boletin periodico de energia y sociedad numero 53

27 de mayo de 2011
Número 53
Boletín de Energía y Sociedad
Número 53, 27 de mayo de 2011
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CONTENIDO
Novedades en el sector
p. 2
Jornada sobre el futuro de las redes inteligentes de energía eléctrica en España,
organizada por la ETSII-UPM con la colaboración de Energía y Sociedad.
El Gobierno aprueba un paquete de medidas para fomentar el desarrollo del
vehículo eléctrico.
Reflexiones de interés
p. 2
p. 5
p. 8
Propuesta en el mercado de PJM de un mecanismo de respuesta automática de la
demanda eléctrica en función de los precios en el mercado mayorista.
Evolución de los mercados energéticos
p. 8
p. 12
EN ESTE NÚMERO…
...revisamos las principales conclusiones de la jornada sobre redes inteligentes organizada por la Escuela
Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la UPM, con la colaboración de Energía y Sociedad, el pasado 17
de mayo. En ella, se identificaron los principales retos tecnológicos y regulatorios a los que se enfrenta el
desarrollo de “smart grids” y se debatió sobre cuál podría ser la estrategia para su implementación en España.
Por otra parte, analizamos las nuevas medidas aprobadas por el Gobierno para fomentar el desarrollo del
vehículo eléctrico, entre las que destacan la creación de una tarifa de acceso supervalle para el periodo entre
la 01:00 y las 07:00 y el desarrollo reglamentario de la actividad de los gestores de carga, quienes podrán
revender electricidad para la recarga de vehículos.
En el apartado de reflexiones, presentamos un informe aprobado recientemente por PJM, operador de uno de
los mercados eléctricos del este de EE.UU., en el que se describe una propuesta para desarrollar un mecanismo
de participación de la demanda en el mercado que ligaría en tiempo real las variaciones en la demanda
eléctrica de los agentes que participen en él a las variaciones en los precios de la electricidad en el mercado
spot, lo que facilitaría la eficiencia en el despacho de la generación, al mejorar la precisión de las previsiones
de demanda, y ofrecería una herramienta más para incrementar la fiabilidad del suministro eléctrico.
Durante el periodo analizado (del 13 al 27 de mayo de 2011) los precios medios del petróleo Brent a uno mes y
tres meses consolidaron la tendencia descendente iniciada en la quincena anterior. En los mercados spot de
electricidad en Europa destacaron la estabilidad de los mercados ibéricos y la subida de los precios franceses,
alemanes e italianos.
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Número 53
Novedades en el sector
Jornada sobre el futuro de las redes inteligentes de energía eléctrica en España,
organizada por la ETSII-UPM con la colaboración de Energía y Sociedad.
El pasado martes 17 de mayo de 2011 se celebró en la Escuela Técnica Superior de Ingenieros
Industriales de la Universidad Politécnica de Madrid la jornada “Redes inteligentes de electricidad.
Una estrategia para España”, organizada por la ETSII-UPM con la colaboración de Energía y
Sociedad, en la que un amplio grupo de expertos del sector eléctrico analizó la situación actual de las
redes eléctricas inteligentes (tecnología, regulación, proyectos piloto) en España y en el mundo y
debatió sobre sus costes y beneficios y sobre cuáles son las barreras que deben superarse para
avanzar en la implantación a gran escala de las nuevas tecnologías digitales en las redes eléctricas.
Enlace: ETSII-UPM y Energía y Sociedad, “Redes inteligentes de electricidad. Una estrategia para España”, 17 de mayo de
2011.
La jornada, presentada por Mª Jesús Sánchez, profesora de la ETSII-UPM, y conducida por Miguel
Ángel Lasheras, de Energía y Sociedad, se dividió en tres bloques: (a) introducción a las redes
inteligentes de electricidad, tecnologías y análisis coste-beneficio de su implantación, (b)
experiencias internacionales de proyectos piloto y aspectos regulatorios ligados al desarrollo de las
redes inteligentes y (c) mesa redonda sobre una estrategia para implantar redes inteligentes en
España.
La ponencia de introducción a las redes eléctricas inteligentes1 corrió a cargo de Blanca Losada,
Directora de Gestión de Red de Gas Natural Fenosa. En su presentación, la Sra. Losada indicó que
las redes inteligentes2 permitirán alcanzar un suministro seguro, eficiente y sostenible a través de
mejoras en la fiabilidad de las redes, una mejor integración de la generación distribuida, una
optimización de la capacidad de los distintos tipos de instalaciones (de generación, almacenamiento
y consumo), una reducción en las pérdidas de energía y una gestión más activa de la demanda. El
desarrollo de redes inteligentes supondrá una revolución tecnológica que, a partir de la concepción
tradicional de las redes eléctricas, permitirá maximizar el valor social derivado del desarrollo de
nuevas fuentes de generación de energía renovable y generación distribuida y de la participación
más activa de los consumidores en el sistema eléctrico. Según la Sra. Losada, para alcanzar un
1
Las ponencias que se presentaron a lo largo de la jornada estarán disponibles en el enlace señalado más arriba.
2
Existen muchas posibles definiciones de redes inteligentes. En general, el concepto se refiere a un conjunto de infraestructuras de
redes eléctricas y de comunicaciones que permiten integrar en el sistema eléctrico de forma eficiente activos de generación,
instalaciones de almacenamiento de energía, dispositivos de control y medición de consumos, etc., que utilizan tecnologías
avanzadas y variadas (especialmente, digitales) y que facilitan la supervisión, el control y la optimización de la operación de las redes
eléctricas mediante flujos de energía e información en dos direcciones.
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desarrollo a gran escala de las redes inteligentes, sin embargo, deberán superarse diversas barreras
tecnológicas y regulatorias (incentivos a la inversión, procedimientos de operación de redes, etc.)
que permitan a los operadores de las redes de distribución acometer las inversiones necesarias para
hacer realidad las redes inteligentes.
Andrés Seco, Director de KEMA en España, aludió en su intervención a la situación actual de los
proyectos de I+D+i e indicó que España es una referencia en la medida en que se está investigando,
a través de proyectos piloto, en toda la cadena de valor de las redes inteligentes. Según el Sr. Seco,
las consecuencias más notables del desarrollo de redes inteligentes serán la transformación del
sistema energético en uno con menores emisiones contaminantes, el desarrollo paralelo de
tecnologías de almacenamiento de electricidad y la transformación de los edificios, ciudades, etc.,
en elementos del sistema eléctrico más eficientes desde el punto de vista del consumo energético y
que contribuyan a la introducción de nuevas tecnologías, como el vehículo eléctrico.
Pedro Larrea, Socio de PriceWaterhouseCoopers, presentó en su ponencia los resultados de un
análisis coste-beneficio de la instalación masiva de contadores inteligentes en Austria, haciendo
hincapié en que el concepto de redes inteligentes abarca igualmente otro tipo de activos y
dispositivos que facilitan la automatización de procesos en la operación de las redes, los procesos
de comunicación y la gestión activa de la demanda. El estudio realizado por PwC indica que el
impacto neto total de la instalación de contadores inteligentes sobre las “cuentas de resultados” de
los consumidores, los distribuidores y los comercializadores será positivo. Sin embargo, deberá
tenerse en cuenta que el coste directo de implantación de los contadores inteligentes recaerá
solamente en los distribuidores y los comercializadores. El Sr. Larrea señaló que, en el caso de los
distribuidores, la regulación actual podría no ofrecer incentivos claros a invertir en redes
inteligentes, en la medida en que el desarrollo de estas tecnologías pueda implicar inversiones no
reconocidas (p. ej., en dispositivos de automatización y comunicaciones, etc.) y, por tanto, una
menor inversión en redes tradicionales (más protegidas por el marco retributivo actual).
El segundo bloque de ponencias estuvo dedicado a describir ejemplos concretos de proyectos piloto
de redes eléctricas y a analizar las principales cuestiones regulatorias ligadas al desarrollo de redes
inteligentes. Marc Bussiéras, Director de la División de Redes de ERDF, presentó algunas de las
iniciativas que se están llevando a cabo en Francia para innovar en el terreno de las redes
inteligentes (p. ej., proyectos GreenLys, NiceGrid, Ventea o Houat Houedic) y describió en más
detalle el proyecto Linky que implicaría, en caso de conseguir la aprobación por parte del regulador,
la instalación de 35 millones de contadores horarios en Francia en los próximos cinco años, con un
valor de inversión aproximado de unos 4.000 M€.
Miguel Ángel Sánchez, Director de Sistemas de Control y Telecomunicaciones de Iberdrola, presentó
varios casos de proyectos piloto de redes eléctricas inteligentes en EE.UU. y España. En el caso de
EE.UU., destacó el proyecto de Southern California Edison, que abarca prácticamente todos los
segmentos de la cadena de valor de las redes eléctricas inteligentes, incluyendo desde contadores
inteligentes hasta campañas de educación y promoción para los consumidores. También mencionó
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los proyectos desarrollados por Oncor (Texas) y Central Maine Power (del grupo Iberdrola),
destacando el sistema de gestión centralizada de la información, en el primer caso, y el hecho de
que los consumidores que optan por que no se les instale un contador horario deben pagar un
cargo por gestión de la medida de consumo convencional, en el segundo. En el caso de España, el
Sr. Sánchez indicó que la estrategia de Iberdrola consiste en, además de trabajar en la consecución
de los objetivos de instalación de contadores horarios que impone el Plan Contador, actualizar la
tecnología de los centros de transformación dividiendo las mejoras en estas infraestructuras en tres
niveles en función de su relevancia en el funcionamiento y la operación de las redes: 1) nivel básico
de telegestión, 2) nivel medio de automatización y supervisión y 3) nivel avanzado de
automatización. El Sr. Sánchez también destacó que la competencia en la provisión de contadores
inteligentes comienza a dar frutos en términos de costes para los contadores con protocolos
abiertos.
Por otro lado, Jorge Fernández, Director General Adjunto de InterMoney Energía, resumió las
principales cuestiones regulatorias ligadas al desarrollo de redes inteligentes de electricidad. La
principal conclusión es que para ofrecer incentivos a invertir en innovación debe desarrollarse un
marco retributivo que permita la recuperación total de los costes asociados a proyectos piloto de
I+D+i y que, una vez maduren las tecnologías digitales, garantice la recuperación de las inversiones
prudentes. Para ofrecer señales económicas que induzcan eficiencia en las decisiones de las
empresas de red, los esquemas regulatorios deberán incluir incentivos financieros ligados a los
resultados de la implantación de las redes inteligentes (mejor integración de la generación
distribuida, participación más activa de la demanda y reducción de costes de suministro, mayor
fiabilidad en la operación del sistema y seguridad de suministro, etc.) y mitigar los efectos de
aquellas fuentes de incertidumbre sobre los costes que no puedan controlar las empresas.
La jornada concluyó con una mesa redonda, presidida por Araceli Hernández, profesora de la ETSIIUPM, y con la participación de Isidoro Tapia (Secretario General del IDAE), Jordi Dolader (Presidente
de AF Mercados EMI), Pablo Frías (IIT) y Miguel Ángel Sánchez (Iberdrola), en la que se discutió
sobre cuál sería la mejor estrategia para el desarrollo de redes inteligentes en España. La mayor
parte de los participantes en la mesa estuvieron de acuerdo en que resulta conveniente para el
sistema eléctrico y para los consumidores explorar las vías de desarrollo de las redes inteligentes en
la actualidad a través de proyectos piloto de gran envergadura (para que pueda evaluarse el
impacto de la escala de los mismos sobre costes, beneficios, etc.) que deben ser financiados en su
totalidad para facilitar el progreso tecnológico. Una vez analizados los costes y beneficios de estos
proyectos, podría analizarse qué modelo debe implantarse y cómo debe escalarse. Otros aspectos
relevantes para el desarrollo de las redes inteligentes, en opinión de los panelistas, serán el
desarrollo de estándares y de un marco normativo que proteja a los inversores del riesgo
tecnológico y que permita compartir entre empresas y consumidores los beneficios que generen.
En la alocución final de la jornada, el moderador, Miguel Ángel Lasheras, resumió las contribuciones
de todos los participantes, enfatizando que el concepto de redes inteligentes va más allá del
despliegue de contadores sofisticados y que debe desarrollarse una regulación inteligente que
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permita superar las barreras que suponen los riesgos tecnológicos y financieros asociados al
desarrollo de las nuevas tecnologías. Según indicó el Sr. Lasheras, la definición de estándares según
un calendario de hitos permitiría a las empresas desarrollar planes de negocio y de investigación que
faciliten la implantación masiva de redes inteligentes. Además, avanzar en la liberalización del
mercado minorista y permitir que aflore la dispersión de precios que subyace a las preferencias de
los consumidores eléctricos facilitará el desarrollo de un mercado de contratos a los clientes finales
que permita poner en valor la participación más activa de la demanda en el mercado eléctrico.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Smart grids, Actividades reguladas.
El Gobierno aprueba un paquete de medidas para fomentar el desarrollo del
vehículo eléctrico.
El Consejo de Ministros ha dado luz verde, a través de dos reales decretos, a un conjunto de medidas
encaminadas a incentivar la adopción del vehículo eléctrico. Entre ellas destaca una partida de 72
M€ para subvencionar la compra de vehículos propulsados total o parcialmente por energía eléctrica
y con capacidad de recarga en la red eléctrica. Pero, sin duda, la medida de mayor alcance ha sido el
desarrollo normativo de la figura del gestor de carga, que, al poder revender electricidad para la
recarga de vehículos, impulsará el desarrollo de la actividad de recarga de baterías y la instalación
de puntos de recarga en espacios públicos. Otro incentivo aprobado es la creación de una tarifa de
acceso supervalle con una nueva banda horaria de 01:00 a 07:00, que tiene por objetivo desplazar
parte del consumo de energía asociado a las recargas a las horas con menor demanda eléctrica.
Enlaces: (a) Consejo de Ministros, “Nota sobre el paquete de incentivos para impulsar el vehículo eléctrico”, 6 de mayo
de 2011, (b) Real Decreto 648/2011, de 9 de mayo, por el que se regula la concesión directa de subvenciones para la
adquisición de vehículos eléctricos durante 2011, en el marco del Plan de acción 2010-2012 del Plan integral de impulso
al vehículo eléctrico en España 2010-2014.
Los primeros pasos para la introducción del vehículo eléctrico en España surgieron a través del
Proyecto MOVELE, un proyecto de demostración integrado en el Plan Integral de Automoción que
permitió la introducción de 2.000 vehículos eléctricos y la instalación de más de 500 puntos de
recarga en diversas ciudades españolas.
Previamente, se habían implantado las semillas para poner en marcha el proceso de introducción a
gran escala del vehículo eléctrico mediante un memorando firmado en noviembre del 2009 entre el
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y 40 empresas (energéticas, industriales, etc.), en el
que se puso de manifiesto el interés de todas las partes por desarrollar este tipo de vehículos. A
partir del memorando se creó un Plan Integral para el Impulso del Vehículo Eléctrico en España, que
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se estructura en una estrategia consensuada y dos planes de acción (uno para el período 2010-2012
y el otro para el período 2012-2014, aún por definir)3. Todo ello tiene por objetivo mejorar la
eficiencia energética y reducir la emisión de gases de efecto invernadero, además de reducir la
dependencia del petróleo y favorecer la utilización de fuentes de energía autóctona, en especial
energía renovable, y favorecer al sector de producción de vehículos, que no puede perder el tren de
esta nueva tecnología.
Los dos reales decretos adoptados recientemente por el Consejo de Ministros, que se enmarcan en
el Plan de Acción 2010-2012, suponen la materialización de las acciones fijadas en la estrategia
mencionada anteriormente en el marco normativo y abarcan un conjunto de medidas e incentivos
específicos y de aplicación inmediata para impulsar la implantación del vehículo eléctrico: (a)
subvenciones directas para la compra de vehículos eléctricos, (b) creación de la figura del gestor de
carga con permiso para la reventa de energía para favorecer el despliegue de infraestructuras de
recarga y, por último, (c) establecimiento de una tarifa de acceso supervalle que incentive la carga
lenta y nocturna.
Subvenciones directas para la compra de vehículos eléctricos
Mediante el Real Decreto 648/2011, el Gobierno subvencionará hasta un 25 por 100 del precio de
venta antes de impuestos de los vehículos eléctricos, con un máximo de 6.000 € por vehículo
(turismo, furgoneta, motocicleta o cuadriciclo) incluyendo las baterías, a los usuarios particulares y
a las flotas privadas. También se subvencionará el 25 por 100 del precio de adquisición bruto de
otros vehículos eléctricos como autobuses, autocares o furgonetas con un máximo de 15.000 o
30.000 €, dependiendo de tipo de vehículo y autonomía.
Los vehículos objeto de las subvenciones deben ser vehículos eléctricos nuevos, entendiendo como
tales aquellos cuya energía de propulsión procede, total o parcialmente, de la electricidad de sus
baterías, cargadas a través de la red eléctrica.
Además, estas ayudas serán compatibles con otras procedentes de administraciones públicas o
privadas de Comunidades Autónomas, nacionales, de la Unión Europea o de organismos
internacionales, a excepción de las ayudas concedidas por el Instituto para la Diversificación y
Ahorro de la Energía (IDAE) a través del Proyecto Piloto MOVELE.
Las solicitudes para optar a las subvenciones serán atendidas por riguroso orden de presentación en
el sistema electrónico de gestión desarrollado por el MITyC hasta el 30 de noviembre de 2011 o
hasta el agotamiento de los fondos previstos de 72 M€ para el ejercicio 2011.
3
Vea la ”Estrategia integral para el impulso del vehículo eléctrico en España”, elaborada por el MITyC a principios de 2010, y que
resume las aportaciones realizadas por grupos de trabajo sobre demanda y promoción del vehículo eléctrico, infraestructuras y
gestión energética e industrialización e I+D+i y en los que participaron empresas energéticas, grupos industriales y otras instituciones.
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Desarrollo normativo de la figura del gestor de carga
Entre las medidas aprobadas para impulsar el despliegue de las infraestructuras de recarga del
vehículo eléctrico, el Real Decreto 647/2011, que desarrolla reglamentariamente la actividad de los
nuevos gestores de carga del sistema resulta clave, ya que facilitará la implantación de la
infraestructura necesaria para la recarga de vehículos en espacios públicos, como aparcamientos,
centros comerciales, etc.
Hasta este momento, los vehículos eléctricos sólo tenían posibilidad de recarga en los enchufes de
los consumidores particulares o en postes de recarga en organismos públicos o empresas, que no
podían cobrar por la electricidad suministrada.
La figura del gestor de carga fue incluida en la última modificación de la Ley del Sector Eléctrico en
20104 con el objetivo de convertir los servicios de recarga energética en una nueva actividad
liberalizada. La regulación aprobada por el nuevo real decreto permite a estos nuevos operadores
revender electricidad a vehículos eléctricos, una actividad hasta ahora restringida a las
comercializadoras eléctricas. De este modo, los gestores de carga son sociedades mercantiles, que
siendo consumidores, están habilitados para la reventa de energía eléctrica para servicios de
recarga energética de vehículos eléctricos.
Es decir, el modelo que se implantará no será el de la concesión, sino un modelo en el que cualquier
entidad puede lograr una autorización administrativa para instalar postes de recarga, comprar
energía y revenderla dentro del servicio de recarga de baterías de vehículos eléctricos. La norma
está pensada para facilitar, por ejemplo, que los operadores de aparcamientos públicos o entidades
ubicadas en centros comerciales puedan instalar puntos de recarga para vehículos eléctricos y
vender energía a los propietarios de los mismos. .
Establecimiento de una tarifa de acceso supervalle
La tarifa de acceso supervalle se aplicará en el periodo supervalle (entre las 01:00 y las 07:00) y se
caracterizará por precios que incentiven el traslado de parte del consumo del período punta a las
horas de la noche. Tanto los consumidores en el mercado libre como los acogidos a la tarifa de
último recurso (TUR) podrán optar a la tarifa supervalle.
La finalidad de esta tarifa es fomentar la recarga durante las horas nocturnas, coincidiendo con los
valles de demanda del sistema, lo que permitirá mejorar la eficiencia global del sistema eléctrico
(entendida como el coste total del suministro energético) mediante una modificación del perfil
agregado de demanda debido al desplazamiento de una parte del consumo hacia horas de menor
demanda agregada.
El Gobierno, a través de las medidas aprobadas, ratifica su impulso a la implantación del vehículo
eléctrico en línea con los compromisos adoptados, en sintonía con el sector privado, en la
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Ver el Real Decreto-ley 6/2010, de 9 de abril, de medidas para el impulso de la recuperación económica y el empleo.
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“Estrategia integral para el impulso del vehículo eléctrico en España”, facilitando que se generen
beneficios no sólo para los sectores del transporte, medioambiental e industrial, sino también para
el sector eléctrico en su conjunto. El desarrollo del vehículo eléctrico, además de requerir incentivos
financieros hasta que las tecnologías y la escala de producción permitan reducir los costes de los
vehículos, las baterías, etc., deberá impulsarse a través de adaptaciones normativas en lo que se
refiere al sector eléctrico. Además de facilitar la creación de nuevas actividades ligadas a los
servicios que demandarán los usuarios de vehículos eléctricos, el marco regulatorio debe facilitar el
desarrollo de las infraestructuras necesarias para que pueda crecer el parque de vehículos eléctricos
sin que ello afecte a la seguridad de suministro eléctrico o a la fiabilidad en la operación del sistema.
Entre otras cuestiones, deberá desarrollarse normativa que regule el desarrollo de redes inteligentes
(“smart grids”) que facilite la gestión de las redes en un contexto de penetración en el sistema
eléctrico de nuevas tecnologías, como el vehículo eléctrico o las energías renovables, y de nuevas
formas de participar en el mercado eléctrico.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: El vehículo eléctrico, Eficiencia energética y su potencial,
Cambio climático a futuro y el sector eléctrico.
Reflexiones de interés
Propuesta en el mercado de PJM de un mecanismo de respuesta automática de la
demanda eléctrica en función de los precios en el mercado mayorista.
El operador del mercado eléctrico PJM5 acaba de publicar una propuesta que ligaría en tiempo real
las variaciones en la demanda eléctrica de los agentes que participen en él a las variaciones en los
precios de la electricidad en el mercado spot, que complementaría a otras formas de participación
de la demanda en dicho mercado, facilitaría la eficiencia en el despacho de la generación, al mejorar
la precisión de las previsiones de demanda, y ofrecería al operador del sistema una herramienta más
para incrementar la fiabilidad del suministro eléctrico.
Enlace: PJM, “Price Responsive Demand. PJM Staff Whitepaper”, 3 de marzo de 2011.
Para PJM, el concepto “respuesta de la demanda” se refiere a la capacidad de los consumidores de
reducir sus niveles de consumo como respuesta a requerimientos operativos, señales económicas
5
PJM es el acrónimo de Pennsylvania-Nueva Jersey-Maryland, aunque este mercado abarca 13 estados más el Distrito de Columbia.
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procedentes de los mercados de energía o esquemas de precios o tarifas minoristas. En los primeros
años tras su creación en 1997, la respuesta de la demanda era considerada un servicio de
emergencia. Posteriormente, las reglas de mercado fomentaron la participación de la demanda en
los mercados de energía y capacidad (este último conocido como Reliability Pricing Model o RPM) y
de servicios complementarios en función de las señales económicas que generaban. La participación
de la demanda en los mercados de energía y capacidad de PJM ha ido creciendo en los últimos años
hasta alcanzar más de 12.000 MW en las últimas subastas de capacidad en el mercado RPM.
Sin embargo, la implantación masiva de equipos de medida sofisticados (“advanced metering
infrastructure” o AMI, en inglés) está dando lugar a un incremento significativo en el volumen de
demanda con capacidad para responder a variaciones en los precios mayoristas de la electricidad.
Según PJM, esto provocará a un cambio en los patrones de consumo que elevará el nivel de
incertidumbre asociado a las previsiones de demanda si el mercado PJM continúa tratando la
flexibilidad de la demanda como ha venido haciendo hasta ahora (básicamente, como un recurso
más de oferta de energía, en este caso, negativa). En tal caso, los algoritmos de despacho de PJM se
enfrentarán a una fuente adicional de incertidumbre operativa que generará resultados menos
eficientes que los que serían deseables para hacer frente a los mayores riesgos sobre la fiabilidad
del suministro eléctrico.
En este contexto, el equipo técnico de PJM ha presentado a su Consejo una propuesta para que
solicite al regulador FERC permiso para desarrollar un mecanismo de respuesta estandarizada de la
demanda en función de las variaciones de los precios spot en el mercado mayorista de energía6. El
nuevo mecanismo, bautizado como “demanda sensible al precio” (“Price-Responsive Demand” o
PRD) facilitaría la participación activa de la demanda eléctrica en los mercados de energía y
capacidad y estaría operativo a mediados del año 2014. Además de facilitar la operación del
sistema, el nuevo mecanismo de mercado crearía un vínculo hasta ahora inexistente entre los
mercados mayorista y minorista de energía.
El mecanismo propuesto permitiría a los agentes elegibles para participar en él (agregadores de
demanda con capacidad de respuesta, incluyendo comercializadores, distribuidores y otros agentes
que ofrezcan el servicio de agregación de demanda) reducir las facturas por consumo de
electricidad de los clientes que representan mediante un compromiso de disminución del nivel de
consumo en respuesta a precios minoristas que reflejen las condiciones reales del sistema eléctrico
y del mercado mayorista. De acuerdo con la propuesta de PJM, los requisitos para que la demanda
pueda participar en el mecanismo PRD son tres: (a) la demanda debe consumir electricidad de
acuerdo con algún esquema de precios minoristas dinámicos (con capacidad para cambiar con
6
Dado que los miembros de PJM no alcanzaron un nivel de apoyo mínimo a la propuesta de dos tercios de los votos y como
respuesta a las demandas de algunos reguladores estatales, el equipo técnico de PJM (“PJM staff”) elevó la propuesta de mecanismo
de respuesta de demanda al Consejo de PJM para que solicite al regulador federal FERC autorización para implementarlo utilizando la
vía legal que habilita la Sección 206 de la Ley Federal de Electricidad (“Federal Power Act”).
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frecuencia horaria) y ligados a los precios spot nodales7 correspondientes en el mercado PJM8, (b)
debe estar bajo un control y supervisión que permita interrumpir de forma automática cualquier
parte de la reducción de demanda comprometida que no haya respondido a los precios en casos de
que el operador del mercado PJM declare una situación de emergencia y (c) debe medirse
utilizando contadores avanzados con frecuencia horaria o mayor.
La principal implicación del mecanismo PRD desde el punto de vista de la operación del sistema es
que a través de una respuesta automática de la demanda ante cambios de precios en el mercado
mayorista se generará una curva de reducción de demanda en función de los precios spot bastante
predecible y que podrá tenerse en cuenta a la hora de determinar el despacho óptimo en tiempo
real. Así, una de las características más novedosas del mecanismo PRD es que la demanda flexible
no sería tratada por el operador del sistema como un recurso más de oferta de energía en los
mercados, sino que afectaría a la demanda y sería modelizada como un cambio predecible en el
nivel de consumo cuando el precio en el mercado mayorista alcanza un determinado nivel.
Bajo el esquema PRD, los agregadores de demanda enviarán curvas PRD al operador del mercado
PJM con pares precio-cantidad, quien utilizará esta información para despachar los recursos de
generación de una manera más eficiente y para fijar precios spot ligados a la información conocida
sobre la oferta y la demanda. Las ofertas de reducción de demanda PRD podrán fijar los precios en
el mercado spot en niveles coherentes con la disposición de los consumidores a pagar por la energía
que consumen, lo que incrementará la eficiencia de las señales económicas resultantes del mercado
spot.
Además, la propuesta de PJM permitiría a las ofertas de PRD superar el techo de precios en el
mercado spot (1.000 $/MWh) y alcanzar el nivel máximo de precios permitido durante periodos en
los que exista escasez de reservas (“reserve shortage conditions”), 2.700 $/MWh según la última
propuesta de PJM9.
Por otro lado, la demanda PRD también podrá participar en el mercado de capacidad de PJM
(RPM)10. Al aportar los recursos de demanda en las subastas de capacidad (la primera de ellas,
7
El mercado PJM genera señales de precios spot ligadas a cada localización en la red. En concreto, el equilibrio en el mercado spot de
energía en PJM da lugar a centenares de precios nodales que varían entre sí en función de las restricciones en las redes y de los
niveles de pérdidas en cada nodo. Vea más información sobre los precios nodales en PJM aquí.
8
Una de estas estructuras de precios dinámicos es la conocida como “critical peak pricing” o CPP. Una estructura de precios CPP
consta de dos niveles de precios (que, a su vez, pueden variar según el periodo horario): uno aplicable cuando el precio nodal
correspondiente en el mercado mayorista spot está por debajo de un nivel determinado y otro aplicable cuando el precio nodal
supera un determinado umbral.
9
Un aspecto adicional acerca del esquema PRD es que las curvas de demanda PRD deberán incluir información sobre la localización
de la demanda para que el operador PJM pueda evaluar cómo afectarán a las restricciones en el sistema de transporte los distintos
niveles de precios en el mercado mayorista.
10
Durante la fase de transición (desde mediados de 2014 hasta mediados de 2018) se limitaría la máxima cantidad de PRD que podría
participar en el mercado de capacidad, aumentando el límite desde 1.500 MW en el año eléctrico 2014-2015 hasta 4.000 MW en el
año eléctrico 2017-2018 y eliminándolo a partir del año eléctrico 2018-2019.
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conocida como Base Residual Auction, subasta recursos de capacidad tres años antes de la
“entrega” de esta capacidad), el nuevo mecanismo PRD ayudará a reducir los requerimientos de
capacidad instalada para mantener un determinado margen de reserva, ya que la demanda que
deberá cubrirse en periodos de punta con precios elevados será menor.
El mercado eléctrico de PJM es uno de los mercados liberalizados de electricidad con un diseño más
avanzado en todo el mundo. Además de incorporar un sistema de precios nodales de la energía y un
mercado de capacidad innovadores, PJM ha fomentado la participación de los consumidores en el
mercado como un factor relevante para incrementar la eficiencia en las señales económicas, en los
resultados del mercado y en la operación del sistema eléctrico. El nuevo mecanismo propuesto tiene
en cuenta la “revolución” que podría suponer en los mercados de energía la participación activa de
la demanda en los mercados eléctricos (a través de entidades agregadoras de consumos) como
consecuencia de la implantación masiva de contadores inteligentes. En España, la participación
activa de la demanda en el mercado eléctrico es relativamente limitada y se ciñe al ámbito de los
grandes clientes que prestan servicios de interrumpibilidad al Operador del Sistema. Sin embargo, la
futura instalación de contadores horarios dentro del llamado “Plan Contador” podría abrir la
oportunidad de una participación de consumidores de menor tamaño. La sofisticada y novedosa
propuesta de PJM resulta interesante, tanto en términos del análisis de su funcionamiento como de
los resultados y las implicaciones de una participación activa de la demanda en el mercado eléctrico.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Mecanismos de ajuste de demanda y producción, El
mercado minorista de energía eléctrica, Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado.
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Evolución de los mercados energéticos
Durante el periodo analizado (del 13 al 27 de mayo de 2011) los precios medios del petróleo Brent
correspondientes a los contratos con vencimiento a un mes y a tres meses consolidaron la tendencia
descendente iniciada en la quincena anterior, asentándose los precios medios quincenales en 112,5
$/bbl y 111,5 $/bbl para los vencimientos a 1 y 3 meses, con cierta estabilidad en la senda de precios
diarios en los últimos días, tras las fuertes fluctuaciones a la baja observadas a principios de mayo.
Los precios de los contratos de gas natural en el Reino Unido (NBP) se estabilizaron en torno a los
22,5 €/MWh y 23 €/MWh para las entregas en junio y en el tercer trimestre del año, acumulando
ganancias respecto de los precios medios de la quincena anterior. Los movimientos de los precios del
carbón europeo API2 ARA acompañaron la tendencia descendente del petróleo Brent, con caídas
cercanas al 4% (los precios medios de las entregas en junio y Q3-2011 se sitúan en torno a 121,5
$/t). Por otro lado, los precios de los derechos de emisión de CO2 del contrato EUA 2011 sufrieron
también descensos respecto de la quincena anterior, situándose en 16,5 €/t tras una caída del 3,7%.
En los mercados spot de electricidad en Europa destacaron la estabilidad de los mercados ibéricos y
la subida de los precios franceses, alemanes e italianos. La escalada en los precios spot franceses y
alemanes se trasladó a los mercados a plazo con horizonte Q3-2011.
En las semanas centrales del mes de mayo, las presiones a la baja por la tendencia del tipo de
cambio euro/dólar e incertidumbre sobre la evolución macroeconómica global asentaron los
precios del petróleo Brent en el extremo inferior del rango de los 110-115 $/bbl, tras la caída
experimentada en los primeros días del mes. Este nuevo nivel de precios da lugar a descensos en los
precios medios del periodo analizado cercanos al 5% en comparación con la quincena anterior,
situando los vencimientos a 1 y 3 meses en 112,53 $/bbl y 111,55 $/bbl respectivamente.
En los mercados europeos de gas natural, las reducciones en el gas importado desde Noruega y
Holanda y las importantes exportaciones hacia el continente desde el Reino Unido impulsaron al
alza los precios en NBP para junio y Q3-2011, a pesar del elevado nivel de llenado de los
almacenamientos subterráneos. Este crecimiento, más acusado en el corto plazo (+2,03%) que en
las entregas en Q3 2011 (+0,61%) sitúa los precios medios de ambos contratos en 22,41 €/MWh y
22,97 €/MWh respectivamente. Por el contrario, los precios del gas en el mercado norteamericano
retrocedieron un 3,68%, aumentando así el diferencial con los precios británicos.
El carbón API2 ARA, de referencia en Europa, evolucionó en la dirección de los precios del petróleo,
acumulando variaciones negativas inducidas por el descenso en la demanda debido al aumento de
las temperaturas en el norte de Europa, que llevan los precios de los contratos con vencimiento en
junio y Q3-2011 al extremo inferior del rango de los 120-130 $/t. Los contratos de derechos de
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12
27 de mayo de 2011
Número 53
emisión de CO2 EUA 2011 siguieron también la tendencia descendente, pasando al nivel de los 16,5
€/t tras caer un 3,4% respecto de la quincena anterior.
En la última quincena reinó la estabilidad en los precios de los mercados spot de electricidad
español y portugués, observándose crecimientos del orden del 10% y 4% en los precios spot francés
y alemán. En estos últimos mercados las subidas spot se trasladaron al vencimiento en el Q3-2011
(+4% y +2% respectivamente).
Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa.
Precio medio spot (€/MWh)
13/05-27/05
28/04-12/05
Variación (%)
España OMIE
48,80
48,89
-0,19%
Portugal OMIE
49,06
48,89
+0,34%
Francia
56,14
51,06
+9,95%
Alemania
57,90
55,53
+4,26%
Italia GME
72,79
68,43
+6,37%
Nord Pool
53,92
54,90
-1,78%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE.
Tabla 2. Evolución de las cotizaciones medias a plazo de los combustibles (petróleo, gas y
carbón) y de los derechos de emisión de CO2.
Unidades
13/05-27/05
28/04-12/05
% Var.
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)
$/bbl
112,53
118,06
-4,69%
Brent entrega a 3 meses (contrato M+3)
$/bbl
111,55
117,34
-4,93%
Gas natural (NBP) entrega en Jun. 2011
€/MWh
22,41
21,96
+2,03%
Gas natural (NBP) entrega en Q3 2011
€/MWh
22,97
22,83
+0,61%
Carbón API2 ARA entrega en Jun. 2011
$/t
121,36
126,34
-3,94%
Carbón API2 ARA entrega en Q3 2011
$/t
121,89
126,52
-3,66%
Derechos de CO2 entrega en Dic. 2011
€/t
16,50
17,08
-3,39%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange.
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13
OMEL (España)
Nord Pool
Francia
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GME
Alemania
27-may-11
24-may-11
21-may-11
18-may-11
15-may-11
Alemania
12-may-11
9-may-11
6-may-11
3-may-11
30-abr-11
GME
27-abr-11
24-abr-11
21-abr-11
18-abr-11
Francia
15-abr-11
12-abr-11
9-abr-11
6-abr-11
Nord Pool
3-abr-11
31-mar-11
28-mar-11
25-mar-11
22-mar-11
19-mar-11
OMEL (España)
16-mar-11
13-mar-11
10-mar-11
7-mar-11
4-mar-11
1-mar-11
26-feb-11
23-feb-11
20-feb-11
€/MWh
27-jul-10
4-ago-10
12-ago-10
20-ago-10
28-ago-10
5-sep-10
13-sep-10
21-sep-10
29-sep-10
7-oct-10
15-oct-10
23-oct-10
31-oct-10
8-nov-10
16-nov-10
24-nov-10
2-dic-10
10-dic-10
18-dic-10
26-dic-10
3-ene-11
11-ene-11
19-ene-11
27-ene-11
4-feb-11
12-feb-11
20-feb-11
28-feb-11
8-mar-11
16-mar-11
24-mar-11
1-abr-11
9-abr-11
17-abr-11
25-abr-11
3-may-11
11-may-11
19-may-11
27-may-11
€/MWh
27 de mayo de 2011
Número 53
Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa.
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa.
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
14
27 de mayo de 2011
Número 53
Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los
derechos de emisión de CO2 (medias semanales).
26
25
125
120
24
23
115
110
22
21
105
100
20
19
95
90
18
17
85
80
16
15
75
70
14
13
27-jul-10
4-ago-10
12-ago-10
20-ago-10
28-ago-10
5-sep-10
13-sep-10
21-sep-10
29-sep-10
7-oct-10
15-oct-10
23-oct-10
31-oct-10
8-nov-10
16-nov-10
24-nov-10
2-dic-10
10-dic-10
18-dic-10
26-dic-10
3-ene-11
11-ene-11
19-ene-11
27-ene-11
4-feb-11
12-feb-11
20-feb-11
28-feb-11
8-mar-11
16-mar-11
24-mar-11
1-abr-11
9-abr-11
17-abr-11
25-abr-11
3-may-11
11-may-11
19-may-11
27-may-11
135
130
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.)
Gas natural NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje izqdo.)
CO2 Dic-2011 (€/t, eje dcho.)
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange.
Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh).
13/05-27/05
28/04-12/05
Variación (%)
España entrega en Q3 2011
55,21
54,84
+0,68%
España entrega en 2012
52,45
52,73
-0,54%
Francia entrega en Q3 2011
58,71
56,47
+3,95%
Francia entrega en 2012
59,53
59,83
-0,50%
Alemania entrega en Q3 2011
59,35
58,19
+1,98%
Alemania entrega en 2012
58,58
58,72
-0,25%
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
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15
España
Francia
www.energiaysociedad.es
18-may-11
26-may-11
24-abr-11
2-may-11
10-may-11
18-may-11
26-may-11
2-may-11
10-may-11
8-abr-11
16-abr-11
24-abr-11
23-mar-11
31-mar-11
7-mar-11
15-mar-11
Vencimiento
en Q2-2011
8-abr-11
16-abr-11
Vencimiento en Cal-2011
15-mar-11
23-mar-11
31-mar-11
19-feb-11
27-feb-11
7-mar-11
Francia
11-feb-11
19-feb-11
27-feb-11
26-ene-11
3-feb-11
2-ene-11
10-ene-11
18-ene-11
17-dic-10
25-dic-10
1-dic-10
9-dic-10
Vencimiento
en Q1-2011
26-ene-11
3-feb-11
11-feb-11
2-ene-11
10-ene-11
18-ene-11
España
17-dic-10
25-dic-10
23-nov-10
1-dic-10
9-dic-10
7-nov-10
15-nov-10
23-nov-10
22-oct-10
30-oct-10
28-sep-10
6-oct-10
14-oct-10
12-sep-10
20-sep-10
27-ago-10
4-sep-10
Vencimiento
en Q4-2010
30-oct-10
7-nov-10
15-nov-10
40
6-oct-10
14-oct-10
22-oct-10
20-sep-10
28-sep-10
27-ago-10
4-sep-10
12-sep-10
11-ago-10
19-ago-10
30
11-ago-10
19-ago-10
€/MWh
€/MWh
27 de mayo de 2011
Número 53
Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en el
trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales).
70
60
50
40
Vencimiento
en Q3-2011
20
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en Cal+1
(medias semanales).
65
60
55
50
45
Vencimiento en Cal-2012
35
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
16