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
Índice de Figuras v
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
Índice de Figuras v
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
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€.. 79
Figura 52 Margen de la empresa generadora en el escenario con costes de generación
variables medios de 21 €/MWh. El margen asciende a 78 M€ y la robustez a 56 k€. . 79
Figura 53 Margen de la empresa generadora en el escenario con costes de generación
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
Índice de Figuras v
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.
La gestión de riesgos del SUR mediante mercados a plazo 24
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).
La gestión de riesgos del SUR mediante mercados a plazo 25
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
La gestión de riesgos del SUR mediante mercados a plazo 26
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.
La gestión de riesgos del SUR mediante mercados a plazo 27
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 30
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 31
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 (…)”
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 32
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 33
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 34
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 35
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
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 36
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 37
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 38
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 39
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
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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
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2/200
7
10/1
2/200
7
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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
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 40
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
64
65
66
67
68
29/04
/200
8
01/05
/200
8
03/05
/200
8
05/05
/200
8
07/05
/200
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
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/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
72
73
74
75
76
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
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 41
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
2/20
08
03/1
2/20
08
05/1
2/20
08
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2/20
08
09/1
2/20
08
11/1
2/20
08
13/1
2/20
08
15/1
2/20
08
17/1
2/20
08
19/1
2/20
08
21/1
2/20
08
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
34
35
36
37
38
03/03
/2009
05/03
/2009
07/03
/2009
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13/03
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23/03
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27/03
/2009
29/03
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31/03
/2009
CESUR
ICAP
Figura 30. Resultado VIII subasta CESUR del 26 de marzo de 2009
39
40
41
42
43
44
45
46
47
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
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 42
35
36
37
38
39
40
41
23/11
/2009
25/11
/2009
27/11
/2009
29/11/20
09
01/12/20
09
03/12/20
09
05/12/20
09
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 43
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 44
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 45
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.
Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (Subastas CESUR) 46
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.
Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR) 49
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.
Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR) 50
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.
Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR) 51
EP2 Energía a suministrar en el periodo tarifario P2, 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:
Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR) 52
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.
Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR) 53
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.
Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR) 54
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.
Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR) 55
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
Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR) 56
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
Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR) 57
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.
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.
EP2 Energía a suministrar en el periodo tarifario P2, 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.
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
Estructura de la Tarifa de Último Recurso (TUR) 58
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.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 61
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
Modelo de gestión de riesgos del CUR 62
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:
Modelo de gestión de riesgos del CUR 63
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
Modelo de gestión de riesgos del CUR 64
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.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 65
• 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.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 66
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
Modelo de gestión de riesgos del CUR 67
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
Modelo de gestión de riesgos del CUR 68
Si introducimos para las ecuaciones anteriores el valor de p CENTRALES obtenido en la
ecuación 28:
Si E CENTRALES <0 entonces:
( )( )( ) 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:
Si E CENTRALES <0 entonces:
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.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 69
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.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 70
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.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 71
-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.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 72
-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€.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 73
-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
Modelo de gestión de riesgos del CUR 74
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€.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 75
-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€.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 76
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€.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 77
-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.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 78
-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).
Modelo de gestión de riesgos del CUR 79
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)
Figura 52 Margen de la empresa generadora en el escenario con costes de generación variables medios de 21 €/MWh. El
margen asciende a 78 M€ y la robustez a 56 k€.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 80
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)
Figura 53 Margen de la empresa generadora en el escenario con costes de generación variables medios de 0 €/MWh. El
margen asciende a 108 M€ y la robustez a 92 k€.
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.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 81
-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€.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 82
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€.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 83
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€.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 84
-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
Modelo de gestión de riesgos del CUR 85
-
20
40
60
80
100
120
Costes degeneración0 €/MWh
Costes degeneración21 €/MWh
Precio spotbajo
Costes degeneración42 €/MWh
Coste deservicios deajuste bajos
Cantidadsubastada4600 MW
Precio spotalto y
costes degeneración
54,6€/MWh
Base Costes degeneración
54,6€/MWh
DemandaBaja
Precio spotbajo y
costes degeneración
54,6€/MWh
Cantidadsubastada2000 MW
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
Costes degeneración0 €/MWh
Costes degeneración21 €/MWh
Precio spotbajo
Costes degeneración42 €/MWh
Coste deservicios deajuste bajos
Cantidadsubastada4600 MW
Precio spotalto y
costes degeneración
54,6€/MWh
Base Costes degeneración
54,6€/MWh
DemandaBaja
Precio spotbajo y
costes degeneración
54,6€/MWh
Cantidadsubastada2000 MW
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.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 86
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.
Modelo de gestión de riesgos del CUR 87
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)
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