Figura 17. Reparto de la energía consumida por categoría de consumidor (2004-2008).

Fuente CNE............................................................................................................................. 20

Figura 18. Evolución del precio medio mensual en subasta OMIP y en mercado spot

(OMEL). ................................................................................................................................... 25


Figura 19. Evolución de las cuotas de mercado de los principales comercializadores en el

mercado liberalizado correspondiente al segmento de consumidores domésticos. ..... 27

Figura 20. El precio de la electricidad para el suministro a tarifa se determina por la

intersección de la curva de oferta (O) y la curva de demanda (D).................................. 31

Figura 21. Compras horarias de los distribuidores españoles (del 1-jul-07 al 30-jun-09)*. *

Datos de compras reales hasta el 31-dic-08 y compras previstas desde el 1-ene-09.

Fuente CNE............................................................................................................................. 36

Figura 22. Precio medio diario en OMIE y precio de liquidación trimestral de las subastas

CESUR. .................................................................................................................................... 38

Figura 23. Resultado I subasta CESUR del 19 de mayo de 2007. ................................................ 39

Figura 24. Resultado II subasta CESUR del 18 de septiembre de 2007. ..................................... 39

Figura 25. Resultado III subasta CESUR del 18 de diciembre de 2007....................................... 39

Figura 26. Resultado IV subasta CESUR del 13 de marzo de 2008............................................. 40

Figura 27. Resultado V subasta CESUR del 17 de mayo de 2008 ............................................... 40

Figura 28. Resultado VI subasta CESUR del 25 de septiembre de 2008 .................................... 40

Figura 29. Resultado VII subasta CESUR del 16 de diciembre de 2008 ..................................... 41

Figura 30. Resultado VIII subasta CESUR del 26 de marzo de 2009 .......................................... 41

Figura 31. Resultado IX subasta CESUR del 25 de mayo de 2009 .............................................. 41

Figura 32. Resultado X subasta CESUR del 15 de diciembre de 2009........................................ 42

Figura 33 Curva de carga de la demanda total de los clientes acogidos al CUR durante el

segundo semestre de 2009..................................................................................................... 43

Figura 34 Demanda horaria del CUR de un agente durante el segundo semestre de 2009.... 44

Figura 35 Curva de Carga del CUR de un agente durante el tercer trimestre de 2009. La

franja amarilla es el producto base adquirido en la CESUR, la franja azul es el

producto punta adquirido en la subasta CESUR y la línea azul representa la

demanda del CUR.................................................................................................................. 44

Figura 36. Cambio de situación de los clientes a tarifa tras la entrada en vigor del SUR ....... 48

Figura 37. Formación de la TUR...................................................................................................... 51

Figura 38 Posición del CUR de un agente durante el tercer trimestre del 2009. La franja

amarilla es el producto base adquirido en la CESUR, la franja azul es el producto

punta adquirido en la subasta CESUR y la línea azul representa la demanda del

CUR.......................................................................................................................................... 60

Figura 39 Gestión del CUR un día tipo. Bloques rosas: Productos base y pico adjudicados

en la subasta. Línea azul: demanda del CUR en día tipo. ................................................ 63

Figura 40 Hipótesis del modelo. Curva de carga de demanda y precio horario spot para el

tercer trimestre de 2009. ........................................................................................................ 69

Figura 41 Representación gráfica de la ecuación de p CENTRALES en función de la E

CENTRALES ................................................................................................................................... 70


Figura 42 En rosa y referenciado al eje de la derecha se representa el ingreso de las

centrales (producto E CENTRALES*p CENTRALES) en función de la energía bilateralizada... 71

Figura 43 Margen obtenido por la empresa generadora por suministro de las centrales al

CUR.......................................................................................................................................... 72

Figura 44 Margen obtenido por el negocio total del SUR............................................................ 73

Figura 45 Margen de la empresa generadora en función de la curva de carga cuando no se

subasta energía en la CESUR. El margen total del semestre asciende a 11 M€ y la

robustez a 196 k€. ................................................................................................................... 74

Figura 46 Margen de la empresa generadora en función de la curva de carga cuando se le

adjudican 2000 MW en base en la CESUR. El margen total del semestre asciende a

20 M€ y la robustez a 108 k€.. ............................................................................................... 75

Figura 47 Margen de la empresa generadora en función de la curva de carga cuando se le

adjudican 4600 MW en base en la CESUR (el totalidad de la demanda CUR). El

margen total del semestre asciende a 32 M€ y la robustez a 27 k€................................. 75

Figura 48 Margen de la empresa generadora en el escenario de demanda baja. El margen

asciende a 27 M€ y la robustez a 31 k€................................................................................ 76

Figura 49 Margen de la empresa generadora en el escenario de demanda alta. El margen

asciende a 20 M€ y la robustez a 58 k€................................................................................ 77

Figura 50 Margen de la empresa generadora en el escenario con costes de generación

variables medios de 54,6 €/MWh. El margen asciende a 29 M€ y la robustez 13 k€. .. 78


variables medios de 42 €/MWh. El margen asciende a 47 M€ y la robustez a 21 k€.. 79


variables medios de 21 €/MWh. El margen asciende a 78 M€ y la robustez a 56 k€. . 79


variables medios de 0 €/MWh. El margen asciende a 108 M€ y la robustez a 92 k€. . 80

Figura 54 Margen de la empresa generadora en el escenario de caída del precio del pool.

El margen asciende a 55 M€ y la robustez a 38 k€............................................................. 81

Figura 55 Margen de la empresa generadora en el escenario de repunte del precio del

pool. El margen asciende a 2 M€ y la robustez a 67 k€. .................................................... 81

Figura 56 Margen de la empresa generadora en el escenario de caída del precio del pool

con costes variables medios de generación constantes. El margen asciende a 26 M€

y la robustez a 22 k€............................................................................................................... 82

Figura 57 Margen de la empresa generadora en el escenario de repunte del precio del

pool con costes variables medios de generación constantes. El margen asciende a

32 M€ y la robustez a 13 k€. ................................................................................................. 82

Figura 58 Margen de la empresa generadora en el escenario de SA bajos. El margen

asciende a 43 M€ y la robustez a 33 k€............................................................................... 83


Figura 59 Margen de la empresa generadora en el escenario de SA altos. El margen

asciende a 1 M€ y la robustez a 39 k€................................................................................. 84

Figura 60 Distribución de los márgenes en M€ por escenario obtenidos por la empresa

generadora gracias al contrato bilateral firmado con el CUR. En naranja se puede

observar el caso o escenario base que está en la moda de la distribución...................... 85

Figura 61 Distribución de la robustez de los márgenes, en k€ por escenario obtenidos por

la empresa generadora, gracias al contrato bilateral firmado con el CUR. .................... 85

Índice de Tablas vi

Índice de Tablas

Tabla 1. Cuotas de fidelización y pérdida de energía asociada para cada distribuidor a 31

de diciembre de 2008. Fuente CNE...................................................................................... 21

Tabla 2. Resultados de las ocho primeras subastas CESUR. ....................................................... 35

Tabla 3. Demanda trimestral de los distribuidores españoles* y peso de CESUR sobre la

demanda agregada. * Datos de compras reales hasta el 31-dic-08 y compras

previstas desde el 1-ene-09 ................................................................................................... 37

Tabla 4 Para el cálculo del valor de la prima por riesgo, se considerarán las primas por

riesgo correspondiente al número de meses de desfase a contar entre el mes de

celebración de la subasta k y el mes de entrega m de la energía, especificadas en

puntos básicos. ....................................................................................................................... 56

Tabla 5 Precio de la subasta y cantidad subastada en la IX subasta CESUR para el

suministro de los CUR durante el segundo semestre de 2009......................................... 61

Tabla 6 Valor de los parámetros de la TUR durante el segundo semestre de 2009 ................. 61

Tabla 7 Desglose de la TUR durante el segundo semestre de 2009 término de potencia y

de energía ................................................................................................................................ 62

Tabla 8 Cálculo del coste de la energía para el segundo semestre de 2009 ............................... 62

Tabla 9 Margen y robustez de los escenarios considerados en el análisis................................. 84

1 Introducción

1 Introducción 2

1 Introducción

La organización del mercado eléctrico ibérico refleja la organización del propio

sector, derivada principalmente del proceso de liberalización común en Europa. En este

sentido, la estructura organizativa refleja la existencia de una cadena vertical de

actividades que, esencialmente, se puede caracterizar en tres vertientes fundamentales:

• Producción de energía

• Transporte y distribución

• Comercialización

Las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica se basan en la

existencia de redes que transportan esta energía desde el lugar de producción hasta

cada una de las instalaciones consumidoras, siendo consideradas monopolios naturales

en función del tipo de inversión y operación que requieren. Desde el punto de vista de

la teoría económica, es más eficaz en estas actividades realizarlas por un único operador

que su apertura a mercado. Los monopolios naturales subyacentes a las actividades de

transporte y distribución de energía eléctrica están sujetos a regulación, la cual ha

establecido el principio de libre acceso de terceros mediante el pago de una tarifa

regulada.

La producción y comercialización de energía eléctrica están abiertas a la

competencia, justificándose económicamente por la introducción de una mayor

eficiencia en la gestión y la explotación de los recursos atribuidos a estas actividades. La

actividad de producción de energía eléctrica en régimen de mercado está asociada a un

mercado mayorista, en el que los productores garantizan su puesta a disposición y los

agentes compradores pueden adquirirla, ya sea para satisfacer la cartera de suministros

a clientes finales, ya sea para consumo propio. La actividad de comercialización está

asociada a un mercado minorista, en el que los agentes comercializadores compiten para

garantizar el suministro a los clientes finales.

En las secciones siguientes se describe la estructura del mercado eléctrico ibérico,

caracterizando las dos actividades abiertas a la competencia: producción (mercado

mayorista) y comercialización (mercado minorista).

1 Introducción 3

1.1 El mercado mayorista

El funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica, se basa en la

existencia de un conjunto de modalidades de contratación que se complementan entre

sí. Estas modalidades reflejan las especificidades de funcionamiento del sector eléctrico,

principalmente el hecho de tratarse de un sector que funciona en régimen de equilibrio

simultáneo de producción y consumo y que, por esa razón, no admite el arbitraje

temporal que se da en otros mercados. De esta forma, el mercado mayorista del MIBEL

comprende actualmente:

Un mercado de contratación a plazo (OMIP), en el que se establecen compromisos

futuros de producción y compra de energía eléctrica. Este mercado puede efectuar

una liquidación física (entrega de la energía) o una liquidación financiera

(compensación de los valores monetarios subyacentes a la negociación).

Un mercado de contratación de contado o spot (OMEL), con un componente de

contratación diaria y un componente de ajustes intradiarios (mercados intradiarios),

en el que se establecen programas de venta (producción) y de compra de

electricidad para el día siguiente al de la negociación.

Un mercado de servicios de ajuste del sistema que efectúa el ajuste de equilibrio de la

producción y del consumo de energía eléctrica y que funciona en tiempo real.

Un mercado de contratación bilateral, en el que los agentes contratan para los diversos

horizontes temporales la compraventa de energía eléctrica.

1.1.1 Composición de la oferta

En España se ha registrado un crecimiento significativo de la potencia de generación

eléctrica instalada, llegando a 89.944 MW a finales de 2008. Este aumento está

principalmente relacionado con la construcción de nueva potencia de Régimen Especial,

que se ha incrementado hasta los 28.127 MW en 2008, y, aunque en menor medida, con

la entrada en funcionamiento de nuevas centrales de ciclo combinado de gas en el

Régimen Ordinario, cuya potencia ha aumentado hasta los 61.817 MW en 2008.

1 Introducción 4

En términos de potencia disponible1, y teniendo por tanto en cuenta el menor

coeficiente de disponibilidad del Régimen Especial, se puede apreciar que la

contribución de las centrales de ciclo combinado de gas ha ido ganando importancia,

hasta representar el 35% de la potencia disponible total en 2008, mientras el Régimen

Especial, incluyendo la energía eólica, alcanza en el mismo año el 11% de la potencia

disponible total.

Por otra parte, la demanda punta ha demostrando la existencia de un margen

holgado de potencia disponible.

Figura 1. Evolución de la potencia neta disponible en España por tipo de tecnología (2006-2008). Fuente CNE

En términos de energía producida, cabe destacar el porcentaje significativo de la

generación de Régimen Especial, que alcanza el 26% en 2008, muy superior a su cuota

respecto del total de potencia disponible, debido a las condiciones climatológicas

especialmente favorables, y el porcentaje casi nulo de la generación de fuel-gas a causa

de su coste no competitivo respecto de otras tecnologías. Por su parte, la tecnología de

ciclo combinado de gas representa el 35% del total en 2008, en línea con su cuota sobre el

total de potencia disponible.

1 Los datos de potencia instalada pueden sobreestimar notablemente la capacidad real de determinadas tecnologías.

1 Introducción 5

Figura 2. Evolución de la producción de electricidad en España por tipo de tecnología (2006-2008). Fuente CNE

Figura 3. Cuotas de los principales grupos empresariales sobre el total de la potencia neta disponible en España. Fuente

CNE

1 Introducción 6

Figura 4. Cuotas de los principales grupos empresariales como vendedores en el mercado mayorista de generación (diario

y bilaterales) en España. Fuente CNE

1.1.2 Oferta por segmento de mercado y tecnología

Desde el comienzo de la liberalización, en enero de 1998, hasta 2005, la casi totalidad

de las transacciones mayoristas de energía se realizaba en el mercado diario. Desde

entonces se está observando un crecimiento paulatino de la contratación a plazo,

relacionado en gran parte con el Real Decreto-Ley 3/2006, de 24 de febrero, la entrada

en funcionamiento del mercado a plazo organizado de OMIP, las subastas CESUR y la

obligación de los distribuidores/CUR de adquirir parte de la energía mediante estos

mecanismos para el suministro a precio regulado. Además, desde junio de 20072 hasta

junio de 2008 se han realizado subastas de capacidad virtual, conocidas como emisiones

primarias de energía (EPES), a través de las cuales ENDESA e IBERDROLA tienen la

obligación de ceder parte de su capacidad mediante un mecanismo de subasta.

En la Figura 5 se muestra la evolución mensual de la oferta de energía, desglosada

entre los principales segmentos de mercado: el mercado diario, el mercado intradiario,

2 RESOLUCIÓN de 19 de abril de 2007, de la Secretaría General de Energía, por la que se regulan las emisiones primarias

de energía previstas en la disposición adicional vigésima del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se

revisa la tarifa eléctrica a partir del 1 de enero de 2007.

1 Introducción 7

los contratos bilaterales físicos y las cantidades vendidas mediante las subastas

organizadas CESUR y EPES. Se señala que el dato de la energía vendida en el mercado

diario no incluye los volúmenes de CESUR y EPEs3, ya que los vendedores de estos

programas compran su energía en éste para posteriormente venderla como contratos

bilaterales. Se aprecia el crecimiento paulatino del porcentaje que representan los

contratos bilaterales físicos sobre el total, que pasa del 24% en marzo de 2007 al 28% en

diciembre de 2008.

Figura 5. Evolución de la oferta por segmento de mercado (marzo 2007-diciembre 2008). Fuente CNE

3 Estas cantidades se refieren a las primeras 5 subastas EPEs, celebradas entre junio 2007 y julio 2008, que se liquidaron por

entrega física. A partir de la sexta subasta, celebrada en septiembre de 2008, se realiza una liquidación por diferencias entre

el precio spot y el precio de ejercicio.

1 Introducción 8

Figura 6. Evolución de las cuotas empresariales en el segmento de los contratos bilaterales físicos.

Figura 7. Evolución de las cuotas empresariales en el segmento del mercado diario.

Finalmente, el análisis del segmento de contratos bilaterales físicos y de mercado

diario por tecnología revela también una composición sustancialmente distinta. Las

tecnologías de generación principalmente dedicadas a los contratos bilaterales han sido

1 Introducción 9

la nuclear y el carbón (el ciclo combinado de gas y la generación hidráulica también han

contribuido, pero en medida muy inferior).

Por otra parte, en el caso del mercado diario se observa una composición mucho más

diversificada, que varía en el tiempo en relación con las condiciones climatológicas y

con los precios relativos de gas natural y carbón que afectan al orden de mérito del

despacho económico. Se aprecia, por ejemplo, que, hacia finales de 2008, se ha

registrado un aumento importante de la generación del Régimen Especial, determinada

por el elevado volumen de producción eólica, y una reducción correspondiente de la

contribución de los ciclos combinados de gas y un nivel casi constante de generación

con carbón. La drástica bajada en 2008 de la producción con carbón viene determinada

por el fin de la primera etapa del protocolo de Kyoto, en la cual los derechos de emisión

alcanzaron precios nulos.

Figura 8. Composición de la oferta de contratos bilaterales por tecnología de generación4. Fuente CNE

4 Se han considerado sólo las ofertas de unidades de generación específicas. No se han considerado las ofertas de

unidades genéricas, que no están relacionadas con ninguna central de generación, y que están principalmente asociadas

a subastas EPEs y CESUR.

1 Introducción 10

Figura 9. Composición de la oferta en el mercado diario por tecnología de generación5. Fuente CNE

5 Se han considerado sólo las ofertas de unidades de generación específicas. No se han considerado las ofertas de unidades

genéricas, que no están relacionadas con ninguna central de generación, y que están principalmente asociadas a subastas

EPEs y CESUR.

1 Introducción 11

1.1.3 Composición de la demanda

Figura 10. Participación de los principales grupos empresariales como compradores en el mercado mayorista de

generación (diario y bilaterales) en España. Fuente CNE

En cuanto a la distribución de la demanda por segmento de mercado, en la Figura 11

se muestra la evolución mensual de la misma, desglosada entre los siguientes segmentos

de mercado: mercado diario, mercado intradiario, cantidades adquiridas mediante las

subastas CESUR y contratos bilaterales (éstos incluyen los volúmenes adquiridos a

través de contratos bilaterales físicos, así como a través de las EPEs6). El análisis, y

revela un patrón similar al observado anteriormente, pudiéndose apreciar un aumento

del volumen de energía adquirido mediante contratos bilaterales (debido a la inclusión

de las EPEs el porcentaje que los contratos bilaterales representan sobre el total alcanza

el 40% en septiembre-octubre 2008, mientras era del 32% sobre las ventas, considerando

sólo los contratos bilaterales físicos).

6 Sería complejo separar la energía comprada mediante EPEs, ya que los compradores las revenden al mercado diario

deshaciendo su posición compradora. Asimismo, posteriormente, parte de ésta energía o su totalidad, puede ser comprada

de nuevo por el agente en el mercado diario y destinada a CESUR, o vendida como contratos bilaterales, o sencillamente

finalizar su transacción con la venta en el mercado diario. Al no poder conocer el destino último de esta energía, ya sea

como CESUR, contrato bilateral o mercado diario, se optó por no desglosar la energía correspondiente a las EPEs de los

distintos segmentos de compra. Por lo tanto, hay que considerar que parte de esta energía está incluida en las CESUR, parte

en los contratos bilaterales y parte en el mercado diario.

1 Introducción 12

Figura 11. Evolución de la demanda por segmento de mercado (marzo 2007-diciembre 2008). Fuente CNE

En lo que concierne a la composición de cada segmento por comprador, se observa

que los principales grupos empresariales representan más del 60% de la demanda, tanto

en el mercado diario como en la contratación bilateral. En el caso de los contratos

bilaterales destaca la importancia de la cuota de ENDESA como comprador, mientras en

el mercado diario son comparativamente más importantes las cuotas de IBERDROLA y

de UNIÓN FENOSA.

1 Introducción 13

Figura 12. Evolución de las cuotas empresariales en el segmento de los contratos bilaterales físicos. Fuente CNE

Figura 13. Evolución de las cuotas empresariales en el segmento del mercado diario. Fuente CNE

1 Introducción 14

1.2 El mercado minorista

La estructura del mercado minorista se basa en la coexistencia de dos formas

principales de contratación del suministro de energía eléctrica:

• Contratación en mercado regulado de la Tarifa de Último Recurso (TUR)7.

• Contratación en mercado liberalizado, con las condiciones de negociación de

la energía definidas y acordadas entre las partes, y la aplicación del

componente de acceso a las redes a través del precio regulado.

De forma genérica, la primera caracterización de la estructura del mercado minorista

podría tener en cuenta el reparto entre mercado regulado y mercado liberalizado. Cabe

destacar que la liberalización del mercado minorista se deriva de la aplicación de la

Directiva 2003/54/CE, que establece que todos los consumidores podrán escoger

libremente a su proveedor de electricidad, como muy tarde a partir del 1 de julio de

2007.

1.2.1 Demanda a tarifa y en mercado libre

El mercado minorista de electricidad en España es un mercado de más de 26.000.000

clientes y con un consumo total de unos 254 860 GWh a finales de 20088, siendo el 40,7%

del consumo suministrado en el mercado liberalizado.

La liberalización se inicia en 1998, con la adopción de un calendario de elegibilidad

progresivo en función, en sus primeras etapas, del volumen de consumo, y luego, de la

tensión de suministro. Este proceso culmina el 1 de enero de 2003, fecha en que se

alcanza la plena apertura del mercado: todos los consumidores pueden contratar el

suministro en condiciones libremente pactadas con el proveedor de su elección.

7 Esta forma de contratación es posible a partir del 1 de julio de 2009. Anteriormente a esta fecha existía la denominada

tarifa integral.

8 Energía consumida por los consumidores nacionales. CNE, Boletín Mensual de Indicadores Eléctricos y Económicos.

1 Introducción 15

Figura 14. España: calendario de liberalización.

Durante este proceso se mantuvo la estructura de tarifas integrales (las que incluyen

tanto el precio de la energía como los peajes en concepto de acceso a las redes), y los

clientes cualificados pudieron optar bien por permanecer en el mercado regulado y

abonar dicha tarifa, bien por negociar su aprovisionamiento en el mercado libre. Esto

permitió abordar una transición gradual, a costa de la coexistencia de dos modalidades

de contratación, libre y regulada.

Este enfoque progresivo funcionó de forma satisfactoria durante varios años en

presencia de una tarifa regulada que cubría suficientemente los costes del sistema. Así,

en una primera etapa, entre 1998 y 2001, se produjo la incorporación progresiva de

clientes al mercado hasta alcanzar aproximadamente una tercera parte del consumo

total del sistema. Tras un año de estancamiento, siguió un crecimiento moderado

alimentado fundamentalmente por el acceso al mercado de los clientes en baja tensión,

entre 2003 y julio de 2005.

Ahora bien, a partir del tercer trimestre de 2005 se produjo una brusca caída debida

fundamentalmente a que el incremento de los precios de la energía no fue reflejado en

las tarifas integrales, con el consiguiente retorno de los clientes al mercado regulado.

En 2007 se produce un cambio relevante: el déficit, que hasta entonces había sido

calculado ex post (generado, fundamentalmente, porque el coste real de

aprovisionamiento afrontado por el suministro a tarifa fue superior al incorporado en la

1 Introducción 16

tarifa), pasa a tener naturaleza ex ante: (esto es, se reconoce la existencia del déficit antes

de que se produzca, buscando su financiación mediante un mecanismo de subasta e

incorporando la anualidad correspondiente en el cálculo de la tarifa de acceso, con

carácter de coste regulado). El objetivo de esta disposición es doble:

• Eliminar barreras al desarrollo de la comercialización libre, al incorporar a las

tarifas integrales el precio de mercado de la energía,

• Laminar el efecto sobre los consumidores del incremento necesario para

alcanzar la suficiencia tarifaria.

Esta medida fue acompañada, también en 2007, de la introducción de revisiones

trimestrales de las tarifas integrales; supresión de las tarifas específicas de alumbrado

público y tracción (en 2008 lo haría la de riegos agrícolas y la llamada Tarifa Horaria de

Potencia) e irreversibilidad en el cambio desde tarifa a mercado libre para consumidores

de alta tensión. En julio de 2008 se dio un paso clave en la consolidación de la

liberalización al suprimirse las tarifas generales en alta tensión, estableciéndose además

que, en tanto dichos clientes no suscriban un contrato en el mercado libre, sean

facturados al precio de la tarifa de baja tensión de más alta potencia contratada,

incrementada mensualmente en un 5%.

Como consecuencia de las diferentes medidas regulatorias adoptadas, la

participación de la demanda en el mercado ha evolucionado de manera lenta y

discontinua hasta julio de 2008, como se puede ver en la Figura 15: en 2005 se situaba en el

38% del total de la energía consumida, bajando al 25% en 2006 y subiendo nuevamente

al 29% en 2007 y al 32,7% en abril de 2008. Por otra parte, después de la eliminación de

las tarifas de alta tensión el 1 de julio de 2008, la cantidad de energía negociada en el

mercado libre se ha disparado, superando el 50% del mercado total en octubre de 2008;

en julio de 2009, la comercialización libre ha alcanzado el 60%, siendo el 40% restante

atendido por los comercializadores de último recurso (CUR).

1 Introducción 17

Figura 15. Evolución de la participación de la demanda en el mercado liberalizado (enero 1998-febrero 2009). Fuente

CNE

Asimismo, la Figura 16 muestra que la participación en el mercado libre varía

significativamente entre los distintos tipos de consumidores: mientras que para los

consumidores en baja tensión dicha participación ha sido tradicionalmente muy baja, en

todo momento inferior al 20%, para los consumidores en alta tensión ha sido en general

más elevada, con la excepción de los grupos 3 y 4. Se observa claramente el impacto de

la eliminación de las tarifas de alta tensión a partir de julio de 2008, cuando la

participación de todos los grupos de alta tensión alcanza valores de entre el 60% y el

90%.

La evolución observada responde en parte a la importancia del consumo doméstico

en la composición de la demanda, que es tradicionalmente más reacio al cambio de

suministrador, pero también en buena medida al marco regulatorio vigente, en

particular al déficit tarifario, y a la estructura de la oferta.

1 Introducción 18

Figura 16. Evolución de la participación de la demanda en el mercado liberalizado por tipo de consumidor (sistema

peninsular, enero 1998-febrero 2009). Fuente CNE

1.2.2 La Comercialización de Último Recurso

El 1 de julio de 2009 se introdujo el suministro de último recurso9, lo que supone que

todos los consumidores de electricidad serán suministrados a través de un

comercializador. No obstante, se ha impuesto la obligación de suministro a

determinados comercializadores para los consumidores finales de energía eléctrica en

baja tensión con potencia contratada inferior o igual a 10 kW. Estos consumidores

pagarán por su suministro la tarifa de último recurso (TUR), que se configura como un

precio máximo que incorpora el coste de producción, los peajes de acceso y el coste de

comercialización.

La obligación de atender el suministro de último recurso recae sobre cinco

comercializadoras de reciente creación vinculadas a sendos grupos empresariales con

9 Véase Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el

sector de la energía eléctrica.

1 Introducción 19

fuerte implantación en el territorio nacional10. La designación de estas compañías será

revisada, al menos, cada cuatro años.

La TUR11 es aditiva y consta de dos términos: el término de potencia, que engloba el

correspondiente término de potencia de la tarifa de acceso y el margen de

comercialización, expresado en Euros/kW, y año y el término de energía, que recoge el

correspondiente término de energía de la tarifa de acceso y el coste de la energía

suministrada, valorado a partir del coste de los contratos a plazo negociados de subastas

del futuros OMIP y de las subastas CESUR, con entrega en la zona española del MIBEL,

el sobrecoste inducido por los servicios de ajuste del Sistema y una determinada prima

por el riesgo que corre el comercializador de último recurso por la compra anticipada de

la energía. Cabe señalar que el coste de la energía incluido en la TUR se establece

directamente a través de mecanismos de mercado a plazo (subastas CESUR que

antiguamente servían para suministrar a los distribuidores la energía de los clientes a

tarifa).

1.2.3 Demanda de energía por tipo de cliente final

Los consumidores de electricidad se diferencian por sus preferencias, costes, perfil de

consumo y, por lo tanto, por su elasticidad al precio. Atendiendo a estas características,

se pueden distinguir esencialmente tres grandes grupos de consumidores: grandes

clientes industriales, pequeñas y medianas empresas (PYMES) y consumidores

domésticos y pequeños comercios.

Como clasificación indicativa, dirigida a identificar estas 3 categorías de clientes se

ha optado por la siguiente aproximación12:

Grandes clientes industriales: todos los consumidores en alta tensión

10 Estas compañías son: ENDESA ENERGÍA XXI, S. L. (grupo Endesa), IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO

RECURSO, S. A. U. (grupo Iberdrola), GAS NATURAL S.U.R. SDG, S.A. (grupo Unión Fenosa-Gas Natural),

HIDROCANTÁBRICO ENERGÍA ÚLTIMO RECURSO, S. A. U. (grupo Hidrocantábrico, perteneciente a la portuguesa

EDP), y E.ON COMERCIALIZADORA DE ÚLTIMO RECURSO, S. L. (grupo E.ON, al que pertenecen los activos de la

antigua Electra de Viesgo).

11 Véase Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a

tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último

recurso de energía eléctrica.

12 Se trata de una clasificación ad hoc, dado que no existen tarifas eléctricas por tipo de usuario en España.

1 Introducción 20

PYMES: consumidores de baja tensión con potencia contratada > 15 kW

Consumidores domésticos y pequeños comercios: consumidores de baja tensión con

potencia contratada < 15 kW

El reparto de la demanda total nacional en España entre estos grupos de

consumidores se ha mantenido relativamente estable durante los últimos 5 años: los

grandes clientes industriales representan alrededor del 51%, los domésticos el 33% y las

PYMES el 15%.

Figura 17. Reparto de la energía consumida por categoría de consumidor (2004-2008). Fuente CNE

1.2.4 Composición de la oferta de energía

Dada la capacidad de los consumidores de elegir entre distintas alternativas de

suministro (en el mercado libre y a tarifa) y considerando el nuevo sistema basado en la

tarifa de último recurso, es apropiado analizar la estructura del mercado de suministro a

clientes finales sin separar entre segmento regulado y segmento liberalizado.

Dado que la salida a mercado se traduce en un trasvase de clientes entre distintos

grupos empresariales, cabe señalar que el núcleo de la actividad de los

comercializadores integrados en grupos también presentes en distribución/CUR se

desarrolla aún en las áreas de distribución de su propio grupo, pero varias

comercializadoras suministran una parte muy significativa de la energía que

comercializa a través de redes ajenas.

1 Introducción 21

Tabla 1. Cuotas de fidelización y pérdida de energía asociada para cada distribuidor a 31 de diciembre de 2008. Fuente

CNE

2 La gestión de riesgos del SUR

mediante mercados a plazo

La gestión de riesgos del SUR mediante mercados a plazo 23

2 La gestión de riesgos del SUR mediante mercados a plazo

El suministro a tarifa regulada por parte de empresas que pertenecen al negocio

liberalizado de las empresas eléctricas (antes llevado a cabo por empresas reguladas:

distribuidoras) hace necesario el desarrollo de un mercado a plazo líquido y potente

donde los suministradores de último recurso puedan comprar la energía a suministrar a

estos clientes y no estén expuestos al riesgo del mercado al contado. Por este motivo, es

de vital importancia el análisis de los mercados a plazo presentes en la península

Ibérica, cómo se han comportado históricamente y verificar si están preparados para

esta nueva etapa de liberalización del mercado.

La constitución del mercado a plazo de energía se deriva de un compromiso político

entre los Gobiernos de Portugal y de España dentro del ámbito de la creación del

MIBEL. El Convenio de Santiago de Compostela del 1 de octubre de 2004, acuerdo

ibérico que determinó el marco jurídico que caracteriza el actual modelo de

funcionamiento del MIBEL, establece que el “MIBEL está formado por el conjunto de los

mercados organizados y no organizados en los cuales se realizan transacciones o

contratos de energía eléctrica y se negocian instrumentos financieros que tienen como

referencia esa misma energía”.

2.1 Liquidez del mercado a plazo

La liquidez es un tema importante en cualquier mercado, teniendo especial

relevancia en el mercado a plazo del MIBEL, dadas las características del propio

mercado y las características del activo subyacente aquí negociado.

Teniendo como principal función la cobertura de riesgos, el mercado a plazo

desempeñará mejor esa función cuanto mayor sea la liquidez que lo caracteriza. La

existencia de liquidez sostenida contribuye a que los precios de mercado sean más

representativos y sean el resultado de más información traída del mercado por medio de

la actuación de los agentes.

2.2 Contratos negociados en el mercado a plazo

De acuerdo con lo previsto en el Reglamento de negociación, OMIP dispone

actualmente de tres tipos de contrato: Futuros, Forwards y Swaps.


Los contratos de futuros, de base física o financiera, están admitidos a negociación en

el mercado, siendo igualmente susceptibles de registro en la plataforma, a efectos de

compensación, los negocios bilaterales (negocios OTC) realizados sobre los contratos de

futuros admitidos a negociación en el mercado.

La forma de cotización es €/MWh, en la que cada contrato implica el

suministro/recepción virtual de energía eléctrica a una potencia constante de 1 MW,

durante las horas del periodo de entrega (correspondientes al número de días

subyacente a cada contrato).

De esta forma, los contratos admitidos a negociación pueden ser:

Semanales: se encuentran en negociación las 3 semanas siguientes y en el primer día de

cada semana se lista un nuevo contrato;

Mensuales: en cualquier momento se encuentran en negociación de 3 a 5 contratos

mensuales, desde el mes de negociación más próximo hasta el último mes del

trimestre más próximo de negociación;

Trimestrales: en el primer día de negociación de cada año del calendario se abren a la

negociación los 4 contratos trimestrales que cubren el año del calendario siguiente,

encontrándose en negociación entre 4 y 7 contratos trimestrales; y

Anuales: se encuentran en negociación el contrato anual del próximo año y el año

siguiente del calendario.

Cada contrato tiene asociado un valor nominal = 1 MW x 24 horas x número de días

relacionado con cada contrato (semanal = 7 días; mensual = 28, 29, 30 ó 31 días;

trimestral = 90, 91 ó 92; anual = 365 ó 366 días).

Todos los contratos actualmente existentes son contratos Base, es decir, presuponen

el suministro de energía durante el periodo de entrega para las 24 horas del día. No se

negocian, por el contrario, productos en carga punta13, a diferencia de lo que ocurre en

las subastas de contratación de energía para el suministro de último recurso (subastas

13 Los contratos de carga punta presuponen el suministro para el periodo comprendido entre las 8:00 y las 20:00 (hora

española).


CESUR). El subyacente de los contratos en carga base negociados en OMIP es el precio

spot del mercado español.

En la Figura 18 se presenta el precio medio mensual en las subastas de OMIP, para

todos los contratos subastados, así como el precio medio equivalente en OMEL. Se

aprecian diferencias entre el coste medio por la adquisición obligatoria de energía de los

distribuidores en el mercado de futuros del MIBEL y el coste medio de adquirir estos

contratos en OMEL. En concreto:

• Hasta octubre de 2007, fueron superiores a los precios en OMEL, por lo que

se puede concluir que las distribuidoras/CUR obtendrán márgenes negativos

de contratación a plazo frente a la contratación spot.

• Desde octubre de 2007 a octubre de 2008 se alternan periodos de precios

superiores/inferiores de OMIP con respecto a OMEL.

• A partir de octubre de 2008 se presentan de nuevo costes superiores en

OMIP.

Figura 18. Evolución del precio medio mensual en subasta OMIP y en mercado spot (OMEL).

2.3 Integración de las actividades de producción y comercialización

Los mercados eléctricos en España y Portugal han sido tradicionalmente se han

caracterizado por la presencia de empresas verticalmente integradas. La evolución de la


estructura de los mercados mayoristas y minoristas durante el periodo 2006-2008

muestra que el grado de integración vertical entre comercialización y generación es

todavía muy elevado. Esta situación se ha visto reforzada como consecuencia de la

reciente adquisición del control exclusivo de UNIÓN FENOSA por parte de GAS

NATURAL.

La generación y la comercialización son actividades abiertas a la competencia, que

los agentes pueden desarrollar libremente en el ámbito del marco normativo general del

sector. A diferencia de las actividades reguladas de transporte y distribución, la

integración vertical de estas actividades en el ámbito del mismo grupo empresarial no

está sujeta a limitaciones normativas en el MIBEL.

Para que el mercado pueda funcionar correctamente es importante la existencia de

un mercado mayorista con suficiente liquidez y profundidad, donde todos los

comercializadores puedan aprovisionarse de energía en las mismas condiciones

económicas. A este fin cabe destacar la importancia de que existan no sólo mercados de

contado desarrollados, sino también mercados a plazo suficientemente líquidos, para

permitir que todos los comercializadores puedan comprar energía a los mismos plazos

que demandan los clientes y/o realizar las necesarias coberturas financieras.

2.3.1 Efectos del déficit tarifario en la comercialización

Este apartado se centra en analizar el impacto del déficit tarifario sobre la estructura

de mercado y del impacto que este hecho ha tenido en la regulación de la TUR. En

España, los elevados déficits tarifarios registrados en 2005 y 2006 han tenido un claro

impacto sobre el desarrollo de la actividad de comercialización. Siendo el precio de la

energía implícito en la tarifa integral muy inferior al precio real de mercado, el precio

regulado de la electricidad ha competido de forma “desleal” con el precio que podían

ofrecer los comercializadores en el mercado libre. En este contexto las empresas

comercializadoras no han podido competir con la tarifa regulada sin incurrir en

pérdidas, lo que ha llevado en muchos casos, a una reducción de su actividad y a un

retorno de muchos consumidores al suministro regulado entre octubre de 2005 y enero

de 2007 (como se mostraba en la Figura 16, la participación de la demanda en el mercado

libre, que había alcanzado el 38% del total de la energía consumida en 2005, bajó al 25%

en 2006). Asimismo, la entrada de nuevos comercializadores ha sido muy reducida o

casi nula durante este periodo.


Un análisis detallado de la evolución de las cuotas empresariales en el mercado de

suministro liberalizado, por segmento de consumidor, revela diferencias importantes en

la conducta de las principales comercializadoras frente al problema del déficit tarifario.

En el caso de IBERDROLA y GAS NATURAL se observa una caída muy importante

de sus cuotas en el periodo 2005-2006, que reflejan su decisión de retirarse parcialmente

del negocio de comercialización. Por otra parte, en el mismo periodo, ENDESA aumentó

de forma significativa su cuota, y de forma más moderada lo hicieron también UNIÓN

FENOSA e HIDROCANTÁBRICO.

A partir de 2007, como consecuencia de la introducción del déficit ex ante, se registra

una recuperación del consumo en el mercado libre y también un repunte de las cuotas

de IBERDROLA y GAS NATURAL.

La estructura del mercado de comercialización resultante en 2008 indica una clara

prevalencia de ENDESA con una cuota del 67% en el segmento doméstico.

Figura 19. Evolución de las cuotas de mercado de los principales comercializadores en el mercado liberalizado

correspondiente al segmento de consumidores domésticos.

3 Subastas de Contratos de Energía

para el Suministro de Último

Recurso

Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 29

3 Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último

Recurso (Subastas CESUR)

El Convenio firmado en Braga el 18 de enero de 2008, que modifica el Convenio entre

el Reino de España y la República portuguesa relativo a la constitución de un Mercado

Ibérico de Energía Eléctrica, establece en el apartado 4 del Artículo 7 que las Partes se

comprometen a establecer subastas de adquisición de energía, bien físicas o financieras,

por parte de los suministradores de último recurso y que deberán garantizar un

suficiente desarrollo de los mecanismos coordinados de adquisición de energía

definidos en el ámbito del MIBEL de forma que el riesgo soportado por los

comercializadores de último recurso sea asumible, en los dos sistemas ibéricos, y las

fluctuaciones de los precios no pongan en peligro su viabilidad económico financiera.

3.1 Articulación de las subastas

La Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero14, por la que se regulan los contratos

bilaterales que firmen las empresas distribuidoras para el suministro a tarifa en el

territorio peninsular, establece la regulación general de las subastas de “Contratación de

Energía para el Suministro de Último Recurso”, o subastas CESUR. El objeto de dicha

Orden es regular la contratación bilateral de energía eléctrica con entrega física por

parte de las empresas responsables de realizar el suministro a tarifa en el territorio

peninsular.

Podrán participar como agentes compradores los distribuidores españoles15 (excepto

las empresas distribuidoras incluidas en la disposición transitoria undécima de la Ley

54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en territorio peninsular para el

suministro a clientes a tarifa) y el comercializador de último recurso portugués, y como

agentes vendedores los productores de energía eléctrica, tanto de régimen ordinario

como de régimen especial, los comercializadores y los consumidores que actúen

directamente en el mercado, así como sus respectivos representantes.

14 Con correcciones de errores publicadas en el BOE el 15 de junio de 2007 y el 2 de agosto de 2008.

15 A partir del 1 de julio de 2009, los comercializadores de último recurso españoles pasaron a

desempeñar el papel representado hasta la fecha por los distribuidores en el suministro regulado a tarifa (de

último recurso), tal y como señala el Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en

marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.


Antes de la celebración de cada subasta, se publican resoluciones de la Secretaría

General de Energía, específicas de cada subasta:

• La fecha de la subasta

• los precios de la primera ronda de la subasta

• el Volumen Objeto de Subasta (VOS)

• la fórmula de reducción de precios y

• la información sobre el exceso de oferta

Con anterioridad al desarrollo de la subasta, el regulador fija el precio de salida del

producto subastado lo suficientemente alto como para asegurar que acuda un número

suficiente de agentes presentando ofertas de venta por cantidades de energía que están

dispuestos a vender a ese precio. Las ofertas tendrán que realizarse en bloques de

energía de 10 MW.

Un precio alto inicial (P0) (ver Figura 20), fijado por el regulador, asegura la

participación de numerosos agentes vendedores. En cada ronda de la subasta, cada

agente participante realiza sus ofertas de venta de energía en bloques de 10 MW al

precio de salida.

Una vez los agentes han enviado sus ofertas, se cierra la ronda y el gestor de la

subasta analiza los resultados. Al ser el precio inicial muy alto y presentarse muchos

agentes, existe exceso de oferta sobre la demanda total que debe cubrirse y, por lo tanto,

el gestor de la subasta necesitará abrir una nueva ronda con un precio inferior al

anterior.

El precio de la siguiente ronda se calcula mediante algoritmos confidenciales para

evitar el juego estratégico de los participantes entre rondas.

El precio de salida para la ronda siguiente se ajusta a la baja en función de los excesos

de oferta hasta llegar a la ronda final en que la oferta iguala a la demanda. El precio de

equilibrio de la subasta se obtiene en esta ronda final.

Al realizarse las ofertas en bloques de energía (discretas) y en el caso de que la

cantidad total ofertada y la demandada no coincidan exactamente, el precio final de la

subasta se determina de acuerdo con un sistema de ajuste de cantidades y precios.


Figura 20. El precio de la electricidad para el suministro a tarifa se determina por la intersección de la curva de oferta

(O) y la curva de demanda (D)

3.1.1 Objetivos

En España, desde 1998, el coste de adquisición de la energía para el suministro a

tarifa integral reconocido ha sido el precio del mercado spot, a pesar de que las tarifas

finales se fijaban con horizonte anual16, lo que ha dado lugar a la aparición reiterada de

déficits. Para evitar esta situación se plantea que el suministro de último recurso esté

cubierto con contratos a plazo.

Con la modalidad de contratación propuesta en la Orden ITC/400/2007, de 26 de

febrero, se añade una posibilidad para que las empresas distribuidoras/CUR adquieran

16 En el Artículo 1.1 del Real Decreto 1634/2006, 2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa

eléctrica a partir de 1 de enero de 2007, se determina que “A partir del 1 de julio de 2007 y con carácter

trimestral, previos los trámites e informes oportunos, el Gobierno mediante Real Decreto, efectuará

modificaciones de las tarifas (…)”


energía para su venta a los consumidores a tarifa, además de las adquisiciones en el

mercado gestionado por OMEL y en el mercado a plazo organizado de OMIP.

Las antiguas subastas de distribución pasan a llamarse en la actualidad CESUR

(Contratos de electricidad para el suministro de último recurso), y resultan clave para

que los CUR adquieran parte de su energía. Con esta nueva modalidad de contratación,

se facilita un mecanismo automático de determinación de las tarifas de último recurso,

incorporando los precios de la subasta para contratos con compromiso firme de entrega

y periodo de ejecución coincidente con el periodo de vigencia de las tarifas.

3.1.2 Características de las subastas CESUR

Las subastas CESUR siguen un algoritmo de reloj descendente, con múltiples rondas

y multiproducto (de forma paralela y simultánea para múltiples productos), en el que

partiendo de una cantidad de energía a suministrar para el conjunto de

distribuidores/CUR y de unos precios de salida, se van reduciendo dichos precios a

medida que los participantes van retirando oferta (o trasladándola entre productos),

hasta que el mercado se equilibra, situación en la que no existe exceso de oferta en

ningún producto.

En las tres primeras subastas CESUR se ha negociado un producto carga base17

trimestral con entrega en el trimestre siguiente a la celebración de dichas subastas. De la

cuarta a la sexta subasta se han negociado dos productos en cada una de ellas, en

concreto, carga base trimestral y carga base semestral, ambos con inicio del periodo de

entrega el primer día del mes siguiente al que se realizan las subastas. En las subastas

séptima y octava se han negociado un producto carga base y un producto carga punta18,

ambos trimestrales y con periodo de entrega en el trimestre siguiente a la celebración de

dichas subastas. En la novena y la décima, estas ya para suministro a los CUR, se han

negociado dos productos de carga base trimestrales con periodo de entrega en el

17 El producto carga base consiste en el suministro de una cantidad de energía constante, en cada una de

las horas del periodo de entrega.

18 El producto carga punta consiste en el suministro de una cantidad de energía constante para cada una

de las 12 horas de cada día, comprendidas entre las 8:00 y las 20:00 horas (hora española), de todos los días

naturales, excepto sábados, domingos y festivos nacionales no sustituibles.


trimestre siguiente a la celebración de la subasta y en el consecutivo, y dos productos de

carga punta en iguales periodos de entrega19.

La potencia correspondiente a cada vendedor para cada producto se determina

mediante concurrencia según el procedimiento de subasta mencionado anteriormente y

viene expresada en bloques de 10 MW.

El reparto de dicha potencia entre los CUR y el comercializador de último recurso

portugués es el establecido por la regla de bilateralización estipulada en cada una de las

Resoluciones por las que se determinan las características de cada subasta. Cabe

destacar que dicha regla de bilateralización se determina previo análisis de las curvas de

carga de los CUR españoles, descontando, previamente, la energía de los mismos

comprometida a plazo por otros mecanismos de contratación de energía (OMIP y OTC).

Como resultado de estos análisis, los porcentajes de bilateralización de los

distribuidores españoles han variado desde la quinta subasta20, no siendo éste el caso

del porcentaje de adquisición establecido para el CUR portugués, que ha permanecido

invariable, en el 12%, a lo largo de las ocho subastas CESUR celebradas. Por otra parte,

debe tenerse presente que para las subastas con entrega de energía a partir del 1 de julio

de 2009, la participación de los comercializadores de último recurso en las subastas pasa

a ser voluntaria21.

Los contratos bilaterales firmados por los distribuidores han tenido hasta la entrada

del SUR entrega física22, y el punto de entrega de la energía contratada para el

suministro a tarifa ha sido, para todas y cada una de las distribuidoras, la zona española

del mercado ibérico de electricidad (MIBEL), según se especifica en las Resoluciones por

las que se establecen las características de cada subasta.

19 El producto carga punta de la novena y décima subasta consiste en el suministro de una cantidad de

energía constante para cada una de las 12 horas de cada día, comprendidas entre las 8:00 y las 20:00 horas

(hora española), de todos los días naturales, excepto sábados, domingos.

20 Cabe destacar que el inicio del periodo de entrega de la energía subastada en la 5ª subasta CESUR

comenzó el 1 de julio de 2008, fecha a partir de la cual desaparecen las tarifas generales de alta tensión, según

se establece en la disposición adicional cuarta del Real Decreto 871/2007.

21 Disposición adicional octava, 1, de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan

las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009.

22 De acuerdo con la Disposición adicional octava, 2, de la propia Orden ITC/3801/2008, las subastas con

entrega de energía a partir de 1 de julio de 2009 se podrán liquidar tanto por entrega física como por

diferencias.


En las subastas CESUR se han incluido diferentes mecanismos de protección del

nivel de competencia en la subasta, tanto antes como durante su celebración, y se han

apuntado criterios para su eventual suspensión. En concreto, antes de la celebración de

la subasta, si el número de sujetos calificados se considerase insuficiente o existiesen

argumentos que indicasen una insuficiente presión competitiva, la entidad responsable

de la ejecución, previa comunicación a la CNE, declarará suspendida la subasta.

Adicionalmente, durante la subasta, existen unos mecanismos encaminados a

salvaguardar la presión competitiva. Entre ellos, se pueden citar los siguientes:

• El establecimiento de load caps o límites a las ofertas indicativas de los

agentes, cuyo objetivo es limitar las ofertas de salida de los agentes de mayor

tamaño,

• La regla de reducción del VOS (confidencial), a aplicar, conforme a unos

criterios objetivos y bajo la supervisión de la CNE, en casos de insuficiente

presión competitiva durante la subasta,

• La información facilitada a los agentes sobre el exceso de oferta entre rondas,

a través de un rango de valores, debido a la incidencia que puede tener sobre

la pivotalidad de los postores a efectos del cierre de la subasta.

Por último, en la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, se especifica que la

Comisión Nacional de Energía es la entidad responsable de supervisar que el proceso de

la subasta se ha realizado de forma objetiva, transparente y no discriminatoria, y de

validar los resultados de la misma, conforme a los plazos legales establecidos.

Las comercializadoras de último recurso tienen la opción de acudir a la subasta

CESUR como compradores de energía. Para participar en las subastas CESUR los CUR

deberán solicitar a la CNE el volumen máximo objeto de compra. La CNE elevará a la

Secretaría de Estado de Energía las propuestas de volumen máximo, corregidas a la baja

en su caso. La Secretaría de Estado fijará la cantidad de contratos máximos a adquirir en

cada subasta por cada CUR. Se puede decir entonces que las CUR pueden adquirir

desde 0 MW a lo decidido por la Secretaría de Estado. En las dos subastas CESUR para

suministro a los CUR celebradas hasta la fecha, la cantidad subastada no cubría la

demanda esperada de los CUR.


3.2 Análisis de los precios de las subastas CESUR

3.2.1 Resultados de las subastas CESUR

En el año 2007, se celebraron tres subastas CESUR, en concreto, el 19 de junio, el 18

de septiembre, y el 18 de diciembre. En el año 2008 se han celebrado cuatro subastas, los

días 13 de marzo, 17 de junio, 25 de septiembre y 16 de diciembre. En el año 2009 se

celebró la octava subasta CESUR, el 26 de marzo, la novena, el 25 de junio y la décima el

15 de diciembre.

En la Tabla 2 se resumen los resultados de las ocho primeras subastas CESUR. Se

observa que el volumen subastado en la quinta subasta (2.700 MW con entrega en cada

una de las horas del tercer trimestre de 2008, como suma de los productos trimestral y

semestral, y 900 MW con entrega en cada una de las horas del cuarto trimestre de 2008)

fue inferior a los de las subastas anteriores, en parte por el efecto de disminución de la

demanda a tarifa generada por la eliminación de las tarifas generales de alta tensión

(Real Decreto 871/2007) a partir del 1 de julio de 2008. Adicionalmente, otro factor que

contribuyó a que el volumen subastado en la quinta subasta fuera inferior, es que en la

cuarta subasta ya se habían subastado 3.500 MW con entrega en el tercer trimestre de

2008 (Q3-08).

En la IX y X subasta los comparadores ya no son las distribuidoras si no las

comercializadoras de último recurso.

19-5-07 18-9-07 18-12-07I II III

tipo de producto B B B B B B B B B B PNº de ganadores 21 26 24 26 26 25 25 25 25 26 26Demanda agregada MW 6500 6500 6500 3500 3500 1800 900 2000 1000 3400 200precio final €/MWh 46.27 38.45 64.65 63.36 63.73 65.15 65.79 72.49 72.45 58.56 66.84

producto subastado Q3 07 Q4 07 Q1 08 Q2 08Q2 08Q3 08 Q3 08

Q3 08Q4 08 Q4 08

Q4 08Q1 09 Q1 09 Q1 09

tipo de producto B P B B P P B B P PNº de ganadores 24 24 29 30 29 30 25 27 25 27Demanda agregada MW 2400 450 5000 5000 670 670 4800 4800 540 600precio final €/MWh 36.58 38.22 42 45.67 47.6 51.31 39.43 40.49 43.7 44.52producto subastado Q2 09 Q2 09 Q3 09 Q4 09 Q3 09 Q4 09 Q3 09 Q4 09 Q3 09 Q4 09

15-12-09VIII IX X

26-3-09 25-5-09

16-12-08IV

13-3-08 17-5-08 25-9-08V VI VII

Tabla 2. Resultados de las ocho primeras subastas CESUR.

En la Figura 21 se recoge la demanda horaria agregada de los cinco distribuidores

españoles que participan en las subastas CESUR, desglosando la energía que han


adquirido a través de dichas subastas23. En la Tabla 3 se presenta la misma información

anterior, pero agregada por trimestres. Se observa que el volumen adjudicado en las

subastas CESUR ha representado entre el 21,6% y el 36,5% (mínimo y máximo

alcanzados en el segundo trimestre de 2009 y en el tercer trimestre de 2008,

respectivamente) de la demanda agregada trimestral de las empresas distribuidoras

para el periodo comprendido entre el 1 de julio de 2007 y el 30 de junio de 2009. Dicho

porcentaje máximo coincidió con la entrega en el tercer trimestre de 2008 del producto

semestral de la cuarta subasta CESUR (3.500 MW) y de los productos trimestral y

semestral de la quinta subasta (1.800 MW y 900 MW respectivamente).

Figura 21. Compras horarias de los distribuidores españoles (del 1-jul-07 al 30-jun-09)*. * Datos de compras reales

hasta el 31-dic-08 y compras previstas desde el 1-ene-09. Fuente CNE.

23 Desde el 1 de julio de 2007 al 31 de diciembre de 2008 son datos de compras en mercado diario. Desde

el 1 de enero de 2009, la demanda de los distribuidores se ha obtenido a partir de las previsiones que envían

las propias empresas distribuidoras, en cumplimiento de la Orden ITC/400/2007.


Tabla 3. Demanda trimestral de los distribuidores españoles* y peso de CESUR sobre la demanda agregada. * Datos de

compras reales hasta el 31-dic-08 y compras previstas desde el 1-ene-09

En la Figura 22 se presenta el precio medio diario en OMEL y el precio de liquidación

trimestral de las subastas CESUR24, obtenido como el precio medio ponderado por la

energía de cada uno de los productos carga base con entrega en el trimestre

considerado. Se puede observar que el precio de liquidación trimestral de las subastas

CESUR fue inferior, en media, al precio medio del mercado diario en el cuarto trimestre

de 2007 y en el primer y tercer trimestre de 2008. Por el contrario, el precio de

liquidación trimestral de las subastas CESUR fue superior, en términos medios, al precio

medio de contado en el tercer trimestre de 2007, en el segundo y cuarto trimestre de

2008 y en el primer trimestre de 2009.

24 Para hacerlo equivalente al precio medio diario del mercado de contado, sólo se han considerado los

productos en carga base de cada una de las subastas CESUR celebradas hasta la fecha.


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

jul-0

7

ago-

07

sep-

07

oct-

07

nov-

07

dic-

07

ene-

08

feb-

08

mar

-08

abr-

08

may

-08

jun-

08

jul-0

8

ago-

08

sep-

08

oct-

08

nov-

08

dic-

08

ene-

09

feb-

09

mar

-09

abr-

09

may

-09

jun-

09

jul-0

9

ago-

09

sep-

09

oct-

09

nov-

09

dic-

09

PMS

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

IX

46,27 €/MWh

38,45 €/MWh

64,65 €/MWh

63,55 €/MWh

64,44 €/MWh

70,93 €/MWh

61,95 €/MWh

36,58 €/MWh

42,00 €/MWh

45,67 €/MWh

Figura 22. Precio medio diario en OMIE y precio de liquidación trimestral de las subastas CESUR.

3.2.2 Relación del precio resultante de las subastas CESUR con el precio del mercado a plazo

En este apartado, se pretende observar si existe correlación entre el precio resultante

de la subasta CESUR y los precios que se han ido obteniendo en el mercado a plazo no

organizado durante los días próximos a la celebración de la subasta. Para ello se han

construido gráficas, una para cada subasta, que comparan el precio resultante de la

subasta CESUR con la cotización del mismo producto en el mercado OTC25.

Evidentemente, la cotización de CESUR sólo existe el día en que se realiza la subasta,

mientras que la cotización de OTC se toma para un intervalo de días adecuado en los

que se pueda realizar la comparación.

25 OTC: Over The Counter. Mercados a plazo con contratación bilateral en ninguna plataforma

estipulada. Las cotizaciones de la electricidad en este tipo de mercados las publican los brokers que

hacen de intermediarios en las operaciones. En este caso se han utilizado cotizaciones del broker ICAP.


40

42

44

46

48

50

52

09/05

/2007

11/05/2

007

13/05/2

007

15/05/20

07

17/05

/2007

19/05

/2007

21/05/2

007

23/05/2

007

25/05

/2007

27/05

/2007

29/05

/2007

31/05/2

007

ICAP

CESUR

Figura 23. Resultado I subasta CESUR del 19 de mayo de 2007.

37

38

38

39

39

40

40

41

41

23/0

8/200

7

25/0

8/200

7

27/0

8/2007

29/0

8/200

7

31/0

8/200

7

02/0

9/2007

04/0

9/200

7

06/0

9/200

7

08/0

9/2007

10/0

9/200

7

12/0

9/200

7

14/0

9/200

7

16/0

9/200

7

18/0

9/200

7

20/0

9/200

7

22/0

9/200

7

24/0

9/200

7

26/0

9/200

7

28/0

9/200

7

ICAP

CESUR

Figura 24. Resultado II subasta CESUR del 18 de septiembre de 2007.

55

57

59

61

63

65

67

69

20/1

1/200

7

22/1

1/200

7

24/1

1/200

7

26/1

1/200

7

28/1

1/200

7

30/11/2

007

02/1

2/200

7

04/1

2/200

7

06/1

2/200

7

08/1

2/200

7

10/1

2/200

7

12/12/2

007

14/1

2/200

7

16/12/2

007

18/1

2/200

7

20/1

2/200

7

22/1

2/200

7

24/1

2/200

7

26/1

2/200

7

28/12/2

007

ICAP

CESUR

Figura 25. Resultado III subasta CESUR del 18 de diciembre de 2007


59

60

61

62

63

64

65

25/02/2

008

27/02/2

008

29/02/2

008

02/03/2

008

04/03

/2008

06/03/2008

08/03/2008

10/03/2

008

12/03/2

008

14/03/2

008

16/03/200

8

18/03/2008

20/03/2008

22/03/2008

24/03/2008

26/03/200

8

28/03/200

8

30/03/200

8

CESUR

ICAP Q+1

ICAP Q+2

Figura 26. Resultado IV subasta CESUR del 13 de marzo de 2008

60

61

62

63

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29/04

/200

8

01/05

/200

8

03/05

/200

8

05/05

/200

8

07/05

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8

09/05

/200

8

11/05

/200

8

13/05

/200

8

15/05

/200

8

17/05

/200

8

19/05

/200

8

21/05

/200

8

23/05

/200

8

25/05

/200

8

27/05

/200

8

29/05

/200

8

31/05

/200

8

02/06

/200

8

CESUR

ICAP Q+1

ICAP Q+2

Figura 27. Resultado V subasta CESUR del 17 de mayo de 2008

70

71

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74

75

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77

03/09

/2008

05/09

/2008

07/09

/2008

09/09

/2008

11/09

/2008

13/09

/2008

15/09

/2008

17/09

/2008

19/09

/2008

21/09

/2008

23/09

/2008

25/09

/2008

27/09

/2008

29/09

/2008

CESUR

ICAP Q+1

ICAP Q+2

Figura 28. Resultado VI subasta CESUR del 25 de septiembre de 2008


50

52

54

56

58

60

62

21/1

1/20

08

23/1

1/20

08

25/1

1/20

08

27/1

1/20

08

29/1

1/20

08

01/1

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08

03/1

2/20

08

05/1

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07/1

2/20

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11/1

2/20

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13/1

2/20

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15/1

2/20

08

17/1

2/20

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19/1

2/20

08

21/1

2/20

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23/1

2/20

08

25/1

2/20

08

27/1

2/20

08

29/1

2/20

08

31/1

2/20

08

CESUR

ICAP

Figura 29. Resultado VII subasta CESUR del 16 de diciembre de 2008

32

33

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03/03

/2009

05/03

/2009

07/03

/2009

09/03

/2009

11/03

/2009

13/03

/2009

15/03

/2009

17/03

/2009

19/03

/2009

21/03

/2009

23/03

/2009

25/03

/2009

27/03

/2009

29/03

/2009

31/03

/2009

CESUR

ICAP

Figura 30. Resultado VIII subasta CESUR del 26 de marzo de 2009

39

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05/05

/2009

12/05

/2009

19/05

/2009

26/05

/2009

02/06

/2009

09/06

/2009

16/06

/2009

CESUR Q+1

CESUR Q+2

ICAP Q+1

ICAP Q+2

Figura 31. Resultado IX subasta CESUR del 25 de mayo de 2009


35

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23/11

/2009

25/11

/2009

27/11

/2009

29/11/20

09

01/12/20

09

03/12/20

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05/12/20

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07/12/200

9

09/12/200

9

11/12/200

9

13/12/200

9

15/12/200

9

17/12

/2009

19/12

/2009

21/12

/2009

23/12

/2009

25/12

/2009

27/12

/2009

29/12

/2009

CESUR Q+1

CESUR Q+2

ICAP Q+1

ICAP Q+2

Figura 32. Resultado X subasta CESUR del 15 de diciembre de 2009

3.3 Análisis de la demanda de los Comercializadores de Último Recurso

Como ya hemos comentado, la razón de ser de las subastas CESUR es que los

Comercializadores de Último Recurso puedan obtener la energía necesaria para

suministrar a sus clientes de último recurso y que el precio obtenido en dicha subasta

sirva para fijar el coste de la energía en la tarifa de último recurso. La administración fija

normalmente la cantidad de energía a subastar en un porcentaje (menor del 100%) de la

previsión de demanda de los CUR.

Para realizar las previsiones de demanda nos basaremos en consumos históricos de

este tipo de clientes que antes eran suministrados por las distribuidoras, a través de

estos datos obtendremos:

� Número de clientes, potencia contratada y energía consumida

� Perfil y apuntamiento del consumo

Introduciremos los riegos típicos en la previsión de la demanda asociados al

consumo doméstico:

� Paso de clientes del CUR al mercado libre durante el periodo

� Temperatura

La mejor información que podemos tener sobre el consumo del CUR es la curva

horaria de carga. Se ha estimado la curva de carga de consumo del CUR durante el

segundo semestre de 2009.


0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

1 274 547 820 1093 1366 1639 1912 2185 2458 2731 3004 3277 3550 3823 4096 4369

Horas

MW

Figura 33 Curva de carga de la demanda total de los clientes acogidos al CUR durante el segundo semestre de 2009

Se puede observar que la potencia media horaria mínima consumida por este

conjunto de clientes es de unos 4000 MW y que la potencia media horaria máxima

asciende a 20 000 MW. El total de energía consumida es de 48 TWh y la potencia media

horaria durante todo el periodo es de 10 900 MW.

Si analizamos la demanda de uno de los cinco agentes, obtenemos una demanda

durante todos los días del año que viene representada en el gráfico de la Figura 34.

Podemos observar que la dispersión en valles (en torno a 1500 MW) es menos que en

punta y llano (en torno a 3000 MW) y que la mínima potencia horaria suministrada ha

sido 1800 MW y la máxima 8000 MW.


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Horas

MW

Figura 34 Demanda horaria del CUR de un agente durante el segundo semestre de 2009

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1 136 271 406 541 676 811 946 1081 1216 1351 1486 1621 1756 1891 2026 2161

Horas

MW

Figura 35 Curva de Carga del CUR de un agente durante el tercer trimestre de 2009. La franja amarilla es el producto

base adquirido en la CESUR, la franja azul es el producto punta adquirido en la subasta CESUR y la línea azul

representa la demanda del CUR.

La potencia media demandada de los clientes del CUR del agente del tercer trimestre

de 2009 fue 4535 MW. La potencia adquirida por el CUR en la subasta asciende a 1872

MW en producto base y 308 MW en producto punta.


La cantidad de energía comprada por los CUR en las subastas es una cantidad

regulada. Si los CUR pudieran comprar toda su demanda en la subasta comprarían

productos punta y base de forma que se cumpla:

+

= ∑∑∑

=

=base

hmáxh

h

h hPbhPpP max

1

Ec. 1

Siendo: Ph la potencia demandada de en la hora h

Pp: número de contratos adquiridos de producto punta

Pb: número de contratos adquiridos de producto punta

hbase: las horas en las que se suministra producto base

3.4 Normativa por la que se regula el Suministro de Último Recurso

Directiva 2003/54/CE sobre normas comunes para el mercado interior de la

electricidad.

Ley 17/2007 por la que se modifica la Ley 54/1997 del sector eléctrico.

Real Decreto-Ley 6/2009 por el que se adoptan determinadas medidas en el sector

energético y se aprueba el bono social.

Real Decreto 1955/2000 por el que se regulan las actividades de transporte, distribución,

comercialización suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de

energía eléctrica.

Real Decreto 1435/2002 por el que se regulan las condiciones básicas de los contratos de

adquisición de energía y de acceso a las redes de baja tensión.

Real Decreto 485/2009 por el que se regula la puesta en marcha del suministro de

último recurso en el sector de la energía eléctrica.

Orden ITC/1659/2009 sobre mecanismo de traspaso y procedimiento de cálculo y

estructura de las tarifas de último recurso.

Orden ITC/1723/2009 por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de julio de

2009 y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial.


Resolución de 29 de junio, de la Dirección General de Política Energética y Minas

(DGPEM), por la que se establece el coste de producción de energía eléctrica y las

tarifas de último recurso a aplicar en el segundo semestre de 2009.

Real decreto-ley 6/2009 por el que se adoptan determinadas medidas en el sector

energético y se aprueba el bono social.

4 Estructura de la Tarifa de Último

Recurso

Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR) 48

4 Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR)

La tarifa de último recurso, es la tarifa estipulada por la administración que se cobra

a los clientes de menos de 10kW suministrados por la Comercializadora de Último

Recurso.

Figura 36. Cambio de situación de los clientes a tarifa tras la entrada en vigor del SUR

Como se puede observar en la Figura 36, antes de 1 de julio de 2009 los clientes

acogidos a la tarifa de baja tensión podía elegir entre ser suministrado por la

distribuidora con la denominada tarifa integral o bien aceptar una oferta para pasar al

mercado libre y ser suministrado por una comercializadora. A partir del 1 de julio el

cliente con derecho a TUR puede elegir entre una CUR o aceptar una oferta de

comercialización. Existirá un único tipo de tarifas de último recurso denominado Tarifa

TUR que se aplicará a los suministros efectuados a tensiones no superiores a 1 kV y con

potencia contratada menor o igual a 10 kW. Opcionalmente, los consumidores acogidos

a esta tarifa que dispongan del equipo de medida, podrán acogerse a la modalidad con

discriminación horaria que diferencie dos periodos tarifarios al día, periodo 1 y periodo

2.El cliente sin derecho a TUR deberá buscar una oferta para ser suministrado por una

comercializadora o quedar en la CUR con una tarifa fijada por el MITyC.

Las tarifas de último recurso se componen de un término de facturación de potencia

y un término de facturación de energía y, en su caso, un término por la facturación de la

energía reactiva. La suma de los términos mencionados constituye, a todos los efectos, el

precio de estas tarifas.


En las cantidades resultantes de la aplicación de estas tarifas, no se incluyen los

impuestos, recargos y gravámenes establecidos sobre el consumo.

4.1 Término de Potencia

El término de potencia de la tarifa de último recurso será el término de potencia de la

tarifa de acceso más el margen de comercialización fijo, calculado de acuerdo con la

siguiente fórmula:

MCFTPATPU += Ec. 2

Siendo:

TPU Término de potencia de la tarifa de último recurso.

TPA Término de potencia de la tarifa de acceso.

MCF Margen de comercialización fijo, expresado en Euros/kW y año.

En este trabajo no se valora si el margen de comercialización es suficiente para cubrir

los costes asociados a la actividad comercial.

4.2 Término de Energía

El término de energía de la tarifa de último recurso será igual a la suma del término

de energía de la correspondiente tarifa de acceso y el coste estimado de la energía,

calculados de acuerdo con la siguiente fórmula:

ppp CETEATEU += Ec. 3

Siendo:

p Subíndice que identifica el período tarifario. Tomará los siguientes valores: 0, para

tarifas de último recurso sin discriminación horaria. 1, para el periodo 1 y 2 para el

periodo 2.

TEUp Término de energía de la tarifa de último recurso en el periodo tarifario p.

TEAp Término de energía de la tarifa de acceso en el periodo tarifario p.


CEp Coste estimado de la energía suministrada en el período p, medida en el

contador del consumidor.

El coste estimado de la energía se calculará para cada trimestre y periodo tarifario

(p1 y p2) de acuerdo con la siguiente fórmula:

( )( )[ ]( )pppPPP PERDCAPPRSACEMDCE ++++= 11 Ec. 4

Donde,

CEMDp Coste estimado de la energía en el mercado diario asociada al suministro en

el periodo tarifario p.

SAp Sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema, asociados al suministro en el

periodo tarifario p.

PRp Prima por riesgo al que se encuentra sujeto el comercializador de último recurso

de acuerdo con la política de compras de contratos referidos al periodo tarifario p.

CAPp Pago por capacidad de generación correspondiente al consumo en el período p.

PERDp Coeficiente de pérdidas estándares establecido en la normativa para elevar a

barras de central el consumo leído en contador del consumidor en el periodo tarifario p.

En el caso de las tarifas sin discriminación horaria, el coste estimado de la energía en

el mercado diario, CEMDP0, se calculará ponderando el coste estimado de la energía en

el mercado diario en los periodos tarifarios P1 y P2 como sigue:

++=

21

22110

PP

PPPPP

EE

CEMDECEMDECEMD Ec. 5

Siendo: CEMDP0 Coste estimado de la energía en el mercado diario asociada al

suministro en el periodo tarifario 0.

EP1 Energía a suministrar en el periodo tarifario P1, de acuerdo con los perfiles

iniciales de consumo previstos para el trimestre correspondiente aprobados por

resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.





En caso de que el periodo de aplicación de las tarifas de último recurso se fije por un

periodo superior al trimestral, y siempre que dicho periodo sea un múltiplo de

trimestres enteros, el coste estimado de la energía se calculará para cada trimestre y se

obtendrá un coste medio ponderado.

Figura 37. Formación de la TUR

La ponderación del coste estimado para cada trimestre se corresponderá con el peso

relativo de la energía entregada en el mismo trimestre del año anterior sobre el total de

la energía entregada en el conjunto de los trimestres del año anterior que se corresponda

con el periodo de aplicación de las tarifas de último recurso. A efectos de calcular dichas

ponderaciones, se considerará la energía total consumida por todos los consumidores

con derecho al suministro de último recurso, con independencia de si fueron o no

suministrados por comercializadores de último recurso.

4.2.1 Determinación del coste estimado de la energía en el mercado diario: CEMD

El coste de la energía en el mercado diario CEMDp se estimará a partir del coste de

contratos a plazo con entrega en la zona española del mercado ibérico de electricidad y

en los bloques siguientes:


Bloque de horas de punta, correspondiente a las 8-20 horas de todos los días de lunes

a viernes.

Bloque de horas de base, correspondiente a todas las horas y en todos los días.

El coste de la energía en el mercado diario con entrega en el periodo p se estimará

como sigue:

( )puntapvallep

puntapuntappuntapvallevallepvallep

pEE

CCECCECEMD

,,

,,,,

++

=αα

Ec. 6

Donde:

αp,valle: Sobrecoste de apuntamiento para el consumo en el periodo tarifario p, en las

horas consideradas valle, calculado como el ratio entre el coste de la energía en el

mercado diario gestionado por el Operador del Mercado Ibérico - Polo Español en las

horas comprendidas en el periodo tarifario p incluidas en el periodo valle con el perfil

de consumo inicial de estos consumidores y el coste de la energía con un perfil de

consumo plano durante el período valle, todo ello calculado con los datos

correspondientes al mismo trimestre del año anterior. Se calculará de acuerdo con la

siguiente fórmula:

valle

NHvalle

hvalle

valleNHp

hvallep

vallep

hvallep

vallep

NH

P

PE

E

∑

∑

=,

,

,

,

,α Ec. 7

Donde:

NHp,valle Número de horas del periodo tarifario p incluidas en las horas consideradas

valle en el trimestre correspondiente del año anterior.

NHvalle Número de horas valle en el trimestre correspondiente del año anterior. Ep,hvalle

Energía suministrada en el periodo tarifario p, durante la hora h considerada valle, en el

trimestre correspondiente del año anterior.


Pp,hvalle Coste de la energía en el mercado diario gestionado por el Operador del

Mercado Ibérico - Polo Español Energía en el periodo tarifario p, durante la hora h

considerada valle, en el trimestre correspondiente del año anterior.

Phvalle Coste de la energía en el mercado diario gestionado por el Operador del

Mercado Ibérico - Polo Español Energía durante la hora h considerada valle, en el

trimestre correspondiente del año anterior.

Ep,valle Energía suministrada en el periodo tarifario p, durante las horas consideradas

valle de acuerdo con los perfiles iniciales de consumo, en el trimestre correspondiente

del año anterior.

CCvalle Coste de los contratos mayoristas con entrega en el bloque de valle,

considerando que son horas valle aquellas que no son punta. Se calculara de acuerdo

con la siguiente fórmula:

puntabase

puntapuntabasebase

valleNHNH

CCNHCCNHCC

−−

= Ec. 8

Siendo:

NHbase Número de horas de los contratos mayoristas con entrega en el bloque de

base.

CCbase Coste de los contratos mayoristas con entrega en el bloque de base.

NHpunta Número de horas de los contratos mayoristas con entrega en el bloque punta.

CCpunta Coste de los contratos mayoristas con entrega en el bloque punta.

αp,punta Sobrecoste de apuntamiento para el consumo en el periodo tarifario p, en las

horas consideradas punta, calculado como el ratio entre el coste de la energía en el

mercado diario gestionado por el Operador del Mercado Ibérico - Polo Español en las

horas comprendidas en el periodo tarifario p incluidas en el periodo punta con el perfil

de consumo inicial de estos consumidores y el coste de la energía con un perfil de

consumo plano durante el periodo punta, de acuerdo con la siguiente fórmula.


punta

NHpunta

hpunta

puntaNHp

hpuntap

puntap

hpuntap

puntap

NH

P

PE

E

∑

∑

=,

,

,

,

,α Ec. 9

Donde

NHp,punta Número de horas del periodo tarifario p incluidas en las horas consideradas

punta en el trimestre correspondiente del año anterior.

NHpunta Número de horas punta en el trimestre correspondiente del año anterior.

Ep,hpunta Energía suministrada en el periodo tarifario p, durante la hora h considerada

punta, en el trimestre correspondiente del año anterior.

Pp,hpunta Coste de la energía en el mercado diario gestionado por el Operador del

Mercado Ibérico - Polo Español Energía en el periodo tarifario p, durante la hora h

considerada punta, en el trimestre correspondiente del año anterior.

Ep,punta Energía suministrada en el periodo tarifario p, durante las horas consideradas

punta, de acuerdo con los perfiles iniciales de consumo en el trimestre correspondiente

del año anterior.

CCPunta Coste de los contratos mayoristas con entrega en el bloque de punta.

Los coeficientes p,valle y p,punta definidos podrán ser sustituidos por el Ministro de

Industria, Turismo y Comercio por mecanismos de mercado.

El coste estimado de los contratos mayoristas se calculará con referencia a los precios

del OMIP-OMIClear y/o de las subastas CESUR como sigue:

∑

∑=

k

ktc

k

ktcktc

tcFP

PFP

CC,

,,

Ec. 10

Siendo:

tc Subíndice identificativo del tipo de contrato: bloque de base o de punta.


CCtc Coste medio ponderado del tipo de contrato tc.

FPtc,k Factor de ponderación del precio de la subasta, tanto OMIP como CESUR, en la

sesión k para el tipo de contrato tc.

Ptc,k Precio de la subasta CESUR y/o de la subasta de apertura de OMIP, en la sesión

k para el tipo de contrato tc.

Se habilita a la Secretaría de Estado de Energía para que, mediante resolución,

determine los valores que, para cada período de cálculo de tarifas de último recurso,

tomarán los factores de ponderación utilizados en el cálculo del coste estimado de los

contratos mayoristas en punta y base.

4.2.2 Determinación del sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema.

El sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema (SAp) para cada periodo tarifario

p, se calculará como el valor en el mismo trimestre del año anterior del sobrecoste

correspondiente a los servicios de ajuste del sistema con el perfil de demanda de los

consumidores con derecho a acogerse al suministro de último recurso, de acuerdo con la

siguiente fórmula:

∑

∑

∈

∈=

ph

h

ph

hh

pE

ESA

SA Ec. 11

Siendo:

SAp Sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema en el periodo tarifario p

SAh Sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema en la hora h del periodo tarifario

p en el mismo trimestre del año anterior.

Eh Energía suministrada en el periodo tarifario p, durante la hora h considerada

punta, en el trimestre correspondiente del año anterior.

4.2.3 Prima por riesgo: PR

La prima por riesgo (PRp) refleja el sobrecoste que para los comercializadores de

último recurso supone el desfase existente entre el momento en el cual se considere que


se realiza la contratación y el momento de la entrega. El valor de la prima por riesgo

asociado a cada tipo de contrato se calculará ponderando, mes a mes, la prima de riesgo

correspondiente al número de meses de desfase por el peso relativo del factor de

ponderación, como sigue:

=∑

∑∑

=

= =K

k

ktc

K

k

n

m

ktc

tc

FP

FPmkPR

nPR

1

,

1 1

,),(1

Ec. 12

Siendo,

k Subíndice de subastas (k=1, 2,..., K).

m Subíndice de mes de entrega (m=1, 2,…, n)

PRtc,k Prima de riesgo correspondiente al tipo de contrato tc en la subasta k.

PR (k,m) Prima de riesgo correspondiente a los meses de desfase entre la subasta k y

el mes de entrega m. En el caso de que una subasta no sea válida, su prima de riesgo se

considerará igual a cero.

Nº meses de desfase

1 2 3 4 5 6

PR (k,m) 250 350 450 550 650 750

Tabla 4 Para el cálculo del valor de la prima por riesgo, se considerarán las primas por riesgo correspondiente al número

de meses de desfase a contar entre el mes de celebración de la subasta k y el mes de entrega m de la energía, especificadas

en puntos básicos.

Los valores para periodos superiores a los 6 meses se obtendrán por extrapolación de

los valores anteriormente indicados. Por resolución de la Dirección General de Política

Energética y Minas se podrán modificar estos valores de la prima por riesgo. FPtc,k Factor

de ponderación del precio de la sesión k de la subasta correspondiente, ya sea OMIP o

CESUR, para el tipo de contrato tc


El valor de la prima por riesgo asociado a cada periodo tarifario se calculará como

sigue:

puntaP PRPR =1 Ec. 13

baseP PRPR =2 Ec. 14

En el caso de las tarifas sin discriminación horaria, la prima por riesgo asociada, PRP0,

se calculará ponderando la prima por riesgo asociado a cada periodo tarifario P1 y P2

como sigue:

( )21

2211

pp

PpPp

poEE

PREPREPR

++

= Ec. 15

Siendo:

PRP0 Prima por riesgo asociada al periodo tarifario 0.







Antes de que transcurran 24 horas desde el momento de finalización de cada subasta

CESUR, los representantes nombrados por la Comisión Nacional de Energía deberán

validar los resultados, confirmando que no se han detectado comportamientos no

competitivos u otras faltas en el desarrollo de la misma. El precio resultante será

incorporado en el cálculo del coste de los contratos mayoristas.

4.3 Determinación de los componentes de la facturación de las tarifas de último

recurso.

Término de facturación de potencia: El término de facturación de potencia será el

producto de la potencia a facturar, Pot expresada en kW, por el precio del término de


potencia de la tarifa de último recurso, TPU expresado en Euros/kW y año, de acuerdo

con la fórmula siguiente:

PotTPUFPU *= Ec. 16

Término de facturación de energía activa: El término de facturación de energía activa

será el sumatorio resultante de multiplicar la energía consumida en cada período

tarifario E p expresada en kWh por el precio término de energía correspondiente TEUp,

expresado en Euros/ kWh, de acuerdo con la fórmula siguiente:

∑=p

ppTEUEFEU Ec. 17

5 Modelo de gestión de riesgos del

CUR

Modelo de gestión de riesgos del CUR 60

5 Modelo de gestión de riesgos del CUR

5.1 ¿Cuál es el riesgo del CUR?

Una vez que se ha celebrado la subasta CESUR correspondiente al suministro del

semestre siguiente, las compañías con CUR como ya hemos visto han sido

adjudicatarias de una energía en las subastas.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1 136 271 406 541 676 811 946 1081 1216 1351 1486 1621 1756 1891 2026 2161

Horas

MW

Figura 38 Posición del CUR de un agente durante el tercer trimestre del 2009. La franja amarilla es el producto base

adquirido en la CESUR, la franja azul es el producto punta adquirido en la subasta CESUR y la línea azul representa la

demanda del CUR.

La diferencia entre la energía que han adquirido en la subasta y la demanda que

tienen puede ser adquirida de distintas formas o combinación de estas:

• Compras a plazo

• Compras en el spot

• Producirlo con generación propia

Según lo visto en capítulos anteriores el precio de la TUR que pagan los clientes es

una tarifa aditiva que pretende recoger todos los costes asociados al suministro de la

energía. Estudiemos la tarifa durante el segundo semestre de 2009.


Subasta base PuntaQ3 €/MWh b.c. 42 47.6Q4 €/MWh b.c. 45.67 51.31S2 €/MWh b.c. 43.95 49.57

Subasta base PuntaQ3 MWh b.c. 4800 670Q4 MWh b.c. 5000 670

Tabla 5 Precio de la subasta y cantidad subastada en la IX subasta CESUR para el suministro de los CUR durante el

segundo semestre de 2009

CEMDp P0 P1 P2Q3 €/kWh 0.04237 0.04582 0.0388Q4 €/kWh 0.04572 0.05098 0.03961

SAp P0 P1 P2Q3 €/kWh 0.00255 0.00305 0.00178Q4 €/kWh 0.00302 0.00386 0.00161

PRp P0 P1 P2Q3 3.50% 3.50% 3.50%Q4 6.50% 6.50% 6.50%

CAPp P0 P1 P2S2 €/kWh b.c. 0.005712 0.005885 0.000993

PERDp P0 P1 P2S2 14.00% 14.80% 10.70%

Ponderación P0 P1 P2Q3 0.47 0.44 0.318Q4 0.53 0.56 0.682

CE P0 P1 P2Q3 €/kWh 0.05952 0.06481 0.04759Q4 €/kWh 0.06569 0.0738 0.0497

Tabla 6 Valor de los parámetros de la TUR durante el segundo semestre de 2009

A la vista de los parámetros veamos cuánto pagaba un cliente de un CUR en la tarifa

2.0 sin discriminación horaria durante el segundo trimestre de 2009.

CEMD 0.04415 SA 0.00280 PR 0.05090

CAP 0.00571

TUR2.0 A

1.34

0.33

TPU potencia €/kW mes

CE 0.0628

0.05

0.114693 TEU0 Energía €/kWh

TPA

MCF

TEA

1.675000


Tabla 7 Desglose de la TUR durante el segundo semestre de 2009 término de potencia y de energía

En el término de potencia se recoge el margen de comercialización reconocido para la

CUR. El término CE (Coste de la energía) tendría que ser entonces suficiente para pagar

todos los costes asociados a la generación, que como se comentó en el apartado anterior

son:

• CEMD: Coste de la energía en el mercado diario (fijado con la subasta más el

apuntamiento)

• SA: coste de los servicios de ajuste del sistema

• PR: prima de riesgo por posibles desajustes entre el CEMD estimado y el

CEMD real

• CAP: pago de capacidad que se recauda a los clientes para repartir entre los

generadores (pago regulado, libre de riesgo)

€/MWh b.c. TarifaSubasta 43.95 Apuntamiento 0.20 CEMD 44.15 PR 2.72 SA 2.80 CAP 5.71 €/MWh 55.38 perdidas 7.37 €/MWh p.s. 62.75

calc

ulo

del C

E

Tabla 8 Cálculo del coste de la energía para el segundo semestre de 2009

Las estimaciones de los parámetros anteriores pueden resultar bastante distintas de

la realidad, aunque para su determinación se utilicen los mecanismos de mercado más

competitivos, transparentes y los modelos más fiables. Debemos concluir que la CUR es

un negocio que no está libre de riesgo.

5.2 Identificación de los riesgos del CUR: Demanda y Precio

Estudiemos los riesgos en más profundidad:

• Riesgo de precio: Como ya se ha mencionado anteriormente el término CE

previsto en la subasta puede diferir del término real por distintos motivos:


1. Los CUR no pueden proveerse de toda la energía en la subasta. El precio base

de la subasta refleja la mejor estimación de PMD durante el periodo, sin

embargo, tal y como se estudió en la Figura 22 a posteriori hay notables

diferencias con la realidad. La prima de riesgo está diseñada para cubrir este

riesgo. No obstante, se ha demostrado que si el CUR ha de comprar en el spot

la energía que le falta para suministrar a clientes esta prima no es adecuada.

Por este motivo desde este trabajo se propone no dejar a pool esta energía.

2. Aunque hayamos adquirido en la subasta toda la energía necesaria para el

consumo del CUR, siguen siendo necesarias compras/ventas en el spot. La

subasta tiene dos productos, base y pico, para seguir el perfil del consumo

del CUR hay que balancearse en el mercado spot. Normalmente el balanceo

supone vender energía en el spot en horas valle – llano y comprar energía en

llano – punta. Este balanceo supone normalmente un coste neto que trata de

reflejarse en la tarifa como la diferencia entre el CEMD y el precio de la

subasta (lo que en la Tabla 8 llamamos apuntamiento)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Figura 39 Gestión del CUR un día tipo. Bloques rosas: Productos base y pico adjudicados en la subasta. Línea azul:

demanda del CUR en día tipo.

3. Los servicios de ajuste del sistema es el extracoste al sistema que producen

los Servicios Complementarios, las Restricciones Técnicas, las emergencias y

los desvíos. Los generadores cobran del sistema una cierta cantidad mensual

por dar estos servicios. Esta cantidad se reparte mensualmente entre los

comercializadores. Los comercializadores no tienen forma de repercutir este

coste exacto a sus clientes, ya que han tenido que considerar ex-ante y

constante durante el periodo de vigencia del contrato un valor para este

concepto. Por lo tanto los comercializadores tendrán saldos positivos o

Venta en el spot Compra en el spot


negativos por este concepto dependiendo de las necesidades del sistema cada

mes y de lo buenas que sean sus estimaciones. En el caso del CUR los clientes

realizan un pago mensual de 2,80 €/MWh que regula el ministerio.

Mensualmente existirán diferencias entre la recaudación y el coste de los

servicios del sistema que repercutirán positiva o negativamente en la cuenta

de resultados.

• Riesgo de demanda: la cantidad de energía consumida en el periodo tarifario

(6 meses) tiene un riego de cantidad importante.

1. Los clientes del CUR tienen la opción de abandonar la TUR y establecer un

contrato de energía con una Comercializadora Libre. Por tanto existe el riesgo

de fuga de clientes. Esta tasa de abandono del CUR está muy ligada a la

competencia en el mercado minorista y al atractivo que despierte la TUR en

los comercializadores libres para competir con ella. El abandono de clientes

no depende en ninguna medida de las actuaciones del CUR.

2. Aun cuando el CUR supiera exactamente con los clientes que va a contar

durante el periodo, el CUR es un consumo doméstico ligado fuertemente a la

temperatura.

3. Además de acertar con el consumo total del periodo es necesario determinar

cómo se distribuya esta energía horariamente. Los desvíos asociados al

programa de consumo del CUR es otro riesgo en el que incurre este negocio.

5.3 Análisis de la cuenta de resultados del negocio

Este apartado tiene por objetivo hacer un modelo de simulación de la cuenta de

resultados del negocio del CUR para poder planificar su gestión. Para empezar es

necesario hacer algunas hipótesis:

• No tendremos en cuenta los peajes para la cuenta de resultados pues es una

partida que directamente se traspasa a la CNE.

• Suponemos que el CUR solo cuenta con clientes en la tarifa 2.0 A sin

discriminación horaria. Esta hipótesis no se desvía mucho de la realidad ya

que los clientes con discriminación horaria apenas suponen el 10% de los

clientes del CUR.


• Suponemos que el déficit de energía de los CUR después de celebrarse la

subasta se suministra por la propia empresa generadora. Es decir, se descarta

la posibilidad de que se compre esta energía en el spot por tener demasiado

riesgo.

Ingresos

• La cantidad de energía comercializada E CUR por el término CE de la tarifa.

• Margen de comercialización (MCF) por la potencia contratada (P).

Costes

• Energía comprada en la subasta ,E CESUR, valoradas al precio de la subasta (p

CESUR)

• Energía comprada en OTC, E OTC, al precio de compra (p OTC)

• Energía producida con centrales propias, E CENTRALES, valorada al coste de

producción (C CENTRALES)

• Coste real de los servicios de ajuste, SA REAL

• Coste de los pagos por capacidad, CAP

La energía comercializada por el negocio resulta ser:

E CUR = E CESUR + E OTC + E CENTRALES Ec. 18

Se utilizará una notación primada a aquellas magnitudes que se refieran a puntos de

suministro (p.s.) y notación sin primar a las magnitudes en barras de central (b.c.)

Las compañías eléctricas con CUR, verticalmente integradas, tienen como filiales de

la matriz una empresa responsable del CUR26 y otra empresa que posee y gestiona los

26 Aunque ya se han mencionado, son:

ENDESA ENERGÍA XXI, S.L.

IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, S.A.U.

UNIÓN FENOSA METRA, S.L.

HIDROCANTÁBRICO ENERGÍA ÚLTIMO RECURSO, S.A.U.

E.ON COMERCIALIZADORA DE ÚLTIMO RECURSO, S.L.


activos de generación. Según hemos realizado el reparto de los riesgos, el negocio

repercute en ambas empresas. Hagamos el reparto de ingresos y costes por empresas:

CUR

Ingresos

• La cantidad de energía comercializada E CUR por el término CE de la tarifa.

• Margen de comercialización (MCF) por la potencia contratada (P).

Tomaremos el margen de comercialización publicado en la tarifa de 0,33

€/kWmes. Y supondremos que un CUR tiene clientes por potencia de 10 GW.

Costes

• Energía comprada en la subasta ,E CESUR, valoradas al precio de la subasta (p

CESUR)

• Energía comprada en OTC, E OTC, al precio de compra (p OTC)

• Energía producida con centrales propias, E CENTRALES, valorada al precio del

contrato bilateral entre el CUR y la empresa generadora, p centrales.

• Coste en tarifa de los servicios de ajuste, SA

• Coste de los pagos por capacidad, CAP

PMCFECEI CUR ** += Ec. 19

CURCURCENTRALESCENTRALESOTCOTCCESURCESUR ECAPESApEpEpEC ***** ++++= Ec. 20

( )

+++

+−++++=−=

CURCUR

CENTRALESCENTRALESOTCOTC

CESURCESUR

CUR

ECAPESA

pEpE

pE

PMCFECAPSAPRCEMDCIM

**

**

*

**

Ec. 21

( )

++

−++=−=CENTRALESCENTRALESOTCOTC

CESURCESUR

CURpEpE

pEPMCFEPRCEMDCIM

**

*** Ec. 22


Estableciendo que el margen de la CUR es el margen regulado:

PMCFM *= Ec. 23

h

kk

horas

dia

dias

mes

GW

kWGW

kWmesPMCFM

€6,4

€1000

€

2430

1010

€33.0*

6

=== Ec. 24

Despejamos el precio al que tienen que vender la energía las centrales.

( )CENTRALES

OTCOTCCESURCESURCUR

CENTRALESE

pEpEPRCEMDEp

*** −−+= Ec. 25

GENERADOR

Ingresos:

• La energía suministrada por las centrales E CENTRALES por el precio de

bilateralización de esta energía p CENTRALES

• Cuando ECENTRALES es negativa: La venta de este excedente en el mercado, al

precio del mercado p PMD

• Los SA por la E CUR

Costes:

• Los SA REAL por la E CUR

• Siempre que la E CENTRALES sea positiva: Los costes de generación de la central

a la que se ha asignado la energía al coste unitario de dicha central C CENTRAL

Si E CENTRALES <0 entonces:

[ ]CENTRALESPMDCURREALCURCENTRALESCENTRALES EpESAESAEpCIM **** +−+=−= Ec. 26

Si E CENTRALES > 0 entonces:

[ ]CENTRALESCENTRALESCURREALCURCENTRALESCENTRALES ECESAESAEpCIM **** +−+=−= Ec. 27


Si introducimos para las ecuaciones anteriores el valor de p CENTRALES obtenido en la

ecuación 28:


( )( )( ) PMDCENTRALESCENTRALESCESURreal

CESURCESURCESURCENTRALES

pEEESA

EpSAPRCEMDEECIM

−+−−−+++=−= * Ec. 28

Si E CENTRALES >0 entonces:

( )( )( ) CENTRALESCENTRALESCENTRALESCESURreal

CESURCESURCESURCENTRALES

CEEESA

EpSAPRCEMDEECIM

−+−−−+++=−= * Ec. 29

Si calculamos los máximos de la función anterior:


PMDreal

CENTRALES

PMD

CENTRALES

CENTRALES

pSAE

pESAPRCEMD

E

M −−∂

∂−++=

∂∂

Ec. 30

PMDreal

CENTRALES

PMD

CENTRALES pSASAPRCEMDE

pE −−++=

∂∂

Ec. 31

Si E CENTRALES >0 entonces:

CENTRALESreal

CENTRALES

CENTRALES

CENTRALES

CENTRALES

CSAE

CESAPRCEMD

E

M −−∂∂

−++=∂

∂ Ec. 32

CENTRALESreal

CENTRALES

CENTRALES

CENTRALES CSASAPRCEMDE

CE −−++=

∂∂

Ec. 33

Como podemos observar, el máximo, depende de valores de la regulación, de los

costes de generación con la que las centrales dan la energía a CUR, del precio horario, y

de la sensibilidad de los precios horarios y de los costes de las centrales con respecto a la

energía del CUR.


5.3.1 Escenario base

5.3.1.1 Hipótesis

• Para el cálculo se han tenido en cuenta los parámetros de la Tabla 8 (los del

suministro del CUR durante el segundo trimestre de 2009).

• Se considera la curva de carga del CUR para un trimestre según se muestra

en la Figura 40 que evoluciona desde 3500 MW hasta los 5700 MW en forma de

recta, como consecuencia la demanda en base del CUR asciende a 4600 MW.

• Como se observa en la misma figura el precio horario del mercado spot

evoluciona linealmente desde los 22 €/MWh hasta los 66 €/MWh

obteniéndose un precio medio en el periodo igual al previsto en la subasta

(CEMD).

3500

3750

4000

4250

4500

4750

5000

5250

5500

5750

6000

1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201

MW

h

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

€/M

Wh

Demanda SUR Precio horario

Figura 40 Hipótesis del modelo. Curva de carga de demanda y precio horario spot para el tercer trimestre de 2009.

• El CUR adquiere en la CESUR 4000 MW en base, y que esto constituye la

única energía que se adquiere a plazo para suministro del CUR.

• En las simulaciones se ha supuesto que el coste variable de la energía

producida con centrales cada hora es igual al precio horario del mercado spot

(PH) y que los servicios de ajuste reales son iguales a los de la tarifa.


5.3.1.2 Simulaciones

-10000.00

-7500.00

-5000.00

-2500.00

0.00

2500.00

5000.00

7500.00

10000.00

-500

-400

-300

-200

-100 0

100

20030

040

050

060

070

080

090

010

0011

0012

0013

0014

0015

0016

0017

00

E CENTRALES (MW)

€/M

Wh

Figura 41 Representación gráfica de la ecuación de p CENTRALES en función de la E CENTRALES

Como se puede observar en la gráfica la ecuación es válida siempre y cuando E

CENTRALES sea distinta de cero. E CENTRALES toma el valor 0 únicamente cuando el CUR

consume justo la energía comprada en CESUR. En este caso la función tiene una

discontinuidad asintótica. A pesar de esta discontinuidad, el producto E CENTRALES*p

CENTRALES es continua como podemos observar en la grafica de la Figura 42.


-1000.00

-500.00

0.00

500.00

1000.00

1500.00

2000.00

2500.00

3000.00

-500

-400-3

00-2

00-1

00 010

020

030

040

050

060

070

080

090

010

0011

0012

0013

0014

0015

0016

0017

00

E CENTRALES (MW)

€/M

Wh

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

k€

Figura 42 En rosa y referenciado al eje de la derecha se representa el ingreso de las centrales (producto E CENTRALES*p

CENTRALES) en función de la energía bilateralizada

Una E CENTRALES negativa significa que las centrales no producen para suministro al

CUR y que esa misma energía, con signo positivo, es un excedente de la cantidad

comprada en subastas.


-20

-10

0

10

20

30

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 43 Margen obtenido por la empresa generadora por suministro de las centrales al CUR.

El margen total durante el trimestre obtenido por la empresa generadora es el

resultado de integrar la curva de la Figura 43. Este margen asciende a: 29 M€. Para medir

el riesgo del margen de la empresa de generación dentro de este escenario utilizaremos

un indicador que denominaremos robustez calculado como la diferencia entre el valor

máximo y el valor mínimo que alcanza la curva en el intervalo de E CENTRALES

considerado. En este caso los valores mínimo y máximo son (-13, 22) k€, por lo que la

robustez vale 35 k€. Este parámetro nos informa de la variabilidad que tiene el margen

en función del punto de la curva de carga, lo que da idea de la volatilidad del margen y

por tanto del riesgo del negocio dentro de este propio escenario. Naturalmente cuanto

mayor sea el valor del indicador mayor es el riesgo del margen ante posibles variaciones

del perfil de consumo.

Si calculamos el margen total obtenido por el negocio del SUR, sumamos el margen

de la empresa generadora al margen de la CUR que asciende a 10 M€ y obtenemos 39

M€.


-10

0

10

20

30

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 44 Margen obtenido por el negocio total del SUR

Se puede observar que la curva de la Figura 44 es idéntica a la de la Figura 43 pero

trasladada 4,6 k€ hacia arriba que se corresponde con el margen del CUR. El único

riesgo que podría afectar al margen del CUR sería el de impago por parte de los clientes

(morosidad), el riesgo regulatorio (descenso del margen unitario en la tarifa), o el de

fuga de clientes. Todos los demás riesgos del margen del negocio del SUR están

asumidos por la empresa generadora.

5.4 Análisis de sensibilidades por escenarios

En este apartado se pretende analizar cuantitativamente la sensibilidad del margen

del negocio del SUR según los riesgos previamente mencionados. En todos los casos

analizaremos el riesgo del margen del negocio de generación ya que el CUR tendrá

margen constante en todos los escenarios. Salvo que se indique expresamente, las

hipótesis utilizadas serán las del escenario base.

5.4.1 Sensibilidad a la cantidad subastada

Como hemos mencionado anteriormente, la cantidad de energía subastada no es

gestionable por las empresas porque les es adjudicada de forma regulada. De todas


formas, es interesante observar cómo afecta la cantidad subastada al margen. En el caso

base el CUR era adjudicatario de 4000 MW en base. Veremos la sensibilidad a que no se

subaste nada, a que se le adjudiquen 2000 MW o a que se le adjudique la totalidad de su

demanda que en base se corresponde con 4600 MW.

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

3500 3700 3900 4100 4300 4500 4700 4900 5100 5300 5500 5700k€

E CENTRALES (MW)

Figura 45 Margen de la empresa generadora en función de la curva de carga cuando no se subasta energía en la

CESUR. El margen total del semestre asciende a 11 M€ y la robustez a 196 k€.


-60

-40

-20

0

20

40

60

1500 1700 1900 2100 2300 2500 2700 2900 3100 3300 3500 3700

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 46 Margen de la empresa generadora en función de la curva de carga cuando se le adjudican 2000 MW en base

en la CESUR. El margen total del semestre asciende a 20 M€ y la robustez a 108 k€..

-20

-10

0

10

20

30

40

-1100 -900 -700 -500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 47 Margen de la empresa generadora en función de la curva de carga cuando se le adjudican 4600 MW en base

en la CESUR (el totalidad de la demanda CUR). El margen total del semestre asciende a 32 M€ y la robustez a 27 k€.


Por lo tanto el escenario de mayor margen es aquel en el que la subasta contempla el

100% de la energía del CUR. Además es el escenario en el que el margen tiene menor

riesgo.

5.4.2 Sensibilidad a la demanda

En el caso base el CUR tenía una curva de carga que evolucionaba linealmente desde

los 3500 hasta los 5700 MW. Veamos qué ocurre si desplazamos dicha curva 500 MW

hacia abajo (escenario demanda baja) y qué ocurre si desplazamos la curva 500 MW

hacia arriba (escenario demanda baja). En ambos escenarios se considera que los tramos

de demanda (punta, llano y valle) crecen o decrecen en la misma cuantía. Otros análisis

de variación de demanda son posibles, como la variación del apuntamiento del

consumo (diferencia entre la energía consumida en valles y la energía consumida en

puntas) lo que originaría mayor o menor inclinación de la recta de carga.

La variación en la demanda lleva normalmente asociada una variación en los precios

del spot, ya que se demuestra una correlación positiva entre precios spot y demanda.

Para el escenario de demanda alta aumentaremos el PH 5 €/MWh cada hora y para el

escenario de demanda baja lo disminuiremos en 5 €/MWh

-20

-10

0

10

20

30

-1000 -800 -600 -400 -200 0 200 400 600 800 1000 1200

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 48 Margen de la empresa generadora en el escenario de demanda baja. El margen asciende a 27 M€ y la robustez

a 31 k€.


-30

-20

-10

0

10

20

30

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 49 Margen de la empresa generadora en el escenario de demanda alta. El margen asciende a 20 M€ y la robustez

a 58 k€.

5.4.3 Sensibilidad a que la tarifa no recoja los costes de generación

En el escenario base hemos obtenido 29 M€, suponiendo que en cada hora los costes

de las centrales que suministraban la energía al CUR eran iguales al PH. El coste

variable de las centrales que producen energía para el CUR ascendería a 54,6 €/MWh

(constante todas las horas) para obtener el mismo margen.


-20

-10

0

10

20

30

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 50 Margen de la empresa generadora en el escenario con costes de generación variables medios de

54,6 €/MWh. El margen asciende a 29 M€ y la robustez 13 k€.

Un coste muy alto si consideramos que el precio de la subasta fue de 42 €/MWh.

Podemos concluir entonces que es muy poco probable que la tarifa no recoja los costes

de generación. De hecho, normalmente ocurrirá que los costes variables medios de

generación sean inferiores al precio de la subasta. Veamos los escenarios de que los

costes variables medios de generación sean el precio de la subasta (42 €/MWh), la mitad

de este precio (21 €/MWh) y costes nulos de generación (lo que equivaldría a producir

con hidráulica o renovables).


0

5

10

15

20

25

30

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 51 Margen de la empresa generadora en el escenario con costes de generación variables medios de 42 €/MWh. El

margen asciende a 47 M€ y la robustez a 21 k€.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700

k€

E CENTRALES (MW)




0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700

k€

E CENTRALES (MW)



5.4.4 Sensibilidad al precio spot

Supongamos que el precio spot experimenta una caída o ascenso en todos los niveles.

Digamos que el valor es de +- 20 €/MWh. El precio medio del pool se situaría en valores

de 24 y de 64 €/MWh para los escenarios de caída y de repunte del pool

respectivamente. Valoremos el margen de estos escenarios con estos nuevos valores de

PH.


-10

0

10

20

30

40

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 54 Margen de la empresa generadora en el escenario de caída del precio del pool. El margen asciende a 55 M€ y la

robustez a 38 k€.

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700k€

E CENTRALES (MW)

Figura 55 Margen de la empresa generadora en el escenario de repunte del precio del pool. El margen asciende a 2 M€ y

la robustez a 67 k€.


En este escenario conviene observar el mismo efecto si los costes medios de

generación en vez de ser el PH, son costes constantes que alcanzan los 54,6 €/MWh.

-5

0

5

10

15

20

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 56 Margen de la empresa generadora en el escenario de caída del precio del pool con costes variables medios de

generación constantes. El margen asciende a 26 M€ y la robustez a 22 k€.

0

5

10

15

20

25

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 57 Margen de la empresa generadora en el escenario de repunte del precio del pool con costes variables medios de

generación constantes. El margen asciende a 32 M€ y la robustez a 13 k€.


Es interesante observar la fortaleza del margen cuando los costes de generación son

constantes.

5.4.5 Sensibilidad a los Servicios de Ajuste

Como hemos visto los Servicios de Ajuste del sistema aparecen como consecuencia

de la solución restricciones técnicas y del ajuste de la curva de casación de los mercados

diarios e intradiarios a la curva de demanda real, lo que se denominan servicios

complementarios. Evidentemente esto supone un sobrecoste que varía mensualmente

de pendiendo de la necesidad de estos servicios. La tarifa recoge unos SA históricos. El

margen de la empresa generadora es dependiente en gran medida del coste real de los

servicios de ajuste. Observemos qué ocurre cuando los SA reales se duplican (escenario

de SA altos) o los SA se rebajan la mitad (SA bajos)

-10

0

10

20

30

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 58 Margen de la empresa generadora en el escenario de SA bajos. El margen asciende a 43 M€ y la robustez a 33

k€.


-30

-20

-10

0

10

-500 -300 -100 100 300 500 700 900 1100 1300 1500 1700

k€

E CENTRALES (MW)

Figura 59 Margen de la empresa generadora en el escenario de SA altos. El margen asciende a 1 M€ y la robustez a 39

k€.

5.5 Análisis de resultados

En el análisis por escenarios realizado los resultados obtenidos de las dos

variables analizadas, margen y robustez se pueden observar en la Tabla 9.

Escenario Margen M€ Robustez k€Costes de generación 0 €/MWh 108 92 Costes de generación 21 €/MWh 78 56 Precio spot bajo 55 38 Costes de generación 42 €/MWh 47 21 Coste de servicios de ajuste bajos 43 33 Cantidad subastada 4600 MW 32 27 Precio spot alto y costes de generación 54,6 €/MWh 32 13 Base 29 35 Costes de generación 54,6 €/MWh 29 13 Demanda Baja 27 31 Precio spot bajo y costes de generación 54,6 €/MWh 26 22 Cantidad subastada 2000 MW 20 108 Demanda Alta 20 58 Cantidad subastada 0 MW 11 196 Precio spot alto 2 67 Coste de servicios de ajuste altos 1 39

Tabla 9 Margen y robustez de los escenarios considerados en el análisis


-

20

40

60

80

100

120

Costes degeneración0 €/MWh


Precio spotbajo


Coste deservicios deajuste bajos

Cantidadsubastada4600 MW

Precio spotalto y

costes degeneración

54,6€/MWh

Base Costes degeneración

54,6€/MWh

DemandaBaja

Precio spotbajo y


54,6€/MWh


DemandaAlta

Cantidadsubastada

0 MW

Precio spotalto

Coste deservicios deajuste altos

Figura 60 Distribución de los márgenes en M€ por escenario obtenidos por la empresa generadora gracias al contrato bilateral firmado con el CUR. En naranja se puede observar el caso o escenario

base que está en la moda de la distribución.

-

50

100

150

200

250



Precio spotbajo


Coste deservicios deajuste bajos


Precio spotalto y


54,6€/MWh

Base Costes degeneración

54,6€/MWh

DemandaBaja

Precio spotbajo y


54,6€/MWh


DemandaAlta

Cantidadsubastada

0 MW

Precio spotalto

Coste deservicios deajuste altos

Figura 61 Distribución de la robustez de los márgenes, en k€ por escenario obtenidos por la empresa generadora, gracias al contrato bilateral firmado con el CUR.


En el escenario base, la generación obtiene 30 M€ al trimestre por la gestión de la

energía del CUR, según el contrato y las hipótesis que se ha propuesto en este

trabajo. El resto de escenarios mantienen las hipótesis del caso base a no ser que

explícitamente se comente.

Analicemos primeramente los escenarios de margen mayor al escenario base. Si

analizamos el escenario en el que se subasta la cantidad total de la demanda CUR

que se han supuesto en esta tesis, 4600MW en base, la actividad de generación gana

un pequeño margen extra de 3 M€ y aumenta la robustez del escenario. Si por el

contrario la cantidad subastada es nula, 0 MW en base, el margen del escenario

disminuye drásticamente 18 M€. Este efecto se debe a la gran penalización que

ejercen las horas de mayor demanda CUR que coinciden con las de mayor precio

spot. Tal y como se puede observar en la Figura 45 , a la vez la robustez de escenario

cae tremendamente, siendo este el escenario de mayor riesgo del margen. En un

escenario intermedio dónde la cantidad subastada es de 2000 MW en base la

situación es intermedia. Por tanto podemos afirmar que al negocio CUR le interesa

que la subasta sea por el total de la energía, primero porque obtiene un margen

mayor cuando esto es así por efecto del perfil del consumo del CUR y segundo, que

el riesgo del negocio aumenta cuando no se subasta toda la energía.

Aunque parezca evidente, el modelo nos confirma que si sube el precio del spot

el negocio tiene menor margen (hay que recordar que se está considerando que el

coste de la generación horariamente es el precio spot de esa hora) por tener mayor

margen y haber fijados los ingresos. Ocurre lo contrario en el caso de Predio spot

bajo.

Los dos escenarios de servicios de ajuste, resultan fáciles de comprender, cuando

los servicios de ajuste son más altos de lo previsto en la tarifa (coste de servicios de

ajuste altos) el negocio reduce su margen porque ingresa por este concepto menos

de lo que recibe. Lo contrario ocurre en el caso contrario. Es interesante observar

cómo los servicios de ajuste pueden anular prácticamente el margen del negocio.

Los servicios de ajuste resultan bastantes volátiles en el mercado español y

responden a aspectos tan imprevisibles como la eolicidad, hidraúlicidad,

indisponibilidad de centrales… constituyen un aspecto a controlar importante en el

margen del negocio.


Los escenarios de demanda son difíciles de explicar, ya que ambos se sitúan en el

lado de menos margen del caso base. La explicación a este hecho es que el de

demanda baja sitúa el máximo de la curva de carga del margen en zonas dónde las

centrales apenas bilateralizan energía al CUR. El caso de demanda alta en cambio se

ve muy penalizado por las horas de punta de demanda como ocurría al caso en el

que se subastaba poca energía en la subasta CESUR.

También se han realizado escenarios con costes de generación distintos al precio

horario. Es decir costes fijos de diferentes cuantías. El caso extremo es el de

bilateralizar energía de coste de generación cero como podría ser hidráulica o

nuclear. Evidentemente este caso es el que obtiene un margen más acusado,

concretamente de 108 M€. Si consideramos unos costes de generación de 21

€/MWh, unos costes medios aceptables para cualquier agente del mercado, nuestro

margen disminuye considerablemente hasta un margen de casi 80 M€. Si

consideramos unos costes de generación de 42 €/MWh, que podría ser un coste

característico de la generación térmica durante el segundo semestre del año 2009

(primer semestre CUR) de cualquier agente del mercado, nuestro margen alcanza

los casi 50 M€. Si nuestros costes de generación medios son iguales al coste de

adquisición del perfil CUR en el mercado spot (Caso de coste de generación de 54,6

€/MWh) obtenemos un margen igual al del caso base, esto aunque al hacerlo resulte

evidente no está demás comprobarlo para verificar la validez del modelo y la

coherencia de los razonamientos.

Se han realizado dos casos interesantes que combinan, fijar los costes de

generación a 54,6 €/MWh y modificar el precio spot del escenario. Cuando el spot

es bajo, la venta de energía sobrante comprada en CESUR se vende en el spot a bajo

precio, dando como consecuencia márgenes inferiores al mismo caso pero con el

spot del caso base. Sin embargo cuando el precio es alto por el efecto contrario se

consigue más margen. Recordemos que cuando hemos analizado los casos en que

variaba el spot únicamente, los resultados eran totalmente opuestos. Además eran

escenarios mucho más abiertos y con más riesgo y menos robustez. Esto constituye

una eficaz cobertura natural al riesgo del margen de la energía que queda larga al

spot.

6 Conclusiones

Conclusiones 89

6 Conclusiones

Como consecuencia del proceso de liberalización del mercado eléctrico en

España era necesaria la desaparición de las tarifas integrales a las que estaban

acogidos los clientes de baja tensión con potencia contratada inferior a los 15 kW.

Por esta misma causa y para cumplir con las directivas europeas sobre separación

de actividades comerciales y de redes era necesario que las distribuidoras dejaran de

suministrar electricidad a los clientes. Fruto de estas dos necesidades nace en el

mercado ibérico la figura del Suministrador de Último Recurso, que es un estado

intermedio entre la liberalización plena, dónde el regulador no emite ninguna señal

de precio “justo” de la electricidad y el régimen anterior de tarifas integrales

totalmente reguladas.

Esta ampliación de la comercialización a los clientes domésticos (considerandola

como un mercado a plazo minorista de electricidad) requiere, como hemos visto, un

amplio desarrollo del mercado a plazo mayorista, dónde los comercializadores

puedan adquirir la energía que luego venderán a los clientes finales.

Como hemos comprobado a lo largo de este trabajo, el Suministro de Último

Recurso, cambia radicalmente el escenario en el que las empresas del sector eléctrico

realizan su actividad. Las empresas distribuidoras dejan de ser suministradoras de

energía para convertirse únicamente en responsables de la red de distribución. La

energía que antes suministraban estas empresas pasa a ser comercializada por los

Comercializadores de Último Recurso. Las compañías que en su estructura tenían a

una de las 5 grandes distribuidoras tienen obligación de crear una CUR para

cumplir con su compromiso. Los clientes en baja tensión y de menos de 10 kW (la

mayoría de ellos suministrados antes por la distribuidora) tienen derecho a ser

suministrados por una CUR o si no quieren contratar el suministro en el mercado

libre. De esta forma en 2009, los negocios liberalizados de estas empresas adquieren

el compromiso de suministrar a TUR unos 80 TWh, que supone aproximadamente

un tercio de la demanda total (ver Figura 16).

La TUR se fija semestralmente por un método de cálculo determinado por la

administración. Consta de un término de facturación de potencia que incluye parte

Conclusiones 90

de los peajes y el margen de comercialización. Y un término de facturación de

energía que incluye lo que queda de peajes y el coste de generación propiamente. El

coste de generación tiene en cuenta una estimación del coste de adquisición del

perfil CUR en el mercado diario (coste reflejado en el término CEMD cuyo

subyacente es el precio de la subasta CESUR), una estimación de los servicios

complementarios, una prima de riesgo y los pagos por capacidad.

Durante el desarrollo del trabajo hemos distinguido dos funciones de las

subastas CESUR. El primero, ser el principal mercado de compra de electricidad de

los CUR y por tanto, el subyacente de energía de la TUR. Aunque tal y como hemos

visto, en las CESUR celebradas hasta la fecha, el propio regulador haya reducido la

energía subastada (ver Figura 21 y Tabla 3). El segundo, ser el principal mecanismo de

venta a plazo de los generadores del MIBEL (ver Figura 5 y Figura 11)

La importancia que tienen estas subastas ha merecido un análisis detallado de los

precios, las curvas de oferta y las curvas de demanda.

El análisis de precios de la subasta CESUR (ver Figura 22) muestra que el precio

medio del mercado diario durante el periodo de vigencia de los contratos no se

corresponde con el precio de la subasta, salvo en la VII subasta. Algo normal y que

ocurre con cualquier producto que tenga cotizaciones spot y futuros. Existen

periodos en los que el precio de la subasta está por encima del precio medio del

mercado spot: I, IV, VI, VII, IX y X. Y periodos en los que el precio de la subasta está

por debajo del precio medio del mercado spot: II, III y V.

Sin embargo, como era de esperar, el precio de la subasta está fuertemente

correlado con la cotización del futuro de electricidad con subyacente el mercado

spot de OMEL correspondiente al periodo de vigencia de los contratos. Si

observamos desde la Figura 23 hasta la Figura 32 comprobamos que el precio de la

CESUR se acerca pero no coincide exactamente con los futuros. En las subastas III,

IV, V, IX y X, el precio de la subasta estuvo por encima del futuro. En las subastas VI

y VII fue aproximadamente el mismo valor. Y en las subastas I y VIII, el precio de la

subasta fue inferior a al precio de los futuros.

La previsión de demanda del CUR se puede estimar considerando los históricos

del segundo semestre del año 2009 y corrigiéndolo según previsiones de variación

Conclusiones 91

global de la demanda que realiza el operador del sistema. Gracias a este método

obtenemos una curva de carga del CUR que es prácticamente lineal y que

evoluciona desde los 6000 MW hasta los 16500 MW.

Este suministro no está exento de riesgos. Para mitigar el riesgo de los

suministros de electricidad a plazo en suministros a clientes de la comercializadora

libre se intenta fijar el coste de la energía una vez conocido el precio de venta.

Evidentemente se supone que en un mercado libre y competitivo las

comercializadoras venden únicamente cuando saben que pueden cerrar unos costes

de energía inferiores a los ingresos que obtendrán por ella. Bajo este tipo de

suministro los CUR, que no son libres de decidir, fijan sus ingresos cuando se

publica la orden de tarifas al comienzo de cada semestre. La orden de tarifas que tal

y como se ha explicado tiene por subyacente de energía la subasta CESUR que a su

vez es la mejor expectativa de precio semestral para el PMD del mercado español.

En este momento los CUR tienen determinado el coste de aproximadamente un 50%

de la energía que han adquirido a través de la CESUR, y cuyo margen está

parcialmente libre de riesgo. ¿Dónde podrá el CUR adquirir el otro 50% de energía?

Desde esta tesis se proponen varias soluciones: comprarla diariamente en el

mercado spot, adquirirla en mercados a plazo o, aprovechando la capacidad de

generación eléctrica que tienen estos agentes verticalmente integrados, producirla

con centrales propias. Esta última es la solución que se propone y se elabora.

Las principales ventajas del contrato bilateral es aislar al CUR de todo riesgo de

mercado y de gran parte del riesgo regulatorio del negocio eléctrico. El CUR es un

mero agente comercial que responde ante el cliente y ofrece un servicio obligatorio.

El CUR por tanto no deberá contar con recursos humanos que desarrollen la

estrategia de mercado, inteligencia comercial, evaluación de presupuestos, grandes

activos en sus balances, equipo técnico para comunicarse con los mercados, con el

Operador del Sistema, licencias, avales… Todo esto será gestionado por la empresa

generadora que con apenas esfuerzo adicional, ya que cuenta con todas estas

herramientas para el trabajo diario de su negocio, será capaz de llevarlo a cabo.

De dicha la solución, hay que concretar, sin entrar en legalismos: precio, cantidad

y duración del contrato. La duración del contrato será de seis meses, que es la

vigencia de la tarifa. La empresa generadora asumirá el riesgo de que haya dos

Conclusiones 92

precios distintos para cada semestre al celebrarse dos subastas por semestre. La

cantidad será la denominada producto full requirement. Esto significa que la

empresa CUR consumirá el perfil que le sea menester, sin pagar penalización por

desvíos. El CUR realizará una previsión horaria de su demanda pero será la

empresa generadora la responsable última de la previsión definitiva. Por este

servicio el CUR pagará a la empresa generadora un precio unitario por MWh fijo,

durante todas las horas de todo el semestre. Este precio surge de una de las

hipótesis principales de esta tesis: el margen del CUR tiene que ser igual al margen

reconocido en la tarifa para el CUR. Este margen se cobra en la tarifa en el término

de potencia. El margen del CUR se obtiene al restar los ingresos del suministro27 a

clientes, de los costes variables28 que origina este suministro. Fruto de este

desarrollo que se puede ver con detalle en la tesis, obtenemos el precio del contrato.

Posteriormente, evaluamos el margen que la empresa generadora obtiene por la

gestión del negocio derivado de su contrato con el CUR. Para el cálculo de este

margen necesitamos el precio del contrato anterior que determinará sus ingresos y

evaluaremos los costes de esa energía, que desde el lado de la empresa generadora

serían los costes de generación, en función del PH29. Concretamente, igualando el

coste unitario de generación al PH, obtenemos el margen adicional que obtiene la

generadora como consecuencia del contrato con el CUR. Es evidente que si la

generadora ha asignado la energía que suministra al CUR a su generación más

barata obtendrá un sobreingreso. De esta forma vemos claramente cual es el coste de

oportunidad entre vender esa generación al pool o venderla en este tipo de contrato

bilateral a la empresa generadora. El margen total del negocio SUR de una empresa

será la suma del margen CUR más el margen que obtiene la generadora por

gestionar esta energía.

Para la evaluación de estos márgenes se ha realizado un modelo que según las

ecuaciones expuestas en los capítulos de esta tesis y las hipótesis explicadas,

argumentadas y contrastadas es capaz de generar una distribución del margen

27 De estos ingresos se sustrae los costos regulados del sistema que son liquidados por la CNE

28 En estos costes no se contemplan gastos de personal ni tributos.

29 PH: Precio horario del mercado spot de OMEL en la zona española

Conclusiones 93

unitario en función de la cantidad de energía producida por las centrales30. A partir

de esta distribución obtendrá el margen trimestral del negocio.

El riesgo del margen se observa a través de un análisis por escenarios, variando

los principales factores de riesgo que se han expuesto durante este trabajo.

Las principales aportaciones de este trabajo son:

1. Analizar cómo decisiones regulatorias y variaciones en el mercado

afectan al margen del negocio, haciendo sencillas hipótesis y gracias a un

sencillo análisis de escenarios.

2. Establecer una cobertura natural del riesgo del margen del negocio del

CUR al traspasar la gestión de la energía a la empresa generadora

mejorando la eficiencia de las compañías.

3. Conseguir que una empresa constituida por normativa del regulador

obtenga el margen reconocido por la legislación.

4. Dotar de herramientas al negocio para prever sus resultados y gestionar

sus flujos económicos.

Pero, sobre todo, este trabajo se perfila como una primera aproximación a un

tema crucial y de gran envergadura durante los próximos años en el MIBEL que es y

será el Suministro de Último Recurso.

30 Recordemos que la energía que el CUR produce con centrales propias es el total de su demanda

menos la cantidad comprada en la subasta CESUR.

Anexo Bibliografía

A Bibliografía 95

A Bibliografía

La presente tesis cuenta con bibliografía referenciada y documentada en los pies

de página. La presente lista es una recopilación de dichas referencias así como de

documentos que sin estar citados en el texto se han consultado para la elaboración

del trabajo o instituciones a las que se ha acudido para extraer información.

� CNE: http://www.cne.es/cne/Home

� REE: http://www.ree.es/

� OMEL: http://www.omel.es/frames/es/index.jsp

� ICAP: http://www.icap.com/

� OMIP: http://www.icap.com/

� Informe de descripción de funcionamiento del MIBEL (Trabajo realizado por el

consejo de reguladores del MIBEL en noviembre de 2009)

� Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la

energía eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa, hecho en

Santiago de Compostela el 1 de octubre de 2004.

� Real decreto 485/2009 de 3 de abril

� Real decreto Ley 6/2009 de 30 de abril de 2009

� Orden ITC/1659/2009 de 22 de junio de 2009

� Orden ITC/1723/2009 del 26 de junio de 2009

� Resolución del MITyC de 26 de junio de 2009

� Resolución del MITyC del 29 de junio de 2009

� Resolución del MITyC del 29 de diciembre de 2009

� Boletines mensuales de asuntos eléctricos y económicos (CNE)

pfm modelo de gestión del riesgo del suministro de último … · trabajo y la consecución de los...

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