Introducción
En una sociedad cada vez más electrificada es importante entender el coste de consumir energía eléctrica. Este coste se puede dividir en cuatro grandes grupos: compra en el mercado, transporte, distribución y otros costes regulados e impuestos. En este artículo nos centraremos en analizar principalmente los costes asociados con el transporte y gestión de la red y, por lo tanto, relacionados directa o indirectamente con Red Eléctrica de España (REE en adelante).
Con una red de más de 40000 km de líneas de alta tensión REE es la encargada en exclusiva de la operación del sistema eléctrico y del transporte de la electricidad. Cualquier generador o consumidor que quiera conectarse a la red deberá iniciar una relación con REE. Mantener la seguridad de suministro y desarrollar una red fiable es costoso y conlleva una serie de costes que el operador repercute sobre todos los agentes participantes bajo diferentes mecanismos definidos en el correspondiente Boletín Oficial del Estado (BOE). Sin entrar en detalle sobre cada concepto describiremos en que consiste cada uno de los costes de la electricidad que REE repercute a los consumidores finales y los clasificaremos por su magnitud durante el año 2018.
Para facilitar la comprensión de los lectores menos familiarizados con el funcionamiento del mercado eléctrico se recomienda consultar el artículo “Fundamentales del mercado eléctrico Ibérico”, accesible desde nuestro blog aquí.
Los costes del sistema
El primer coste al que nos referimos son los costes por desvíos (DSV), ya comentados con profundo detalle en una entrada previa de nuestro blog (enlace). A modo de resumen este coste es generado por una diferencia entre la energía programada inicialmente por un consumidor y la finalmente medida en barras de central. Esta diferencia provoca que el operador tenga que gestionar esa diferencia para asegurar un correcto balance demanda-generación. Asociado a este coste surge el concepto de Saldo Desvíos (EXD) qué básicamente representa la asignación del excedente o del déficit del saldo derivado de la valoración de los propios desvíos del sistema.
Los siguientes costes que analizamos están relacionados con las gestiones del operador para solventar restricciones técnicas. Las restricciones PBF (RT3) hacen referencia al coste de ajustar el Programa Diario Base de Funcionamiento (PBF) debido a limitaciones técnicas en el sistema que impidan la entrega y transporte de energía eléctrica. En este sentido el consumidor debe pagar también la gestión del operador en cuanto a restricciones en tiempo real (RT6), que también surge de la necesidad de ajustar constantemente los programas de las unidades de programación en función de las limitaciones técnicas del sistema en tiempo real.
Por otra parte, y con el objetivo de asegurar que la demanda siempre quede cubierta por la potencia de generación, se pone en marcha una reserva de potencia adicional a subir (PS3). Dicha reserva asegura una capacidad disponible superior en caso de que sea necesario activarla ante una situación anómala y no prevista. En línea con asegurar una capacidad suficiente para cubrir la demanda eléctrica nacen también los Pagos por capacidad (PC3) de obligado cumplimiento para comercializadoras y consumidores directos. Estos pagos por capacidad, regulados, nacieron como incentivos a la inversión en centrales principalmente de Ciclo combinado que ofrecieran al sistema eléctrico una potencia de seguridad.
Es necesario para los consumidores de electricidad además hacer frente al coste de Banda Secundaria (BS3), coste que nace de la necesidad del operador de disponer de un mecanismo de rápida actuación para corregir alteraciones repentinas en el sistema que provoquen desviaciones en la frecuencia del sistema (y por tanto en su estabilidad). En línea con los compromisos que un agente participante adquiere en los diferentes sistemas de ajuste mencionados previamente nace el Incumplimiento de Energía de Balance (BALX), que engloba los costes asociados al incumplimiento de asignación neta a subir y a bajar de energía para gestión de desvíos y/o terciaria.
En relación con los intercambios internacionales surgen dos conceptos que REE repercute a los participantes en el sistema. El Intercambio de Apoyo Con Precio (IN3) representa el sobrecoste de intercambios de apoyo con precio establecido (tanto de importación como de exportación). Es decir, se deriva de los sobrecostes de los intercambios de energía con otros sistemas fronterizos a través de las interconexiones que el Operador del Sistema haya necesitado poner en marcha. El concepto Intercambio de Apoyo Sin Precio o Saldo Cuentas (IN7) refleja la compensación horaria por los intercambios de apoyo que realice REE mediante la devolución de energía entre sistemas.
Otro coste de operación del sistema eléctrico es el denominado Control de Factor de Potencia (CFP), el cual surge de la necesidad de diseñar medidas de control para la integración de nuevas tecnologías en la red, principalmente energías renovables que por sus características técnicas tienen más riesgo de desestabilizar el sistema.
Por último y no por ello menos importante o de menor cuantía comentamos el Servicio de Interrrumpibilidad (SI3). Este servicio, regulado al igual que el PC3, representa el coste de la potencia ofrecida por grandes consumidores, que, ante petición del Operador del Sistema, deberán cesar o reducir su demanda para garantizar la estabilidad del sistema. Este servicio ha provocado mucha controversia por el elevado coste que supone a los consumidores y su dudosa utilidad puesto que en los últimos años se ha activado en contadas ocasiones.
Conviene una vez más recalcar que tanto el Servicio de Interrrumpibilidad como los Pagos por Capacidad son costes regulados y fijados por el gobierno mientras que los otros costes se engloban dentro de lo que denomina Servicios de Ajuste y muchos de ellos son fijados en mercados abiertos regidos por las leyes propias de oferta y demanda.
2018
Red Eléctrica publica todos los costes mencionados anteriormente en las sucesivas liquidaciones que realiza. Aunque los costes finales de 2018 no se conocerán hasta finales del 2019 adelantamos a continuación los valores que estos conceptos tienen en una de las liquidaciones parciales de REE (liquidación C2). Debe el lector entender por lo tanto que estos valores son una aproximación de los valores finales y en ningún caso deben tomarse como definitivos sino como una estimación.
Tabla 1. Costes Medios en €/MWh
Se aprecia por lo general una disminución de los costes de gestión del sistema eléctrico español en 2018 con respecto al año anterior. Sin embargo, dicha disminución se ve completamente eclipsada por la subida en el precio medio del mercado OMIE, el cual pasó de un valor medio aproximado de 53€ en 2017 a uno de 58€ en 2018, incrementándose un 9%. Por lo tanto, aunque los Servicios de Ajuste y el Sistema de Interrrumpibilidad se hayan reducido entorno a un 1.3% y un 40% respectivamente, será difícil que el consumidor final pueda disfrutar de esta mejoría.
El coste más elevado de los Servicios de Ajuste se deriva de mantener el equilibrio entre generación y demanda principalmente a través de la resolución de restricciones PBF y de la regulación secundaria. Destaca así mismo los elevados costes de Pagos por Capacidad y el Servicio de Interrumpibilidad que, a pesar de las mencionadas restricciones con respecto a 2017, mantienen un considerable impacto sobre la factura del consumidor final. Por ejemplo, un consumidor directo en tarifa 6.x cuyo consumo anual se situé entorno a los 35 GWh puede terminar pagando cifras superiores a los 35000€ al año por cada uno de los conceptos anteriores (los precios mostrados son medias y que en función de las características del consumidor directo pueden variar notablemente).
Hemos visto que, sin tener en cuenta los impuestos y el mercado spot, los costes de gestión del sistema ascienden a valores entorno a los 6 ó 7€/MWh. Sumar este coste al ya elevado precio del mercado spot de la electricidad y de los correspondientes impuestos conlleva que tengamos unos precios de la electricidad finales excesivamente elevados y no debe perderse nunca de vista el objetivo de reducir dichos costes si queremos tener sistema eléctrico competitivo.
Más información con respecto a los costes del sistema puede ser consultada en el último documento sobre Servicios de Ajuste del Sistema Avance 2018 publicado por REE en este enlace.
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