ANÁLISIS DEL SOBRECOSTE DE RESTRICCIONES TÉCNICAS … entre ser agresivo ofreciendo unas...

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

ANÁLISIS DEL SOBRECOSTE DE RESTRICCIONES TÉCNICAS Y SU

POSTERIOR APROXIMACIÓN PARA LA GESTIÓN DEL RIESGO EN LOS AÑOS 2017

Y 2018

Autor: Jose Alejandro Moyano de Llano

Director: Pablo Martín Rubio

Madrid Julio 2017

Jose Alejandro Moyano de Llano

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20

18

Análisis del sobrecoste provocado por las

restricciones técnicas del sistema eléctrico

1

Resumen

Dentro de las diferentes ofertas realizadas por las empresas comercializadoras se

pueden encontrar diferentes riesgos para la propia compañía. Así, mientras que en las

ofertas Pass Through el comercializador no afronta ningún riesgo en lo referente al

sobrecoste de restricciones técnicas, en la realización de ofertas de precio fijo el

comercializador se encuentra expuesto a las variaciones en estos componentes de

servicios de ajuste al tener que ser previstos en la oferta meses antes del suministro.

Como es habitual en mercados altamente competitivos, los suministradores más

arriesgados en cuanto al análisis de las restricciones técnicas sean elegidos por los

consumidores, lo cual fuerza al resto de suministradores a bajar sus previsiones de

restricciones técnicas para ser competitivos.

De este modo, el comercializador se ve expuesto a una situación en la que si la

previsión no es correcta y el sobrecoste real de restricciones es superior al previsto, el

comercializador recibirá la el valor previsto en la oferta, y deberá traspasar la cantidad

real, por lo que incurrirá en pérdidas. Así, el suministrador deberá tener en cuenta el

compromiso entre ser agresivo ofreciendo unas restricciones más bajas que el resto de

suministradores y ofrecer un concepto de sobrecoste de restricciones suficientemente

alto como para tener ciertos beneficios provenientes del suministro eléctrico.

La situación actual es de un decremento lineal del concepto de restricciones

técnicas, con lo que las ofertas ganadoras en los tenders serán aquellas que apliquen

unas restricciones incluso cercanas a 1,5 €/MWh frente a unos valores cercanos a 3

€/MWh en los últimos años. Es por ello que en el año 2016 con unas condiciones de

restricciones técnicas tan extremas, es necesario hacer un análisis con el que ver si estas

restricciones seguirán descendiendo y se podrá ofrecer unos valores de 1,5 €/MWh a

futuros suministros o si las restricciones volverán a los valores estándar de los últimos

años.

Es por ello que se analiza el sobrecoste de restricciones técnicas en función de

los márgenes contributivos de los ciclos combinados y las centrales de carbón para ver

el valor esperado en función de los costes variables que tendrán estas tecnologías en

2017 y 2018, así como los precios esperados en estos años a partir de los datos estáticos

de los precios futuros en OMIP.

Tras alcanzar un valor estimado y aproximado del sobrecoste de restricciones

técnicas por un método estacionario en el tiempo como es el de los márgenes

contributivos en el que no se tiene en cuenta la evolución del sistema, se han de

modificar esos datos a partir de los resultados obtenidos de estudios dinámicos como la

utilidad marginal de las inversiones de Red Eléctrica de España que podrían reducir la

energía redespachada por restricciones y por tanto el sobrecoste asociado a este



2

concepto, o el estudio de arranques de las centrales térmicas que podrían verse

afectados por la mayor variabilidad de precios asociada a la integración de un mayor

número de plantas renovables.

Como conclusión, se estima que el sobrecoste de restricciones técnicas podría

seguir con el descenso actual frente a los valores de años anteriores pero sin llegar a

valores tan bajos como los experimentados en los últimos meses. Así, rondarían los 2,5

€/MWh en los años 2017 y 2018, siendo datos aproximados y sujetos a cualquier tipo de

circunstancia no esperada.



3

Abstract

Within the offers made by retailing companies, there are different risks for

suppliers. Hence, while in Pass Through offers the retailer does not face any risk

regarding the overcost of technical constraints, regarding fixed price offers the retailer is

exposed to variations in ancillary services’ prices. In addition, the extreme competition

in electricity supplies makes suppliers reduce their concepts’ forecasts to the lowest

possible value to win electricity tenders, forcing each other so that the retailer with the

riskiest technical constraints assumptions will be selected to supply the customer.

However, if the forecast is not correct and the actual overcost of technical

constraints is higher than expected, the retailer will receive the expected amount from

the customer, and will have to transfer the real costs from technical constraints, so the

retailer will incur in losses. Thus, the supplier must take into account the compromise

between being aggressive by offering lower constraints than other suppliers and offering

a high enough concept of technical constraints overcost to have certain benefits from the

electricity supply.

The current electricity sector is facing a linear decrease in the concept of

technical constraints, which means that the suppliers winning tenders will be those that

applied technical constraints overcosts close to 1.5 €/MWh compared to values around 3

€/MWh in the last years. This is why currently, with such extreme technical constraints

in 2016, it is necessary to carry out an analysis to see whether if these constraints will

continue to fall and thus offer values of 1.5 €/MWh for future supplies or if these

constraints will return to the standard values of recent years.

This is why the technical constraints overcosts are analyzed in this thesis when

related to contribution margins of combined cycles and coal plants to see the expected

value of this variables from the variable costs that will have these technologies in 2017

and 2018, as well as the expected prices in these years from the static data of future

prices in OMIP.

After reaching an estimated and approximated value of the overcost of technical

constraints by a stationary method over time such as the contribution margins in which

the evolution of the system is not taken into account, these data must be modified from

the results obtained from dynamic studies such as the marginal utility of the investments

of Red Eléctrica de España that could reduce the redispatched energy due to technical

constraints and therefore the extra cost associated with this concept, or the study of

thermal plant starts that could be affected from a higher variability due to the bigger

integration of more renewable energy plants.

As a conclusion, it is estimated that the overcost of technical constraints could

continue with the current decline compared to the values of previous years but without



4

reaching values as low as those experienced in recent months. Thus, this concept might

stand around 2.5 €/ MWh in years 2017 and 2018, being approximated data and subject

to any kind of unexpected circumstance.



5

Índice

Índice ............................................................................................................................... 5

Índice de figuras ........................................................................................................... 9

Índice de tablas ........................................................................................................... 13

Capítulo 1: INTRODUCCIÓN .............................................................................. 15

1.1. Evolución de la comercialización de electricidad en España desde la

liberalización ..................................................................................................... 17

1.2. Composición del precio final liberalizado de la electricidad: Modalidades de

contratación ....................................................................................................... 19

1.2.1. Riesgos del suministro eléctrico para el comercializador ................................. 21

1.3. Introducción a las restricciones técnicas, enfoque del problema y solución ..... 22

Capítulo 2: ESTADO DEL ARTE ............................................................. 27

2.1. El sector eléctrico español ................................................................................. 29

2.1.1. El proceso de liberalización del sector eléctrico español .................................. 29

2.1.2. La integración de fuentes de energía renovable ................................................ 31

2.1.3. Mercados ibéricos de electricidad ..................................................................... 34

2.1.3.1. Mercados organizados por OMIE ................................................................. 34

2.1.3.1.1. Mercado Diario ......................................................................................... 34

2.1.3.1.2. Mercado intradiario .................................................................................. 37

2.1.3.2. Mercados gestionados por REE .................................................................... 38

2.1.3.2.1. Servicios auxiliares del sistema ................................................................ 39

2.1.3.2.1.1. Mecanismo de solución de restricciones técnicas .................................... 40

2.1.3.2.1.2. Servicios de balance ................................................................................. 41

2.1.3.2.1.2.1. Reserva adicional de potencia a subir ................................................... 41

Capítulo 3: APROXIMACIÓN AL ESTUDIO ......................................... 45

3.1. Correlaciones .................................................................................................... 47



6

Capítulo 4: ESTUDIO DEL CSS Y CDS ........................................................... 51

4.1. Cálculo del CSS y CDS desde 2012 hasta 2016 ...................................................... 54

4.1.1. Cálculos de los costes variables de las centrales térmicas .................................... 54

4.1.1.1. Cálculo de los costes variables de un ciclo combinado ..................................... 55

4.1.1.2. Cálculo de los costes variables de las centrales de carbón importado .......... 57

4.1.1.3. Cálculo de los costes variables de las centrales de carbón nacional ............. 59

4.1.2. Ingresos de las centrales térmicas desde el año 2012 hasta el 2016 .................. 59

4.1.3. El Clean Spark Spread y el Clean Dark Spread de las centrales térmicas ........ 60

4.2. Análisis del CSS y CDS .................................................................................... 62

4.3. Previsión de funcionamiento de las centrales térmicas en el mercado diario en

2017 y 2018 ....................................................................................................... 67

4.3.1. Cálculo del CSS y CDS para los años 2017 y 2018 .......................................... 70

4.4. Estudio del sobrecoste de restricciones técnicas a partir del valor del CSS ...... 72

4.5. Estudio del sobrecoste de restricciones técnicas a partir del valor del CDS ..... 74

4.6. Conclusiones ..................................................................................................... 76

Capítulo 5: ESTUDIO DE LA ENERGÍA REDESPACHADA POR

RESTRICCIONES TÉCNICAS ........................................................................... 79

5.1. Inversiones realizadas por Red Eléctrica de España ......................................... 84

5.2. Evolución de las energías redespachadas en el mercado de restricciones técnicas

86

5.3. Cálculo de la utilidad marginal de las inversiones de Red Eléctrica de España 89

5.4. Energía redespachada por restricciones técnicas esperada en los años 2017 y

2018 ................................................................................................................... 90

5.5. Estudio de la energía redespachada por restricciones técnicas por periodo

tarifario .............................................................................................................. 94

5.6. Estudio de las ofertas en el mercado de restricciones técnicas por periodo

tarifario .............................................................................................................. 98

Capítulo 6: ESTUDIO DE LOS ARRANQUES DE LAS CENTRALES

TÉRMICAS Y SU INFLUENCIA EN EL SOBRECOSTE DE

RESTRICCIONES TÉCNICAS ........................................................................................ 99



7

Estudio de los arranques de las centrales térmicas ......................................................... 99

6.1. La situación actual de las centrales térmicas en España y su implicación en las

ofertas del mercado de restricciones ................................................................ 103

6.2. Relevancia del número de arranques en el sobrecoste de restricciones técnicas

106

6.3. Estudio del número de arranques y su coste en el mercado de restricciones

técnicas ............................................................................................................ 109

6.3.1. Estudio del número de arranques y su coste en el sobrecoste de restricciones

técnicas ............................................................................................................ 110

6.3.2. Costes totales en función de los tipos de arranque .......................................... 111

6.3.3. Costes de arranques en función del precio medio mensual del mercado diario ....

......................................................................................................................... 114

6.3.4. Costes de arranques en función de variaciones ............................................... 116

6.3.4.1. Costes de arranques en función de la variación de energía eólica .............. 117

6.3.4.2. Costes de arranques en función de la variación del precio del mercado diario 117

6.3.4.3. Costes de arranques en función de la variación de la demanda residual .... 119

6.4. La integración de energías renovables y su influencia en los arranques ......... 120

Capítulo 7: CONCLUSIONES ............................................................................ 123

BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................... 129

Anexo I: Instalaciones eléctricas puestas en marcha durante los años 2012 a 2016 ..... 133

Anexo II: Energía redespachada por período tarifario en cada región de la Península

Ibérica ........................................................................................................................... 151



8



9

Índice de figuras

Figura 1: Evolución del número de comercializadores con un volumen significativo de clientes

en las zonas de distribución de las cinco grandes empresas eléctricas, desde 2011 a 2015.

............................................................................................................................................ 18

Figura 2: Valores de CR3 para los diferentes países europeos en los sectores eléctrico y gasista.

Fuente: ACER .................................................................................................................... 19

Figura 3: Composición del precio final de la electricidad. Fuente: REE .................................... 20

Figura 4: Evolución del sobrecoste de restricciones técnicas del programa base de

funcionamiento (PBF). Fuente: REE .................................................................................. 24

Figura 5: Porcentaje de demanda cubierta por energías renovables desde 2006 hasta 2015 ...... 32

Figura 6:Energía vendida a partir de contratos bilaterales en la Península Ibérica. Fuente:

MIBEL ................................................................................................................................ 35

Figura 7: Países participantes del PCR. Fuente: Energy Solutions ............................................. 36

Figura 8: Mecanismo de “clearing” del mercado diario de OMIE. Fuente: OMIE..................... 36

Figura 9: Organización del mercado intradiario en España. Fuente: MDPI ............................... 38

Figura 10: Ejemplo de operación de Servicios Auxiliares. Fuente: REN ................................... 40

Figura 11: Correlaciones del sobrecoste de restricciones técnicas con cada rango de precios del

mercado diario .................................................................................................................... 49

Figura 12: Costes variables de los ciclos combinados ................................................................ 56

Figura 13: Costes variables de las centrales de carbón importado .............................................. 58

Figura 14: Costes de las centrales de carbón nacional ................................................................ 59

Figura 15: Evolución del CSS y CDS ......................................................................................... 60

Figura 16: Beneficio de los generadores en el mercado diario ................................................... 61

Figura 17: Evolución temporal del sobrecoste de restricciones técnicas, el CSS y el CDS ........ 62

Figura 18: Valores mensuales del Precio del Mercado Diario, marcando en rojo aquellos meses

en los que ambos indicadores no cumplían la correlación inversa, y en verde aquellos en

los que únicamente el CDS no cumplía dicha correlación. ................................................ 63

Figura 19: Evolución de los valores del sobrecoste de restricciones técnicas, CSS y CDS por

trimestre. ............................................................................................................................. 64

Figura 20: Evolución de los valores del sobrecoste de restricciones técnicas, CSS y CDS por

año. ..................................................................................................................................... 66

Figura 21: Sobrecoste de restricciones esperado para los años 2017 y 2018 (€/MWh) .............. 77

Figura 22: Sobrecoste de restricciones técnicas aproximado para los años 2017 y 2018 ........... 78

Figura 23: Situación del análisis del capítulo 5 ........................................................................... 81



10

Figura 24: Mapa de las instalaciones eléctricas actuales en España. Fuente: Red Eléctrica de

España ................................................................................................................................ 82

Figura 25: Zonas escogidas para el estudio de la energía redespachada por restricciones técnicas

............................................................................................................................................ 83

Figura 26: Objetivos de REE. Fuente: Red Eléctrica de España ................................................. 84

Figura 27: Impacto del ahorro en la energía redespachada esperado en los años 2017 y 2018 .. 92

Figura 28: Evolución de la demanda española de electricidad de 2015 a 2020. Fuente: REE.

Elaboración propia. ............................................................................................................. 93

Figura 29: Evolución del sobrecoste de restricciones técnicas en función del periodo tarifario

desde el año 2012 ............................................................................................................... 95

Figura 30: Evolución de la energía redespachada a subir en España en cada periodo para cada

año de estudio desde 2012 hasta 2016. ............................................................................... 96

Figura 31: Evolución de la energía redespachada a subir en el País Vasco en cada periodo para

cada año de estudio desde 2012 hasta 2016. ...................................................................... 97

Figura 32: Evolución de la energía redespachada a bajar en España en cada periodo para cada

año de estudio desde 2012 hasta 2016. ............................................................................... 97

Figura 33: Evolución de las ofertas a subir en el mercado de restricciones técnicas en cada

periodo para cada año de estudio desde 2012 hasta 2016 .................................................. 98

Figura 34: Evolución de las ofertas a bajar en el mercado de restricciones técnicas en cada

periodo para cada año de estudio desde 2012 hasta 2016 .................................................. 98

Figura 35: Figura resumen sobre la balanza entre las ofertas en el mercado de restricciones

técnicas y el factor de planta de las centrales térmicas. Elaboración propia. ................... 101

Figura 36: Evolución temporal de las ofertas medias en el mercado de restricciones .............. 102

Figura 37: Evolución de la energía producida por las centrales térmicas desde 2012 hasta 2016

.......................................................................................................................................... 105

Figura 38: Evolución de la demanda desde 2001 hasta 2020 .................................................... 105

Figura 39: Evolución de los costes de arranque y el sobrecoste de restricciones técnicas en los

años 2012 a 2015 .............................................................................................................. 108

Figura 40: Evolución de los costes de los arranques y el sobrecoste de restricciones técnicas 110

Figura 41: Costes anuales de cada tipo de arranque de los ciclos combinados ......................... 112

Figura 42: Costes de los diferentes tipos de arranques de las centrales de carbón.................... 113

Figura 43: Evolución del precio mensual del mercado diario español ...................................... 114

Figura 44: Evolución del precio del mercado diario y el coste de los arranques de las centrales

térmicas de manera mensual ............................................................................................. 115

Figura 45: Evolución de los arranques con la variación diaria del precio del mercado diario .. 118

Figura 46: Evolución de los arranques de ciclos combinados y centrales de carbón en función de

la variación percentual de la demanda residual ................................................................ 119



11

Figura 47: Evolución trimestral de los arranques de ciclos combinados y centrales de carbón en

función de la variación percentual de la demanda residual .............................................. 120

Figura 48: Resultado de la influencia sobre el sobrecoste de restricciones técnicas del aumento

de las inversiones de Red Eléctrica de España en la reducción de energía redespachada en

este campo ........................................................................................................................ 126

Figura 49.Resultado de la influencia sobre el sobrecoste de restricciones técnicas del aumento la

variabilidad de precios y demandas residuales implicando una reducción del número de

arranques de las centrales térmicas. .................................................................................. 127

Figura 50:Energía redespachada por período tarifario en la zona central ................................. 153

Figura 51: Energía redespachada por período tarifario en Cataluña ......................................... 153

Figura 52: Energía redespachada por período tarifario en el País Vasco .................................. 154

Figura 53: Energía redespachada por período tarifario en la Comunidad Valenciana .............. 154

Figura 54: Energía redespachada por período tarifario en Andalucía ....................................... 155

Figura 55: Energía redespachada por período tarifario en Asturias .......................................... 155

Figura 56: Energía redespachada por período tarifario en Murcia ............................................ 156

Figura 57: Energía redespachada por período tarifario en Galicia ............................................ 156



12



13

Índice de tablas

Tabla 1: Centrales presentes en el estudio de restricciones técnicas ........................................... 26

Tabla 2: Correlaciones del sobrecoste de restricciones técnicas. ................................................ 47

Tabla 3: Correlaciones del sobrecoste de restricciones técnicas con cada rango de precios del

mercado diario .................................................................................................................... 48

Tabla 4: Costes variables de los ciclos combinados .................................................................... 56

Tabla 5: Costes variables provenientes de las centrales de carbón ............................................. 58

Tabla 6:Valores trimestrales del Precio del Mercado Diario, marcando en rojo aquellos meses

en los que el ambos indicadores no cumplían la correlación inversa, y en verde aquellos en

los que únicamente el CDS no cumplía dicha correlación. ................................................ 64

Tabla 7: Valores semestrales del Precio del Mercado Diario, marcando en rojo aquellos meses

en los que el CSS no cumplía la correlación inversa, y en verde aquellos en los que

únicamente el CDS no cumplía dicha correlación. ............................................................. 65

Tabla 8: Evolución de los valores del sobrecoste de restricciones técnicas, CSS y CDS por

semestre. ............................................................................................................................. 65

Tabla 9: Valores anuales del Precio del Mercado Diario, marcando en rojo aquellos meses en

los que el CSS no cumplía la correlación inversa, y en verde aquellos en los que

únicamente el CDS no cumplía dicha correlación. ............................................................. 66

Tabla 10: Precios forward para los años 2017 y 2018 ................................................................ 67

Tabla 11: Relaciones entre magnitudes de los ciclos combinados y las centrales de carbón ...... 68

Tabla 12: Precios medios de oferta en función del coste forward ............................................... 69

Tabla 13: Precios medios de oferta en función del precio del mercado diario ............................ 69

Tabla 14: Precios medios de oferta de las centrales térmicas esperados en 2017 y 2018 ........... 69

Tabla 15: Valores estimados de CSS y CDS para los años 2017 y 2018 .................................... 70

Tabla 16: Apuntamientos utilizados para mensualizar los datos de CSS y CDS ........................ 70

Tabla 17: Valores mensuales del CSS y CDS para 2017 y 2018 ................................................ 71

Tabla 18: Valores del CSS y CDS estimados para 2017 y 2018 ................................................. 71

Tabla 19: Evolución de la energía producida por los ciclos combinados por cada rango de CSS

en cada año ......................................................................................................................... 72

Tabla 20: Valores del sobrecoste de restricciones técnicas en función de los valores de CSS ... 73

Tabla 21: Valores del sobrecoste de restricciones técnicas y la eergía vendida por CCGTs para

distintos CSS ...................................................................................................................... 73

Tabla 22: Sobrecoste de restricciones esperado tras analizar los valores de CSS ....................... 74

Tabla 23: Evolución del sobrecoste de restricciones técnicas en función del valor del CDS ..... 75



14

Tabla 24: Sobrecoste de restricciones esperado tras analizar los valores de CDS ...................... 76

Tabla 25: Sobrecoste de restricciones esperado en los años 2017 y 2018 .................................. 77

Tabla 26: Energía redespachada en cada región española para cada año de estudio .................. 83

Tabla 27: Energía redespachada en cada zona de estudio ........................................................... 84

Tabla 28: Inversiones en cada zona de estudio ........................................................................... 86

Tabla 29: Inversiones acumuladas en cada zona de estudio........................................................ 86

Tabla 30: Relación entre las energías anuales redespachadas en cada zona y año ..................... 87

Tabla 31: Evolución de la demanda en cada zona y año ............................................................. 87

Tabla 32: Relaciones interanuales corregidas por la demanda. ................................................... 88

Tabla 33: Energía redespachada corregida por la demanda ........................................................ 88

Tabla 34: Energía redespachada que debería haber con los cálculos aproximados .................... 88

Tabla 35: Reducción de energía redespachada en la zona 3 frente a las dos zonas restantes ..... 89

Tabla 36: Diferencia de inversión entre la zona 3 y la media de las zonas 1 y 2 ........................ 89

Tabla 37: Inversiones esperadas para el periodo 2015-2020 en España. Fuente: REE ............... 90

Tabla 38: Inversión anual en cada zona para el lustro 2015 - 2020 ............................................ 92

Tabla 39: Situación de los ciclos de combinados desde 2012 hasta 2016 ................................. 103

Tabla 40: Situación de las centrales de carbón desde 2012 hasta 2016 .................................... 104

Tabla 41: Costes de los arranques de las centrales térmicas ..................................................... 106

Tabla 42: Resumen de actividad de arranques desde 2012 hasta 2015 ..................................... 107

Tabla 43: Oferta media en el mercado de restricciones técnicas y costes de arranques ............ 109



15

Capítulo 1

Introducción



16



17

Desde el año 2002, año en el que la liberalización de la comercialización de

electricidad dio sus primeros pasos en España, la competencia en estos mercados ha ido

creciendo año a año. Ha sido tal el nivel de competencia alcanzado que a día de hoy

suministrar energía eléctrica a una industria con un consumo de electricidad cercano a

los 100 GWh anuales (equivalente al consumo de 10.000 viviendas) no ofrece ningún

tipo de margen. Como mejor escenario, un comercializador podría ganar algo menos de

20.000 € de margen en este cliente, un margen que se antoja insuficiente si se tiene en

cuenta el gran riesgo de un suministro de esta magnitud, cargando una facturación anual

de aproximadamente 7,5 millones de euros. Dichos riesgos se comentarán en este

capítulo más adelante.

Sin duda, la creciente madurez del sector de la electricidad hace que los detalles

estén más que estudiados con el fin de arañar el último céntimo al margen ganado por el

comercializador. Las ofertas económicas propuestas por los diferentes

comercializadores a los clientes no ofrecen grandes diferencias ya que los márgenes

están muy ajustados. Así pues, es momento de ofrecer servicios novedosos que empujen

al cliente a decidir escoger una propuesta en caso de duda.

De este modo, en este capítulo se tratará de los diferentes funcionamientos de los

mercados en el sistema eléctrico español gestionados por el Operador del Mercado y el

Operador del Sistema, y un breve comentario sobre cómo el sector eléctrico ha ido

evolucionando hasta el sistema que conocemos hoy, centrando el foco en el negocio de

la comercialización, cuyo sector será el primer destino de los resultados de este

proyecto.

1.1. Evolución de la comercialización de

electricidad en España desde la

liberalización

Como se ha comentado en la introducción, el sector eléctrico ha evolucionado

rápidamente hasta un punto en el que las actividades son muy complejas debido a la

gran competencia presente. Esta competencia feroz tiene como resultado una reducción

de los márgenes y una sensación de que los negocios de las compañías eléctricas deben

buscar nuevos modelos de negocio a los que sacar un provecho.

A modo de ejemplo, se muestra a continuación la evolución número de

comercializadores con un volumen significativo de clientes en las zonas de distribución

de las cinco grandes empresas eléctricas.



18

Figura 1: Evolución del número de comercializadores con un volumen significativo de clientes en las zonas

de distribución de las cinco grandes empresas eléctricas, desde 2011 a 2015.

Como se puede observar, tanto el cliente doméstico como las PYMEs ven como

la oferta de electricidad procede cada año de un mayor número de comercializadores,

mientras que el sector industrial, aunque más lentamente, ve cómo también crece la

competencia. La razón de esta lentitud de cambio en este último sector se basa en la

necesidad de gran músculo financiero para realizar el suministro de clientes industriales.

En el caso de clientes domésticos, el margen es relativamente grande en comparación

con el movimiento de caja por lo que el músculo financiero no es necesario, aunque se

necesita una potente herramienta de facturación y seguimiento del portfolio para llevar

al día las actividades de la empresa. En la otra cara de la moneda, cada gran cliente

industrial implica un movimiento del flujo de caja de grandes dimensiones que requiere

una notable fortaleza financiera. Así, únicamente empresas multinacionales o con

negocios multinacionales bajo el mismo grupo pueden acometer el suministro de

empresas industriales.

Además, la creciente competencia presente en el sector también se puede ver

reflejada en el llamado “CR3: Concentration Retailers 3”, representando el porcentaje

de volumen de electricidad copado por las 3 grandes empresas de cada sector en cada

país europeo. En la parte central de la Figura 2 representada en la siguiente página, se

puede apreciar que España (localizado por sus siglas ES) posee una concentración

relativamente baja en caso de la electricidad (línea azul) en comparación con el resto de

países europeos, llegando a un 60%, mientras que en el caso del gas, las 3 grandes

empresas gasistas (línea amarilla) monopolizan un 83% del sector, por lo que en este

último sector la competencia todavía tiene camino por recorrer.



19

Figura 2: Valores de CR3 para los diferentes países europeos en los sectores eléctrico y gasista. Fuente:

ACER

1.2. Composición del precio final

liberalizado de la electricidad:

Modalidades de contratación

Como se ha comentado anteriormente, para asegurar cierta seguridad de

suministro, los mercados y los servicios de electricidad han de estar perfectamente

gestionados e interrelacionados, necesitando de una compenetración perfecta. Estos

numerosos negocios necesitan ser remunerados, por lo que el precio final no sólo

contendrá el precio de la propia electricidad, sino también el de los servicios necesarios

para dotar al suministro de electricidad en España de cierta robustez que garantice una

probabilidad ínfima de fallas.

Así, los precios finales de la electricidad están compuestos por un gran número

de componentes procedentes de diferentes mercados, como se puede ver a continuación.

En la página siguiente se muestran en la Figura 3 los valores medios de todos los

conceptos a imputar por el comercializador al cliente final en este 2017, siendo parte

fundamental de este precio la componente del mercado diario pero viéndose

complementado por servicios auxiliares como pueden ser el concepto de sobrecoste de

restricciones técnicas, que serán el componente central del análisis realizado en los

siguientes capítulos.



20

Todos estos componentes tienen como destino remunerar a todos los agentes de

todos los mercados de electricidad españoles: mercado diario, intradiario, de

restricciones técnicas… Así, el comercializador no guarda este dinero sino que es un

mero transmisor del dinero que recibe, que deberá a los agentes a remunerar.

Cuando se ofrece una propuesta de suministro eléctrico a un cliente final, hay

diferentes productos a elegir: el consumidor podrá así elegir si decide pagar un precio

fijo por su electricidad independientemente del precio mayorista de la electricidad o si

por el contrario prefiere estar expuesto a los resultados de los mercados mayoristas. A

continuación se muestran los tres tipos principales de contratos que puede elegir un

consumidor:

- Precio fijo: esta propuesta es sin duda la más sencilla de evaluar por parte del

cliente. El consumidor realizará pagos mensuales a un precio fijo por el

suministro de electricidad; sin embargo, los costes que deberá transmitir el

comercializador serán los reales provenientes del mercado.

Figura 3: Composición del precio final de la electricidad. Fuente: REE



21

De esta manera, en caso de que el consumidor acepte una oferta de precio fijo

que al llegar el periodo de suministro de electricidad suponga unos ingresos

insuficientes con respecto a los costes reales de mercado, el comercializador

tendrá pérdidas, mientras que si ocurre lo contrario, el comercializador podrá

obtener un beneficio razonable de la operación. Así pues, para el

comercializador esta modalidad implica riesgos importantes, por lo que el

margen imputado por el suministrador será mayor.

- Pass Through: esta propuesta consiste en exactamente lo opuesto al precio fijo:

todos los componentes del precio estarán abiertos a su precio real en los

mercados en cada mes de suministro; es decir, el consumidor pagará al

comercializador los costes que éste tenga que transmitir a los destinatarios de

cada concepto. Así, el suministrador no tiene riesgo ya que los costes del

mercado mayorista que el comercializador tenga que pagar los transmitirá al

cliente, de modo que el comercializador será un simple intermediario en el pago

del consumidor a los demás agentes del sector, cobrando un mínimo margen por

esta actividad de intermediación. Este margen será mínimo al ser prácticamente

nulo el margen para el comercializador y ser más grande el riesgo del

consumidor al estar abierto a lo que pueda ocurrir en el mercado.

- Pass Pool: por último, esta oferta es un híbrido de las dos anteriores. Así, el

precio del mercado diario (OMIE), componente principal del precio de la

electricidad, se trasladará al cliente tal y como se dé en el mercado

(análogamente a la fórmula Pass Through) mientras que los servicios auxiliares

(restricciones técnicas y procedimientos de operación del sistema) se fijarán, de

tal modo que el cliente no dependerá del valor de estos costes, pero el

comercializador deberá realizar una buena predicción de estos costes para no

incurrir en pérdidas.

1.2.1. Riesgos del suministro

eléctrico para el

comercializador

Sin duda existen grandes riesgos en el negocio del suministro de electricidad.

Como se ha comentado antes, el comercializador está obligado a pagar a los agentes de

los mercados las cantidades que les correspondan en función de los precios de los

mercados. Así, en un contrato Pass Through el comercializador no ve beneficio en que

los precios de los mercados suban o bajen, ya que ese coste lo va a transmitir al cliente y

luego lo deberá dar a los agentes. A pesar de ello, en el caso del Precio Fijo, el



22

suministrador ha de realizar una previsión de cuál será el precio de los mercados en el

futuro; si con el fin de dar un precio muy competitivo al cliente, el comercializador

infraestima estos valores y el precio de los mercados es finalmente mayor, el

suministrador perderá dinero. En la otra cara de la moneda, si el cliente acepta un precio

fijo y al llegar el periodo real, el precio es menor, el comercializador ganará dinero.

Es por ello que las ofertas de Precio Fijo y Pass Pool (ver apartado anterior)

consisten en un compromiso entre bajar el precio lo máximo posible para que el cliente

pueda elegir la oferta propuesta sobre otros comercializadores, y a la vez tener la certeza

de ofrecer un precio suficiente para cubrir el riesgo y no perder dinero cuando llegue el

suministro.

Además, el riesgo de impago por parte del cliente es otro aspecto con el que

cuentan los comercializadores: si una empresa cae en concurso de acreedores y no

puede acometer los pagos de los servicios básicos como es el caso de la electricidad, el

comercializador estará obligado a suministrar la electricidad sin cobrar por ello y

teniendo que remunerar a los agentes, por lo que cada mes de impago sería un mes en el

que el comercializador pierde el valor de una factura del cliente en concurso. En el caso

de un cliente de 100 GWh, el impago de 4 meses implicaría una pérdida al

comercializador de 2,5 millones de euros.

1.3. Introducción a las restricciones

técnicas, enfoque del problema y

solución

Las restricciones técnicas son aquellas circunstancias o incidencias que son

causadas por una situación del sistema de generación y transporte de electricidad que

pueda llegar a incidir en la seguridad de suministro, así como en su fiabilidad y calidad.

Debido a dicha circunstancia, el operador del sistema y transportista de la red, Red

Eléctrica de España, puede ordenar una modificación en las programas tanto de los

niveles de generación como de los niveles de consumo, para poder asegurar un

funcionamiento adecuado del transporte de energía eléctrica.

Dichas restricciones pueden ser consecuencia de, entre otras, las siguientes

circunstancias [1]

:

Que se dé un incumplimiento de las condiciones de seguridad



23

Que la reserva insuficiente de regulación secundaria o terciaria necesaria para

igualar la generación y el consumo en tiempo real sea insuficiente

Que la reserva de potencia adicional para garantizar la cobertura de la demanda

prevista sea insuficiente

Que la reserva de capacidad para lograr que la tensión en la red de transporte

esté en el rango permitido (control de tensión), fundamental para el suministro

de energía eléctrica, sea insuficiente

Que la reserva de capacidad para la reposición del servicio, en caso de que fuese

necesario ante una grave incidencia o apagón, sea insuficiente

Para manejar dichas restricciones, se realiza un mecanismo de mercado de

restricciones. El funcionamiento de dicho mercado es el siguiente: después de que los

agentes acudan al mercado de electricidad, utilizan Unidades de Programación (se tiene

que llevar a cabo una desagregación de los programas de producción). En el mercado de

restricciones, las unidades tienen la oportunidad de subir producción o bien bajar, con

respecto al programa acordado en el mercado diario.

El proceso de resolución de restricciones técnicas se divide en las siguientes

fases:

Fase 1: Modificación del programa por criterios de seguridad

Es en este paso donde se determinan las restricciones técnicas que puedan

afectar al programa resultante de la casación diaria + bilaterales, identificando

las modificaciones de programa que sean necesarias para resolverlas y

estableciendo limitaciones de programa por seguridad, necesarias para evitar la

aparición de nuevas restricciones técnicas en la siguiente fase y en posteriores

mercados. En este caso, se seleccionarán aquellas soluciones técnicamente

válidas, sin importar el precio al que ofrecieran los agentes las subidas o bajadas

de programa; sólo en el caso de haber dos soluciones de eficacia equivalente, se

evaluarían económicamente ambas ofertas y se elegiría la de menor coste.

Fase 2: Reequilibrio de producción y demanda.

En este segundo paso se procederá a igualar, de nuevo, los niveles de

generación y consumo, requisito necesario e indispensable para la seguridad del

servicio y que han sido desequilibrados en la fase 1. El criterio fundamental será

el económico, a diferencia de la fase anterior: se asignarán, según corresponda,

bajadas o subidas de programas de producción, importación/exportación y

consumo para bombeo que, sin infringir ninguna de las limitaciones

anteriormente impuestas, supongan un menor coste para el sistema.

La previsión del concepto de sobrecoste de restricciones técnicas es vital de cara

a poder evitar ciertos costes de cualquier comercializadora. Cuando la competencia es

fuerte, cada detalle se ha de tener en cuenta para lograr tener una posición competitiva



24

en el sector: se ha de tener una cartera importante de clientes y a la vez conseguir ganar

margen con ellos.

Muchas empresas del sector eléctrico han tenido problemas a la hora de realizar

una previsión de los servicios auxiliares del sistema, ya sea para ofrecer contratos Pass

Pool o Precio Fijo. En este proyecto se hará un estudio del componente más importante

de estos servicios auxiliares: el coste de la solución de restricciones técnicas de la red.

En muchas ocasiones, debido a datos históricos que hacían presagiar que las

restricciones técnicas supondrían un coste bajo para el sistema, el modo de ofertar de las

comercializadoras tenía en cuenta valores bajos para las restricciones. Así, si un

comercializador ofrecía un valor estándar, siempre sería más caro que sus competidores,

por lo que se veía forzado a bajar la previsión del sobrecoste de restricciones técnicas.

Llegado el momento, si el coste de las restricciones subía, todos los

comercializadores con contratos de Precio Fijo y Pass Pool perderían dinero en cada

cliente, ocasionándose pérdidas millonarias. Este caso se puede ver en la primavera de

2011, en la que el coste de las restricciones técnicas era decreciente: todos aquellos

comercializadores ofreciendo un valor como el que había en ese momento para

suministros en los años 2012 a 2016 veían como el cliente debía de pagar

aproximadamente 1 €/MWh en concepto de restricciones mientras que el consumidor

tenía que pagar hasta 5 €/MWh.

Figura 4: Evolución del sobrecoste de restricciones técnicas del programa base de funcionamiento (PBF).

Fuente: REE

Este proyecto tiene como objetivo tiene como objetivo centrar el tema de las

restricciones técnicas y tratar de obtener una tendencia cualitativa para la gestión del

riesgo en las ofertas Pass Pool y Precio Fijo.



25

Por ello, se harán tres distintos estudios sobre este concepto: en primer lugar se

realizará una aproximación al concepto del sobrecoste de restricciones computando

ciertas correlaciones para centrar el tema, seguido de un estudio del sobrecoste de la

solución de restricciones técnicas en función de los márgenes contributivos de las

centrales térmicas ofertando en estos mercados; como siguiente estudio se verá la

utilidad marginal de las inversiones de Red Eléctrica de España en cuanto a la reducción

de estas restricciones técnicas de la red; por último, teniendo en cuenta la creciente

importancia de las energías renovables y la intermitencia de la generación, se tratará de

ver su posible impacto y la relevancia del número de arranques de cada central térmica

para la participación en los mercados

Para ello, se decidió basar el estudio en un documento Excel que descarga desde

la plataforma ESIOS de Red Eléctrica de España (documento i90dia) de manera horaria

la energía vendida por las centrales térmicas y el precio con el que se remunera a estos

generadores por cada venta de energía. Las centrales térmicas a estudiar, representadas

por sus respectivos códigos, serán:

Nombre Tipo P [MW] Nombre Tipo P [MW]

ACE3 CCGT 353 ALL1 DC 347 ACE4 CCGT 373 CCO2 DC 138 ALG3 CCGT 806 CCO3 DC 323 AMBIETA CCGT 786 COM4 DC 341 ARCOS1 CCGT 382 COM5 DC 341 ARCOS2 CCGT 745 ELC1 DC 240 ARCOS3 CCGT 823 GUA2 DC 331 ARRU1R CCGT 388 NRC3 DC 320 ARRU2R CCGT 388 PNN3 DC 240 BAHIAB CCGT 785 ROB2 DC 325 BES3 CCGT 430 SRI3 DC 310 BES4 CCGT 400 TER1 DC 320 BES5 CCGT 430 TER2 DC 320 CAMG10R CCGT 391 TER3 DC 320 CAMG20R CCGT 391 ABO1 IC 301 COL4 CCGT 391 ABO2 IC 525 CTGN1 CCGT 416 BRR1 IC 570 CTGN2 CCGT 416 GUA1 IC 134 CTGN3 CCGT 416 LAD3 IC 144 CTJON1R CCGT 393 LAD4 IC 324 CTJON2 CCGT 418 LIT1 IC 557 CTJON3R CCGT 379 LIT2 IC 545 CTN3 CCGT 782 NRC1 IC 50 CTN4 CCGT 839 NRC2 IC 130 CTNU CCGT 791 PAS1 IC 208 ECT2 CCGT 400 ROB1 IC 238 ECT3 CCGT 737 SRI2 IC 240



26

ESC6 CCGT 804 PLL1 DC 206,1 ESCCC1 CCGT 386 MEI1 IC 535 ESCCC2 CCGT 386 PGR1 IC 340 ESCCC3 CCGT 386 PGR2 IC 340 MALA1 CCGT 404 PGR3 IC 340 PALOS1 CCGT 387 PGR4 IC 340 PALOS2 CCGT 390 FOI FUEL 505,1

PALOS3 CCGT 390

PBCN1 CCGT 400

PBCN2 CCGT 400

PGR5 CCGT 774

PVENT1 CCGT 396

PVENT2 CCGT 396

SAGU1 CCGT 389

SAGU2 CCGT 389

SAGU3 CCGT 389

SBO3 CCGT 387

SRI4R CCGT 426

SRI5R CCGT 428

SROQ1 CCGT 390

SROQ2 CCGT 402

STC4 CCGT 396

TAPOWER CCGT 417

TARRAG CCGT 417

Tabla 1: Centrales presentes en el estudio de restricciones técnicas

*Nota: El hecho de que en los años anteriores a 2014 se produjeran unas ofertas

de Garantía de Suministro que no se ven reflejadas en los datos de ESIOS REE, hace

que se obviaran dichas ofertas, al no ser un componente de las ofertas de los años

siguientes. Estas ofertas, realizadas por centrales que operaban con carbón doméstico

(nacional), consisten en un subsidio dedicado a este producto.



27

Capítulo 2

Estado del arte



28



29

2.1. EL SECTOR ELÉCTRICO

ESPAÑOL

El objetivo de este capítulo es el de introducir la operación del mercado ibérico

de electricidad, enfocando el tema en la operación de los diferentes mercados con sus

respectivos rangos temporales para alcanzar una seguridad de suministro razonable de

una forma económicamente eficiente.

El funcionamiento de los mercados tiene un impacto directo en el devenir de una

comercializadora, ya que sus resultados económicos son pura consecuencia de ellos.

Como se ha comentado en el anterior capítulo, en el caso de los contratos Pass Through,

el riesgo de un comercializador es nulo sean cuales sean los resultados del mercado; a

pesar de ello, en contratos Pass Pool y Precio Fijo, se ha de llevar un seguimiento del

funcionamiento de los diferentes mercados dentro del sector con el fin de ser capaces de

realizar buenos estudios a futuro de los sobrecostes que pudiera ocasionar la operación

de cada uno de ellos.

Los diferentes mercados estarán unidos unos con otros de tal manera que todos

son necesarios para un eficiente y seguro suministro de electricidad. De este modo,

como se comentará a fondo, el polo español del operador del mercado (OMIE) realizará

los despachos de energía óptimos económicamente, mientras que Red Eléctrica de

España tratará de poner en práctica y asegurar la viabilidad técnica de los despachos

ofrecidos por OMIE, rectificando y redespachando si los resultados provenientes de

OMIE no son factibles técnicamente.

2.1.1. El proceso de liberalización

del sector eléctrico español

Durante la última década del siglo XX, la voluntad de tener un sector eléctrico

más competitivo y liberalizado creció en España como consecuencia de la imperiosa

necesidad de controlar los costes relacionados con la electricidad. Este control de

precios no era más que uno de los estrictos requerimientos esenciales para la entrada en

el Euro de España. Por tanto, el remedio consistía en hacer competitivo el sector para

incentivar reducciones de costes y tratar de tener un sistema más eficiente

económicamente.

Este requerimiento llevó a España a tomar una de las decisiones más importantes

sobre el sector eléctrico desde sus inicios: seguir el esquema que habían ido



30

implementando otros países y liberalizar el sector de la electricidad en 1998. Éste sin

duda fue un punto de inflexión dentro del sector ya que al cambiar la estructura del

sistema, todos los grupos de interés (stakeholders) verían modificadas sus

remuneraciones, su riesgo, responsabilidades, operación, etc. Así, la nueva organización

era como un boceto hecho desde cero que tenía que estar perfectamente planeado antes

de ser puesto en marcha.

Este proceso de liberalización del sistema empezó con la Ley del Sector

Eléctrico 54/1997 que supuso un apoyo a la Directiva Europea 96/92 de la Comisión

Europea. Estas Directivas intentaban traer así la liberalización y la competencia a los

sectores eléctricos a ciertas ramas del sector: los negocios de generación y

comercialización de electricidad se abrirían a la competencia mientras que por otra

parte, los llamados negocios de redes (transporte y distribución de electricidad)

seguirían manteniéndose basados en un sistema regulado. La razón para realizar dicha

distinción residía en la poca efectividad de abrir a la competencia los negocios de

redes: carece de sentido que dos empresas compitan por distribuir electricidad a un

mismo punto y construyan dos líneas paralelas dirigidas al mismo punto cuando con

una sería suficiente.

De este modo los negocios liberalizados verían cómo sus ingresos y beneficios

empezarían a depender de ellos mismos y de su operación en el sector. Su riesgo subiría

pero a su vez ellos serían los únicos responsables del manejo de sus activos y servicios,

por lo que daría más manga ancha a estas empresas para realizar sus actividades

libremente siempre y cuando se respetaran los principios fundamentales de la

competencia, basadas entre otros en el abuso de poder, la colusión y demás actividades

anti-competitivas.

Para evitar estas malas prácticas en el sector, sería necesaria una entidad con la

autoridad regulatoria necesaria para vigilar y aplicar castigos a aquellas compañías que

actuaran en contra del buen funcionamiento del sistema. Una de estas prácticas sería el

llamado uso de intereses cruzados, de tal manera que a modo de ejemplo un operador de

la red de transporte de electricidad podría aislar parcialmente de la demanda a una

central de una compañía rival para no darle la oportunidad de vender su energía a la red

de manera justa, perjudicando sus resultados. Por ello, Red Eléctrica de España,

operadora del sistema y dueña de los activos de transporte de electricidad, es una

entidad perteneciente parcialmente al Estado. Además, la separación de actividades

(unbundling) supuso el fin para las compañías verticalmente integradas con presencia en

todo tipo de negocios. La separación de actividades, ya sea legal, contable o total, trata

de asegurar que cada compañía busca su propio beneficio sin verse influenciado por

intereses cruzados externos.

Además, en el camino hacia un sector liberalizado, la privatización de

actividades era una de las medidas a aplicar para fomentar la competencia: de esta

manera, a modo de ejemplo, Endesa fue completamente privatizada en 1996 aunque,



31

como se comentó anteriormente, el negocio del transporte de electricidad seguía en

manos de una empresa perteneciente parcialmente al Estado, como era el caso de Red

Eléctrica de España (REE).

En cuanto al negocio de comercialización, abrió sus puertas definitivamente a la

competencia en el año 2003, cuando cada consumidor empezó a tener la oportunidad de

elegir su suministrador de manera libre. El objetivo liberalizando esta actividad residía

en el intento de reducir los costes de comercialización y como consecuencia, los costes

finales para el consumidor para su protección. Catorce años después, tal y como se

expone en el capítulo introductorio, los márgenes han decrecido sustancialmente,

especialmente para los suministros de industrias, cuyos márgenes ya son prácticamente

nulos.

Como conclusión, durante las dos primeras décadas del siglo XXI, la

competencia ha ido madurando en todas las actividades liberalizadas de tal manera que

a día de hoy, el sistema actual funciona como un engranaje perfecto en el que cada

proceso esta medido al milímetro y en el que cualquier práctica que pudiera enturbiar el

funcionamiento del conjunto estaría controlada por la Comisión Nacional del Mercado y

las Competencias para conseguir que el sector eléctrico español siga su camino hacia la

optimización de la eficiencia y la seguridad y calidad de suministro eléctrico.

2.1.2. La integración de fuentes de

energía renovable

En un mundo que seguía con la mira puesta en soluciones para reducir y

finalmente acabar con la emisión de gases contaminantes a la atmósfera, un aspecto de

vital importancia era la integración de nuevas fuentes de energía verdes, limpias y

baratas. Estas fuentes de energía podrían no sólo suponer un paso adelante en el camino

hacia la solución al calentamiento global, sino que favorecerían un sistema eléctrico con

un menor coste del mercado mayorista. De este modo, a pesar de las intermitencias

esperadas por estas tecnologías, especialmente de la energía solar y la eólica, así como

su poca madurez, el mundo empezó a ver una participación mayor de las fuentes de

energía renovable en el sector eléctrico. A continuación se muestra en la Figura 5 la

evolución de la electricidad cubierta por fuentes renovables en España desde 2006 hasta

2015, siguiendo un incremento razonablemente constante en el segundo lustro del siglo,

quedando estancada en los dos próximos años y registrando caídas desde el último gran

salto de estas energías en 2013:



32

Figura 5: Porcentaje de demanda cubierta por energías renovables desde 2006 hasta 2015

España apoyó de manera activa la producción con energías renovables para

producir electricidad más limpia y barata. Así, en 1998 se estableció un mecanismo de

subsidios para estas fuentes de energía basados en el llamado Feed-in Tariff (FiT), un

mecanismo por el que toda la energía vendida por las fuentes de energías renovables no

dependería del mercado sino que sería remunerada con un precio fijo muy superior al

precio del mercado.

A pesar de ello, esta metodología no fomentaba la participación en el mercado

por lo que no se daban señales de precio eficientes, por lo que este mecanismo se

modificó para dar entrada al Feed-in Premium. Con esta metodología, los generadores

renovables recibirían una prima económica por encima por encima del precio del

mercado, por lo que ya se verían en cierto modo incentivados para una operación

teniendo en cuenta la situación de los propios mercados. A pesar de ello, al ofertar el

coste marginal, teniendo una prima de grandes dimensiones, las renovables podrían

llegar a ofrecer energía a precios negativos en el mercado, ya que con la prima ganarían

dinero aun ofreciendo a estos precios.

Esta situación tuvo su punto más alto entre 2004 y 2007, cuando las primas

elevadas que se daban fomentaron un crecimiento desmedido de las energías

renovables. Como consecuencia de esta sobreinversión en estas tecnologías, los

subsidios que el Gobierno debía de pagar tenía unas proporciones muy grandes,

ocasionando un agujero de deuda que llegó incluso a los 30.000 millones de euros.

Con el fin de parar este déficit tarifario creciente en los últimos diez años, el

Gobierno español desarrolló un nuevo esquema de remuneración de las instalaciones



33

renovables. Basados en el Real Decreto Ley 9/2013, ley 24/2014, RDL 413/2004 y en la

orden ministerial IET/1045/2014, se trató de hacer el sistema eléctrico financieramente

sostenible. Esta nueva legislación se basaba en los siguientes criterios:

- Rentabilidad razonable: El RDL9/2013 contiene que tanto las

instalaciones nuevas como las existentes recibirían una prima tal que les

proporcionara una rentabilidad razonable revisada cada periodo regulatorio (6 años)

que sería igual al rendimiento antes de impuestos de los bonos españoles a 10 años

más 300 puntos básicos, por lo que en Diciembre de 2013 esta rentabilidad

razonable fue de un 7,39%.

- Tipo de planta y parámetros retributivos: este tema es el centro de la

legislación, En él, se toma una planta como referencia (benchmark) para describir

una planta tipo, y basado en expectativas de precios y demanda, se definen los

parámetros retributivos:

Remuneración a la inversión (Rinv)

Remuneración a la operación de la planta (Ro)

Vida regulatoria

Generación mínima y máxima en horas con plena carga.

Umbral de funcionamiento de las plantas.

Expectativas de límites de precios y precio medio de mercado.

- Se usarán subastas para apoyar la inversión en nuevas plantas

renovables, usando parámetros independientes de la producción para no crear

distorsión en los mercados.

La integración de las fuentes de energía renovable suponen un gran reto de cara

al futuro del sector eléctrico. Aunque pudiera parecer mentira, estas tecnologías que

producirían sin tener apenas coste, no supondrían de manera tan clara una reducción en

los precios de los mercados mayoristas. La razón por la que esto podría suceder se basa

en la intermitencia de las energías eólica y solar. Teniendo esta variabilidad en el sector,

se necesitaría una gran cantidad de capacidad térmica disponible para poder cubrir

cualquier variación inesperada de la producción de ambas tecnologías. Además, los

ciclos combinados tendrían la oportunidad de vender energía en el mercado diario en

horas intermitentes, por lo que, al tener que arrancar y desconectar más a menudo la

planta, el coste del arranque, de aproximadamente 40.000 €, se tendrá que internalizar

en cada oferta para que el arranque sea rentable, suponiendo costes mayores para el

sistema.

Como conclusión, lo que se espera con la mayor integración de las tecnologías

solar y eólica es una divergencia de los precios dependiendo de la hora y el día. Así, las

horas de baja demanda y participación alta de energías renovables, el precio se acercaría

a cero, mientras que para horas con alta demanda y sin alta participación de estas

tecnologías, el precio se dispararía.



34

2.1.3. Mercados ibéricos de

electricidad

Tener un sistema eléctrico tan complejo requiere de una gran combinación de

procesos y mercados para lograr tener un nivel alto de seguridad y eficiencia. Así, el

despacho final de electricidad es el resultado de muchas actividades realizadas por tanto

el Operador del Mercado como el Operador del Sistema (OMIE y REE

respectivamente). Así, mientras las actividades de OMIE tienen como fin obtener un

escenario teóricamente óptimo económicamente, Red Eléctrica se encarga de poner en

práctica esos despachos realizando flujos de carga y estudiando la situación del sistema

eléctrico. De este modo, en caso de que el despacho no fuera factible, REE realizaría un

redespacho del sistema que supondría un sobrecoste mayor para el sistema.

Como resumen, el Operador del Mercado busca eficiencia económica mientras

que el Operador del Sistema busca factibilidad a la vez que eficiencia, solucionando

cualquier contingencia surgida a través de los mercados para la solución de restricciones

técnicas, la reserva de potencia a subir, la gestión de desvíos, etc.

2.1.3.1. Mercados organizados

por OMIE

OMIE, el Operador del Mercado Español, es la entidad a cargo de los despachos

económicos del sistema, que son más tarde modificados por el Operador del Sistema.

Por tanto, OMIE se encarga de dos tipos de mercados: el mercado diario y el intradiario,

con diferentes rangos temporales como se comenta a continuación.

2.1.3.1.1. Mercado Diario

El mercado mayorista y puramente económico del sistema eléctrico español se

compone de dos partes:

- Mercado diario: es la rama organizada del mercado mayorista español manejada

por OMIE que mueve una mayor cantidad física de energía: 184 TWh en 2016.

- Contratos bilaterales: estos contratos, carentes de una organización a su servicio,

suponen prácticamente un 30% de la energía vendida para el mercado diario. Al

no tener que pasar estos contratos bilaterales a través de OMIE, los agentes que



35

operan en este mercado tendrán que comunicar estas operaciones al Operador

del Sistema para que pueda calcular la demanda residual a llenar por las ofertas

presentes en el mercado diario.

Con el fin de tener una idea aproximada de la presencia de los contratos

bilaterales en España, se puede ver cómo, al contrario que en otros países

europeos en los que los bilaterales suponen la mayoría de energía vendida, en la

Península Ibérica, la presencia de estos contratos no es dominante.

Figura 6:Energía vendida a partir de contratos bilaterales en la Península Ibérica. Fuente: MIBEL

La operación del mercado diario en España y Portugal (gestionados de manera

conjunta) se basa en el concepto de “mercado marginalista”. Así, los generadores

presentan Ofertas de su energía a OMIE para cada hora del siguiente día antes del cierre

del mercado. Después de ello, se calcularán los resultados del mercado de tal manera

que la demanda prevista por REE se satisfaga con las ofertas del mercado diario. Estas

ofertas irán casándose desde la más barata a la más cara de tal manera que las ofertas

más caras quedarán fuera y no producirán en el mercado diario el próximo día. Una vez

la demanda se llena, el punto de corte de la curva de oferta y de demanda determinará el

precio con el que se remunerará por MWh a todos los generadores que hayan casado en

el mercado, sea cual fuera su oferta económica.

Además, al tener que ser tenidas en cuenta las interconexiones con los países

limítrofes, el mismo algoritmo “Euphemia” se utilizará para todos los países formando

el llamado “Price Coupling Region”. En el caso de España y Portugal, ambos se tendrán

en cuenta conjuntamente, de tal manera que la interconexión se repartirá implícitamente

en el mercado gestionado por OMIE.



36

Figura 7: Países participantes del PCR. Fuente: Energy Solutions

Los países europeos permiten ofertas complejas por parte de los agentes de

mercado, con las que una oferta únicamente será casada si se cumplen unas condiciones,

por lo que no es una oferta en firme. Contando con estas ofertas conteniendo tantos

condicionantes, el “clearing” del mercado diario requiere de mecanismos de casación

muy complejos.

Figura 8: Mecanismo de “clearing” del mercado diario de OMIE. Fuente: OMIE



37

Así, como se puede ver en la anterior gráfica, la línea naranja ascendente se crea

a partir del puro orden de mérito en función de los precios de oferta, sin tener en cuenta

las posibles complejidades que puedan ocurrir. Aplicando varias medidas eficientes

sobre la posibilidad o no de que ciertas ofertas complejas sean casadas, se crea la línea

ascendente roja. Una vez se crea esta línea, se ha de tener en cuenta el punto de corte

con la demanda. La proyección sobre el eje X representará de esta manera la energía

casada mientras que la proyección sobre el eje Y dará como resultado el precio del

mercado diario en esa hora, de tal manera que todos los generadores se verán

remunerados por esa cantidad.

Los resultados provenientes del mercado diario representados por OMIE

consisten así en el despacho económicamente más óptimo sin tener en cuenta posibles

restricciones de carácter técnico que el sistema pudiera tener, como podría ser el caso de

congestiones de líneas, caídas de tensión, etc.

A modo de conclusión, OMIE da como resultado un despacho óptimo pero cuya

factibilidad no ha sido probada, por lo que deberá haber una entidad encargada de la

corrección eficiente de estos problemas. Después, Red Eléctrica de España, el Operador

del Sistema español llevará a cabo flujos de cargas para chequear la factibilidad de ese

despacho óptimo, teniendo que redespachar las unidades que no cumplan estos criterios

y por tanto haciendo el despacho más caro. Este tema se abordará en la sección

dedicada a los servicios de ajuste.

2.1.3.1.2. Mercado

intradiario

Una vez se realiza el “clearing” del mercado diario, los agentes tendrán la

oportunidad de variar sus programas en el llamado mercado intradiario para compensar

cualquier tipo de contingencia o aplicar alguna estrategia.

Así pues, el intradiario nace como un método para acercar al tiempo real los

despachos óptimos a través de 6 horizontes temporales con el fin de corregir posibles

desviaciones producidas en el mercado diario. Esta corrección de los programas se hará

presentando ofertas de la misma manera con la que se realiza el mercado diario.

Como se puede ver en la siguiente figura, seis intradiarios forman el conjunto de

este mercado, cada uno con su horizonte temporal correspondiente, para que los agentes

de mercado puedan ofertar en los tiempos marcados en color naranja, mientras que el

periodo de entrega lo señalará el marcador azul.



38

Figura 9: Organización del mercado intradiario en España. Fuente: MDPI

En el año 2016 28 TWh fueron despachados en los mercados intradiarios, lo cual

representa un 15% de la energía movida en el mercado diario. Así pues, se prueba que

los mercados intradiarios juegan un papel imprescindible en la organización del sistema

eléctrico español. A pesar de ello, la creciente presencia de mercados continuos hace

que esta metodología se esté quedando anticuada: es por ello que los operadores de

mercado europeos están dando los pasos necesarios para convertir este mercado

intradiario en un mercado continuo en toda Europa.

Por último, es importante tener en cuenta que los resultados de este mercado

intradiario son puramente económicos, por lo que de la misma manera que los

resultados del mercado diario se debían de corregir a través de la revisión de REE, tras

tener los resultados provenientes del mercado intradiario también se recurrirá a REE

para chequear la viabilidad técnica de los despachos.

2.1.3.2. Mercados gestionados

por REE

Tal y como se afirma anteriormente, además de un Operador de Mercado, se

necesita un Operador del Sistema que haga de los despachos unos resultados eficientes

y técnicamente viables. Así pues, Red Eléctrica de España gestiona tanto los servicios

de ajuste como la gestión de desvíos y demás acciones complementarias, que se

muestran a continuación:



39

2.1.3.2.1. Servicios

auxiliares del

sistema

En secciones previas se comentaba la necesidad de una revisión de los resultados

de OMIE para tener un programa técnicamente viable. El Operador del Sistema

eléctrico español, Red Eléctrica de España, gestiona diferentes servicios auxiliares para

solucionar problemas en relación con restricciones técnicas y seguridad de suministro,

como es el caso de congestiones en la red, variaciones en la generación, huecos de

tensión, etc. Estos servicios auxiliares serán:

- Solución de restricciones técnicas del sistema

o PBF: Programa Base de Funcionamiento

o Intradiario

o Tiempo Real

- Reserva adicional de potencia a subir

- Banda secundaria para el control

- Reserva terciaria

Red Eléctrica de España es así responsable de la seguridad de suministro y de la

fiabilidad del sistema, teniendo que proporcionar un despacho factible reorganizando de

manera eficiente los activos a su disposición, incrementando generación de algunas

plantas y reduciendo la de otras, según sea necesario mientras se mantiene la relación

entre demanda y generación.

El OS ha de estar preparado para cualquier tipo de contingencia que pueda

aparecer en el sistema, incluso las más remotas, ya que es el mayor responsable junto

con las empresas distribuidoras de la seguridad de suministro.

En este caso, como muestra de la necesidad de una actuación inminente del

Operador del Sistema ante una contingencia, se adjunta el procedimiento de operación

del Operador del Sistema Portugués, REN, ante una caída repentina e inesperada de la

producción eólica. En este caso se necesitaría una respuesta rápida para compensar esta

caída y no provocar un desfase entre la generación y la demanda en el tiempo real que

pudiera poner en jaque al sistema eléctrico. El uso de reservas rodantes de generadores

térmicos es en estos casos de extrema ayuda para mantener una relación estable entre

generación y demanda eléctrica.



40

Figura 10: Ejemplo de operación de Servicios Auxiliares. Fuente: REN

2.1.3.2.1.1. Mecanismo

de solución de

restricciones

técnicas

El mecanismo de solución de restricciones técnicas es un mercado complejo que

está compuesto por dos fases:

- En la primera fase, Red Eléctrica de España realiza un flujo de carga en la red

corriendo un modelo representando el sistema completo teniendo en cuenta las

plantas casadas en el Programa Base de Funcionamiento. A pesar de que el

Operador del Sistema intenta redespachar el sistema de la manera más eficiente

posible, éste no es un proceso puramente económico. La razón es que si la

utilidad de la opción más barata implica una ayuda quizá no suficiente, se

utilizará una opción más cara dando un margen de seguridad mayor.

- En la segunda fase, un re-balance entre generación y demanda se volverá a

realizar después de las posibles desviaciones resultantes de la operación de la

fase 1 de solución de restricciones técnicas, sin resultar en otro despacho

inviable.



41

Este complejo mercado no se basa en la misma metodología que los mercados

diario e intradiario. En este caso, siguiendo un método de remuneración pay-as-bid por

el que los generadores despachados recibirán una cantidad igual a la que ellos mismos

ofertaron, REE debe convertir un despacho económico en un despacho físico.

En el siguiente capítulo se hará un estudio más detallado del funcionamiento del

mecanismo de solución de restricciones técnicas del sistema, foco central de esta tesis.

2.1.3.2.1.2. Servicios de

balance

Una vez se tiene ya un despacho totalmente viable técnicamente, Red Eléctrica

de España procederá a asegurarse de que las reservas del sistema son suficientes para

ser explotado de manera segura. Así, REE mantiene mecanismos auxiliares al servicio

de la seguridad de suministro para tener la certeza de cuadrar generación y demanda e

manera estable. Estos mercados incluyen la regulación secundaria, la regulación

terciaria y la gestión de desvíos.

2.1.3.2.1.2.1. Reserva

adicional

de potencia

a subir

Las reservas rodantes son aquellas reservas disponibles de potencia provenientes

de generadores, típicamente térmicos, conectados a la red eléctrica, usadas para

reaccionar ante cualquier contingencia en el sistema. Para permitir un suministro

seguro, este mecanismo, establecido en España en 2012, trata de mantener estas

reservas disponibles para que puedan ser manipuladas según las necesidades del

sistema.

Las reservas terciarias, analizadas después de la solución de restricciones

técnicas, se utilizarán para aportar una confianza suficiente para operar de manera

sostenible y cómoda el sistema.

Después de analizar las reservas necesarias teniendo en cuenta la variabilidad

que el despacho pudiera tener en el tiempo real, el Operador del Sistema podría

considerar que estas reservas no son suficientes para una operación cómoda en tiempo



42

real. Si pensara de esta manera, REE podría traer nuevas unidades al despacho para

mejorar la seguridad de suministro mediante el aumento de reservas disponibles.

A pesar de que pudiera resultar un proceso rápido, las lentas rampas de las

centrales térmicas dificultan la maniobra ante cualquier contingencia. Si se elige a una

central térmica para proporcionar reserva terciaria, tendrá que haber ofrecido en el

mercado diario al menos su mínimo técnico para garantizar estar conectado a la red para

la operación. Si la planta no entra en el mercado intradiario, los costes adicionales

procedentes del innecesario redespacho tendrán que ser sufragados por la unidad

incumplidora.

2.1.3.2.1.2.2. Reservas

secundarias

Cuando un generador oferta una cierta cantidad de energía en el mercado diario

para cada hora del día D+1, no sólo ofertará dicha energía sino también una banda

secundaria aportando flexibilidad a la potencia ofrecida por la central en función de los

requerimientos de Red Eléctrica de España. Esta banda secundaria dirá de este modo en

que rango podrá producir la central: por ejemplo, una planta podría ofrecer 400 MW ±

40 MW por lo que la planta podría operar entre 360 MW y 440 MW en función de las

necesidades del Operador del Sistema.

Estas reservas se escogerán siguiendo un orden de mérito puramente económico,

eligiendo las capacidades adicionales más baratas provenientes de las ofertas. Así, a

través de una metodología marginalista se remunerará a las centrales que casen esta

banda secundaria con el precio de la oferta más cara que haya sido casada.

2.1.3.2.1.2.3. Mercado de

desvíos

En el sistema eléctrico, tanto la generación como la demanda están en continuo

cambio, por lo que se necesita un mercado en tiempo real para compensar estas súbitas

variaciones en ambos lados. Todos los generadores, especialmente las intermitentes

tecnologías renovables, especialmente la eólica o la solar, pueden producir desvíos por

los cuales deberían ser penalizadas. En la otra cara de la moneda, si la demanda cambia,

esto se debería traducir en un sobrecoste para ella que típicamente absorberían los

comercializadores (obteniendo un sobrecoste de desvíos determinado). A pesar de ello,

no todos los desvíos implican penalización; con el fin de incentivar la participación para

la reducción de los desvíos totales del sistema, la penalización por el desvío de un



43

agente del mercado será nula si el desvío tiene sentido contrario al de los desvíos del

sistema. Esto significa que si los agentes ayudan al sistema a balancearse, no

penalizarán, mientras que si favorecen el desvío se les cargará un coste de desvío.

¿Cómo se puede organizar un mercado tan complejo? Se definirán dos precios,

denominados: Precio de los Desvíos a Subir y Precio de los Desvíos a Bajar (mercado

de precios duales) con los cuales los agentes verán como se les aplica uno u otro precio

dependiendo de la posición de su medida con respecto al programa.

Con todos estos mercados, el resultado final es un suministro de electricidad con

unos altos niveles de seguridad y calidad de tal manera que todos los agentes que

intervienen en los procesos son capaces de maximizar el conjunto de su utilidad.



44



45

Capítulo 3

Aproximación al

estudio



46



47

3.1. Correlaciones

El sistema eléctrico español ha sufrido una evolución exponencial en lo referente

a la generación hasta tener un parque de una potencia superior a los 100 GW. Dichas

evoluciones tienen como consecuencia la necesidad de la construcción de una red de

transporte que pueda lidiar con las diferentes contingencias que puedan desarrollarse en

cualquier punto del sistema: congestiones de líneas, tensiones descontroladas…

La red ha de ser diseñada para no restringir en ningún momento los despachos de

energía. A pesar de ello, dicha situación no es posible debido a las capacidades finitas

de las líneas y a las fallas que se puedan producir en ellas, entre otras contingencias.

Dichos inconvenientes dan lugar a un sobrecoste denominado “Sobrecoste de

restricciones técnicas”, cuyo estudio se va a realizar de aquí en adelante.

En primer lugar se realizará una aproximación al concepto, tratando de correlar

el sobrecoste de las restricciones con los diferentes variables del sector eléctrico. A

continuación, se muestra una tabla con estos coeficientes de este sobrecoste en relación

a las variables mostradas para cada año:

2012 2013 2014 2015 2016

Correlación PMD -0,23 -0,37 -0,38 -0,66 -0,57

Correlación PMI 0,03 -0,11 -0,09 -0,02 -0,06

Correlación Energía -0,12 -0,25 -0,34 -0,61 -0,61

Correlación Nuclear - - 0,30 0,00 -0,08

Correlación Carbón - - -0,46 -0,59 -0,44

Correlación CCGT - - -0,03 -0,29 -0,16

Correlación Solar - - -0,35 -0,33 -0,30

Correlación Hidráulica - - 0,19 -0,08 -0,32

Correlación Eólica - - 0,16 0,27 0,26

Correlación Energía Intradiario - - -0,09 -0,28 -0,39

Correlación Volumen Neto Desvíos - - 0,02 0,09 -0,06

Correlación Pérdidas ESIOS - - -0,26 -0,56 -0,59

Correlación Generación libre de CO2 - - 0,05 -0,11 -0,21

Correlación Intercambio con Francia - - -0,29 -0,17 -0,21

Correlación Intercambio con Portugal - - 0,27 -0,02 -0,11

Correlación Consumo Bombeo - - -0,39 -0,63 -0,58

Correlación Turbinación Bombeo - - 0,07 -0,31 -0,30

Tabla 2: Correlaciones del sobrecoste de restricciones técnicas.



48

Como se puede observar en la anterior gráfica, las correlaciones en ningún caso

llevan a un resultado concluyente. Sí es cierto que se puede afirmar que el precio del

mercado diario y el volumen de energía vendido en dicho mercado tiene una relación

indirecta con el sobrecoste de las restricciones. La justificación podría residir en el

hecho de que al ser la demanda alta, no se debería tener que poner en marcha nuevos

ciclos combinados que podrían internalizar sus costes de arranque en las ofertas de

restricciones, ya que ya estarían en marcha produciendo en el mercado diario.

En la situación contraria, suponiendo precio bajos del mercado diario, no habrá

generación firme suficiente disponible y por tanto los ciclos combinados deberán de

arrancar aplicando precios altos, por lo que el sobrecoste de la solución de restricciones

técnicas subiría.

Otra justificación podría estar basada en los argumentos de los portavoces de las

grandes industrias españolas: acostumbradas a producir en el periodo 6 (valle) debido a

las señales de precios bajos dados por los mercados, ven que en esas horas valle, el

coste de restricciones técnicas es mayor. Así, argumentan que el sistema español ya está

suficientemente mallado para aguantar cualquier tipo de contingencia relacionada con

demandas pico, pero este excesivo mallado pasa factura a la hora de controlar tensiones

en las horas valle. Así pues, el excesivo mallado de la red de transporte española podría

motivar una divergencia de los sobrecostes de restricciones técnicas entre las horas pico

y las horas valle.

Los datos confirman una correlación significativa en los años 2015 y 2016 del

sobrecoste de restricciones técnicas del sistema con el precio del mercado diario, pero

dentro de este concepto, ¿hay determinados rangos dentro de los cuales una variación en

precio explique en mayor medida las restricciones técnicas que en otros? La respuesta a

esta pregunta se basará en la siguiente tabla:

2012 2013 2014 2015 2016

PMD<10 -0,25 0,09 -0,02 0,34 -0,07

10<PMD<20 -0,15 -0,18 -0,03 0,04 -0,11

20<PMD<30 -0,20 -0,15 -0,07 -0,21 -0,18

30<PMD<40 -0,11 -0,15 -0,09 -0,19 -0,25

40<PMD<50 0,01 -0,08 -0,16 -0,32 -0,01

50<PMD<60 0,03 0,05 -0,04 -0,19 -0,15

60<PMD<70 0,07 0,12 0,18 -0,03 0,49

70<PMD<80 0,11 -0,08 0,36 0,20 -

80<PMD<90 0,24 0,10 0,14 -0,12 -

90<PMD<100 - -0,22 0,58 - -

PMD>100 - 0,00 - - -

Tabla 3: Correlaciones del sobrecoste de restricciones técnicas con cada rango de precios del mercado

diario



49

Figura 11: Correlaciones del sobrecoste de restricciones técnicas con cada rango de precios del mercado

diario

Resulta sorprendente ver que para precios entre 90 y 100 €/MWh se encuentre la

mayor explicación del sobrecoste de restricciones (valor 0,58 del coeficiente de

correlación para el año 2014) teniendo en cuenta que un año antes la correlación era

negativa. Además, para un precio de entre 60 y 70 €/MWh, se produce una correlación

significativa en el año 2016, pero en años anteriores dicha correlación es prácticamente

nula. Así pues, analizando los datos de la tabla anterior se ha de tomar como conclusión

que dentro de cada rango, los precios no explican el sobrecoste de restricciones.

Así, como conclusión se puede afirmar que variables relacionadas con el precio

como es el caso de la demanda, la generación de carbón o las pérdidas, son las que

explican en mayor medida el concepto estudiado. A pesar de ello, la escasa robustez de

estas correlaciones muestra que se ha de hacer un análisis más detallado del sobrecoste

de restricciones técnicas.

-0,40

-0,30

-0,20

-0,10

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

2012

2013

2014

2015

2016



50



51

Capítulo 4

Estudio del CSS y

CDS



52



53

Sin duda un indicador clave para evaluar el funcionamiento de un generador en

un mercado es el margen contributivo. En relación al mercado diario de electricidad,

estos márgenes, denominados Clean Spark Spread y Clean Dark Spread para ciclos

combinados y centrales de carbón respectivamente, muestran la situación de estos

generadores en cuanto a su operación en este mercado.

Asumiendo un comportamiento racional por parte de los gestores de los ciclos

combinados, si no se está llegando a un cierto margen en el mercado diario, el foco

estará puesto en servicios adicionales, como puede ser la solución de restricciones

técnicas, por lo que el coste de esta solución será mayor al ir asociado a ofertas mayores

para la recuperación de los costes de arranque y el alcance de la rentabilidad objetivo.

Además, un CSS y CDS negativo va asociado a la nula rentabilidad de la

operación en el mercado diario. Es ahí donde entra el juego entre la operación en el

mercado de restricciones. Como se ha comentado anteriormente, los generadores

pueden llegar a entrar en el mercado diario implicando esto unas pérdidas para el

generador, únicamente si los beneficios que va a obtener al estar conectado y poder

participar en servicios de ajuste compensan estas pérdidas. Así pues, un CSS/CDS

negativo debería estar en la mayoría de los casos ligado a un mayor coste de las

restricciones técnicas del sistema.

Como se pudo apreciar en los diversos capítulos de este proyecto, existe cierta

relación inversa entre el precio del mercado diario y sobrecoste provocado por las

restricciones técnicas. Así, cuando el precio del mercado diario sube, se espera que las

restricciones técnicas experimenten una bajada. Aunque dicha correlación sea notable,

eso no implica ni mucho menos que una subida del precio del mercado diario esté ligada

completamente a una bajada del sobrecoste de restricciones, pero de manera global,

abarcando un horizonte temporal suficientemente grande, se puede ver que dicha

tendencia se acaba cumpliendo.

De este modo, teniendo en cuenta que un incremento del precio está ligado con

una mayor participación de centrales térmicas en el mercado diario, se podrá concluir

que a mayor participación de centrales térmicas en el mercado diario, menores

sobrecostes de restricciones técnicas se producirán en el sistema. Además, llevando este

estudio a datos más puramente económicos y teniendo en cuenta que a mayor

participación de centrales térmicas, mayor margen operativo de dichas centrales, se

podrá llegar a la conclusión de que a mayor margen (en este caso denominados CSS y

CDS), menores restricciones técnicas.



54

4.1. Cálculo del CSS y CDS desde

2012 hasta 2016

A partir de los ingresos y los gastos de cada generador se podrá calcular su

margen contributivo de su operación en el mercado diario y a partir de entonces se

podrán sacar relaciones entre el sobrecoste de la solución de restricciones técnicas del

sistema y los spreads de contribución de los generadores.

En este apartado se buscará encontrar los márgenes operativos de los ciclos

combinados y las centrales de carbón para tratar de, a partir de estos inputs, trasladar

estas correlaciones del CSS y CDS con el sobrecoste de restricciones técnicas y poder

tener un valor teórico y aproximado del sobrecoste de restricciones técnicas en los años

2017 y 2018.

4.1.1. Cálculos de los costes

variables de las centrales térmicas

Con el fin de realizar un estudio de los beneficios que están obteniendo las

centrales por su participación en el mercado diario, resulta imprescindible llevar un

seguimiento continuo y realizar una predicción fiable de los costes variables de los

generadores, dependientes en su mayoría del precio del combustible y de los derechos

de emisión de CO2.

Es por ello que en este apartado se exponen los costes teóricos de las centrales de

ciclo combinado y carbón, tanto importado como nacional, que restarán a los ingresos

obtenidos por la operación en el mercado diario para obtener los Clean Spark Spreads y

Clean Dark Spreads.

Resulta de interés tener en cuenta la evolución de conceptos como el precio del

gas, del carbón o de los derechos de emisión de CO2. Mientras que la convergencia de

los precios en los mercados europeos de gas y la creciente madurez de este sector en

España podría llevar los precios del gas a valores menores, la creciente conciencia

social sobre las emisiones de gases contaminantes y el acercamiento a nuevas fechas

clave en el camino de la lucha contra el calentamiento global (2020) podrían llevar el

precio de los derechos de emisión de CO2 a valores superiores.



55

Es por ello que para los cálculos de los costes para 2017 y 2018 se usaron futuros

para los conceptos comentados de cara a tener los costes de los generadores en el

periodo de estudio.

4.1.1.1. Cálculo de los costes

variables de un ciclo combinado

Los costes de un ciclo combinado tienen como mayor componente el precio del

gas, aunque hay más costes adicionales que se deben de tener en cuenta. Dichos costes

vienen dados por:

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠𝐶𝐶𝐺𝑇 = 2 ∗ (𝑇𝑉𝐶𝑂𝑁𝐷𝑈𝐶𝐶𝐼Ó𝑁 + 𝐺𝑟𝑒𝑒𝑛 𝐶𝑒𝑛𝑡 + 𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎 𝐸𝑠𝑡𝑟𝑎𝑡. +𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝐺𝐴𝑆) + 0,35 ∗ 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝐶𝑂2

Los componentes de este coste son:

El valor multiplicador 2 implica un rendimiento de los ciclos combinados de un

50%, de tal manera que un consumo de 2 MWh de gas se necesitará para

producir 1 MWh de electricidad.

TVCONDUCCIÓN: el término variable de conducción es el término en la factura de

gas equivalente al peaje de acceso a la red en electricidad. La factura de la

compra del gas del ciclo deberá llevar consigo este término. Según la Orden

IET/2446/2013, este valor asciende a 0,615 €/MWh

Green Cent: el llamado céntimo verde al gas tiene como valor 2,34 €/MWh.

Reserva Estratégica: de valor 0,29 €/MWh, este concepto sirve para mantener la

reserva de capacidad de gas en caso de que sea necesaria por una demanda

crítica.

PrecioGAS: el precio del gas resulta prácticamente el 90% de los costes totales del

ciclo combinado, por lo que será el principal driver de la competitividad de estas

centrales. Se toman os valores reales en el Punto Virtual de Balance (PVB)

mientras que para 2017 y 2018 se tomarían valores de futuros del índice TTF

más un spread aproximado de 2 €/MWh.

PrecioCO2: el precio de los derechos de emisión del dióxido de carbono emitido

para la producción de energía eléctrica, publicados en Sendeco2.

Además, para los años 2013 a 2018, se han de multiplicar estos precios por 1,07

(tras tomar como aproximación que las ofertas son iguales a los costes variables)

debido al impuesto de un 7% sobre la generación eléctrica aplicado en 2013.



56

Los costes variables de los ciclos combinados siguen por tanto esta tendencia:

COSTES VARIABLES DE LOS CICLOS COMBINADOS (€/MWh)

ene-12 60,72 ene-14 72,83 ene-16 48,21 ene-18 59,00

feb-12 70,59 feb-14 69,42 feb-16 43,27 feb-18 59,00

mar-12 65,20 mar-14 66,34 mar-16 42,70 mar-18 58,07

abr-12 66,79 abr-14 60,34 abr-16 43,02 abr-18 53,63

may-12 65,67 may-14 57,49 may-16 45,51 may-18 52,50

jun-12 64,92 jun-14 54,60 jun-16 48,06 jun-18 52,13

jul-12 66,45 jul-14 52,62 jul-16 46,45 jul-18 51,90

ago-12 65,73 ago-14 55,10 ago-16 41,73 ago-18 51,96

sep-12 69,49 sep-14 61,83 sep-16 41,83 sep-18 52,10

oct-12 71,58 oct-14 62,71 oct-16 50,99 oct-18 54,14

nov-12 72,27 nov-14 66,79 nov-16 55,69 nov-18 56,07

dic-12 76,51 dic-14 66,98 dic-16 69,30 dic-18 57,04

ene-13 73,45 ene-15 60,75 ene-17 68,37

feb-13 72,34 feb-15 66,65 feb-17 65,91

mar-13 83,04 mar-15 65,31 mar-17 63,02

abr-13 76,80 abr-15 66,09 abr-17 54,40

may-13 72,23 may-15 63,02 may-17 53,25

jun-13 71,98 jun-15 63,08 jun-17 52,87

jul-13 71,37 jul-15 64,06 jul-17 52,56

ago-13 70,16 ago-15 61,85 ago-17 52,63

sep-13 73,36 sep-15 60,93 sep-17 52,77

oct-13 71,66 oct-15 59,16 oct-17 55,08

nov-13 73,69 nov-15 56,82 nov-17 57,06

dic-13 75,46 dic-15 53,76 dic-17 58,04

Tabla 4: Costes variables de los ciclos combinados

Figura 12: Costes variables de los ciclos combinados

40,00

45,00

50,00

55,00

60,00

65,00

70,00

75,00

80,00

85,00

90,00

€/M

Wh

Costes Variables de los ciclos combinados



57

*Nota: a pesar del abrupto incremento del coste de los ciclos combinados al final del año 2016 y

al inicio del 2017, no reflejan realmente el aumento tan significativo que sufrieron los costes de dichas

centrales. El motivo de esta diferencia entre el valor representado en este proyecto y el valor real de los

costes radica en la desorbitada prima del precio del gas vendido en la plataforma española MIBGAS

frente al precio del gas referenciado a TTF. Como se ha comentado anteriormente, a la hora de tomar

datos futuros, se supuso una prima de 2 €/MWh sobre el precio forward del TTF, un dato medio que no

se vio confirmado con los datos de los meses de noviembre y diciembre de 2016, además del mes de

enero de 2017.

4.1.1.2. Cálculo de los costes variables

de las centrales de carbón

importado

Asimismo, se deberá aplicar un coste a las centrales de carbón importado tal que:

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠𝐼𝐶 =1

0,39∗ (𝐺𝑟𝑒𝑒𝑛 𝐶𝑒𝑛𝑡 + 𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎 𝐸𝑠𝑡𝑟𝑎𝑡. +𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝐶𝐴𝑅𝐵Ó𝑁) + 0,35 ∗ 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝐶𝑂2

Los componentes de este coste son:

El factor divisor 0,39 implica un rendimiento de los ciclos combinados de un

39%, de tal manera que un consumo de 100 MWh de carbón se necesitará para

producir 39 MWh de electricidad.

Green Cent: el llamado céntimo verde al gas tiene como valor 2,34 €/MWh.

Reserva Estratégica: de valor 0,29 €/MWh, este concepto

PrecioCARBÓN: el precio del carbón resulta prácticamente el 70% de los costes

totales de las centrales de carbón, por lo que será el principal driver de la

competitividad de estas centrales.

PrecioCO2: el precio de los derechos de emisión del dióxido de carbono emitido

para la producción de energía eléctrica, publicado por Sendeco2.

Además, para los años 2013 a 2018, se han de multiplicar estos precios por 1,07

(tras tomar como aproximación que las ofertas son iguales a los costes variables) debido

al impuesto sobre la generación eléctrica aplicado en 2013.



58

A continuación se muestran los costes asociados a la generación a partir de

carbón importado:

COSTES VARIABLES DE LAS CENTRALES DE CARBÓN IMPORTADO (€/MWh)

ene-12 62,46 ene-14 46,63 ene-16 35,57 ene-18 38,35

feb-12 63,27 feb-14 47,17 feb-16 32,86 feb-18 38,35

mar-12 62,62 mar-14 44,59 mar-16 32,98 mar-18 38,35

abr-12 58,02 abr-14 42,46 abr-16 34,40 abr-18 38,36

may-12 56,18 may-14 42,12 may-16 34,11 may-18 38,36

jun-12 53,54 jun-14 42,97 jun-16 34,02 jun-18 38,36

jul-12 50,36 jul-14 42,49 jul-16 33,67 jul-18 38,37

ago-12 50,90 ago-14 41,70 ago-16 37,41 ago-18 38,37

sep-12 52,22 sep-14 41,52 sep-16 39,07 sep-18 38,38

oct-12 51,55 oct-14 40,38 oct-16 42,79 oct-18 38,38

nov-12 48,25 nov-14 40,30 nov-16 50,91 nov-18 38,38

dic-12 49,01 dic-14 39,95 dic-16 53,28 dic-18 38,39

ene-13 50,31 ene-15 39,91 ene-17 46,82

feb-13 49,61 feb-15 40,09 feb-17 45,57

mar-13 49,98 mar-15 39,31 mar-17 43,45

abr-13 48,10 abr-15 39,11 abr-17 42,20

may-13 46,45 may-15 38,55 may-17 42,20

jun-13 47,22 jun-15 39,61 jun-17 42,20

jul-13 45,17 jul-15 39,27 jul-17 41,10

ago-13 43,14 ago-15 39,77 ago-17 41,10

sep-13 43,90 sep-15 39,56 sep-17 41,10

oct-13 43,79 oct-15 38,32 oct-17 40,61 nov-13 44,16 nov-15 37,47 nov-17 40,61

dic-13 45,59 dic-15 37,33 dic-17 40,61

Tabla 5: Costes variables provenientes de las centrales de carbón

Figura 13: Costes variables de las centrales de carbón importado

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

55,00

60,00

65,00

€/M

Wh

Costes variables de las centrales de carbón importado



59

4.1.1.3. Cálculo de los costes variables

de las centrales de carbón

nacional

Por último, a través del BOE se puede tener información acerca de las centrales

que funcionan a partir de la explotación de carbón nacional, con los siguientes costes,

en general superiores a los de las centrales de carbón importado, debido a la dificultad

de extracción y el alto precio del carbón nacional, que dificulta la competitividad de las

centrales que operan a partir de este tipo de carbón:

COSTES DE LAS CENTRALES DE CARBÓN NACIONAL (€/MWh)

AÑO ALL1 COM4 COM5 ELC1 GUA2 NRC3 PNN3 ROB2 SRI3 TER 1,2,3

2012 55,69 53,54 53,54 55,00 57,42 53,50 60,09 51,02 50,78 49,72

2013 52,50 51,03 51,03 57,50 50,69 50,07 59,92 48,82 48,02 45,73

2014 46,61 44,17 44,17 55,96 48,23 44,95 54,87 45,40 44,02 41,26

2015 53,12 50,66 50,66 57,78 50,03 48,83 54,85 51,30 46,00 53,14

2016 - - - X - - - - - -

2017 - - - X - - - - - -

2018 - - - X - - - - - -

Figura 14: Costes de las centrales de carbón nacional

*Nota: la central de Elcogás cesó su actividad en el año 2016

4.1.2. Ingresos de las centrales

térmicas desde el año 2012 hasta

el 2016

Para ver los ingresos de cada generador no será suficiente ver el precio medio del

mercado diario. La operación de las centrales térmicas en el mercado diario está

asociada claramente a precios normalmente superiores a los medios del mercado diario

al producir los generadores típicamente en horas pico.

Por ello, se ha de hacer un análisis de cuál fue el beneficio medio de cada central

a partir de la operación en el mercado diario en cada año. La metodología para hallar

este número parte del documento Excel realizado para la descarga de datos horarios de



60

las ofertas de cada generador, tanto en forma de energía como sus ofertas económicas

casadas. A partir de esa descarga de datos, se calcularía de manera anual el precio

medio de oferta ponderado por la energía vendida en el mercado diario.

Los datos referentes al mercado diario se muestran central a central en el Anexo

II: Datos referentes a la operación de las centrales térmicas en el mercado diario. En

este anexo se podrá ver los costes, el precio medio diario, el precio medio de oferta de

las centrales térmicas, y la relación entre todos estos conceptos.

4.1.3. El Clean Spark Spread y el

Clean Dark Spread de las

centrales térmicas

El Clean Spark Spread y el Clean Dark Spread medio de los generadores en el

mercado diario representan el beneficio unitario de los generadores a partir de su

operación en el dicho mercado; este índice será de utilidad central de cara a la

realización de este proyecto. Así, desde el mes de enero de 2012, tanto el CSS como el

CDS han seguido el siguiente patrón de acuerdo con el análisis realizado de los datos

históricos:

Figura 15: Evolución del CSS y CDS

-60

-40

-20

0

20

40

€/M

Wh

CSS y CDS en el Mercado Diario

CSS CDS



61

Además, haciendo caso a los datos puramente económicos, medidos en euros, los

beneficios que obtienen los generadores son los siguientes:

Figura 16: Beneficio de los generadores en el mercado diario

Resulta sorprendente ver un CSS negativo regularmente, así como un CDS

negativo en las primaveras de tres de los últimos cuatro años. ¿Dónde reside el

razonamiento de esta coyuntura? Tal y como se ha mencionado anteriormente, las

centrales térmicas no son competitivas hoy en día funcionando únicamente en el

mercado diario: deben fiar su rentabilidad operativa al funcionamiento de los servicios

de ajuste.

Esta situación no sólo se produce en el sistema eléctrico español; en países como

Alemania y Reino Unido, tanto el CSS como el CDS son negativos, aunque no de una

manera tan clara. Debido a la gran sobrecapacidad del sistema español, estos valores

negativos se hacen más evidentes, cayendo hasta a valores de -50 €/MWh. Las centrales

térmicas deben buscar vías alternativas para lograr beneficios que el mercado diario no

le proporciona, incluso perdiendo dinero en el diario para ganar en mayor medida en

restricciones o mantenerse encendido para futuras oportunidades.

Por tanto, no se puede analizar el beneficio de las centrales térmicas analizando

únicamente la actividad en el mercado diario, ya que las ofertas en este segmento

dependerán de la actuación en otros mercados: se ven influenciados por la banda

secundaria y el mercado de restricciones técnicas.

De hecho, se podría considerar la oferta de banda secundaria no como un

servicio de ajuste sino como un componente de la oferta del mercado diario, ya que va

claramente ligada a ésta.

-2000000

-1000000

0

1000000

2000000

3000000€

MERCADO DIARIO CSS MERCADO DIARIO CDS



62

4.2. Análisis del CSS y CDS

En la siguiente gráfica se muestra la relación entre los spreads de los ciclos

combinados y las centrales de carbón, y el sobrecoste por restricciones técnicas:

Con la agregación mensual mostrada en la gráfica anterior, se tendría un

coeficiente de correlación entre el sobrecoste de restricciones técnicas de -0,66 mientras

que el coeficiente de correlación del sobrecoste de restricciones con el CDS tendría un

valor negativo de -0,67.

Aun así, habrá meses en los que esta correlación entre el sobrecoste de

restricciones y el CSS no siga el patrón. Es por ello que se deberá analizar si estas

circunstancias pudieran tener consecuencias en la previsión de restricciones técnicas en

las ofertas de una comercializadora, o si por el contrario pueden ser despreciadas.

Siendo un driver principal tanto del sobrecoste de restricciones técnicas como

del CDS y CSS, el precio del mercado diario se analizará cuando no exista correlación

negativa entre CSS/CDS y el sobrecoste por restricciones. En la siguiente gráfica se

adjuntan los precios del mercado diario para cada mes, encontrándose en color rojo

aquellos meses en los que la correlación mencionada no es negativa. Además, en verde

se muestran las fechas en las que únicamente el CDS muestra correlación positiva.

Figura 17: Evolución temporal del sobrecoste de restricciones técnicas, el CSS y el CDS



63

PRECIO MERCADO DIARIO €/MWh

ene-12 51,06 ene-14 33,62 ene-16 36,53

feb-12 53,48 feb-14 17,12 feb-16 27,50

mar-12 47,58 mar-14 26,67 mar-16 27,80

abr-12 41,21 abr-14 26,44 abr-16 24,11

may-12 43,58 may-14 42,41

jun-12 53,50 jun-14 50,95

jul-12 50,29 jul-14 48,21

ago-12 49,34 ago-14 49,91

sep-12 47,59 sep-14 58,89

oct-12 45,65 oct-14 55,11

nov-12 42,07 nov-14 46,80

dic-12 41,73 dic-14 47,47

ene-13 50,50 ene-15 51,60

feb-13 45,04 feb-15 42,57

mar-13 25,92 mar-15 43,13

abr-13 18,17 abr-15 45,34

may-13 43,45 may-15 45,12

jun-13 40,87 jun-15 54,73

jul-13 51,16 jul-15 59,55

ago-13 48,09 ago-15 55,59

sep-13 50,20 sep-15 51,88

oct-13 51,49 oct-15 49,90

nov-13 41,81 nov-15 51,20

dic-13 63,64 dic-15 52,61

Figura 18: Valores mensuales del Precio del Mercado Diario, marcando en rojo aquellos meses en los que

ambos indicadores no cumplían la correlación inversa, y en verde aquellos en los que únicamente el CDS no cumplía

dicha correlación.

A partir de la tabla se puede inferir que Q1 y Q4 suelen ser propensos a variar la

correlación, pero no existe una relación aparente con el precio del mercado diario.

Además, analizando la producción de cada tecnología en cada mes, no se puede

establecer ningún tipo de relación: por ejemplo, en el caso del primer semestre de 2014,

en los meses de febrero, marzo y abril no se aprecian cambios significativos en las

diferentes producciones de cada tecnología generación, por lo que no explican la

correlación positiva de las restricciones técnicas del sistema con los spreads.

A pesar de la agrupación mensual mostrada, las ofertas de comercialización

suelen cubrir trimestres completos (los llamados Q1, Q2, Q3 y Q4), semestres y en la

mayoría de los casos, años móviles, por lo que en principio sería suficiente con que con

estas agrupaciones se alcanzara una mayor explicación.



64

De este modo, agrupando los valores de manera trimestral, quedaría la siguiente

evolución:

A continuación se adjuntan los precios del mercado diario para esos rangos,

aplicando de nuevo el color rojo a aquellos trimestres en los que CSS y CDS

presentaron correlaciones positivas con el sobrecoste de restricciones técnicas:

CSS CDS RRTT PMD

Q1 2012 -8,72 21,27 2,29 50,71

Q2 2012 -12,08 20,52 2,47 46,10

Q3 2012 -8,72 23,07 1,78 49,07

Q4 2012 -16,01 19,90 3,75 43,15

Q1 2013 -29,05 -7,62 3,34 40,49

Q2 2013 -32,93 -12,58 4,26 34,16

Q3 2013 -17,12 1,97 2,09 49,82

Q4 2013 -16,12 3,97 3,95 52,31

Q1 2014 -42,81 -18,56 4,74 25,80

Q2 2014 -26,53 -3,45 4,35 39,93

Q3 2014 -13,96 8,36 2,84 52,34

Q4 2014 -17,66 5,15 3,93 49,79

Q1 2015 -9,11 4,95 3,43 45,76

Q2 2015 -5,45 6,60 3,67 48,40

Q3 2015 2,02 14,04 2,48 55,67

Q4 2015 -3,14 10,18 3,18 51,23

Q1 2016 -12,20 2,77 3,01 30,61

Tabla 6:Valores trimestrales del Precio del Mercado Diario, marcando en rojo aquellos meses en los que el

ambos indicadores no cumplían la correlación inversa, y en verde aquellos en los que únicamente el CDS no cumplía

dicha correlación.

Figura 19: Evolución de los valores del sobrecoste de restricciones técnicas, CSS y CDS por trimestre.



65

A pesar de haber ciertos trimestres en los que la correlación no era inversa, los

coeficientes de correlación extraídos de los datos de la tabla anterior dan muestra de

cómo explican los spreads el sobrecoste de restricciones:

- CSS – RRTT: -0,65

- CDS – RRTT: -0,70

Por tanto, se puede concluir que de manera trimestral, la explicación es

significativa, por lo que el análisis de los CSS y CDS será sin duda de importancia para

tener una idea acerca del sobrecoste del mercado de restricciones técnicas.

A partir de la agrupación semestral se obtendrán los siguientes resultados

mostrados en esta gráfica:

CSS CDS RRTT

S1 2012 -10,40 20,90 2,38

S2 2012 -12,36 21,49 2,76

S1 2013 -30,99 -10,10 3,80

S2 2013 -16,62 2,97 3,02

S1 2014 -34,67 -11,01 4,54

S2 2014 -15,81 6,75 3,39

S1 2015 -7,28 5,77 3,55

S2 2015 -0,56 12,11 2,83

S1 2016 -16,09 -2,70 2,94

Tabla 7: Valores semestrales del Precio del Mercado Diario, marcando en rojo aquellos meses en los que el

CSS no cumplía la correlación inversa, y en verde aquellos en los que únicamente el CDS no cumplía dicha

correlación.

j

Tabla 8: Evolución de los valores del sobrecoste de restricciones técnicas, CSS y CDS por semestre.



66

No existe ningún semestre en el que tanto el CDS como el CSS tengan ambos

una correlación positiva con el sobrecoste de restricciones técnicas, por lo que

agrupando por semestres, tanto el CDS como el CSS explican en cierta manera el

sobrecoste de restricciones. Esto se comprueba con los coeficientes de correlación

extraídos de los datos de la tabla anterior:

- CSS – RRTT: -0,77

- CDS – RRTT: -0,82

Por último, aplicando agregación anual, los valores de los spreads de carbón y

ciclo combinado en relación a las restricciones técnicas serán:

CSS CDS RRTT

2012 -11,38 21,19 2,57

2013 -23,80 -3,56 3,41

2014 -25,24 -2,13 3,96

2015 -3,92 8,94 3,19

Tabla 9: Valores anuales del Precio del Mercado Diario, marcando en rojo aquellos meses en los que el CSS

no cumplía la correlación inversa, y en verde aquellos en los que únicamente el CDS no cumplía dicha correlación.

Esto se comprueba con los coeficientes de correlación extraídos de los datos de

la tabla anterior:

- CSS – RRTT: -0,66

- CDS – RRTT: -0,90

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

-30

-20

-10

0

10

20

30

2012 2013 2014 2015

CSS CDS RRTT

Figura 20: Evolución de los valores del sobrecoste de restricciones técnicas, CSS y CDS por año.



67

Sin duda estos altos valores de correlación muestran claramente una relación

fuerte entre el CSS, CDS y el sobrecoste de RRTT, por lo que el análisis tendrá una

base sólida sobre la que apoyar los resultados finales.

4.3. Previsión de funcionamiento de

las centrales térmicas en el

mercado diario en 2017 y 2018

Resulta lógico pensar que el funcionamiento de las centrales térmicas depende en

gran medida de los precios del mercado diario. Así pues, se tomó una instantánea de los

precios forward para 2017 y 2018, tomados de OMIP, con los siguientes resultados.

PRECIOS FORWARD DEL MERCADO DIARIO

(€/MWh)

2017 45,21

2018 42,75

Tabla 10: Precios forward para los años 2017 y 2018

*Se ha de señalar que después de la realización de este estudio, debido a picos de demanda, el

incremento del precio del gas, el brusco decremento de la eolicidad y las escasas lluvias, los precios

forward subieron de tal manera que, a modo de ejemplo, en enero de 2017 el precio forward subió hasta

los 61 €/MWh para el mes de febrero de 2017, mientras que para el estudio se tomó un precio de cierre

de 51 €/MWh para ese mes.

Una vez se tiene el precio forward para los años 2017 y 2018, hay que ver qué

precios se producirán presumiblemente en las horas en las que las centrales térmicas

entren en el mercado diario. Teniendo en cuenta que la participación de las centrales

térmicas se suele producir en las horas pico, presumiblemente las centrales deberían

entrar en horas con precios superiores a los precios medios anuales y superiores a sus

costes. A pesar de ello, como se puede ver a continuación, dichos escenarios no son tan

claros. Esto es debido a lo comentado anteriormente acerca de la participación de las

centrales en el mercado diario perdiendo dinero con el fin de tener un mayor beneficio a

través de los ingresos por banda secundaria y en restricciones técnicas. Además, otro

motivo por el que el cociente entre el ingreso y el coste es menor que uno reside en el

hecho de que numerosas centrales indexan el precio de sus combustibles a otros hubs

como puede ser el caso del TTF en el caso del gas, o incluso a otro tipo de fuel, como

puede ser la indexación a Brent.



68

CCGT CARBÓN

2012

INGRESO/COSTE 0,713 0,933

INGRESO/PMD 1,026 1,029

HORAS 2173 4290

ENERGÍA (GWh) 27373 41361

2013



HORAS 1803 3100


2014



HORAS 1707 3636


2015



HORAS 2179 4563


Tabla 11: Relaciones entre magnitudes de los ciclos combinados y las centrales de carbón

La tabla anterior muestra claramente la participación de las centrales térmicas en

horas pico, siendo la oferta casada media de las centrales térmicas superior al precio

medio del mercado diario. A pesar de ello, se muestra en ciertas situaciones un coste

variable superior a la oferta casada.

A partir de los costes forward obtenidos y los precios de OMIP para los Calendar

2017 y 2018, se puede intuir el precio medio de las ofertas de las centrales térmicas que

habrá en los años 2017 y 2018. Los beneficios que se espera que tengan las centrales

térmicas en estos 2017 y 2018. Así, con la operación en el mercado diario se calcularán

a partir de dos escenarios representando situaciones alcistas y bajistas para tanto la

relación entre los precios medios ofertados y los costes como la relación de estos

precios ofertados con el precio medio anual del mercado diario.

Escenario alcista: la relación entre la oferta media de cada central térmica y el

precio anual del mercado diario / coste variable, será la mayor dentro del

muestreo anual desde 2012.

Escenario bajista: la relación entre la oferta media de cada central térmica y el

precio anual del mercado diario / coste variable, será la menor dentro del

muestreo anual desde 2012.



69

Teniendo en cuenta relación con el coste y teniendo en cuenta que dichos gastos

por MWh son los mostrados a continuación en la tabla, los precios medios de oferta

serían:

PRECIOS MEDIOS DE OFERTA EN FUNCIÓN DEL COSTE FORWARD

(€/MWh)

ESCENARIO BAJISTA ESCENARIO ALCISTA

CCGT CARBÓN CCGT CARBÓN

2017 Coste 57,16 45,29 57,16 45,29

Oferta Media 38,24 41,39 50,02 52,36

2018 Coste 54,79 41,37 54,79 41,37

Oferta Media 36,65 37,81 47,94 47,82

Tabla 12: Precios medios de oferta en función del coste forward

Además, estableciendo una relación entre el precio medio de las ofertas y el

precio del mercado diario, quedan los siguientes resultados:

PRECIOS MEDIOS DE OFERTA EN FUNCIÓN DEL PRECIO DEL

MERCADO DIARIO (€/MWh)



2017 Precio MD 45,21 45,21 45,21 45,21

Oferta Media 46,38 46,52 50,41 52,85

2018 Precio MD 42,75 42,75 42,75 42,75

Precio MD 43,86 43,99 47,67 49,97

Tabla 13: Precios medios de oferta en función del precio del mercado diario

Así pues, tomando un punto medio entre ambas aproximaciones, quedan los

siguientes valores medios de oferta para los escenarios alcista y bajista:

PRECIOS MEDIOS DE OFERTA DE LAS CENTRALES TÉRMICAS EN

2017-2018 (€/MWh)



2017 42,31 43,96 50,22 52,61

2018 40,26 40,90 47,81 48,90

Tabla 14: Precios medios de oferta de las centrales térmicas esperados en 2017 y 2018



70

4.3.1. Cálculo del CSS y CDS para los

años 2017 y 2018

Una vez se tienen los ingresos esperados por las centrales térmicas, aplicando los

costes forward adjuntados en el capítulo del análisis de ofertas, se podrán hallar tanto el

CSS como el CDS. Los costes variables a utilizar serán los siguientes:

- Ciclos combinados:

o Año 2017: 57,16 €/MWh

o Año 2018: 54,79 €/MWh

- Centrales de carbón (suponiendo un incremento de 3 €/MWh debido a

las 11 centrales de carbón nacional cuyos precios forward no se

conocen):

o Año 2017: 45,29 €/MWh

o Año 2018: 41,37 €/MWh

Los valores del CSS y CDS serán los siguientes para cada escenario en cada año:

VALORES ESTIMADOS DE CSS Y CDS EN 2017-2018 (€/MWh)

ESCENARIO BAJISTA ESCENARIO ALCISTA ESCENARIO MEDIO

CSS CDS CSS CDS CSS CDS

2017 -14,85 -1,33 -6,94 7,32 -10,90 3,00

2018 -14,53 -0,47 -6,98 7,53 -11,03 2,69

Tabla 15: Valores estimados de CSS y CDS para los años 2017 y 2018

Para pasar estos valores a meses se toma un “apuntamiento” medio de los años

2012 a 2016 para que los datos anuales puedan transformarse en datos mensuales:

CSS CDS

Enero 1,29 1,43

Febrero -6,47 -5,97

Marzo -8,86 -8,46

Abril -11,59 -11,15

Mayo -1,54 -1,97

Junio 5,08 3,83

Julio 7,35 6,16

Agosto 5,75 4,82

Septiembre 6,82 6,27

Octubre 4,94 5,70

Noviembre -0,89 -0,06

Diciembre 4,51 5,43

Tabla 16: Apuntamientos utilizados para mensualizar los datos de CSS y CDS



71

Así pues, los CSS y CDS a esperar en 2017 y 2018 serán:

CSS CDS

ene-17 -9,61 4,43

feb-17 -17,37 -2,97

mar-17 -19,76 -5,46

abr-17 -22,49 -8,15

may-17 -12,44 1,03

jun-17 -5,82 6,83

jul-17 -3,55 9,16

ago-17 -5,15 7,82

sept-17 -4,08 9,27

oct-17 -5,96 8,7

nov-17 -11,79 2,94

dic-17 -6,39 8,43

ene-18 -9,74 4,96

feb-18 -17,5 -2,44

mar-18 -19,89 -4,93

abr-18 -22,62 -7,62

may-18 -12,57 1,56

jun-18 -5,95 7,36

jul-18 -3,68 9,69

ago-18 -5,28 8,35

sept-18 -4,21 9,8

oct-18 -6,09 9,23

nov-18 -11,92 3,47

dic-18 -6,52 8,96

Tabla 17: Valores mensuales del CSS y CDS para 2017 y 2018

Tabla 18: Valores del CSS y CDS estimados para 2017 y 2018

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

ene.

-17

feb

.-1

7

mar

.-1

7

abr.

-17

may

.-1

7

jun

.-1

7

jul.-

17

ago

.-1

7

sep

.-1

7

oct

.-1

7

no

v.-1

7

dic

.-1

7

ene.

-18

feb

.-1

8

mar

.-1

8

abr.

-18

may

.-1

8

jun

.-1

8

jul.-

18

ago

.-1

8

sep

.-1

8

oct

.-1

8

no

v.-1

8

dic

.-1

8

€/M

Wh

Evolución de CSS/CDS estimados en 2017 y 2018

CSS CDS



72

4.4. Estudio del sobrecoste de

restricciones técnicas a partir del

valor del CSS

Para continuar el estudio se harán diferentes rangos de CSS para ver su presencia

en cada año. Llevando a cabo este estudio, se puede ver la mayor presencia de horas con

valores de Clean Spark Spread superiores a -5 €/MWh para 2012 y 2015 frente a las

horas en 2013 y 2014 motivados por los precios cercanos a 50 €/MWh en estos

primeros años, frente a los cercanos a 40 €/MWh en los segundos.

Tabla 19: Evolución de la energía producida por los ciclos combinados por cada rango de CSS en cada año

A pesar de ello, ¿qué efecto tiene esto en el sobrecoste de restricciones? Como se

puede ver a continuación, a medida que el CSS sube, decrece la energía vendida por los

ciclos combinados y se incrementa el sobrecoste por restricciones técnicas.

RRTT (€/MWh)

CSS>20 1,12

20>CSS>15 1,63

15>CSS>10 1,69

10>CSS> 5 1,90

5>CSS>0 2,05

0>CSS>-5 2,10

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

3500,00

4000,00

4500,00

2012 2013 2014 2015

MWh

EvolutionofhourlyenergyproducedfromCCGTsfordifferent

rangesofCSS

CSS>-5 -10<CSS<-5 -15<CSS<-10 -20<CSS<-15 -25<CSS<-20

-30<CSS<-25 -35<CSS<-30 -40<CSS<-35 -45<CSS<-40 -50<CSS<-45

-55<CSS<-50 -60<CSS<-55 -65<CSS<-60 -70<CSS<-65 -75<CSS<-70



73

-5>CSS>-10 2,33

-15>CSS>-10 2,65

-20>CSS>-15 2,88

-25>CSS>-20 3,38

-30>CSS>-25 4,00

-35>CSS>-30 4,36

-40>CSS>-35 4,61

-45>CSS>-40 5,00

-50>CSS>-45 5,39

-55>CSS>-50 5,57

-60>CSS>-55 5,95

-65>CSS>-60 5,52

-70>CSS>-65 6,01

Tabla 20: Valores del sobrecoste de restricciones técnicas en función de los valores de CSS

Tabla 21: Valores del sobrecoste de restricciones técnicas y la eergía vendida por CCGTs para distintos CSS

Resulta positivo ver que llevando una agregación horaria, entre un 70% y un

80% de las horas encuadradas en cada rango, cumple que su valor asociado de

restricciones técnicas se encuentra en un intervalo de 50% del valor. Es por ello que

tras hacer agregación mensual, los valores serán muy estables.

Según los valores históricos, el sobrecoste de restricciones técnicas deberá ser:

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

3500,00

4000,00

4500,00

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

MW

h

€/M

Wh

SSCC RRTT ENERGÍA CCGT (MWh)



74

SOBRECOSTE DE RESTRICCIONES ESPERADO TRAS ANALIZAR

CSS (€/MWh)

ene-17 2,33

feb-17 2,88

mar-17 2,88

abr-17 3,38

may-17 2,65

jun-17 2,33

jul-17 2,10

ago-17 2,33

sept-17 2,10

oct-17 2,33

nov-17 2,65

dic-17 2,33

ene-18 2,33

feb-18 2,88

mar-18 2,88

abr-18 3,38

may-18 2,65

jun-18 2,33

jul-18 2,10

ago-18 2,33

sept-18 2,10

oct-18 2,33

nov-18 2,65

dic-18 2,33

Tabla 22: Sobrecoste de restricciones esperado tras analizar los valores de CSS

4.5. Estudio del sobrecoste de

restricciones técnicas a partir del

valor del CDS

Si en la sección anterior se analizaba el Clean Spark Spread y su explicación del

sobrecoste de restricciones técnicas, a continuación se tratará de realizar la misma

metodología pero en este caso con el análisis del Clean Dark Spread. En primer lugar,

se muestra el sobrecoste de la solución de restricciones técnicas del sistema a partir de



75

unos determinados valores del margen contributivo en el mercado diario de las centrales

de carbón, superiores a los de las centrales de ciclo combinado debido a sus menores, lo

cual redunda en mayores factores de planta:

RRTT

(€/MWh) CDS > 20 1,74

15 < CDS < 20 1,99

-10< CDS < 15 2,21

5 < CDS < 10 2,62

0 < CDS < 5 3,17

-5 < CDS < 0 3,75

-10<CSS<-5 4,39

-15<CSS<-10 4,74

-20<CSS<-15 4,78

-25<CSS<-20 5,07

-30<CSS<-25 5,37

-35<CSS<-30 5,74

-40<CSS<-35 5,49

-45<CSS<-40 5,95

-50<CSS<-45 7,92

Tabla 23: Evolución del sobrecoste de restricciones técnicas en función del valor del CDS

Así pues, teniendo los valores de la tabla anterior y teniendo en cuenta los

valores de Clean Dark Spread esperados para cada mes de los años 2017 y 2018, se

puede concluir que basados en el CDS el sobrecoste de restricciones técnicas será:

SOBRECOSTE DE RESTRICCIONES

ESPERADO TRAS ANALIZAR CDS (€/MWh)

ene-17 3,17

feb-17 3,75

mar-17 4,39

abr-17 4,39

may-17 3,75

jun-17 2,62

jul-17 2,62

ago-17 2,62

sept-17 2,62

oct-17 2,62

nov-17 3,17

dic-17 2,62

ene-18 3,17



76

feb-18 3,75

mar-18 3,75

abr-18 4,39

may-18 3,17

jun-18 2,62

jul-18 2,62

ago-18 2,62

sept-18 2,62

oct-18 2,62

nov-18 3,17

dic-18 2,62

Tabla 24: Sobrecoste de restricciones esperado tras analizar los valores de CDS

La resultados desde el punto de vista del CDS proponen unos valores del

sobrecoste de restricciones técnicas menos ajustados que los que arroja el estudio del

CSS.

4.6. Conclusiones

Así pues, a partir de los datos provenientes del estudio del Clean Spark Spread y

del Clean Dark Spread, los resultados obtenidos se muestran en este apartado. Si bien es

cierto que ambos márgenes explican de manera significativa el sobrecoste por

restricciones, se ha de tomar ambos en cuenta en los cálculos finales.

Así pues, para el cálculo se ponderó la importancia de ambos estudios en función

del porcentaje de horas que cumplieran un rango del 1 €/MWh para la gestión del

riesgo. Así pues, si el rango CSS>-5 contuviera un 60% de los datos de restricciones en

el valor medio 1 €/MWh y el rango CDS>20 contuviera un 40% de los datos también

en en rango del valor medio 1 €/MWh, se ponderaría el sobrecoste asociado a lo

explicado por el CSS un 60% mientras que un 40% de importancia correspondería al

CDS. De este modo, se quiere reducir el riesgo proveniente de las aproximaciones

realizadas, de tal manera que el cálculo sea el más seguro posible.

Una vez se ponderan las participaciones de ambos estudios para el cómputo del

resultado final por mes, se muestran los valores del sobrecoste de restricciones técnicas

esperado para los años 2017 y 2018 a continuación:



77

SOBRECOSTE DE RESTRICCIONES ESPERADO (€/MWh)

ene-17 2,72

feb-17 3,29

mar-17 3,51

abr-17 3,81

may-17 3,16

jun-17 2,48

jul-17 2,35

ago-17 2,48

sept-17 2,35

oct-17 2,48

nov-17 2,90

dic-17 2,48

ene-18 2,72

feb-18 3,37

mar-18 3,37

abr-18 3,81

may-18 2,90

jun-18 2,48

jul-18 2,35

ago-18 2,48

sept-18 2,35

oct-18 2,48

nov-18 2,90

dic-18 2,48

Tabla 25: Sobrecoste de restricciones esperado en los años 2017 y 2018

Figura 21: Sobrecoste de restricciones esperado para los años 2017 y 2018 (€/MWh)

2

2,5

3

3,5

4

Sobrecoste de restricciones esperado para los años 2017 y 2018 (€/MWh)



78

Así pues, los valores del sobrecoste de restricciones técnicas para los años 2017

y 2018 serían de aproximadamente:

Figura 22: Sobrecoste de restricciones técnicas aproximado para los años 2017 y 2018

Con estos valores del sobrecoste de restricciones, todo podría apuntar que pese a

la reducción del sobrecoste de las restricciones en 2016, todo podría volver a valores

normales en los próximos años. A pesar de ello, se ha de aclarar que estos valores son

totalmente aproximados, ya que el verdadero sobrecoste en los años de estudio deberá

depender de factores prácticamente aleatorios que influyan en dicho sobrecoste; sin ir

más lejos, los primeros meses de 2017 reflejan un escenario absolutamente atípico con

precios rondando los 100 €/MWh, precios del gas representando una prima sobre TTF

de más de 20 €, poca producción eólica y una sequía sin precedentes en la última década

provocando una producción hidráulica muy baja.

Además, en los siguientes capítulos se analizarán dos factores que podrían tener

un impacto en el sobrecoste de restricciones técnicas: la energía redespachada y la

volatilidad de los precios del mercado diario y su influencia sobre estas restricciones.

Las conclusiones sacadas de estos capítulos podrán en cierto modo trasladar los valores

calculados a unos números mayores o menores dependiendo de su influencia.

2017:

2,83 €/MWH

2018:

2,81 €/MWh



79

Capítulo 5

Estudio de la

energía redespachada

por restricciones

técnicas



80



81

Tal y como se comentó en el capítulo introductorio, los mercados diarios e

intradiarios no se basan en análisis técnicos del estado del sistema; en estos mercados

simplemente se determina el escenario económicamente óptimo a partir de las ofertas

recibidas por los generadores. Congestiones de la red, caídas o picos de tensión y demás

contingencias hacen que este escenario no sea factible, y por tanto, se tenga que

modificar. Así, esta modificación se ve representada por el mercado de restricciones

técnicas del sistema, en el que determinadas centrales han de parar su producción y

otras, que no habían casado en los mercados óptimos, han de entrar, provocando un

sobrecoste en el precio final de la electricidad.

Este sobrecoste no es más que el resultado de dos conceptos a estudiar: la

energía que se redespacha debido a las infactibilidades del despacho inicial, y las ofertas

de los generadores en el mercado de restricciones técnicas. Mientras que el primero será

estudiado en este capítulo, el segundo estará en gran parte influenciado por

comportamientos humanos que desvirtuarían cualquier tipo de estudio.

Figura 23: Situación del análisis del capítulo 5

La importancia de la aproximación de la energía redespachada por restricciones

técnicas es clave, ya que resulta obvio pensar que a mayor energía redespachada en este

mercado, mayor será el sobrecoste por este concepto en el sistema. Dicha energía a

redespachar será consecuencia de contingencias dentro de la red de transporte que

pongan en entredicho la seguridad de suministro. El sistema de transporte de energía

eléctrica español presenta un mallado muy robusto que provoca que la seguridad de

suministro esté garantizada; a pesar de ello, como se ha comentado anteriormente, este

excesivo mallado podría estar provocando una mayor energía redespachada por

restricciones debido al difícil control de las tensiones en las horas valle.



82

Por ello, en este capítulo se estudiará la utilidad marginal de las inversiones de

Red Eléctrica de España con el fin de llegar a una conclusión sobre la energía

redespachada prevista en los años 2017 y 2018 en la península.

Figura 24: Mapa de las instalaciones eléctricas actuales en España. Fuente: Red Eléctrica de España

Se ha de recalcar que esta energía redespachada dependerá de varios factores

altamente aleatorios, como es el caso de la eolicidad o hidraulicidad del año. Así pues,

no se puede ajustar el valor de esta energía redespachada con cierta seguridad, por lo

que este estudio se hará teniendo en cuenta una estimación del crecimiento estructural

medio de las restricciones del sistema, sin hacer hincapié en condiciones únicas de cada

año.

A través de la herramienta Excel comentada en el capítulo introductorio, se

agrupan geográficamente las energías producidas por cada central térmica para el

despacho del mercado de solución de restricciones técnicas, distinguiendo 3 zonas en la

península ibérica:

Zona 1, correspondiente al norte y noroeste de la península

Zona 2, conteniendo el noreste y este de la península

Zona 3, agrupando las comunidades autónomas de Murcia, Andalucía, Castilla

la Mancha, Madrid y Extremadura.



83

Figura 25: Zonas escogidas para el estudio de la energía redespachada por restricciones técnicas

De este modo, se tendrá un análisis histórico de las energías redespachadas por

cada central en cada zona. A partir de ahí, se tratará de extraer un patrón para ver la

evolución de la energía redespachada. Por tanto, se ha de tener en cuenta un proceso de

aprendizaje por el cual a medida que se invierte en nuevas líneas, subestaciones y

compensadores de reactiva, las congestiones y las diferentes faltas bajan, provocándose

un menor redespacho de energía en el mercado de restricciones.

A pesar de ello, la madurez del sector y el fuerte mallado de la red de transporte

harán que dichas inversiones representen un ahorro menor de energía redespachada, por

lo que su utilidad será cada año menor, quedando dicha energía redespachada en un

régimen más permanente.

En primer lugar, se adjuntan los datos de la energía redespachada en cada zona

para cada uno de los años de estudio con magnitudes en MWh anuales:

CENTRO CATALUÑA EUSKADI COM.VAL. ARAGÓN ANDALUCÍA ASTURIAS MURCIA LARIOJA GALICIA

2012 871435,8 1075046 247115,1 836167,5 26707 1295027,8 866839 610711,7 0 195590,8

2013 298845,2 1007318,5 605272,1 873822,5 0 2686777,7 905685,4 249528,6 0 566298,5

2014 580427,4 1431006 833103,3 1742837,1 0 3237950,2 971599,2 279763,8 0 459198,1

2015 685139,6 260301 1375223,7 2150480 0 805506,5 561666,1 85236,2 0 227279,8

2016 297936 652968 171469 618828 0 820511,7 436909 8315 0 264846,4

Tabla 26: Energía redespachada en cada región española para cada año de estudio



84

Por ello, extrapolando estos datos a las zonas geográficas de estudio, quedarán

los siguientes MWh redespachados:

ENERGÍA REDESPACHADA (MWh)

ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 TOTAL

2012 1.309.544,9 1.937.920,5 2.777.175,3 6.024.640,7

2013 2.077.256 1.881.141 3.235.151,5 7.193.548,5

2014 2.263.900,6 3.173.843,1 4.098.141,4 9.535.885,1

2015 2.164.169,6 2.410.781 1.575.882,3 6.150.832,9

2016 2.183.061 3.179.490 2.816.906,75 8.179.457,75

Tabla 27: Energía redespachada en cada zona de estudio

Una reflexión se debe hacer en cuanto a los datos mostrados en la tabla anterior:

la zona 3 representa prácticamente la mitad de la energía redespachada en la península

ibérica, por lo que sin duda deberá ser objeto de estudio de cara a la evaluación de las

inversiones de Red Eléctrica de España. Dichas inversiones se muestran en el siguiente

apartado.

5.1. Inversiones realizadas por Red

Eléctrica de España

Red Eléctrica de España ha realizado

numerosas inversiones en la red de transporte

desde su entrada como transportista de la red,

con el fin de mejorar la calidad y la seguridad

del suministro al mínimo coste posible. Así, a

medida que Red Eléctrica vaya realizando

nuevas inversiones en la red, se espera el

número de restricciones técnicas disminuya,

decreciendo la energía a redespachar y por

tanto el sobrecoste de restricciones.

Las actuaciones clave del transportista del sistema son las siguientes:

Figura 26: Objetivos de REE. Fuente: Red

Eléctrica de España



85

Incremento de la seguridad del suministro mediante el refuerzo de la red

de transporte.

Desarrollo de conexiones con los sistemas no peninsulares y entre islas.

Desarrollo de interconexiones internacionales.

Mejora de la integración de generación, en particular de las energías

renovables.

Alimentación de nuevos ejes del Tren de Alta Velocidad.

Apoyo a la red de distribución y a la nueva demanda de grandes

consumidores, principalmente industriales.

Las inversiones en los años 2012-2016”, tienen como principales exponentes los

siguientes ejes eléctricos:

Eje Asturias – Galicia: este corredor tenía como objetivo el fortalecimiento del

suministro eléctrico en la zona Norte, facilitando además la evacuación a la red

de energía procedente de fuentes renovables. Así, se pretendía conectar el norte

de Galicia y el oeste del Principado de Asturias para atender las previsiones de

consumo de esta zona y facilitar la evacuación de nueva generación prevista. Se

trata de cerrar el eje del Cantábrico enlazando con la línea Soto-Penagos, para

que zonas excedentarias como Galicia puedan abastecer a otras regiones del

norte.

Eje Almaraz – Guillena: dicho eje tiene como objetivo general asegurar la

calidad de suministro de la demanda prevista en las Comunidades Autónomas de

Extremadura y Andalucía mediante la conexión de las zonas centro y sur de la

Península a través de un eje de 400 kV, constituido por 705 km de circuito, 37

posiciones y dos transformadores. De manera más específica, el eje enlazaba las

subestaciones de Almaraz, San Serván, Brovales y Guillena, uniendo una zona

deficitaria en generación de norte a sur, y sirviendo como apoyo para la

ampliación de la interconexión con Portugal, así como a la distribución de la

zona permitiendo la evacuación de nueva generación renovable.

Resulta francamente complejo conseguir un valor de la utilidad marginal de las

inversiones realizadas por Red Eléctrica de España teniendo en cuenta la variabilidad de

la energía redespachada por restricciones técnicas, dependiente de numerosos factores.

A pesar de ello, a través de la asunción de ciertos criterios, tratando de aislar el efecto

de los cambios coyunturales de la energía y el de las inversiones, se intentará tener una

visión más concreta de la utilidad de la actividad de REE como transportista en el

sistema eléctrico español.



86

A modo de tabla resumen, se adjuntan las inversiones en cada zona de estudio:

INVERSIÓN (millones de €)

ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3

2012 186,57 307,37 568,92

2013 125,12 109,03 596,28

2014 5,83 210,10 404,64

2015 51,46 71,83 108,15

Tabla 28: Inversiones en cada zona de estudio

Realizando un agrupamiento de las inversiones para unos valores acumulados,

quedan los siguientes valores:

INVERSIÓN ACUMULADA (millones de €)


2012 186,57 307,38 568,92

2013 311,69 416,41 1.165,21

2014 317,52 626,51 1.569,84

2015 368,99 698,33 1.677,99

Tabla 29: Inversiones acumuladas en cada zona de estudio

En estas tablas se puede apreciar la gran cantidad de fondos invertidos en el

fortalecimiento de la red de transporte en la zona 3, liderados por el gran proyecto del

eje Almaraz – Guillena, comentado anteriormente.

5.2. Evolución de las energías

redespachadas en el mercado de

restricciones técnicas

La cuestión a determinar es la siguiente: con el fin de obtener una reducción que

refleje la utilidad marginal de las inversiones de Red Eléctrica de España, ¿cómo se

puede aislar el efecto coyuntural de las restricciones técnicas en la red española? La

asunción a elegir es la siguiente: visto que las inversiones en la zona 3 son

razonablemente superiores a las de las zonas 1 y 2, se tomarán estas últimas como

referencia (a modo de zonas con inversión 0), mientras que la zona 3 se tomará como

zona con una inversión igual a la diferencia entre la inversión en la zona 3 y la suma de

las inversiones en las zonas 1 y 2. Por tanto, como conclusión, la utilidad marginal se



87

calculará como la reducción de energía redespachada por cada millón de euros

invertidos de más en la zona 3 frente a las zonas 1 y 2.

Para ello, en primer lugar se debería hacer una tabla con los crecimientos /

decrementos de la energía redespachada en cada zona con respecto a dicha energía

redespachada el año anterior:

RELACIONES ENTRE LAS ENERGÍAS ANUALES REDESPACHADAS


2012 - - -

2013 1,586 0,971 1,165

2014 1,090 1,687 1,267

2015 0,956 0,760 0,385

2016 0,403 0,528 0,715

Tabla 30: Relación entre las energías anuales redespachadas en cada zona y año

Como se ha comentado anteriormente, resulta de extremada dificultad separar la

componente meramente coyuntural de las variaciones de los redespachos, de la causada

por las inversiones. A pesar de ello, se ha seguido la siguiente aproximación: Se ha visto

la demanda de cada zona, y se ha corregido dicho efecto (se supone que la energía

redespachada representa un tanto por ciento de la demanda de la zona, por lo que ante

un crecimiento de demanda, se prevería un crecimiento de la energía redespachada por

restricciones técnicas). Así pues, se adjuntan las demandas y los incrementos en cada

zona:

DEMANDA


TWh/año % TWh/año % TWh/año %

2011 76,228 - 86,406 - 92,998 -

2012 75,354 -1,15% 85,68 -0,84% 90,675 -2,50%

2013 70,674 -6,21% 82,824 -3,33% 92,871 2,42%

2014 70,306 -0,52% 82,335 -0,59% 90,887 -2,14%

2015 71,436 1,61% 83,61 1,55% 93,002 2,33%

Tabla 31: Evolución de la demanda en cada zona y año



88

Estos incrementos se aplicarán sobre las relaciones de las energías

redespachadas mostradas anteriormente, por lo que en la siguiente tabla, el efecto de la

demanda queda cubierto y las nuevas relaciones interanuales serán:

RELACIONES INTERANUALES CORREGIDAS POR LA DEMANDA


2012 - - -

2013 1,6913 1,0042 1,1374

2014 1,0956 1,6972 1,2944

2015 0,9408 0,7480 0,3758

2016 0,4035 0,5275 0,7150

Tabla 32: Relaciones interanuales corregidas por la demanda.

Por tanto, tomando como dato base el año 2012, las energías redespachadas

corrigiendo por el factor demanda habrían sido las siguientes:

ENERGÍA REDESPACHADA CORRIGIENDO POR DEMANDA (MWh)

ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 TOTAL

2012 1.309.545 1.937.920 2.777.175 6.024.641

2013 2.214.811 1.946.008 3.158.654 7.319.473

2014 2.426.450 3.302.786 4.088.582 9.817.818

2015 2.282.866 2.470.467 1.536.452 6.289.785

2016 921.118 1.303.283 2.746.425 4.970.825

Tabla 33: Energía redespachada corregida por la demanda

Con esta aproximación más precisa, se ha decidido dar prioridad a la zona 3,

aquella con mayores restricciones y mayores inversiones. Así, se calcula la media del

crecimiento de las zonas 1 y 2 (para cubrir en cierto modo el riesgo resultante de los

crecimientos estructurales diferentes en dos zonas) y aplicando el mismo crecimiento

para la zona 3, se ve cuál sería la energía redespachada en dicha zona si se siguiera la

asunción.

ENERGÍA REDESPACHADA CON LOS CÁLCULOS APROXIMADOS (MWh)


2012 1.309.545 1.937.920 2.777.175

2013 2.214.811 1.946.008 3.742.877

2014 2.426.450 3.302.786 5.226.492

2015 2.282.866 2.470.467 4.413.303

2016 2.302.794 3.258.207 5.136.185

Tabla 34: Energía redespachada que debería haber con los cálculos aproximados



89

5.3. Cálculo de la utilidad marginal de

las inversiones de Red Eléctrica de

España

A partir del año 2013, los factores a aplicar hacen que la energía redespachada en

la zona 3 siguiendo las asunciones sería francamente mayor a los valores reales. A partir

de este decremento de energía, mostrado en la tabla siguiente, se podrá inferir la utilidad

marginal de las inversiones de Red Eléctrica de España:

REDUCCIÓN DE ENERGÍA REDESPACHADA (MWh)

ZONA 3

2012 -

2013 584.223

2014 1.137.910

2015 2.876.851

2016 2.389.760

Tabla 35: Reducción de energía redespachada en la zona 3 frente a las dos zonas restantes

Una vez se tiene la energía redespachada ahorrada cada año en la zona 3, dicha

variación se cruzará con la diferencia de inversión entre la zona 3 y la media de la zona

1 y 2, con el fin de hallar un coeficiente que muestre la utilidad marginal de las

inversiones de Red Eléctrica de España.

DIFERENCIA DE INVERSIÓN (millones de €)

MEDIA ZONA 1/2 ZONA 3 DIFERENCIA

2012 246,97 568,92 321,95

2013 117,08 596,28 479,21

2014 107,96 404,64 296,68

2015 61,65 108,15 46,50

Tabla 36: Diferencia de inversión entre la zona 3 y la media de las zonas 1 y 2

Así pues, teniendo en cuenta una inversión acumulada de 1.144,33 millones de

euros para una reducción de de 6,989 TWh, se puede calcular la utilidad marginal de

estas inversiones de REE.

𝑈𝑡𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑀𝑎𝑟𝑔𝑖𝑛𝑎𝑙 =𝑅𝑒𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑒𝑑𝑒𝑠𝑝𝑎𝑐ℎ𝑜

𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑎𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑎=

6989 𝐺𝑊ℎ

1144,33 𝑀€= 6,11

𝐺𝑊ℎ

𝑀€



90

5.4. Energía redespachada por

restricciones técnicas esperada en

los años 2017 y 2018

El resultado inferido del estudio muestra una reducción de 6,11 GWh en la

energía redespachada por restricciones técnicas por cada millón de euros invertido en la

red. Por tanto, si desde 2015 a 2020 se realizan las inversiones previstas por REE de

4.554 millones de euros, en el conjunto 2017-2018 se harán unas inversiones de

aproximadamente 1.518 millones de euros (759 millones cada año), implicando una

reducción en la energía redespachada de 4,64 TWh anuales.

Para llegar a un detalle mayor y cubrir más riesgo, se debería tener en cuenta una

curva de aprendizaje y oportunidad, de tal manera que las inversiones van teniendo una

utilidad menor al igual que una tasa de fallo menor. De este modo, las inversiones de

Red Eléctrica de España en sus primeros años tenían una utilidad de grandes

dimensiones, mientras que ahora son en su mayoría parches para tapar alguna laguna de

la red de transporte. Por ello, se irá por cada Comunidad Autónoma haciendo hincapié

en la utilidad marginal que podrían tener, dependiendo del destino de cada inversión, ya

sea seguridad de suministro, restricciones técnicas, etc.

Se recomienda acudir al Anexo II para ver en detalle las inversiones a

realizar por Red Eléctrica de España en cada CCAA.

Teniendo en cuenta los usos dados a las inversiones de Red Eléctrica mostrados

a continuación, se puede repartir dicha inversión en cada Comunidad Autónoma.

Tabla 37: Inversiones esperadas para el periodo 2015-2020 en España. Fuente: REE



91

1. Andalucía: los 336 millones de euros que se invertirán en este lustro tendrán un

enfoque intermedio en cuanto al alivio de las restricciones técnicas, por lo que se

suponen 108 millones de euros destinados a la solución de este problema.

2. Aragón: a pesar de una inversión total menor que la de Andalucía, ésta se ve

más enfocada a la solución de las restricciones técnicas de la red, por lo que se

supone que un 50% de la inversión va dedicada a este concepto (85 millones de

euros).

3. Asturias: en esta Comunidad Autónoma no se dedicará una gran cantidad de

dinero al alivio de congestiones y contingencias de la red. De los 102 millones

de euros, se supone que únicamente el 25% (25,5 millones de euros) irán

destinados a la solución de RRTT.

4. Cantabria: destino de 61 millones de euros, proporcionará 30,5 millones a la

repotenciación de ejes y a la ampliación de subestaciones para ayudar a aliviar

posibles congestiones y fallos.

5. Castilla la Mancha: en la comunidad manchega la mitad de los 58 millones de

euros se dedicarán a las restricciones técnicas.

6. Castilla y León: 138 millones de euros se destinarán al apoyo a la red de

transporte, de los cuales 69 tendrán como destino la reducción del redespacho de

energía en el mercado de RRTT.

7. Cataluña: la región catalana es una de las comunidades que recibirá en este

lustro un mayor apoyo por parte de Red Eléctrica. 476 millones de euros se

destinarán a Cataluña, de los cuales 238 tendrán como objetivo que esta región

no provoque un sobrecoste por restricciones tan alto como en años anteriores.

8. Comunidad Valenciana: si antes de hablaba de Cataluña como gran destino de

las inversiones de REE, en el caso de la Comunidad Valenciana la inversión es

incluso mayor, habiendo destinados 494 millones de euros a la red de transporte

valenciana. La mitad de dichas inversiones tendrán como destino la solución de

restricciones técnicas del sistema, con 247 millones de euros.

9. Extremadura: después de la gran inversión procedente del eje Almaraz –

Guillena, REE destina únicamente 120 millones de euros a la red extremeña,

teniendo muy poca participación en la solución de contingencias de la red que

puedan provocar redespachos de energía en el mercado de RRTT: únicamente el

25% irán dedicados a este concepto, 30 millones de euros.

10. Galicia: el caso contrario es la red de transporte gallega; destino de pocas

inversiones en años anteriores, sí recibirá una cuantiosa inversión en este

sexenio: 308 millones de euros. La nuevas líneas de Boimonte-Pesoz y de Atios

– Montouto serán los grandes exponentes de los 77 millones de euros que

invertirá REE en restricciones técnicas.

11. La Rioja: únicamente un millón de euros se destinará a la repotenciación del eje

La Serna – Quel – El Sequero – Logroño de 220 kV.



92

12. Madrid: la capital española será el destino de 274 millones de euros (68,5

dedicados a RRTT) cuya mayor inversión será la de acabar el eje SUMA entre

Segovia y Madrid.

13. Murcia: no recibirá ninguna inversión destinada a la solución de congestiones

que puedan resultar en redespachos en el mercado de restricciones.

14. Navarra: de los 8 millones destinados, un 75% aproximadamente se dedicarán a

la solución de restricciones técnicas (6 millones de euros).

15. País Vasco: esta Comunidad Autónoma tendrá una inversión de 212 millones de

euros para la red de transporte, pero únicamente el 25% de dichas inversiones

tendrá como destino las restricciones técnicas (53 millones de euros).

En total, las inversiones previstas anuales para RRTT son las siguientes:

INVERSIÓN 2015-2020 (M€)


2015 51 72 108

2016 42 100 26

2017 42 100 26

2018 42 100 26

2019 42 100 26

2020 42 100 26

Tabla 38: Inversión anual en cada zona para el lustro 2015 - 2020

De esta manera, la reducción esperada que resulta de la aproximación realizada

en este apartado será de:

𝑅𝑒𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑅𝑒𝑑𝑒𝑠𝑝𝑎𝑐ℎ𝑎𝑑𝑎 = 6,11𝐺𝑊ℎ

𝑀€∗ 168

𝑀€

𝑎ñ𝑜= 1,03 𝑇𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜

Figura 27: Impacto del ahorro en la energía redespachada esperado en los años 2017 y 2018

AHORRO 2017 8%

AHORRO 2018 8%

16%

ENERGÍA REDESPACHADA

AHORRO 2017

AHORRO 2018



93

Como se puede ver en la gráfica, el ahorro en cada año representaría un 8% de la

energía redespachada en 2016. A pesar de ello, al igual que se tuvo en cuenta en los

cálculos intermedios para la utilidad marginal, se ha de tener en cuenta el crecimiento

estructural de la demanda que de manera segura tendrá influencia sobre la energía

redespachada por restricciones técnicas.

Apoyados en los datos del documento de “Planificación de la Red de Transporte

2015-2020”, teniendo en cuenta que el escenario inferior es el que se cumple (la

demanda en 2015 fue de 248 TWh), la evolución de la demanda será de:

Figura 28: Evolución de la demanda española de electricidad de 2015 a 2020. Fuente: REE. Elaboración

propia.

Se espera, así pues, debido al incremento de demanda se espera un incremento

estructural de las restricciones de aquí a 2017 y 2018 de :

𝐼𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐸𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 𝑝𝑜𝑟 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 2017 =258,04 𝑇𝑊ℎ

248 𝑇𝑊ℎ= ∆ 4,0%

𝐼𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐸𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 𝑝𝑜𝑟 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 2018 =263,06 𝑇𝑊ℎ

248 𝑇𝑊ℎ= ∆ 6′1%

De esta manera, aplicando el factor de crecimiento de la demanda, quedará un

incremento de la energía redespachada de restricciones técnicas de:

𝐶𝑟𝑒𝑐𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑅𝑅𝑇𝑇 2017 = (1 − 8%) ∗ (1 + 4%) = ∇ 4,3 %

𝐶𝑟𝑒𝑐𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑅𝑅𝑇𝑇 2018 = (1 − 8%) ∗ (1 + 6,1%) = ∇ 2,4 %

248

253,02

258,04

263,06

268,08

273,1

235

240

245

250

255

260

265

270

275

2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mill

on

es

de

eu

ros



94

Así pues, más allá de factores coyunturales, los decrementos estructurales de la

energía redespachada por restricciones a esperar en los años 2017 y 2018 con respecto

al año 2016 serán de un 4,3% y un 2,4% respectivamente.

En términos de sobrecoste de restricciones técnicas, se podría llegar a producir

reducciones de entre un 2,4 y un 4,3% debido a esta reducción de la energía

redespachada, representando una reducción de entre 0,072 €/MWh para 2019 y

0,13€/MWh para el año 2018.

5.5. Estudio de la energía redespachada

por restricciones técnicas por

periodo tarifario

Además de la reducción global de restricciones en la red, sin duda uno de los

temas que más discusión está trayendo al sistema eléctrico es el valor del sobrecoste de

restricciones técnicas en cada periodo tarifario. Como se ha comentado anteriormente,

el sobrecoste de restricciones técnicas es absolutamente independiente del precio. De

esta manera, los consumidores industriales con tarifas de 6 periodos argumentan que

dicho problema procede del excesivo mallado de la red eléctrica española, muy estable

ante demandas altas, pero incapaz de controlar tensiones en situaciones con demandas

bajas.

Así pues, se argumenta que la señal de precio que se debería dar a los

consumidores industriales debería ser de un precio menor en el periodo 6, aumentando

el precio a medida que desciende el periodo tarifario. En las horas con periodo 6, los

precios del mercado diario son considerablemente menores (periodos nocturnos y de

baja demanda), de tal manera que se podría pensar que el precio de la electricidad será

considerablemente menor. A pesar de ello, el hecho de que el sobrecoste de

restricciones técnicas crezca en esa hora aplana la curva de precios y por tanto desvirtúa

la señal de precios entregada al consumidor.

Se entiende que por otro lado, la demanda ha de formar parte de los mercados

mediante la gestión activa de su consumo. De esta manera, las señales de precio

deberían ser claras y a su vez deberían incentivar al consumidor a variar su curva de

consumo para empezar a producir en horas valle (P6) y así conseguir una curva de

demanda más plana que permita aumentar la seguridad de suministro y reducir los

precios finales de la electricidad.

Sin duda, con datos históricos se puede apreciar que en el periodo 6 el sobrecoste

debido a restricciones técnicas aumenta significativamente en relación a su valor en



95

otros periodos, especialmente desde la segunda mitad del año 2014. Realmente, como se

puede ver en la siguente gráfica, el sobrecoste de restricciones no se ha visto

incrementado en el periodo 6 en los últimos años, pero sí que se ha desmarcado del

resto de periodos, representando prácticamente un 70% de este sobrecoste. Así, como se

ha comentado anteriormente, diferentes portavoces de la industria española pretenden

llevar de vuelta un modelo que fomente una situación más equitativa entre periodos en

lo referente a las restricciones técnicas, ya que de este modo no se desvirtuaría de

manera excesiva la señal de precios mostrada por los dos operadores presentes en el

sector eléctrico español.

Figura 29: Evolución del sobrecoste de restricciones técnicas en función del periodo tarifario desde el año

2012

Es por ello que en estas secciones del capítulo se estudiará si ese sobrecoste

procede de un aumento de la energía redespachada en esas horas al no poder controlar

tensiones o de un aumento del valor de las ofertas de los generadores al necesitar ganar

margen para que sea rentable entrar en horas de bajos precios en las que, de no ser por

el mercado de restricciones, estos generadores no estarían produciendo.

Siendo un análisis reactivo ante los comentarios de las industrias acerca de la

poca disponibilidad de la red española a combatir caídas de tensiones en periodos valle,

se analizará la energía redespachada en cada periodo para cada uno de los años, usando

la función promedio, ya que sumar la energía redespachada provocaría un desvirtúe en

los resultados al haber más horas pertenecientes al periodo 6 que a otros periodos.

A continuación se muestra la energía redespachada a subir en cada año por

período:



96

Figura 30: Evolución de la energía redespachada a subir en España en cada periodo para cada año de

estudio desde 2012 hasta 2016.

Resulta sorprendente ver que a pesar del mayor sobrecoste de restricciones, la

energía redespachada a subir en el periodo 6 resulta ser la menor en la mayoría de

ocasiones. Es por ello que el sobrecoste por restricciones técnicas vendrá motivado en

mayor medida por las mayores ofertas de los generadores a la hora de ofertar en este

mercado debido a los precios bajos del mercado diario en las horas valle.

Por el contrario, el periodo 5 sí que aparecería como aquel con mayor energía

redespachada, siendo a simple vista el segundo periodo con mayor sobrecoste de

restricciones. Por último, en cuanto al periodo 1, a pesar de una energía redespachada

notable, presenta el menor sobrecoste de restricciones.

A pesar de esta afirmación, es posible que en ciertas zonas de la Península

Ibérica sí que se pueda apreciar un incremento de la energía redespachada en el periodo

6 debido a un débil control de tensiones. En el Anexo II se muestra la energía media

horaria despachada a subir por restricciones técnicas en cada región de la península para

tener un mayor conocimiento de dónde se están controlando mal las tensiones, dando

lugar a mayores energías redespachadas.

Así, se podrá ver como hay una necesidad de controlar la energía redespachada

en el periodo 6 para la zona del País Vasco, con una energía redespachada en P6 que

resulta francamente superior a la de otros periodos.

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1 2 3 4 5 6

MW

h

Periodos

2012

2013

2014

2015

2016



97

Figura 31: Evolución de la energía redespachada a subir en el País Vasco en cada periodo para cada año de


Es por ello que Red Eléctrica debe tomar acciones en esta zona para evitar lo que

podría convertirse en una mala señal de precios para los consumidores industriales en

un futuro, aplanándose la curva de precios y no fomentando el consumo en horas valle

para el aplanamiento de la curva de la demanda para fomentar la seguridad de

suministro.

Además, la energía redespachada a bajar será mayor para el periodo 6 aunque

dicha diferencia no justificaría el extra-coste referente al sobrecoste de restricciones

técnicas en este periodo.

Figura 32: Evolución de la energía redespachada a bajar en España en cada periodo para cada año de


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1 2 3 4 5 6

MW

h

Periodo

2012

2013

2014

2015

2016

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1400,00

1600,00

1 2 3 4 5 6

MW

h

Periodo

2012

2013

2014

2015

2016



98

5.6. Estudio de las ofertas en el

mercado de restricciones técnicas

por periodo tarifario

Así pues, al no tener como causa la energía redespachada, la otra rama de la

ecuación residiría en las ofertas realizadas por los generadores. En la siguiente gráfica

se pueden ver las ofertas medias en el mercado de restricciones:

Figura 33: Evolución de las ofertas a subir en el mercado de restricciones técnicas en cada periodo para

cada año de estudio desde 2012 hasta 2016

En el año 2013 se muestra de manera clara un incremento del valor de las ofertas

realizadas al igual que 2012, un comportamiento que se sigue, aunque de una manera

más ligera, para el resto de años.

Aun así, resulta interesante apreciar la importancia de las ofertas de energía a

bajar, ofertas en las cuales el periodo 6 penaliza de una mayor manera

Figura 34: Evolución de las ofertas a bajar en el mercado de restricciones técnicas en cada periodo para

cada año de estudio desde 2012 hasta 2016

50

100

150

200

250

300

350

400

450

1 2 3 4 5 6

€/M

Wh

Periodo

2012

2013

2014

2015

2016

-0,0006

-0,0005

-0,0004

-0,0003

-0,0002

-0,0001

0

1 2 3 4 5 6

2012

2013

2014

2015

2016



99

Capítulo 6

Estudio de los

arranques de las

centrales térmicas y

su influencia en el

sobrecoste de




100



101

Así como se ha estudiado la utilidad marginal de las inversiones de Red Eléctrica

de España para la previsión aproximada de la energía redespachada para los años 2017

y 2018 y la aproximación estimada del sobrecoste de restricciones técnicas en función

de los márgenes contributivos de los ciclos combinados y las centrales de carbón en el

mercado diario, se hará un estudio complementario simple de las ofertas de los

generadores a través del análisis de los arranques de los generadores y la influencia de

las energías renovables en el sobrecoste de restricciones técnicas.

Resulta obvio pensar que las ofertas de los generadores se ven afectadas por

comportamientos humanos: los gestores de las plantas pueden decidir operar en el

mercado con un margen de operación amplio o con uno estrecho. Aunque se tratará de

ver la tendencia de ese comportamiento humano (se intuye un cambio en la mentalidad

de estos dirigentes hacia un comportamiento de obsesión por operar a cualquier

beneficio debido a la delicada situación de las centrales térmicas en estos años), se

analizará el problema teniendo en cuenta los puntos de vista de gestores neutrales, que

se comporten como se han ido comportando en los años anteriores.

Así pues, en este estudio se espera ver una tendencia bajista en los márgenes de

los generadores. A pesar de ello, se espera que el verdadero driver del precio medio de

las ofertas sea la producción continuada de las centrales térmicas. La razón se basa en la

internalización de los arranques de las centrales dentro de las ofertas de restricciones.

En el caso de que una central esté produciendo continuamente implicará que estará

conectada y sus ofertas al mercado de restricciones técnicas sólo cubrirán sus costes

variables de producción. Sin embargo, si una central térmica se encuentra parada, sus

ofertas en el mercado de restricciones técnicas subirán ya que sólo estarán dispuestos a

producir si se cubren tanto sus costes variables de producción como sus costes de

arranque.

Figura 35: Figura resumen sobre la balanza entre las ofertas en el mercado de restricciones técnicas y el

factor de planta de las centrales térmicas. Elaboración propia.

Factor de planta

Ofertas en mercado de

RRTT



102

La primera acción en lo referente al análisis de ofertas sería simplemente realizar

una representación horaria de las ofertas medias de los generadores. Representada a

continuación, esta gráfica muestra de manera clara la evolución de las ofertas pico,

debido al carácter horario del plot, por lo que valores inferiores a 100 €/MWh que

enseñarían el funcionamiento en régimen permanente de una planta en el mercado de

restricciones, se ven despreciables en comparación con los valores de internalización de

arranques mostrados especialmente en el último trimestre de 2012 y el primero de 2013.

Figura 36: Evolución temporal de las ofertas medias en el mercado de restricciones

Como se puede comprobar, la evolución de las ofertas pico referentes a la

internalización de arranques tienen una tendencia bajista que podría redundar en un

coste total más bajo de la solución de restricciones técnicas. Entre otros motivos. el

control más cercano de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia es

fundamental para esta reducción de las ofertas. Así, se cumplen prácticamente dos años

sin ninguna hora en la que el precio medio del MWh haya sido superior a los 4000 €.

0,00

2000,00

4000,00

6000,00

8000,00

10000,00

12000,00

14000,00

01/01/2012 01/01/2013 01/01/2014 01/01/2015 01/01/2016

€/M

Wh



103

6.1. La situación actual de las

centrales térmicas en España y

su implicación en las ofertas del

mercado de restricciones

La aparición de las centrales de ciclo combinado en los años 90 fue celebrada al

otorgar al sistema de una mayor seguridad de suministro con unas emisiones que eran

prácticamente estables Los ciclos combinados ofrecían unas prestaciones superiores a

las centrales de carbón: sumado a su mayor eficiencia al combinar los ciclos de Rankine

y de Brayton, residían las menores emisiones de gases de efecto invernadero. Dado el

creciente interés por el cuidado del medio ambiente al entrar en escena la

concienciación acerca del calentamiento global, los ciclos combinados parecían una

buena idea.

A pesar de ello, la entrada de las energías renovables en el mix tecnológico de la

generación eléctrica provocó que el orden de mérito de las unidades se viera

modificado. Así, los ciclos combinados, que antes eran totalmente necesarios, ahora son

más prescindibles. Además, la situación se agrava si además de esto, las horas pico en

las que los ciclos combinados pueden funcionar son aquellas en las que

presumiblemente la tecnología solar tendrá más presencia.

Como consecuencia de esta cadena, el futuro de los ciclos combinados podría

estar en entredicho. Sin embargo, éstos aprovechan su gran flexibilidad y

gestionabilidad para ser absolutamente necesarios como “back-up” de un sistema que

con tanta capacidad renovable, resulta variable e intermitente. Además de ofrecer sus

servicios en el mercado de restricciones técnicas y en mecanismos como el de reserva

de potencia a subir, los ciclos combinados reciben pagos por capacidad con los que

consiguen el margen necesario para seguir subsistiendo.

SITUACIÓN DE LOS CICLOS COMBINADOS

AÑO ENERGIA

PRODUCIDA (GWh)

POTENCIA

INSTALADA (GW)

FACTOR DE

PLANTA (horas)

2012 42.510 27,2 1563

2013 28.736 27,2 1056

2014 21.121 27,2 776

2015 25.156 27,2 925

2016 22.653 27,2 833

Tabla 39: Situación de los ciclos de combinados desde 2012 hasta 2016



104

¿Cómo afecta esto a las ofertas del mercado de restricciones técnicas? La

respuesta es simple: si los ciclos combinados gozan de buena salud en el mercado diario

y se encuentran regularmente funcionando, sus ofertas en el mercado de restricciones

deberían ser simplemente las que consiguieran cubrir sus costes de generación. Sin

embargo, si esta participación en el mercado diario es reducida (como es el caso

actualmente), los ciclos permanecerán apagados la mayoría de las horas, por lo que si se

quisiera que participaran, éstos deberían ofertar a un precio tal que se cubrieran sus

costes no sólo de operación sino también de arranque de la central, mucho mayor que el

de operación.

Como complicación extra se ha de analizar el coste del arranque: este coste se ve

representado por una curva exponencial en función de las horas desde la última parada.

De este modo, si el ciclo lleva 24 horas apagado, necesitará un arranque caliente con un

coste moderado; sin embargo, si lleva apagado 96 horas, el arranque tendrá que ser en

frío y el coste será mucho mayor.

Este aspecto tendrá especial relevancia en el estudio. Como se ha comentado en

la introducción del capítulo 4, la tendencia actual de los gestores es de arrancar la

central con un margen de beneficio mucho menor que antaño, precisamente para evitar

que el ciclo se encuentre apagado demasiado tiempo y sea demasiado costoso, además

de poco fiable, a la hora de arrancar. En resumen, se podría decir que este

comportamiento busca “menores beneficios en el momento para ser más competitivos

en el futuro”.

El caso de las centrales de carbón es más complicado. Sus mayores emisiones de

gases efecto invernadero no cuadran con las exigentes medidas impuestas por la Unión

Europea para la protección del medio ambiente. Además, aunque sus costes de

operación son menores que los de los ciclos combinados, sus costes de inversión son

mayores, por lo que necesitan producir mayor beneficio con su operación. El

decreciente factor de planta de estas centrales, sin aparente remedio al respecto, aboca a

estas centrales a un futuro cuanto menos incierto.

Su comportamiento de subsistencia es igual al de los ciclos combinados: se trata

de producir a cualquier beneficio, con un número mayor de arranques al año debido a la

menor participación continuada en el mercado diario.

SITUACIÓN DE LAS CENTRALES DE CARBÓN

AÑO ENERGIA PRODUCIDA

(GWh)

POTENCIA

INSTALADA (GW)

FACTOR DE

PLANTA (horas)

2012 57.662 11,7 4928

2013 42.398 11,7 3624

2014 41.064 11,7 3510

2015 50.761 11,7 4339

2016 29.992 11,7 2563

Tabla 40: Situación de las centrales de carbón desde 2012 hasta 2016



105

A modo de gráfico resumen, se adjunta la evolución de la energía producida por

las centrales térmicas en los últimos 6 años:

Figura 37: Evolución de la energía producida por las centrales térmicas desde 2012 hasta 2016

A pesar de esta situación, el presumible incremento de la demanda en los

próximos podría mitigar en cierta manera la sobrecapacidad del sistema y así dar un

mayor protagonismo a las centrales térmicas. Así pues, este incremento de GWh

demandados se traducirá en un incremento de energía vendida por los ciclos

combinados y las centrales de carbón. La evolución de la demanda tanto en los últimos

años como en las previsiones de la CNMC es la siguiente:

57662

42398 41064

50761

29992

42510

28736

21121 25156

22653

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2012 2013 2014 2015 2016

GW

h

CARBÓN

CICLO COMBINADO

200

210

220

230

240

250

260

270

280

TWH

Figura 38: Evolución de la demanda desde 2001 hasta 2020



106

A partir de la gráfica, se puede observar que la demanda de 2017 representa un

aumento de 7,7 TWh con respecto a la de 2015, mientras que la de 2018 supone un

incremento de 13,6 TWh.

6.2. Relevancia del número de

arranques en el sobrecoste de


Si bien es cierto que las ofertas superiores a 10.000 €/MWh por la

internalización de arranques en el mercado de restricciones han desaparecido en los

últimos años, no hay que despreciar ofertas en torno a los 3.000 €/MWh que sin duda

podrían tener consecuencias en el sobrecoste final del mercado de restricciones técnicas.

Se entiende que si las plantas térmicas han de estar en continuos arranques y

paradas, esos costes deberán verse compensados por ingresos adicionales que deberían

venir del mercado de restricciones técnicas. Es por ello que el extra-coste de arranque

de las centrales podría verse reflejado en un sobrecoste mayor de restricciones técnicas.

Es por ello que en este análisis se verá la influencia de estas ofertas internalizando

arranques en el sobrecoste final de restricciones.

Para el análisis de estos arranques, se toman unos determinados costes para los

arranques dependiendo de lo caliente o frío que sea dicho arranque. Así, se darán 9

rangos de temperatura dependiendo del número de horas o días que estuviera la central

sin arrancar: estos rangos serían: un rango caliente, siete rangos rangos creciendo de

más caliente a más frío, y finalmente un rango de arranque frío.

COSTE DE CADA TIPO DE ARRANQUE PARA LAS CENTRALES TÉRMICAS

ARRANQUE HORAS TRAS

PARADA COSTE CCGT COSTE CARBÓN

C 0 – 8 horas 32.814 € 16.407 €

T1 8 – 16 horas 33.922 € 16.961 €

T2 16 - 24 horas 34.545 € 17.273 €

T3 1 – 2 días 36.770 € 18.385 €

T4 2 – 3 días 40.256 € 20.128 €

T5 3 – 4 días 41.987 € 20.994 €

T6 4 – 5 días 41.956 € 20.978 €

T7 5 – 6 días 42.660 € 21.330 €

F 6 – 7 días 53.419 € 26.710 €

Tabla 41: Costes de los arranques de las centrales térmicas



107

A continuación se muestra el número de arranques y coste de cada central:

Nº arranques Costes Generales (M€) Costes Individuales (k€)

AÑO TIPO CCGT CARBÓN CCGT CARBÓN CCGT CARBÓN

2012

C 246 81 8,07 1,33 158,28 40,27

T1 221 89 7,50 1,51 147,00 45,74

T2 1909 3735 65,95 64,51 1293,07 1954,93

T3 727 150 26,73 2,76 524,15 83,57

T4 225 47 9,06 0,95 177,60 28,67

T5 271 182 11,38 3,82 223,11 115,78

T6 121 112 5,08 2,35 99,54 71,20

T7 84 60 3,58 1,28 70,26 38,78

F 371 276 19,82 7,37 388,60 223,39

TOTAL 4175 4732 157 86 3082 2602

2013

C 360 56 11,81 0,92 231,63 27,84

T1 350 78 11,87 1,32 232,80 40,09

T2 1442 2838 49,81 49,02 976,74 1485,44

T3 755 155 27,76 2,85 544,34 86,35

T4 208 63 8,37 1,27 164,18 38,43

T5 182 146 7,64 3,07 149,84 92,88

T6 77 54 3,23 1,13 63,35 34,33

T7 67 46 2,86 0,98 56,04 29,73

F 320 273 17,09 7,29 335,18 220,96

TOTAL 3761 3709 140 68 2754 2056

2014

C 451 56 14,80 0,92 290,18 27,84

T1 597 80 20,25 1,36 397,09 41,12

T2 1346 3109 46,50 53,70 911,72 1627,28

T3 668 295 24,56 5,42 481,62 164,35

T4 168 67 6,76 1,35 132,61 40,87

T5 138 185 5,79 3,88 113,61 117,69

T6 82 103 3,44 2,16 67,46 65,48

T7 80 65 3,41 1,39 66,92 42,01

F 295 217 15,76 5,80 308,99 175,64

TOTAL 3825 4177 141 76 2770 2302

2015

C 442 46 14,50 0,75 284,39 22,87

T1 221 83 7,50 1,41 147,00 42,66

T2 1034 4870 35,72 84,12 700,38 2549,00

T3 358 316 13,16 5,81 258,11 176,05

T4 105 69 4,23 1,39 82,88 42,09

T5 147 238 6,17 5,00 121,02 151,41

T6 68 99 2,85 2,08 55,94 62,93

T7 35 65 1,49 1,39 29,28 42,01

F 326 162 17,41 4,33 341,46 131,12

TOTAL 2736 5948 103 106 2020 3220

Tabla 42: Resumen de actividad de arranques desde 2012 hasta 2015



108

Así pues, el coste de los arranques cada año ha sido de:

Si cada arranque se internalizara en el coste de oferta de restricciones técnicas,

cada millón de euros más en virtud de arranques tendría la siguiente repercusión en

dicho sobrecoste de restricciones:

∆𝑆𝐶 (€

𝑀𝑊ℎ) = (

106€

250 ∗ 106 𝑀𝑊ℎ) = 0,004 €/𝑀𝑊ℎ

Así pues, teniendo en cuenta el spread entre el año con menor coste de arranques

y el año con mayor coste, quedará un sobrecoste de:

∆𝑆𝐶 (€

𝑀𝑊ℎ) = (

35 ∗ 106€

250 ∗ 106 𝑀𝑊ℎ) = 0,14 €/𝑀𝑊ℎ

Estos arranques influirán claramente en las ofertas realizadas, especialmente en

las ofertas de restricciones, donde se ven ofertas equivalentes por unidad de energía

vendida de hasta 3.000 €/MWh, para compensar dichos arranques. La evolución de los

arranques se adjunta a continuación, así como los precios medios de oferta:

60

80

100

120

140

160

2,500

3,000

3,500

4,000

2012 2013 2014 2015

M€

€/M

Wh

Evolución de los costes de los arranques y el sobrecoste de restricciones técnicas

RRTT CCGT (sec.) Carbón (sec.)

Figura 39: Evolución de los costes de arranque y el sobrecoste de restricciones técnicas en los años 2012 a

2015



109

OFERTA MEDIA EN EL MERCADO DE RESTRICCIONES TÉCNICAS Y

COSTES DE ARRANQUES

OFERTA MEDIA

COSTE TOTAL DE

ARRANQUES

2012 403,70 €/MWh 243 M€

2013 1017,52 €/MWh 208 M€

2014 327,57 €/MWh 217 M€

2015 611,68 €/MWh 209 M€

Tabla 43: Oferta media en el mercado de restricciones técnicas y costes de arranques

6.3. Estudio del número de

arranques y su coste en el

mercado de restricciones

técnicas

El número de arranques de las centrales térmicas dependerá de diversas

circunstancias. Se puede intuir que las restricciones indican contingencias puntuales,

mientras que el funcionamiento en mercado diario es realmente un driver a la hora de

calcular el número de arranques realizados por una central al tener que mantener las

centrales unos ciertos balances económicos hora a hora para que los arranques sean

eficaces. Así pues, a la hora de analizar los arranques de las centrales térmicas, variables

de producción y datos relacionados con el mercado diario serán de especial importancia.

Así pues, en esta sección se estudiarán relaciones del número de arranques con el

precio del mercado diario, la participación de las centrales térmicas en dicho mercado,

incluso el Clean Spark Spread y el Clean Dark Spread… Además, se tratará de ver en el

segundo apartado de la sección, cómo están distribuidos esos arranques y cómo se

pueden ver afectados por contingencias o situaciones que se pudieran dar en los años

2017 y 2018.

A partir de este estudio se podrá determinar el posible sobrecoste o reducción de

dicho coste de restricciones técnicas en función de los arranques que se vayan a

producir en 2017 y 2018.



110

6.3.1. Estudio del número de

arranques y su coste en el

sobrecoste de restricciones

técnicas

Como punto de partida para el análisis de arranques, se analizará la relación

entre la energía vendida por las centrales de ciclo combinado y carbón y su coste anual

de puesta en marcha.

Sin duda, como primera conclusión intuitiva se podría afirmar que si la energía

vendida por las centrales térmicas es muy alta, los arranques serán menores al trabajar

un mayor tiempo en régimen permanente y evitando constantes puestas en marcha y

paradas. En la otra cara de la moneda se presentaría el caso de que la energía vendida es

muy pequeña: en ese caso se supondría que los ciclos se mantendrían desconectados

durante mucho tiempo, por lo que los arranques serían pequeños. Por último, para una

energía vendida de carácter medio, los costes de arranque dependerían de la estructura

de la energía vendida a lo largo del año.

60

110

160

210

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

2012 2013 2014 2015

M€

€/M

Wh

Evolución de los costes de los arranques y el sobrecoste de restricciones técnicas

Energía CCGT (GWh) Energía carbón (GWh)

CCGT coste arranque(sec.) Carbón coste arranque (sec.)

Figura 40: Evolución de los costes de los arranques y el sobrecoste de restricciones técnicas



111

Como se puede apreciar en la gráfica anterior, hay una correlación total entre los

costes de arranque de carbón y la energía vendida por esta tecnología, teniendo ambos

el valor más alto en 2015. Esto se provoca porque las centrales de carbón no

encadenaron en este año mucho tiempo sin arrancar: los arranques eran periódicos y

relativamente cercanos unos a otros.

Esta conclusión no sería del todo coherente con las expectativas mostradas

anteriormente, ya que para grandes energías vendidas, el coste de arranque de las

centrales de carbón será mayor, mostrando una relación totalmente lineal entre ambas

variables. Además, en el caso de los ciclos combinados, se puede observar una completa

independencia entre la energía vendida y los costes de arranque.

6.3.2. Costes totales en función

de los tipos de arranque

En el caso tanto de los ciclos combinados como de las centrales de carbón, los

costes se centran prácticamente en aquellos denominados T2 y presentan una estructura

parecida, por lo que hablar de costes de arranque será prácticamente análogo a hablar de

número de arranques.

Sin embargo, la evolución de los diferentes tipos de arranque en cada año no es

la misma en el caso de los ciclos combinados que en las centrales de carbón. Así pues,

no se puede realizar un análisis conjunto sino que los arranques de ambas tecnologías se

tendrán en cuenta por separado. Es por ello que en las siguientes páginas se muestra un

análisis de los costes anuales de las centrales de cabrón y los ciclos combinados para

obtener cierta luz sobre su influencia en las restricciones técnicas.



112

En primer lugar se muestran los costes de cada tipo de arranque de los ciclos

combinados en España para los años 2012 a 2015:

Cualitativamente, se puede ver como en el año 2015 los costes de arranque

calientes de los ciclos combinados son grandes, ya que al ser el precio del mercado

diario superior a los 50 €/MWh, la participación de estos ciclos en el mercado fue más

activo, por lo que las plantas no duraban en desconexión un gran tiempo. Así pues, se

puede ver cómo el sobrecoste por arranques templados y fríos no es grande para el año

2015. Por tanto, como conclusión, el precio alto del mercado diario hizo que en 2015 el

coste de arranque de los ciclos combinados fuera el menor de los últimos años.

A pesar de ello, siendo los arranques denominados T2 los mayores drivers del

coste de los arranques cada año, se puede ver que cada año estos costes son menores.

Además, como apunte adicional, en 2012 los arranques calientes fueron los menores

dentro de los cuatro años de estudio, mientras que los arranques templados T2 fueron

los más altos.

Es por ello que hay que analizar los precios mensuales para ver si la actividad ha

sido constante o ha habido periodos en el año en los que no se arrancaba y otros en los

que la actividad era constante.

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

C T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 F

Mill

on

es

de

eu

ros

Costes anuales de cada tipo de arranque de los ciclos combinados

2012 2013 2014 2015

Figura 41: Costes anuales de cada tipo de arranque de los ciclos combinados



113

A continuación se hará el mismo análisis pero en este caso con las centrales de

carbón:

f Al no ser una tecnología tan asociada a la energía de pico, los arranques fríos no

representan un coste relevante de las centrales de carbón, ya que normalmente tienen un

factor de planta razonablemente mayor que los ciclos combinados. Como consecuencia

de estos arranques fríos y de los casi nulos arranques calientes, los arranques después de

16 – 24 horas en desconexión, copan casi el 100% de los costes de los arranques.

Aunque la estructura de arranques es similar a la mostrada para el caso de los

ciclos combinados, la relación entre los costes de cada año es radicalmente distinta.

Como prueba de esta decorrelación, el coste anual del año 2015 pasó de ser el más bajo

de los ciclos combinados al más alto para las centrales de carbón. Aunque así se pudiera

pensar que la correlación es negativa, el segundo año con un coste más caro para las

centrales de carbón resultó ser 2012, el mismo año que lideraba la tabla de costes para

los ciclos.

Así pues, como conclusión del análisis de las puestas en marcha de cada

tecnología, se pueden afirmar dos puntos claros: cada tecnología deberá ser analizada

por separado, ya que la correlación entre ambas resulta ser nula; y un análisis mensual

de precios se tendrá que llevar a cabo para llegar a resultados más concluyentes.

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

C T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 F

Costes de los diferentes tipos de arranques de las centrales de carbón (M€)

2012 2013 2014 2015

Figura 42: Costes de los diferentes tipos de arranques de las centrales de carbón



114

6.3.3. Costes de arranques en

función del precio medio

mensual del mercado

diario

El precio del mercado diario puede ser también un input a tener en cuenta para

explicar el coste de los arranques de las centrales térmicas. Así, como se ha comentado

antes, para un precio alto se podría pensar que al trabajar un mayor número de horas en

régimen permanente, el coste de los arranques subiría, mientras que si el precio bajara,

podrían darse dos lecturas: un coste mayor debido a la necesidad de efectuar un

arranque cada vez que se llame a una central por restricciones técnicas, o bien un coste

menor debido a la falta de llamadas a centrales térmicas que podrían estar semanas sin

producir.

A continuación se muestra la evolución mensual del precio del mercado diario:

Figura 43: Evolución del precio mensual del mercado diario español



115

De la anterior gráfica se puede extraer que en el año 2012 el precio mensual se

mantuvo razonablemente constante entre precios de 40 y 55 €/MWh mes a mes, un

escenario bastante parecido al de 2015 aunque en este caso el precio fue algo mayor.

Sin embargo el año 2015 se ve que a pesar del constante precio, los precios altos

hicieron que la producción constante de los ciclos combinados provocara muy pocos

arranques.

Sin embargo, en los años 2013 y 2014 la variabilidad de precios dentro del

mismo año fue significativa, especialmente para el primer año, variando entre precios

medios de 15 y 65 €/MWh. De este modo presumiblemente en los años 2013 y 2014 los

arranques totales deberán ser menores debido.

Así pues, se realiza un seguimiento mensual del número de arranques, de tal

manera que se pueda ver si este número de arranques crece de manera constante durante

el año o de manera estacional:

f

A partir de las tendencias del precio del mercado diario y el número de arranques

en cada mes, se puede ver que para precios pequeños los arranques se disparan pero

cuando los precios también superan un cierto límite, vuelven a subir, siendo en valores

medios de precio cuando se mantienen constantes. A pesar de ello, se necesita una

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

100

150

200

250

300

350

400

450

500

€/M

Wh

Arranques PMD

Figura 44: Evolución del precio del mercado diario y el coste de los arranques de las centrales térmicas de

manera mensual



116

comprobación más allá del método visual para demostrar que esta situación se mantiene

a lo largo de los meses de estudio. En la siguiente gráfica se podrá observar la evolución

de los meses ordenando de menor a mayor los valores del CSS, que también implicarán

valores crecientes del precio del mercado diario.

A pesar de la línea de tendencia lineal decreciente, la explicación resulta

francamente más débil de lo esperado tras el análisis visual de la gráfica temporal. Es

por ello que el análisis de magnitudes absolutas no proporcionará resultados robustos en

cuanto a la explicación de los arranques de las centrales.

6.3.4. Costes de arranques en

función de variaciones

Como se ha demostrado en el apartado anterior, las magnitudes absolutas no

proporcionan información relevante ya que realmente la importancia reside en los

cambios de variables. Dichas variaciones se verán en este apartado con el fin de explicar

los arranques de los ciclos combinados y las centrales de carbón. Para abordar estos

análisis, se analizará la desviación típica de los datos diarios dentro de un mes, dividido

entre el promedio mensual de la variable. Dichos análisis de variación se realizarán con

energía eólica, con precio del mercado diario y con demanda residual.

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

-70,00

-50,00

-30,00

-10,00

10,00

30,00

50,00

70,00

ene

.-1

2

abr.

-12

jul.-

12

oct

.-1

2

ene

.-1

3

abr.

-13

jul.-

13

oct

.-1

3

ene

.-1

4

abr.

-14

jul.-

14

oct

.-1

4

ene

.-1

5

abr.

-15

jul.-

15

oct

.-1

5

nº

de

arr

anq

ue

s

PMD CSS Arranques



117

6.3.4.1. Costes de arranques

en función de la

variación de energía

eólica

En primer lugar se tomó la variación de la energía eólica, pero los resultados no

fueron los esperados debido a que el coeficiente de correlación mostrada fue de -0,01.

Esto se puede explicar ya que el viento en sí mismo no explica arranques de centrales,

ya que estas puestas en marcha dependerán también entre otros aspectos de la demanda

existente; es decir, si la energía eólica tiene un incremento notable entre un día y el

anterior, si la demanda crece de igual manera, el escenario no habrá cambiado.

Así pues, una variable como la variación de la demanda residual (diferencia entre

demanda y energía eólica), estudiada posteriormente, deberá ser significativa en cuanto

al estudio de los costes de arranques.


en función de la

variación del precio

del mercado diario

De la misma manera que la demanda residual podría ser una variable a tener en

cuenta, la variación dell precio del mercado diario podría ser significativa debido a que

pone en contacto la demanda y la generación, y por tanto puede explicar de cierto modo

la rentabilidad de las centrales térmicas (como se puede ver en la gráfica anterior) y por

tanto su número de arranques.

En la siguiente gráfica se puede ver una correlación notoriamente negativa entre

el número de arranques de las centrales de carbón y la variación del PMD de -0.7, una

correlación que en ningún caso se ve reflejada en los arranques de los ciclos

combinados, que incluso pueden llegar a estar directamente correlacionadas con el

precio.



118

Figura 45: Evolución de los arranques con la variación diaria del precio del mercado diario

A pesar de que podría parecer que una desviación alta provocarían precios altos

en algunas horas y podrían por tanto impulsar a las centrales de carbón a arrancar para

producir en el mercado diario, la realidad es la contraria: un alto valor de la desviación

típica estará relacionado con precios altos en las horas pico y precios ínfimos en las

horas valle. De este modo, las centrales de carbón ganarían dinero en algunas horas y lo

perderían en otras, sin duda no recuperando sus costes de inversión.

En la otra cara de la moneda, si la desviación típica es pequeña, se podrían dar

dos casos: que el precio fuera pequeño, situación en la cual no entrarían las centrales de

carbón, y que el precio fuera grande. Este caso es el mayor driver de esta correlación

negativa entre la variación diaria de PMD y los arranques de las centrales de carbón, ya

que estos generadores arrancarán si su unit commitment tiene como base unos precios

altos y con poca desviación con los que pudiera recuperar sus costes de arranque.

Respecto a los ciclos combinados, se estima que su negocio principal no se

encuentra en el mercado diario, es decir, no reaccionan a estímulos procedentes de este

mercado para arrancar o parar las plantas, sino que se centran en las señales

provenientes del mercado de solución de restricciones técnicas principalmente. Así,

aunque se pueda intuir una ligera correlación positiva, no es en ningún caso

significativa.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

0

100

200

300

400

500

600

700

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

€/M

Wh

nº

de

arr

anq

ue

s

Meses

Evolución de arranques con variación diaria de PMD

Arranques ccgt Arranques carbón Variación de PMD



119


en función de la

variación de la

demanda residual

Como análisis complementario al estudio de la variación del PMD, se decidió

realizar la exploración teniendo en cuenta las variaciones de los arranques de las

centrales en función de la variación de la demanda residual, es decir, la diferencia entre

el valor de la demanda en barras de central y la energía eólica. Los resultados

desprendidos de este estudio revelan información importante y a la vez interesante

debido a la divergencia entre la influencia de esta variación en los arranques de las

centrales de carbón y las de ciclo combinado.

En la gráfica se puede observar una tendencia inversa entre los valores de los

arranques de carbón y la variación porcentual de la demanda residual. Al ser una

variable que explica el precio del mercado diario, resulta coherente ver un coeficiente

de correlación de -0,435 por los motivos expuestos en el análisis anterior con respecto a

la variación del precio. En cuanto a los ciclos combinados, siguen sin verse afectados

presentando un coeficiente de correlación de 0,17.

0

100

200

300

400

500

600

700

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

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

nº

de

arr

anq

ue

s

Variación percentual de la demanda residual Arr Carbon Arr CCGT

Figura 46: Evolución de los arranques de ciclos combinados y centrales de carbón en función de la

variación percentual de la demanda residual



120

En el caso de que se tomara una agregación trimestral, la tendencia cambiaría:

así como el carbón vería una correlación de un -0,55, los ciclos combinados empezarían

a verse afectados por esta variable.

6.4. La integración de energías

renovables y su influencia en

los arranques

Tras una etapa en la que las inversiones en energías renovables se paralizaron en

España debido a la incertidumbre provocada por las diferentes regulaciones aplicadas,

el lanzamiento de subastas de capacidad renovable pretende ser la plataforma del

segundo despegue de estas tecnologías. Como se ha comentado anteriormente, los

apoyos mediante pagos por capacidad pretenden llevar de manera sostenible a las

energías renovables a tener una mayor presencia en el mix de generación eléctrico sin

provocar ningún tipo de distorsión de precios en los mercados.

Así, con la entrada de nueva capacidad de energías renovables a partir de

subastas lanzadas por el Gobierno, sin duda una consecuencia será la mayor producción

0

100

200

300

400

500

600

700

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

0,16

0,18

0,2

Q12014

Q22014

Q32014

Q42014

Q12015

Q22015

Q32015

nº

de

arr

anq

ue

s

Variación de la demandaresidual

Arranques Carbón

Arranques CCGT

Figura 47: Evolución trimestral de los arranques de ciclos combinados y centrales de carbón en función de

la variación percentual de la demanda residual



121

de energías renovables y como consecuencia, una mayor presencia de energías con

variabilidad alta que podrían tener como consecuencia una participación más

discontinua de ciclos combinados en el mercado diario, lo que favorecería un cambio en

la curva de los costes de arranque por tipo, virando hacia una mayor importancia de los

arranques calientes.

Como mayor consecuencia en los precios del mercado diario, se verá una mayor

desviación de los precios, virando desde precios muy bajos para horas valle, hasta

valores muy altos para las horas pico. Esta situación, apoyada por el análisis realizado

previamente, provocaría una disminución significativa de los arranques de las centrales

de carbón y un, aunque menor, decremento de los arranques de los ciclos combinados,

por lo que disminuirían los costes asociados a estos arranques y con ello se vería una

reducción clara del sobrecoste de restricciones de aproximadamente 0,1 – 0,2 €/MWh.

Además, la variación de la demanda residual sería sustancialmente superior a la

actual debido a la variabilidad de la energía eólica, por lo que tras el análisis de dicha

demanda, se puede concluir que la integración de energías renovables traería consigo

una reducción del sobrecoste de restricciones.



122



123

Capítulo 7

Conclusiones



124



125

Realizar un análisis del sobrecoste de restricciones resulta una actividad básica

dentro de una empresa comercializadora debido a sus importantes implicaciones

económicas. Como se ha comentado en el capítulo introductorio, una mala predicción

de estos valores podría hacer que el negocio incurriera en grandes pérdidas.

A pesar de esta necesidad, la mayoría de las suministradoras de electricidad

acaban recurriendo a métodos de cálculo totalmente sencillos y poco precisos; la razón

por la que esto ocurre es la aleatoriedad de este concepto. Dependiente de

comportamientos humanos, situación de los activos de las redes, producciones eólicas,

hidráulicas, térmicas, etc., demandas, precios del gas y demás conceptos, el sobrecoste

de restricciones técnicas resulta prácticamente imposible de predecir. A modo de

ejemplo, a finales del año 2016 un parón inesperado de nucleares en Francia debido a su

falta de seguridad provocó una ola de indisponibilidad que hizo subir los precios en

gran medida, repercutiendo en la situación de las centrales térmicas y por tanto teniendo

impacto en el sobrecoste de restricciones técnicas. Una vez la situación comenzó a

volver a un régimen estacionario tras pasar por situaciones de precios de pico, todo

hacía presagiar que el invierno sería caro en la mayoría de países europeos. Lo que no

se previó fue la conjunción de factores que tuvieron como conclusión unos precios del

mercado diario que no se vivían desde 2013: olas de frío provocando una gran demanda

eléctrica y gasista, una producción eólica en mínimos, una sequía que provocó una

producción prácticamente nula de energía hidráulica y un precio del gas absolutamente

desbordado por la congestión de las líneas de transporte de las moléculas del norte al sur

francés, provocaron una situación que puso en jaque el sistema eléctrico europeo.

A partir de entonces, muchas medidas se han tenido en cuenta para evitar estas

situaciones, pero lo cierto es que forman parte de la aleatoriedad de las condiciones

dentro del sector. De esa manera, aventurarse a dar un número preciso acerca del

sobrecoste de restricciones técnicas resulta atrevido dada la variabilidad y la

incertidumbre de estos datos y condicionantes.

Es por ello que en este proyecto se trató de dar un rodeo acerca de este

sobrecoste para tratar de encontrar solución a la mera tendencia de estos sobrecostes,

teniendo en cuenta varios factores: el análisis comparativo en relación al Clean Spark

Spread y Clean Dark Spread, la energía redespachada debido a contingencias en la red

de transporte y la aparición de energías renovables y los coste de los arranques de los

generadores térmicos.

En el primer capítulo se realiza un estudio de los márgenes contributivos de los

ciclos combinados y las centrales de carbón, tratando de ver alguna explicación del

sobrecoste de restricciones técnicas. Teniendo en cuenta valores históricos y asumiendo

valores futuros de dichos márgenes contributivos, se llegó a la conclusión de que las

restricciones técnicas provocarían un sobrecoste medio en el sistema eléctrico español

de aproximadamente 2,80 €/MWh. Así pues, los valores esperados representarían un

nuevo escalón hacia arriba con respecto a los valores actuales de dicho sobrecoste, que



126

se encuentran experimentando una caída imparable hacia valores inferiores incluso a los

2 €/MWh.

A pesar de ello, existen nuevos conceptos que se deberán tener en cuenta para la

realización de este estudio: la energía redespachada y los arranques de los generadores.

En el caso de la primera, se ha de confiar en las actividades de Red Eléctrica de España

respecto a la reducción de la energía redespachada por restricciones técnicas. Como se

ha comentado en el capítulo, la experiencia de REE como transportista y operador del

sistema podría ayudar a hacer mayor beneficio de una determinada inversión, pero la

madurez de la red española refleja una curva de aprendizaje que se encuentra cerca de

una situación plana, con pocos cambios disponibles que puedan repercutir en grandes

reducciones de energía redespachada.

Realizando análisis zonales se toma como conclusión que Red Eléctrica podría

realizar acciones de tal manera que aproximadamente 1 TWh anual se podría reducir en

términos de energía redespachada. A pesar de ello, suponiendo que la energía

redespachada por restricciones técnicas supone un cierto porcentaje de la demanda (a

mayor demanda, mayor número de restricciones), un incremento de demanda supondrá

un incremento de la energía redespachada por restricciones.

Así, este alto valor de reducción de energía redespachada se vería cortado por el

incremento de demanda esperado según el plan de 2015 a 2020 de Red Eléctrica de

España, que asumiendo una correlación directa con las restricciones técnicas,

provocaría un sobrecoste de este concepto.

Así pues, como conclusión en torno a un 2 - 4% de energía redespachada por

restricciones técnicas se podría reducir en los próximos años. Suponiendo un

incremento en el sobrecoste totalmente lineal con la energía redespachada, esta

reducción de contingencias acabará repercutiendo en un ahorro en el sobrecoste de

restricciones técnicas de aproximadamente 0,1 €/MWh.

Como análisis final, se estudiaron los arranques de los ciclos combinados y las

centrales de carbón. Estos arranques, internalizados en las ofertas del mercado de

restricciones, representan un extra-coste para el mercado de restricciones. Debido a la

Reducción de energía redespachada

0,1 €/MWh

Figura 48: Resultado de la influencia sobre el sobrecoste de restricciones técnicas del aumento de las

inversiones de Red Eléctrica de España en la reducción de energía redespachada en este campo



127

mayor integración de energías renovables tras el plan del gobierno de revitalizar estas

tecnologías mediante el lanzamiento de subastas mediante pagos por capacidad, se

provocaría una mayor variabilidad de precios y de demanda residual. Esto ocurriría

debido a que en las horas con poca eolicidad se necesitará una gran cantidad de

centrales térmicas en el sistema, mientras que en aquellas horas con elevada eolicidad y

energía solar notable, no se necesitaría a priori la conexión en el mercado diario de

ninguna unidad térmica, quedando únicamente las mínimas necesarias para cumplir con

la seguridad de suministro requerida.

Así, las unidades térmicas no verían negocio en arrancar sabiendo que en las

próximas horas tendrían que parar debido a unos precios bajos con los cuales incurrirían

en pérdidas. Así, se prevé una reducción del número de arranques debido a la falta de

beneficios obtenidos por los generadores, que implicaría una reducción del sobrecoste

de restricciones técnicas de aproximadamente 0,15 €/MWh.

Así pues, como conclusión, el sobrecoste esperado será de aproximadamente 2,5

€/MWh, un sobrecoste bajo comparado con lo observado en los últimos años, pero que

al ser comparado con unos valores de los últimos meses descendiendo imparablemente

hasta valores por debajo de los 2 €/MWh, resulta un valor alto.

A pesar de ello, como se ha comentado en numerosas ocasiones, el objetivo de

este proyecto no es el de obtener un valor preciso del sobrecoste de restricciones para

las ofertas realizadas por una comercializadora, lo cual implicaría un desorbitado riesgo,

sino el de estudiar ciertos inputs que podrían darnos cierta idea sobre la tendencia que

podría llevar este concepto en los próximos años. Así pues, el valor cercano a los 2,5

€/MWh podría verse modificado sustancialmente por circunstancias técnicas,

meteorológicas o incluso políticas cuya aparición no está prevista a día de hoy, pero la

aproximación realizada ayuda a cubrir el riesgo tras analizar un número de variantes que

podrían afectar al sobrecoste de restricciones técnicas.

Reducción del número de arranques

0,15 €/MWh

Figura 49.Resultado de la influencia sobre el sobrecoste de restricciones técnicas del aumento la

variabilidad de precios y demandas residuales implicando una reducción del número de arranques de las centrales

térmicas.



128



129

Bibliografía



130



131

Documentos:

MOYANO DE LLANO, José Alejandro: Study of electricity and gas imbalances

for retailers’ risk reduction and profit maximization. Universidad Pontificia Comillas

MOYANO DE LLANO, José Alejandro: Análisis económico y financiero del

sistema eléctrico español. Búsqueda de soluciones y viabilidad de cada una de ellas.

Universidad Pontificia Comillas

DEL RÍO, Pablo: Analyzing the economic impact of the new renewable

electricity support scheme on solar PV plants in Spain. Universidad Complutense de

Madrid.

GARCÍA, Agustín; GARCÍA-ÁLVAREZ, María Teresa; MORENO Blanca:

Iberian Electricity Sector: A transition towards a more liberalized and sustainable

market. Tufts University

ESPEJA BRAGULAT, Paloma; SÁNCHEZ DE TEMBLEQUE, Luis Jesús;

GARCÍA CHINCHILLA, Raúl: El mercado minorista y los cambios de comercializador

en el sector eléctrico. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC)

LOBATO MIGUÉLEZ, Enrique; ROUCO RODRGÍGUEZ, Luis;

NAVARRETE FERNÁNDEZ, María Isabel; CASANOVA LAFARGA, Rosa; LÓPEZ

CAMINO, Gerardo: ARO: Una herramienta para el análisis de restricciones de

operación en el mercado español de energía eléctrica: Instituto de Investigación

Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas

RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA: Los mercados de servicios de ajuste del

Sistema eléctrico peninsular español. Mayo 2015.

RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA: Informe Anual: Años 2012, 2013, 2014, 2015

y 2016.

RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA: Estadísticas del sistema eléctrico español:

Series estadísticas por Comunidades Autónomas

OMIE: Informe de precios: Años 2014, 2015 y 2016.

MINETUR: Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008 – 2016

MINETAD: Planificación de desarrollo de la red de transporte 2015 – 2020

COMISIÓN NACIONAL DEL MERCADO Y LAS COMPETENCIAS:

Informes de Mercado Peninsular Contado de Energía Eléctrica. Noviembre y Diciembre

2013



132

BOE: Boletín Oficial del Estado: Orden IET/2659/2015, de 11 de diciembre, por

la que se aprueban las instalaciones tipo y los valores unitarios de referencia de

inversión y de operación y mantenimiento por elemento de inmovilizado que se

emplearán en el cálculo de la retribución de las empresas titulares de instalaciones de

transporte de energía eléctrica.

Enlaces:

- RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA: ree.es

- OPERADOR DEL MERCADO IBÉRICO DE ENERGÍA: POLO ESPAÑOL:

omie.es

- OPERADOR DEL MERCADO IBÉRICO DE ENERGÍA: POLO

PORTUGUÉS: omip.pt

- COMISIÓN NACIONAL DEL MERCADO Y LAS COMPETENCIAS:

cnmc.es

- SENDECO2: sendeco2.com

- THE ICE: theice.com

- ENERGÍA Y SOCIEDAD: energiaysociedad.es

- AEMET: aemet.es

- ASOCIACIÓN EMPRESARIAL EÓLICA: aeeolica.org

- MINISTERIO DE INDUSTRIA, TURISMO Y AGENDA DIGITAL:

minetad.gob.es

- ENERGÍA Y SOCIEDAD: energiaysociedad.es

- MI FACTURA DE LA LUZ: mifacturadelaluz.com



133

Anexo I

Instalaciones eléctricas

puestas en marcha

durante los años 2012 a

2016



134



135

ANDALUCÍA



136

ARAGÓN



137

ASTURIAS



138

CANTABRIA



139

CASTILLA LA MANCHA



140

CASTILLA Y LEÓN



141

CATALUÑA



142

COMUNIDAD VALENCIANA



143

EXTREMADURA



144

GALICIA



145

LA RIOJA



146

MADRID



147

MURCIA



148

NAVARRA



149

PAÍS VASCO



150

ESPAÑA: TOTAL NACIONAL



151

Anexo II

Energía redespachada

por período tarifario en

cada región de la

Península Ibérica



152



153

Zona central:

Figura 50:Energía redespachada por período tarifario en la zona central

Cataluña:

Figura 51: Energía redespachada por período tarifario en Cataluña

0

50

100

150

200

250

1 2 3 4 5 6

MW

h

Periodo

2012

2013

2014

2015

2016

0

50

100

150

200

250

1 2 3 4 5 6

MW

h

Periodo

2012

2013

2014

2015

2016



154

País Vasco

Figura 52: Energía redespachada por período tarifario en el País Vasco

Comunidad Valenciana

Figura 53: Energía redespachada por período tarifario en la Comunidad Valenciana

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1 2 3 4 5 6

MW

h

Periodo

2012

2013

2014

2015

2016

0

50

100

150

200

250

300

350

1 2 3 4 5 6

MW

h

Periodo

2012

2013

2014

2015

2016



155

Andalucía

Figura 54: Energía redespachada por período tarifario en Andalucía

Asturias

Figura 55: Energía redespachada por período tarifario en Asturias

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6

MW

h

Periodo

2012

2013

2014

2015

2016

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6

MW

h

Periodo

2012

2013

2014

2015

2016



156

Murcia:

Figura 56: Energía redespachada por período tarifario en Murcia

Galicia

Figura 57: Energía redespachada por período tarifario en Galicia

0

20

40

60

80

100

120

1 2 3 4 5 6

MW

h

Periodo

2012

2013

2014

2015

2016

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1 2 3 4 5 6

MW

h

Periodo

2012

2013

2014

2015

2016

ANÁLISIS DEL SOBRECOSTE DE RESTRICCIONES TÉCNICAS … entre ser agresivo ofreciendo unas...

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