La reforma del mercado de electricidad en Inglaterra y Gales
| Autor | Javier de Quinto Romero |
| Cargo | Facultad de Económicas Universidad San Pablo - CEU |
| Páginas | 55-78 |
(Los números correspondientes a las notas al pie de página aparecen dentro del mismo texto)
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INTRODUCCIÓN
Se prevé una profunda modificación de los principios que rigen el mercado eléctrico de Inglaterra y Gales a partir del tercer trimestre del año 2000, toda vez que en el momento de redactar estas líneas está en tramite parlamenterio un importante Proyecto de Ley al respecto.
Cuando se aprueba la nueva Ley el actual «Pool» ya no será obligatorio, sino que será un «Pool» de ajuste; el grueso de la contratación será bilateral; el papel del Operador del Sistema será asegurar el equilibrio del sistema, previéndose un fuerte desarrollo de un mercado bilateral y de futuros (estos últimos inexistentes hasta ahora).
Debe tomarse en consideración que tras casi 10 años de experiencia, las autoridades inglesas no consideran eficiente basar los precios en el precio marginal resultante de una subasta semi-horaria a la que acude toda la generación y la demanda, sino que prefieren decantarse por un mercado spot más parecido al bursátil, más bilateral, en el que de forma continua cada oferta casa (o no) instantáneamente con una demanda.
Para una mejor comprensión del los cambios que se plantean en el mercado eléctrico de Inglaterra y Gales, vamos a sintetizar similitudes y diferencias del todavía vigente sistema inglés respecto al sistema español.
Similitudes con el sistema español:
¿ Doble regulador: Ministerio y OFGEM (CNE en el caso español).
¿ Toda la energía (centrales por encima de un cierto tamaño) pasa por el mercado spot organizado.
¿ Ofertas unidad por unidad.
¿ Precio marginal del sistema como base de remuneración de los grupos.
¿ Sistema de «garantía de potencia» regulado.
¿ ATR regulado.
¿ Segregación jurídica.
¿ ISO + transportista, independiente y propietario de la red.
¿ Operador del mercado independiente (aunque filial de NGC).
Diferencias con el sistema español:
¿ Una sola sesión en el mercado (no hay intradiarios).
¿ La demanda (distribuidores, consumidores cualificados, comercializadores) no accede directamente al mercado spot organizado.
¿ Funcionamiento a base de licencias.
¿ Períodos de contratación semihorarios (horarios en España).
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PANORAMA GENERAL DE LAS REGLAS DEL MERCADO EN LA ACTUALIDAD EN INGLATERRA Y GALES
El actual mercado spot en Inglaterra y Gales comenzó a funcionar el 31 de marzo de 1990, siendo uno de los primeros sistemas eléctricos competitivos en virtud de la normativa de liberalización, la Ley de Electricidad («Electricity Act») de 1989.
Es reseñable que al tiempo que se puso en marcha la reforma regulatoria del sistema, se procedió a segregar el operador monopolista (la «Central Electricity Generating Board») en tres empresas generadoras, 12 distribuidoras (las «RECs») y una empresa, (la «National Grid Company» o «NGC»), propietaria de la red de transporte (e inicialmente de las centrales de bombeo), que fueron privatizadas.
Dada la larga andadura del sistema eléctrico en Inglaterra y Gales, las normas de funcionamiento, y algunas reglas del mercado han ido conociendo variaciones o adaptaciones. Las intervenciones del regulador independiente han sido frecuentes e importantes.
En la actualidad el mercado spot de Inglaterra y Gales es un mercado semi-horario, de una sola sesión, en la que los grandes generadores (de más de 50 MW) están obligados a ofertar al «Pool».
La demanda, por su parte, juega (como se verá más adelante) un papel pasivo en la determinación de los precios. La demanda está representada por el Operador del Sistema (la NGC), que agrega las estimaciones de demanda de los potenciales adquirentes. Por tanto, ni las compañías de distribución, ni los consumidores cualificados acceden directamente al mercado spot.
Los precios se determinan en base a un sistema de subasta semihoraria de la potencia, formándose un precio marginal, base sobre la que se remunera a todas las unidades necesarias para cubrir la demanda de ese periodo semihorario.
A ese precio marginal se le agregan ciertos componentes (que veremos con detalle más adelante) para formar un precio semihorario final.
La casación se produce entre las ofertas de los generadores y una demanda rígida determinada por las estimaciones del Operador del Sistema.
Debe señalarse que en este mercado no pueden celebrarse contratos bilaterales físicos en el caso de las unidades mayores de 50 MW 1.
No obstante, las plantas de pequeño tamaño, que no ofrecen su energía al «Pool», suelen acordar un precio fijo para toda su producción con un determinado comprador.
El mercado spot de electricidad es un mercado organizado, coordinado y dirigido por un Operador del Mercado, «The Electricity Pool» o el «Pool» (representado por dos entidades distintas: el «Settlement System Administrator» o «SSA» y el «Pool Fund Administrator» o «PFA») que son filiales de la NGC (entidad similar a la REE española). El SSA realiza la casación y el PFA calcula y ejecuta las liquidaciones.
El Regulador del mercado está compuesto por dos organismos. La Dirección General de Suministro de Electricidad («DGES») dependiente del Ministerio de Energía, y la «Office of the Gas and Electricy Markets» («OFGEM»), que es un órgano regulador independiente para gas y electricidad (aunque anteriormente sólo se refería al sector de la electricidad «OFFER»).
Ambas entidades son independientes entre sí, tanto funcional como jurídicamente.
Toda contratación de electricidad se realiza con arreglo a un acuerdo marco concluido por los participantes en el mercado denominado «Pooling and Settlement Agreement», que establece las reglas de funcionamiento del mismo. Aunque dichas reglas han sido aprobadas por el Regulador, tienen una naturaleza jurídica contractual multilateral, estableciéndose derechos y obligaciones para cada participante en el mercado.
Tanto los generadores, transportistas de electricidad y distribuidores como el Operador del Sistema están obligados a obtener licencias para operar en el mercado de la electricidad. El otorgamiento de licencias y las condiciones para su obtención están reguladas en la Ley de Electricidad de 1989 («Electricity Act 1989»).
La normativa aplicable exige una separación jurídica y de facto entre las actividades de generación, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica.
Por el momento no existe un mercado de futuros activo con subyacente eléctrico, aunque existe el International Petroleum Exchange (IPE), en el que se negocian futuros y opciones energéticos (pero no eléctricos por el momento).
Existe un procedimiento regulado de acceso de terceros a la red.
La normativa básica sobre la se basa el actual sistema de Inglaterra y Gales es:
¿ «Energy Act» de 1983 (Ley precursora de importancia menor a nuestros efectos)
¿ «Electricity Act» de 1989.
¿ «Pooling and Settlement Agreement» (PSA) de 30 de marzo de 1990, que regula el sistema eléctrico (documento de 1.200 páginas). Todos los principales generadores y suministradores de electricidad son parte en este acuerdo.
Son miembros del PSA:
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Generadores de electricidad (las unidades de mas de 50 MW están obligadas a vender a través del Pool);
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La NGC en calidad de operador de la red y de proveedor de servicios complementarios;
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El SSA y el PFA;
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Miembros externos del «Pool» (aquellos que comercian a través de las conexiones internacionales);
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Operadores de medida (empresas dedicadas a la medición):
¿ «Distribution Codes»: análogos al Grid Code para cada PES.
¿ «Fuel Code Security», que faculta al Secretario de Estado para ejercitar ciertas facultades excepcionales amparadas en la Electricity Act de 1989.
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CONTRATACIÓN EN LAS SESIONES DEL MERCADO ORGANIZADO EN LA ACTUALIDAD
La negociación en el Pool se materializa a través de la presentación de ofertas de disponibilidad de las plantas y cantidades y precios de energía por parte de los generadores, en contraste con una demanda global estimada por el Operador del Sistema (la «Grid Operation Unit», que es una filial de la «National Grid Company») en función de las estimaciones de demanda comunicadas previamente por cada uno de los potenciales adquirentes de electricidad.
Las ofertas pueden ser simples o complejas (por tramos, y/o con otras condiciones complejas). Con posterioridad, los cobros y pagos se liquidan por la demanda efectivamente medida, y no la prevista, para cada día de negociación.
La sesión en este sistema se refiere a periodos de 24 horas, que comienzan a las 5.00 horas, en lugar de a las 0.00 horas, como ocurre en España o en otros sistemas.
Por lo que respecta a la demanda, la NGC (el «Grid Operator» u Operador del Sistema) estima la demanda del día x con cierto adelanto.
El día anterior de cada periodo de liquidación NGC realiza una previsión de la demanda durante el Periodo de Declaración de Disponibilidad («Availability Declaration...
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