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Timestamp: 2018-04-27 05:28:03+00:00

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Titulación: Ingeniería en Organización Industrial. Alumno/a: Eva Mª García Baños. Director/a/s: Dra. María del Carmen Ruiz Abellón
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Adolfo Sosa González
1 Estimación del coste de la facturación eléctrica para el edificio del Hospital de Marina participando como Consumidor Directo en el Mercado Eléctrico Español Titulación: Ingeniería en Organización Industrial Alumno/a: Eva Mª García Baños Director/a/s: Dra. María del Carmen Ruiz Abellón Dr. Antonio Gabaldón Marín Cartagena, 4 de Julio de 2013
3 AGRADECIMIENTOS Agradecimientos A Dra. María del Carmen Ruiz Abellón por permitirme trabajar con ella y aprer de su experiencia, por confiar en mí y dedicarme su tiempo. Al Departamento de Matemática Aplicada y Estadística de la UPCT. Al Dr. Antonio Gabaldón Marín por toda la ayuda prestada durante la elaboración de este proyecto. A mis amigas y amigos que durante estos años hemos compartido grandes momentos: en clase, estudiando en la pecera y sobre todo celebrando los fines de exámenes. Al final hemos conseguido alcanzar nuestra meta, gracias a todos. A mi madre y hermanos por quererme, creer en mí y tener su apoyo en todos los momentos de mi vida. Y sobre todo a Carlos, por estar siempre a mi lado. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 3
4 RESUMEN RESUMEN Desde comienzos de los años 90, viene produciéndose el fenómeno de liberalización del sector eléctrico en numerosos países. Por ejemplo, la liberalización del sector eléctrico español comenzó el 1 de enero de 1998 mediante la entrada en vigor de la Ley del Sector Eléctrico 54/1997, de 27 de diciembre. Entre las consecuencias más importantes que supone el fenómeno de liberalización, podemos destacar la introducción de la competencia en las actividades de generación y comercialización, la aparición de un mercado de electricidad regido por principios de competencia como referencia fundamental para establecer el precio de electricidad (pool eléctrico) y, por último, la progresiva liberalización del consumo, permitio a los consumidores finales tener libertad de elección para el abastecimiento de sus necesidades de energía eléctrica. Actualmente, un consumidor de energía eléctrica puede optar por varios tipos de suministro: tarifa TUR (tarifa último recurso), comercializadora libre (precio libremente pactado con un comercializador) y Consumidor Directo en el Mercado (acogiéndose al funcionamiento de los Mercados que intervienen en el Sistema Eléctrico Español). Tenio en cuenta que el proceso de liberalización es un fenómeno relativamente novedoso, nos hemos encontrado que existe muy poca información acerca del proceso que se debe seguir para convertirse en Consumidor Directo, así como la forma de calcular el coste de la facturación eléctrica con este tipo de suministro. El objetivo principal de este Proyecto consiste en estimar cuál habría sido el gasto eléctrico del Hospital de Marina participando como Consumidor Directo en el Mercado. Se prete evaluar el ahorro económico de comprar la energía eléctrica directamente en el Mercado en lugar de seguir con la misma comercializadora libre. Hay que destacar que no es un proyecto de eficiencia energética, de manera que no se consideran medidas de ahorro energético que suponen ahorro económico, sino que el ahorro viene dado por la modalidad de suministro. Como objetivo paralelo al anterior, nos planteamos el aportar toda la documentación necesaria y pasos a seguir para darse de alta como Consumidor Directo en el Mercado, sirvio el presente proyecto como documento de referencia para aquellas empresas o instituciones que decidan dar el paso. Además, incluimos de forma detallada todos los conceptos que intervienen en el coste final si se participa en esta modalidad de suministro. Para conseguir estimar el gasto eléctrico como Consumidor Directo, se necesita tener una predicción más o menos acertada del consumo horario, con un horizonte de hasta dos días. Otro objetivo planteado consiste en proponer distintos métodos predictivos para la demanda eléctrica del edificio y estudiar la influencia del método sobre el coste final. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 4
5 RESUMEN Nos gustaría destacar que la literatura en este tema es muy escasa y los trabajos previos que hemos encontrado, o estaban incompletos, o eran erróneos. Las únicas fuentes fidedignas se refieren a los responsables del Mercado Eléctrico Español, concretamente el Operador del Mercado (OMIE), el Operador del Sistema (Red Eléctrica Española) y la Comisión Nacional de Energía. También nos resulta destacable el reducido número de consumidores directos en el Mercado que existe actualmente, aparecio además en el listado oficial empresas o instituciones fantasma que en realidad nunca han practicado esta modalidad de suministro. El motivo, entemos, que se debe a la poca información que existe al respecto, lo que genera inseguridad e incertidumbre a la hora de decantarse por esta modalidad de suministro. En el capítulo uno, se hace una introducción al sistema eléctrico, a su funcionamiento y se describe brevemente el proceso de liberalización de los mercados eléctricos. Por otro lado, se explican los distintos tipos de suministros eléctricos que puede elegir el consumidor. El capítulo dos está dedicado a explicar detalladamente los pasos a seguir para darse de alta como Consumidor Directo en el Mercado, así como la forma de determinar el coste final que se pagaría por la energía consumida en el caso de elegir esta modalidad de suministro. En el capítulo tres, se introduce una breve descripción de las instalaciones que componen el Edificio del Hospital de Marina, edificio seleccionado para simular su facturación eléctrica como Consumidor Directo en el Mercado, así como la distribución del consumo eléctrico durante los años 2010 y También se detalla la modalidad de la tarifa eléctrica contratada y la facturación correspondiente a dichos años mediante comercializadora libre. En el capítulo cuatro, se describen los modelos predictivos utilizados en el presente proyecto para estimar la demanda eléctrica del Edificio del Hospital de Marina, tanto para el año 2010 como el Por último, en el capítulo cinco, se muestran los resultados, tanto de la bondad del ajuste de los modelos predictivos como del coste de compra en el Mercado Eléctrico, para cada uno de los modelos de previsión de demanda descritos en el capítulo anterior. La mayoría de los resultados se refieren al año 2010, puesto que al comenzar con este proyecto disponíamos sólo de esos datos. Al final del capítulo hemos incluido sólo un modelo predictivo sencillo para el año 2012 con el fin de evaluar el coste final en el año completo más reciente. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 5
6 ÍNDICE ÍNDICE Capítulo 1. El Mercado Eléctrico Español 8 Página 1.1.Introducción al Sistema Eléctrico El Sistema Eléctrico basado en las tarifas reguladas La liberalización del Mercado Eléctrico Tipos de suministro eléctrico Tarifas de Último Recurso (TUR) Contrato de Suministro en Mercado Libre Consumidor Directo en el Mercado Funcionamiento del Mercado Eléctrico Español Operador del Mercado y Operador del Sistema Mercados a plazos Mercado diario Gestión de restricciones técnicas Gestión de los servicios complementarios Mercado intradiario Gestión de los desvíos. 38 Capítulo 2. El Consumidor Directo en el Mercado Libre Adquisición de la condición de Consumidor Directo Determinación del coste final de la energía para consumidores directos Impuestos Precios regulados de la facturación Precios no regulados de la facturación Precio Final Exacto y Precio Final Medio Características y calario de las liquidaciones Liquidación a realizar por el Operador de Mercado Liquidación a realizar por el Operador del Sistema. 58 Capítulo 3. El Edificio del Hospital de Marina Características del Edificio Tarifa contratada y costes regulados asociados Consumo y facturación eléctrica en 2010 y Capítulo 4. Modelos Estadísticos para la Previsión de Demanda Descripción de los datos usados Variables climáticas Variables dummys Separación de los tipos de días. 80 ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 6
7 ÍNDICE 4.2.Modelos de Regresión Lineal Múltiple (RLM) y Modelos Autorregresivos Modelo de RLM teórico Modelos Autorregresivos Modelos de RLM propuestos Modelos Autorregresivos propuestos Modelos Ingenuos propuestos Implementación en MATLAB. 87 Capítulo 5. Análisis de resultados y conclusiones Resultados para modelos M1 a M4, datos diarios Resultados para los modelos M5 y M6, datos diarios Resultados para los modelos HM1, HM5 y HM6, datos horarios Resultados para los modelos DDM1 y HHM Resultados para los modelos AR (1), datos diarios y horarios Resultados para los modelos ingenuos Desglose del coste para un modelo del año 2010 y otro del Conclusiones y líneas futuras. 104 Bibliografía 106 Figuras y tablas 108 Anexos 111 ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 7
8 CAPÍTULO 1 8
9 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL CAPÍTULO 1 EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL En este capítulo, se hace una introducción al sistema eléctrico, a su funcionamiento y se describe brevemente el proceso de liberalización de los mercados eléctricos. Por otro lado, se explican los distintos tipos de suministros eléctricos que puede elegir el consumidor. 1.1 INTRODUCCIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO El objetivo de un sistema eléctrico es el de cubrir las necesidades de energía eléctrica que presenta una sociedad. Está formado por todos los participantes e infraestructuras involucrados, y se organiza en cuatro tipos de actividades: Generación Transporte Distribución Consumo La Generación la llevan a cabo los productores, que son aquellos agentes encargados de generar electricidad a partir de un determinado recurso energético. A día de hoy existen muchas alternativas con características muy variadas. Algunos métodos de generación se basan en recursos fósiles tales como el carbón, el petróleo y el gas natural. Cuentan con la ventaja de poder regular su nivel de generación para acoplarse al consumo, pero sus costes depen en gran medida del precio del combustible empleado. La energía nuclear actual se basa también en un recurso no renovable, el uranio. Un segundo bloque de fuentes energéticas son las energías renovables, basadas en recursos que no se agotan con su uso. Una de las más empleadas tradicionalmente es la energía hidráulica de embalse, que también es regulable contribuyo al acoplamiento entre demanda y producción en cada momento. Otras energías renovables, desarrolladas principalmente en la última década, son la energía eólica y la fotovoltaica. Se caracterizan por ser fuentes no regulables, ya que su disponibilidad depe de recursos naturales que pueden llegar a ser muy variables. El tercer grupo en que podemos clasificar la generación estaría formado el aprovechamiento adicional en otros procesos, como la cogeneración (por ejemplo, el empleo del calor residual que algunas industrias pueden derivar a generar electricidad) y el tratamiento de residuos. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 9
10 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Desde el punto de vista del sistema eléctrico, las anteriores fuentes se dividen en dos grupos. Uno es el régimen ordinario, formado por las fuentes tradicionales (combustibles fósiles, nuclear y gran hidráulica). Otro es el régimen especial, formado por pequeñas unidades de producción (de potencia menor a 50 MW) basadas en energías renovables y en cogeneración, las cuales se priman para fomentar su desarrollo y para retribuir una serie de ventajas implícitas a su uso (menor emisiones, mayor indepencia energética, mayor eficiencia por aprovechamiento del calor residual, etc.). Otra clasificación diferente sería la que distingue aquellas unidades que pueden variar su nivel de generación a voluntad (unidades gestionables), empleadas por Red Eléctrica de España (REE) para ajustar en última estancia la generación al consumo, y las que no. El Transporte consiste en transportar la electricidad que han generado los productores. Este término se utiliza para denominar el envío de electricidad en distancias largas a través de líneas de alta tensión. Una vez cerca del lugar de Consumo, la Distribución se encarga de llevar a cada consumidor esta electricidad en líneas de media y baja tensión. Estas son las cuatro actividades en que típicamente se divide el sistema eléctrico de cualquier país. Es importante notar que debe existir una alta coordinación entre ellas, dada la principal característica de un sistema eléctrico: la cantidad de electricidad que se genera y la que se consume (incluyo las pérdidas eléctricas en su recorrido) debe ser exactamente igual en cada instante. La manera en la que se planifica, regula y legisla cada actividad configura el tipo de sistema eléctrico que dicho país posee. Como hemos mencionado, hay básicamente dos filosofías diferentes: aquélla basada en las tarifas reguladas y la basada en el libre mercado. La primera ha sido la tradicionalmente empleada, y en el caso de España se desarrolló con el nombre del Marco Legal Estable. Sin embargo, en la última década hemos presenciado progresivamente la creación de los mercados eléctricos, caracterizados por la liberalización de los segmentos generación-consumo, y que en nuestra península ha conllevado la creación del Mercado Ibérico de la electricidad. 1.2 El Sistema Eléctrico basado en las tarifas reguladas Se conoce como Marco Legal Estable (MLE) el conjunto de normas y leyes que regularon el sector eléctrico español desde 1988 hasta Esta regulación estaba basada sobre las premisas de que el sector eléctrico es un elemento estratégico para el desarrollo nacional y de que la electricidad debe ser considerada un bien básico, a cuyo acceso tienen derecho todos los ciudadanos. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 10
11 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Por lo tanto, se trataba de un marco esencialmente regulado por el Estado, que asumía la responsabilidad de organizar y planificar el sector. El MLE se crea con el objetivo de, como su propio nombre indica, proporcionar un marco estable para todos los agentes del sector. Dicha estabilidad se materializa en garantizar a las empresas eléctricas unos beneficios aceptables y la recuperación de sus inversiones a largo plazo, así como en establecer de forma transparente tarifas a los consumidores en condiciones de mínimo coste. La situación de cada uno de los agentes dentro del MLE depía de su actividad: Generación. Los más característico fue el uso del concepto Coste Estándar, por el cual, anualmente, el Ministerio de Industria y Energía reconocía a las empresas eléctricas el coste de generación asociado a cada tipo de fuente (diferenciando incluso por centrales concretas en algunos casos). Este coste incluía principalmente costes de inversión en instalaciones, operación y mantenimiento y combustible. Con el pago de dichos costes, las eléctricas aseguraban la amortización a largo plazo de las instalaciones y un margen de beneficios anual por la actividad desempeñada. Por otro lado, el Estado se reservaba el derecho de fomentar más una tecnología que otra para configurar el mix de generación mediante las revisiones de los costes estándar. Transporte. El principal cambio que introdujo el MLE en este sector fue la nacionalización del envío de electricidad desde los grandes centros de generación a los grandes centros de consumo (alta tensión). Antes del MLE, la península se encontraba fragmentada en regiones pobremente conectadas donde las diferentes empresas eléctricas habían creado su propia red orientada al autoabastecimiento. Con la nacionalización se inicia una filosofía de explotación conjunta del sistema eléctrico en todo el país. El transporte se convierte, pues, en un monopolio natural (lo más eficiente es que sólo exista una empresa responsable). Con este objetivo se crea REE. Distribución. Las redes de distribución siguieron pertenecio a las empresas eléctricas, encargadas de realizar la distribución y comercialización en las regiones donde tradicionalmente venían operando. De la misma manera que en la generación, se reconocían anualmente los costes asociados a esta actividad para asegurar el mantenimiento de las redes de distribución. Consumo. El MLE determinaba el precio que los consumidores tenían que pagar la electricidad mediante el concepto de Tarifa Integral. La idea central es sencilla: consistía en agrupar los costes totales previstos del sistema eléctrico y dividirlos por la demanda estimada para ese año. Los costes que se incluían eran los siguientes: ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 11
12 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Costes estándar de las empresas eléctricas para las actividades de generación y distribución, en base a la demanda estimada. Costes de REE para la actividad de transporte. Costes asociados a los desvíos entre demanda estimada y demanda real de años anteriores. Otros costes, tales como stock básico de uranio, segunda parte del ciclo de combustible nuclear, programas de investigación y desarrollo, moratoria nuclear, ayudas al carbón (a partir de 1995), sobrecoste del sistema extrapeninsular, etc. La figura 1.1 ilustra de forma esquemática la relación entre los principales actores implicados durante el MLE. De esta manera, el sistema eléctrico podía enterse como una cadena cerrada en la que los consumidores asumían la totalidad de los costes del sistema a unos precios regulados por la Administración, precios que a su vez aseguraban a las empresas eléctricas la recuperación de las inversiones y otros costes previamente reconocidos por el Estado. Esta presencia estatal en todos los eslabones de la cadena otorgaba al Estado una capacidad plena para planificar las políticas energéticas del país a corto, medio y largo plazo. Figura 1.1. Esquema de los principales actores en el Marco Legal Estable. Las flechas en negro indican flujos de electricidad. Las flechas rojas y verdes indican flujos monetarios. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 12
13 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL 1.3 La Liberalización del Mercado Eléctrico La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico inicia en España el proceso de liberalización del sector eléctrico con el objetivo de redefinir los ámbitos de actuación de los actores implicados (Estado, empresas y consumidores). Esta ley elimina explícitamente la noción de suministro eléctrico como servicio público e introduce mecanismos de libre mercado para gestionar parte de las decisiones que con el antiguo marco (Marco Legal Estable) correspondían al Estado. El proceso de liberalización de los mercados eléctricos se impulsa en el marco de la Unión Europea. La idea es que a partir de unos principios básicos (liberalización de precios y desregularización de las actividades de generación y consumo), cada país desarrolle su propio proceso de manera que las diferentes experiencias permitan el avance hacia mercados energéticos comunes. En la mencionada ley se diseña un nuevo marco para cada una de las cuatro actividades que conforman el sistema eléctrico (generación, transporte, distribución y consumo), así como el ritmo al que debe ir implantándose en cada uno de ellos, de tal manera que en el año 2009 se culmine el proceso. La idea básica es diferenciar un terreno donde se mantiene la regulación estatal (las relacionadas con el mantenimiento de redes eléctricas: el transporte y la distribución) y otro cuya gestión se transfiere a mecanismos de mercado (generación y comercialización). En particular: Generación. Se liberaliza la instalación de capacidad. Esto implica que una determinada empresa decide, en base a sus expectativas de mercado, qué tipo de tecnología y en qué cantidad instala para generar electricidad. Asimismo, la retribución asociada a la actividad de generar deja de estar regulada y pasa a definirse por mecanismos de mercado. Transporte y Distribución. Siguen sio actividades reguladas. Se consolida el papel de REE como único transportista y operador del sistema. La distribución la siguen realizando las mismas empresas distribuidoras. Su reparto geográfico puede verse en la figura 1.2. Consumo. Se liberalizan los precios y se crea la figura de la comercializadora de electricidad. Organizativamente, la adquisición de energía se lleva a cabo en dos mercados: el mercado minorista, donde los consumidores domésticos y pequeñas empresas firman un contrato libre con una de las comercializadoras que compiten en régimen de libre competencia y que les factura la electricidad consumida, y el mercado mayorista, en el que las comercializadoras y los grandes consumidores directos adquieren la electricidad a los generadores mediante mecanismos de mercado, además de abonar una tarifa que le permita el acceso a la red eléctrica, que aquí denominamos componente regulada. Se ve, ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 13
14 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL por tanto, que las comercializadoras realizan un papel de intermediario administrativo entre el lado generación y el pequeño consumidor, hacio las veces de comprador en el mercado mayorista y de vedor en el mercado minorista. Figura 1.2. Reparto geográfico de las distribuidoras. La figura 1.3 muestra el esquema del nuevo marco liberalizado. Este esquema comparte con el anterior Marco Legal Estable la idea de que son los consumidores finales los que cubren los costes de todo el sistema eléctrico con el pago de sus facturas. Figura 1.3. Esquema de los principales actores en el mercado liberalizado. Las flechas en negro indican flujos de electricidad. Las flechas rojas y verdes indican flujos monetarios. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 14
15 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL La diferencia ahora radica en que el coste del kilovatio-hora engloba dos componentes, que se obtienen por separado: La componente regulada: Orientada a cubrir los costes del sistema (transporte y distribución), así como sufragar otros incentivos aún competencia del Estado (incentivos a la disponibilidad, primas al Régimen Especial, incentivos al carbón autóctono, etc.). La componente de mercado: Obtenida por mecanismos de mercado entre productores y consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y consumidores directos) en régimen de competencia. Es importante señalar que los consumidores domésticos y pequeñas empresas pagan a la comercializadora contratada según un contrato libre que sufraga ambas componentes además del margen de beneficios de la propia comercializadora. Además, en la situación actual, la mayor parte de los pequeños consumidores están acogidos a la Tarifas de Último Recurso (TUR), que determinan los precios máximos establecidos por la Administración. El análisis detallado de cómo se determinan los costes recogidos en la componente de mercado para el caso de un Consumidor Directo se realiza en el Capítulo 2 de la Memoria. A modo de resumen, la figura 1.4 muestra la evolución de estas dos componentes promediadas anualmente durante los últimos años. Se observa que el coste de nuestra factura de la luz se divide en dos mitades que son prácticamente iguales (componente regulada y de mercado). Figura 1.4. Desglose del coste del kilovatio-hora en sus dos componentes: regulada y de mercado (promediadas anualmente). ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 15
16 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL La componente regulada del precio de la electricidad está formada por todos los costes necesarios para el funcionamiento del sistema eléctrico además de la propia generación de electricidad. Entre estos costes destacan los siguientes: Costes de transporte y distribución. Costes derivados de los organismos necesarios para el funcionamiento del sistema eléctrico: REE, OMEL y CNE. Costes asociados a la compensación de la generación extrapeninsular. Costes de adquisición de régimen especial. Costes asociados a la industria del carbón. Costes asociados a la industria nuclear. Costes asociados al déficit de tarifa. En la figura 1.5 se muestra la evolución temporal del coste de cada uno de los conceptos recogidos en la componente regulada del precio de la electricidad. Figura 1.5. Evolución temporal de los costes recogidos en la componente regulada de la tarifa eléctrica. 1.4 TIPOS DE SUMINISTRO ELÉCTRICO Según el Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, desde el 1 de julio de 2009, los consumidores conectados en baja tensión (T<1000 Voltios) con potencias contratadas igual o inferior a 10 kw (casi todos los consumidores domésticos), pueden recibir el suministro eléctrico de tres maneras: Mediante contrato de suministro de último recurso a través de un Comercializador de último recurso (entre una lista de comercializadores autorizados por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo) y cuyo precio viene determinado por la tarifa de último recurso (precio regulado establecido periódicamente por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo). ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 16
17 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Mediante contrato de suministro en el mercado libre. Mediante Consumidor Directo en el Mercado. Igualmente, los consumidores conectados en alta tensión con potencias contratadas P > 10 kw y todos los consumidores con suministros en alta tensión (T > 1000 Voltios), pueden optar por suministro eléctrico de dos maneras: Mediante contrato de suministro en el mercado libre. Mediante Consumidor Directo en el Mercado. De forma ilustrativa, incluimos la siguiente tabla en la que se refleja cómo se distribuyó la demanda eléctrica durante una semana de Enero Se observa que la mayor parte de la demanda (73%) correspondió a comercializadores en mercado libre, seguido de las Comercializadoras de Último Recurso (26%) y tan sólo un 0.3% correspondió a Consumidores Directos. Distribución de la demanda MD BIL TOTAL Comercializadores mercado libre 40% 33% 73% CUR 14% 12% 26% Consumidores Directos 0,3% 0,0% 0,3% Bombeo 0,8% 0,0% 0,8% Servicios Auxiliares 0,0% 0,0% 0,0% TOTAL 55% 45% 100% Tabla 1. Distribución de la demanda española en programa base (PDBF) por tipo de agente y movilidad en la semana del 14 al 20 de Enero de Tarifas de Último Recurso (TUR) Los consumidores contaron con un periodo de adaptación para abandonar las antiguas tarifas establecidas por la administración (en la línea del Marco Legal Estable) y pasar al mercado minorista contratando una comercializadora. El plazo para dicho traspaso fue el 1 de julio de 2009, día en el que desaparecieron las viejas tarifas del mercado regulado. Sin embargo, para aquellos consumidores que en esa fecha aún no habían contratado una comercializadora, y que era la inmensa mayoría, se diseñó lo que se conoce como Tarifa de Último Recurso (TUR), a la que pasaban automáticamente a estar inscritos. Concretamente, las posibilidades para contratar el suministro a tarifa TUR desde el 1 de julio de 2009 son dos: a) Si no se adopta ninguna decisión, la empresa distribuidora con la que se tenía contratado el suministro a tarifa regulada traslada el contrato al comercializador de último recurso de su mismo grupo empresarial, quien se subrogaba en todas las condiciones, y quien facturaría el suministro de acuerdo con la tarifa de último recurso que fuese de aplicación. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 17
18 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL b) De forma optativa, el consumidor, podrá contratar con otros comercializadores de último recurso entre los designados por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. En este caso, el consumidor comunicará al comercializador de último recurso actual al que le suministra, el comercializador de último recurso con el que desea contratar el suministro de último recurso. Los consumidores conectados en alta tensión que a 31 de diciembre de 2010 hayan seguido suministrados por un comercializador de último recurso y el 1 de enero de 2011 carecían de un contrato de suministro en el mercado libre, tenían derecho a seguir sio suministrados por dicho comercializador de último recurso hasta el 31 de diciembre del El precio que deberán pagar estos clientes por la electricidad consumida al comercializador de último recurso durante este período será el correspondiente a la aplicación de la facturación de la TUR sin aplicación de la modalidad de discriminación horaria, incrementando sus términos un 20 por ciento. Ocurre lo mismo con los consumidores conectados en baja tensión, que sin derecho a tarifa de último recurso a 30 de septiembre de 2011 siguieron sio suministrados por un comercializador de último recurso hasta el 1 de octubre de 2011 y carecían de un contrato de suministro en el mercado libre. Si el 1 de enero de 2012 los consumidores a que se refieren los párrafos anteriores no han procedido a contratar su suministro en el mercado libre, se considerará rescindido el contrato entre el consumidor y el comercializador de último recurso sio de aplicación a estos efectos lo establecido en el Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Por este motivo, antes de 2012 los consumidores conectados en alta o baja tensión sin derecho a las TUR trán que contratar su suministro en el mercado libre, cuyo suministro es contratado con el comercializador de último recurso que elijan entre la lista de comercializadores autorizados, con el que establecerán la relación comercial para la contratación, facturación, planteamiento de consultas y reclamaciones. En esta situación, el comercializador de último recurso sustituye la función anteriormente realizada por la empresa distribuidora a la que el consumidor está físicamente conectado. La empresa distribuidora sólo realiza la operación y el mantenimiento de la red de distribución y es responsable de la medida del consumo. Por tanto, el distribuidor sigue sio responsable de los aspectos técnicos del suministro, entre ellos la calidad del suministro. En la actualidad, los Comercializadores de Último Recurso son: 1. ENDESA ENERGÍA XXI, S.L. 2. IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, S.A.U. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 18
19 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL 3. GAS NATURAL S.U.R., SDG, S.A. 4. HIDROCANTÁBRICO ENERGÍA ÚLTIMO RECURSO, S.A.U. 5. E.ON COMERCIALIZADORA DE ÚLTIMO RECURSO, S.L. El objetivo de la Tarifa de Último Recurso no es garantizar el acceso a la electricidad de los ciudadanos con menores recursos, éste es el cometido del denominado Bono Social (mantenimiento de la tarifa en vigor en Junio de 2009). Dicho bono, regulado a través del R.D. Ley 6/2009, puede ser solicitado por consumidores domésticos con una potencia contratada inferior a 3 kw, pensionistas con prestaciones mínimas, familias numerosas y hogares en los que todos sus integrantes se encuentren en situación de desempleo. Cómo se fija el precio de la TUR? Dado que las cinco comercializadoras de último recurso están obligadas a ver a un precio dado (la TUR), el Estado debe asegurarles un margen de beneficios razonable. Sin embargo, el Estado ya no es competente en el nuevo marco liberalizado para fijar por entero una tarifa, ya que entraría en conflicto con la existencia de la componente de mercado. Para solucionar la convivencia entre, por un lado, mecanismos de libre mercado y, por otro, la obligación de fijar una tarifa a aquellos que no han contratado una comercializadora, se crean las subastas CESUR, organizadas por OMIE cada tres meses. Quién participa en las subastas CESUR? Con la Tarifa de Último Recurso (constante durante los meses para los que se realiza la subasta) tienen que cubrirse el margen de beneficios para las CUR y la adquisición de la energía en el mercado diario. Puesto que existe incertidumbre sobre este segundo elemento (el mercado horario adquirirá un precio para cada hora, según los mecanismos explicados), existe un riesgo de que la TUR no cubra dicho gasto. Para solventar este problema, se crea una figura intermediaria entre el mercado y las CUR. La función de esta figura es, por tanto, la de absorber el riesgo de que el dinero pagado por los clientes acogidos a la TUR no cubran los costes del mercado diario. Se trata, pues, de un riesgo financiero, por lo que cualquier entidad financiera puede participar en estas subastas. Formación del precio mediante las subastas CESUR La figura 1.6 es equivalente a la figura 1.3 pero particularizada para el caso de los consumidores acogidos a la TUR. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 19
20 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Figura 1.6. Esquema de la formación de la Tarifa de Último Recurso. Cuando se celebra una subasta CESUR, acuden entidades financieras dispuestas a pujar por un precio CESUR, resultando ganadoras aquellas que lo ofrezcan más bajo. Estas entidades ganadoras deberán, durante los próximos meses considerados en la subasta, pagar a los generadores el precio de mercado que se alcance cada hora (que podemos denotar por P(h)) y cobrar a las Comercializadoras de Ultimo Recurso el precio CESUR alcanzado en la subasta (que podemos llamar PCESUR). Por tanto, estas entidades obtienen beneficios aquellas horas en que P(h) < PCESUR y pérdidas en el caso contrario. Tenio en cuenta este marco, y volvio al punto inicial (la subasta), las entidades financieras realizan su puja para PCESUR lo más baja posible en base a su estimación del precio de mercado para los próximos meses y al riesgo que deseen asumir. De no asumir el suficiente riesgo, pueden no resultar ganadoras de la subasta; pero si asumen demasiado, estarán expuestas a pérdidas económicas. El número de ganadoras depe de la cantidad de energía que se subaste (según los clientes acogidos a la TUR) y de las cuotas de energía que cada entidad tenga (que depe a su vez de los avales depositados antes de la subasta). Una vez alcanzado el precio CESUR, la Tarifa de Último Recurso se obtiene añadio la componente regulada y un margen de beneficios estipulado desde la administración a las Comercializadoras de Último Recurso. Por lo explicado anteriormente, vemos que la componente de mercado del precio de la electricidad que pagan los clientes acogidos a la TUR experimenta un recargo, que es la diferencia entre el precio CESUR alcanzado en la subasta y la media del precio de mercado comprobado a posteriori. Este recargo son los beneficios (o pérdidas) que ingresan las entidades financieras que han resultado ganadoras en las subastas. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 20
21 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Contrato de suministro en mercado libre La contratación de suministro en mercado libre se refiere a la contratación del suministro a través de un comercializador en el mercado libre, cuyo listado está publicado por la Comisión Nacional de la Energía (CNE) en virtud de lo dispuesto en el R.D. 485/2009 (ver listado de comercializadores en el mercado libre, Anexo 1). Esta es la modalidad de suministro de todos los edificios de nuestra Universidad y de la mayoría de consumidores sin derecho a las tarifas TUR. En la actualidad, la comercializadora que proporciona el suministro eléctrico a la UPCT es Iberdrola Generación. Para el consumo electricidad en el mercado libre, el precio del suministro se compone de un precio regulado (tarifa de acceso), que se refiere al uso de la red, y un precio libre, que se refiere al valor de la energía que se consume. Por tanto, en esta modalidad de consumo se contratan dos tipos de servicios: 1. El uso de las redes del distribuidor al que está conectado el punto de suministro, por el que se paga la tarifa de acceso, precio regulado establecido periódicamente por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. Se puede contratar directamente por el consumidor o por el comercializador con el que el consumidor haya contratado su energía. 2. La energía eléctrica que se adquiere al comercializador de acuerdo con el precio libremente pactado. En el caso que el consumidor contrate el uso de la red (contrato de acceso) a través del comercializador (será lo habitual) deberá autorizar, por escrito, a éste último a que contrate, en su nombre, el acceso a su red. En este caso el comercializador actúa como mandatario del consumidor. El comercializador, al actuar como mandatario del consumidor, cargará a éste en la factura la totalidad del precio de suministro y abonará la parte correspondiente al uso de la red (tarifa de acceso) al distribuidor. a) Características del contrato de acceso a la red: Es de duración anual prorrogándose tácitamente por períodos idénticos. Regula las relaciones entre el consumidor y el distribuidor. Son las condiciones por el uso de la red del distribuidor. Su coste está establecido mediante una tarifa de acceso fijada por el Ministro de Industria. Se puede formalizar directamente con el distribuidor. Se puede delegar en el comercializador para que contrate en nuestro nombre. En cualquier caso el titular del contrato es el consumidor. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 21
22 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL El contrato de suministro con un comercializador deberá formalizarse por escrito. En él deberá incluirse una autorización para que el comercializador pueda actuar como mandatario del consumidor y contratar con el distribuidor la tarifa de acceso. b) Contenido y cláusulas del contrato de acceso a la red Trá claramente especificado: Identidad y dirección de la empresa distribuidora. Código Universal de Punto de Suministro (CUPS), Nº de póliza de acceso y potencias contratadas. Tarifa aplicable y BOE, que se actualizan con la facturación. Nivel mínimo de calidad, repercusión por incumplimiento. Las condiciones incluidas se ajustarán a lo establecido para los contratos con consumidores, atio a sus derechos y obligaciones Estos últimos, deberán comunicarse antes de la suscripción, bien se realice directamente o a través de terceros. c) Características y contenidos del contrato con el comercializador Normalmente contrataremos todo (peajes y energía) con el comercializador. Podrán ofrecernos otros servicios. En la actualidad, no hay ofertas que ofrezcan alternativas suficientes, o son poco atractivas. De hecho, para consumidores como la UPCT puede llegar a presuponerse la existencia de un monopolio por parte de la Distribuidora de la zona, puesto que han sido varias las subastas públicas con ofertas únicas. La Comisión Nacional de Energía ha desarrollado una herramienta web que permite comparar para el perfil de cada consumidor, el valor económico y características de las ofertas de suministro de electricidad o de gas y conjuntas para ambos suministros a partir de la información actualizada que se obtiene de las empresas comercializadoras que operan en el mercado minorista español. Con esta finalidad y para que los consumidores puedan realmente escoger el suministro que más les convenga, es necesario que el consumidor pueda buscar y comparar, de manera rápida y sencilla, los precios y servicios asociados a las ofertas de suministro de gas y electricidad, para así seleccionar y contratar la más interesante para sus características. Para suplir esta carencia, la Comisión Nacional de Energía ha desarrollado un comparador de ofertas de suministro de gas y electricidad, disponible en la dirección ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 22
23 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Consumidor Directo en el Mercado Según el R.D. 198/2010, de 26 de febrero (ver Anexo 3): Trán la consideración de Consumidores Directos en Mercado por punto de suministro o instalación aquellos consumidores de energía eléctrica que adquieran energía eléctrica directamente en el mercado de producción para su propio consumo, y que deberán cumplir las condiciones previstas en el artículo 4.b) del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. Punto de suministro e instalación A los efectos de la consideración de Consumidor Directo en Mercado las instalaciones de estos consumidores deberán reunir los siguientes requisitos: a. Que su titular sea una única persona física o jurídica. b. Que los centros o unidades que constituyan la instalación estén unidos por líneas eléctricas propias. c. Que la energía eléctrica se destine a su propio uso. Los requisitos anteriores resultarán igualmente de aplicación a los restantes consumidores de energía eléctrica a los efectos del contrato de acceso. Así mismo los puntos de suministro de estos consumidores deberán reunir los requisitos a y c del párrafo anterior. Condición de Consumidor Directo en Mercado 1. La comunicación de inicio de la actividad de consumidor directo en mercado corresponde realizarla ante la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, de acuerdo al modelo establecido en el apartado 6.3 del Real Decreto (Anexo 3). Ésta dará traslado de la comunicación realizada por el interesado a la Comisión Nacional de Energía, procedio esta última a publicar en su página web y mantener actualizado con periodicidad al menos trimestral un listado que incluya a todos los consumidores directos en mercado, sin perjuicio de lo dispuesto en la disposición transitoria única de este Real Decreto. 2. La comunicación de inicio de actividad deberá acompañarse de la declaración responsable sobre el cumplimiento de los requisitos establecidos para el ejercicio de la actividad, de acuerdo al modelo establecido en el apartado 6.4 del Real Decreto (Anexo 3). ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 23
24 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL 3. Los requisitos necesarios para actuar como consumidor directo en mercado son los establecidos en el artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. El Capítulo 2 del presente Proyecto explica detalladamente los pasos a seguir para darse de alta como Consumidor Directo en el Mercado, así como la forma de determinar el coste final que se pagaría por la energía consumida en el caso de elegir esta modalidad de suministro. 1.5 FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Los sujetos que intervienen en las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica en el marco del mercado liberalizado son los siguientes: Los productores de energía eléctrica, que son aquellas personas físicas o jurídicas que tienen la función de generar energía eléctrica, ya sea para su consumo propio o para terceros, así como las de construir, operar y mantener las centrales de producción. El operador del mercado, sociedad mercantil que tiene las funciones sobre la gestión económica del sistema y la realización de todas aquellas funciones que se derivan del funcionamiento del mercado diario y del mercado intradiario de producción de energía eléctrica. El operador del sistema, sociedad mercantil que tiene las funciones sobre la gestión técnica del sistema y la realización de todas aquellas funciones que se derivan del funcionamiento del mercado de producción de energía eléctrica. El transportista, que es aquella sociedad mercantil que tiene la función de transportar energía eléctrica, así como construir, mantener y maniobrar las instalaciones de transporte. Los distribuidores, que son aquellas sociedades mercantiles que tienen la función de distribuir energía eléctrica, así como construir, mantener y operar las instalaciones de distribución destinadas a situar la energía en los puntos de consumo. Los comercializadores, que son aquellas sociedades mercantiles que, accedio a las redes de transporte o distribución, adquieren energía para su venta a los consumidores, a otros sujetos del sistema o para realizar operaciones de intercambio internacional. El Gobierno determinará los comercializadores que asumirán la obligación de suministro de último recurso. Los consumidores, que son las personas físicas o jurídicas que compran la energía para su propio consumo. Aquellos consumidores que adquieran energía directamente en el mercado de producción se denominarán Consumidores Directos en Mercado. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 24
25 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL El mercado de electricidad en España, al igual que otros mercados, se organiza en una secuencia de mercados en los que generación y demanda intercambian energía para distintos plazos (ver Figura 1.7). tiempo Mercado Quién lo gestiona Producto Antes del despacho (hasta D-1) Mercado de contratos bilaterales Subastas de contratos a plazo OTC, OMIP VPP: Endesa / IBD CESUR: CNE Contratos a plazo físicos y financieros VPP: Opciones sobre MW CESUR: Contratos financieros MERCADOS A PLAZO Día anterior al despacho (D-1) Mercado del día anterior OMEL Energía horaria MERCADO DIARIO Mercado de restricciones REE REE (el OS) compra energía a subir/bajar Día del despacho (D) Mercados de SSCC: Reserva secundaria Reserva terciaria Intradiarios REE OMEL Reserva 2ª: MW Reserva 3ª: MWh El resto de SSCC son obligatorios Energía horaria MERCADOS DE CORTO PLAZO Gestión de desvíos REE Energía a subir y bajar Gestión de restricciones REE Energía a subir y bajar Figura 1.7. Secuencia de mercados en el mercado ibérico de electricidad (MIBEL). A continuación se incluye la descripción de cada uno de los mercados que intervienen para el despacho de energía eléctrica en un día D Operador del Mercado y Operador del Sistema a) Operador del Mercado El artículo 33 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre del Sector Eléctrico, crea la figura del operador del mercado, a quien encomia el ejercicio de las funciones necesarias para realizar la gestión económica del sistema referida al eficaz desarrollo del mercado de electricidad. Desde 1998 el operador del mercado es responsable de la gestión del sistema de oferta de compra y venta de energía eléctrica con las funciones descritas en dicha Ley, así como de la realización de las liquidaciones y pagos y cobros correspondientes y, por consiguiente, incorporando los resultados de los mercados diario e intradiarios de electricidad. Desde el inicio de su actividad, las funciones correspondientes al operador del mercado fueron encomadas normativamente a la sociedad Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad, S. A. (OMEL), que a partir de 30 de junio de 2004, cambió su denominación social por la de Operador del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español, S. A. (OMEL). El Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa, hecho en Santiago de Compostela el 1 de octubre de 2004, que regula el mercado ibérico de la energía ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 25
26 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL eléctrica (MIBEL), ha aprobado una nueva estructura organizativa en virtud de la cual el Operador del Mercado Ibérico (OMI) pasa a convertirse en una entidad compuesta por dos sociedades matrices o tenedoras, con participaciones cruzadas entre sí del 10%, y ostentando asimismo cada una de ellas la propiedad de un 50% en el capital de dos sociedades gestoras del mercado, operando la sociedad gestora portuguesa, OMI-Polo Portugués, SGMR (OMIP), el mercado a plazo y la sociedad gestora española OMI, Polo español S.A. (OMIE), el mercado spot. En cumplimiento de lo dispuesto en el citado Convenio, con fecha de efectividad 1 de julio de 2011, ha concluido el proceso de segregación que afecta al Operador del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español, S.A., (OMEL) y que ha supuesto la transmisión en bloque de la rama de actividad consistente en la operación del mercado de electricidad y de otros productos de base energética, desarrollada hasta la citada fecha por OMEL, a favor de OMI, Polo español S.A. (OMIE). En virtud de lo anteriormente expuesto, desde 1 de julio de 2011, la sociedad OMI- POLO ESPAÑOL, S.A. (OMIE), asume la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el mercado spot de energía eléctrica en el ámbito del MIBEL, mientras que la sociedad Operador del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español, S.A., (OMEL) se configura como una sociedad tenedora de acciones, que poseerá el cincuenta por ciento (50%) de cada una de las sociedades gestoras anteriormente mencionadas y el 10% de la sociedad matriz portuguesa, OMIP Operador do Mercado Ibérico (Portugal), SGPS, S.A. b) Operador del Sistema El operador del sistema tiene como función principal garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema de producción y transporte, ejercio sus funciones en coordinación con los operadores y sujetos del Mercado Ibérico de la Energía Eléctrica. El operador del sistema es REE. Corresponde el operador del sistema la realización de todas aquellas funciones que se derivan del funcionamiento del mercado de producción de energía eléctrica, así como en materia de liquidación. La operación del sistema se centra en tres tipos de actuaciones: Gestión de restricciones técnicas. Permite resolver las congestiones ocasionadas por las limitaciones de la red de transporte sobre la programación prevista para el día siguiente, así como las que surjan en tiempo real. Gestión de los servicios complementarios. Sistema de control de frecuenciapotencia y tensión para garantizar la calidad y seguridad del suministro en todo momento. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 26
27 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Gestión de desvíos. Resuelve, casi en tiempo real, los desajustes entre la oferta y la demanda de electricidad Mercados a plazo Los mercados a plazo de electricidad son un conjunto de mercados en los que con años, meses, semanas o días de antelación a la entrega física de la energía, se intercambian contratos de compra-venta de electricidad con plazos de entrega superiores a 24 horas (semanas, meses, trimestres, años, etc.). Los mercados a plazo de electricidad en España son los siguientes: El mercado no organizado de contratos bilaterales (conocido como OTC), que incluye el mercado de contratos bilaterales físicos y el mercado financiero. Las subastas para el Suministro de Último Recurso (ver Las subastas de energía para el Suministro de Último Recurso (CESUR)). 1 El mercado organizado de futuros eléctricos del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL), OMIP. 2 Cada uno de estos mercados está caracterizado por distintos grados de organización (estandarización de contratos, gestión centralizada por una entidad indepiente, cámara de compensación, etc.). El mercado de contratos bilaterales físicos es un mercado no organizado en el que los agentes compradores (principalmente comercializadores y consumidores finales) y vedores (principalmente generadores) intercambian bilateralmente contratos diseñados en función de sus necesidades. En este mercado se intercambia actualmente un porcentaje relativamente bajo de contratos. El mercado financiero OTC es otro mercado no organizado en el que los agentes intercambian, a través de intermediarios o brokers, contratos con liquidación financiera diseñados en función de sus preferencias y sin someterse a reglas de participación-negociación distintas que las que ellos mismos se impongan. El volumen del mercado OTC es actualmente muy elevado, sobrepasando el 40% de la generación neta peninsular en Los mercados de contratos de EPEs, de CESUR y el mercado OMIP son ejemplos de mercados organizados. En ellos la liquidez es facilitada y garantizada por un conjunto de instituciones que tien a reducir los costes de transacción. Existen procedimientos de participación explícitos y conocidos por todos los participantes, 1 Adicionalmente, las llamadas Emisiones Primarias de Energía (EPEs) se realizaron entre el 1 de julio de 2007 y el 1 de abril de 2009 (ver Subastas de capacidad virtual). En la actualidad no existe un programa de EPEs en vigor. 2 Ver OMIP ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 27
28 Compradores Vedores CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL que deben firmar contratos de adhesión a las Reglas de Mercado aprobadas por la entidad que gestiona del mismo Mercado diario El mercado diario, como parte del mercado de producción de energía eléctrica, tiene por objeto llevar a cabo las transacciones de energía eléctrica para el día siguiente mediante la presentación de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica por parte de los agentes del mercado. Los agentes envían a OMEL sus ofertas para cada hora del día siguiente (cantidad y precio) 1º OMEL construye las curvas de oferta y demanda para cada hora 2º OMEL cruza oferta y demanda: precio de mercado horario (PM h ) y ofertas casadas 3º Agente 1 Agente 2 Agente n Ofertas de venta Hora 1 Ofertas de compra Precio ( /MWh) Precio ( /MWh) Curva de oferta para Hora 1 Cantidad (MWh) Curva de demanda para Hora 1 Cantidad (MWh) + Precio ( /MWh) PM 1 Ofertas de compra y venta casadas en la Hora 1 Curva de oferta para Hora 1 Curva de demanda para Hora 1 Cantidad (MWh) Agente 1 Agente 2 Agente m Oferta de venta Oferta de compra OMEL Ofertas de venta Hora 24 Ofertas de compra + Precio ( /MWh) Figura 1.8. Esquema del funcionamiento del mercado diario de OMIE. PM 24 Ofertas de compra y venta casadas en la Hora 24 Curva de oferta para Hora 24 Curva de demanda para Hora 24 Cantidad (MWh) Unidades de oferta Los vedores en el mercado de producción de energía eléctrica están obligados a adherirse a las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica por medio de la suscripción del correspondiente Contrato de Adhesión. Las ofertas de estos vedores se presentarán al operador del mercado, y serán incluidas en un procedimiento de casación tenio efectos para el horizonte diario de programación, correspondiente al día siguiente del día de cierre de la recepción de ofertas para la sesión, y comprensivo de veinticuatro periodos horarios de programación consecutivos (veintitrés o veinticinco periodos en los días en que se produzca cambio de hora). Todas las unidades de producción disponibles que no estén afectas a un contrato bilateral físico tienen la obligación de presentar ofertas para el mercado diario. Las unidades menores de 50 MW o las que a la entrada en vigor de la ley 54/97 no estuviesen acogidas al RD 1538/1987 no trán que presentar ofertas al mercado diario, pudio hacerlo para aquellos periodos de programación que estimen ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 28
29 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL oportunos. Así mismo es potestativo para los productores en régimen especial el declarar al mercado la energía excedentaria, tenio la alternativa de presentar ofertas al mercado, mantenio su derecho a las primas establecidas para dicho régimen. También podrán presentar ofertas de venta de energía los agentes comercializadores no residentes autorizados a ello. Los compradores en el mercado de producción de energía eléctrica son los comercializadores, los consumidores directos y los comercializadores de último recurso. Los compradores podrán presentar ofertas de adquisición de energía eléctrica en el mercado diario, sio condición necesaria, para ello que figuren inscritos en el Registro Administrativo correspondiente, y que se adhieran a las Reglas de Funcionamiento del Mercado. Se entie por unidad de adquisición el conjunto de nudos de conexión a la red por el que el comprador presenta ofertas de adquisición de energía eléctrica. Los comercializadores de último recurso acuden al mercado para adquirir la electricidad que precisen para suministrar a los consumidores de tarifa regulada. Los comercializadores acuden al mercado para adquirir la energía para su venta a los consumidores directos. Los consumidores directos pueden adquirir energía directamente en el mercado organizado, a través de un comercializador, suscribio un contrato bilateral físico con un productor o bien permanecio temporalmente como consumidor a tarifa regulada. Presentación de ofertas Las ofertas de venta y compra podrán realizarse considerando de 1 a 25 tramos en cada hora, en cada uno de los cuales se oferta energía y precio de la misma, sio creciente el precio en cada tramo en el caso de las ventas, y decreciente en el caso de las compras. Las ofertas económicas de venta de energía eléctrica que los vedores presenten al operador del mercado pueden ser simples o incorporar condiciones complejas en razón de su contenido. Las ofertas simples son ofertas económicas de venta de energía que los vedores presentan para cada periodo horario y unidad de producción a la que sean titulares con expresión de un precio y de una cantidad de energía. Las ofertas que incorporan condiciones complejas de venta son aquellas que, cumplio con los requisitos exigidos para las ofertas simples, incorporan además todas, algunas o alguna de las condiciones técnicas o económicas siguientes: Condición de indivisibilidad. Gradiente de carga. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 29
30 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Ingresos mínimos. Parada programada. La condición de indivisibilidad permite fijar en el primer tramo de cada hora un valor mínimo de funcionamiento. Este valor solo puede ser dividido por la aplicación de los gradientes de carga declarados por el mismo agente, o por aplicación de reglas de reparto en caso de ser el precio distinto de cero. El gradiente de carga permite establecer la diferencia máxima entre la potencia inicio de hora y la potencia final de hora de la unidad de producción, lo que limita la energía máxima a casar en función de la casación de la hora anterior y la siguiente, para evitar cambios bruscos en las unidades de producción que no pueden, técnicamente, seguir las mismas. La condición de ingresos mínimos permite la realización de ofertas en todas las horas, pero respetando que la unidad de producción no participe en el resultado de la casación del día, si no obtiene para el conjunto de su producción en el día, un ingreso superior a una cantidad fija, establecida en pesetas o euros, más una remuneración variable establecida en pesetas o céntimos de euro por cada kwh casado. La condición de parada programada permite que si la unidad de producción ha sido retirada de la casación por no cumplir la condición de ingresos mínimos solicitada, realice una parada programada en un tiempo máximo de tres horas, evitando parar desde su programa en la última hora del día anterior a cero en la primera hora del día siguiente, mediante la aceptación del primer tramo de las tres primeras horas de su oferta como ofertas simples, con la única condición de que la energía ofertada sea decreciente en cada hora. En el mercado diario se integran las posiciones abiertas del mercado a plazo celebrado por el Operador del Mercado Ibérico de Energía-Polo Portugués, mediante la presentación de ofertas de adquisición o venta; se integran las subastas de emisiones primarias de energía por la parte que acude al mercado diario para ver o comprar la energía comprometida en dichas subastas; y también se integran las subastas de distribución por la parte de los productores que acuden al mercado diario para adquirir la energía para cumplir los compromisos de los contratos derivados de dichas subastas. Casación de ofertas El operador del mercado realizará la casación de las ofertas económicas de compra y venta de energía eléctrica (recibidas antes de las 10:00 horas del día D-1), por medio del método de casación simple o compleja, según concurran ofertas simples o que existan ofertas que incorporen condiciones complejas. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 30
31 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL El método de casación simple es aquél que obtiene de manera indepiente el precio marginal, así como el volumen de energía eléctrica que se acepta para cada unidad de producción y adquisición para cada periodo horario de programación. El método de casación compleja obtiene el resultado de la casación a partir del método de casación simple, al que se añaden las condiciones de indivisibilidad y gradiente de carga, obteniéndose la casación simple condicionada. Mediante un proceso iterativo se ejecutan varias casaciones simples condicionadas hasta que todas las unidades de oferta casadas cumplen la condición de ingresos mínimos así como de parada programada, sio esta solución la primera solución final provisional, obtenida considerando una capacidad ilimitada en las interconexiones internacionales. Mediante un proceso iterativo se obtiene la primera solución final definitiva que respeta la capacidad máxima de interconexión internacional, considerando tanto las ofertas realizadas al mercado diario, como las ejecuciones de contratos bilaterales físicos con afectación expresa a las interconexiones externas al Mercado Ibérico. Figura 1.9. Método de casación simple En teoría, el corte de estas curvas indicaría el volumen de energía acordado así como el precio de casación. En concreto, los tramos de las curvas que han casado (los que quedan a la izquierda del precio de casación) indican a cada unidad el nivel de potencia al que deben generar o consumir durante esa determinada hora. Es importante indicar que, si bien las unidades productoras ofertaron a un precio menor que el precio de casación, a todas ellas se les retribuye al mismo precio (es lo que se conoce como uniform-price auctions). Igualmente, aunque los consumidores ofertaron a mayor precio, finalmente pagan el kilovatio-hora al precio de casación. Comunicación del resultado de la casación Como resultado de la casación, el operador del mercado obtiene el Resultado de la Casación, entio por el mismo, la programación de entrada en la red establecida ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 31
32 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL por el operador del mercado a partir de la casación de las ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica y en el que se determina, para cada periodo horario de un mismo horizonte diario, el volumen de energía eléctrica que se requiere que se produzca para cubrir la demanda de dicha energía eléctrica. Elaboración del programa diario base de funcionamiento por el operador del sistema Este programa publicado a las 12:00, es establecido por el Operador del Sistema a partir del programa resultante de la casación del mercado diario realizado por el Operador del Mercado, y la comunicación de la ejecución de contratos bilaterales. Figura Ejemplo de funcionamiento del PDFB Gestión de restricciones técnicas Una vez las empresas generadoras han realizado sus ofertas al mercado diario (día D-1) y una vez el agente responsable de la gestión económica del sistema resuelve la casación igualando la oferta a la demanda, y tenio en cuenta los contratos bilaterales físicos, el OS realiza el proceso de análisis de restricciones técnicas de la red de transporte en el que se verifica la viabilidad del programa de generación y consumo resultante utilizando modelos de flujos de red y otros algoritmos que simulan el estado en que quedaría el sistema eléctrico ante determinados fallos predefinidos en ciertos elementos de la red, como son disparos de grupos generadores, de líneas y/o de transformadores. En caso de que el programa resultante del mercado diario no sea técnicamente factible (por falta de capacidad en determinadas líneas, por ejemplo, debida a un exceso o déficit de generación en una zona), el OS resuelve las congestiones de la red alterando ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 32
33 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL el programa de generación aplicando criterios técnicos de seguridad, pero también económicos (ofertas a subir y bajar energía enviadas por los generadores al OS) Gestión de los servicios complementarios Los servicios complementarios, ofrecidos por los generadores y gestionados por el OS, tienen como objetivo que el suministro se realice en condiciones de seguridad y fiabilidad en todo momento y que puedan resolverse desequilibrios entre la generación y la demanda en tiempo real. Existen tres servicios complementarios básicos: Regulación Primaria. Su objetivo es la corrección automática (en 30 segundos) de los desequilibrios instantáneos de frecuencia por medio de los reguladores de velocidad y según la propia inercia de las máquinas o instalaciones de generación. Este servicio es obligatorio y no tiene una remuneración adicional. Regulación Secundaria o Banda de Regulación. Permite al OS disponer de una reserva de capacidad disponible muy flexible (deben responder en 30 segundos en caso de contingencia) para resolver desequilibrios significativos entre generación y demanda. Cada día, el OS estima la reserva de banda de regulación, en términos de potencia (MW), necesaria para asegurar el suministro en condiciones de fiabilidad en caso de desequilibrios producción/consumo en tiempo real, y convoca el mercado correspondiente después de la celebración del mercado diario y del de restricciones. Las empresas generadoras, con carácter voluntario, presentan sus ofertas de capacidad disponible, asignándose la banda requerida por el OS entre éstas utilizando un criterio de mínimo coste. El coste marginal de la banda de potencia para cada hora marca el precio con el que se remunera toda la capacidad asignada en este mercado. El servicio de regulación secundaria es gestionado por zonas de regulación agrupaciones de centrales con capacidad de prestar el servicio de regulación secundaria, a requerimiento automático del programa de control de la generación del OS, con exigencias de respuesta con constante de tiempo de 100 segundos. En la actualidad hay diez zonas de regulación en el sistema eléctrico español que agrupan las centrales de generación de los agentes productores, aunque no todas las unidades de generación forman parte de una zona de regulación, quedando limitada su participación en este servicio a aquellas que cumplen los requisitos establecidos en los Procedimientos de Operación del OS. El servicio complementario de reserva secundaria remunera no sólo la banda de potencia, sino también la energía eventualmente utilizada, valorada al precio de sustitución de la energía terciaria. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 33
34 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Regulación Terciaria. Es el mecanismo que tiene por objetivo que, en caso de que se haga uso de la banda secundaria por causa de una contingencia, pueda restituirse la reserva de banda. Este servicio es de carácter obligatorio para las unidades de producción que pueden ofrecerlo. Así, todas las unidades de generación del sistema que pueden variar su producción en un tiempo no superior a 15 minutos y mantener la variación durante 2 horas deben ofrecer toda su capacidad excedentaria (no contratada en otros mercados o servicios) al OS. El mercado de energía terciaria se celebra a última hora del día anterior al despacho. En él, los generadores envían ofertas por la variación máxima de su potencia a subir y a bajar. El precio de la energía terciaria utilizada a subir o a bajar es el precio marginal resultante de las ofertas realizadas por los generadores frente a una demanda (establecida por el OS según sus requerimientos) a subir o bajar respectivamente. Al contrario que en el caso de la reserva secundaria, los generadores sólo perciben ingresos por este servicio si es utilizado por el OS. La reserva terciaria se activa de forma manual, subio o bajando la potencia de las centrales de generación o consumo de bombeo que hubieran ofertado al menor precio, en el caso de energía a subir, o al mayor precio de recompra de energía en el caso de energía a bajar. El Operador del Sistema obtiene antes de las 14:00 el Programa Diario Viable mediante la incorporación de las modificaciones necesarias para la resolución de las restricciones técnicas identificadas por criterios de seguridad, en su zona respectiva, y la aplicación del reequilibrio posterior de generación-demanda, en su zona respectiva Mercado intradiario El mercado intradiario, regulado en el artículo 15 del Real Decreto 2019/1997 como parte integrante del mercado de producción de energía eléctrica, tiene por objeto ater, mediante la presentación de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica por parte de los agentes del mercado, los ajustes sobre el Programa Diario Viable Definitivo. El mercado intradiario se estructura actualmente en seis sesiones con la siguiente distribución de horarios por sesión: ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 34
35 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Sesión 1º Sesión 2ª Sesión 3ª Sesión 4ª Sesión 5ª Sesión 6ª 16:00 21:00 01:00 04:00 08:00 12:00 Apertura de sesión Cierre de sesión 17:45 21:45 01:45 04:45 08:45 12:45 Casación 18:30 22:30 02:30 05:30 09:30 13:30 Recepción de desagregaciones de programa Análisis de Restricciones Análisis de Restricciones Horizonte de Programación (Periodos horarios) 19:00 23:00 02:45 05:45 09:45 13:45 19:10 23:10 03:10 06:10 10:10 14:10 19:20 23:20 03:20 06:20 10:20 14:20 28 horas (21-24) 24 horas (1-24) 20 horas (5-24) 17 horas (8-24) Tabla 2. Horarios del mercado intradiario. 13 horas (12-24) 9 horas (16-24) Los horarios son los establecidos en las Reglas de Funcionamiento del Mercado. Los que figuran en la tabla 2 son los horarios límite posibles. Por cada unidad de producción o adquisición se podrán presentar múltiples ofertas de compra o venta. Ofertas de venta Podrán presentar ofertas de venta de energía eléctrica todos los agentes habilitados para presentar ofertas de venta de energía eléctrica en el mercado diario y que hubieran participado en la sesión del mercado diario correspondiente o ejecutado un contrato bilateral, o que no hubieran participado por estar indisponibles y quedaran posteriormente disponible, y aquellos agentes, de entre los habilitados para presentar ofertas de adquisición en el mercado diario que hubieran participado en la sesión del mercado diario correspondiente sobre la que se abra sesión de mercado intradiario, o ejecutado un contrato bilateral físico. Los citados agentes sólo podrán participar en el mercado intradiario para los periodos horarios de programación que se correspondan con los incluidos en la sesión de mercado diario en la que participaron o no lo hicieron por estar indisponibles. Las ofertas de venta de energía eléctrica que los vedores en el mercado intradiario presentan al operador del mercado pueden ser simples o incluir condiciones complejas en razón de su contenido. Las ofertas simples son ofertas económicas de venta de energía, de 1 a 5 tramos, que los vedores presentan para cada periodo horario y unidad de venta o de adquisición de la que sean titulares. Estas ofertas simples expresan un precio y una cantidad de energía, sio el precio creciente en cada tramo. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 35
36 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Las ofertas de venta que incluyen condiciones complejas son aquellas que, cumplio con los requisitos exigidos para las ofertas simples, incorporan todas, algunas o alguna de las condiciones complejas siguientes: Gradiente de carga. Ingresos mínimos. Aceptación completa en la casación del tramo primero de la oferta de venta. Aceptación completa en cada hora en la casación del tramo primero de la oferta de venta. Condición de mínimo número de horas consecutivas de aceptación completa del tramo primero de la oferta de venta. Energía máxima. Las ofertas de venta para cada sesión de mercado intradiario deben ser tales que el programa final resultante de la aceptación completa de la oferta más el programa previo de la unidad de venta o adquisición respete las limitaciones declaradas por los operadores del sistema para el horizonte de programación, o si no las cumple previamente a la realización de las ofertas, se aproxime al cumplimiento de éstas. Ofertas de adquisición Podrán presentar ofertas de adquisición de energía eléctrica en el mercado intradiario todos los agentes habilitados para presentar ofertas de venta de energía eléctrica en el mercado diario y que hubieran participado en la sesión del mercado diario correspondiente o ejecutado un contrato bilateral, o que no hubieran participado por estar indisponibles y quedaran posteriormente disponible, y aquellos agentes, de entre los habilitados para presentar ofertas de adquisición en el mercado diario que hubieran participado en la sesión del mercado diario correspondiente sobre la que se abra sesión de mercado intradiario, o ejecutado un contrato bilateral físico. Los citados agentes sólo podrán participar respecto de los periodos horarios de programación, compridos en la sesión del mercado intradiario, que se correspondan con los incluidos en la sesión de mercado diario en la que participaron o no lo hicieron por estar indisponibles. Las ofertas de adquisición pueden ser simples o incorporar condiciones complejas. Las ofertas simples son ofertas económicas de compra de energía que los compradores presentan para cada periodo horario de programación y unidad de producción o de adquisición de la que sean titulares con expresión de un precio y de una cantidad de energía. Las ofertas que incorporen condiciones complejas de compra son aquellas que, cumplio con los requisitos exigidos para las ofertas simples, incorporan todas, algunas o alguna de las condiciones complejas siguientes: ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 36
37 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Gradiente de carga. Pagos máximos. Aceptación completa en la casación del tramo primero de la oferta de compra. Aceptación completa en cada hora en la casación del tramo primero de la oferta de compra. Condición de mínimo número de horas consecutivas de aceptación parcial o completa del tramo primero de la oferta de compra. Energía máxima. Estas condiciones son las mismas que pueden utilizar las ofertas de venta, excepto en el caso de la condición de pago máximo, que es equivalente a la de ingreso mínimo aplicado a las compras de energía, que no saldrán casadas en caso de ser el coste superior a una valor fijo expresado en pesetas o euros, más un variable expresado en pesetas o céntimos de euro por kwh casado. Las ofertas de adquisición para cada sesión de mercado intradiario deben ser tales que le programa final resultante de la aceptación completa de la oferta más el programa previo de la unidad de producción respete las limitaciones declaradas por el operador del sistema para el horizonte de programación, o si no las cumple previamente, se aproxime al cumplimiento de éstas. Procesos de casación El operador del mercado realizará la casación de las ofertas económicas de compra y venta de energía eléctrica por medio del método de casación simple o compleja, según concurran ofertas simples o que existan ofertas que incorporen condiciones complejas. El proceso de casación es equivalente al descrito en el mercado diario. Programación horaria final La programación horaria final, puesta a disposición de los sujetos del mercado de producción por el operador del sistema, es el resultado de la agregación de todas las transacciones firmes formalizadas para cada periodo de programación como consecuencia del programa diario viable y de la casación del mercado intradiario una vez resueltas las restricciones técnicas identificadas y efectuado el reequilibrio posterior. Los desvíos de generación y consumo que surjan a partir del cierre de la programación horaria final son gestionados por el operador del sistema mediante un procedimiento de gestión de desvíos y la prestación de los servicios complementarios de regulación secundaria y terciaria. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 37
38 CAPÍTULO 1. EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Gestión de los desvíos Se denomina de esta forma al mecanismo que utiliza el OS para resolver desequilibrios entre la oferta y la demanda que puedan identificarse unas pocas horas antes del despacho, tras la celebración de cada mercado intradiario. Durante la operación normal, los agentes de producción de energía eléctrica comunican al OS las previsiones de desvíos originados por distintas causas lo que, junto con las variaciones en la previsión de producción eólica que realiza el OS, y sólo en el caso de que el conjunto de los desvíos previstos durante el periodo entre dos mercados intradiarios superen los 300 MW en media horaria, da lugar a que el OS convoque el mercado de gestión de desvíos. Este mercado de gestión de desvíos consiste en pedir ofertas a los generadores en el sentido opuesto a los desvíos previstos en el sistema, esto es, si se considera que el sistema está corto con el programa de generación existente, se piden ofertas de mayor producción a los agentes productores para generar más energía (incluyo al bombeo por reducir su consumo de energía), y en el caso opuesto, cuando en el sistema existe un programa largo de producción respecto a la demanda, y por tanto se considera que sobra energía, se piden ofertas a los generadores por reducir su programa de producción (incluyo al bombeo por aumentar su consumo de energía). En tiempo real (dentro de los 15 minutos anteriores al despacho), el OS tiene a su disposición, aparte de los servicios de regulación y de los mecanismos de resolución de restricciones en tiempo real, mecanismos de emergencia por los que podría obligar, en caso de extrema necesidad para el sistema, a determinadas unidades de generación a modificar sus niveles de producción. Estos procesos que realiza el Operador del sistema, su secuencia y alcance temporal de programación se representan en el siguiente gráfico: Figura Secuencia de ejecución y horizontes de aplicación de los principales mercados del Operador del Sistema. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 38
39 CAPÍTULO 2 39
40 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE CAPÍTULO 2 EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE En este capítulo, se explica detalladamente los pasos a seguir para darse de alta como Consumidor Directo en el Mercado, así como la forma de determinar el coste final que se pagaría por la energía consumida en el caso de elegir esta modalidad de suministro. 2.1 ADQUISICIÓN DE LA CONDICIÓN DE CONSUMIDOR DIRECTO En esta sección se describe con detalle el protocolo de actuación, así como la documentación requerida, para poder acogerse a la modalidad de suministro Consumidor Directo en Mercado. Destacar que esta modalidad supone sólo un 0,3% del consumo eléctrico nacional, sio la bibliografía al respecto muy escasa. Como se indicó en una sección anterior, trán la consideración de Consumidores Directos en Mercado por punto de suministro o instalación aquellos consumidores de energía eléctrica que adquieran energía eléctrica directamente en el mercado de producción para su propio consumo. Atio al R.D. 1955/2000, de 1 de diciembre, la CNE deberá publicar y actualizar con periodicidad al menos trimestral, el listado de Consumidores Directos en Mercado, sio la última publicación la del Anexo 2. Durante la realización de esta Memoria, hemos podido constatar que el listado publicado no se corresponde con los Consumidores Directos reales, de manera que son muy pocos los consumidores que ejercen esta modalidad de suministro eléctrico. Según el R.D. 198/2010, de 26 de febrero, para poder ejercer este tipo de suministro, hay que darse de alta en el Registro del MITyC como Consumidor Directo en Mercado presentando: Comunicación de inicio de actividad (Anexo 3). Declaración responsable sobre el cumplimiento de los requisitos (Anexo 3). Los requisitos a que alude la declaración responsable son: Hay que hacerse Sujeto de Mercado y prestar las garantías suficientes en REE. Hay que hacerse Agente de Mercado en OMIE, firmar el Contrato de Adhesión y prestar garantías suficientes. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 40
41 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE Tanto en REE (operador del sistema) como en OMIE (operador del mercado) se puede ir directamente, como titular de la instalación o a través de Representante (varios consumidores pueden dar poderes a un representante, que puede actuar en nombre de todos ellos). En ambos casos el Representante puede actuar con: - Representación directa, en nombre ajeno y por cuenta ajena (en nombre y por cuenta de terceros). En este caso el Representado es el obligado al pago y deposita garantías. - Representación indirecta, en nombre propio pero por cuenta ajena (en nombre propio pero por cuenta de terceros). En este caso el Representante es el obligado al pago y deposita garantías. A continuación mostramos el procedimiento para darse de alta como Sujeto y Agente de Mercado. a) Sujeto de Mercado Los pasos para darse de alta como Sujeto del Mercado se encuentran en la Guía de ayuda- Alta en el mercado para la actividad de consumidor directo peninsular de REE (Anexo 4). Paso 1: comunicación de potencia y energía a REE. Las empresas que quieran iniciar los trámites para darse de alta como Consumidor Directo deben indicar al departamento de Liquidaciones de REE una previsión de Potencia máxima de compra (MW) en una hora y una previsión de compra de Energía (MWh) en 35 días. Paso 2: Cálculo de garantías por parte del operador del sistema. En función de las previsiones enviadas por la empresa, el Departamento de Liquidaciones de REE comunicará al interesado mediante correo electrónico las garantías mínimas necesarias a depositar para el alta de la unidad de consumo directo. Paso 3: Constitución de garantías. La empresa deberá depositar las garantías requeridas ante Meff (tercero autorizado por REE para la gestión de las garantías de pago y la facturación). Paso 4: Alta del código EIC de sujeto de mercado y de la unidad de programación. Paso 5: Envío de documentación por correo ordinario. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 41
42 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE Paso 6: Registro electrónico de la solicitud de alta de sujeto de mercado en el Sistema de Gestión de Datos Estructurales (GDE) Paso 7: Obtención de la Acreditación de Capacidad Técnica. Paso 8: Registro electrónico de la solicitud de alta de la unidad de programación de consumidor directo en el Sistema de Gestión de Datos Estructurales del e sios (GDE). Paso 9: Emisión de Certificado de Cumplimiento de Requisitos de Sujeto de Mercado. El departamento de Liquidaciones de REE emitirá un Certificado de Cumplimiento de Requisitos de Sujeto de Mercado cuando: El sujeto haya constituido las garantías necesarias. El sujeto haya enviado toda la documentación requerida. El sujeto haya realizado correctamente el registro electrónico de la solicitud de alta de sujeto de mercado y de la unidad de programación en el Sistema GDE y haya comunicado los correspondientes números de solicitud mediante correo electrónico. El sujeto haya obtenido la Acreditación de Capacidad. b) Agente de Mercado Los pasos detallados para adquirir la condición de agente del mercado, se pueden consultar en la Guía de Acceso al Mercado publicada por OMIE (Anexo 5). Concretamente, se deben cumplir los siguientes requisitos: Obtención de la condición de sujeto del sistema eléctrico ante el operador del sistema (Red Eléctrica de España, S.A.). Este proceso se puede desarrollar en paralelo al de la obtención de la condición de agente del mercado. En el caso de productores, ser titular de instalaciones válidamente inscritas en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. En el caso de comercializadores, consumidores directos en mercado y gestores de cargas, haber realizado una declaración responsable y una comunicación de inicio de actividad de comercializador, consumidor directo en mercado o gestor de cargas, según corresponda, ante el Ministerio de Industria, Energía y Turismo. En caso de representantes, acreditar dicha calidad de representante de alguno de los sujetos anteriores. En cualquier caso, haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación de los mercados diario e intradiario de producción ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 42
43 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE de energía eléctrica, mediante la suscripción del correspondiente contrato de adhesión. Adicionalmente, para poder realizar compras en el mercado, deberá disponer en cada momento de garantías suficientes, cuya aceptación corresponderá al Operador del Mercado. Los formatos de aval bancario, línea de crédito, cesión de derechos de cobro y seguro de caución se incluyen respectivamente como Modelos I, II, III y IV en la Guía de Acceso al Mercado-OMIE (Anexo 5). Haber cumplimentado los diferentes datos operativos asociados a sus instalaciones y a su participación en el mercado. Procedimiento de adhesión al mercado Previamente al inicio de los trámites ante el operador del mercado, debe procederse a la activación del código EIC (Energy Identification Code). Esta activación será realizada mediante petición a una oficina EIC, gestionada por los operadores del sistema. Una vez obtenido dicho código, para iniciar los trámites para la adhesión al mercado, debe rellenarse el formulario de Alta de Agentes, disponible en el web público de OMIE: Examinada la documentación presentada y verificada su conformidad, OMIE procederá a generar un certificado electrónico personal de acceso al sistema de información del mercado, a nombre de la persona o entidad que haya sido autorizada a realizar los trámites administrativos. Este certificado y las claves de firma se entregarán en una tarjeta criptográfica. A partir de ese momento, y a fin de proporcionar a OMIE todos los datos asociados a la participación en el mercado, se debe utilizar la aplicación de Mantenimiento de Datos de Agentes, accesible desde el web de Agentes del Mercado de OMIE (www.mercado.omie.es). Una vez verificada toda la información recibida a través de los formularios electrónicos, y recibida e igualmente verificada la documentación en papel, OMIE comunicará la finalización del proceso y la adquisición de la condición de Agente del Mercado. 2.2 DETERMINACIÓN DEL COSTE FINAL DE LA ENERGÍA PARA CONSUMIDORES DIRECTOS El precio final de la energía consumida como Consumidor Directo está formado por tres componentes claramente diferenciadas: Precios regulados: se trata de precios fijados por el Estado y que además depen de la tarifa de suministro. En esta componente se incluyen las tarifas de acceso (o peajes), los pagos por capacidad y los coeficientes de pérdidas, que describimos más adelante. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 43
44 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE Precios no regulados: esta componente contempla el precio por la energía consumida en mercado libre, y por tanto no viene regulado por el Estado. Incluye el precio de la energía en el Mercado Diario e Intradiario (gestionados por OMIE), costes por contratos bilaterales, costes por desvíos medidos (diferencia entre energía consumida y energía programada) y costes por los servicios de ajuste del sistema. La descripción detallada de esta componente y sus partes se incluye más adelante. Impuestos: en realidad se trata también de precios regulados, aunque de naturaleza distinta a los anteriores. Esta componente viene dada por el impuesto especial sobre la electricidad y el IVA Impuestos La facturación de la energía eléctrica, está gravada secuencialmente con dos tipos de impuestos: el impuesto especial sobre la electricidad (actualmente el 5'113%) y el impuesto sobre el valor añadido o IVA (actualmente el 21%). El Impuesto Especial sobre la Electricidad fue creado como nuevo Impuesto Especial de Fabricación por la Ley 66/1997, de 30 de diciembre. La creación del Impuesto sobre la Electricidad tiene como objetivo básico la obtención de los ingresos necesarios para compensar la supresión del recargo sobre la facturación de energía eléctrica, en concepto de ayudas a la minería del carbón, que hasta el 31 de diciembre de 1997 ha estado en vigor y que representaba el 4,864 por 100 de la misma. Se trata, por tanto, de un impuesto que, sin ser un tributo afectado, nace vinculado a la asunción por el Estado de un nuevo gasto en relación con el apoyo a dicho sector y a la subsiguiente necesidad de modificar el sistema de financiación de la minería del carbón que, por imperativo Comunitario, pasa a realizarse a través de los recursos presupuestarios. Para el caso de suministro TUR, el objeto pasivo obligado del impuesto serán los comercializadores de último recurso (CUR), aunque el precio del mismo vrá repercutido en el consumidor final a través de la tarifa TUR establecida por el Estado. Para los suministros mediante Comercializador en mercado libre, serán los Comercializadores los sujetos pasivos actuando en calidad de sustituto del contribuyente. Normalmente, el importe de este impuesto viene incluido en el precio kwh pactado entre consumidor y comercializador. Sin embargo, los Consumidores Directos en Mercado serán contribuyentes directos de este impuesto. La base imponible del impuesto está constituida por el resultado de multiplicar por el factor [100/(100-4,864)]=1,05113 el importe total que se habría determinado como base imponible del IVA, excluidas las cuotas del Impuesto sobre la electricidad. Este concepto de base imponible tiene su justificación en la decisión de conseguir una cuota idéntica a la cuantía que se obtenía con el desaparecido recargo que se destinaba a ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 44
45 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE la minería del carbón y que se incluía como un coste más dentro de los costes de diversificación y seguridad del abastecimiento y que representaba el 4,864% del importe facturado sin IVA. Por tanto, el tipo impositivo de este impuesto es de 1,05113 x 4,864 = 5'113%. La base del impuesto, compre, en el caso de los suministros a tarifa, la parte correspondiente a la potencia contratada (kw) y la energía consumida (kwh). Por su parte, en el caso de los suministros a Consumidores Directos, que pueden contratar, de un lado la adquisición de energía eléctrica y, de otro, su transporte y distribución, la contraprestación total satisfecha será el resultado de agregar al importe pagado por la energía suministrada, el peaje satisfecho por la utilización de la red de transporte. El impuesto sobre el valor añadido (IVA) se aplica a la factura eléctrica una vez repercutido el impuesto especial de electricidad. El IVA es un impuesto indirecto sobre el consumo, es decir financiado por el consumidor final. Actualmente este impuesto ascie al 21%, aunque en el año 2010, fecha para la que también hemos realizado la estimación de costes, era sólo del 16% en la primera mitad del año y del 18% en la segunda mitad Precios Regulados de la facturación En esta sección describimos los distintos conceptos que forman la componente regulada de la facturación, dejando para el Capítulo 3 de la Memoria el detalle de los costes que corresponden a la tarifa contratada en el Edificio del Hospital de Marina, la tarifa AT 6.1 de 6 periodos. 1) Tarifas de acceso o peajes Es el pago por el uso de las redes del distribuidor, mediante un precio aprobado por el MICyT. Consta de dos términos: potencia y energía. El primero es fijo y pagamos la potencia que tenemos contratada y en el segundo, que es variable, pagamos por la energía que ha circulado por la red del distribuidor para nuestro consumo. Los peajes depen de la tarifa contratada y tienen la característica de ser menores cuanto mayor sea la tensión de suministro. Por tanto, al consumidor siempre le interesa conectarse a la tensión más alta posible para minimizar el coste de este concepto. Añadir que esta componente del precio puede suponer alrededor de un 30% de la facturación total, aunque depe del tipo de consumidor. Los precios de los peajes para cada tarifa de suministro son publicados en el BOE por el MICyT, al menos con periodicidad anual. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 45
46 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE 2) Consumo de energía reactiva El término de facturación por energía reactiva será de aplicación a cualquier tarifa, para lo cual se deberá disponer del contador de energía reactiva permanentemente instalado, excepto en los casos de la tarifa simple de baja tensión 2.0 A. Cuando el consumo de energía reactiva supera el 33 % del consumo de energía activa (factor de potencia inferior a 0,95) se facturarán penalizaciones por exceso de consumo de energía reactiva. No se trá en cuenta el consumo en el período 3 para las tarifas 3.0A y 3.1A ni el consumo en el período 6 para las tarifas de seis periodos. La forma de corregir el exceso de consumo de energía reactiva es mediante la instalación de una batería de condensadores, que compensarán automáticamente el consumo. 3) Coeficientes de pérdidas Los coeficientes de pérdidas se refieren al porcentaje de pérdida de energía que se produce en el transporte y distribución de la misma. Los coeficientes de pérdidas depen de la tarifa de suministro, y se utiliza para traspasar la energía suministrada a los consumidores a tarifa de último recurso y a los consumidores en el mercado en sus contadores a energía suministrada en barras de central, a los efectos de las liquidaciones previstas en el Real Decreto 2017/1997. Se trata de coeficientes regulados por el Estado y, al igual que los peajes, son menores cuanto mayor es la tensión de suministro. Por tanto, lo ideal sería contratar siempre la mayor tensión que permitan las instalaciones. 4) Pagos por capacidad Los pagos por capacidad son los precios regulados para garantizar que existe potencia disponible suficiente a medio y largo plazo para la cobertura del suministro de energía eléctrica en todos los nodos de la red del sistema eléctrico español. Desde el 1 de enero de 2008 sustituyen a su antecesor: la garantía de potencia. Actualmente, los pagos por capacidad depen de la tarifa de suministro contratada y del consumo eléctrico, pudio variar sustancialmente este concepto de unos consumidores a otros Precios No Regulados de la facturación Esta componente de la facturación contempla el precio por la energía consumida en mercado libre, y por tanto no viene regulado por el Estado. Incluye el precio de la energía en el Mercado Diario e Intradiario (gestionados por OMIE), costes por contratos ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 46
47 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE bilaterales, costes por desvíos medidos (diferencia entre energía consumida y energía programada) y costes por los servicios de ajuste del sistema. 1) Precio por contratos bilaterales Como ya se mencionó en el capítulo 1 de la Memoria, se trata de contratos de compra-venta de electricidad que se realizan con años, meses, semanas o días de antelación a la entrega física de la energía. Se trata de un mercado con precios no regulados, en el que los agentes compradores (principalmente comercializadores y consumidores finales) y vedores (principalmente generadores) intercambian bilateralmente contratos diseñados en función de sus necesidades. En la Tabla 1 del Capítulo 1 queda reflejada la importancia de esta componente, que abarca aproximadamente un 45% de la demanda eléctrica nacional. Sin embargo, esta modalidad la utilizan fundamentalmente las comercializadoras libres y de último recurso, sio prácticamente nula para los Consumidores Directos. 2) Precio de la energía en el Mercado Diario Recordemos que el precio de la energía en el Mercado Diario, también denominado precio marginal del diario, es el resultado de la casación de ofertas de venta y de compra gestionadas el día anterior al despacho de energía. Se trata pues de una componente de la facturación variable y no regulada. El precio de la energía en el Mercado Diario se determina para cada una de las 24 horas del día como resultado de la casación, valores que están disponibles tanto en la web del operador del sistema (REE) como en la web de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Se trata de la componente con mayor peso (aproximadamente un 60%) dentro de los precios no regulados, como refleja la figura ) Precio de la energía en el Mercado Intradiario Al igual que en el Mercado Diario, el precio de la energía en el Mercado Intradiario es el resultado de la casación de ofertas de venta y de compra gestionadas en las sesiones celebradas unas horas antes del despacho de energía (sesiones del intradiario), y por tanto son precios variables y no regulados. El precio para cada hora del día y cada sesión del intradiario puede consultarse en la web del operador del sistema y de la CNE. Esta componente ocupa el segundo o tercer puesto, en cuanto al peso que supone, dentro de los precios no regulados (véase la figura 2.3). ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 47
48 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE 4) Servicios de ajuste del sistema En el procedimiento de operación, P.O. 14.4, derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema, publicado por REE, se determinan los derechos de cobro y las obligaciones de pago que se derivan de los servicios de ajuste del sistema a efectos del proceso de liquidación, entre los que se incluyen las restricciones técnicas del PBF, banda de regulación secundaria, restricciones técnicas en tiempo real, restricciones técnicas del intradiario, intercambios internacionales y el saldo de desvíos. La energía gestionada en los servicios de ajuste del sistema para los años 2009 y 2010 se muestra en el siguiente gráfico, donde destaca principalmente las restricciones técnicas del Programa Base Final. Figura 2.1. Energía gestionada en los servicios de ajuste del sistema. Los costes derivados por cada uno de estos conceptos están publicados en la web de REE. Se trata de precios por kwh consumido y para cada una de las 24 horas del día. Sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF El Programa Base de Funcionamiento (PBF) es el programa de energía diario, con desglose por periodos de programación de las diferentes unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español. Este programa es establecido por el Operador del Sistema a partir del programa ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 48
49 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE resultante de la casación del mercado diario y la información de ejecución de contratos bilaterales con entrega física. El sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF (SCPVP) será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español. La obligación de pago de cada unidad de adquisición, ua, correspondiente al pago del sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF se calcula según la siguiente fórmula: OPSCPVPua = SCPVP MBCua / Σua MBCua Coste fijo total de la asignación de banda de regulación secundaria El coste de la banda de regulación secundaria (CFBAN) será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición mencionadas en el apartado anterior. La obligación de pago de cada unidad de adquisición, ua, correspondiente al pago de la banda se calcula según la formula siguiente: OPCFBANua = CFBAN MBCua / Σua MBCua Sobrecoste de las restricciones técnicas en tiempo real El sobrecoste por las restricciones técnicas en tiempo real (SCRTR) será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas las mismas unidades de adquisición que en el apartado anterior. La obligación de pago de cada unidad de adquisición, ua, correspondiente al pago del sobrecoste por las restricciones técnicas en tiempo real se calcula según la formula siguiente: OPSCRTRua = SCRTR MBCua / Σua MBCua Restricciones Técnicas del Mercado Intradiario La retirada de una oferta de venta de energía incluida en la casación del mercado intradiario dará lugar a una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a una obligación de pago para la unidad u calculada según la fórmula siguiente: ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 49
50 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE OPRTMIu,s = ERVMIu,s PMIs donde: ERVMIu,s = Energía retirada a la unidad u en el proceso de solución de restricciones a la correspondiente sesión s del mercado intradiario. PMIs = Precio marginal de la correspondiente sesión s del mercado intradiario. La retirada de una oferta de compra de energía incluida en la casación del mercado intradiario dará lugar a una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a un derecho de cobro para la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente: DCRTMIu,s = ERCMIu,s PMIs donde: ERCMIu,s = Energía retirada a la unidad u en el proceso de solución de restricciones a la correspondiente sesión s del mercado intradiario. PMIs = Precio marginal de la correspondiente sesión s del mercado intradiario. Intercambios internacionales Los intercambios de apoyo entre sistemas que realice el Operador del Sistema mediante compensación económica por la energía suministrada a través de las interconexiones se anotaran para cada interconexión en la cuenta del Operador del Sistema como derecho de cobro, si es en sentido importador, y como obligación de pago, si es en sentido exportador. El sobrecoste de los intercambios de apoyo se calcula como la diferencia entre los derechos de cobro y obligaciones de pago anteriores y el importe de la energía del intercambio valorada al precio marginal del mercado diario. El sobrecoste por los intercambios de apoyo con precio establecido será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas las mismas unidades de adquisición del primer apartado. La obligación de pago de cada unidad de adquisición, ua, correspondiente al pago del sobrecoste por los intercambios de apoyo (SCIA) se calcula según la fórmula siguiente: OPSCIAua = SCIA MBCua / Σua MBCua Los intercambios de apoyo que realice el Operador del Sistema mediante devolución de energía se valoraran al precio marginal del mercado diario realizándose una anotación en una cuenta de compensación mensual a efectos de su liquidación. La anotación será un derecho de cobro, si el intercambio es en sentido importador y una obligación de pago, si es en sentido exportador. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 50
51 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE Asignación del excedente o déficit de la valoración de desvíos Como consecuencia del método de valoración de los desvíos, el saldo resultante del conjunto de derechos de cobro y obligaciones de pago en una hora (SALDOLIQ) será un excedente, o en su caso, un déficit. El excedente (SALDOLIQ < 0) se repartirá a las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua como minoración de los costes de restricciones técnicas y de banda. Quedan exceptuadas las mismas unidades de adquisición del primer apartado. En caso de excedente, estas unidades trán un derecho de cobro en la hora en concepto de ajuste que se calculará con la siguiente fórmula: DCAJDVu = - SALDOLIQ x MB Cua / Σu MB Cua En el caso de que se produjera un déficit en la hora (SALDOLIQ > 0) las unidades anteriores trán una obligación de pago en la hora en concepto de ajuste que se calculará con la siguiente fórmula: OPAJDVu = - SALDOLIQ x MBCua / Σu MBCua 5) Desvíos entre Energía Medida y Energía Programada El sobrecoste horario originado por la aparición de desvíos en el sistema que han tenido que ser gestionados por el OS (servicios complementarios de secundaria y terciaria y gestión de desvíos) es posteriormente repercutido a los agentes que se hayan comportado en contra de las necesidades del sistema. Si el desvío neto horario del sistema era a subir, significa que había más demanda que producción y por tanto ha sido necesario utilizar más generación o solicitar menor consumo, por lo que el sobrecoste lo pagarán aquellos agentes que hayan producido de menos en esa hora o hayan consumido de más respecto a su programa. En el caso de que el desvío neto horario del sistema sea a bajar, significa que sobraba producción respecto a la demanda, por lo que los sobrecostes de los desvíos serán repercutidos a aquellos productores que hayan producido de más y a los consumidores que hayan consumido de menos respecto a su programa horario. Finalizado el alcance temporal diario de los programas de los agentes, consumidores y generadores, se entra en los procesos de liquidación de sus energías (cobros y pagos) realmente producidas y consumidas, repercutio a cada uno los costes de los desvíos en que han incurrido por haber incumplido sus respectivos programas de producción y consumo. Así, a aquellos que se han desviado a subir en una determinada hora (generadores que han producido más que su programa y consumidores que han consumido menos que sus programas) se les repercute el coste correspondiente en caso de que ese desvío haya ido en dirección contraria a las necesidades del sistema en dicha hora (los generadores cobran un precio inferior al precio marginal de la hora por su producción adicional, y los consumidores reciben un precio inferior al precio marginal ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 51
52 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE que pagaron en esa hora por su menor consumo), mientras que si su desvío fue en el mismo sentido de las necesidades del sistema, no se les repercute coste alguno (los generadores cobran el marginal y los consumidores reciben el marginal). Razonamiento idéntico es para el caso de desvíos a bajar, en los que productores han generado menos energía que su programa y los consumidores han consumido más que lo establecido en su programa. Precio de desvíos a subir: Se definen como desvíos a subir los desvíos en sentido de mayor generación y los desvíos en sentido de menor consumo. Precio de desvíos a bajar: Se definen como desvíos a bajar los desvíos en sentido de menor generación y los desvíos en sentido de mayor consumo. El precio de los desvíos (subir y bajar) se determina de la siguiente forma. En primer lugar, se calcula el saldo neto horario SNSB de las energías a subir y a bajar asignadas por el procedimiento de resolución de desvíos, por regulación terciaria y por regulación secundaria. SNSB= Σu,s(EPRDSu,s+EPRDBu,s) + Σu(ETERSu+ETERBu) +Σz (ESECSz+ESECBz) Si SNSB es negativo, el precio horario de los desvíos a subir se calculará con la fórmula siguiente: donde: PDESVS = mín (PMD, PMPRTSB) PMPRTSB = Precio medio ponderado de las energías a bajar asignadas por el procedimiento de resolución de desvíos, por regulación terciaria y por regulación secundaria. Si no existe valor para PMPRTSB o, si SNSB es no negativo, el precio de los desvíos a subir será el precio marginal del mercado diario. Si SNSB es positivo, el precio horario de los desvíos a bajar se calculará con la fórmula siguiente: donde: PDESVB = máximo (PMD, PMPRTSS) ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 52
53 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE PMPRTSS = Precio medio ponderado de las energías a subir asignadas por el procedimiento de resolución de desvíos, por regulación terciaria y por regulación secundaria. Si no existe valor para PMPRTSS o si SNSB es no positivo, el precio de los desvíos a bajar será el precio marginal del mercado diario. Los precios de los desvíos a subir y bajar para cada hora del día vienen publicados en la web pública de REE. Figura 2.2 Evolución de precios en el mercado libre entre los años 2009 y Precio Final Exacto y Precio Final Medio Recopilando toda la información detallada en la sección 2.2, el importe total de la facturación eléctrica para un Consumidor Directo en Mercado viene dado por los siguientes conceptos: Costes Regulados: o Peajes o tarifas de acceso: Término de potencia Término de energía o Pagos por Capacidad Costes No Regulados: o Precio de la energía por contratos bilaterales o Precio de la energía en Mercado Diario o Precio de la energía en Mercado Intradiario o Costes por servicios de ajuste del sistema Sobrecostes restricciones técnicas del PBF Sobrecostes banda de regulación secundaria Sobrecostes restricciones técnicas en tiempo real Costes restricciones técnicas del intradiario Costes intercambios internacionales Saldo de desvíos ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 53
54 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE o Costes por desvíos medidos Impuestos: o Impuesto especial de Electricidad o IVA Además, hay que tener en consideración los coeficientes de pérdidas para pasar la energía medida en contador a energía medida en barras de central. El objetivo principal de este Proyecto, como ya se ha mencionado aneriormente, es determinar cuál habría sido el importe total de la facturación eléctrica del edificio Hospital de Marina participando como Consumidor Directo en el Mercado, sio por tanto necesario disponer de los datos correspondientes a cada uno de los conceptos mencionados anteriormente. El primer párrafo de la Disposición Adicional Segunda del Real Decreto 1454/2005 establece que: La Comisión Nacional de la Energía calculará y publicará los precios finales e índices de precios medidos de la energía eléctrica con carácter horario para lo cual, el Operador del Mercado y el Operador del Sistema le remitirán la información necesaria sobre los mercados y servicios que cada uno gestiona; asimismo podrá solicitar a las sociedades rectoras de los mercados a plazo en el ámbito del MIBEL, donde se negocie energía con entrega física, la información que resulte necesaria a estos efectos. De acuerdo con lo anterior, la Comisión Nacional de la Energía publica en su web un documento con el criterio utilizado para el cálculo del precio final medio de la energía en el mercado, donde establece lo siguiente: PFMh = PMDh donde: Componente mercado diario = PMDh Componente mercado intradiario = Componente de otros servicios de ajuste = Componente de desvíos = ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 54
55 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE Componente restricciones técnicas = Componente de banda secundaria = Componente de pagos por capacidad = La componente de restricciones técnicas incluye las subcomponentes de restricciones, en el programa base de funcionamiento (PBF) y en tiempo real. La componente de otros servicios de ajuste del sistema incluye los intercambios internacionales, saldo de desvíos y fallo de unidades de programación genéricas. La disposición adicional quinta de la Orden ITC/1659/2009 que entró en vigor el 1 de julio de 2009 establece que: El operador del sistema deberá comunicar al Operador del Mercado Ibérico Polo Español la información necesaria para el cálculo unitario medio por unidad de energía del valor de cada concepto de los sobrecostes para el conjunto de consumidores en el agregado del sistema eléctrico, especificando los sobrecostes para el colectivo de consumidores suministrados por los comercializadores de último recurso. Tanto el operador del sistema como el operador del mercado ibérico-polo Español deberán publicar en sus respectivas páginas de internet los valores de estos costes y sobrecostes en cada hora, indicando asimismo el coste final de la energía y los componentes del precio final en agregado y para cada tipo de consumidor. Los tres grupos de consumidores en el sistema eléctrico peninsular de acuerdo con la Orden ITC/1659/2009 son: Agregado de todos los consumidores del sistema eléctrico. Consumidores suministrados por comercializador del último recurso. Consumidores no suministrados por comercializador del último recurso que incluye a los consumidores suministrados por otros comercializadores y a los consumidores directos en el mercado. El siguiente gráfico muestra el peso relativo que supone cada componente en el precio final medio, donde observamos que destaca con diferencia el precio de la energía comprada en el mercado diario. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 55
56 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE Figura 2.3 Componentes del precio final medio del mercado libre en el año Tabla 3. Componentes del precio final medio de electricidad. Demanda peninsular. El precio final medio representa un valor aproximado del coste de la energía eléctrica por kwh para cada grupo de consumidores, sio sólo una referencia que puede distar en mayor o menor medida del precio final real depio del consumidor. Por la simplicidad en los cálculos, el precio final medio se ha utilizado en algunos trabajos para valorar el coste de un consumidor directamente en el mercado, véase López Barranquero (2011). Sin embargo, no parece haber ningún estudio en el que se calcule de forma adecuada el precio real que pagaría un consumidor directo. Las siguientes componentes del coste medio final de la energía son iguales para todos los tipos de consumidores porque no depen de la actuación de los sujetos suministradores en el mercado: coste mercado diario, coste de restricciones técnicas, coste de banda secundaria, coste de otros servicios de ajuste. Las componentes del mercado intradiario y del coste de desvíos depen de la actuación en el mercado de los sujetos suministradores y por tanto, son distintos para cada grupo de consumidor. Por otra parte, la componente del pago por capacidad depe de la tarifa de acceso del consumo medido y cuyos precios están establecidos en el BOE. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 56
57 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE Precisamente, son los pagos por capacidad y, en mayor medida, los desvíos entre energía consumida y programada, los que pueden marcar mayores diferencias entre el coste real de la facturación y el coste resultante de usar el precio final medio. Como objetivo de este trabajo, nos proponemos comparar el coste real que se pagaría como consumidor directo con el coste que resulta de usar los precios finales medios CARACTERÍSTICAS Y CALENDARIO DE LAS LIQUIDACIONES El Consumidor Directo en Mercado recibe las siguientes facturas: - Una factura diaria de OMIE por la energía adquirida en el mercado diario e intradiario. - Una factura mensual de REE por el coste de los ajustes del sistema. - Una factura mensual del Distribuidor por los Peajes Liquidación a realizar por el Operador de Mercado El Operador del Mercado (OMIE), de acuerdo con sus funciones como gestor del sistema de ofertas de compra y venta de energía en el mercado diario, es el encargado de realizar la liquidación de los programas resultantes de los procesos de casación de los mercados diario e intradiario. En la liquidación se practican para cada hora y sesión de mercado diario e intradiario las siguientes anotaciones en cuenta a las unidades, aplicando el precio marginal español o portugués según la zona a la que pertenezca la unidad: A cada unidad que ha resultado vedora se le anota un derecho de cobro calculado como el producto de la energía vida por el precio marginal. A cada unidad que ha resultado compradora se le anota una obligación de pago calculada como el producto de las compras realizadas por el precio marginal. En caso de producirse separación de mercados entre España y Portugal, la renta de congestión que se genera debido a la diferencia de precio entre España y Portugal, se asigna al 50% entre los operadores del sistema de ambos países. La liquidación diaria de cada agente se obtiene como la suma de las anotaciones horarias correspondientes a las ventas y compras realizadas en cada hora de las distintas sesiones. El operador del mercado, en aplicación de la Disposición adicional tercera del RD 1496/2003 de 28 de noviembre de Reglamento de facturación, expide diariamente facturas en nombre y por cuenta de las entidades suministradoras de energía que ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 57
58 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE acuden al mercado y expide una factura por los suministros efectuados a cada adquirente de energía. En dichas facturas el operador del mercado incluye los correspondientes impuestos: I.V.A. y en el caso de los consumidores directos el impuesto de la electricidad que les corresponde Liquidación a realizar por el Operador del Sistema El Operador del Sistema es el encargado de liquidar los siguientes conceptos: Pagos por capacidad. Servicios de ajustes del sistema: a) La resolución de restricciones por garantía de suministro. b) La resolución de restricciones técnicas del PBF, del mercado intradiario y en tiempo real. c) La resolución de desvíos generación-consumo. d) Los servicios complementarios de regulación secundaria. e) Los servicios complementarios de regulación terciaria. Desvíos entre energía medida y energía programada. En su caso, cuota de la moratoria nuclear a la que se refiere el artículo 6.3, párrafo segundo del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre. Impuesto Especial sobre la Electricidad. Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA). Antes del inicio de cada año natural, se pondrá a disposición de los Sujetos de Liquidación el calario de pagos para el siguiente año natural. Este calario detallará las fechas límite de comunicación de los cargos y abonos y las fechas límite de pago de cada liquidación. Se pondrá a disposición del Sujeto de Liquidación su correspondiente factura de compra en la que se hará constar lo siguiente: - Periodo mensual de liquidación. - Energía adquirida - Importe total de las obligaciones de pago. - Cuota de la moratoria nuclear. - Cuota soportada del Impuesto sobre la Electricidad. - Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) soportado. Junto con las facturas, se pondrá a disposición de los Sujetos de Liquidación la nota de cargo o de abono por el importe neto a pagar o recibir resultante de la factura o facturas correspondientes al mismo día de cobros y pagos. En dicha nota se hará constar lo siguiente: - Importe a pagar o recibir por el Sujeto de Liquidación por el conjunto de las facturas. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 58
59 CAPÍTULO 2. EL CONSUMIDOR DIRECTO EN EL MERCADO LIBRE - Identificación de las facturas que compre la nota de cargo o de abono. - Fecha y hora límite de pago. - Cuenta en la que se debe recibir el pago del Sujeto de Liquidación. Para cada mes M, trán lugar los siguientes procesos de liquidación: En el mes M, la Liquidación Inicial Provisional Primera. En el mes M+1, la Liquidación Inicial Provisional Segunda. En el mes M+3, la Liquidación Intermedia Provisional. En el mes siguiente al cierre provisional de medidas, la Liquidación Final Provisional. En el mes siguiente al cierre definitivo de medidas, la Liquidación Final Definitiva. Los detalles de las medidas a considerar en cada liquidación, así como la cronología de las distintas anotaciones aparecen detalladas en el Procedimiento de Operación P.O publicado por el Operador del Sistema (REE). ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 59
60 CAPÍTULO 3 60
61 CAPÍTULO 3. EL EDIFICIO DEL HOSPITAL DE MARINA CAPÍTULO 3 EL EDIFICIO DEL HOSPITAL DE MARINA En este capítulo se introduce una breve descripción de las instalaciones que componen el Edificio del Hospital de Marina, edificio seleccionado para simular su facturación eléctrica como Consumidor Directo en el Mercado, así como la distribución del consumo eléctrico durante los años 2010 y También se detalla la modalidad de la tarifa eléctrica contratada y la facturación correspondiente a dichos años mediante comercializadora libre. 3.1 CARACTERÍSTICAS DEL EDIFICIO El Antiguo Hospital de Marina es la sede de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería Industrial de la Universidad Politécnica de Cartagena (UPCT). Con sus 170 metros de fachada, cuenta con tres plantas, un sótano y una planta bajo cubierta (buhardilla). En el sótano, que originariamente era un depósito de agua de gran capacidad del Hospital en dónde se recogían las aguas pluviales, se encuentra el grueso de las aulas del edificio, en total 15 aulas (denominadas PS) con una capacidad para 1600 estudiantes. En la actualidad, el centro dispone de 2500 alumnos adscritos, que junto con PDI y PAS, se cifra en aproximadamente 3000 personas. La planta baja consta de dos patios, Levante y Poniente, ambos de geometría cuadrada, en los que se ubican una serie de aulas (denominadas PB) y servicios. En el patio de Levante se encuentran la Dirección de la Escuela, la Delegación de estudiantes, el Servicio de Estudiantes y Extensión Universitaria, la Sala de Juntas y un Aula de Libre Acceso (ALA) para los estudiantes. En el patio de Poniente se encuentra la Secretaría de Gestión Académica y las Aulas de Informática. Desde cualquiera de estos patios se puede acceder a la cafetería y a la planta sótano. En las restantes plantas se ubican los Departamentos de la Universidad Politécnica con docencia en la Escuela. En cada una de las galerías que delimitan externamente a los patios, se localiza casi siempre una sede departamental. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 61
62 CAPÍTULO 3. EL EDIFICIO DEL HOSPITAL DE MARINA Los despachos del profesorado se sitúan sobre la parte interior del patio, los laboratorios ligeros se asoman a los muros externos del Hospital. La nave central del edificio acoge un Salón de Grados y una Sala de Usos Múltiples en la primera planta y un Salón de Actos de gran capacidad (2ª planta y buhardilla). El Centro dispone de aulas de docencia ubicadas en la planta sótano (PS), Planta Baja (PB) y Primera Planta (P1), lo que supone un total de 2200 puestos. Dichas aulas son asignadas por la Dirección del Centro para la impartición de la docencia de las asignaturas de los planes de estudio en vigor. De manera complementaria los profesores pueden solicitar la reserva de aulas para asignaturas optativas, así como para el desarrollo de actividades docentes complementarias. Asimismo, con el fin de poder realizar la defensa de Trabajos Fin de Grado, Máster o Tesis Doctorales, reuniones y eventos de distinta índole por parte de la Comunidad Universitaria, se dispone de la Sala de Juntas, un Aula Multiusos, un Salón de Grados y el Aula Sebastián Feringán. El Centro dispone de 6 salas de informática para prácticas docentes con un total de 129 puestos, así como un Aula de libre acceso a Internet (ALA) con 25 puestos para los estudiantes, en la que disponen del mismo software que el empleado en las prácticas docentes. Además, la ETSII cuenta con 3 salas de estudio con un total de 150 puestos. Son lugares habilitados y acondicionados para el estudio y/o lectura de todo el colectivo universitario. Dichas salas se encuentran en la planta baja. La mayor parte del consumo eléctrico del Edificio del Hospital de Marina se debe a la climatización, que abarcaría un 60% del consumo total del edificio, sio el reparto del consumo aproximadamente el siguiente: ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 62
63 CAPÍTULO 3. EL EDIFICIO DEL HOSPITAL DE MARINA Figura 3.1. Reparto del consumo eléctrico del Edificio H.M. La climatización es, por tanto, el factor determinante en el consumo eléctrico del edificio, lo cual queda reflejado en las curvas de consumo diarias introducidas en el apartado 3.3 del presente capítulo. Destacar que el sistema de climatización del edificio está formado por un circuito cerrado de agua y no dispone de depósito de inercia. El consumo eléctrico se debe principalmente a los procesos de calentamiento y frío del agua del circuito, mientras que las bombas que hacen circular el agua por el circuito suponen un consumo eléctrico menor. Por otra parte, el sistema de climatización parece contar con un calorifugado eficiente, de manera que se producen muy pocas pérdidas de calor/frío en el circuito de agua. Las horas de encido y apagado de las máquinas las establece la Unidad Técnica de la universidad. Una selección adecuada de las horas de encido y apagado podría suponer un ahorro significativo, aunque éste no es el objetivo de la Memoria. En cuanto al sistema de iluminación, la zona exterior se realiza mediante control automático según el horario establecido por la Unidad Técnica de la UPCT, en función del calario académico del curso, mientras que el sistema de iluminación interior se realiza manualmente. 3.2 TARIFA CONTRATADA Y COSTES REGULADOS ASOCIADOS En esta sección describimos la tarifa de suministro contratada para el Edificio del H.M. y detallamos los costes que corresponden a dicha tarifa para cada una de los conceptos que forman la componente regulada del precio de facturación eléctrica. Las tarifas de acceso aplicables depen de la tensión de suministro y de la potencia contratada. Las distintas modalidades de tarifa de acceso se recogen en la siguiente tabla: ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 63
64 CAPÍTULO 3. EL EDIFICIO DEL HOSPITAL DE MARINA NOMBRE TARIFA RANGO POTENCIA Nº PERÍODOS NIVEL DE TENSIÓN HORARIOS TARIFAS DE BAJA TENSIÓN Tarifa 2.0 A 15 kw 1 ó 2 1 kv Tarifa 3.0 A > 15 kw 3 1 kv TARIFAS DE ALTA TENSIÓN Tarifa 3.1 A 450 kw 3 1 kv y < 36 kv Tarifa 6.1 >450 kw 6 1 kv y < 36 kv Tarifa kvy < 7 2,5 kv Tarifa ,5 Kv y < 145 kv Tarifa kv Tarifa Conexiones internacionales Tabla 4. Tarifas de acceso para consumidores en mercado eléctrico. Actualmente, y en los años a los que se refiere la presente Memoria (2010 y 2012), la tarifa de acceso contratada para el Edificio del H.M. es la AT 6.1 de 6 periodos, con una tensión de suministro de 20 kv. A continuación se definen los periodos horarios aplicables a la tarifa de la modalidad de seis periodos establecidos en el Anexo II de la ORDEN ITC/2794/2007, de 27 septiembre., por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de Tabla 5. Tarifa de acceso 6.1 (AT <36 kv y AT >450 kw en algún periodo). Como ya se indicó en el capítulo anterior, los precios regulados son fijados por el Estado y además depen de la tarifa de suministro. En esta componente se incluyen las tarifas de acceso (o peajes), los pagos por capacidad y los coeficientes de pérdidas. Los precios han sido fijados por la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre y se actualizan periódicamente. ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA 64
Comentarios de Gas Natural SDG, S.A. al documento:
s de Gas Natural SDG, S.A. al documento: Proposta de Alteracao Regulamentar para permitir a abartura do mercado de electricidade em baixa tensao normal (BTN)" 15/10/2004 1 Proposta de Altercao Regulamentar
www.observatoriocriticodelaenergia.org www.observaelmercadoelectrico.net 1 edición: 12 de Enero de 2012 2 edición (corregida): 28 de Octubre de 2012
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References: Real Decreto 
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 artículo 4
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 artículo 6
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