Abstract

La transición energética introduce importantes cambios en el funcionamiento y regulación del sector. Los compromisos ambientales de la Unión Europea han consolidado las fuentes de generación renovable. Esta situación comporta una caída del precio del mercado diario (spot), una mayor volatilidad y un cambio en la composición de las tecnologías casadas al quedar las convencionales desplazadas. El debate se centra en cómo debe diseñarse el mercado eléctrico ante este nuevo escenario para que el precio garantice las señales adecuadas a la inversión a largo plazo y no se pongan en riesgo la garantía de suministro y el propio objetivo de aumento de la energía renovable.

Palabras clave: Mercado Eléctrico, Renovables, Transición Energética, Sostenibilidad, Diseño de Mercado.

1. Contexto, motivación y objetivo del análisis

El III Congres d’Economistes de Catalunya quiere abordar, al igual que los dos anteriores, los retos e impacto económico que se derivan de profundos cambios de naturaleza política, social y ambiental. En este artículo se estudian los problemas y se apuntan algunas vías para un mejor funcionamiento del mercado mayorista de la electricidad a fin de alcanzar los objetivos de la transición energética.

La transición energética introduce importantes cambios en el funcionamiento y regulación del sector. El peso de las fuentes de energía renovable en el mix de generación y el nuevo papel de la demanda cambian las coordenadas en las que se diseñó el modelo de mercado, las redes, las interconexiones, los criterios retributivos, la dimensión geográfica del mercado y la soberanía regulatoria. La Política Energética se integra con la Política Ambiental y adquiere más que nunca una dimensión europea como se recoge en el paquete “Clean Energy for all Europeans”, presentado por la Comisión Europea y en proceso de debate en el Parlamento Europeo (EC, 2016).

Los compromisos ambientales de la Unión Europea (UE) han consolidado las fuentes de generación renovable, especialmente de aquellas intermitentes, no gestionables y difícilmente predecibles -eólica y solar-. Este aumento de la capacidad de generación renovable se espera que continúe en los próximos años llegando alcanzar en Europa el 50% de la generación eléctrica en 2030 (EC, 2015a) y más del 65% en 2050 (EC, 2012). En consecuencia, el escenario que plantea la Política Energética Europea es un modelo energético dominado por las energías renovables. El debate se centra en cómo debe diseñarse el mercado eléctrico ante este nuevo escenario para que el precio garantice las señales adecuadas a la inversión a largo plazo y no se pongan en riesgo la garantía de suministro y el propio objetivo de aumento de la energía renovable.

Una de las actuaciones más destacadas de la política energética reciente ha sido el fomento de la generación eléctrica a partir de fuentes de energía renovable. Este favorable marco regulador y el propio desarrollo tecnológico han impulsado un importante crecimiento de estas energías, situación que comporta una caída del precio del mercado diario (spot), una mayor volatilidad y un cambio en la composición de las tecnologías casadas al quedar las convencionales desplazadas.

Aunque en un marco de política de incentivos las energías renovables casan sin tener que recuperar los costes variables, la desaparición de los subsidios no elimina los problemas de diseño de mercado. Dado que los costes variables fijan el precio con criterios marginalistas en el mercado diario, los precios de casación no permitirían la recuperación de los costes a largo plazo ni a las tecnologías convencionales ni tampoco a las renovables, aunque toda la oferta entrara en condiciones competitivas, puesto que los costes variables de las renovables son muy reducidos. Todo ello ha provocado un amplio debate sobre el impacto de los incentivos y el perfeccionamiento del diseño del mercado.

Este artículo se centra exclusivamente en el funcionamiento del mercado mayorista (no en los precios del mercado minorista). Se pretende presentar de forma concreta el problema que genera una alta penetración de renovables en el mercado diario liberalizado y las implicaciones de este problema sobre la seguridad de suministro y la viabilidad económica de todas las tecnologías, incluida la generación renovable. En el siguiente apartado se analiza cómo las políticas de fomento de las renovables han puesto de relieve este problema. El tercer apartado, presenta distintas propuestas sobre modificaciones de la actual configuración del mercado. El último apartado concluye, recogiendo las principales aportaciones del análisis realizado.

2. Problemas en mercados eléctricos en sistemas con alta penetración de renovables

El creciente volumen de renovables en el mix de generación eléctrica a nivel mundial, promocionado por diversas vías (objetivos vinculantes, Feed in Tariffs, subsidios, incentivos fiscales), plantea cambios en el funcionamiento actual de los mercados eléctricos liberalizados. El problema reside, según identifican diversos artículos, (Sioshansi, 2017) en que el mercado que se configura según los nuevos supuestos en las décadas de 1980 y especialmente de 1990s no es eficiente en términos económicos cuando las nuevas tecnologías tienen costes variables cercanos a cero, generación intermitente y poco predecible. El volumen de oferta de renovables cambia las condiciones del mercado con independencia de los incentivos que puedan recibir. Este cambio en la oferta afecta al precio del mercado mayorista, a la entrada de generación convencional y a la recuperación de la inversión de todas las tecnologías, incluidas las renovables.

Los efectos concretos giran en torno a la reducción del precio medio del mercado mayorista, la reducción del número de horas en que operan las plantas de generación termal que ofrecen respaldo y la reducción del pico de demanda. Primero, el impacto sobre el precio y el desplazamiento de la generación convencional viene causado por el funcionamiento del mercado marginalista en su diseño original. En segundo lugar, las plantas con mayores costes variables quedan desplazadas fuera del mercado - cuando continúan siendo necesarias como respaldo-, por la incorporación de plantas de generación renovable, que pueden ofertar a precio más bajo, ya sea por su menor coste marginal de generación -que determina el precio de la oferta- o porque reciben incentivos. Y el tercer efecto está causado por el patrón de generación de las principales tecnologías renovables -solar y eólica-, que al coincidir con los picos de demanda los suaviza. Este efecto refuerza los dos anteriores ya que disminuye aún más el precio y las horas en que operan las tecnologías de generación convencional. En resumen, el diseño del mercado es el que determina estos efectos al escoger la generación con menor coste en el corto plazo, afectando a la recuperación de la inversión y a la viabilidad económica de todas las tecnologías. Este problema se agudiza cuanto mayor es el peso en el mix de generación de las energías renovables por su carácter intermitente. De todo lo anterior se infiere que se planteen interrogantes sobre el actual diseño del mercado. Sus efectos afectan a la seguridad de suministro y a la viabilidad de las propias energías renovables, objetivo clave en la transición energética.

Además de la problemática señalada, la existencia de un techo sobre los precios en el mercado diario mayorista puede llegar a impedir que la generación que ofrece firmeza obtenga la remuneración necesaria para cubrir sus costes de inversión en momentos de elevada demanda. Mientras que los mecanismos de apoyo permiten a las energías renovables recuperar sus costes de inversión, el diseño del mercado mayorista impide que en momentos de punta de demanda o de inexistencia de oferta renovable, los generadores que ofrecen respaldo con una oferta firme puedan recuperar su inversión a pesar de su exigida disponibilidad.

Otro problema surge en relación con los mercados de balance y ajuste. Antes de la gran penetración de renovables, los ajustes entre oferta y demanda solo eran requeridos por fallos de plantas, errores de predicción de la demanda o redespacho por restricciones técnicas. En cualquier caso, estos desajustes eran poco significativos. Actualmente, con la elevada penetración de renovables estos desajustes entre el resultado de la casación del mercado diario y la operación han aumentado. La intermitencia y la dificultad de predicción de estas fuentes de generación provocan desvíos sobre la generación planificada. Estos desvíos ocasionan en muchos casos sobrecostes en el precio final de le energía por el balance de la posición del generador en los mercados intradiarios, o por la acción del operador del sistema en los mercados de ajuste. Este efecto actúa en el sentido contrario al que tienen las renovables en el precio del mercado diario, minorando el potencial ahorro para los consumidores finales.

Como ya se ha apuntado, los problemas descritos afectan a todas las tecnologías, incluidas las energías renovables, especialmente cuando dejen de estar incentivadas y no reciban ayudas, si estas son preponderantes en el mercado –que es la trayectoria prevista por la Política Energética y Ambiental y por el propio cambio tecnológico- el deterioro de precios spot seguirá existiendo. De lo que se extrae que el mercado ya no sería capaz de mandar las señales de inversión necesarias para mantener ni la seguridad de suministro ni el alcance de los objetivos fijados por la Transición Energética. De igual forma, estos precios de casación del mercado diario limitan la participación activa de la demanda (demand response) que las nuevas tecnologías (contadores y redes inteligentes) permiten. En un momento en el que una mayor flexibilidad es necesaria debido a la intermitencia en la generación renovable, el mercado debe facilitar la participación del consumidor.

En suma, los problemas que aparecen con la actual estructura de mercado se pueden resumir en los siguientes aspectos:

  • Disminución del precio del mercado diario.
  • La sostenibilidad a largo plazo del sistema no está garantizada puesto que no es posible recuperar toda la inversión.
  • El efecto de la intermitencia y los errores de predicción afecta a los mercados de balance y ajustes incrementando el precio final de la energía.
  • El mercado tampoco genera señales útiles que favorezcan la participación de la demanda ante las crecientes necesidades de flexibilidad.

La literatura sobre energía y regulación aporta una serie de propuestas para solucionar estos problemas. Dichas propuestas tienen distinta incidencia sobre el actual modelo de mercado (Peng & Poudineh, 2017). Como se apuntaba anteriormente, existe un consenso sobre la necesidad de modificar su diseño. Sin embargo, no existe acuerdo entre los expertos sobre cuál de las soluciones propuestas es la más idónea para dar respuesta a los problemas identificados. Se detecta que muchas de las formulas propuestas resuelven casuísticas concretas, mientras que los problemas que afectan al mercado mayorista son de carácter más general.

Los escenarios que se plantean para enmendar las deficiencias del actual diseño de mercado son amplios y abarcan desde la vuelta al modelo de planificación central por parte del Estado, pasando por innovadoras propuestas de diseño, hasta la revisitación innovadora sobre el modelo existente para paliar algunas de sus carencias. El óptimo podría ser el desarrollo de una estructura de mercado sostenible que minimice las distorsiones, y por consiguiente la intervención, además que sea robusto ante futuros cambios de la oferta y la demanda, y que permita una elevada participación de energías renovables (Keay, 2016).

3. Propuestas de reforma del mercado

Delante de los problemas identificados en el apartado anterior, diversos autores han propuesto reformas del mercado eléctrico que aporten soluciones. A continuación, se detallan las principales propuestas con el objetivo de presentar una gama de opciones posibles y con la perspectiva que esto ayude a considerar tanto las distintas alternativas como las prioridades más relevantes de cada una de ellas.

La primera propuesta consistiría en eliminar los mecanismos de apoyo a las renovables que distorsionan el mercado. Key (2016) propone suprimir el apoyo para la generación renovable que ya es competitiva y solo mantenerlo para aquellas tecnologías emergentes. Esto eliminaría de manera directa parte de la discriminación que se produce actualmente en el mercado. Sin embargo, dificultaría alcanzar los objetivos medioambientales. Tampoco solucionaría el problema del deterioro de los precios en el mercado, ni el de la falta de inversión en el largo plazo y no favorecería la activación de la demanda. Por lo que la actual estructura de mercado, aunque se eliminen las ayudas a las renovables, no conseguiría un sistema eléctrico bajo en emisiones al menor coste posible. Se podría mejorar el diseño actual incorporando incentivos para la respuesta de la demanda (demand response) e instrumentos económicos alternativos que sustituyan a los mecanismos de apoyos existentes.

La segunda propuesta (Keay et al., 2012) retorna hacia un sistema centralizado. Dado que ya se interviene en los mercados a través de las ayudas a las renovables y los mercados de capacidad. Una autoridad central sería la encargada de planificar y operar el sistema de forma que se cumplan los objetivos medioambientales a un coste mínimo (la certeza de recuperar la inversión minimizaría los costes financieros). La agencia central escogería el volumen de cada tecnología que compone el mix de generación y ofrecería contratos a largo plazo a los generadores. Se mantendrían algunos elementos de mercado como las subastas para asegurar un reducido coste de la inversión en nueva capacidad, o los mercados de balance y ajustes. Según los autores este modelo permitiría mantener gran parte de los beneficios de la competencia, pero partiendo de un sistema planificado de forma centralizada. Sin embargo, minimizaría las ganancias de corto plazo en términos de eficiencia que aporta el mercado y reduciría el incentivo a la innovación.

Una tercera opción sería intentar dar solución al problema de la falta de incentivo a la inversión creando un mercado para el largo plazo (EC 2015b, Agora 2013, FTI 2015, Helm 2015). Consistiría en intentar adaptar el actual diseño de mercado para tratar de corregir el problema que supone la dificultad para recuperar la inversión para aquellas tecnologías que solo funcionan en momentos de punta, a través de la introducción de un mecanismo de capacidad. La idea sería mercados para la consecución de contratos para la inversión en el largo plazo, y mercados para la energía en el corto. Pasar del marco de “Competition in the market” al paradigma de “Competition for the market”. Esta propuesta refuerza la perspectiva de largo plazo donde la autoridad central tiene la libertad de planificar el margen de adecuación del sistema y a la vez, cumplir con otras características como un nivel determinado de emisiones. Con ello se pretende dar una mayor certeza a los inversores. No se trata de un cambio radical sino de institucionalizar lo que ha venido sucediendo con otros instrumentos en la financiación a las renovables. Esta idea se podría definir como un sistema hibrido con presencia del mercado y de un control gubernamental de la planificación a largo plazo (Roques & Finon, 2017). Algunos autores consideran este enfoque ineludible porque los objetivos de descarbonización y seguridad de subministro no pueden ser confiados plenamente al mercado. No obstante, esto solo soluciona alguno de los problemas existentes -falta de incentivo a la inversión- y no resuelve los fallos en el funcionamiento del mercado diario ya que el precio no cubre los costes de inversión.

La lógica de la siguiente propuesta se basa en el creciente componente de capital que el sector va a tener en el futuro con una mayor penetración de renovables. La recuperación de este componente fijo se establece a través de tarifas planas o remuneración de la potencia. Newbery (2016) propone sustituir los sistemas Feed in Tariff (FiTs) por apoyo al capital para la inversión, por ejemplo, a través de subastas, como se comentaba anteriormente. No obstante, aquí la idea central es que el apoyo solo se da para la construcción, una vez la planta entra en funcionamiento opera en el mercado con normalidad. Esto se transmitiría por el lado de la demanda en una mayor parte fija en la tarifa. Este modelo también sería útil en el caso del desarrollo de la generación distribuida y del autoconsumo, al asegurar unos mínimos para cubrir los costes del sistema a pesar de la supuesta reducción del consumo. No obstante, una creciente tarifa fija elimina cualquier incentivo al ahorro energético y, de nuevo, no solventa los problemas de fondo del funcionamiento del mercado con creciente penetración de renovables.

Glachant (2016) pide ir un paso más allá de la mera incorporación de pequeñas modificaciones y aboga por la redefinición del mercado en el marco europeo. De esta forma, considera que la solución consiste en la elaboración de un nuevo ‘Target Model’ alineado con los efectos de la alta penetración de renovables. Ampliar los límites de las áreas de despacho e introducción de precios nodales, facilitar la participación de la demanda a través de precios minoristas dinámicos y una operación de las redes regionalizada; todo ello debería aportar mejoras a los problemas que presenta el mercado mayorista. Este enfoque del mercado en el que cobra especial importancia la demanda y las señales de localización sería un paso intermedio a la siguiente propuesta de mayor descentralización.

El concepto de ‘transactive energy’1 soporta una propuesta basada en la descentralización total del mercado (Barrager & Cazalet, 2014). Se define como un sistema en el que se produce un balance dinámico de la oferta y la demanda de energía de forma descentralizada a lo largo de toda la infraestructura teniendo en cuenta su valor en cada momento y en cada localización (NIST, 2016). La idea en su mínima expresión es simple; la electricidad y su transmisión serán negociados entre productores, consumidores y ‘prosumidores’ (Keay, 2016). El resultado es un mercado descentralizado basado en transacciones a futuro y spot (en periodos que pueden abarcar desde años hasta segundos) de servicios separados de electricidad y transporte. La idea es que las compañías venderán paquetes de energía en contratos a largo plazo a los consumidores y estos podrán negociar en el mercado spot los excedentes, ya sea porque no los consuman o porque los autogeneren. Por la energía que varía de la cantidad contratada en el largo plazo se recibiría el precio spot que se genera en tiempo real en el mercado local (se piensa a nivel de subestación). El transporte y la distribución se contratarían también a largo plazo y a precio regulado como hasta ahora conjuntamente con la energía. En el corto plazo, también se podrían negociar en tiempo real y su precio variaría en función de la congestión de la red local. Esta es una visión de futuro, en la que la generación distribuida, descentralización y total flexibilidad dominan el mercado junto con la utilización de nuevas tecnologías como el blockchain. Existen una serie de inconvenientes por la complejidad para el usuario final, las necesidades tecnológicas y la regulación.

La siguiente propuesta consiste en la creación de dos mercados mayoristas con su equivalencia en el mercado minorista (Keay & Robinson, 2017). Las características propias de las tecnologías que forman parte del mix, junto con la multiplicidad de objetivos de la política energética, hacen que sea imposible crear señales de inversión a todas ellas a partir del resultado de un único mercado a pesar de ser la electricidad un bien homogéneo. Lo que se propone es crear un mercado para la generación no gestionable (básicamente renovables y nuclear) a un precio relativamente bajo para los consumidores y otro mercado bajo demanda para la generación flexible, en que la energía está disponible en cualquier momento, pero a precios mucho más elevados. Al separar las distintas tecnologías en dos mercados, se consigue eliminar las distorsiones que provoca la participación de las renovables subsidiadas y de coste variable reducido en el mercado. Esta alternativa pasa por la coexistencia de un conjunto de mercados que permitan reconocer que tecnologías satisfacen diferentes objetivos y requerimientos del sistema. Se podría hablar de un mercado base y un mercado de ajustes, participando en el primero las tecnologías con menores costes variables pero que son menos gestionables y en el segundo las tecnologías gestionables. Con el diseño institucional que aquí se plantea, el resultado esperado sería el de un precio base reducido y un precio de ajuste más elevado, garantizando la flexibilidad y seguridad del sistema y las señales de inversión de largo plazo necesarias para las diferentes tecnologías.

Adicionalmente, Helm (2014) se centra en que la esencia de los problemas que se observan en el mercado se encuentra en los errores a la hora de fijar claramente los objetivos de la política energética y no en el propio diseño del mercado. Dentro de la política energética los objetivos pueden ser contradictorios entre ellos. Por tanto, la idea que propone Helm (2014) es priorizar uno de los tres objetivos de la política energética (sostenibilidad, seguridad de subministro y competitividad) y tomar las medidas oportunas para conseguir el objetivo priorizado. Si el objetivo central es la descarbonización hay que estar dispuesto aceptar un cierto grado de potencial corte de subministro o alternativamente de elevación substancial de los precios en momentos de tensión del sistema.

La última opción puede ser considerada una solución de síntesis, pero que va más allá de la mera incorporación de mercados de capacidad (Genoese and Egenhofer, 2015). La idea se basa en la utilización de múltiples mecanismos de mercado dependiendo del tipo de transacción y servicios que tienen lugar en el mismo (energía, flexibilidad o firmeza). La aplicación de esta opción consiste, por lo tanto, en la modificación de algunos elementos en los mercados actuales y la creación de nuevos mercados para perseguir la multiplicidad de objetivos de la política energética y generar, a partir de las rentas de escasez, las señales de inversión necesarias para el correcto funcionamiento del sistema en el corto y largo plazo. Con relación al mercado diario de energía, se considera fundamental la eliminación del precio máximo para permitir que el resultado del mercado refleje el verdadero valor de la electricidad en todo momento y, con ello, lograr que afloren las rentas de escasez a través de las señales de precio. Por otra parte, en los mercados de servicios de flexibilidad deben participar tanto la oferta como la demanda, y se deben incluir penalizaciones por desvíos para generar los incentivos que garanticen su correcto funcionamiento, así como señales adecuadas de precios. En la oferta han de participar todas las tecnologías que tengan la capacidad técnica de prestar el servicio. Con la participación de la demanda cabría la eliminación de mecanismos actuales que no conllevan a prestación efectiva de servicios al sistema, como los pagos por servicio de interrumpibilidad. Finalmente, para garantizar la firmeza del sistema se plantea la creación de un mercado de capacidad (por ejemplo, mediante subastas) en donde participen todas las tecnologías que garanticen la seguridad de suministro en el largo plazo, respetando las consideraciones europeas en términos de emisiones. Estos mecanismos de mercado deberían activarse en el momento en el que no se llegara a satisfacer unos determinados márgenes de cobertura obtenidos a partir de la definición de la demanda de largo plazo que se realice. Con este diseño se pretende dar soluciones de mercado a los múltiples retos que enfrenta el sector en presencia de alta penetración de renovables, entre ellos el de generar señales de inversión de corto y largo plazo.

En cualquier caso, es muy importante tener en consideración que cada una de estas propuestas tendría un encaje distinto según el diseño existente en cada mercado especifico. De este modo, se quiere destacar que los problemas existentes con el creciente volumen de renovables, y sus efectos sobre el mercado, no son los mismos encada país, y que las potenciales soluciones deberían adaptarse a cada marco concreto. Sin embargo, la creación de un modelo homogéneo a nivel europeo -un nuevo Target Model para un escenario de alta penetración de renovables-, teniendo en cuenta el camino hacia el mercado único representado por la ‘Unión de la Energía’, se vislumbra como la solución más factible.

4. Conclusiones

La creciente participación de renovables en el mix de generación eléctrica ocasiona un conjunto de problemas debido a la actual configuración del mercado mayorista, con implicaciones en la seguridad de subministro, en la sostenibilidad económica del sistema y en la transición energética. Las soluciones que propone la literatura son múltiples abarcando desde la recentralización hasta la total descentralización. Eliminar los incentivos económicos a las renovables e introducir mercados de capacidad son las soluciones más simples de las que ya se pueden encontrar ejemplos. Sin embargo, no resuelven el problema de fondo sobre los precios que padece el mercado diario. La solución de dividir el mercado diario en dos según la gestionabilidad que pueda ofrecer cada tecnología generando dos precios del mercado diario diferentes cuestiona el principio de no discriminación. La propuesta basada en transactive energy es muy innovadora, pero las tecnologías no están suficientemente difundidas entre la sociedad para que sea una solución viable en el corto plazo. Por último, la propuesta que considera necesario la creación de distintos mercados según la necesidad de servicios es la que puede aportar soluciones al problema en el mercado diario. La idea de tres mercados en los que se comercialice alternativamente energía, firmeza y potencia permite conseguir recuperar la inversión, garantizar el subministro y proveer energía al mínimo coste posible aprovechando la mayor eficiencia que conlleva el mercado respecto un sistema centralizado.

En conclusión, la solución al problema puede pasar porque cada tecnología sea remunerada por los servicios que ofrece al mercado participando del mismo en igualdad de condiciones. Precisamente la solución no pasa por eliminar el mercado, sino por todo lo contrario, más mercado. Pero soluciones de mercado que ayuden a satisfacer las necesidades del sistema en términos medioambientales, de seguridad de suministro y de sostenibilidad económica.


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Anexo

Figura 1. Evolución de los precios del MIBEL y del resto de mercados europeos

Draft Costa 677180475-image1.png

Fuente: CNMC

Figura 2. Precios medios del mercado mayorista diario de electricidad (2016) €/MWh

Draft Costa 677180475-image2.png

Fuente: ACER

Figura 3. Evolución de los precios minoristas de la electricidad en distintos países europeos (sin incluir tasas y cargos) ct€/kWh

Fuente: Eurostats

Figura 4. Evolución de los precios minoristas de la electricidad en distintos países europeos (incluyendo tasas y cargos, pero sin incluir IVA) ct€/kWh

Fuente: Eurostats

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Accepted on 11/05/18
Submitted on 28/02/18

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