Mercado de Electricidad 2004 - UDC · 2016. 11. 22. · El mercado de producción de energía eléctrica, con más de siete años de experiencia, en los que ha funcionado con normalidad

Mercado de Electricidad 2004

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Índice

EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN 2004NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD

Normativa de la Unión Europea sobre el mercado interior de la electricidad Disposiciones legales que regulan el sector eléctrico en España Desarrollo normativo Las Reglas de Funcionamiento del Mercado Planificación energética Ahorro y eficiencia energética en España El Protocolo de Kioto Libro Blanco sobre el sector energético y medidas de impulso a la productividad Funciones de OMEL

ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDADEstructura y organización del mercado de electricidad Principios por los que se rige el mercado de electricidad, de acuerdo con su regulaciónSecuencia y procesos del mercadoMercados diario e intradiarioProcesos de gestión técnica del sistemaLos flujos de informaciónLiquidacionesExtrapeninsularesExtensión de la liberalización a todos los consumidores

LOS AGENTES DEL MERCADO La participación de los agentes en el mercado Agente representanteLos productores Los comercializadores Los distribuidores Los agentes externos Los consumidores Requisitos para ser agente del mercado Calendario de liberalización del suministro Los agentes del Mercado Ibérico

LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2004La contratación en el mercado de electricidad Mercado diario Mercado intradiario Procesos de operación técnica del sistema Precio horario final Intercambios internacionales de electricidad

LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONALAnálisis realizados por la Asociación de Operadores de Mercado APEx Evolución y cuarto informa anual sobre la puesta en marcha del mercado interior de la electricidadEl Foro de FlorenciaIntercambios intracomunitarios, contribuciones de Europex y solución de las congestiones en elcontexto europeoEvolución de los precios en los principales mercados organizados spot durante el año 2004Importancia del mercado español en el contexto europeoEl Mercado Ibérico de electricidad

MEDIOS TÉCNICOS Y TECNOLOGÍA DE OMEL Nuestro equipo humano El sistema de información de OMEL Principales modificaciones durante 2004Tecnologías avanzadas en OMEL y cooperación con otras entidades

LA INFORMACIÓN EN EL MERCADO DE ELECTRICIDAD Información sobre el mercado de electricidad y sus resultados La actividad de formación de OMEL

4141623303840414347505456585960646467747580828282858788909094949698

102109111112123128131136140142

147150152160162162167170172175176

1.2.2.1 2.22.32.42.52.62.72.82.9

3.3.13.2 3.3 3.43.53.63.73.83.9

4.4.14.24.34.44.54.64.74.84.94.10

5.5.15.25.35.45.55.6

6.6.16.26.36.4

6.56.66.7

7.7.17.27.37.4

8.8.18.2

Evolución del Mercado de Electricidad en 2004

El mercado de producción de energía eléctrica, con más de siete años deexperiencia, en los que ha funcionado con normalidad y eficacia, ofrece alos agentes participantes en el mismo la posibilidad de contratar energíaeléctrica en siete sesiones: la primera y principal del mercado diario y seissesiones posteriores del mercado intradiario, distribuidas a lo largo de las24 horas del día.

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN 2004

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Las liquidaciones, los cobros y los pagos, referidos a los precios finalesdel mercado por los suministros y producciones realizadas y por tanto,resultado de las transacciones en los mercados diario e intradiario,procesos de gestión técnica y de las mediciones, se han producidoconforme a las Reglas de Funcionamiento del Mercado. Desde febrero de1999 se presta a los agentes el servicio de facturación mensual de laenergía comprada y vendida a través de OMEL, que ha sido adaptadodesde 2003 a las solicitudes de los productores en régimen especial, conla doble modalidad de liquidación por agente vendedor agregada oindividual, cuando éste actúa exclusivamente como representante en lapresentación de ofertas.

Se ha producido un notable avance en la recepción e incorporación demedidas de la generación de electricidad. Los datos de medida de losproductores participantes en el mercado están disponibles al día siguienteal del suministro en más de un 97% de los casos.

En el año 2004 se han dado pasos relevantes en la consolidación delmercado liberalizado. Entre los hitos más importantes que han tenidolugar destaca en el ámbito comunitario la entrada en vigor de la Directiva2003/54/CE; en el ámbito de la Península Ibérica, la firma del ConvenioInternacional para la puesta en marcha del Mercado Ibérico de la EnergíaEléctrica; y en el ámbito nacional, el inicio de los trabajos en el llamado"Libro Blanco" cuyas conclusiones, que se conocerán a mediados de2005, servirán como base para la mejora del mercado de producción.

Por lo que se refiere a la evolución del mercado, este ejercicio se hacaracterizado por la incorporación al mercado de nueva capacidad degeneración, tanto en régimen ordinario (3.665 MW) como en régimenespecial (1.250 MW), por el avance de las actividades decomercialización y de representación en el mercado de pequeñosproductores, lo que ha determinado un aumento significativo de losagentes participantes en el mercado, y por una situación continuada deconvergencia de los precios de nuestro mercado con los de los principalesmercados europeos.

Se ha seguido, asimismo, avanzando en la actualización del marconormativo y en la adecuación al mismo de las actividades de OMEL. Así,con fecha 26 de marzo de 2004 se publicó en el Boletín Oficial del Estadoel Real Decreto 436/2004 que supuso una actualización del régimenjurídico y económico de la producción en régimen especial. Estadisposición, que tiene por objeto constituir un texto refundido de losanteriores sobre la materia, introduce determinados regímenestransitorios, refiere la opción de retribución regulada del régimen especiala la tarifa eléctrica media e incorpora un nuevo esquema de incentivos yregulación para la opción de acceso al régimen de mercado de laproducción en régimen especial.

La regulación que el Real Decreto Ley 6/2000 da a la informaciónconfidencial y a la que debe ser puesta a disposición del público engeneral por el operador del mercado y por el operador del sistema es, asímismo, trascendente para un correcto desarrollo de nuestro mercado yse encuentra plenamente incorporada en las Reglas de Funcionamientodel Mercado vigentes y en la actuación a este respecto de OMEL, queadicionalmente a los informes diarios y mensuales, publica también datosde carácter anual e interanual. El Real Decreto Ley 5/2005 incorporanuevas normas de transparencia y en especial la determinación dehechos relevantes en la formación de los precios. Una vez se produzca sudesarrollo normativo se adaptarán al mismo las informaciones publicadaspor la Compañía.

Deben también destacarse los trabajos en curso para la implantaciónde lo dispuesto en el Real Decreto 1747/2003 de 19 de diciembre, quecompleta el desarrollo reglamentario de la Ley 54/1997 del sectoreléctrico y establece en los sistemas insulares y extrapeninsulares unmodelo eléctrico que permite el desarrollo de las actividades en librecompetencia, introduciendo por primera vez la posibilidad efectiva paralos consumidores de elegir libremente su suministrador en condicionesequivalentes a los consumidores del sistema peninsular.

Fuente: Comisión Europea

03 a 04

PRECIO DE LA ELECTRICIDAD EN LA UNIÓN EUROPEA

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El Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, establece un nuevoprocedimiento para la gestión de las situaciones de restricciones técnicasen el sistema eléctrico. Con objeto de dar cumplimento a esta disposición,se ha presentado el pasado mes de febrero, al Ministerio de Industria,Turismo y Comercio una propuesta de modificación de las Reglas deFuncionamiento del Mercado, que también incorpora otras adaptacionesy mejoras en relación con el régimen especial o el acceso de los agentesal mercado.

En el ámbito institucional debe señalarse el normal y fructíferofuncionamiento de las sesiones del Comité de Agentes del Mercado,haciéndose pública toda la información relevante sobre elfuncionamiento del mismo a través del Web público de OMEL.

Durante el año 2004 se han negociado en el mercado 241.224 GWhde energía, por un valor de 8.340 millones de euros, lo que ha supuestoun incremento del 5,5% en cuanto a energía y un aumento del 1,9% encuanto al valor económico respecto del año anterior.

El precio horario final medio ponderado se ha situado en el año 2004en 3,565 c€/kWh, el más bajo de los últimos 5 años, con la evoluciónque a continuación figura y que se ha producido en un entornocaracterizado por unos precios elevados de determinadas materias primaspara la producción de electricidad, por la mejor disponibilidad de reservade capacidad y por un crecimiento sostenido de la demanda.

Estos precios de la energía eléctrica se han comportado en línea con losprecios de los principales mercados organizados europeos y han tenidoun descenso en el entorno del 5%, con respecto a los del 2003, tanto losprecios del mercado diario, como los precios finales. En este ejercicio losprecios de los mercados organizados europeos y las transacciones OTCse han situado entorno a los 30 Euros/ MWh, si bien, la temporada deinvierno ha dado lugar a un repunte de los precios en 2005, que ya veníaanunciándose, a tenor del incremento de la demanda y en respuesta a latendencia ascendente de los precios de los mercados de materias primasy a la evolución desfavorable de la pluviometría.

Esta participación en la convergencia de los precios europeos esconsecuencia de que nuestro mercado está plenamente abierto a lastransacciones de agentes de otros países que vienen participando connormalidad desde 1999, al incremento de la capacidad de generacióneléctrica en España y a la respuesta cada vez más flexible de losintercambios intracomunitarios a las diferencias de precios entre losmercados, aunque con las limitaciones en la negociación de energíaderivadas de la reducida capacidad de las interconexiones físicas.

Esta apertura a la negociación de agentes externos constituye unfactor adicional de integración en el mercado interior de la electricidad ydota al funcionamiento de nuestro mercado de características útiles para

la cooperación con otros mercados europeos y el desarrollo del MercadoIbérico.

En cuanto al incremento de la capacidad de generación en España,cabe destacar el elevado grado de incorporación de nuevas centrales deciclo combinado, que han alcanzado los 8.500 MW en el 2004,contribuyendo en un 9% a la cobertura de la demanda eléctrica. Lasprevisiones apuntan a que al final de 2005, del total de ciclos combinadosque estén en operación (12.000 MW), el 40% corresponderán a nuevosentrantes en el sector, con la connotaciones de todo punto positivas quetiene la entrada de nuevos oferentes en cualquier mercado. En este puntohay que hacer notar que esta política de construcción de cicloscombinados hace necesario que se incremente la colaboración entre lasinfraestructuras gasistas y su aprovisionamiento y la construcción denuevas infraestructuras eléctricas, así como asegurar la disponibilidad dereserva suficiente de la materia prima para estas unidades de produccióneléctrica, ya que el precio del gas natural, como en otros países europeos,puede constituir un factor significativo en la formación de los precios dela electricidad.

Desde el punto de vista de las energías renovables, destaca el esfuerzoque se ha realizado estos años para la incorporación de nuevas unidadesde producción, especialmente eólicas, que además de ser globalmenterespetuosas con el medio ambiente y, por tanto, ser una notable ayudapara el sector y para el país, a fin de lograr el cumplimiento de loscompromisos adquiridos en términos de volumen de emisiones de gases


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a la atmósfera, también contribuyen de una forma sustancial alabastecimiento de energía eléctrica, habiendo proporcionado unacobertura del 18% de la demanda eléctrica en 2004. En la actualidad lapotencia eólica instalada supera los 8.500 MW y el 40% de estacapacidad participa en el mercado organizado directamente o a través deagentes vendedores.

A su vez, la potencia de cogeneración que participa en el mercadoasciende a 1.669 MW, lo que representa el 28% del total.

Los productores en régimen especial, 118, en su mayoría cogeneradoresy productores eólicos que realizan ofertas, bien directamente o a través de agente vendedor, tienen una potencia instalada de 4.938 MW.Adicionalmente 762 MW corresponden a instalaciones de producción

Precio máximo Precio medio Precio mínimo

7

6

5

4

3

2

1

0Ene Feb Mar Abr May Jun Jul OctAgo Sep Nov Dic

Año 04Incremento 04: -4,3%

c€/kWh

EVOLUCIÓN DEL PRECIO FINAL

Precio final medio Precio medio mercado diario Restricciones técnicas + servicios complementarios Garantía de potencia

12

10

8

6

4

2

099 00 01 02 03 04 05

c€/kWh

ANÁLISIS DE PRECIOS EN EL MERCADO DE ELECTRICIDAD

Años 99 a mar 05

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que eran anteriormente regimen especial. Al ser su potencia superior a 50MW, han pasado a ser instalaciones en régimen ordinario, de acuerdocon la normativa vigente.

En el mercado participa en torno al 85% de la generación del parqueeléctrico. La incorporación de nueva generación y nuevos productores almercado sigue estimulando la competencia y permite cubrir losrequerimientos de la demanda de energía eléctrica, cuya tasa decrecimiento para el sistema eléctrico peninsular, en el año 2004, ha sidodel 3,5%.

Desde enero de 2003, todos los consumidores han adquirido lacondición de cualificados: más de 61.500 empresas y 22,1 millones deconsumidores domésticos y comerciales. Todos ellos pueden optar en laactualidad por acogerse a alguna modalidad de contratación libremediante contratos con comercializadores, acudiendo directamente almercado organizado o mediante contratos bilaterales con productores.Con esta apertura, España forma parte del grupo de los 9 paísescomunitarios que ya han otorgado la libertad de elección desuministrador a la totalidad de sus consumidores, situación avanzadarespecto a la establecida en la Directiva 2003/54/CE, que prevé laliberación total en 2007.

Esta capacidad de elección ha sido utilizada en promedio en el año2004 por un 42,1% del volumen de demanda, optando por adquirirla enrégimen de contratación libre y alcanzando 1.349.372 suministros.

Con ello, se han seguido desarrollando las actividades decomercialización y "trading" de electricidad, que seguirán viéndoseimpulsadas en el futuro como consecuencia de la libertad de elección desuministrador por parte de los consumidores y de las mejoras de lascondiciones para el comercio internacional de electricidad.

En cuanto a la evolución de nuestro mercado, es de destacar laparticipación de nuevos agentes que, aunque todavía es reducida entérminos de cuota, resulta de importancia creciente tanto por parte de losproductores como de los comercializadores, lo que está teniendo comoconsecuencia, entre otras cosas, un acercamiento cada vez mayor de losconsumidores domésticos al mercado liberalizado. En la actualidad, 153empresas pueden participar en el mercado como vendedores, siendo 14de ellas agentes externos. El número de agentes que pueden actuarcomo compradores asciende a 94, siendo reseñable el número decomercializadores en el mercado, en la actualidad 63, la mayoría de elloscomercializadores independientes.

En lo que se refiere a las actividades internacionales, debe mencionarsela participación de OMEL en la Asociación Mundial de Operadores deMercado APEx, como presidente de la misma, que ha celebrado sunovena conferencia anual en Leipzig. De nuevo, esta reunión anual hapermitido el intercambio de experiencias entre sus miembros y el análisisde los temas relevantes relativos a los tipos de transacciones, los precios,las relaciones con otros operadores de mercado, del sistema y entidades

supervisoras, los órganos de gobierno e independencia de los mercadosorganizados, la difusión de información y las condiciones de competenciade los mercados organizados.

En el contexto de la Unión Europea también debe destacarse laparticipación de OMEL en EuroPEX, Asociación Europea de Operadoresdel Mercado, que, a instancias de la Comisión Europea, ha desarrolladouna metodología de cooperación entre los operadores de los mercadoseuropeos para la solución de las congestiones internacionales basadasen los métodos de subastas implícitas. Estos trabajos han culminadocon la presentación en el Foro de Florencia de un documento conjuntoelaborado por EuroPEX y la Asociación de Gestores de las RedesEuropeas, ETSO. El documento incorpora un método de utilización dela capacidad comercial determinada por los operadores de los sistemasbasado en un modelo simplificado de flujos, que se combina con elmétodo de acoplamiento de mercados para resolver las congestiones ydeterminar los precios en los mercados diarios europeos, permitiendo laexistencia de contratación bilateral junto a las ofertas en los mercadosorganizados. También es susceptible de combinarse con el método desubastas explícitas o la cobertura a plazo del riesgo de la diferencia deprecios en los mercados. Bajo estos principios también se estánanalizando proyectos de "cooperación local" entre operadores demercado limítrofes para el más eficiente cumplimiento del Reglamento1228/2003. En este contexto debe mencionarse la propuesta deadopción del método de acoplamiento de mercados presentada en juliode 2004 a las Administraciones española y francesa por OMEL, REE,Powernext y RTE.


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Demanda Consumo de bombeo Exportaciones

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

098 99 00 01 02 03 04 05

Años 98 a mar 05GWh

Demanda 99/98D.P.: 6,51%

C.B.: 41,77%Exp.: 100,78%

Total: 7,71%190.578 GWh

Demanda 00/99D.P.: 5,78%

C.B.: 33,66%Exp.: 67,83%Total: 7,15%

204.204 GWh

Demanda 01/00D.P.: 5,45%

C.B.: -15,71%Exp.: -4,73%Total : 4,73%

213.855 GWh

Demanda 02/01D.P.: 2,71%

C.B.: 68,53%Exp.: 6,01%Total: 4,05%

222.508 GWh

Demanda 04/03D. P.: 3,82%

C. B.: -6,21%Exp.: 60,63%Total: 5,34%

247.472 GWh

Demanda 03/02D. P.: 6,28%

C. B.: -32,71%Exp.: 69,58%Total : 6,30%

236.519 GWh

Demanda E-M05/E-M04D. P.: 8,36%

C. B.: -33,83%Exp.: -19,90%

Total: 7,55%69.129 GWh

DEMANDA PENISULAR, EXPORTACIONES Y CONSUMO DE BOMBEO

Régimen especial Régimen ordinario Importaciones

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

098 99 00 01 02 03 04 05


Oferta 99/98R.O.: 3,61%

R.E.: 22,95% Imp.: 77,09%

Total oferta: 7,71%190.578 GWh

Oferta 00/99 R.O.: 6,84%R.E.: 9,77%

Imp.: 5,44%Total oferta: 7,15%

204.204 GWh

Oferta 01/00R.O.: 4,26%R.E.: 13,66%

Imp.: -13,52%Total oferta: 4,73%

213.855 GWh

Oferta 02/01R.O.: 0,97%

R.E.: 15,94% Imp.: 28,12%


Oferta 04/03R.O.: 5,21%

R.E.: 10,35% Imp.: -13,93%


Oferta 03/02R.O.: 5,69%

R.E.: 14,08% Imp.: -10,82%


Oferta E-M05/E-M04R.O.: 4,37%

R.E.: 13,45% Imp.: -48,41%


PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ORDINARIO, RÉGIMEN ESPECIAL E IMPORTACIONES

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En la actualidad, el desarrollo de mercados organizados "spot" se hageneralizado en la Unión Europea, considerándose, asimismo,importante su eficiencia y liquidez. En este contexto, la Unión Europeaestá otorgando un interés creciente a los mercados regionales, comomedio que puede permitir la evolución hacia un mercado europeo másintegrado.

El 1 de octubre de 2004, se suscribió un nuevo conveniointernacional para la creación del Mercado Ibérico de Energía Eléctrica(Mibel) en el que se establecen las líneas maestras para el desarrollodel mismo, basado en un mercado "spot" cuya gestión corresponde aOMEL, sobre la base de su operación actual como mercado físico deelectricidad, y un mercado a plazo gestionado por el Operador deMercado Ibérico - Polo Portugués, OMIP.

El convenio prevé que en el futuro el mercado se gestionará por unúnico Operador del Mercado Ibérico (OMI), fruto de la integración deOMEL y de OMIP. El artículo 20 del Real Decreto Ley 5/2005, prevémodificaciones importantes en el mercado de producción de energíaeléctrica para la implantación del Mercado Ibérico en julio de este año2005.

La plena operatividad del mercado organizado gestionado porOMEL desde su creación, y la adaptación de nuestras actividades a lasúltimas tecnologías de la información disponibles, al proceso deliberalización en la contratación y a la relación con los agentes en elámbito de la información y de la formación, ha continuado mejorandosu diseño para que éste sea un instrumento útil y eficaz para eldesarrollo de la contratación en competencia.

Normativa sobre el mercado de electricidad2 . 1Normativa de la Unión Europea sobre elmercado interior de la electricidad

2 . 2Disposiciones legales que regulan el sectoreléctrico en España

2 . 3Desarrollo normativo

2 . 4Las Reglas de Funcionamiento del Mercado

2 . 5Planificación energética

2 . 6Ahorro y eficiencia energética en España

2 . 7El Protocolo de Kioto

2 . 8Libro blanco sobre el sector energético ymedidas de impulso a la productividad

2 . 9Funciones de OMEL

Las disposiciones que afectan a la liberalización del sector eléctrico y ala creación y regulación del mercado de electricidad tienen comoantecedentes la directiva 96/92/CE sobre normas comunes para elmercado interior de electricidad y el protocolo eléctrico suscrito el 11 denoviembre de 1996.

La Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, constituye la base normativapara la creación y desarrollo del mercado de electricidad y la norma porla que se transpone al ordenamiento jurídico español la citada directivacomunitaria. Otras disposiciones legales posteriores complementandeterminados aspectos de la base anterior.

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2.NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD

2.1 Normativa de la Unión Europea sobre elmercado interior de la electricidad

Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y delConsejo, de 19 de diciembre de 1996 sobre normascomunes para el mercado interior de la electricidad(DO 30/01/97)

La aprobación de la Directiva 96/92/CE sobre el mercado interior dela electricidad, que constituyó el fundamento de la Ley del sectoreléctrico, estableció, como cuestiones básicas, la libertad de instalaciónen generación, el derecho de libre elección de suministro inclusomediante intercambios internacionales, al menos para losconsumidores industriales, (hasta un consumo anual de 9 GWh año encalendario progresivo) y la libertad de acceso a las redes de transportey distribución para que esta libertad de intercambios fuera posible.

España, al igual que los demás Estados Miembros tuvo que afrontarmodificaciones muy sustanciales en su regulación eléctrica y asumirnuevas pautas en el desarrollo empresarial del sector.

La Presidencia española de la Unión Europea del segundo semestrede 1995 impulsó de manera decisiva el entonces proyecto de laDirectiva sobre el mercado interior de la electricidad, proyecto quemereció la calificación, por el Consejo Europeo de Energía, de estadiofinal de la negociación. La Presidencia italiana, a finales del primersemestre de 1996 formalizó la posición común correspondiente a estaDirectiva que se adoptó finalmente en Diciembre de dicho año.

La libertad de instalación y plena competencia en generaciónsobre la base de un procedimiento de autorización reglado, noexcluía la posibilidad de subastas orientadas por los objetivos deplanificación centralizada ni la figura del comprador único quepermitía la continuidad de los monopolios estatales de generaciónactuando como únicos oferentes al consumidor final. El compradorúnico, aunque nunca llegó a utilizarse en la práctica en suconcepción original, era considerado entonces por algunos paísescomo la única forma de preservar determinadas prestaciones deservicio público.

A su vez, la Directiva sólo estableció determinadas cautelas, sobre laindependencia de los gestores de las redes de otras actividadeseléctricas, consideradas entonces como garantía suficiente para el libreacceso a las redes. El acceso a las redes podía ser negociado oregulado. La necesidad de una actuación imparcial por parte de losgestores de las redes y los resultados negativos de algunos sistemaseléctricos en que se adoptó el sistema negociado, han sido

determinantes de los cambios operados en este ámbito en la segundadirectiva sobre el mercado interior de la electricidad.

En cuanto a la liberalización del suministro, la Directiva establecía elumbral de 9 GWh de consumo anual, por encima del cual todos losconsumidores pudieran elegir libremente suministrador, lo queindudablemente conducía a un tratamiento discriminatorio entre unosconsumidores y otros en los Estados miembros en los no se fuerareduciendo este umbral hasta alcanzar a todos los consumidores.Lógicamente, la existencia de asimetría en la apertura del mercado enlos países europeos ha creado una situación difícil de justificar ante elobjetivo último de alcanzar el mercado interior de la electricidad enbeneficio de todos los consumidores europeos.

Estos preceptos que se establecían como los mínimos a incorporar porlos Estados Miembros en su regulación de liberalización, han producidoun cierto grado de heterogeneidad incompatible con el mercado interior,pero también han originado procesos de liberalización bastante másavanzados que los que cabía prever en 1996 en buena parte de losEstados Miembros entre los que se encuentra España.

La transposición de la directiva se produjo mediante la publicaciónde la Ley 54/1997, con notable adelanto sobre los requerimientos dela misma en relación con la mayoría de los países, y estableciéndoseuna liberalización del suministro más amplia que la prevista comomínima en dicha directiva.

Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y delConsejo, de 26 de junio de 2003, sobre normascomunes para el mercado interior de la electricidad ypor la que se deroga la Directiva 96/92/CE (DO15/07/03) - Declaración sobre las actividades dedesmantelamiento y de gestión de residuos

Sin embargo, la Comisión Europea consideró que dicha disposiciónno era suficiente para que el mercado interior de la electricidad y delgas desarrollasen plenamente, por lo que con fecha 15 de julio de2003 se publicó, en el Diario Oficial de la Unión Europea, la Directiva2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de2003, sobre normas comunes para el mercado interior de laelectricidad y por la que se deroga la Directiva 96/92/CE (DO15/07/03). Con la misma fecha se publicó también la Directiva2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 26 de junio de2003 sobre normas comunes para el mercado interior del gas naturaly por la que se deroga la Directiva 96/30/CE.

Con la entrada en vigor de la Directiva 2003/54/CE, las cuestionesmás importantes surgen de la necesidad de profundizar o ampliar elmercado de electricidad. Como cuestiones más relevantes están, la

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efectiva integración de los pequeños consumidores en el régimen deliberalización y el ejercicio de sus derechos al cambio de suministrador,la inadecuación de las infraestructuras de interconexión a una libertadde transacciones creciente, los problemas de posición dominante y suincidencia en la garantía de la libertad de intercambios y losrequerimientos de coordinación para que los niveles de la seguridad desuministro aumenten y favorezcan los intercambios.

La segunda directiva establece un calendario de apertura delmercado por el lado de la demanda, de manera que en 2007 todos losEstados Miembros deben haber otorgado a todos sus consumidores lalibertad de elección de suministrador (artículo 21).

El artículo 3 de la Directiva 2003/54/CE, que se dedica a laregulación del servicio público y a la protección de los consumidores,incorpora además de la seguridad de suministro y protección del medioambiente, obligaciones de información a los consumidores y deprotección a los clientes vulnerables. Esta protección del consumidor seextiende a la salvaguarda de su derecho efectivo de cambio desuministrador para cuya garantía los Estados Miembros debenintroducir las medidas establecidas en el Anexo A, al menos para losconsumidores domésticos.

En cuanto al acceso de terceros a las redes de transporte ydistribución se determina que éste debe ser regulado, debiendo susgestores ser totalmente independientes de otras actividades eléctricasy en especial de la de compraventa de energía eléctrica.

En relación con la actividad de generación, el procedimiento generales el de autorización (artículo 6) y sólo si el procedimiento deautorización no da lugar a la incorporación de capacidad degeneración, puede utilizarse un procedimiento de licitación para laadjudicación de nuevas instalaciones (artículo 7).

Para la aplicación de la segunda Directiva comunitaria sobre elmercado interior de la electricidad, así como para la Directiva2003/55/CE sobre normas comunes para el mercado interior del gasnatural, la Dirección General de Transportes y Energía de la ComisiónEuropea ha publicado ocho notas orientativas de interpretación, unade las cuales se refiere a la seguridad del suministro. Ante fallos delmercado esta nota de interpretación plantea la aplicación de medidasde gestión de la demanda y medidas de actuación excepcionales sobrela generación. Estas últimas sólo pueden aplicarse previa comunicacióna la Comisión y una vez demostrado el fallo del mercado, es decir, lafalta de capacidad suficiente de generación.

Las otras notas de interpretación se refieren a la separación de lagestión de las redes de distribución, medidas prácticas para la aperturade los mercados a la competencia, obligación de servicio público,

excepciones al sistema de acceso de terceros a la red, acceso deterceros a las instalaciones de almacenamiento de gas, seguridad delsuministro de gas y papel de los reguladores en la adopción de lasnuevas directivas de gas y electricidad.

Reglamento (CE) Nº 1228/2003 del ParlamentoEuropeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003relativo a las condiciones de acceso a la red para elcomercio transfronterizo de electricidad (DO 15/07/03)

La segunda Directiva sobre el mercado interior deroga la antiguaDirectiva de tránsito por grandes redes de electricidad y vieneacompañada de la aprobación del Reglamento (CE) Nº 1228/2003relativo a las condiciones de acceso a la red para el comerciotransfronterizo de electricidad, que tiene por objeto establecer losmétodos de tarificación transfronteriza y de gestión de las congestionesmás eficaces, de manera que las transacciones internacionales seproduzcan de manera similar a las nacionales.

Son principios fundamentales en cuanto a la libertad detransacciones aplicable al comercio internacional, los siguientes:

El artículo 4 indica que las tarifas de acceso a las redes nacionalesdeberán ser transparentes, tener en cuenta la necesidad de seguridad

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D I R E C T I V A 2 0 0 3 / 5 4 / C E S O B R E E L M E R C A D O I N T E R I O R D E L A E L E C T R I C I D A D

Aceleración del calendario de apertura:

– 1 de julio de 2004, todos los consumidores no domésticos podrán elegir suministrador.

– 1 de julio de 2007, todos los consumidores podrán elegir suministrador.

– Se establece un procedimiento de seguimiento y control de los avances, tanto en la apertura del mercado como en la aplicaciónde las condiciones de servicio público.

Profundización en la separación jurídica. Los elementos básicos son los siguientes:

– De los gestores de las redes de transporte y distribución respecto de las actividades no relacionadas con el transporte y con la distribución.

– Separación funcional, de TSO y del DSO, con vistas a asegurar su independencia en la empresa verticalmente integrada. La independencia debeser jurídica, funcional y en materia de decisiones de las actividades no relacionadas con el transporte y la distribución, pero no implicarála separación de la propiedad en las compañías verticalmente integradas.

– En el caso de las redes de distribución, podrán quedar eximidas las redes que suministren a menos de 100.000 clientes,o si sirven a pequeños sistemas aislados. Este umbral puede ser revisado.

– Se mantendrán cuentas separadas para las actividades de transporte y distribución.

Obligaciones de Servicio Público, claramente definidas y relacionadas con el suministro y que no afecten al interésde la Comunidad, debiendo ser transparentes, verificables y no discriminatorias.

– Alto nivel de protección para los consumidores finales.

– Especificaciones que como mínimo deben incluir un contrato de suministro.

– Obligación de comunicar a los consumidores las modificaciones en las condiciones del contrato.

– Recibir información transparente sobre precios, tarifas y condiciones generales, que serán equitativas y transparentes.

– No habrá cargo alguno por cambio de suministrador.

– Los procedimientos de reclamaciones serán transparentes, sencillos y poco onerosos.

– Los consumidores domésticos, y en los Estados miembros que así lo consideren, también las pequeñas empresas,disfrutarán del servicio universal.

En relación con la gestión de la demanda los Estados miembros aplicarán las medidas oportunas para alcanzar los objetivosde cohesión económica y social, protección del medio ambiente - que podrán incluir medidas de eficiencia energéticay gestión de la demanda, así como medidas para combatir el cambio climático - y la seguridad del suministro.

Los suministradores de electricidad deben indicar en sus facturas, y en la documentación promocional, la contribuciónde cada fuente energética a la mezcla global de combustibles de la empresa durante el año anterior, las fuentes de informaciónsobre el impacto en el medio ambiente de las emisiones de CO2 y de los residuos radiactivos. Si la electricidad ha sido objetode transacción en los mercados, pueden utilizarse las cifras acumuladas facilitadas por dicho mercado. Si se ha obtenidopor importaciones se pueden utilizar las cifras facilitadas por la empresa en el transcurso del año anterior.

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REGLAMENTO (CE) Nº 1228/2003 RELATIVO A LAS CONDICIONES DE ACCESO A LA RED PARA EL COMERCIO TRANSFRONTERIZO DE ELECTRICIDAD (EEE)

Establece unas normas equitativas para el comercio transfronterizo de electricidad, impulsando la competenciaen el mercado interior de la electricidad, que tengan en cuenta la comparación de gestores de redes eficientes:

– Implica el establecimiento de un mecanismo de compensación por los flujos eléctricos transfronterizos.

– Fija los principios armonizados sobre tarifas de transporte transfronterizo.

– La congestión se solucionará de forma no discriminatoria y conforme a las leyes del mercado.

– Fija principios armonizados sobre la asignación de la capacidad de interconexión disponible entre las redes nacionales de transporte.

La Comisión, con el dictamen de un Comité de Reglamentación, puede adoptar decisiones sobre:

– Las cuantías de compensación que deben abonarse, que se abonarán periódicamente, a períodos vencidos,y siguiendo directrices que establece el propio reglamento. Los flujos serán los efectivamente medidos.

– Las directrices relativas al mecanismo de compensación, y su modificación, incluyendo información detallada sobre el procedimiento de pago.

– Las directrices preverán incentivos de ubicación adecuados, eficaces y armonizados a nivel europeo.

– Las directrices relativas a la asignación de capacidad de comercio disponible.

– Garantizará que los mecanismos de gestión de la congestión evolucionarán de forma compatible con los objetivos del mercado interior.

– Establecimiento de normas comunes de seguridad y operación.

Establece los principios de intercambio de información y de coordinación entre gestores de las redes de transporte,a fin de garantizar la seguridad de las redes en relación con la gestión de la congestión.

Establece las condiciones que deben cumplirse para establecer interconectores, que estando exentos del cumplimientode ciertas obligaciones del Reglamento y la Directiva (peajes, acceso, etc.), impulsen la competencia en el suministro eléctrico.

– Las derogaciones afectan entre otras, a las cuestiones siguientes:

- Asignación de los ingresos derivados

- Derecho a cobrar cánones, diferentes a las tarifas de acceso

- Exoneración de la obligación del libre acceso a la red, establecido en el artículo 20 de la Directiva.

- Respeto al funcionamiento eficaz del mercado interior y a la eficiencia de la red regulada.

La derogación la conceden las autoridades reguladoras nacionales, que pueden imponer condiciones, y aprobaro fijar las normas y mecanismos de gestión y asignación de la capacidad. El propietario del interconector deberá ser una persona físicao jurídica independiente, al menos en su forma jurídica, de los gestores de las redes en cuyos sistemas vaya a construirse el interconector.

La notificación de la derogación será comunicada sin demora a la Comisión, junto con toda la información necesaria.La Comisión puede pedir que se anule o modifique la decisión de conceder una tal derogación. Si la autoridad reguladorano satisface esta solicitud, la Comisión adoptará una decisión definitiva, previo informe del Comité Consultivo.

La inversión para establecer dichos interconectores sólo se concederá si se obtiene la derogación.

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en las redes, ajustarse a los costes reales y aplicarse de forma nodiscriminatoria. En ningún caso podrán estar en función de lasdistancias y deberán aplicarse independientemente del país de destinoy origen de la electricidad. El mismo artículo, en su apartado 2, hacereferencia a que los Estados Miembros pueden proporcionar incentivosde ubicación en sus territorios o aplicar mecanismos para garantizarque las tarifas de acceso a la red a cargo a los consumidores seanuniformes en todo su territorio.

El artículo 5 incorpora como obligación de los gestores de la red detransporte la información pública de cuestiones tan relevantes comosus normas de seguridad, explotación y planificación, así como la

capacidad comercial en las interconexiones indicando la que yaestuviera reservada, así como su sistema de cálculo.

Como segunda materia objeto de regulación, se encuentran losprincipios generales de gestión de las congestiones incluidos en elartículo 6, que establece que éstas deben resolverse mediante solucionesno discriminatorias y conformes a la lógica del mercado. También, quedeberá ponerse a disposición de los participantes del mercado elmáximo de capacidad de las interconexiones y que la capacidad noutilizada debe reasignarse al mercado. De este modo, el reglamentohace posible la realización del mayor número de transacciones viables ytrata de evitar que queden capacidades de intercambio ociosas.

A N E X O A L R E G L A M E N T O ( C E ) N º 1 2 2 8 / 2 0 0 3

Directrices sobre gestión y asignación de la capacidad de transporte disponible en las interconexiones entre redes nacionales:

– Los métodos de gestión de la congestión la tratarán según las leyes del mercado.

– Los gestores de las redes o, si procede, los Estados miembros, establecerán normas no discriminatorias y transparentes, detallando qué métodosde gestión de la congestión aplicarán y en qué circunstancias. Dichas normas, así como las normas de seguridad, estarán descritas endocumentos públicamente disponibles.

– Se reducirán al mínimo las diferencias entre ofertas al mercado y contratos bilaterales.

Contratos a largo plazo:

– No podrán asignarse derechos de acceso prioritario de la capacidad a los contratos que infrinjan los artículos 81 y 82 del Tratado.

– Los contratos a largo plazo existentes no tendrán derecho de prioridad en el momento de su renovación.

Principios para gestionar la congestión:

– Se solucionarán por métodos independientes de los contratos de distintos operadores.

– Se estudiarán cuanto antes las ventajas de combinar el “market splitting” y otros mecanismos basados en el mercado.

Directrices para subastas explícitas

– El sistema de subasta deberá definirse de tal modo que salga al mercado toda la capacidad disponible.

– La capacidad de interconexión total se ofrecerá en una serie de subastas de distinto horizonte temporal, por ejemplo con carácter anual,mensual, semanal, diario e intradiario. En cada una de ellas se asignará una fracción prescrita de la capacidad neta más la no asignada en subastasprevias.

– Los procedimientos explícitos de subasta se definirán de tal forma que sea posible participar también en las sesiones diarias de cualquier mercadoorganizado en los países interesados.

– Todo procedimiento de subasta adoptado permitirá enviar a los operadores del mercado señales de precios en función de la dirección en que vala electricidad.

– Para mitigar los problemas relacionados con la posición dominante de uno o varios operadores, los mecanismos de subasta explícita deberíancontemplar la posibilidad de limitar la capacidad que puede comprar, poseer o utilizar un operador del mercado en una subasta.

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Como resultado de los trabajos del foro de Florencia, la ComisiónEuropea ha creado 7 Mini-Foros para la aplicación más eficiente deeste reglamento y, en su caso, para la modificación de las directricesde su anexo.

Otras disposiciones

El 15 de julio de 2003 se publicó la Decisión 1229/2003/CE delParlamento Europeo y del Consejo, por la que se establece unconjunto de orientaciones sobre las redes transeuropeas en el sectorde la energía y por la que se deroga la Decisión 1254/96/CE. Sufinalidad es fomentar la interconexión, la interoperabilidad y eldesarrollo de las redes transeuropeas de energía para alcanzar unacapacidad en la interconexión del 10% entre los Estados miembros.Probablemente esta Decisión sea derogada durante el año 2005 ysustituida por la Decisión del Parlamento Europeo y del Consejo,actualmente en fase de propuesta, por la que se establecendeterminadas orientaciones sobre las redes transeuropeas en el sectorde la energía y por la que se derogan las Decisiones 96/391/CE y1229/2003/CE.

En el Orden normativo cabe mencionar las directivas y decisionessiguientes:

• Directiva 2002/91/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo de 16de diciembre de 2002, relativa a la eficiencia energética de losedificios.

• Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 11 defebrero de 2004 relativa al fomento de la cogeneración sobre la basede la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía y porla que se modifica la Directiva 92/42/CEE, (DO 21/02/04).

• Directiva 2003/96/CE del Consejo, de 27 de octubre de 2003, porla que se reestructura el régimen comunitario de imposición de losproductos energéticos y de la electricidad (texto pertinente aefectos del EEE), (DO 31/10/03).

• Directiva 2003/92/CE del Consejo de 7 de octubre de 2003 por laque se modifica la Directiva 77/388/CEE en lo referente a las normasrelativas al lugar de entrega del gas y la electricidad, (DO 11/10/03).

• Decisión de la Comisión, de 11 de noviembre de 2003, por la quese establece el Grupo de reguladores europeos de la electricidad yel gas (texto pertinente a efectos del EEE), (DO 14/11/03).

En lo que se refiere a la seguridad de aprovisionamiento ante unademanda de energía creciente, la Comisión Europea ha llegado a la

conclusión de que es preciso un marco reglamentario que asegure unapolítica general de transparencia y no discriminación, compatible conlas experiencias de un mercado único en competencia, para alcanzar losobjetivos siguientes:

• El desarrollo de un mercado para los servicios energéticos, elsuministro de programas de ahorro energético y la mejora de laeficacia energética en la utilización final.

• Mejora de las condiciones de acceso a la red de transporte de gas.

• Estimular las inversiones necesarias en redes transeuropeas deenergía.

En esta línea se han realizado las siguientes comunicaciones ypropuestas:

• Comunicación de 26 de mayo de 2003 sobre la elaboración de unapolítica energética para la Unión Europea ampliada, sus vecinos yasociados, COM(2003)262 final.

• Comunicación de la Comisión al Parlamento Europeo y al Consejode Infraestructuras energéticas y de la seguridad deaprovisionamiento COM (2003)743 final, acompañada de laspropuestas siguientes:

• Propuesta de Directiva sobre las medidas para garantizar laseguridad de aprovisionamiento en electricidad y las inversionesen las infraestructuras COM (2003)740.

En este momento, la Comisión afirma que un grado deinterconexión bajo tiene el efecto de fragmentar el mercado ysupone un obstáculo a la competencia. La existencia de capacidadadecuada de interconexión es crucial, pero no es suficiente para lacompetencia efectiva.

“Hace falta prevenir, insiste la Comisión, que el gestor de la redretire capacidad para crear una escasez artificial. A este respecto, sedebe velar por una mayor transparencia del cálculo de la capacidady del procedimiento de asignación en la red de transporte”.

• Propuesta de Reglamento relativa a las condiciones de acceso a lared de transporte de gas COM (2003) 741.

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PROPUESTA DE DIRECTIVA SOBRE MEDIDAS DE SALVAGUARDIA DE LA SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTODE ELECTRICIDAD Y LA INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA. COM(2003)740

Las decisiones de inversión deben responder a las señales de los precios. El carácter de la electricidad puede volver volátiles los preciosy la seguridad de abastecimiento tiene aspectos de interés público, por lo que los Estados deben evitar un clima de inseguridad.

Los sucesos que han afectado a los mercados en 2002 y 2003 han revelado algunos problemas que podrían provocar inversión insuficiente. Losapagones ocurridos tanto en la UE como en los EEUU resaltan la necesidad de una norma operativa clara sobre las redes de transportey la necesidad de una mejora y mantenimiento correcto de la red.

Objeto.

– Garantizar el correcto funcionamiento del mercado eléctrico interior salvaguardando la seguridad del abastecimientoy garantizando el nivel de interconexión entre Estados.

– Establece las funciones y responsabilidades para los agentes del mercado, y en especial para los gestores de redes, como son,entre otros, de fijación de normas para:

• Cooperación transfronteriza en seguridad de abastecimiento.

• Garantizar la continuidad del abastecimiento.

• Uso de electricidad generada a partir de fuentes renovables.

• Funcionamiento ininterrumpido de la red, en caso de fallo de un punto concreto.

• Renovación permanente de las redes de transporte y distribución.

• Los gestores de la red deben respetar unas normas operativas mínimas de seguridad en la red.

• Deberán adoptar medidas de control de la red en tiempo real en los picos de demanda.

– Los Estados podrán establecer medidas tendentes a la fijación de un marco de mercado con un número suficientede competidores que dé las señales oportunas a la inversión y al consumo.

– Los Estados velarán porque se tenga en cuenta en las inversiones:

• Mayores posibilidades de conexión a la electricidad procedente de fuentes renovables y de cogeneración.

• Más oportunidades de que los clientes ejerzan su derecho a elegir proveedor.

• Necesidad de garantizar un servicio universal a precios razonables.

– En caso de retraso atribuible al gestor de la red de transporte a la hora de ejecutar los proyectos de inversión,se podrán aplicar las medidas siguientes:

• Sanciones pecuniarias a los gestores de redes cuyos proyectos se retrasen.

• Instrucciones al gestor de red para llevar a cabo las obras antes de una fecha.

• Atribución de las obras a otro contratista por procedimiento de licitación.

– Los Estados adoptarán sistemas de sanciones que sean eficaces, proporcionadas y disuasorias.

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2.2 Disposiciones legales que regulan el sectoreléctrico en España

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del SectorEléctrico

La Ley del Sector Eléctrico introdujo una profunda reforma en elfuncionamiento del sistema eléctrico español, declarando la libertad decontratación y estableciendo como base económica del mismo elmercado organizado de electricidad, con separación de la gestióneconómica y técnica, que se encomiendan al operador del mercado yal operador del sistema, respectivamente.

El objeto básico de la ley se expresa en su preámbulo de la formasiguiente: "La presente Ley tiene como fin básico establecer laregulación del sector eléctrico, con el triple y tradicional objetivo degarantizar el suministro eléctrico, garantizar la calidad de dichosuministro y garantizar que se realice al menor coste posible, todoello sin olvidar la protección del medio ambiente, aspecto queadquiere especial relevancia dadas las características de este sectoreconómico".

Más adelante se anuncia una progresiva reducción de la intervenciónestatal: "Sin embargo, a diferencia de regulaciones anteriores, lapresente Ley se asienta en el convencimiento de que garantizar elsuministro eléctrico, su calidad y su coste no requiere de másintervención estatal que la que la propia regulación específica supone.No se considera necesario que el Estado se reserve para sí el ejercicio deninguna de las actividades que integran el suministro eléctrico".

"La explotación unificada del sistema eléctrico nacional deja de serun servicio público de titularidad estatal desarrollado por el Estadomediante una sociedad de mayoría pública y sus funciones sonasumidas por dos sociedades mercantiles y privadas, responsablesrespectivamente de la gestión económica y técnica del sistema".

A continuación se explicita la línea liberalizadora que informa lamodernización del sistema y la creación del mercado de electricidad:"El propósito liberalizador de esta Ley no se limita a acotar de formamás estricta la actuación del Estado en el sector eléctrico. A través dela oportuna segmentación vertical de las distintas actividadesnecesarias para el suministro eléctrico se introducen cambiosimportantes en su regulación. En la generación de energía eléctrica sereconoce el derecho a la libre instalación y se organiza sufuncionamiento bajo el principio de libre competencia. La retribucióneconómica de la actividad se asienta en la organización de unmercado mayorista."

Se exponen seguidamente, de manera esquemática, los principiosde liberalización que subyacen en la reforma del sector y en el modelode funcionamiento del mismo:

• Libertad para establecer nueva capacidad de generación.

• Suministro de fuentes de energía primarias para producirelectricidad negociado sobre la base de acuerdos voluntarios.

• Establecimiento de un mercado competitivo de generación.

• Introducción gradual de la liberalización de contratos de suministro yde apertura del mercado, proceso culminado el 1 de enero de 2003.

• Acceso regulado de terceros a las redes de transporte y distribución,a clientes cualificados y distribuidores.

• Libertad para establecimiento de compañías de comercialización.

• Compatibilidad de las medidas de liberalización con la promoción delas energías renovables y de instalaciones de cogeneración o queutilizan residuos.

• Establecimiento de los necesarios períodos transitorios para latransición a la competencia de productores y consumidores.

• Separación jurídica entre las actividades liberalizadas (generación ycomercialización) y las reguladas.

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En lo referente a la creación y funcionamiento del mercado deelectricidad podemos mencionar las siguientes previsiones de la Ley:

• Ordenación del suministro, estableciendo las bases para elfuncionamiento del sistema de ofertas de compra y venta deelectricidad (artículo 11).

• Principios del régimen económico, que servirán de base para laretribución de los sujetos del sector. Las actividades liberalizadasserán retribuidas por el mercado y las no liberalizadas, mediantecriterios de regulación administrativa (artículo 16).

• Creación del mercado de producción de energía eléctrica; criteriospara el despacho de los grupos de generación, que se realizarábásicamente en función de la precedencia económica; declaraciónde la libertad de contratación e integración de la demanda en elmercado organizado y de los principios de comunicación de loscontratos bilaterales al operador de mercado (artículos 23 y 24).

• Establecimiento de las bases para efectuar la gestión económica ytécnica del sistema eléctrico, confiando aquella al operador delmercado y ésta al operador del sistema (artículo 32).

• Características y funciones correspondientes al operador delmercado (artículo 33).

Dedica especial atención al comercializador y al consumidor final,especialmente en lo que se refiere a su libertad de acceso al suministro,al mercado y a las redes de transmisión, así como a la calidad delmismo (artículo 44 y siguientes).

Ley 34/1998 de 7 de octubre, del sector dehidrocarburos (BOE 8/10/98)

Esta Ley deroga, en su única disposición de esta naturaleza, losartículos 6, 7 y 8 de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico que regulan laComisión Nacional del Sistema Eléctrico y los sustituye por lasdisposiciones adicionales undécima, duodécima y decimotercera queregulan la Comisión Nacional de Energía con las mismas atribucionesen materia de energía eléctrica. La transición entre ambas comisionesse regula mediante las disposiciones transitorias décima y undécima.

Ley 50/1998, de 30 de diciembre, de Medidas Fiscales,Administrativas y del Orden Social (BOE 31/12/98)

El artículo 106 sobre modificación de la Ley 54/1997, de 27 denoviembre, del Sector Eléctrico, modifica la redacción del apartado 1

del artículo 33, relativo al operador del mercado, especialmente en loque se refiere a su accionariado. El artículo 107, también modifica laLey estableciendo el marco para una posible titulización de una partede los costes de transición a la competencia. La disposición transitoriadecimotercera restituye las competencias a la Comisión Nacional delSistema Eléctrico hasta la creación de la nueva Comisión Nacional deEnergía. La disposición adicional trigésima facilita la separación deactividades reguladas y no reguladas.

Real Decreto Ley 6/1999, de 16 de abril, de MedidasUrgentes de Liberalización e Incremento de laCompetencia (BOE 17/4/99)

En este Real Decreto Ley se establecen una serie de medidas endistintos sectores económicos, con el objeto de provocar un impactopositivo tanto sobre los precios como sobre las condiciones decompetencia en la economía nacional. En relación con el sector eléctricose sigue profundizando en la liberalización mediante la disminución delumbral legal para adquirir la condición de consumidor cualificado, demanera que el 1 de julio del año 2000 adquirieron tal condición todos losconsumidores cuyo suministro se realiza a tensiones nominales superioresa 1.000 voltios. Además se estableció una rebaja media de la tarifa del1,5% adicional al 2,5% consignado en el Real Decreto 2821/1998, queincidió especialmente sobre los consumidores domésticos.

Ley 55/1999, de 29 de diciembre de Medidas fiscales,Administrativas y de Orden Social (BOE 31/12/99)

Su Artículo 71 modifica algunas disposiciones de la Ley 34/1998sobre la CNE y la disposición adicional 27 establece algunoscondicionantes sobre participaciones públicas en el sector energético.

Real Decreto Ley 6/2000, de 23 de junio, de MedidasUrgentes de Intensificación de la Competencia enMercados de Bienes y Servicios (BOE 24/6/00)

Este Real Decreto Ley forma parte de un importante y ampliopaquete de medidas liberalizadoras de distintos sectores de laeconomía española. Las disposiciones sobre el sector eléctrico estáncontenidas en el capítulo III del Título I. A continuación se incluye unabreve referencia a las mismas:

• Limitación del incremento de la capacidad de producción de losgrupos empresariales eléctricos que ostentan una cuota de mercadosuperior al 20% (3 años) o al 40% (5 años).

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• Tratamiento, para determinadas instalaciones de producción enrégimen especial con derecho a incentivo, similar a las unidades deproducción en régimen ordinario en cuanto a su participación en elmercado para verter sus excedentes de energía eléctrica (aquellascon una potencia instalada superior a 50 MW, acogidas al RealDecreto 2366/1994).

• Total liberalización del suministro de energía eléctrica a partir del 1 deenero del año 2003. Para adaptar al nuevo marco de liberalización laestructura y precios de las tarifas de acceso éstas fueron modificadaspor el Real Decreto 1164/2001, como se indica posteriormente.

• Simplificación del ejercicio de la condición de consumidorcualificado.

• Desaparición el 1 de enero del año 2007 de las tarifas de alta tensión.

• Habilitación a los comercializadores para comprar energía aproductores en régimen especial y a agentes externos, además de lacontratación a través del mercado organizado, pudiendoincorporarse esta energía mediante ofertas a dicho mercado ovenderse directamente a consumidores cualificados. Desde 1 deenero de 2003 los comercializadores pueden comprar energíaeléctrica, además, a cualquier productor.

• Creación de un instrumento para facilitar el acceso de los grandesconsumidores al mercado a precios competitivos con sus actualestarifas, a través de la aplicación de la tarifa de acceso del escalón 6de tensión a determinados consumidores cualificados.

• Reducción del importe medio a cobrar en concepto de garantía depotencia por los productores y a pagar por los consumidores, desde0,006912 €/kWh a 0,004808 €/kWh, incrementándose laretribución de los productores en régimen especial. Se establece, asímismo, a los productores en régimen ordinario, un requerimientomínimo de horas de funcionamiento de 480 horas anuales para suscentrales.

Ley 9/2001, de 4 de junio, por la que se modifica ladisposición transitoria sexta de la Ley 54/1997, de 27de noviembre, del Sector Eléctrico, determinadosartículos de la Ley 16/1989, de 17 de julio de Defensade la Competencia, y determinados artículos de la Ley46/1998, de 17 de diciembre, sobre introducción deleuro (BOE 5/6/01)

En lo que se refiere al sector eléctrico, básicamente contempla losCostes de Transición a la Competencia; se elimina la titulización

introducida por la Ley 50/1998; se excluye del pago de los CTC a lasimportaciones de energía eléctrica de otros países miembros de la UE; seestablece que la venta de unidades de producción llevará la transmisióndel derecho sobre los CTC correspondientes. Así mismo, se traslada lalimitación de 6 Ptas./kWh para su evaluación a los nuevos titulares.

Ley 36/2003, de 11 de noviembre, de medidas dereforma económica (BOE 12/11/03)

Con objeto de fomentar el desarrollo de las energías renovables, suartículo decimotercero establece determinadas modificaciones delartículo 35 de la Ley 43/1995, de 27 de diciembre del Impuesto deSociedades, extendiendo la desgravación por inversiones enadquisición de bienes nuevos destinados al aprovechamiento de estasenergías a cualquier entidad, eliminando la anterior limitación a las dereducida dimensión. Asimismo, y para fomentar el aprovechamientode la energía solar para autoconsumo, el artículo decimocuartomodifica el 75 de la Ley 30/1998, de 28 de diciembre, reguladora delas Haciendas Locales, estableciendo una bonificación en la cuota delImpuesto sobre Bienes Inmuebles por las instalaciones de sistemaspara aprovechamiento térmico o eléctrico de la energía solar, paraconsumo de los titulares de la vivienda o sus ocupantes.

El artículo vigésimo se refiere a la contratación a plazo de la energíaeléctrica. Establece determinadas modificaciones en los artículos 16, 23,24 y 33 de la Ley 54/1997 del sector eléctrico, deroga el artículo 26 delReal Decreto Ley 6/2000, de 23 de junio, de Intensificación de laCompetencia y añade una disposición adicional, la decimoséptima, a laLey 54/1997, que permite al gobierno establecer por vía reglamentariamecanismos de mercado que fomenten la contratación a plazo deenergía eléctrica, que tomaría la forma de una emisión primaria decierta cantidad de energía eléctrica, equivalente a una potenciaconstante durante un plazo de tiempo no superior a un año natural.

Ley 62/2003, de 30 de diciembre, de medidas fiscalesadministrativas y de orden social (BOE 31/12/03)

El artículo 91 de la Ley introduce, ente otras, las siguientesmodificaciones en la Ley 54/1997 del sector eléctrico:

• Se modifica el artículo 9.1.b, tras incorporar un segundo párrafoque queda como sigue:

b) Los autoproductores de energía eléctrica, que son aquellaspersonas físicas o jurídicas que generen electricidadfundamentalmente para su propio uso. Se entenderá que unautoproductor genera electricidad, fundamentalmente para su

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Ley 54/1997R.D. Ley 6/1999R.D. Ley 6/2000R.D. Ley 5/2005

R.D. 2019/1997R.D. 1435/2002R.D. 436/2004

Mercado

R.D. 1164/2001Acceso a las redes

R.D. 2018/1997R.D. 1433/2002

R.D. 385/2002Medidas

Ordende 29-XII-97MercadoOrden de 17-XII-98Garantía de Potencia

Ordende 14-VII-98

Agentes ExternosOrden de 12-IV-99

Medidas

Directiva 2003/54/CE Mercado interior de la electricidad

97 dA

Contrato deAdhesión y Reglas de

Funcionamiento del MercadoResolución de 5-IV-01Resolución de 14-II-03

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propio uso, cuando autoconsuma, al menos, el 30 por 100 de laenergía eléctrica producida por el mismo, si su potencia instaladaes inferior a 25 MW y, al menos, el 50 por 100 si su potenciainstalada es igual o superior a 25 MW.

Cuando se trate de autoproductores de energía eléctrica queutilicen cogeneración con alto rendimiento energético como formade producción de electricidad, el porcentaje de autoconsumo a quese refiere el párrafo anterior será del 10 por ciento, cualquiera quesea la potencia de instalación".

• Se modifica el artículo 33.1 reduciendo con carácter general al 5%el máximo de participación directa o indirecta de las personas físicaso jurídicas, en el capital del operador del mercado, OMEL.

• Mediante la introducción de las disposiciones adicionalesdecimosexta y decimoséptima, se establece el devengo de interesesen los supuestos de falta de ingreso por los agentes del sistemaeléctrico de las cuotas con destinos específicos, o por falta de pagode dichos agentes de las liquidaciones.

• Se añade la disposición transitoria decimoctava a la Ley 54/1997 delsector eléctrico relativa al operador del mercado con el siguientetexto:

• Adaptación del operador del mercado.

1. Hasta el 30 de junio de 2006, la limitación de la participaciónmáxima del 5 por ciento del capital establecido en el apartado 1del artículo 33 de esta ley no será aplicable a la participacióncorrespondiente a otras entidades gestoras de mercadoseléctricos sujetas a compromiso internacional con España,quienes podrán tener una participación en el capital de hasta un10 por ciento. Hasta la citada fecha, esta participación nocomputará en el 40 por ciento del capital de los sujetos querealicen actividades en el sector eléctrico establecido en elapartado 1 del artículo 33 de esta ley.

Asimismo, hasta la citada fecha, previa autorización de laComisión Nacional de Energía, el operador del mercado podráparticipar en el capital de otras entidades gestoras de mercadoseléctricos sujetas a compromisos internacionales con Españahasta un 10 por ciento.

2. Aquellos otros accionistas del operador del mercado que a 31 dediciembre de 2003 superasen la limitación de la participaciónmáxima del 5 por ciento del capital establecido en el apartado 1del artículo 33 de esta ley, deberán adecuar sus participaciones ala citada limitación antes del 30 de junio de 2004.

3. A partir del 30 de junio de 2004, corresponderá a la sociedadOperador del Mercado Ibérico de Energía - Polo EspañolSociedad Anónima realizar las funciones encomendadas en estaley al operador del mercado.

Real Decreto Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformasurgentes de impulso a la productividad y para lamejora de la contratación pública (BOE 14/03/05)

Este Real Decreto Ley forma parte de un amplio plan de medidasdestinadas a mejorar el dinamismo, la productividad y la competenciade la economía española, actuando en cinco áreas: la defensa de lacompetencia, los mercados de bienes y servicios, los mercados defactores, la I+D+i, la calidad y eficiencia de las finanzas públicas y elmarco regulatorio y la transparencia.

Forman parte del mismo, además del Real Decreto Ley, un proyectode ley reguladora de las entidades de Sociedad Riesgo y sussociedades gestoras, un Proyecto de Ley de reformas para el impulsode la productividad, un Proyecto de Ley de reformas en materiatributaria para el impulso de la productividad y un Acuerdo delConsejo de Ministros de mandatos a los Departamentos Ministerialespara el impulso de la productividad.

El Real Decreto Ley de reformas urgentes de impulso a la productividad,contiene medidas relativas a los mercados financieros, a los mercadosenergéticos, al medio ambiente y a la mejora de la contratación pública.

Las medidas relativas al sector eléctrico pueden resumirse como sigue:

Definición de operador principal

Se modifica el concepto de Operador Principal a efectos de laslimitaciones a las participaciones accionariales cruzadas. SeránOperadores Principales aquellos que ostenten las cinco mayores cuotasde mercado o del sector en los campos energético (ámbito del MercadoIbérico de Energía Eléctrica) y de telecomunicaciones. La ComisiónNacional de Energía y la Comisión del Mercado de Telecomunicacionesquedan obligadas a publicar a través de medios telemáticos el listadode los operadores principales de sus respectivas competencias.

Definición de operador dominante

Sólo para el sector energético se introduce el concepto deOperadores Dominantes, que serán aquellos que ostenten una cuotade mercado superior al 10%. La Comisión Nacional de Energía quedaobligada a publicar a través de medios telemáticos el listado de losoperadores dominantes.

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Transparencia de la información en el mercado de producción deenergía eléctrica.

Se incorporan una serie de obligaciones de suministro de informaciónsobre los hechos que afecten a la formación de los precios del mercado,cuya finalidad es lograr una mayor transparencia informativa. Entreellas:

• Deberá comunicarse la información que afecte a la formación de losprecios en los mercados organizados del Mibel.

• El operador del sistema deberá comunicar las previsiones dedemanda de energía eléctrica, las capacidades de intercambiocomercial en las interconexiones, así como la situación de losembalses con aprovechamiento hidroeléctrico.

• El operador del mercado diario, deberá hacer públicos los resultadosde las casaciones y el operador del sistema, los resultados de losprocesos de operación que sean de su competencia.

• Por la Dirección General de Política Energética y Minas sedeterminará una clasificación de hechos y de información que seconsideren relevantes a efectos de la formación de precios en elmercado y la obligación de comunicarlos cuando se produzcan.

Una información amplia y homogénea sobre la formación de preciosen el mercado, basada en criterios objetivos para su clasificación ycompartida por todos los agentes, evitará distorsiones de la competenciay permitirá que el proceso de formación de los precios sea transparente.

Racionalización de los costes del sector eléctrico.

Se ha considerado que la distribución de energía eléctrica tienecaracterísticas de monopolio natural y, por tanto, se modificandeterminados artículos relativos a la distribución de energía eléctrica de laLey 54/1997 para evitar la distribución en cascada, y conseguir un menorcoste medio de la actividad de distribución para el conjunto del sistema.

Por otra parte, se establece que la emisión primaria de energía, parala contratación a plazo, corresponderá a los productores de energíaeléctrica que tengan la condición de operadores dominantes en elsector eléctrico.

Creación del Mercado Ibérico de la Electricidad (Mibel).

Se aprueban una serie de medidas para permitir la puesta en marchadel Mercado Ibérico de la electricidad y entre ellas:

• Reconocimiento de autorizaciones de ambos países y creación de unregistro único de sujetos y de instalaciones de generaciónacreditados para actuar en el Mibel. El objetivo es que los agentes,

con independencia de que país les haya concedido la autorización,puedan actuar directamente en los mercados, evitando duplicidadde actuaciones administrativas. A su vez, las Administraciones ytodos los Órganos tienen acceso a una información completa deagentes e instalaciones.

• Regulación de la figura del representante. Se regula la figura delrepresentante en los términos previstos en el convenio del Mibel.

• Contratación bilateral. Fruto de las nuevas posibilidades decontratación que implica el Mibel, se establece la obligatoriedad,para el caso de contratos bilaterales, de comunicar al Operador delSistema, y para cada uno de los periodos de programación de laenergía, las unidades concretas de generación y de consumo afectasa un contrato bilateral, de tal manera que el Operador del Sistemadisponga de dicha información de forma previa a la resolución derestricciones técnicas.

• Liquidación de los procesos de gestión técnica. Así, se determinaque sea el Operador del Sistema quien, a la vista de toda la energíaprogramada en cada periodo horario para cada unidad degeneración o de consumo de energía, y a la vista de la generacióny el consumo efectivamente realizado, proceda a la liquidacióncorrespondiente a los pagos por garantía de potencia, liquidación dedesvíos y servicios complementarios.

• Ampliación de las posibilidades de contratación y de actuación delos agentes del mercado. La entrada en vigor del Mibel hacenecesario abrir las posibilidades de compra y venta en el mercadodiario a todos los agentes, incluidos los distribuidores, para elmercado interior o para realizar intercambios intracomunitarios ointernacionales de energía eléctrica adquiriendo o, en su caso,vendiendo energía. Asimismo, se hace necesario permitir a todos losagentes la realización de todo tipo de contratos, incluidos losbilaterales.

En este sentido, se habilita a los distribuidores para la contrataciónbilateral con entrega física, debiendo acudir al mercado para laadquisición de la energía necesaria para sus clientes a tarifa nocubierta por los mencionados contratos bilaterales.

En lo que respecta al comercio internacional de electricidad, seestablece que las adquisiciones de energía en otros paísescomunitarios fuera del ámbito del Mercado Ibérico de la Electricidado en terceros países no podrán ser realizadas por los operadores quetengan la condición de operadores dominantes en el sector eléctrico.

Modificación de los limites máximos de participación en elaccionariado de Red Eléctrica de España.

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Se limita al 1% la participación en el accionariado de Red Eléctricade España de los sujetos que realicen actividades en el sector eléctrico,salvo en lo que se refiere a la Sociedad Estatal de ParticipacionesIndustriales, que mantendrá una participación no inferior al 10%. Lasuma de participaciones, directas o indirectas, de los sujetos querealicen actividades en el sector eléctrico no deberá superar el 40%.

La adecuación de las participaciones deberá realizarse antes del 1 deenero de 2008.

Fondo para la financiación de las actividades del Plan general deresiduos radiactivos.

Las cantidades destinadas a costear la gestión de los residuosradiactivos, y del combustible gastado, generados en las centralesnucleares, y a su desmantelamiento y clausura, serán financiadas apartir del 31 de marzo de 2005 por los titulares de las centralesnucleares durante su explotación.

Modificación de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regulael régimen del comercio de derechos de emisión de gases de efectoinvernadero.

Se da cumplimiento a lo establecido en el artículo 1 de la Decisiónde la Comisión Europea de 27 de diciembre, relativa al Plan Nacionalde Asignación español de derechos de gases de efecto invernadero. Setrata de incrementar la cantidad de derechos disponibles, determinarlas asignaciones para aquellas instalaciones que no habían recibidopartida alguna y evitar problemas de competencia en el mercadocomunitario, dado que cuanto más tarde conociesen esas asignacionesmenos posibilidades tendrían de planificar sus inversiones y acceder aprecios competitivos.

Liquidación de los Costes de Transición a la Competencia (CTC).

Excepcionalmente, para el año 2004 la liquidación por parte de laComisión Nacional de la Energía de los Costes de Transición a laCompetencia no se llevará a cabo en la última liquidación provisional,sino en la liquidación anual que, en todo caso, no tendrá lugar antesdel 1 de enero de 2006.

Convenio Internacional por el que se acuerda laconstitución de un Mercado Ibérico de la EnergíaEléctrica entre el Reino de España y la RepúblicaPortuguesa (BOE 1/6/2004)

El 20 de enero de 2004, se procedió a la firma del Convenio quecreaba el Mercado Ibérico de la Electricidad, Mibel, es decir, unmercado único para ambos países, cuya puesta en marcha estabaprevista para el 22 de abril del propio año 2004.

Sin embargo, transcurridos algunos meses desde la aplicaciónprovisional del citado Convenio, los gobiernos de ambos paísesreconocen la imposibilidad de realizar las reformas necesarias en lafecha prevista, y constatan la necesidad de que el Mibel seacompatible con lo dispuesto por la segunda Directiva Comunitariasobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad. Enconsecuencia España y Portugal deciden proceder a la firma de unnuevo Convenio, que regule los aspectos mencionados. El nuevoConvenio se firma el 1 de octubre de 2004.

Su contenido está en línea con los acuerdos adoptados hasta estemomento entre los dos países y tiene en cuenta tanto la normativacomunitaria como la necesidad de fijar un plazo realista (30 de juniode 2005) para la entrada en funcionamiento del Mibel, una vez sehayan desarrollado los aspectos legislativos imprescindibles en cadauno de los dos países.

El Convenio recoge una serie de disposiciones específicas que serefieren a la creación de un Operador del Mercado Ibérico (OMI), a laoperación del sistema, a los tipos de mercados de contratación deenergía eléctrica y su régimen, a la gestión económica de lainterconexión entre España y Portugal y a las tarifas.

Asimismo, se refiere a los mecanismos de regulación, consulta,supervisión y gestión del Mercado Ibérico de Electricidad. Se prevé lacreación de un Consejo de Reguladores y se propicia la constitución de

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sendos Comités de Agentes de Mercado. Igualmente se prevé lacreación de un Comité de Gestión Técnica y Económica del Mibel alque se le atribuyen las funciones de gestionar la comunicación y elflujo de información necesaria entre los distintos operadores.

También se regulan los procedimientos administrativos que seaplicarán a la concesión de autorizaciones y registro de los agentesque operen en el mercado y a la garantía del suministro en base alprincipio de solidaridad. Además se tipifican las infracciones en las quepueden incurrir los sujetos y se establecen las sanciones aplicables.

El Convenio entrará en vigor en la fecha de recepción de la últimanotificación en que España y Portugal comuniquen el cumplimiento desus requisitos de derecho interno. Hasta la fecha de entrada en vigordel Convenio firmado en Octubre de 2004 continuará la aplicaciónprovisional del firmado en Lisboa el 20 de enero de 2004 y publicadoel 1 de junio del mismo año.

La vigencia inicial del Convenio será por un período de dos años,renovable automáticamente por iguales períodos de tiempo, salvodenuncia efectuada por una de las partes con una antelación mínimade seis meses.

2.3 Desarrollo normativo

A continuación figura, sin ánimo de exhaustividad, el desarrollonormativo de las disposiciones legales citadas anteriormente.

Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el quese organiza y regula el mercado de producción deenergía eléctrica (BOE 27/12/97)

El objeto de esta pieza reglamentaria es desarrollar el contenido dela Ley 54/1997 en lo que se refiere al mercado de producción, yconstituye el núcleo de su regulación, que posteriormente secompletaría mediante disposiciones de menor rango.

En primer lugar, establece la estructura básica del mercado deproducción distinguiendo cuatro unidades dentro de él: el mercadodiario, el mercado intradiario, el de servicios complementarios y lacontratación bilateral.

A continuación consigna la tipología y requisitos que deben reunirlos agentes del mercado para poder participar en cada uno de losmercados integrantes del mercado de producción.

Después de referirse a la forma de presentar las ofertas, de efectuarla casación de las mismas y de comunicar sus resultados, aborda laresolución de las restricciones técnicas, la prestación de los servicioscomplementarios, el programa intradiario, y la programación final,sentando los principios generales para el detallado desarrollo posteriorde dichas cuestiones.

Se refiere a la contratación bilateral como parte no organizada delmercado, esbozando sus modalidades y estableciendo la necesidadde comunicar la realización de dichos contratos al operador delmercado.

Dedica un capítulo a la liquidación de las transacciones efectuadasen el mercado de producción de electricidad, encomendando estalabor al operador del mercado.

En el artículo 27 completa y amplía el conjunto de funciones que laLey había asignado al operador del mercado, funciones quedebidamente ordenadas y agrupadas se incluyen más adelante en estedocumento.

Se ocupa también del Comité de Agentes del Mercado, deloperador del sistema y, con bastante énfasis, de los fundamentos delos intercambios internacionales, ya sean comunitarios o con paísesterceros.

En la disposición Adicional Primera encomienda a la CompañíaOperadora del Mercado Español de Electricidad realizar las funcionescorrespondientes al operador del mercado.

En las Disposiciones Transitorias se adoptan algunas medidasprovisionales relativas a los Registros Administrativos, al mercadointradiario, a los intercambios internacionales vigentes conanterioridad a la entrada en vigor de la Ley, etc.

La disposición Final Segunda establece el carácter básico del RealDecreto de acuerdo con lo establecido en el artículo 149.1.13ª y 25ªde la Constitución.

Este Real Decreto deberá ser adaptado a lo dispuesto en el RealDecreto Ley 5/2005 de 11 de marzo y en el Real Decreto 2351/2004de 23 de diciembre.

REAL DECRETO 2351/2004, de 23 de diciembre, por elque se modifica el procedimiento de resolución derestricciones técnicas y otras normas reglamentariasdel mercado eléctrico (BOE 24/12/04)

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El nuevo procedimiento incorpora lo siguiente:

Realización de ofertas específicas: El primer objetivo del nuevoprocedimiento es que los agentes productores que participen en elproceso de resolución de restricciones técnicas puedan realizar ofertasespecíficas al operador del sistema por este servicio. Estas ofertas serealizan en dos fases diferenciadas, la fase de resolución técnica y lafase de recuadre económico.

Se establece asimismo que para la primera fase, el operador delsistema determinará las modificaciones del programa diario base defuncionamiento estríctamente necesarias para cumplir los criterios deseguridad establecidos en los procedimientos de operación delsistema.

Asignación de sobrecostes: Otro objetivo es asignar los sobrecostesgenerados por la resolución de restricciones a todas las unidades dedemanda en función de su consumo medido final, como sucede conotros costes fijos de operación del sistema, en lugar de asignarseúnicamente a las unidades de demanda que participan en el mercadodiario.

Por último, se confiere la competencia sobre liquidación de lasrestricciones técnicas al operador del sistema.

Además, se introducen determinadas modificaciones en los RealesDecretos 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan lasactividades de transporte, distribución, comercialización, suministro yprocedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica y436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodologíapara la actualización y sistematización del régimen jurídico yeconómico de la actividad de producción de energía eléctrica enrégimen especial, que se resumen al tratar de ambos reales decretos.

Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por elque se regulan los sistemas eléctricos insulares yextrapeninsulares (BOE 29/12/03)

El Real Decreto completa el desarrollo reglamentario de la Ley delSector Eléctrico y establece en los sistemas insulares yextrapeninsulares, un modelo eléctrico que permite el desarrollo de lasactividades en libre competencia, introduciendo por primera vez laposibilidad efectiva para los consumidores de acceder a la libreelección de suministrador en condiciones equivalentes a losconsumidores de la península.

Contiene una regulación completa de todas las actividadesdestinadas al suministro de energía eléctrica consistentes en su

generación, transporte, distribución y comercialización, así como lagestión económica que corresponde al operador de mercado, OMEL,y técnica que corresponde al operador del sistema, para cada uno delos sistemas eléctricos de dichos territorios, estableciendo lassingularidades propias del aislamiento de los territorios afectados yremitiendo a la normativa general en todo aquello que no presentediferencias frente al sistema peninsular.

Para la generación, se crea un despacho de costes variables, de talforma que la entrada en funcionamiento de las centrales se realiza pororden de mérito económico, lo que constituye una diferenciasignificativa con el sistema de mercado peninsular.

Por otra parte, para la promoción de nueva capacidad degeneración se establece un sistema de aprobación de la nuevacapacidad a instalar y los parámetros de retribución de la actividad, detal forma que permitan una rentabilidad suficiente de las inversiones.

Para el ejercicio de la actividad de comercialización se establecen losmismos requisitos que en el sistema peninsular, salvo en lo que serefiere al nivel de garantías que acredite la capacidad económica, paralos comercializadores que decidan ejercer su actividad exclusivamenteen los SEIEs, de cuantía más reducida, 120.000 euros, dado el ámbitoterritorial en el que se desarrolla dicha actividad.

La liquidación de las compras de comercializadores, consumidorescualificados que acuden directamente al despacho y de losdistribuidores, se realizará por el operador del mercado, lo quepermitirá un tratamiento similar de estos agentes al que corresponderíasi sus actividades se llevaran a cabo en el sistema peninsular.

Orden de 29 de diciembre de 1997 por la que sedesarrollan algunos aspectos del Real Decreto2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organizay regula el mercado de producción de energía eléctrica(BOE 31/12/97)

El Real Decreto 2019/1997 desarrolló la Ley en sus aspectosrelativos a la constitución del mercado, estableciéndose a su vez porOrden Ministerial la regulación más específica relativa a:

• Forma de presentación de las ofertas.

• Retribución e imputación de la garantía de potencia.

• Tratamiento a efectos de casación y liquidación de los contratosinternacionales suscritos por REE con anterioridad a la promulgaciónde la Ley.

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Orden de 17 de diciembre de 1998, por la que semodifica la de 29 de diciembre de 1997, que desarrollaalgunos aspectos del Real Decreto 2019, de 26 dediciembre, por el que se organiza y regula el mercadode producción de energía eléctrica (BOE 28/12/98)

Esta disposición modifica la de 29 de diciembre de 1997, antes citada,que desarrolla algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, reduciendoel coste y simplificando la aplicación de la garantía de potencia.

Orden de 14 de julio de 1998 por la que se estableceel régimen jurídico aplicable a los agentes externospara la realización de intercambios intracomunitariose internacionales de energía eléctrica (BOE 23/7/98)

Esta Orden regula el régimen jurídico de los agentes externos, suinscripción en el registro, así como los aspectos siguientes:

• Forma de participación en el mercado de producción de energíaeléctrica.

• Retribución de las ventas y abono de las adquisiciones, incluidospeajes.

• Regulación de los contratos bilaterales físicos.

• Participación en las restricciones técnicas, tanto en el sistemaeléctrico español como en las interconexiones internacionales.

Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por elque se aprueba el Reglamento de Puntos de Medidade los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica(BOE 30/12/97)

En este Real Decreto y en la Orden de 12 de abril de 1999 por laque se dictan sus instrucciones técnicas complementarias se regulanlas condiciones de funcionamiento, tanto desde el punto de vistaadministrativo como desde el técnico, del sistema de medidas y de losequipos que lo integran en orden a efectuar las liquidaciones de laenergía y de los servicios a ella asociados.

El Real Decreto se ocupa fundamentalmente de las característicasgenerales de los equipos y de los sistemas y protocolos decomunicación de las mismas, así como del tratamiento de lainformación.

En la Orden Ministerial se exponen los principios para ladeterminación de los puntos frontera entre actividades eléctricas y delos puntos de medida, así como los aspectos y condiciones técnicas quedeben reunir los equipos y transformadores y registradores de medida,la transmisión de datos, los concentradores principal y secundarios, etc.

Real Decreto 385/2002, de 28 de abril, por el que semodifica el Real Decreto 2018/1997, de 26 dediciembre, por el que se aprueba el Reglamento dePuntos de Medida de los Consumos y Tránsitos deEnergía Eléctrica (BOE 14/5/02)

Este Real Decreto modifica el 2018/1997 y prevé una nueva OrdenMinisterial, todavía no publicada, que desarrollará su contenido ymodificará el de la Orden citada de 12 de abril de 1999.

Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por elque se establecen los requisitos de medida en bajatensión de consumidores y centrales de producción enRégimen Especial (BOE 31/12/02)

Este Real Decreto completa el contenido de los antes citados RealesDecretos 2018/1997 y 385/2002, facilitando la liberalización total yhaciendo posible el acceso al mercado de los consumidores en bajatensión que no dispongan de contadores horarios.

Resoluciones de 30 de diciembre de 2002, de 26 dediciembre de 2003 y de 28 de diciembre de 2004, dela Dirección General de Política Energética y Minas, porlas que se aprueba el perfil de consumo y el método decálculo a efectos de liquidación de energía aplicablespara aquellos consumidores tipo 4 y tipo 5 que nodispongan de registro horario de consumo (BOE 1/1/03,BOE 30/12/03 y BOE 30/12/04)

Incluyen en sus anexos los perfiles iniciales para cada categoría deconsumidores durante 2003, 2004 y 2005, respectivamente.

Resolución de 30 de diciembre de 2002, de laDirección General de Política Energética y Minas, porla que se aprueba el procedimiento transitorio decálculo para la aplicación de la tarifa de accesovigente, a partir de los datos de medidassuministrados por los equipos existentes para lospuntos de medida tipo 4 (BOE 1/1/03)

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Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el quese establecen tarifas de acceso a las redes detransporte y distribución de energía eléctrica (BOE8/11/01)

El Real Decreto 2820/1998, de 23 de diciembre, por el que seestablecieron las tarifas de acceso, derogado por el Real Decreto1164/2001, fijaba unas tarifas para alta tensión con una estructurabinomia formadas por un término fijo y otro variable en cada uno delos seis períodos tarifarios en que se dividen las 8.760 horas del año.Esa estructura permitió facilitar la aplicación de las tarifas de acceso alos grandes consumidores; para los clientes de baja tensión semantuvo la estructura de las tarifas y precios existentes.

En el presente Real Decreto se establece una estructura simple, parafacilitar la aplicación de las tarifas de acceso y, por tanto, la posibilidadde ejercer la condición de cualificados a los clientes de alta tensión,que la adquirieron el 1 de julio de 2000. Para los clientes de bajatensión, que se pueden incorporar con carácter general desde el 1 deenero de 2003, se han planteado tarifas acordes con la propiasingularidad de los clientes que componen este segmento tarifario.

Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, por elque se establece la metodología para la aprobación omodificación de la tarifa eléctrica media o dereferencia y se modifican algunos artículos del RealDecreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que seorganiza y regula el procedimiento de liquidación delos costes de transporte, distribución ycomercialización a tarifa, de los costes permanentesdel sistema y de los costes de diversificación yseguridad de abastecimiento (BOE 31/12/02)

Según el texto del Real Decreto, las tarifas subirán por debajo de lainflación prevista hasta 2010, con tendencia a la baja en los últimosaños y con unos incrementos que nunca podrán sobrepasar el 2 por100 anual durante el citado período, lo que beneficiará a losconsumidores al producirse rebajas en términos reales en relación a laevolución de los precios. La subida media estimada para la presentedécada se situará en el 1,4 por 100. Al terminar el período deaplicación de la nueva metodología, las tarifas eléctricas se habránsituado, en términos nominales, casi un 10 por 100 por debajo enrelación a las tarifas de 1995.

La nueva metodología tiene por objeto la estabilidadmacroeconómica, fijando un escenario estable y predecible para elsistema eléctrico, identificando sus costes de una manera transparente,

objetiva y no discriminatoria para los consumidores. Además, el nuevosistema recoge el carácter de servicio esencial universal del sistemaeléctrico definido por la Unión Europea, al tiempo que pretende dotara este sistema de un marco de previsibilidad, para la continuidad de losprocesos de inversión en marcha.

El elemento esencial de la nueva metodología es la fijación de unoscriterios de revisión relacionados con circunstancias ajenas a losagentes del mercado, asegurando además que la limitación máximadel 2 por 100 está en línea con la estabilidad macroeconómica.

Las variaciones para calcular anualmente el alza o la rebaja detarifas, que nunca sobrepasará 0,60 puntos sobre el 1,4 por 100 demedia, se establecen en función de cuatro variables: la evolución de lademanda, los tipos de interés, la evolución de las energías renovablesy los precios del gas. Se prevé que al final del período se registre unatendencia a la baja sobre el 1,4 por 100 de media debido a laevolución de los costes del sistema sobre los ingresos.

Orden ECO/2714/2003, de 25 de septiembre, por laque se desarrolla el Real Decreto 1432/2002, de 27 dediciembre, en lo referente a la cesión y/o titulizacióndel coste correspondiente al desajuste de ingresos delas actividades reguladas anterior a 2003 y del costecorrespondiente a las revisiones derivadas de loscostes extrapeninsulares (BOE 3/10/03)

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El Real Decreto 1432/2002 anterior define como uno de loscomponentes del coste a incluir en el cálculo de la tarifa media o dereferencia, el coste correspondiente al desajuste de ingresos de lasactividades reguladas anterior a 2003 y el coste correspondiente a lasrevisiones derivadas de los costes de generación extrapeninsularcorrespondientes a los ejercicios 2001 y 2002.

Esta orden establece las características de los derechos decompensación por los dos conceptos expresados, que seránrecuperados por sus titulares en los próximos años hasta el 31 dediciembre de 2010.

La anualidad correspondiente a cada año, a los efectos de suinclusión en el cálculo de la tarifa correspondiente, se determinarácomo la cuota total constante anual necesaria para la recuperación enla referida fecha de 31 de diciembre de 2010 del importe pendiente decompensación a 31 de diciembre del ejercicio anterior.

Se establece, con carácter provisional susceptible de rectificación, elvalor base a 31 de diciembre de 2002 en 1.522.332,04 euros para eldesajuste tarifario, dejando para cálculo posterior el correspondiente alas revisiones de costes extrapeninsulares. El tipo de interés a utilizarserá el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mesde noviembre anterior al año de la tarifa a determinar.

Los titulares iniciales de estos derechos podrán cederlos a terceros,total o parcialmente, incluso a fondos de titulización de activos oentidades de función similar.

Real Decreto 2392/2004, de 30 de diciembre, por elque se establece la tarifa eléctrica para 2005 (BOE31/12/04)

El Real Decreto establece un incremento promedio global de las tarifasdel 1,71 por 100, menor a la previsión de crecimiento de la inflación.

Los aspectos principales del Real decreto se resumen a continuación:

Mejora de la calidad: Para 2005, se destinan 80 millones de euros aldestino específico de mejorar la calidad del servicio eléctrico, que seaplicarán a través de planes acordados en régimen de cofinanciacióncon las Comunidades Autónomas mediante la firma de Convenios,cuya finalidad será realizar inversiones en las redes de distribución paramejorar la calidad del suministro en aquellas zonas en que es deficiente.

También se destina en 2005 una partida de diez millones de eurosdestinada a programas nacionales de incentivación de la gestión de lademanda, para que las empresas eléctricas, en colaboración con los

agentes, desarrollen actuaciones que contribuyan a la mejora delservicio prestado a los usuarios y la eficiencia y el ahorro energético.

Metodología del cálculo de la tarifa: La aplicación de la metodologíaactualmente en vigor ha permitido realizar las estimaciones de las variablesque intervienen en la formación de la tarifa de forma objetiva y estable.

Como aspectos más relevantes en la consideración de costes se hatenido en cuenta:

• El coste que representa una generación más limpia, incluyendotanto el crecimiento de la producción de instalaciones del RégimenEspecial, que ya representa el 20,5 por 100 del total de energíasuministrada, con un crecimiento del 12,1 por 100 respecto a laproducida en el año 2004.

• El posible efecto en los precios del mercado derivado de lainternalización por las empresas de los costes del Plan Nacional deAsignación (PNA) de Emisiones.

• El sobrecoste de la retribución extrapeninsular, como consecuenciade la nueva regulación especifica de los sistemas eléctricos insularesy extrapeninsulares que culminará con la aprobación de lanormativa que se prevía a lo largo del primer trimestre de 2005 yque, de forma definitiva, permitirá la liberalización efectiva en estossistemas en condiciones equivalentes a la península.

Tarifas para los consumidores domésticos que no hayan ejercido suderecho al cambio de suministrador: Las tarifas para los consumidoresdomésticos suben un 1,74 por 100 en términos nominales.

Industria y sector servicios en baja tensión: Para las pequeñasempresas industriales y del sector servicios conectadas en baja tensiónlas tarifas se incrementan un 1,61 por 100 respecto al año 2004.

Para las medianas y grandes empresas se incrementan también sustarifas, en términos nominales, el 1,61 por 100. Además, para losgrandes consumidores acogidos a tarifas o complementos específicos(tarifa horaria de potencia o al complemento por interrumpibilidad) seabre la posibilidad de autorizar su aplicación a industrias de nuevacreación.

Tarifas de acceso a las redes para los consumidores que acuden almercado de electricidad: Las tarifas de acceso para los consumidoresdel mercado se incrementan un 1,71 por 100. Además, para losconsumidores no domésticos se reducen los pagos por consumo deenergía reactiva para aproximarlos a los de los consumidores a tarifa ycon el mismo objetivo se incrementan los pagos por garantía depotencia un 1,15 por 100.

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Derechos de acometida y alquiler de contadores: Los precios de losalquileres de equipos se mantienen constantes y los derechos deacometida, enganche y verificación se modifican de acuerdo con lavariación media de las tarifas de venta incrementándose en un 1,71por 100.

Régimen especial: Los precios de las tarifas por venta de energía delas instalaciones de producción en régimen especial varían, de la formasiguiente:

• Instalaciones acogidas al régimen establecido en el Real Decreto436/2004: se actualizan las tarifas, precios e incentivosautomáticamente con el valor y evolución de la tarifa media dereferencia.

• Instalaciones acogidas a la disposición transitoria 1ª del Real Decreto436/2004, (Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre): semodifican de acuerdo con la variación media de las tarifas,incrementándose para todos los tipos el 1,71 por 100.

• Instalaciones acogidas a la disposición transitoria 2ª del Real Decreto436/2004 (Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre): se modificande acuerdo con la variación media de las tarifas, el 1,71 por 100,adoptando en estos casos además la variación del tipo de interésconforme a la variación del EURIBOR a tres meses, correspondiente almes de noviembre de 2004 con respecto a la misma fecha del año2003, resultando una variación del 0,47 por 100. Como variacióninteranual del precio del gas se ha tomado la variación media anual dela tarifa firme de gas natural de un consumidor tipo de 40 Mte/año,resultando un valor del -5,11 por 100. La media anual del precio finalhorario del mercado de producción en los últimos doce meses para cadagrupo se ha calculado como la media de precios mensuales,ponderando cada uno por la energía facturada en régimen especialpara cada grupo. La estimación para 2005 de la media del precio finalhorario del mercado de producción es de 3,7800 c€/kWh.

Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre por el quese organiza y regula el procedimiento de liquidación delos costes de transporte, distribución y comercializacióna tarifa, de los costes permanentes del sistema y de loscostes de diversificación y seguridad de abastecimiento(BOE 27/12/97)

La regulación y retribución de las actividades de transporte ydistribución también son tratadas por el Real Decreto 2819/98 de 23de diciembre (regulación de las actividades de transporte ydistribución) y por la Orden Ministerial de 14 de junio de 1999,(retribución de la actividad de distribución).

La Orden Ministerial citada establece la retribución de losdistribuidores integrantes de los antiguos subsistemas eléctricos, asícomo las bases para determinar la de aquellos a los que se refiere ladisposición transitoria undécima de la Ley del Sector Eléctrico y la delos constituidos con posterioridad a la entrada en vigor de la Ley.Sendas circulares de la CNSE, de 17 de febrero de 1998 y de 30 dejulio del mismo año, inciden sobre el mismo tema, estableciendodeterminadas previsiones relativas a la recaudación e ingresos de lascuotas con destinos específicos establecidos y a la obtención deinformación para el ejercicio de la función de liquidación de lasactividades y costes regulados por el sistema eléctrico.

Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el quese establece la metodología para la actualización ysistematización del régimen jurídico y económico de laactividad de producción de energía eléctrica enrégimen especial (BOE 27/3/04)

Este Real Decreto tiene por objeto unificar la normativa dedesarrollo de la Ley 54/1997 en lo que se refiere a la producción deenergía eléctrica en régimen especial, en particular en lo referente alrégimen económico de estas instalaciones.

El Real Decreto define un sistema según el cual el titular de la instalaciónpuede vender su producción o excedentes al distribuidor, percibiendo porello una retribución en forma de tarifa regulada, única para todos losperíodos de programación, que se define como un porcentaje de la tarifaeléctrica media, o bien por vender dicha producción o excedentesdirectamente en el mercado diario, en el mercado a plazo o a través de uncontacto bilateral. En este último caso, el productor percibirá el precio demercado más un incentivo por participar en él y una prima si la instalaciónconcreta tiene derecho a percibirla.

Esta disposición pretende también ser compatible con la Directiva2004/8/CE relativa al fomento de la cogeneración.

El Real Decreto mantiene en sus disposiciones transitorias lodispuesto en los reales decretos antes citados 2366/1994 y2818/1998, éste último termina su período de vigencia en 2007.

El Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que semodifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas yotras normas reglamentarias del mercado eléctrico, realiza lassiguientes modificaciones en el Real Decreto 436/2004:

• Permitir que las instalaciones de energía solar puedan utilizar deforma limitada un combustible de apoyo cuando no existe suficienteirradiación solar.

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• Actualizar las primas de las instalaciones de cogeneración queutilizan fuel-oil y de quema de residuos para que tenga un mayorpeso en su actualización el incremento del precio del gas, paramejorar la operatividad de las instalaciones en régimen especial.

• Incrementar, por una parte, las primas correspondientes a lasinstalaciones tipos a.1 y a.2, de cogeneración con fuel y enfuncionamiento, para evitar su discriminación frente a las queutilizan gas natural y, por otra, las del grupo d.1, de instalaciones detratamiento y reducción de purines que estén en funcionamiento,para hacer posible su rentabilidad.

• Por otra parte, se aplaza hasta el 1 de enero de 2006 el período paraque las instalaciones de régimen especial no comiencen a pagar elcoste de los desvíos.

Resolución de 25 de febrero de 2003, de la DirecciónGeneral de Política Energética y Minas, estableciendoplazos de comunicación al operador del mercado, de laprevisión de excedentes de determinadas instalacionesde régimen especial (BOE 13/3/03)

Esta Resolución complementa lo dispuesto en el Real Decreto841/2002 anterior, estableciendo que las empresas distribuidorasdeberán comunicar al Operador del Mercado, para cada periodo deprogramación, la previsión de excedentes que a ellos les hayan sidocomunicados por los productores en régimen especial incluidos en losartículos 10.1 y 10.2 del mencionado Real Decreto 841/2002. Estainformación será enviada al Operador del Mercado antes del cierre delperiodo de recepción de ofertas del correspondiente mercado diario ydentro del periodo de recepción de ofertas de cada una de las sesionesdel mercado intradiario.

Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el quese regulan las actividades de transporte, distribución,comercialización, suministro y procedimientos deautorización de instalaciones de energía eléctrica (BOE27/12/00)

Este Real Decreto tiene por objeto desarrollar el marco normativo enel que han de desarrollarse las actividades relacionadas con el sectoreléctrico, bajo el modelo establecido en la Ley 54/1997, de 27 denoviembre, del Sector Eléctrico.

Después de tratar las disposiciones generales en el Título I, laplanificación de las instalaciones de transporte de energía eléctricaqueda regulada en el Título II, considerando entre sus objetivos:

• Mantenimiento de un adecuado nivel de conexión entre lascentrales de producción y los puntos de consumo.

• Garantía de la seguridad y calidad del suministro eléctrico al menorcoste posible para los consumidores.

• Compatibilidad con el respeto al medio ambiente.

En el Título III se desarrolla el marco normativo en el que sedesenvolverá la actividad de distribución de energía eléctrica. A este fin,se establecen principios comunes que garanticen su adecuada relacióncon las restantes actividades eléctricas, determinando las condicionesde tránsito de la energía eléctrica por las redes de distribución,estableciendo la suficiente igualdad entre quienes realizan la actividaden todo el territorio y fijando condiciones comunes equiparables paratodos los usuarios de la energía. También se establecen los criterios parala definición y delimitación de la red de transporte de energía eléctrica.

En el Título IV se establecen las condiciones de acceso tanto degeneradores como de consumidores a las redes de transporte ydistribución, amparando los intereses de los consumidores a través deun desarrollo y uso adecuado de las redes de transporte y distribución.

El Título V se refiere a la actividad de comercialización, a losrequisitos para ejercer dicha actividad y a los consumidores cualificados.

El Título VI contempla el suministro eléctrico y la calidad del mismo.Aquél puede realizarse mediante contratos de suministro a tarifa omediante la libre contratación de la energía y el correspondientecontrato de acceso a las redes, regulando los requisitos mínimos quedeben incluir dichos contratos.

En lo que se refiere a la calidad, se definen una serie de parámetrosrepresentativos de niveles de calidad que sirven para el establecimiento deincentivos y penalizaciones aplicables a las compañías eléctricas, en ordena fomentar el mantenimiento de unos adecuados niveles de calidad.

El Título VII introduce novedades en lo que se refiere al régimen deautorización de instalaciones eléctricas, previendo la posibilidad deautorizar instalaciones mediante un procedimiento que asegure laconcurrencia. Los procedimientos regulados en este Título mantienen laestructura de los anteriormente vigentes, establecidos en el Decreto2617/1966, de 20 de octubre, sobre autorización de instalacioneseléctricas, así como en el Decreto 2619/1966, de 20 de octubre, por elque se aprueba el Reglamento de la Ley 10/1966, de 18 de marzo, sobreexpropiación forzosa y sanciones en materia de instalaciones eléctricas.

Otro aspecto de necesario desarrollo, abordado por el Título VIII, esla cuestión relativa a los distintos Registros establecidos por la Ley54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, relativos a las

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instalaciones de producción de energía eléctrica y las actividades dedistribuidores, comercializadores y consumidores cualificados.

El Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que semodifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas yotras normas reglamentarias del mercado eléctrico, modifica el artículo107.2 del Real Decreto 1955/2000 con objeto de conseguir unamayor flexibilidad en el reparto de la cuantía anual fijada para planesde calidad, en su caso, en el Real Decreto por el que se establece latarifa eléctrica media o de referencia de cada año, entre los distintostipos de zonas urbana, semiurbana y rural.

Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, por elque se regulan las condiciones básicas de loscontratos de adquisición de energía y de acceso a lasredes en baja tensión (BOE 31/12/02)

Este Real Decreto establece las medidas básicas para hacer posiblela plena liberalización del suministro eléctrico el 1 de enero de 2003,mediante criterios específicos que permiten agilizar a los consumidoresen baja tensión la formalización de contratos de tarifas de acceso y deadquisición de energía y los cambios de modalidad de contratación.

En el apartado 3.8 del capítulo siguiente se analizarán algunosaspectos de este Real Decreto.

Resolución de 30 de diciembre de 2002, de laDirección General de Política Energética y Minas, porla que se establece el procedimiento de estimación demedida aplicable a los cambios de suministrador (BOE1/1/03)

Esta Resolución complementa lo dispuesto en el Real Decretoanterior y entre ambas disposiciones facilitan las operaciones decambio de suministrador.

Real Decreto 215/1999, de 5 de febrero, por el que semodifican los Reglamentos de Planes y Fondos dePensiones, del Impuesto sobre Sociedades y delImpuesto sobre el Valor Añadido y otras normastributarias (BOE 9/2/99)

Este Real Decreto parece ajeno al sector eléctrico, pero en su artículo3 añade la disposición adicional quinta al Real Decreto 2402/1985, de18 de diciembre, por el que se regula el deber de expedir y entregarfactura que incumbe a los empresarios y profesionales, refiriéndose

exclusivamente a las entregas de energía eléctrica a través del operadordel mercado. Con ello se simplifica notablemente la facturación de lasoperaciones de compra y venta a través del mercado organizado, yaque OMEL, en nombre de los agentes, extiende una factura para cadavendedor (por todas sus ventas al mercado), y una para comprador,(también por todas sus compras al mercado), evitando el cruce defacturas entre todos los vendedores y todos los adquirientes.

Información sobre el mercado

En esta materia debe mencionarse la regulación sobre solicitud deinformación del mercado contenida en la Resolución de la DirecciónGeneral de la Energía, de 14 de julio de 1998 sobre el acceso a lainformación relativa al mercado de electricidad en poder de OMEL yde Red Eléctrica de España y en la Circular 2/1999 de la CNSE, de 16de febrero.

También es preciso tener en cuenta el artículo 28 del Real DecretoLey 6/2000, de 23 de junio, de Medidas Urgentes de Intensificaciónde la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios relativo a lapublicidad de la información por los Operadores del Mercado y delSistema, en su nueva redacción contenida en el Real Decreto Ley5/2005, de 11 de marzo.

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En dicho artículo se establece que el operador del mercado recibiráde los sujetos definidos en el artículo 9 de la Ley 54/1997, de 27 denoviembre, información que afecte a la formación de los precios en losmercados organizados del Mibel y estará obligado a hacer públicainmediatamente a todos los agentes que participen en él a través demedios telemáticos. Además, el operador del mercado también harápúblicos los resultados de las casaciones que tengan lugar en el ámbitode sus competencias.

Por su parte, el operador del sistema publicará regularmente lasprevisiones de demanda de energía eléctrica, las capacidades deintercambio comercial en las interconexiones, así como la situación delos embalses con aprovechamiento hidroeléctrico y los resultados delos procesos de operación que sean de su competencia.

La Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio deIndustria, Turismo y Comercio, a propuesta de la Comisión Nacional deEnergía, determinará los hechos y la información que se consideranrelevantes para la formación de precios en el mercado, así como elprocedimiento en que deberá tener lugar su comunicación, y garantizaráel secreto de aquella que tenga carácter confidencial. Estos hechosdeberán ser comunicados, en la forma que se determine, al Ministerio deIndustria, Turismo y Comercio y a la Comisión Nacional de Energía.

Procedimientos de operación del sistema

Hasta la fecha se han aprobado, mediante Resoluciones de fechas 30de julio de 1998, 18 de diciembre de 1998, 25 de febrero de 1999, 24de junio de 1999, 10 de marzo de 2000, 31 de octubre de 2002, 19 denoviembre de 2002, 12 de febrero de 2004, 17 de marzo de 2004, 20de julio de 2004, 11 de febrero de 2005, procedimientos de operacióndel sistema relativos a:

• Funcionamiento del sistema.

• Previsión y garantía de la cobertura de la demanda.

• Programación de la operación.

• Gestión de las interconexiones internacionales.

• Determinación de las pérdidas de transporte.

• Medidas de operación en situaciones de alerta y emergencia.

• Gestión de los servicios complementarios.

• Operación de la red de transporte.

• Flujos de información técnica del sistema.

• Estimación de medidas eléctricas.

• Códigos universales para puntos frontera de clientes.

• Equipos de protección y control.

2.4 Las Reglas de Funcionamiento del Mercado

La Ley 54/1997, el Real Decreto 2019/1997, la Orden de 29 dediciembre de 1997, la de 17 de diciembre de 1998 y la de 14 de juliode 1998, que se citan anteriormente, establecen la regulación y lasnormas fundamentales por las que ha de regirse el mercado deproducción de energía eléctrica, pero dicha regulación, por su propianaturaleza, no puede alcanzar el detalle necesario para elfuncionamiento diario del mismo.

Para realizar la gestión económica referida al eficaz desarrollo delmercado, tanto la Ley 54/1997 como el Real Decreto 2019/1997establecen la aprobación por el Ministerio de Industria, Turismo yComercio, de las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidacióndel mercado de producción, a las que deben adherirse expresamentelos compradores y vendedores en el mercado por medio de lasuscripción del correspondiente contrato de adhesión.

A propuesta de OMEL, las Reglas de Funcionamiento del Mercadohan experimentado varios cambios, recogiendo, por una parte,adaptaciones a la nueva legislación que se ha ido publicando y porotra, determinadas modificaciones a la primera redacción que laexperiencia hacía aconsejable adoptar.

Las Reglas contienen los procedimientos y condiciones de caráctergeneral que resultan necesarios para el eficaz desarrollo del mercado deproducción de energía eléctrica, y específicamente para el mercado diarioe intradiario, su gestión económica, la participación en el mismo de lossujetos que realizan actividades destinadas al suministro de energíaeléctrica y de los consumidores cualificados y, en particular, sobre:

a) La definición, desarrollo y funcionamiento de los sistemasinformáticos necesarios para garantizar la transparencia en lastransacciones que se realicen en el mercado de producción deenergía eléctrica y que incluyen:

– la presentación de ofertas de venta y adquisición de energíaeléctrica;

– el procedimiento de casación, en el mercado diario e intradiario,de las ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica;

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– la determinación y comunicación al operador del sistema de losdatos relativos a los resultados de la casación de las ofertas enlos mercados diario e intradiario y, a los agentes, de los datoscorrespondientes a sus unidades de producción y adquisición;

– la determinación y comunicación al operador del sistema delprograma diario base de funcionamiento derivado de la casaciónen el mercado diario, de los contratos bilaterales comunicadospor los agentes, y de los excedentes de producción de losautoproductores; a los agentes, de los datos correspondientes asus unidades de producción y adquisición, y a los distribuidores,de los datos correspondientes exclusivamente a su red dedistribución agregados por cada uno de sus nudos eléctricosdefinidos y comunicados por el operador del sistema;

– la determinación y comunicación al operador del sistema delprograma horario final derivado de cada sesión del mercadointradiario; a los agentes, de los datos correspondientes a susunidades de producción y adquisición, y a los distribuidores, delos datos correspondientes exclusivamente a su red dedistribución agregados por cada uno de sus nudos eléctricosdefinidos y comunicados por el operador del sistema;

– la determinación y comunicación a los agentes del mercado y aloperador del sistema del precio marginal de la energía eléctricaen el mercado diario y en las sesiones del mercado intradiario;

– la determinación y comunicación a los agentes del mercado y aloperador del sistema de los precios finales de la energía eléctrica;

– la liquidación y comunicación de los pagos y cobros que debenrealizarse en virtud del precio final de la energía eléctrica;

– el procedimiento de cálculo y aceptación de garantías quedeben prestar quienes realicen adquisiciones en el mercado deproducción de energía eléctrica;

– la publicación de las curvas agregadas de oferta y demanda de losmercados diario e intradiario con desagregación explícita de cadauno de los puntos que las configuran, así como las modificacionesderivadas del proceso de solución de restricciones técnicas,incorporando, en este caso, los contratos bilaterales afectados;

– la publicación de las capacidades comerciales e intercambiosintracomunitarios e internacionales por frontera;

– la publicación de los resultados de los programas de energíaagregados por agente y mes natural del mercado deproducción de energía eléctrica una vez transcurrido un mesdesde el último día de aquél al que se refieran;

– la publicación mensual de las ofertas presentadas por los agentesen cada uno de los mercados diario e intradiario una veztranscurridos tres meses desde el final del mes a que se refieran.

b) Las condiciones de adhesión a las Reglas de Funcionamiento delMercado de producción de energía eléctrica.

c) El procedimiento de revisión de las Reglas de Funcionamiento delMercado.

Las Reglas vigentes, salvo la modificación a que se refiere el párrafosiguiente, fueron aprobadas por Resolución de 5 de abril de 2001, dela Secretaría de Estado de Economía de la Pequeña y MedianaEmpresa, por la que se modifican las Reglas de Funcionamiento delMercado de Producción de Energía Eléctrica y se prorroga la vigenciadel contrato de adhesión a dichas reglas (BOE 20/4/01).

La Resolución de 14 de febrero, de la Secretaría de Estado de laEnergía, Desarrollo Industrial y de la Pequeña y Mediana Empresa, porla que se modifica la Regla 23 de Funcionamiento del Mercado deProducción de Energía Eléctrica (BOE 26/2/03), introducemodificaciones fundamentales que pueden resumirse como siguen:

• Perfeccionamiento del tratamiento a los vendedores y compradoresen cuanto a la valoración de las energías compradas y vendidas aefecto del cálculo de sus obligaciones de pago y, por lo tanto, de susgarantías y de los derechos de cobro que pueden ceder.

• Regulación de las garantías a prestar, tanto de los agentesvendedores como compradores, asociada a las liquidacionespendientes por ausencia de medidas. Esta circunstancia exige quetanto los agentes vendedores, que pueden resultar deudores en elmercado debido a la imposibilidad de cumplir sus programas deproducción, como los agentes compradores o externos, dispongande garantías para los desvíos previstos.

• Para los generadores de régimen ordinario y especial, prestación deun aval asociado al cobro mensual, si no se dispone de medidas a lafecha de cobros y pagos.

A solicitud de la CNE se realizó una revisión completa de las Reglasde Funcionamiento del Mercado cuya propuesta se elevó al Ministeriode Economía en enero de 2003.

Como consecuencia de la publicación del Real Decreto 2351/2004,de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento deresolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias delmercado eléctrico, anteriormente mencionado, se ha procedido a unarevisión de las Reglas del Mercado en las que se incorporan lasadaptaciones al citado Real Decreto 2351/2004, así como

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determinados preceptos concretos en relación con el Real Decreto Ley6/2000, del Real Decreto 436/2004, del Real Decreto 1432/2002 ydel Real Decreto 385/2002, y otras mejoras identificadas comoaconsejables.

El proyecto de revisión se remitió, con fecha 24 de febrero de 2005,al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, para su aprobación.

2.5 Planificación energética

En el artículo 4 de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, se establecenlos principios generales sobre planificación eléctrica, que tendráncarácter indicativo salvo para las instalaciones de transporte. En elCapítulo II del Título II (artículos 8 al 16) del Real Decreto 1955/2000sobre transporte, distribución, comercialización, suministro yprocedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica seregulan los procedimientos de elaboración de la planificación de la redde transporte de energía eléctrica.

La planificación energética tiene carácter obligatorio para lasactividades reguladas, es decir transporte y distribución, que gestionanlas infraestructuras básicas para el desarrollo energético, conindudable repercusión en el mercado por constituir su soporte físico ypara la garantía del libre acceso a dichas redes.

La planificación es indicativa para la actividad liberalizada degeneración, constituyendo una herramienta al servicio de laAdministración y de las empresas del sector, que facilita la toma dedecisiones. Este tipo de planificación incluye la evolución de la

demanda, y la necesidad de cobertura. El documento "Planificación delos sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte2002-2011" publicado en octubre de 2002, recoge los principios yobjetivos de la planificación.

El documento preveía una actualización de las previsiones, al menoscon caracter bienal con el objeto de ir corriguiéndolas en función nosólo de las demandas detectadas, sino también de la aparición denuevas situaciones.

Aparte de la adenda sobre el abastecimiento energético de las IslasBaleares, hasta la fecha, no se ha efectuado ninguna otra actualización.

En lo que se refiere a la actividad de generación y de acuerdo conlos datos disponibles la evolución seguida respecto de la planificaciónha sido la siguiente:

Adenda al documento de Planificación:Infraestructuras para el abastecimiento energético delas Islas Baleares

El 5 de diciembre del 2003 el Consejo de Ministros aprobó laAdenda a la Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas enrelación con las Infraestructuras para el Abastecimiento Energético delas Islas Baleares.

En el citado documento de "Planificación de los sectores deelectricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 2002-2011",se recogía la necesidad de disponer en el curso de 2003 de unapropuesta detallada de la solución óptima de suministro energético ala Comunidad Autónoma de las Islas Baleares, incorporando lainterconexión eléctrica Islas Baleares-Sistema Eléctrico Peninsular.

La cobertura de demanda se ha estimado bajo la premisa de que launificación del Sistema Eléctrico Balear se realizará con fecha deejecución 2007, mediante la conexión de los dos subsistemasMallorca-Menorca e Ibiza-Formentera.

La interconexión eléctrica Península-Islas Baleares entrará enoperación en el año 2011, con una aportación de 300 MW, y sellevará a cabo a través de un enlace monopolar con cable de retorno.Se fija como la opción más viable para la conexión con la Península elnudo de Vandellós 400 kV. En el extremo de Mallorca la conexión sellevará a cabo a través de una futura subestación de 220 kV en SantaPonsa, con llegada en cable subterráneo.

En coherencia con los criterios recogidos en la Planificación de losSectores de Gas y Electricidad, la unificación del Sistema Eléctrico

Ciclo Combinado 14.800 8.524 57,6 100

Cogeneración 7.100 5.959 83,9 24

Energía Eólica 13.000 8.263 63,6 9

Planificación Situación Grado de Acceso02 a 11 a 31-12-04 cumplimiento al mercado

MW MW % %

SEGUIMIENTO DE LA PLANIFICACIÓN04 a 11

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Balear y la Interconexión Eléctrica Península-Mallorca sonconsideradas de tipología de Infraestructuras A, es decir, se incluyenen el catálogo de infraestructuras aprobadas por la PlanificaciónVinculante en su documento del año 2002.

2.6 Ahorro y eficiencia energética en España

Estrategia de ahorro y eficiencia energética

El Consejo de Ministros celebrado el 28 de noviembre de 2003,aprobó la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4)para el período 2004-2012, cuyo objetivo es contribuir al desarrollosostenible, con unas ayudas públicas compatibles con el objetivo deequilibrio presupuestario.

Desde el punto de vista metodológico, se ha partido del contextoeconómico, energético y medioambiental actual, y se han utilizado lasprevisiones de consumos de energía del escenario base, que han servidotambién de marco de referencia para la elaboración del documento dePlanificación de los sectores de electricidad y gas (con la salvedad de queen esta estrategia el período de análisis se ve ampliado hasta el año 2012).

Las mejoras derivadas de las medidas previstas en la Estrategia dan lugaral denominado escenario de eficiencia, diseñado de tal forma que recogela evolución esperada de los consumos de energía, una vez llevadas a cabolas medidas propuestas en cada uno de los sectores analizados.

La Estrategia estima una reducción de la intensidad energética del7,2 por 100 (energía necesaria por unidad de producto) y, por tanto,unos ahorros de energía para los citados años de 12.853 millones deeuros, equivalentes al petróleo crudo importado en la actualidaddurante un año. Estos ahorros serán consecuencia, tanto del propiodesarrollo tecnológico, como de medidas de las Administraciones ysectores productivos para fomentar el ahorro energético.

A su vez, persigue hacer compatible este crecimiento económicocon un desarrollo energético sostenible, reduciendo las emisiones deCO2, potenciando las energías limpias e impulsando la diversificaciónde las fuentes energéticas. Un objetivo fundamental de esta estrategiaes la contribución al cumplimiento de los objetivos del Protocolo deKioto, de la directiva 2003/87/CE, así como de la normativa españolaal efecto, y el acuerdo de Consejo de Ministros de 21 de enero de2005, sobre asignación individual de derechos de emisión. Otrosinstrumentos para conseguir estos objetivos son el Plan de Fomentode las Energías Renovables y la apuesta por los ciclos combinados degas en la propia planificación de redes.

La Estrategia analiza los sectores de Industria (desagregado en oncesubsectores), Transporte, Edificación, Equipamiento Residencial yOfimática, Servicios Públicos, Transformación de la Energía yAgricultura y Pesca. Para cada uno de estos sectores se planteanobjetivos, se describen las medidas propuestas y se definen losinstrumentos que considera procedente aplicar, cuantificando costes yahorros energéticos derivados.

Se estima un coste global de inversión asociada a las medidasprevistas de unos 26.108 millones de euros para el conjunto delperíodo. De este coste, unos 2.010 millones de euros corresponderíana apoyos públicos de las distintas Administraciones y el resto, 24.098millones, a la inversión privada asociada a las medidas previstas.

Las previsiones de mejora y potencial de ahorro en los sectores queintegran el Sector de Transformación de la energía, se indican en elcuadro de la página anterior.

Desde la óptica del mercado de electricidad, debe señalarse que apartede las medidas concretas para los distintos subsectores, el Documento deEstrategia afirma que "El fomento de la eficiencia y el ahorro energéticopasa indudablemente por la potenciación de los mercados energéticoshaciéndolos lo más transparentes posible" y que una de las medidas máspositivas para mejora la eficiencia energética es "la consecución delobjetivo de liberalización total del suministro eléctrico y gasista, lo quecontribuye a llevar la señal de precio al consumidor, por lo que éste podrárealizar una buena gestión de su demanda".

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El mercado de electricidad produce señales económicas adecuadas,con precios mucho más elevados en las horas de mayor consumorespecto de las demás. Sin embargo, es posible que estas señales nolleguen de manera adecuada a los consumidores domésticos y PYMES.Por ello resulta sumamente interesante la siguiente aseveración de laEstrategia con que finaliza el apartado 4.1 de la separata"Equipamiento residencial y ofimático":

Finalmente, hay que señalar que la mejora de la eficienciaenergética pasa también por una participación más efectiva de lademanda en el mercado eléctrico. En este sentido, es recomendable lapuesta en marcha de programas de gestión de la demanda, dirigidosa los sectores menos elásticos al precio de la energía, para mejorar suformación sobre las posibilidades de desplazamiento del consumodentro de la franja horaria e incentivar la adquisición de equipos máseficientes.

Con este objetivo, se facilitará la puesta en marcha de planes deahorro y eficiencia energética y programas específicos de gestión de lademanda. Estos planes permitirán la participación del consumidor en lamodulación de la curva de carga de forma económica ymedioambientalmente ventajosa para el conjunto del sistema, aldesplazar consumos hacia periodos de llano o valle en los que existauna menor utilización de centrales menos eficientes energéticamente.

Directiva 2002/91/CE del Parlamento Europeo y delConsejo, de 16 de diciembre de 2002 relativo a laeficiencia energética de los edificios (DO 4/01/03)

La Directiva relativa a la eficiencia energética de los edificios, que losEstados miembros deben incorporar a su legislación nacional antes deenero de 2006, garantizará las normas para que la construcción deedificios en toda Europa conduzcan a una importante reducción deconsumo de energía, sin exigir un elevado gasto adicional, al tiempoque se aumenta notablemente el confort de los usuarios. Estasmedidas constituirán un componente esencial de la estrategia de laUnión Europea para cumplir los compromisos contraídos en elProtocolo de Kioto. La citada Directiva tendrá los efectos siguientes:

• Se aplicará en toda la Unión Europea una metedología común paracalcular la eficiencia energética de un edificio, teniendo en cuentaunas condiciones climáticas locales.

• Los Estados miembros establecerán unas normas mínimas deeficiencia energética que se aplicarán tanto a los edificios nuevoscomo a los grandes edificios ya existentes que sean objeto deimportantes obras de renovación.

• Un sistema de certificación de edificios hará que los niveles deconsumo de energía sean mucho más visibles para propietarios,arrendatarios y usuarios.

• Las calderas y las instalaciones de aire acondicionado que superenuna determinada dimensión serán inspeccionados periódicamentepara comprobar su eficiencia energética y las emisiones de gases deefecto invernadero.

Probablemente, con su aplicación se podrá ahorrar más de unaquinta parte del consumo actual de energía de aquí a 2010 en losedificios objeto de la directiva. Para su transposición al ordenamientoespañol, se encuantran en avanzado estado de desarrollo losborradores del Código Técnico de Edificación, del nuevo Reglamentode Instalaciones Térmicas en Edificios (RITE) y de la Normativa deCertificación Energética de Edificios, que deberán ser aprobados antesde finalizar el año 2005.

Propuesta de directiva del Parlamento Europeo y delConsejo sobre eficiencia del uso final de la energía ylos servicios energéticos (COM/2003/0739 final)

De acuerdo con la propuesta de la Comisión, que persigue elfomento de medidas de eficacia energética y del mercado de losservicios energéticos, los Estados miembros estarían obligados arespetar:

• Un objetivo general de ahorro del uso final de enrgía del 1%anual. Esto es, del 1% de la cantidad media de energía distribuidao vendida a los clientes finales durante los cinco años anteriores.Estos ahorros se tendrán que registrar en los siguientes sectores: loshogares, la agricultura, los sectores comercial y público, eltransporte y la industria. Se tendrán en cuenta todos los tipos deenergía, de la electricidad al gas natural, las redes urbanas decalefacción y refrigeración, el gasóleo, el carbón y el lignito decalefacción, los productos energéticos procedentes de la silviculturay la agricultura y los combustibles de transporte.

• Un objetivo sectorial del lado de la demanda. Los sectores públicosde los Estados miembros deben hacer una contribución particular allogro de este objetivo global ya que deben ahorrar al menos un1,5% de energía al año, en particular mediante una contrataciónpública eficaz desde el punto de vista energético. Este ahorrotambién contribuiría al logro del objetivo global de un ahorro del1%.

• Una obligación del lado de la oferta sobre la venta de serviciosenergéticos. Los distribuidores de energía o empresas de

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abastecimiento al por menor tendrían que integrar serviciosenergéticos en su distribución y ventas de energía hasta cubrir el 5%de su clientela. Alternativamente, se ofrecerían auditorías energéticas.

Los Estados miembros podrán alcanzar su objetivo del 1% anual,bien estableciendo nuevas medidas, o bien midiendo el efectocontinuado de los servicios energéticos y las medidas de eficaciaenergética adoptados anteriormente.

Para ayudar a los Estados miembros a lograr estos objetivos yobligaciones y para garantizar el seguimiento de los avances en estecampo, el proyecto de directiva establece un marco armonizadomediante definiciones, herramientas y una metodología comunes. Aeste respecto, se obliga a los Estados miembros a:

• Disponer de un sistema de cualificación, certificación o acreditaciónde los proveedores de servicios energéticos, y a reconocersemutuamente dichos certificados.

• Modificar o suprimir la legislación que limite el uso de instrumentosfinancieros para el ahorro de energía, como la financiación deterceros y la contratación del rendimiento energético.

• Eliminar los incentivos para aumentar el volumen de energíatransportada y garantizar que se puedan recuperar los costes de

determinadas inversiones en eficacia energética efectuadas porempresas de distribución en las instalaciones de sus clientes.

• Garantizar la disponibilidad de planes de auditoría energética de altacalidad.

• Garantizar que los controles y los sistemas de medición registrencon exactitud y frecuencia el consumo real de energía.

• Utilizar los fondos de eficacia energética destinados a subvenciones,préstamos, garantías financieras y otros tipos de finaciación parapromoción de auditorías energéticas, promoción del mercado deservicios energéticos, mejora de la medición y otras medidas deeficiencia energética.

2.7 El Protocolo de Kioto

En el ámbito de la normativa de la UE debe hacerse mención a losdesarrollos sobre protección medioambiental para el cumplimiento delProtocolo de Kioto, que tiene una incidencia fundamental en el sectoreléctrico al ser un sector esencial de los incluidos en el anexo I de laDirectiva 2003/87/CE de 13 de octubre de 2003, por la que se

DIRECTIVA 2003/87/CE SOBRE EL COMERCIO DE DERECHOS DE EMISIÓN DE GASES DE EFECTO INVERNADERO

Permisos de emisión: Desde 1 de enero de 2005, los titulares de las actividades comprendidas que produzcan emisiones de gases de efectoinvernadero en relación con dicha actividad, deberán disponer de un permiso de emisión expedido por una autoridad competente al efecto.

Plan Nacional de Asignación: Determinará la cantidad total de derechos de emisión que prevé asignar para el periodo y el procedimiento deasignación. Se basará en criterios objetivos y transparentes y contendrá una lista de las instalaciones cubiertas por la Directiva con mención delas cifras de derechos que les corresponden. Deberá establecer una previsión para nuevos entrantes. El Plan se publicará y comunicará a laComisión y a los estados miembros con dieciocho meses de antelación.

Método de asignación: Se establece que para el período de tres años, que comienza el 1 de enero de 2005, la asignación será gratuita, al menospara el 95% de los derechos de emisión, y para el período de cinco años que comienza el 1 de enero de 2008 la asignación será gratuita almenos en el 90% de los derechos de emisión.

Acuerdos con terceros países: Podrán celebrarse acuerdos con terceros países que tengan regímenes de comercio de derechos de emisiónsiempre que hayan ratificado el Protocolo de Kioto y de conformidad con las normas establecidas en el artículo 300 del Tratado.

Registros: Los Estados miembros crearán y mantendrán un registro que permita llevar cuenta de la expedición, la titularidad, la transferencia y lacancelación de derechos de emisión.

Administrador Central: La Comisión designará a un Administrador Central que llevará un registro independiente de transacciones en el que seconsignarán las expediciones, las transferencias y las cancelaciones de derechos de emisión.

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establece el régimen para el comercio de derechos de emisión de gasesde efecto invernadero en la Comunidad.

Los aspectos más relevantes de la Directiva 2003/87/CE y de lasorientaciones sobre su aplicación publicada por la Comisión en lacomunicación COM (2003) 830 final se resumen en el cuadro siguiente.

Durante el año 2004, la Unión Europea ha completado la Directiva2003/87/CE de 13 de octubre 2003, con dos disposiciones relevantes:

• Decisión 280/2004/CE del PE y del Consejo, de 11 de febrero de2004, relativa a un mecanismo para el seguimiento de las emisionesde gases de efecto invernadero en la comunidad y para la aplicacióndel Protocolo de Kyoto.

Esta Decisión tiene como objetivo evaluar los progresos realizados encumplimiento de los compromisos relativos a las emisiones para lasfuentes y absorción de los sumideros, así como aplicar el Protocolode Kyoto a los programas nacionales, los inventarios de gases, lossistemas nacionales y los registros de la comunidad y los EstadosMiembros.

• Reglamento 2216/2004 de la Comisión Europea, de 21 dediciembre de 2004 relativo a un sistema normalizado y garantizadode registros de conformidad con la Directiva 2003/87/CE y laDecisión 280/2004/CE.

El Reglamento 2216/2004 establece las disposiciones generales,especificaciones funcionales y técnicas y requisitos demantenimiento con respecto al sistema normalizado y garantizadode registros, compuesto de registros en forma de bases de datoselectrónicos normalizados que consten de elementos comunes deinformación y al diario independiente de transacciones comunitario(DIIC). Asimismo, prevé un sistema eficiente de comunicación entredicho diario y el diario independiente de transacciones de lasNaciones Unidas (CMNUCC).

• Orientaciones para los Estados miembros sobre la aplicación de loscriterios del anexo III de la Directiva 2003/87/CE por la que seestablece un régimen para el comercio de derechos de emisión degases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que semodifica la Directiva 96/61/CE del Consejo, y circunstancias en lasque queda demostrada la situación de fuerza mayor (7/1/2004).

Estas normas son necesarias para la correcta ampliación de laasignación individual de los derechos de emisión que los EstadosMiembros han llevado a cabo a partir del año 2004 y elestablecimiento de los registros necesarios para llevar a cabo elcomercio de derechos de emisión de los gases de efecto invernadero.

La transposición de la directiva 2003/87/CE, de 13 de octubre se harealizado mediante la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por el que se regulael régimen del comercio de derechos de emisión de gases de efectoinvernadero, (BOE 10/03/2005), publicado anteriormente como RealDecreto Ley 5/2004 de 27 de agosto. Su objetivo consiste encontribuir a la reducción de emisiones que causan el cambio climático,cumpliendo el compromiso asumido por España con el Protocolo deKioto.

El Real Decreto Ley da respuesta a la urgente necesidad de cumplircon el calendario de aplicación previsto por la Directiva Europea, queexige que las instalaciones sometidas a su ámbito de aplicacióncuenten con una autorización de emisión de gases de efectoinvernadero antes del 1 de enero de 2005, y también a que estéoperativo el Registro Nacional de Derechos de Emisión el 1 de octubrede 2004.

El régimen de comercio de derechos de emisión se aplicará,inicialmente, a las emisiones de dióxido de carbono procedentes deinstalaciones que desarrollan las actividades enmarcadas en laDirectiva que son: la generación de electricidad, el refino y laproducción y transformación de metales férreos, cemento, cal, vidrio,cerámica, pasta de papel, papel y cartón.

En el capítulo I se crea la Comisión Interministerial de coordinaciónde políticas de cambio climático que ejercerá como Autoridad Nacionalpara aprobar los mecanismos previstos en el Protocolo de Kyoto,proyectos de desarrollo limpio y de aplicación conjunta.

Esta Comisión estará integrada por representantes de la OficinaEconómica del Presidente del Gobierno y los Ministerios de AsuntosExteriores, Economía y Hacienda, Medio Ambiente e Industria,Comercio y Turismo y estará presidida por el Secretario General parala Prevención de la Contaminación y del Cambio Climático delMinisterio de Medio Ambiente.

El capítulo II regula el régimen de autorizaciones de emisión de gasesde efecto invernadero, de modo que todas las instalaciones sometidasal ámbito de aplicación del Real Decreto Ley deberán contar con unaautorización de emisión de gases de efecto invernadero a partir del 1de enero de 2005, cuyo otorgamiento corresponde al órganocompetente que designe la comunidad autónoma en la que se ubique.

El capítulo III contiene el régimen aplicable a las autorizaciones deagrupación de instalaciones, estableciendo que las instalacionesdedicadas a una misma actividad podrán responder de la obligación deentregar derechos de manera conjunta, siempre que el impacto delfuncionamiento en grupo en el mercado interior no generedistorsiones en la competencia.

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El capítulo IV define la naturaleza y contenido del Plan nacional deasignación, así como su procedimiento de aprobación.

El Plan nacional de asignación es una pieza central en el sistemacomunitario de comercio de derechos de emisión. Constituye el marcode referencia, vigente solamente para cada uno de los períodos de tresy cinco años establecidos en la Directiva, en el que se determina elnúmero total de derechos de emisión que se asignarán en cadaperíodo, así como las bases para la asignación individual de derechosa todas las instalaciones antes de la puesta en marcha del mercadointernacional. Este mercado tendrá una gran importancia para sectoreseconómicos tales como el industrial y el eléctrico.

El capítulo V contiene el régimen regulador de los derechos de emisión,definiendo el mismo como aquel derecho subjetivo, de caráctertransmisible, que atribuye a su titular la facultad de emitir a la atmósfera,desde una instalación sometida al ámbito de aplicación de este RealDecreto Ley, una tonelada de dióxido de carbono equivalente.

El capítulo VI regula las obligaciones de información de los titularesde las instalaciones, que estarán obligados a implantar y mantener elsistema de seguimiento de emisiones de gases de efecto invernaderocon arreglo a lo establecido en la autorización de emisión. Deberán,además, remitir al órgano autonómico competente, antes del 28 defebrero, un informe sobre las emisiones de gases de efectoinvernadero del año precedente.

En el capítulo VII se crea el Registro Nacional de Derechos deemisión. Todas las operaciones de expedición, titularidad, transmisión,transferencia, entrega, retirada y cancelación de derechos de emisióndeberán inscribirse en este Registro que, por tanto, será el instrumentoa través del cual se asegura la permanente actualización de lacontabilidad relativa a estos derechos.

Este Registro será accesible al público, quedará adscrito al Ministeriode Medio Ambiente y estará en relación con el Administrador Centraldesignado por la Comisión Europea.

El Gobierno y las Comunidades Autónomas crearán una ventanillaúnica para que las instalaciones puedan presentar conjuntamente lasolicitud de autorización de emisión y la de derechos de emisión paralos futuros Planes Nacionales de Asignación.

Todos los derechos que el Plan Nacional de Asignación prevé asignarserán expedidos e inscritos en la cuenta de haberes de la AdministraciónGeneral del Estado antes del 28 de febrero del año inicial del periodo devigencia de cada Plan. Desde el Registro se transferirán a la cuenta deltitular de cada instalación los derechos que le corresponden de acuerdocon la distribución temporal establecida en el Plan.

Los derechos asignados a nuevos entrantes serán transferidoscuando la Comunidad Autónoma comunique al Registro que la nuevainstalación ha entrado en funcionamiento.

La cancelación de derechos podrá producirse en cualquier momentoa petición del titular. En todo caso, transcurridos cuatro meses desdela finalización del periodo de vigencia del Plan Nacional los derechosde emisión válidos para ese período caducarán automáticamente.

El régimen sancionador está contemplado en el capítulo VIII, quetipifica las infracciones muy graves, graves y leves. Las muy gravestendrán una multa de hasta dos millones de euros y la clausura de lainstalación, a no ser que el operador subsane la incidencia. Estasmultas serán impuestas por las Comunidades Autónomas, salvo en lossupuestos en que la infracción sea motivada por ocultar la información exigida para la asignación o por incumplir la obligación de entregarderechos de emisión, que serán impuestas por el Consejo de Ministros.

Las instalaciones que superen sus derechos de emisión, obtenidospor asignación gratuita o adquiridos en el mercado, tendrán quepagar, en el período 2005-2007, cuarenta euros por cada toneladaemitida de más y, en el período 2008-2012, cien euros por tonelada.

Posteriormente se publicó el Real Decreto 1866/2004, de 6 deseptiembre, por el que se aprueba el Plan nacional de asignación dederechos de emisión, 2005-2007 (BOE 07/09/04).

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El Plan Nacional sienta las bases para la asignación individual dederechos a todas las instalaciones antes de la puesta en marcha delmercado europeo que se iniciará el 1 de enero de 2005.

De acuerdo al Anexo I de la Directiva europea y al Real Decreto Ley,el régimen de comercio de derechos de emisión se aplicará, en elperiodo 2005-2007, a las emisiones de dióxido de carbono procedentesde instalaciones que desarrollan las actividades de: generación deelectricidad, el refino, la producción y transformación de metales férreos,cemento, cal, vidrio, cerámica, pasta de papel, papel y cartón.

El Gobierno ha establecido como objetivo que las emisiones en Españaen el periodo 2005-2007 se estabilicen en la media de las emitidas en losúltimos tres años para los que existen inventarios oficiales (2000-2002),con un incremento adicional del 3,5 por 100 de las emisiones de CO2 enlos sectores afectados por la Directiva para nuevos entrantes.

El esfuerzo adicional necesario para cumplir tanto con Kioto comocon la Directiva tendrá que hacerse en el periodo 2008-2012. Al finalde este periodo las emisiones no deberán sobrepasar un 24 por 100más de las emisiones del año 1990. Este porcentaje se alcanzarásumando el objetivo de limitación de Kioto (15 por 100) a la estimaciónde absorción de sumideros (un máximo de un 2 por 100) y los créditosque se puedan obtener en el mercado internacional (7 por 100).

Para ello, el Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisiónpara el periodo 2005-2007 mantiene un reparto del esfuerzo dereducción entre los sectores de la Directiva y los no incluidos(transporte, residencial, etcétera) con base en su partecorrespondiente a las emisiones globales del país, y que se reparte enun 40 por 100 y un 60 por 100 respectivamente. Ello supone, para lasemisiones globales del país, un objetivo de 400,70 (millones detoneladas de CO2) equivalente en promedio anual para 2005-2007, loque representa una reducción de 0,2 por 100 respecto a las emisiones2002 (401,34 Mt CO2/año).

Asimismo, el Plan Nacional de Asignación de Derechos establece lametodología de asignación individualizada por instalación, tanto paralas existentes como para los nuevos entrantes en el sistema en elperiodo 2005-2007.

Con fecha 27 de diciembre de 2004, el Colegio de Comisarios de laComisión Europea adoptó la Decisión por la que aprueba el PlanNacional de Asignación de España, que había sido remitidopreviamente. Sin embargo, establece una objeción relativa a ladefinición de instalación de combustión incluida en el ámbito deaplicación del Real Decreto Ley, instando a las autoridades españolas aadoptar las decisiones pertinentes para incluir todas las instalaciones decombustión con una potencia térmica nominal superior a 20 MW.

Asimismo, la Decisión de la Comisión establece que "el Plan Nacionalde Asignación podrá modificarse cuando la enmienda consista enmodificar los derechos asignados a determinadas instalaciones dentrode la cuota total que deba asignarse a las instalaciones enumeradas enel Plan como consecuencia de la mejora de la calidad de los datos".

En consecuencia, el Gobierno español efectúa los ajustes oportunos,mediante la publicación del Real Decreto 60/2005, de 21 de enero,por el que se modifica el Real Decreto 1866/2004, de 6 deseptiembre, por el que se aprueba el Plan nacional de asignación dederechos de emisión, 2005-2007 (BOE 22/01/2005) y realiza laasignación individualizada definitiva de derechos de emisión para lasinstalaciones incluidas en el ámbito de aplicación del Real Decreto Leyde 27 de agosto de 2004, que se publica en la Resolución de 26 deenero de 2005, de la Subsecretaría, por la que se dispone lapublicación del Acuerdo del Consejo de Ministros, de 21 de enero de2005, por el que se aprueba la asignación individual de derechos deemisión a las instalaciones incluidas en el ámbito de aplicación del RealDecreto Ley 5/2004, de 27 de agosto, por el que se regula el régimendel comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero(BOE 28/01/2005).

Los principales cambios pueden resumirse como sigue.

Se mantienen las cantidades asignadas globales, pero se haincrementado la asignación a instalaciones existentes, incremento quese detrae de una cantidad equivalente de las reservas de nuevosentrantes, por considerar que las reservas de nuevos entrantes sonsuficientes para atender los aumentos de capacidad que puedan tenerlugar en el periodo.

Se elimina la desagregación de la reserva de los sectores industriales,estableciendo tres grupos: uno para generación eléctrica de serviciopúblico, otra para sectores industriales incluidos en el Anexo I de laDirectiva, y una última para cogeneraciones e instalaciones mixtas queprestan servicio a sectores no incluidos en el Anexo I.

Se incluyen "instalaciones mixtas" con características singulares. Setrata de instalaciones que operan parcialmente como cicloscombinados, generando energía eléctrica, y parcialmente comocogeneraciones, proporcionando servicio de vapor a instalacionesindustriales, que entraron en funcionamiento con posterioridad alperiodo de referencia.

Se produce una modificación en la asignación a las centrales térmicasde generación eléctrica, manteniendo la asignación total. En respuestaa las alegaciones recibidas, se han revisado los valores de la demandaeléctrica térmica del carbón peninsular y ciclos combinados empleadosen el cálculo ajustándolas en mayor medida a unas producciones más

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próximas a la realidad. También se han tenido en cuenta las emisioneshistóricas previstas en las solicitudes presentadas por las empresas y elefecto sobre las mismas de las instalaciones de desulfuración.

En relación con las centrales que utilizan residuos comocombustible, se han analizado con detalle las características de estoscombustibles y su implicación en la Directiva de Comercio deEmisiones. Se ha comprobado la no afección de la misma, por lo queno se le han asignado derechos.

También se ha rectificado el número total de ciclos combinados queentrarán en funcionamiento en el período 2005-2007, ya que algunasinstalaciones consideradas como nuevas ya estaban enfuncionamiento en 2004. La nueva evaluación realizada indica que,aproximadamente, una reserva de 1 Mt CO2/año podrá ser suficientepara atender a los nuevos entrantes.

Por último, para aminorar la penalización que produce la fórmulaempleada en el reparto individual a las centrales de carbón de losderechos asignados al total de las centrales de carbón peninsular, enaquellas centrales con mayores factores específicos de emisión se haestablecido un limite, de forma que la asignación mínima no puede serinferior al 55 por 100 de las emisiones históricas (2000-2002).

Se produce un incremento del número de instalaciones incluidas, (957frente a 926 provisionalmente previstas) La razón de ese incremento enel número de instalaciones se debe principalmente a dos razones:

• Ciertas instalaciones consideradas anteriormente como nuevosentrantes han sido consideradas ahora como existentes.

• Un número de solicitudes de asignación de derechos no fueronconsideradas en la asignación preliminar, bien por habersepresentado incorrectamente ante las Comunidades Autónomas enlugar de a la Administración General del Estado, o por erroresmateriales en la gestión de expedientes.

El Real Decreto Ley 5/2005, de 11 de marzo introduce algunasmodificaciones en la Ley 1/2005, de 9 de marzo, relativas a latitularidad, transmisión, control, actualización e inscripción en elregistro de los derechos de emisión.

Además, encomienda al Gobierno, a propuesta de los Ministrosde Economía y Hacienda, Industria, Turismo y Comercio y de MedioAmbiente, la modificación del Plan Nacional de Asignación dederechos de emisión para establecer la cantidad adicional dederechos correspondientes a las instalaciones de más de 20 MW, depotencia térmica nominal, no consideradas en la anterior asignaciónindividual, y que había sido objeto de la Decisión adoptada por laComisión Europea el pasado 27 de diciembre en relación al Plan

Nacional de Asignación de España, que exigía la inclusión de dichasinstalaciones.

2.8 Libro Blanco sobre El Sector Energético ymedidas de impulso a la productividad

El Libro Blanco

En Octubre de 2004, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercioconsideró que algunos elementos contenidos en la Ley 54/1997 queregula el proceso de generación eléctrica en España, después de 7 añosde vigencia, ofrecen dudas en relación con la satisfacción de los objetivosde seguridad de un suministro de calidad a precios competitivos.

Con la finalidad de que se produzca un proceso participativo en elque afloren propuestas de reforma dirigidas a mejorar la calidad yseguridad del suministro y a favorecer el desarrollo de la competenciaefectiva en el mercado, el Ministerio inicia el proceso de elaboraciónde un Libro Blanco sobre la reforma del marco regulatorio de lageneración eléctrica en España, encomendando la dirección del mismoal profesor doctor en Ingeniería Eléctrica, José Ignacio Pérez Arriaga.

El objeto del Libro Blanco consiste en realizar análisis y propuestasen el sector de la generación eléctrico sobre una serie de asuntos quese refieren a la seguridad del suministro, a los precios yfuncionamiento del mercado, y a los efectos sobre el medio ambiente.

El trabajo principal consistirá en la realización de audiencias contodos los agentes económicos y sociales relacionados:Administraciones Públicas, operadores empresariales, asociaciones deconsumidores, instituciones integradas en el sistema eléctrico, agentese instituciones externos, sindicatos, y expertos del sector eléctrico.

Una vez realizados los análisis, el Libro Blanco deberá proporcionaruna serie de propuestas sobre los siguientes asuntos:

• Cobertura de la demanda a medio plazo: planificación de la oferta,índice de cobertura y diversificación de fuentes.

• Incentivos para garantizar la potencia necesaria.

• Localización de nuevas centrales de generación eléctrica;compatibilidad entre los criterios energéticos, territoriales ymedioambientales.

• Diseño de la red de transporte: adecuación a la oferta y eficienciade la red. Tamaño y sistema de gestión de las conexionesinternacionales.

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• Grado de competencia efectiva: organización industrial y reglas defuncionamiento del mercado. Reducción de barreras a los nuevosentrantes.

• Proceso de formación de los precios: internalización de costesmedioambientales, balances de los CTC en relación con losobjetivos iniciales, efectos de la integración vertical.

• Formas de organización del mercado mayorista: diario, a plazo,financiero.

• Contribución de las fuentes de energía renovables a la generacióneléctrica: objetivos energéticos, costes y sistemas de fomento.

• Marco institucional para la regulación y supervisión del mercado degeneración.

En el mes de marzo de 2005, una vez finalizada la etapa inicial deelaboración del Libro Blanco, se organizó un foro de debate abiertopara presentar el alcance y las líneas maestras del proyecto, así comolos punto de vista más representativos de los agentes consultados,agrupando los temas objeto de análisis y debate en las seis rúbricassiguientes:

• Costes de transición a la competencia.

• El modelo energético.

• Mercado Ibérico de electricidad.

• Concentración horizontal.

• Garantía de suministro.

• Tarifa y mercado minorista.

La terminación y presentación del Libro Blanco sobre la reforma delmarco regulatorio de la generación eléctrica en España y de susconclusiones están prevista para el mes de junio de 2005.

Medidas de impulso a la productividad

El Consejo de Ministros, celebrado el 25 de febrero de 2005, aprobóla puesta en marcha del plan de dinamización de la economía,constituido por un amplio programa de reformas económicasdestinadas a aumentar la productividad y el empleo y que se iránaplicando paulatinamente a lo largo de la legislatura.

Se dio luz verde a un primer paquete, que recoge un centenar demedidas, compuesto por un Anteproyecto de ley reguladora de las

entidades de capital riesgo y sus sociedades gestoras, un Anteproyectode Ley de reformas para el impulso de la productividad, unAnteproyecto de Ley de reformas en materia tributaria para el impulsode la productividad, un Acuerdo del Consejo de Ministros demandatos a los Departamentos Ministeriales para el impulso de laproductividad y un Real Decreto Ley de reformas urgentes para elimpulso de la productividad y para la mejora de la contrataciónpública, que se aprobó el 11 de marzo como Real Decreto Ley 5/2005(BOE 14/03/05), comentado anteriormente.

Este plan de dinamización se completará con el plan de fomentoempresarial, la reforma fiscal, la reforma del mercado de trabajo, frutodel diálogo social, y el refuerzo de la estabilidad presupuestaria.

Por lo que se refiere al plan de dinamización, las líneas de actuacióndel Gobierno se centran en cinco áreas: la defensa de la competencia,los mercados de bienes y servicios, los mercados de factores, la I+D+i,la calidad y eficiencia de las finanzas públicas y el marco regulatorio yla transparencia.

Con independencia de las medidas ya referidas en el Real DecretoLey citado, los mandatos contenidos en el acuerdo de Consejo deMinistros citado (Resolución de 1 de abril de 2005, de la Subsecretaría,por la que se dispone la publicación del Acuerdo del Consejo deMinistros, de 25 de febrero de 2005, por el que se adoptan mandatospara poner en marcha medidas de impulso a la productividad, BOE02/04/2005) establecen un calendario de actuación, de forma que sepueda efectuar un seguimiento y evaluación de las mismas, que iránresolviéndose en los próximos meses. Los relativos al mercadoeléctrico pueden resumirse como sigue:

• Establecer la exigencia de depositar avales para tramitarautorizaciones para la construcción de instalaciones de generación. Setrata de que los promotores de nuevas instalaciones de generacióndepositen un aval de forma paralela a la solicitud de autorización dela nueva instalación, que se devolvería al otorgarse la autorizaciónadministrativa previa de la central. El objetivo es evitar que semultiplique el número de solicitudes de autorización de nuevasinstalaciones de generación en las que no se tiene seguridad sobre suconstrucción. Esta incertidumbre sobre la nueva capacidad a instalary su localización perjudica los procesos de estimación de cobertura dela demanda y de planificación de las redes.

• Establecimiento de obligaciones de información a remitir por losdistribuidores con el objeto de poder establecer un sistema deretribución más eficiente. Se trata de obtener información quepermita establecer el método de cálculo de la retribución y fijar laretribución que haya de corresponder a cada sujeto, atendiendo a lossiguientes criterios: costes de inversión, operación y mantenimiento

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de las instalaciones, energía circulada, modelo que caracterice laszonas de distribución, los incentivos que correspondan por la calidaddel suministro y la reducción de las pérdidas, así como otros costesnecesarios para desarrollar la actividad.

• Mejora de la eficiencia en las energías renovables

– Creación de un grupo de trabajo con el objetivo de elaborar undocumento sobre las instalaciones de tratamiento de purines queproducen energía eléctrica con el objetivo de racionalizar elreparto de la carga de los costes no relacionados con temasenergéticos. El régimen general del Real Decreto 436/2004, de12 de marzo, establece que solamente se soporte con cargo a latarifa eléctrica el coste adicional del fomento del ahorroenergético que suponen estos tipos de generación de energíaeléctrica. Ello exige estudiar cómo tener en cuenta los costes norelacionados estrictamente con temas energéticos, comopudieran ser los aspectos medioambientales, o en su caso, depromoción de un determinado tipo de ganadería.

– Elaboración de un procedimiento reglado para el establecimientode instalaciones de producción de energía eléctrica cuyalocalización se sitúe dentro del dominio público marítimo-terrestre. Existen en la actualidad proyectos de instalación deparques eólicos marinos (off-shore) que no pueden llevarse a lapráctica por ausencia de procedimiento concreto, sin embargo, lasinstalaciones off-shore cuentan con una gran potencial latente dedesarrollo de energías renovables. Además, estas instalaciones, adiferencia de las instalaciones eólicas terrestres, cuentan con laventaja de una mejor previsibilidad de su producción, por lo quemuy probablemente ofertarán en el mercado de producciónaumentando el número de oferentes en el mismo y mejorando lacompetencia en el mismo.

– Racionalización del incentivo de las cogeneraciones con potenciaeléctrica instalada superior a 50 MW. El tamaño de lasinstalaciones, es una característica que se tiene en cuenta paradeterminar los incentivos y primas de las instalaciones ecogeneración. Pero para las de potencia eléctrica instalada superiora 50 MW se establece un incentivo automático e igual para todas,sin tener en cuenta las características de la instalación, por lo quealgunas de estas instalaciones podrían obtener rentabilidadesexcesivas y otras insuficientes. Con la medida que se propone seanalizará esta cuestión y la forma de racionalizarlo.

– Concreción de las limitaciones para los operadores dominantescuando actúan como agentes vendedores de instalaciones derégimen especial. Con esta propuesta se completan los detallesde la regulación sectorial, mejorando la transparencia y

reduciendo la incertidumbre para los titulares de las instalacionesde régimen especial.

• Medidas para facilitar el cambio de suministrador. Se proponehomogeneizar las condiciones de contratación en el mercado libre yregulado en una serie de aspectos concretos para evitar asíobstáculos al paso de clientes del mercado regulado al mercado librey fomentar la competencia. En concreto, se trata de:

– Instalación de equipos de control de potencia. Se proponeestablecer la obligatoriedad para las empresas distribuidoras deinstalar a todos los consumidores un equipo de control depotencia cuando no cuenten ya con él.

– Tratamiento de la energía reactiva. Se propone revisar lafacturación por energía reactiva en el sistema regulado yliberalizado, de forma que se eliminen las distorsiones.

– Obligación de las empresas distribuidoras de poner a disposiciónde todos sus clientes, incluidos los comercializadores, medianteacceso telemático, la información sobre el punto de consumo. Lapuesta a disposición de mayor información a los consumidoressobre las características de su consumo, permitirá la realización demejores ofertas a los clientes por parte de las empresascomercializadoras.

– Estudio de los costes del sistema eléctrico imputables a cadatipo de tarifa y peaje. El objetivo es evitar subvencionescruzadas entre diferentes grupos tarifarios y así evitar unapráctica de arbitraje en la tarifa, que dificulta el cambio desuministrador.

– Mandato a la Comisión Nacional de Energía para que en unplazo de seis meses realice una propuesta de metodología parala determinación de las tarifas de acceso, de tal manera queéstas cubran los costes relacionados con la utilización de lasredes. El establecimiento de una metodología para ladeterminación de las tarifas de acceso permitirá que la cuantíacorrespondiente al pago de las mismas permita efectivamentecubrir los costes asociados al uso de las redes, lo que redundará,a su vez, en una mayor homogenización entre mercado libre yregulado en una serie de aspectos concretos para evitar asíobstáculos al paso de clientes del mercado regulado al mercadolibre.

– Mandato a la Comisión Nacional de Energía para que antes de unaño efectúe una propuesta de actualización y refundición de lanormativa que regula la medición en el sector eléctrico. Elobjetivo es adaptar la normativa sobre medición a las

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modificaciones previstas, reduciendo la incertidumbre yfacilitando a los consumidores y operadores el manejo de lanormativa.

• Mandatos dirigidos a facilitar la puesta en marcha del Mibel

– Modificación de la Orden Ministerial de garantía de potencia,extendiendo el cobro por garantía de potencia a las unidades degeneración que estén adscritas a un contrato bilateral. Con estamedida se logrará equilibrar las condiciones de contratación en elmercado de producción organizado y en la contratación bilateral,ya que en la actualidad apenas existen contratos bilateralesdebido a que las unidades de producción adscritas a los mismosno tienen derecho al cobro por garantía de potencia.

– Elaboración antes de octubre de 2005 de un procedimientopara la gestión de las interconexiones eléctricas transfronterizasen el ámbito del Mercado Ibérico de la Electricidad que deberáser objetivo, transparente y compatible con el Reglamento1228/2003/CE, de 26 de junio, relativo a las condiciones deacceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad,de directa aplicación en los Estados miembros. Una mejorgestión de las interconexiones transfronterizas supone un mejoraprovechamientos de las mismas y permite la optimización delas transacciones comerciales de intercambio de electricidadentre ambos países. Esto introduce competencia en el mercado,por lo que supone una racionalización de costes del sectoreléctrico.

• Extensión de la tarifa de alta tensión hasta 2010 (figura en elProyecto de Ley de reformas para el impulso a la productividad)

– Con la finalidad de permitir una transición más adecuada de losgrandes consumidores al mercado liberalizado, se prolonga hastael 1 de enero de 2010 la existencia de la tarifa de suministro enalta tensión cuya caducidad estaba prevista para el año 2007.

2.9 Funciones de OMEL

Las funciones que la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del SectorEléctrico, el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que seorganiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica y el RealDecreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan lossistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, encomiendan alOperador del Mercado Ibérico de Energía – Polo Español, S.A. (OMEL),vigentes durante el ejercicio 2004, se pueden clasificar como sigue:

a) Sobre el funcionamiento de los mercados

Asumir las funciones necesarias para realizar la gestión económicareferida al eficaz desarrollo del mercado de producción de electricidad.

La recepción de las ofertas de venta emitidas para cada período deprogramación por los titulares de las unidades de producción deenergía eléctrica, de los comercializadores o de los agentes vendedoresque agrupan ofertas de unidades de régimen especial.

La recepción y aceptación de las ofertas de adquisición de energía ylas garantías que, en su caso, procedan.

La casación de las ofertas de venta y de adquisición.

La comunicación al operador del sistema de los datos relativos a losresultados de la casación de las ofertas en los mercados diario eintradiario, la programación de entrada en la red derivada de la mismay el precio marginal de la energía; y a los agentes, la comunicación delos datos correspondientes a sus unidades de producción yadquisición.

Recibir del operador del sistema la información relativa a lasmodificaciones introducidas sobre la casación, en razón de alteracionestécnicas o situaciones excepcionales en la red de transporte o, en sucaso, de distribución.

La determinación de los precios finales de la energía para cadaperíodo de programación y la comunicación a todos los agentesimplicados.

La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deberánrealizarse en virtud del precio final de la energía resultante delsistema, del funcionamiento efectivo de las unidades de producción,de la disponibilidad de unidades de producción en cada período deprogramación y de aquellos otros costes que reglamentariamente sedeterminen.

Recibir la información relativa a los sujetos que se han dirigido aloperador del sistema, a fin de que éste confirme las incidencias quejustifiquen la excepción de ofertar.

La definición, desarrollo y operación de los sistemas informáticosnecesarios para garantizar el funcionamiento y la transparencia de lastransacciones que se realicen en el mercado de producción de energíaeléctrica.

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b) Sobre los sistemas eléctricos insulares yextrapeninsulares

Recibir del operador del sistema el coste horario, disponibilidadhoraria y la energía horaria generada por cada grupo, así como lasdemandas horarias de los distribuidores y comercializadoresconsumidores en su caso.

La determinación y publicación del precio final horario degeneración en cada SEIE de la producción de la energía y lacomunicación a todos los agentes implicados.

La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deberánrealizarse en virtud del precio final de la energía resultante de cadasistema, del funcionamiento efectivo de las unidades de producción,de la disponibilidad de unidades de producción en cada período deprogramación y de aquellos otros costes que reglamentariamente sedeterminen.

Informar públicamente sobre la evolución de los precios finales degeneración en cada SEIE con la periodicidad que se determine.

Gestionar las garantías de los agentes que intervengan en cada SEIEpor las compras y ventas de energía de acuerdo con lo establecido enla normativa.

c) Sobre la información adicional o de otrastransacciones que se precisa para efectuar laprogramación

Recibir de los productores en régimen especial, a través de losdistribuidores, la información relativa a la producción prevista paracada período de programación.

Recibir la información relativa a las producciones previstas para cadaunidad de producción (cuando incluya más de una unidad física)correspondiente a las ofertas casadas y los insumos que hayan deefectuarse en cada uno de los nudos de conexión a la red, paraatender las demandas aceptadas.

d) Sobre la información de otras transaccionesliberalizadas

Recibir de los titulares de las unidades de producción que negociensu energía a través de contratos bilaterales físicos o de las SociedadesGestoras de los mercados de contratación a plazo la información

necesaria a fin de que dicha energía sea tomada en consideración parala determinación de los programas diarios y para la práctica de lasliquidaciones que sean competencia del Operador del Mercado.

Recibir de los titulares de otros tipos de contratos los elementos delos mismos que reglamentariamente se determinen.

e) Sobre las reglas del mercado y el contrato deadhesión

Proponer al Ministerio de Economía para su aprobación las Reglasde Funcionamiento del Mercado.

La presentación para su aprobación de las modificaciones de lasReglas y del Contrato de Adhesión a las mismas.

La exigencia a los agentes del mercado de acreditar el cumplimientode las condiciones reglamentarias para su actuación.

f) Sobre la información a los agentes del mercado

En relación con los resultados de la casación, la comunicación a losagentes de los datos correspondientes a sus unidades de producción yadquisición.

En relación con el programa diario base de funcionamiento, lacomunicación a los agentes de los datos correspondientes a susunidades de producción y adquisición y, a los distribuidores, de losdatos correspondientes exclusivamente a su red de distribuciónagregados por cada uno de sus nudos eléctricos definidos ycomunicados por el operador del sistema.

En relación con el programa horario final derivado de cada sesióndel mercado intradiario, la comunicación a los agentes de los datoscorrespondientes a sus unidades de producción y adquisición y, a losdistribuidores, de los datos correspondientes exclusivamente a su redde distribución agregados por cada uno de sus nudos eléctricosdefinidos y comunicados por el operador del sistema.

La comunicación a los agentes del mercado del precio marginal dela energía eléctrica, en el mercado diario y en las sesiones del mercadointradiario, así como de los precios finales de la energía eléctrica.

La comunicación a los agentes de los pagos y cobros que debenrealizarse en virtud del precio final de la energía eléctrica.

52


Garantizar el secreto de la información de carácter confidencial quele haya sido puesta a su disposición por los agentes del mercado, deacuerdo con las normas aplicables.

g) Sobre la información a terceros

La publicación de las curvas agregadas de oferta y demanda de losmercados diario e intradiario con desagregación explícita de cada unode los puntos que las configuran, así como las modificacionesderivadas del proceso de solución de restricciones técnicasincorporando, en este caso, los contratos bilaterales afectados.

La publicación de las capacidades comerciales e intercambiosintracomunitarios e internacionales por frontera.

La publicación de los resultados de los programas de energíaagregados por agente y mes natural del mercado de producción deenergía eléctrica una vez transcurrido un mes desde el último día deaquél al que se refieran.

La publicación mensual de las ofertas presentadas por los agentesen cada uno de los mercados diario e intradiario una vez transcurridostres meses desde el final del mes al que se refieran.

Informar públicamente sobre la evolución del mercado con laperiodicidad que se determine.

Publicar en medios de difusión nacional aquella información que,teniendo carácter público, se considere de interés general.

h) Sobre los principios de independencia, transparenciay objetividad

Adoptar las medidas y acuerdos que sean necesarios para el efectivocumplimiento de las limitaciones de participación directa o indirecta enel capital social de la Compañía, incluso mediante la compraventa,obligada para el partícipe interesado, de la participación determinantedel incumplimiento de dicha disposición legal.

Elaborar y hacer público el código de conducta del operador delmercado.

Comunicar a la autoridad competente cualquier comportamiento delos agentes del mercado que pueda suponer una alteración delcorrecto funcionamiento del mismo.

i) Sobre previsiones a corto y medio plazo

Prever a corto y medio plazo, en coordinación con el operador delsistema, la utilización del equipamiento de producción, en especial deluso de las reservas hidroeléctricas, de acuerdo con la previsión de lademanda, la disponibilidad del equipamiento eléctrico y las distintascondiciones de hidraulicidad que pudieran presentarse dentro delperíodo de previsión.

j) Información prevista en el art. 36 de la Directiva2003/54/CE sobre normas comunes para elmercado interior de la electricidad

La transposición de esta Directiva requiere que, en lo que respectaa la electricidad negociada a través del mercado organizado oimportada a través de una empresa situada fuera de la Comunidad, seutilicen las cifras acumuladas referidas al año anterior y facilitadas porel operador del mercado correspondiente, con objeto de que en lasfacturas se indique la contribución de cada fuente energética al mixglobal de combustibles de la citada energía negociada.

k) Modificaciones derivadas del Real Decreto Ley5/2005

El Real Decreto Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas urgentespara el impulso de la productividad y para la mejora de la contrataciónpública, introduce algunas modificaciones de las funciones deloperador del mercado y del operador del sistema, especialmente en lorelativo a la liquidación de los operaciones realizadas en los procesosde operación técnica del sistema. En consecuencia la relación defunciones indicada sufrirá ciertos cambios a partir del presente año2005.

53

Organización y características del mercadode electricidad

3 . 1Estructura y organización del mercado de electricidad

3 . 2Principios por los que se rige el mercado deelectricidad, de acuerdo con su regulación

3 . 3Secuencia y procesos del mercado

3 . 4Mercados diario e intradiario

3 . 5Procesos de gestión técnica de sistema

3 . 6Los flujos de información

3 . 7Liquidaciones

3 . 8Extrapeninsulares

3 . 9Extensión de la liberalización a todos losconsumidores

El principio básico que preside la organización del mercado deelectricidad es la libertad de contratación, declarada por la Ley54/1997 para productores, comercializadores y consumidores, por laque se transpone al ordenamiento jurídico español la primera directivasobre el mercado interior de electricidad.

Para hacer viable y facilitar esta libertad de contratación, la Ley creael mercado de electricidad, y el Real Decreto-Ley 6/2000 profundiza enla liberalización, adelantando su carácter pleno al primero de enero de2003. Confiere a los comercializadores la posibilidad de comprarenergía a los productores nacionales y a los productores de la UniónEuropea o terceros países, así como venderla a otros comercializadoreso al propio mercado, aparte de su función original de comprar en elmercado y vender a consumidores. El citado Real Decreto-Leyconfigura el régimen de publicidad y de información del mercado aaplicar por el operador de mercado y el operador de sistema.

3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD

56

En cuanto a la contratación a plazo, el régimen establecido para elmismo en el Real Decreto-Ley 6/2000 ha sido sustituído por lasprevisiones de la Ley 36/2003, de 11 de noviembre, de medidas dereforma económica, que prevé el establecimiento de mecanismos demercado que fomenten la contratación a plazo, así como sucontratación en el mercado organizado. A su vez, el Conveniointernacional sobre el mercado ibérico viene a complementar omodificar esta regulación.

El Mercado Ibérico de electricidad prevé que dicha contratación aplazo se realice en OMIP y que se incorpore al mercado organizado,gestionado por OMEL en España y Portugal.

Debe mencionarse así mismo el Real Decreto 1747/2003, de 19 dediciembre, que extiende la competencia a los territorios insulares yextrapeninsulares, siendo aplicable para comercializadores,consumidores cualificados y distribuidores un régimen similar almercado organizado, tomando como referencia para las liquidacionesel precio final del mercado de producción de energía eléctrica.

Por último, debe tenerse en cuenta lo establecido en el artículo 22del Real Decreto Ley 5/2005, sobre creación del Mercado Ibérico de

Electricidad, cuya entrada en vigor y desarrollo reglamentario yaplicación está previsto que se produzca el uno de julio de 2005. Suincidencia sobre el funcionamiento del mercado de producción puedeser significativa.

Las características y organización del mercado de electricidad, en sufuncionamiento actual, se describen a continuación.

3.1 Estructura y organización del mercadode electricidad

El funcionamiento del sistema eléctrico nacional se encomienda ados entidades independientes pero interactivas, que son el Operadordel Mercado y el Operador del Sistema.

La gestión económica del sistema eléctrico está encomendada demanera completa, hasta la entrada en vigor del artículo 22 del RealDecreto 5/2005 al Operador del Mercado Ibérico de Energía - PoloEspañol, S.A. (OMEL), que es responsable de la gestión de los

GESTIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

GESTIÓN ECONÓMICA - OPERADOR DEL MERCADO GESTIÓN TÉCNICA - OPERADOR DEL SISTEMA

Operación de los mercados

Comunicaciones derivadas de la operación de los mercados

Liquidaciones y pagos de los mercados, servicioscomplementarios y otros procesos de operación técnica,con incorporación de las mediciones

Difusión de la información pública

Coordinación con otros mercados internacionales

Fomento del desarrollo del mercado

Cooperación con otras entidades en materia de previsiónde la cobertura de demanda

Información a las administraciones sobre comportamientoscontrarios al correcto funcionamiento del mercado

Garantizar el equilibrio técnico en las redes

Proponer y aplicar los criterios de seguridad

Garantizar el acceso a la red de transporte

Proponer la planificación de la red de transporte

Establecer los requerimientos para la regulación del sistema

Servicios complementarios y otros procesos de operación técnica

Previsión de la cobertura de la demanda

Informar a las administraciones sobre las situacionesexcepcionales o de emergencia

57

mercados diario e intradiario, de la solución de restricciones técnicasen colaboración con el operador del sistema, de la obtención delprecio final de la energía para cada agente y de la liquidación yfacturación de todos los mercados y procesos.

La gestión técnica del sistema eléctrico está encomendada aloperador del sistema, Red Eléctrica de España, S.A. que es responsablede los procesos de operación técnica del sistema, debiendo utilizarmecanismos competitivos, siempre que sean compatibles con lasalvaguarda de la adecuada seguridad y calidad del suministro.

En cuanto a su organización, el mercado de producción de energíaeléctrica se configura, en la actualidad, como el conjunto detransacciones económicas derivadas de la participación de los agentesdel mercado en las sesiones del mercado diario, incluidos contratosbilaterales, del mercado intradiario y de la aplicación de losprocedimientos de operación técnica del sistema.

Los agentes del mercado son las empresas habilitadas para actuardirectamente en el mercado eléctrico como vendedores y/ocompradores de electricidad. Pueden actuar como agentes delmercado, los productores, distribuidores y comercializadores deelectricidad así como los consumidores de energía eléctrica y lascompañías eléctricas o consumidores, residentes en otros países.

Los productores, comercializadores, agentes externos y consumidorespueden acudir al mercado como agentes del mercado o celebrar contratosbilaterales, que deberán ser declarados al operador del mercado.

Una vez declarados, su ejecución pasa a ser firme con los mismosderechos y obligaciones que las transacciones del mercado organizado.

De esta manera, en el modelo de liberalización en nuestro paíspueden coexistir la contratación en un mercado organizado oficial(suministro a plazo, mercado diario y mercado intradiario), con lacontratación externa al mercado organizado (bilaterales de suministroentre productores, comercializadores y consumidores, e incluso,contratos financieros), siendo una finalidad primordial de dichomercado organizado posibilitar a los agentes un sistema decontratación en condiciones de igualdad para todos ellos,proporcionando una correcta formación de los precios.

En el mercado diario se realizan la mayoría de las transacciones. En élparticipan como vendedores todas las unidades de producción enrégimen ordinario disponibles por la parte de potencia no vinculada aun contrato bilateral, las unidades de producción en régimen especialque lo deseen, para la venta de sus excedentes de electricidad, y loscomercializadores que dispongan de energía adquirida mediantecontratos bilaterales a empresas autorizadas a la venta de energía

eléctrica o a productores. Los compradores en el mercado diario son losdistribuidores, comercializadores y consumidores. Los agentes externospueden participar como compradores y vendedores.

Una vez celebrada la sesión del mercado diario, el operador delsistema estudia la viabilidad técnica del programa de funcionamientopara garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro. Si el programaresultante del mercado diario más los contratos bilaterales no cumplelos requisitos de seguridad, el procedimiento conjunto del operadordel mercado y del operador del sistema da solución a dichasrestricciones técnicas modificando el programa de las unidades deproducción resultante del mercado diario y de los contratos bilaterales.

El mercado intradiario consta actualmente de seis sesiones que secelebran a lo largo de las 24 horas del día, pudiendo acudir al mismo,como compradores y vendedores, los titulares de unidades deproducción, los distribuidores, comercializadores y consumidores quetengan la condición de agentes del mercado, así como los agentesexternos y los titulares de contratos bilaterales.

Precio del mercado diario e intradiario.

Precio/coste de los procesos de operación técnicadel sistema gestionados por el operador del sistema.

Garantía de Potencia.

Recargo de moratoria nuclear (3,04%), impuestosobre electricidad (4,864%) e I.V.A.

Precio final

del mercado

OMEL factura el precio final del mercado.

El distribuidor factura el peaje por el uso de las redes.

El comercializador factura sólo la energía, o ambos.

Cuando el comercializador contrata el peaje lo hacepor cuenta del consumidor.

Precio de la

electricidad

en cada punto

de suministro

Nivelde tensión

Períodode suministro

Término de facturación de potencia.

Término de facturación de energía activa.

Término de facturación de energía reactiva.

Impuesto sobre electricidad (4,864%) e I.V.A.

Peaje

Garantía Según Regla 23 (BOE 14.IV.2002)

PRECIO DE LA ELECTRICIDAD


58

Los procesos de gestión técnica tienen por objeto que el suministro serealice en las condiciones de calidad y fiabilidad establecidas y que laproducción y el consumo se encuentren permanentemente equilibrados.Son gestionados por el operador del sistema mediante mecanismos desubasta entre unidades de producción, siempre que esto sea posible.

Como resultado de estas transacciones y procesos, el operador delmercado efectúa la liquidación, es decir la determinación de losderechos de cobro y obligaciones de pago correspondientes a cadaagente que ha participado en el mercado, según el precio final que lehaya correspondido.

El precio de la electricidad en el punto de suministro del consumidortiene dos componentes, el precio final del mercado que retribuye laentrega de energía eléctrica y la tarifa o peaje a satisfacer por el usode las redes de transporte y distribución, tal como se muestra en lafigura anterior.

La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico encomienda al Ministerio deIndustria, Turismo y Comercio la aprobación de las Reglas deFuncionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica y delContrato de Adhesión a las mismas, previo informe de la ComisiónNacional de Energía, y a propuesta del operador del mercado.

La Comisión Nacional de Energía tiene por misión velar por que lasactividades del mercado se lleven a cabo en régimen de librecompetencia.

El Comité de Agentes del Mercado, órgano privado que integra alos representantes de todos los sujetos que tienen acceso al mercado,al operador del mercado y al operador del sistema, tiene funciones desupervisión de funcionamiento del mercado y de asesoramiento aloperador del mercado.

3.2 Principios por los que se rige el mercado deelectricidad, de acuerdo con su regulación

La gestión del mercado de electricidad debe realizarse observandolos principios de transparencia, objetividad e independencia, deacuerdo con la Ley del Sector Eléctrico y sus disposiciones de desarrollo.

La participación en el mercado se realiza a través de un sistemaelectrónico de contratación que posibilita la incorporación de un grannúmero de agentes y una elevada cantidad de ofertas de compra yventa de electricidad en un lapso reducido de tiempo, la realización deun alto número de transacciones y la elaboración de las liquidacionescorrespondientes, con eficacia y transparencia.

3.2.1 Características del mercado

Similitud a otros mercados

El mercado de electricidad es un mercado regulado similar a otrosmercados organizados de mercancías, e incluso, a los mercadosfinancieros, que garantiza la objetividad y transparencia de lasoperaciones realizadas en el mismo.

Mercado público

Se trata de un mercado público, al que pueden acceder todas lasentidades y personas que cumplan las condiciones de accesoestablecidas con carácter general en las disposiciones y normasreguladoras, iguales para todos.

Garantía de los participantes

La garantía de los participantes en el mercado se apoyafundamentalmente en seis puntos:

SERVICIOSCOMPLEMENTARIOS6 MERCADOS INTRADIARIOS

OPERADOR DEL MERCADO OPERADOR DEL SISTEMA PROGRAMAS

C. Bilaterales Nacionales

MERCADO DIARIO

Recuadre por restricciones

Procesos en tiempo real

PROGRAMADIARIO VIABLE

PROGRAMA BASE DEFUNCIONAMIENTO

PROGRAMAHORARIO FINAL

PROGRAMAHORARIO OPERATIVO

RESULTADOSDE CASACIÓN

C. BilateralesInternacionales

SECUENCIA DE OPERACIONES DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD

59

• Las Reglas de Funcionamiento del Mercado, y en general toda lanormativa, son públicas y conocidas. Además, los cursos sobre elmercado de electricidad impartidos por OMEL, en ocasiones encolaboración con otras instituciones, junto al sistema de información alpúblico establecido por OMEL, vía Internet y medios públicos,aseguran la difusión de la normativa a todas las personas interesadas.

• Las Reglas de Funcionamiento del Mercado son únicas para todoslos participantes, con independencia del volumen de operaciones ode la naturaleza de su actividad, producción, distribución,comercialización o consumo.

• Los derechos y las obligaciones de todos los participantes en elmercado están contenidos en las Reglas de Funcionamiento delMercado, y aceptadas expresamente en el Contrato de Adhesión,sin que quepa discrecionalidad por parte del operador del mercado.Tanto las cuestiones relativas a las ofertas presentadas y a sucasación, como las que se refieren a los derechos económicosderivados de ella, están regulados y detallados en las Reglas deFuncionamiento del Mercado, de manera que todas las actuacionesde los agentes y de la Compañía son reproducibles por losparticipantes en el mercado.

• Las Reglas de Funcionamiento del Mercado prevén todas lascontingencias posibles para poder efectuar la casación y lasoperaciones subsiguientes en cualquier caso.

• El sistema de garantías de pago, establecido en las Reglas deFuncionamiento del Mercado, asegura el correcto funcionamiento yla efectividad económica de las transacciones en beneficio de todoslos participantes.

• Se determina el precio final para cada agente por los suministros yproducciones efectivamente realizados, es decir, incorporando lasmediciones en las liquidaciones, lo que constituye la esencia de unmercado físico.

3.3 Secuencia y procesos del mercado

El conjunto de sesiones del mercado de producción de energíaeléctrica tienen por finalidad la determinación de las transacciones deelectricidad y la programación de las unidades de producciónnecesarias para que se realicen dichos intercambios.

De conformidad con las Reglas de Funcionamiento del Mercado, elesquema de funcionamiento es el siguiente:

• El mercado diario, al que se pueden enviar ofertas en todomomento, con el límite de la hora de cierre del periodo de recepciónde las mismas, publica los resultados de la sesión correspondienteantes de las 11 horas. Las transacciones derivadas de la sesión delmercado diario, junto a los contratos bilaterales dan lugar alprograma diario base de funcionamiento.

• Una vez celebrada la sesión del mercado diario se procede aestudiar y a dar solución a las restricciones técnicas que pudieranderivarse del resultado del mercado diario. Este proceso, quegenera el programa diario viable provisional, finaliza antes de las14 horas.

• Sobre la base del programa diario viable provisional, el operador delsistema asigna, mediante subasta basada en el precio marginal, lasbandas de regulación secundaria a subir y a bajar a las unidades deproducción participantes. El resultado, que se publica antes de las16 horas, es el programa diario viable.

• A continuación se produce la convocatoria de las distintas sesiones,seis en la actualidad, del mercado intradiario.

El resultado de cada sesión del mercado intradiario es el programahorario final.

• El equilibrio físico en la red entre la producción y el consumo deelectricidad, en cada momento, sobre la base de los resultados del


60

mercado, se realiza por el operador del sistema mediante laaplicación de servicios complementarios.

La secuencia de las operaciones del mercado y el horariocorrespondiente figuran a continuación.

3.4 Mercados diario e intradiario

Ambos mercados están basados en la formación de una curva de ofertay otra de demanda, que se construyen a partir de las ofertas de venta yadquisición respectivamente, para cada hora, cuya intersección permiteestablecer el punto de equilibrio del mercado y el resultado de la casación.

3.4.1 El mercado diario

El mercado diario, como parte integrante del mercado deproducción de energía eléctrica, tiene por objeto llevar a cabo lastransacciones de energía eléctrica para el día siguiente mediante lapresentación de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica porparte de los agentes del mercado.

La presentación de ofertas al mercado diario tiene las siguientescaracterísticas:

• Los titulares de las unidades de producción en régimen ordinario

presentan ofertas de venta, siempre que dichas unidades deproducción estén disponibles y su energía no esté vinculada a uncontrato bilateral.

• Los agentes externos, los comercializadores y los titulares de lasunidades de producción en régimen especial, también puedenpresentar ofertas de venta.

• Las ofertas de compra las presentan los titulares de unidades deadquisición, bien sean comercializadores, distribuidores,consumidores, agentes externos o titulares de centrales de bombeo.

Las ofertas de venta y compra pueden realizarse considerando de 1a 25 tramos en cada hora, en cada uno de los cuales se oferta energíay precio para dicha hora, siendo creciente el precio en cada tramo enel caso de las ventas, y decreciente en el caso de las compras.

Las ofertas de venta pueden ser simples o incorporar opcionalmentecondiciones complejas.

Las ofertas simples se presentan para cada periodo horario y unidadde producción con expresión de un precio y de una cantidad deenergía.

Las ofertas complejas son aquellas que, cumpliendo con losrequisitos exigidos para las ofertas simples, incorporan, además, todaso algunas de las condiciones técnicas o económicas indicadas en elcuadro de la siguiente página.

Apertura de sesión 16:00 21:00 01:00 04:00 08:00 12:00Recepción contratos bilaterales internacionales 10:00Cierre de sesión 10:00 17:45 21:45 01:45 04:45 08:45 12:45Casación 11:00 18:30 22:30 02:30 05:30 09:30 13:30Recepción contratos bilaterales nacionales 11:00Recepción y envio excedentes Régimen Especial 11:00Publicación del programa base de funcionamiento (PBF) 11:00Recepción y envio de desgloses de producción y consumo 12:00 18:45 22:45 02:45 05:45 09:45 13:45Analisis de restricciones 14:00 19:20 23:10 03:10 06:10 10:10 14:10Recuadre por restricciones 14:00Publicación del programa diario viable (PVD) 16:00Recuadre restricciones y publicación del programa horario final (PHF) 19:35 23:20 03:20 06:20 10:20 14:20Anotaciones en cuenta para seguimiento de garantías 10:30/16:45 18:15 22:15 02:15 05:00 09:30 14:00HORIZONTE DE PROGRAMACIÓN 24 horas 28 horas 24 horas 20 horas 17 horas 13 horas 9 horas

MERCADO INTRADIARIO4ª SESIÓN 5ª SESIÓN 6ª SESIÓN

MERCADO DIARIO

HORARIO DE LAS SESIONES DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD

1ª SESIÓN 2ª SESIÓN 3ª SESIÓN

61

OMEL realiza la casación de las ofertas de compra y venta deenergía eléctrica, recibidas antes de las 10 horas del día anterior al desuministro, de manera que el precio en cada periodo horario será igualal precio del último tramo de la oferta de venta de la última unidad deproducción cuya aceptación haya sido necesaria para atender lademanda que haya resultado casada.

Para incorporar las ofertas a través de las interconexiones, se repartela capacidad de la interconexión afectada entre contratos bilateralespor una parte y operaciones del mercado organizado por otra, de

forma proporcional. El resultado de la casación incorporará, deacuerdo con la precedencia económica, aquellas ofertas que nosobrepasen la capacidad de interconexión asignada a las operacionesde mercado.

El resultado de la casación contiene para cada hora el preciomarginal y la programación de entrada en la red establecida porOMEL, a partir de la casación de las ofertas de venta y adquisición.

El programa diario base de funcionamiento se obtiene a las 11horas, una vez recibidas las comunicaciones de las ejecuciones de loscontratos bilaterales, así como la información sobre los excedentes dela producción en régimen especial que no ha presentado ofertas almercado.

Una vez integradas en el programa base de funcionamiento lastransacciones derivadas de los contratos bilaterales físicos, éstas tienenlos mismos derechos y obligaciones que las transacciones del mercado,lo que lleva a que sus titulares puedan participar de maneraindependiente en los mercados intradiarios y en los servicioscomplementarios.

El programa base de funcionamiento incorpora los elementos quefiguran en el cuadro de la página siguiente.

3.4.2 Solución de las restricciones técnicas

Si el programa base de funcionamiento no cumple los requisitos deseguridad, el procedimiento de solución de restricciones técnicas operade la siguiente manera:

• El operador del sistema modifica el programa base defuncionamiento incorporando o retirando la producción necesariapara resolver los problemas técnicos.

• El operador del mercado restituye el equilibrio entre la producción yla demanda.

• El criterio para las operaciones anteriores es la precedenciaeconómica de las ofertas presentadas al mercado diario.

La nueva regulación sobre restricciones técnicas derivada del RealDecreto 2351/2004, cuya entrada en vigor está previsto se produzca

Energía casada

Preciomarginal

diario

Ofertasde venta

Ofertas deadquisición

Precio de laúltima oferta

de venta casada

CURVAS DEL MERCADO DIARIO

c€/kWh

MWh

OFERTAS AL MERCADO DIARIO

VENTAS COMPRAS

Ofertas simplesCurva de oferta creciente

Ofertas complejasIndivisibilidadIngresos mínimosGradiente de cargaParada programada

Ofertas sin precioCurva de demanda rígida

Ofertas con precioCurva de demanda decreciente

No incorpora condicionescomplejas


62

en el mes de mayo de 2005, establece que la modificación delprograma base de funcionamiento se realice según ofertas específicaspor parte de los productores y que la restitución del equilibrio entreoferta y demanda, también se lleve a cabo en un proceso de recuadrecon ofertas específicas, correspondiendo la gestión de ambos procesosal operador del sistema.

3.4.3 El mercado intradiario

El mercado intradiario se estructura actualmente en seis sesiones.

Por cada unidad de producción o adquisición se pueden presentarmúltiples ofertas de compra y/o venta.

Pueden presentar ofertas a las diferentes sesiones del mercadointradiario:

• Los titulares de unidades de producción habilitados para presentarofertas en el mercado diario.

• Los titulares de unidades de adquisición habilitados para presentarofertas en el mercado diario.

• Los titulares de contratos bilaterales que hayan comunicado laejecución de los mismos a efectos del programa diario defuncionamiento correspondiente.

Energía retirada porrestricciones

Pof

Er

Energía asignadapor restricciones,a precio de ofertaPof

Er

Preciomarginal

diario

Energía casada

SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES

c€/kWh

MWh

INFORMACIÓN DEL PROGRAMA BASE DE FUNCIONAMIENTO

El precio marginal de la energía eléctrica para cada período horario de programación.La energía eléctrica que corresponde por tramos a cada unidad de producción cuya oferta de venta haya resultado casada y la energía eléctricaque corresponde por tramos a cada unidad de adquisición cuya oferta haya resultado casada.El orden de precedencia económica correspondiente a cada tramo de las ofertas de venta que hayan resultado casadas.La energía eléctrica que corresponde por tramos a las unidades de producción cuyas ofertas de venta no hayan resultado casadas.En su caso, la energía eléctrica programada por las unidades de producción en régimen especial disponibles, que está previsto ceder por éstas alos distribuidores.La cantidad de energía intercambiada en la ejecución de los contratos bilaterales entre agentes del mercado.La cantidad de energía intercambiada en la ejecución de los contratos bilaterales entre un agente del mercado y un sujeto que no es agente. Aestos efectos se considerarán los siguientes contratos o transacciones:

– Entre un productor y un consumidor nacional que no sea agente del mercado (bilateral físico).– Entre un productor y un consumidor externo que no sea agente del mercado (bilateral físico).– Entre uno o un conjunto de productores en régimen especial o vendedores externos y un comercializador, y entre éste y uno o un

conjunto de consumidores.Las producciones previstas para cada unidad o instalación de producción y los insumos que hayan de efectuarse en cada uno de los nudos deconexión a la red.

63

La participación en este mercado puede realizarse con el únicorequisito de respetar los compromisos previos sobre prestación deservicios complementarios y la condición, para las unidades deadquisición, de haber participado en el mercado diario ejecutando uncontrato bilateral o estar habilitadas para vender en el mercado diario.

Las ofertas de venta o de compra pueden realizarse considerandode 1 a 5 tramos en cada hora, en cada uno de los cuales los preciosdeben ser crecientes para las ofertas de venta y decrecientes para lasde compra.

Las ofertas simples contienen un precio y una cantidad de energíapara cada hora, pudiendo incorporar, opcionalmente, condicionescomplejas.

Dichas condiciones pueden ser las siguientes:

• Gradiente de carga.

• Ingreso mínimo o pago máximo.

• Aceptación completa en la casación del tramo primero de laoferta.

• Aceptación completa en la casación en cada hora del tramo primerode la oferta.

• Mínimo número de horas consecutivas de aceptación completa deltramo primero de la oferta.

• Energía máxima.

OMEL realiza la casación de las ofertas de compra y venta, demanera que el precio en cada periodo horario de programación seaigual al precio del último tramo de la oferta de venta cuya aceptaciónhaya sido necesaria para atender total o parcialmente las ofertas deadquisición a un precio igual o superior al precio marginal.

El operador del sistema, en caso de identificar alguna restricción queimpida que el programa horario final, que resultaría de la aplicación dela casación del mercado intradiario, se realizase manteniendo loscriterios de calidad, seguridad y fiabilidad, resuelve dicha restricciónseleccionando el conjunto de ofertas casadas de compra o de ventaque resuelva las restricciones, retirándolas de la casación.

El operador del mercado mantiene el equilibrio entre las compras ylas ventas de energía, retirando la energía necesaria al efecto, sobre labase de la precedencia económica del mercado intradiario.

Como proceso final el operador del mercado establece el programahorario final cuyos componentes figuran en el cuadro siguiente.

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� !"#$%�&'�!�#%�()*!#%(#!(�

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Hora

28 horas

24 horas

20 horas

17 horas

13 horas

9 horas

SESIONES DEL MERCADO INTRADIARIO

Intradiario 1

Intradiario 2

Intradiario 3

Intradiario 4

Intradiario 5

Intradiario 6

...20 21 22 23 24 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24


64

3.5 Procesos de gestión técnica del sistema

Los procesos de gestión técnica del sistema son aquellos queresultan necesarios para asegurar el suministro de energía eléctrica enlas condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad necesarias, mediante

gestión de desvíos y servicios complementarios que pueden ser decarácter obligatorio o potestativo:

• Servicios complementarios obligatorios: regulación primaria ycontrol de tensión (requisito mínimo).

• Servicios complementarios potestativos: regulación secundaria,regulación terciaria, control de tensión y reposición de servicio.

Estos procesos, siempre que sea posible, se gestionan mediantesubastas de requerimientos de potencia o energía demandados por eloperador del sistema, a las que las unidades de producción presentanofertas que se ordenan por orden de precedencia económica, salvo elservicio complementario de control de tensión, que se basa en preciosregulados.

3.6 Los flujos de información

En todo mercado organizado es esencial la correcta estructuración ygestión de los flujos de información que se establecen entre la entidadgestora del mercado y los agentes participantes en el mismo, engarantía de los principios de transparencia y competencia. Es tambiéncrucial que el mercado difunda al público en general la informaciónderivada del mismo, que no sea confidencial.

Asimismo, en el caso del mercado eléctrico, resulta esencial laexistencia de una comunicación adecuada y regulada convenientementeentre el operador del mercado y el operador del sistema.

El sistema de información de OMEL, de acuerdo con la normativaaplicable y las Reglas de Funcionamiento del Mercado, ha posibilitado,desde el inicio de las operaciones del mercado, la existencia de un altogrado de eficacia y seguridad en las comunicaciones de OMEL con losagentes del mercado, con el operador del sistema y con el público engeneral.

El Real Decreto Ley 5/2005, modifica el artículo 28 del Real DecretoLey 6/2000 y establece como base de la transparencia de lainformación en el mercado de electricidad la realización de lassiguientes publicaciones:

• El operador del mercado:

– Hará pública inmediatamente a todos los agentes la informaciónque afecte a la formación de los precios en los mercadosorganizados del Mibel.

Requerimiento

Ofertas

Potencia

Energía

Precio

SUBASTAS: PRECEDENCIA ECONÓMICA:

Asignaciones en tiempo real

Ofertas

PROCESOS DE GESTIÓN TÉCNICA

Precio

Energía

Gestión de desvios Regulación terciaria

Regulación secundaria

INFORMACIÓN DEL PROGRAMA HORARIO FINAL DE CADA SESIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO (6 SESIONES)

El precio marginal de la energía eléctrica casada en cada una delas horas de cada sesión de los mercados diario e intradiario.

La energía eléctrica que corresponde por tramos a cada unidadde producción cuyas ofertas de venta y adquisición hayan resul-tado incorporadas como resultado de las casaciones, una vezmodificadas, en su caso, para evitar que existan restriccionestécnicas.

La energía asociada a los contratos bilaterales.

La cantidad de energía eléctrica demandada en cada período horario de programación.

65

– Hará públicos los resultados de las casaciones que tengan lugar enel ámbito de sus competencias.

• El operador del sistema:

– Publicará las previsiones de demanda, las capacidades comercialesde las interconexiones y la situación de los embalses conaprovechamiento hidroeléctrico

– Hará públicos los resultados de los procesos de operación que seande su competencia

• La Dirección General de Política Energética y Minas determinará loshechos y la información que se considere relevante para laformación de los precios en el mercado.

Esquemáticamente los flujos de información entre el operador delmercado, el operador del sistema, los agentes del mercado y el públicoen general, que se producen en la actualidad, se resumen acontinuación:

3.6.1 Intercambio de información entre el operadordel mercado y el operador del sistema

El intercambio de información entre el operador del mercado y eloperador del sistema se estructura de acuerdo con la siguiente secuencia:

• Comunicación del operador del sistema al operador del mercado dela siguiente información:

– Previsión de la demanda, referida a meses completos y publicadaen los primeros quince días del mes anterior a aquél al que serefiere la previsión.

– Situación de la red de transporte.

– Indisponibilidades parciales o totales de las unidades deproducción de energía eléctrica.

– Capacidad comercial de las interconexiones.

– Cualquier otra información que pudiere determinarse o estimen eloperador del sistema o del mercado como relevante.

• Comunicación del operador del mercado al operador del sistema delprograma diario base de funcionamiento y de la precedenciaeconómica de las unidades de producción.

• Comunicación del operador del sistema al operador del mercado de

MERCADO DIARIODE ELECTRICIDAD

RESULTADOSDE CASACIÓN

RecepciónC. Bilaterales

Nacionales

Energía

PROGRAMA BASE DEFUNCIONAMIENTODesglose de

produccióny consumo

Energía

SERVICIOSCOMPLEMENTARIOS

Ofertas de banda

Potencia y precio

PROGRAMADIARIO VIABLE

MERCADOINTRADIARIO

Seis sesiones/día

CompradoresVendedores

Energía y precio

PROGRAMAHORARIO FINAL

Procesos entiempo real

CompradoresVendedores

Energía y precio

RecepciónC. Bilaterales

Internacionales

Energía

Recepción y envioexcedentes R.E.

Energía

Recuadre porrestricciones

PROGRAMAHORARIO

OPERATIVO

Desglose deproduccióny consumo

Energía

Análisisde restricciones

técnicas

No

Sí

Recuadre porrestricciones

Análisisde restricciones

técnicas

No

Sí

Energía y precio

FORMACIÓN DE LOS PROGRAMAS


66

las restricciones técnicas que afectan a los resultados de la casacióndel mercado diario y de los intradiarios.

• Comunicación del operador del mercado al operador del sistema, delrecuadre económico del proceso de restricciones técnicas que afectena los resultados de la casación del mercado diario y de los intradiarios.

• Comunicación del operador del sistema al operador del mercado delos procesos de gestión técnica y de las mediciones para laobtención del precio final de la energía y su incorporación a lasliquidaciones.

3.6.2 Intercambio de información entre el operadordel mercado y los agentes del mercado

• Comunicación de los agentes del mercado al operador del mercadode los elementos de los contratos formales de suministro de energíaeléctrica o bilaterales.

• Comunicación al operador de mercado, de los titulares de lasunidades de producción que negocien su energía a través decontratos bilaterales físicos o de las Sociedades Gestoras de losmercados de contratación a plazo, de la información necesaria a finde que dicha energía sea tomada en consideración para ladeterminación de los programas diarios y para la práctica de lasliquidaciones que sean competencia del operador del mercado.

• Comunicación de los agentes distribuidores al operador delmercado de la producción prevista, en el ámbito de sus redes, paracada período de programación de autoproductores y productoresde régimen especial, que no acuden al mercado directamente.

• Comunicación de los agentes del mercado, cuyas ofertas hayanresultado casadas, al operador del mercado de las produccionesprevistas por cada unidad física de producción y de los insumosprevistos en cada nudo de conexión a la red.

• Comunicación del operador del mercado a cada uno de los agentesdel mercado de aquellos datos del programa base defuncionamiento y del programa horario final que correspondan asus unidades de producción o adquisición.

• Comunicación del operador del mercado a los agentesdistribuidores de los datos correspondientes exclusivamente a susredes de distribución, agregados por cada uno de los nudosdefinidos y comunicados por el operador del sistema.

3.6.3 Comunicaciones del operador del mercado alpúblico y a los agentes del mercado

Como consecuencia de las medidas urgentes de intensificación de lacompetencia del Real Decreto-Ley 6/2000 recogidas en las Reglas deFuncionamiento del Mercado, OMEL publica las informaciones referidas alos precios de los mercados diarios e intradiarios, a la energíaintercambiada, a las curvas agregadas de oferta y demanda, a las ofertasformuladas por los agentes, a las cuotas de mercado y a los precios finales.

También publica la reserva de capacidad que revelan las curvas deoferta del mercado, de acuerdo con las tres hipótesis siguientes:

Hipótesis primera: oferta de la totalidad de la energía residual.

Hipótesis segunda: oferta residual térmica. Se obtiene deduciendode la hipótesis primera, las ofertas de las centrales hidráulicas nocasadas.

Hipótesis tercera: oferta residual térmica límite. De la oferta de lasegunda hipótesis se deducen las ofertas de centrales térmicas deprecio superior al máximo alcanzado en el mercado, aunque seincorporan las centrales que solventaron restricciones técnicas.

3.6.4 Comunicaciones del operador del mercado a laCNE

Tanto la CNE como el Ministerio de Economía disponen de acceso atoda la información disponible en las bases de datos del operador delmercado con un día de demora.

Con independencia de ello, OMEL envía sistemáticamenteinformación a la CNE que se puede agrupar en cuatro apartados:

a) Información necesaria para las liquidaciones de las actividadesreguladas que realiza la CNE:

• Importe de las adquisiciones de energía de cada distribuidorvaloradas al precio horario final medio del conjunto de losdistribuidores.

• Energía y precio medio mensual de venta de las unidades deproducción que consumen carbón autóctono.

• Precio medio de venta de las empresas generadoras para susunidades de producción nacionales.

• Importes pagados y cobrados en concepto de cuota de lamoratoria nuclear en las facturas que emite el operador delmercado con cada liquidación mensual.

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• Coste de los desvíos de las instalaciones de régimen especial queno ofertan al mercado.

b) Información sobre las liquidaciones de la energía efectuadas porOMEL. El operador del mercado pone a disposición de la CNE, concada liquidación diaria y mensual, las anotaciones horarias yresúmenes de la liquidación de todos y cada uno de los agentes delmercado por cada una de sus unidades de oferta y zonas deregulación.

c) Informes periódicos sobre la evolución del mercado y sobre lasliquidaciones. OMEL envía a la CNE, a su solicitud, un informesemestral de las liquidaciones del mercado.

d) Semanalmente, a petición de la CNE, información sobre la evolucióndel mercado y la participación de los agentes, de conformidad conlos criterios sometidos por OMEL a la consideración de la CNE, asícomo de cualquier situación anómala apreciada por el operador delmercado.

3.7 Liquidaciones

La liquidación del mercado de producción de energía eléctrica es elproceso mediante el cual OMEL determina, sobre la base del precio finalpara cada agente, el importe a pagar por los compradores y a percibir porlos vendedores, así como la comunicación de las obligaciones de pago yderechos de cobro y la facturación correspondiente.

3.7.1 Determinación del precio final

El precio final de la energía se calcula por OMEL con carácter horario,incorporando los siguientes componentes:

• Precio de casación del mercado diario.

• Coste o ingreso resultante del proceso de solución de restriccionestécnicas.

• Coste o ingreso de la subasta de regulación secundaria.

• Precio de casación del mercado intradiario.

• Coste o ingreso de los procesos de operación técnica del sistemanecesarios para la regulación y para compensar los desvíos sobre lacontratación.

• Coste o ingreso de la garantía de potencia.

• Exceso o déficit de los contratos internacionales suscritos por RedEléctrica.

OMEL realiza la liquidación con la información resultante de losprocesos de casación de los mercados diario e intradiario, de lasolución de restricciones técnicas y de la información que el operadordel sistema pone a disposición del operador del mercado sobre losresultados de los procesos que son de su responsabilidad.

De esta manera cada agente del mercado tiene un precio horariofinal que es función de su participación en cada uno de los mercados,procesos de operación técnica y de su consumo o producción efectivosque determinan las mediciones.

En el caso de los contratos bilaterales la liquidación realizada por eloperador de mercado no incorpora la compraventa de la energíaejecutada que figura en el programa base de casación, limitandose losderechos de cobro y obligaciones de pago correspondientes a los quese deriven de las restricciones técnicas, de la participación en losmercados intradiarios y servicios complementarios y de los desvios,éstos últimos se valoran al precio del mercado diario.


68

3.7.2 Garantía de potencia

El coste por garantía de potencia o de capacidad es un componentedel precio final de la electricidad, cuyo objeto es que dicho costepueda identificarse como una señal correcta a medio plazo para losparticipantes en el mercado y que exprese, asimismo, el coste de lagarantía de suministro a todos los consumidores, prevista en la Ley54/1997, del Sector Eléctrico.

Para los compradores en el mercado organizado, la garantía depotencia equivale a un precio mínimo que deben satisfacer endeterminados periodos. Como se expone posteriormente, este preciomínimo es variable para los distribuidores que suministran a losconsumidores a tarifa, y es fijo por períodos para los comercializadores,consumidores en el mercado y agentes externos.

El volumen total de cobros y pagos previsto en la normativa vigentepor este concepto es el que resulta de aplicar 0,004808 c€/kWh alvolumen de energía demandada, en barras de central, en el mercadoorganizado de producción por los consumidores finales nacionales.

Percepción por los productores

Las unidades de producción de energía eléctrica del régimenordinario, que estén obligadas a presentar ofertas en el mercado deproducción, tendrán derecho a obtener la retribución por garantía depotencia, siempre que acrediten un funcionamiento mínimo de 480horas anuales a plena carga o equivalentes si no funcionara a plenacarga.

La asignación a las distintas unidades de producción se realiza demanera proporcional al producto de los factores siguientes:

• Coeficiente de disponibilidad.

• Potencia equivalente, que es función de la potencia neta instaladay de la potencia limitada por disponibilidad de materias primas.

En el caso de centrales hidráulicas este último término es función dela producción de los últimos cinco años naturales.

Hasta la entrada en vigor del RD 436/2004 de 12 de marzo, por elque se aprueba la metodología para la actualización y sistematizacióndel régimen jurídico y económico de la actividad de producción deenergía eléctrica en régimen especial, las centrales de producción enrégimen especial acogidas al Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto,que participaban en el mercado de producción, percibían en conceptode garantía de potencia 0,9015 c€/kWh, por la energía vertida.

Tarifa de 6 períodos

1-8 9 10-15 16 17-22 23-24

L a VS,D,F

HORARIO c€/kWh

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

0,7934 0,3662 0,2441 0,1831 0,1831 0

L a VS,D,FL a VS,D,FL a VS,D,

FL a VS,D,FL a VS,D,FL a VS,D,FL a VS,D,FL a VS,D,FL a VS,D,FL a VS,D,FL a VS,D,F

Tarifa de 1, 2 ó 3 períodos horarios

1-7 8 9 10-1314-1819-22 23 24

2.0 A2.0 NA3.0 A3.1 A2.0 A2.0 NA3.0 A3.1 A

TARIFAHORARIO c€/kWh

INVIERNO

VERANO

1,3222 0,42720,79341,3247 0

GARANTÍA DE POTENCIA PARA COMERCIALIZADORES,CONSUMIDORES Y AGENTES EXTERNOS

69

Asimismo, según la disposición adicional segunda del citado RealDecreto 841/2002, las instalaciones de producción con potenciaeléctrica instalada superior a 50 MW, que a la entrada en vigor delReal Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, estaban acogidas al régimentransitorio previsto en el apartado 2 de la disposición transitoria octavade la Ley 54/1997, percibían en concepto de garantía de potencia lamisma cantidad de 0,9015 c€/kWh.

Desde el mencionado Real Decreto 436/2004, las unidades derégimen especial se consideran como unidades de régimen ordinario.

Pagos que deben efectuar los compradores

El pago por garantía de potencia es proporcional a la demanda enbarras de central de los distintos agentes que adquieren energía en elmercado de producción.

Para el cálculo de los pagos, dichos agentes se dividen en dos grupos:

• Primer grupo: consumidores, comercializadores para su venta aconsumidores y agentes externos.

Los agentes de este grupo efectúan el pago por garantía depotencia, calculado como la suma de los productos de su demanda encada hora multiplicada por el valor unitario de la garantía de potenciacorrespondiente a la misma.

Dicho valor unitario es función del período tarifario definido en latarifa de acceso a las redes que se aplique en cada caso, pudiendo serlas tarifas de 6, 3, 2, ó 1 períodos. Los cuadros adjuntos contienen losvalores unitarios de la garantía de potencia para comercializadores,consumidores y agentes externos.

• Segundo grupo: distribuidores.

Los agentes del segundo grupo, es decir, distribuidores pagan unvalor unitario todas las horas del mes, que se calcula dividiendo el totaldel monto mensual, una vez deducidos los pagos realizados por lossujetos del primer grupo indicado, por la demanda en barras de centralde los distribuidores.

El pago total de estos agentes por garantía de potencia se calculacomo el producto de su demanda mensual en barras de central por elvalor unitario medio mensual calculado como se indica en el párrafoanterior. Al ser el total de los pagos función del realizado por el restode los sujetos su precio unitario puede ser diferente cada mes.

3.7.3 Medidas y desvíos de medidas

El Mercado de Electricidad tiene la característica específica de que lacontratación y la liquidación no son definitivas mientras no seproduzca efectivamente el suministro y quede reflejado en elcorrespondiente contador, que debe ser capaz de proporcionarmedidas horarias para adaptarse al funcionamiento de los mercados.Se exceptúan de esta norma general los comercializadores quecontratan con consumidores en baja tensión, para los que puedenutilizar los perfiles publicados en el mes de diciembre de cada año, convigencia para el año siguiente, por Resolución de la Dirección Generalde Política Energética y Minas. Dichos perfiles permiten convertir lasmedidas mensuales en medidas horarias.

El operador de mercado recibe los datos de medidas delconcentrador principal de medidas eléctricas, gestionado por eloperador del sistema, a efectos de determinación del precio final paracada agente y de su liquidación, de acuerdo con el siguiente esquema.

1

2

3

DEUDORES10:00

ACREEDORES10:30

Día 15 del meso anterior laborable

CUENTABANCARIA DE

LIQUIDACIONES

1

2

3

4

D

D

D

D

G

G

G

FECHAS DE COBROS Y PAGOS


70

Los requerimientos vigentes para la medida son:

• Medida encriptada y firmada en el contador registrador, paraequipos de medida en alta tensión, opcional en baja tensión, salvopara los consumidores que acudan directamente al mercado osuscriban un contrato bilateral con un productor.

• Recibida individualmente y sin ningún tipo de manipulación en elconcentrador principal, excepto para puntos de consumidorescualificados, de consumo inferior a 750 MWh/año, que contratencon un comercializador, que podrán agregarse.

• Existencia de concentradores secundarios cuyos titulares seran losdistribuidores como entidades encargadas del traslado de lasmedidas entre el contador/registrador y el concentrador principal.

• Existencia de concentradores secundarios de los que pueden sertitulares los comercializadores.

Se considera desvío la diferencia entre la energía medida y la energíacontratada, es decir, a la diferencia entre la contratación y laproducción o el consumo efectivamente realizado. La energía medidaincluye, en su caso, la parte que le corresponde de las pérdidas de lared de transporte.

A todos los desvíos producidos, independientemente de su signo,les corresponden los costes de los procesos de gestión técnica delsistema que hayan provocado.

3.7.4 Procedimiento y plazos de la liquidación mensual

El operador del mercado pone diariamente a disposición de losagentes la liquidación provisional correspondiente al períodotranscurrido del mes. Una vez terminado éste, se efectúa la liquidaciónmensual que dará origen a las notas de cargo y abono asociadas.

Para cada uno de los procesos: liquidación por el operador delmercado, la comprobación de la misma y reclamación, si procede, porlos agentes, y la resolución, en su caso, de dichas reclamaciones por eloperador del mercado, se dispone de un plazo de tres días.

Estos procesos y plazos son comunes a las liquidaciones que seefectúen diaria y mensualmente.

Los pagos y cobros deben realizarse el último día hábil de la primeraquincena del mes posterior al que corresponde la liquidación.

Los mencionados cobros y pagos se hacen efectivos a través de unacuenta bancaria abierta por OMEL, completamente independiente desu patrimonio, a favor de los agentes del mercado para estos efectos.

3.7.5 Facturación

La contratación a través del mercado de electricidad tiene el carácterde multilateral, de modo que todos los vendedores contratan contodos y cada uno de los compradores. En consecuencia, cada uno delos vendedores debería expedir facturas independientes para todos loscompradores, repartiendo proporcionalmente entre ellos el total de suproducción y de su venta. Este procedimiento crearía un sin númerode facturas, algunas de ellas con cantidades muy pequeñas.

Para resolver este problema, el artículo tercero del Real Decreto215/1999, de 5 de febrero, modifica el Real Decreto 2402/1985, de18 de diciembre, por el que se regula el deber de expedir y entregarfactura que incumbe a los empresarios y los profesionales,estableciendo, entre otras cosas, que las entregas de energía realizadasa través del mercado se documentarán mediante facturas expedidaspor OMEL en nombre y por cuenta de las entidades suministradoras,remitiendo a éstas una copia de dicha factura y conservando eloriginal; paralelamente, OMEL expedirá facturas a los adquirentes deenergía, enviándoles el original de la misma y conservando una copia.

Comunicación delos derechos de

cobro yobligaciones

de pago

Notificación deórdenes de

cobros y pagos

Notificación albanco de

cobrosy pagos

Cobrosy

pagos

Lunes Martes Miércoles

Lunes Martes

Lunes Miércoles

Martes Miércoles

Jueves

Jueves

Jueves

Fin de mes+3 días hábiles

Fecha cobrosy pagos

-3 días hábiles

Fecha cobrosy pagos

-2 días hábiles

Reclamaciones

Fecha cobrosy pagos

LIQUIDACIÓN MENSUAL

71


72

73


74

De este modo se simplifican notablemente las obligaciones fiscales delos agentes del mercado relativas a la expedición de facturas.

Las figuras de las páginas anteriores muestran facsímiles de ambostipos de facturas, las correspondientes a los adquirentes y lascorrespondientes a los vendedores.

Esta forma de liquidación y facturación que integra todas lastransacciones del mercado de producción de energía eléctrica, facilitaa todo tipo de agentes su participación en el mismo y fomenta laigualdad de oportunidades en la contratación de productores,comercializadores y consumidores.

3.8 Extrapeninsulares

La extensión a los territorios extrapeninsulares e insulares de laliberalización de las actividades eléctricas establecidas en la Ley54/1997 del sector Eléctrico, se ha regulado mediante el Real Decreto1747/2003, de 19 de diciembre que, además de incorporar losprincipios de competencia, acceso de terceros a la red y libertad de

elección de suministrador de electricidad por los consumidores, tieneen cuenta las especificidades de su ubicación territorial, de acuerdocon lo establecido en el artículo 12 de la referida ley del sectorEléctrico.

El Real Decreto establece un sistema de despacho de generaciónbasado en la declaración de costes variables y regulación de costesfijos para los productores, mientras que a la parte demandante, esdecir consumidores, comercializadores y distribuidores, se les equipara,en lo referente a costes, al territorio peninsular, facilitándoles elejercicio de su derecho a elegir suministrador y participar en elmercado mediante su comunicación de la previsión de consumo en eldespacho de generación, tomando como referencia el precio final dela energía del mercado peninsular.

3.8.1 Presentación de programas de compra y de venta

El envío de los programas de compra y de venta por parte de losagentes tiene la misma función que la presentación de ofertas almercado y se realizará al menos una vez al día (de modo similar almercado diario) y permitirá componer el programa degeneración/consumo en los territorios correspondientes.

3.8.2 Acceso al precio final de la energía

La demanda de cada sistema insular y extrapeninsular, es decir,consumidores, comercializadores y distribuidores, tiene acceso alprecio final del mercado mediante su personación en el despacho. Losconsumidores pueden además celebrar contratos bilaterales con loscomercializadores.

3.8.3 Liquidaciones a los compradores

El Operador del Mercado realizará la liquidación a todos loscompradores en función del precio final que les corresponda, yteniendo en cuenta los errores estimados por el operador del sistema.Los distribuidores tendrán una liquidación en la Comisión Nacional deEnergía de modo similar a los distribuidores peninsulares. Laregulación complementaria al efecto no se había publicado en la fechade cierre de este documento.

OPERADOR DEL MERCADO

OPERADOR DELSISTEMA

AGENTES ENCARGADO DELA LECTURA

CONTADORESREGISTRADORES

LIQUIDACIÓN

Medidasagregadas

CONCENTRADORSECUNDARIO

CONCENTRADORPRINCIPAL

CONCENTRADORSECUNDARIO

SISTEMAS DE INFORMACIÓN DE MEDIDAS ELÉCTRICAS

75

3.8.4 Liquidaciones a los generadores

Con los fondos satisfechos por los compradores personados en eldespacho de generación, el operador del mercado debe liquidar a losgeneradores.

Como quiera que, en general, los costes de generación en lossistemas extrapeninsulares e insulares no coincidirán con lasadquisiciones de los consumidores valorados al precio final peninsular,se produce un desequilibrio entre lo que pagan los compradores y loque deben cobrar los generadores de acuerdo con sus costes. De estamanera, la liquidación efectuada por el operador del mercadoproporcionará a los generadores unos fondos que, por lo general,serán insuficientes.

Para complementar esa diferencia, la Comisión Nacional de Energíaliquidará a los generadores la suma de los siguientes conceptos:

• La diferencia entre el coste de la energía adquirida por losdistribuidores a los generadores valorada al precio final horario degeneración en cada SEIE y el coste de esa misma energía valoradaal precio medio resultante en el sistema peninsular para el conjuntode distribuidores.

• La diferencia entre el coste de la energía adquirida por loscomercializadores y consumidores a los generadores, valorada al

precio final horario de generación en cada SEIE y el coste de esamisma energía valorada al precio medio resultante en el sistemapeninsular para el conjunto de comercializadores y consumidoresque adquieran directamente la energía en el mercado.

3.9 Extensión de la liberalización a todoslos consumidores

El ejercicio real de la plena liberalización de los 21 millones deconsumidores, realizable directamente en el mercado o a través decualquiera de las empresas comercializadoras, requería elestablecimiento de procedimientos en materia de contratos de accesoy de adquisición de energía, los cambios de modalidad de contratacióny casos de rescisión o finalización de estos contratos.

Por otra parte, para que este fuerte contingente de consumidores,en su mayor parte domésticos, pudiera operar en un mercado cuyosprecios se fijan de forma horaria, era necesario el establecimiento deunos requisitos de medida compatibles con el ejercicio del derecho deelección de suministrador y aplicación de precios horarios, con lanecesaria agilidad, eficacia y economía del sistema de medida elegido.

SISTEMA Y PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN EN LOS SEIES

La CNE es la responsable de efectuar las liquidaciones a los transportistas y distribuidores, es decir, de las actividades reguladas.La CNE liquidará a los generadores en régimen ordinario la diferencia entre el coste que les corresponde según el RD 1747/2003 deextrapeninsulares y lo realmente recibido de las liquidaciones realizadas por el operador del mercado por las compras de distribuidores,comercializadores y consumidores cualificados.La CNE liquidará a los generadores en régimen especial que participan en el despacho económico la diferencia entre el coste que lescorresponde según el RD 841/2002 y lo realmente recibido de las liquidaciones realizadas por el operador del mercado por las compras dedistribuidores, comercializadores y consumidores cualificados valoradas a precio final medio de generación del SEIE.La CNE reconocerá a los distribuidores el coste de sus adquisiciones valorado al precio medio horario final de conjunto de los distribuidores en el mercado peninsular.Si la diferencia entre sus ingresos netos liquidables y sus costes de adquisición de energía incluyendo las adquisiciones al régimen especial, fuerapositiva se liquidaría por la Comisión Nacional de Energía a los generadores en régimen ordinario en concepto de sobrecoste de generación,que se tendrá en cuenta posteriormente en las liquidaciones de los mismos.El operador del mercado enviará a la CNE la información que le solicite para el cálculo de las liquidaciones que le asigna este artículo 18, de lamisma forma que se realiza en la actualidad para el sistema peninsular.


76

TRANSACCIONES DE LOS AGENTES DEL MERCADO

Ventas Mercado Diario

Compras Mercado Diario

En el mercado intradiario todos pueden ser compradores y vendedores

C. B

ilate

rale

s

Consumidor Agentecomercializador

Agentedistribuidor

Agenteexterno

Consumidor a tarifa

Agenteproductor

Agentecomercializador

Agenteautoproductor R.E.

Agenteexterno

77

3.9.1 Condiciones básicas de los contratos deadquisición de energía y de acceso a las redes enbaja tensión

El Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, por el que seregulan las condiciones básicas de los contratos de adquisición deenergía y de acceso a las redes en baja tensión, incorpora comoaspectos fundamentales los siguientes:

• Se establecen las condiciones específicas para la contratación desuministro de energía de los consumidores en baja tensión con loscomercializadores.

• Se da la posibilidad al consumidor de gestionar por si mismo elcontrato de acceso a las redes con el distribuidor correspondiente oencomendar al comercializador que le suministra la energía, dichacontratación, que la realizará en su nombre.

• Se establece la creación de bases de datos informáticas que losdistribuidores deben mantener accesibles para sus clientes pero sincoste para ellos, diferenciando entre datos del punto de suministroaccesibles a todos los sujetos del sistema y datos restringidos aciertos agentes. El interruptor de control de potencia objeto delapartado o) de dicha base de datos deberá estar instalado parapoder acceder al mercado.

• Se normalizan los procedimientos a seguir en caso de rescisión ofinalización de los contratos y se determinan los plazos para el pasode tarifa de suministro a tarifa de acceso y los plazos para cambiode comercializador. Estos plazos se diferencian según se requieran ono actuaciones sobre las instalaciones y según el ciclo de lectura yfacturación del suministro.

• Se determinan las condiciones, medios de comunicación, plazos yprocedimientos para atender las solicitudes de modificación deforma de contratación recibidas por los distribuidores.

• Otorga a los consumidores en baja tensión la posibilidad decontratar a través del mercado organizado y mediante contratosbilaterales con productores. Estas facultades hacen que todos losconsumidores tengan acceso a las posibilidades de contratación yaexistentes para los consumidores cualificados en alta tensión.

3.9.2 Requisitos de medida en baja tensión de losconsumidores

El Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que seestablecen los requisitos de medida en baja tensión de consumidores

y centrales de producción en Régimen Especial, completa el contenidode los antes citados, 2018/1997 y 385/2002, sobre puntos de medidafacilitando la liberalización total y haciendo posible el acceso almercado de los consumidores en baja tensión que no dispongan decontadores horarios.

En consecuencia, desde la misma fecha de primero de enero de2003, las liquidaciones pueden efectuarse bien utilizando lasmediciones de los contadores, si disponen de valores horarios, bienmediante la aplicación de perfiles de consumo a que se refieren lasResoluciones de la Dirección General de Política Energética y Minas de30 de diciembre de 2002 (BOE 1/1/03), para 2003, de 26 dediciembre de 2003 (BOE 30/12/03), para el año 2004 y de 28 dediciembre de 2004 (BOE 30/12/04), para 2005.

En dichas resoluciones se aprueban los perfiles iniciales de consumopara los años respectivos, así como el método de cálculo a efectos deliquidación de energía aplicables para aquellos consumidores de tipo 4y tipo 5 que no dispongan de registro horario de consumo. A su vezRed Eléctrica de España publica, mensualmente en su página deinternet, los perfiles finales resultantes de la aplicación del método decálculo mencionado.

El Real Decreto 1433/2002 clasifica a los consumidores en bajatensión en dos grupos:


78

• Consumidores fundamentalmente domésticos de hasta 15 kW depotencia contratada, (puntos de medida de tipo 5) que podránmantener su actual equipo de medida, o ir a un sistema de medidapor periodos o incluso horario, en la medida en que sus hábitos deconsumo les compensen económicamente.

• Para los consumidores de más de 15 kW, (puntos de medida de tipo4) generalmente pequeña industria y comercio, por tratarse deconsumos mayores, las opciones entre las que pueden elegir son lade medida en 6 periodos o bien medida horaria.

Como rasgos más importantes del mismo pueden citarse lossiguientes:

• La aplicación de los mismos requerimientos de equipos de medida atodos los consumidores, independientemente de cómo contraten susuministro eléctrico, en el mercado libre o a tarifa integral, de maneraque la decisión de comprar o vender energía a precios libresmediante comercializador no tendrá ninguna implicación sobre losequipos de medida que necesita el consumidor. Sin embargo, escreciente el número de contadores horarios ya instalados.

• Se ofrece al consumidor la posibilidad de instalar equipos de medidaque incorporen registro de parámetros relativos a la calidad deservicio, que permitirá mejorar la calidad de suministro.

• Plena validez en todo el territorio nacional de las aprobaciones demodelo, verificación o cualquier otro control efectuado en aplicaciónde la Ley 3/1985, de metrología, y su normativa de desarrollo, porparte de cualquier Administración u organismo competente.

El carácter nacional de la validez contribuirá a abaratar los preciosde los equipos, evitará complicaciones a los fabricantes e instaladores,y redundará en un mejor servicio a los consumidores.

• Todos los equipos de medida electrónicos deberán contar con laposibilidad de telelectura, cuya implantación permitiríaracionalizar la lectura y el tratamiento automático de lainformación de los consumos de energía, con evidente ventajapara el consumidor.

• La actividad de instalación y verificación de contadores se organizaen competencia, lo que probablemente será altamente positivo parasus precios.

La extensión de la liberalización a todos los consumidores, que conla normativa actual se inició y se hace posible, constituye un elementofundamental para el desarrollo del mercado a corto y medio plazo. Suplena efectividad dependerá de factores ligados a las posibilidades deelección de suministrador, la formación de precios en el mercado, concreciente significación para los pequeños y medianos consumidores yuna progresiva y elevada vinculación entre la parte mayorista yminorista del mercado. Las características de diseño del mercado quegestiona OMEL pueden colaborar positivamente en este proceso yverse potenciadas con la integración del suministro a plazo a través deofertas al operador del mercado o del desarrollo de la gestión de lademanda que incentive una respuesta eficiente a los precios por partede los consumidores.

79

Los agentes del mercado

4 . 1La participación de los agentes en el mercado

4 . 2Los agentes representantes

4 . 3Los productores

4 . 4Los comercializadores

4 . 5Los distribuidores

4 . 6Los agentes externos

4 . 7Los consumidores

4 . 8Requisitos para ser agente del mercado

4 . 9Calendario de liberalización del suministro

4 . 1 0Los agentes del Mercado Ibérico

Los agentes del mercado son las empresas habilitadas para actuardirectamente en el mercado eléctrico como vendedores y compradores deelectricidad. Para ejercer el derecho a comprar y vender energía en elmercado, los agentes deberán, además de cumplir el requisito deinscripción en los Registros Administrativos, haberse adherido a las Reglasde Funcionamiento del mercado de producción de energía eléctricasuscribiendo el correspondiente Contrato de Adhesión.

4. LOS AGENTES DEL MERCADO

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Pueden ser agentes del mercado:

• Los productores de energía eléctrica.

• Los autoproductores y productores de energía eléctrica en régimenespecial.

• Los distribuidores de energía eléctrica.

• Los comercializadores.

• Los consumidores, siempre que ejerzan su derecho de adquirirelectricidad en el mercado.

• Los agentes externos, que entregan o toman energía de otrossistemas exteriores.

• Los agentes que actúen por cuenta de otros sujetos del MercadoIbérico de la Energía Eléctrica o agentes representantes.

4.1 La participación de los agentes en el mercado

El mercado español de electricidad está diseñado para facilitar almáximo el acceso de los agentes. Los medios técnicos de acceso almercado no requieren la incorporación por parte de los agentes deproductos específicos o programas especiales con la única excepciónde la infraestructura asociada a los procedimientos de seguridad.

• Pueden acceder al mismo todos los agentes interesados: productoresen régimen ordinario y régimen especial, distribuidores,comercializadores, consumidores y agentes externos, así como losagentes representantes. Para ello, únicamente se requiere disponer deun equipo informático sencillo y de fácil manejo, compuesto por unordenador personal y un acceso a Internet. Se utilizan medios deacceso normalizados y de fácil manejo. Los agentes pueden acceder almercado a través de un acceso a Internet, por medio de un módemanalógico (RTB), un acceso a través de línea digital (RDSI) o incluso, sirealizan un gran número de transacciones, mediante líneas dedicadas.

• Es un mercado electrónico que incorpora todas las ventajas yfacilidades de la tecnología Internet.

• El sistema de información facilita las operaciones a los agentesmediante procesos de verificación y validación en tiempo real,eliminando las posibilidades de error.

• Cualquier agente puede efectuar las comprobaciones que estimeoportunas.

• Permite a los participantes el acceso al mercado, a los resultados delmismo y a las liquidaciones que les afecten.

4.2 Agente representante

El Real Decreto Ley 5/2005 antes citado introduce en el ámbito delMibel, y una vez que haya entrado en vigor el Convenio Internacionalfirmado el 1 de octubre de 2004, la figura del agente representante,incorporándolo como uno de los sujeto que realizan actividades desuministro de energía eléctrica del sistema contemplados en el artículo9 de la Ley 54/1997 del sector eléctrico.

Según el citado Real Decreto Ley, en su artículo 22.once.3, losagentes que actúen por cuenta de otros sujetos del Mercado Ibéricode la Energía Eléctrica, de acuerdo con la normativa que les resulte deaplicación, tendrán la consideración de representantes a los efectos desu actuación en los mercados de energía eléctrica que integran elcitado mercado ibérico, y, en consecuencia, tendrán la condición desujetos a los efectos del citado artículo 9.

La acreditación de la condición de representante se realizarámediante la presentación del correspondiente poder notarial. Losagentes que actúen como representantes no podrán actuarsimultáneamente por cuenta propia y por cuenta ajena.

Se entiende que un representante actúa por cuenta propia cuandoparticipe de forma directa o indirecta en más de un 50 por ciento delcapital de la sociedad que representa.

4.3 Los productores

La producción de electricidad es una actividad que se ejerce en librecompetencia. La normativa distingue dos tipos de productores: losproductores en régimen ordinario y los productores en régimenespecial.

Autorización administrativa de las instalacionesde producción

Para ejercer su actividad los productores deberán obtener laautorización administrativa de las instalaciones de producción de lasque sean titulares (Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por elque se regulan las actividades de transporte, distribución,

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comercialización, suministro y procedimientos de autorización deinstalaciones de energía eléctrica).

Los productores en régimen especial, además de obtener laautorización como cualquier productor, deben obtener la inclusión en

alguna de las modalidades del régimen especial actualmente reguladopor el Real Decreto 436/2004 de 12 de marzo, sobre producción deenergía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentesde energía renovables, residuos y cogeneración.

P R O D U C T O R E S - 3 1 m a r 0 5

EN RÉGIMEN ORDINARIO

Bahía de Bizkaia Electricidad, S.L.ElcogasEléctrica de la Ribera del EbroEndesa Generación, S.A. (*)Energía Eléctrica del EbroEnergy Works Cartagena, S.L.

Fuerzas Eléctricas de NavarraGas Natural SDG, S.A.Hidroeléctrica del Cantábrico (*)Hidroeléctrica Ibérica, S.A.Iberdrola Generación, S.A. (*)Nuclenor S.A.

Nueva Generadora del Sur, S.A.Repsol PetróleoRepsol QuímicaServeis Auxiliars Sot de Rubió, S.L.Sniace GeneraciónTarragona Power, S.L

Unión Fenosa Generación (*)Viesgo Generación, S.L.Zabalgarbi, S.A.

EN RÉGIMEN ESPECIAL

Acciona Eólica de GaliciaAlabe Cuadramón, S.A.Alabe-Leste, S.A.Alabe-Lomba, S.A.Alabe-Mareiro, S.A.Alabe-Nordes, S.A.Alabe-Refachón, S.A.Alabe-Soan, S.A.Avicu, S.A.Azuliber 1, S.L.Biocultivos de Navarra, S.L.Bioetanol Galicia S. A.Boreas Eólica, S.A.Boreas Eólica 2, S.A.Cailá y Parés. S.A.Celulosa de Energía, S.L. Celulosa de Asturias, S.A. CeranorCLP EnvirogasCogeneración de Navia Cogeneración del Noroeste S. L. Cogeneración Echezarreta, A.I.E.Cogeneración PratCogeneración Tierra Atomizada, S.A.Cogeneración Tolosana, A.I.E.Colortex, S.A.Compañía de ExplotacionesEnergéticas, S.A.Compañía Energética del Tablero, S.A.Compañía Energética parael Tablero, S.A.Compañía Eólica Aragonesa, S.A.Corporación de Energía Hidroeléctricade Navarra, S.A.Corporación Eólica de Zamora, S.A.Corporación Eólica de BarrueloCorporación Eólica de Manzanedo, S.L.Danta de Energías, S.A.

Desarrollo de Energías Renovablesde la Rioja, S.A.Desarrollo de Energías Renovablesde NavarraDesarrollo Eólico del EbroDesarrollo Eólico el ÁguilaDesarrollos Eólicos Buenavista, S.A.Desarrollos Eólicos de Corme, S.A.Desarrollos Eólicos de Galicia, S.A.Desarrollos Eólicos de Lugo, S.A.Desarrollos Eólicos de Tarifa, S.A.Ecocarburantes EspañolesEcowind Energy, S.L.Elecdey Ascoy, S.A.Elecdey CarcelenElyo Arrasate, A.I.EEndesa Cogeneración y Renovables(ECyR)Energética de Roselló, A.I.E.Energías Especiales Alcoholeras, S.A.Energías Especiales de CareónEnergías Especiales de Castelo, S.A.Energías Especiales de Peña Armada, S.A.Energías Especiales del BierzoEnergías Especiales del Noroeste, S.A.Enernova AyamonteEólica Bosque Alto, S.A.Eólica de Sanabria, S.A.Eólica de Villanueva, S.L.Eólica del Moncayo, S.A.Eólicas de Euskadi, S.A.Eólicas de la Rioja, S.A.Eólicas Páramo de Poza, S.A.Ercros IndustrialExplotaciones Eólicas Aldehuelas, S.L.Explotaciones Eólicas de Muel, S.L.Explotaciones Eólicas el Puerto, S.A.Explotaciones Eólicas Escucha

Explotaciones Eólicas Planade María, S.L.Explotaciones Eólicas Sierrade Utrera, S.L.FMC Foret, S.A.Foraneto, S.L. Forel, S.L.Forestal del Atlántico S.A. Forsean, S.L.Garona Verda S.C.P.A.Generación de Energía Renovable, S.A.Generación Eléctrica Peninsular, S.A. GenfibreGrupo Empresarial Ence, S.A.Hidroeléctrica del Trasvase, S.A.Hidroeléctrica Ibérica, S.L.U.Iberfruta, S.A.Ibereólica Lubian, S.A.IDAEIncogen, S.A.Industrias del Acetato de Celulosa, S.A.Industrias del Tablero S.A.Ineuropa de Cogeneración, S.A.IrisCrom Energía, S.A.Kao Corporation, S.A.K W Tarifa, S.A.La energía, S.A. y Servicios y ProyectosAvanzados, S.A.Maderas Manuel Villamor, S.L.Mateos, S.L.Minicentrales Dos, S.A.Molinos del Cidacos, S.A.Molinos del Ebro, S.A.Moyresa Molturación y Refino, S.A.Northeolic Pico GalloNortheolic Sierra de Bodenaya, S.L.Papelera de Amaroz, S.A.Papelera del Oria, S.A.

Parque Eólico Cinseiro, S.L.Parque Eólico La Unión, S.L.Parque Eólico Rio Gallego, S.L.Parque Eólico Santa Quiteria, S.L.Parques Eólicos del Cantábrico, S.A.Pinturas Cataforésicas, S.A.Producción de Energía de Xerta, S.L.Productos Celulósicos, S.A.Puerto Real CogeneraciónRubiera S.A. Forjados y CubiertasSaltos del Arga, S.L.Sampol Ingeniería y Obras, S.A.Sidergas Energía, S.A.U.Sierra Selva, S.L.Sistemas Energéticos el Granado, S.A.Sistemas Energéticos La Plana, S.A.Sistemas Energéticos Opiñen, S.A.U.Sistemas Energéticos Sierradel Trigo, S.A.Sistemas Energéticos Valledel Sedano, S.A.Smurfit Navarra, S.A.Sociedad Anónima IndustriasCelulosa AragonesaSogama, S.A.Solal Cogeneración, A.I.E.Solwindet Las Lomas, S.L.Stora Enso Barcelona, S.A.Tec94, S.A.Tortosa EnergíaTruchas del Cinca S.C.P.A.Unión de Empresas Madereras, S.A.Unión Fenosa Energías Especiales, S.A.Utisa Tableros del Mediterráneo, S.L.

Vantexsa, S.A.


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Registro Administrativo de Instalaciones deProducción

La regulación vigente crea el Registro Administrativo deInstalaciones de Producción de Energía Eléctrica que se encuentra enel Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

En dicho registro habrán de estar inscritas todas aquellasinstalaciones de producción de energía eléctrica que hayan sidoautorizadas, las condiciones de dicha instalación y, en especial, lapotencia de la instalación.

En este registro también deberán inscribirse las instalaciones delrégimen especial y los agentes externos vendedores.

A tal efecto, este Registro se estructura en las siguientes Secciones:

a) Sección Primera: Instalaciones de producción de energía eléctricaen régimen ordinario.

b) Sección Segunda: Instalaciones de producción de energíaeléctrica en régimen especial.

c) Sección Tercera: Agentes externos.

La inscripción de los productores consta de una fase de inscripciónprevia y una fase de inscripción definitiva, salvo para las instalacionesde potencia menor de 1 MW, que sólo precisarán la fase previa.

Participación de los productores en el mercadoy contratación

Los productores pueden participar en el mercado, siempre que supotencia instalada sea mayor de 1 MW.

Los productores cuya potencia supere los 50 MW participarán en elmismo, debiendo presentar oferta al mercado, siempre que suproducción no esté vinculada a un contrato bilateral. En cualquier caso,aunque para un productor toda su producción esté comprometida endicho contrato bilateral, puede participar en el mercado intradiario.

Los productores también pueden incorporar energía desde elexterior en las mismas condiciones que los agentes externos.

Los productores en régimen especial, con potencia inferior a 50 MW,pueden vender sus excedentes, o en su caso su producción, a losdistribuidores o bien participar en el mercado de producción realizandoofertas al operador del mercado.

Para las instalaciones acogidas al Real Decreto 2366/1994, conpotencia inferior a 50 MW, el precio de venta a los distribuidores seráel establecido por la Administración, que se actualiza con los realesdecretos de tarifas de cada año. Para las acogidas al Real Decreto2818/1998, que disponen de un período transitorio hasta el 31 dediciembre de 2010, el precio de venta será el precio final horario mediodel mercado de producción, complementado en su caso por una prima,también establecida por la Administración y actualizada anualmente.

Desde la entrada en vigor del Real Decreto 436/2004, de 12 demarzo, por el que se establece la metodología para la actualización ysistematización del régimen jurídico y económico de la actividad deproducción de energía eléctrica en régimen especial, las instalacionesacogidas al Real Decreto 2818/1998, durante el período transitorioantes citado, cederán su producción o excedentes a la empresadistribuidora correspondiente.

De acuerdo con el citado Real Decreto 436/2004, los productoresde energía eléctrica de régimen especial, con una potencia superior a1 MW e inferior a 50 MW podrán presentar con carácter voluntarioofertas al operador del mercado por la energía excedentaria vertida encada período de programación, bien directamente bien a través deagente vendedor.

Pueden actuar como agentes vendedores, los agentes del mercado.No obstante, los operadores principales del sector eléctrico, o personasjurídicas participadas por alguno de ellos, sólo podrán actuar comoagentes vendedores de las instalaciones de producción del régimenespecial de las que sean titulares. Así mismo los titulares deinstalaciones de producción en régimen ordinario así como laspersonas jurídicas participadas por alguno de ellos, sólo podrán actuarcomo agentes vendedores en representación de las instalaciones deproducción en régimen especial de las que sean titulares. Se excluyende esta condición a las instalaciones con potencia superior a 50 MWque anteriormente eran consideradas como del régimen especial.

Por otra parte, establece que las instalaciones incluidas en el régimenespecial sólo podrán incorporar al sistema su energía eléctricaexcedentaria, salvo las que utilicen como energía primaria alguna de lasenergías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo debiocarburante, que podrán incorporar a la red la totalidad de la energíaeléctrica producida. Se considera energía eléctrica excedentaria laresultante de los saldos instantáneos de la energía eléctrica intercambiadapor la instalación con la red, a través de sus puntos frontera.

A su vez el régimen económico dispone:

• Los titulares de instalaciones que opten por vender su producción oexcedentes de energía eléctrica al distribuidor, percibirán una

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retribución en forma de tarifa regulada, única para todos losperíodos de programación, que se define como un porcentaje de latarifa eléctrica media o de la referencia regulada en el Real Decreto1432/2002, de 27 de diciembre.

• Los titulares de instalaciones que opten por vender su produccióno excedentes libremente en el mercado, a través del sistema deofertas gestionado por el operador del mercado, del sistema decontratación bilateral o a plazo o de una combinación de todosellos, percibirán por la energía vendida el precio que resulte en elmercado organizado o el precio libremente negociado,complementado por un incentivo por participar en él y unaprima, si la instalación concreta tiene derecho a percibirla. Esteincentivo y esta prima complementaria se definen tambiéngenéricamente como un porcentaje de la tarifa eléctrica media ode referencia.

El Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre establece laparticipación de los agentes productores, tanto en régimen ordinariocomo en régimen especial, en los territorios extrapeninsulares einsulares, mediante un modelo de optimización de costes variables.

Agentes productores en el mercado españoly nuevos proyectos de inversión previstos

A partir de la creación del mercado de electricidad se ha creado unclima favorable para la instalación de nuevas unidades de producción,en especial de ciclo combinado de gas y de energía eólica.

El documento "Planificación de los sectores de Electricidad y Gas.Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011" publicado por elMinisterio de Economía en octubre de 2002, señala que hasta el año2011 se instalarán al menos 14.800 MW de potencia en centrales deciclo combinado. Además, se prevé un notable incremento en elrégimen especial, hasta 26.000 MW de potencia instalada.

En el año 2004 entraron en funcionamiento 3.865 MW de cicloscombinados correspondientes a los grupos de Tarragona Power (381MW), Campo de Gibraltar 1 y 2 (800 MW), Santurce (400 MW),Arcos 1 y 2 (770 MW), Arrubal 1 y 2 (760 MW) y Palos de la Frontera1 y 2 (754 MW), que se suman a los 4.400 puestos en marcha en losdos años anteriores.

Por otra parte, la potencia correspondiente al régimen especial(principalmene energia eólica) se ha incrementado, durante el año2004, en más de 2.000 MW. Con ello, el total de potencia instalada enrégimen especial se acerca a 16.000 MW (31 de diciembre de 2004),de los que algo mas de la mitad corresponden a energía eólica.

Los agentes productores que constan en el directorio de agentes deOMEL, figuran en el cuadro anterior.

4.4 Los comercializadores

La comercialización de electricidad es una actividad que surge conla Ley 54/1997 y, al igual que la producción, se ejerce en librecompetencia.

Autorización administrativa

Para ejercer esta actividad, las empresas comercializadoras debenobtener la autorización administrativa correspondiente, cuyoprocedimiento está contemplado en el Título V del Real Decreto1955/2000, de 1 de diciembre, antes citado.

Son requisitos indispensables la inscripción en el Registro Mercantilasí como el cumplimiento de las condiciones legales, técnicas yeconómicas en la forma que establece el Real Decreto citado.

Al igual que productores y autoproductores, los comercializadorespueden actuar como agentes vendedores para la agrupación deofertas de venta del régimen especial.


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C O M E R C I A L I Z A D O R E S - 3 1 m a r 0 5

Aduriz Energía, S.L.U.

Agri-Energía, S.A.

Bassols Energía Comercial, S.L.

BP Gas España, S.A.

C Y D Energía, S.A.

Canal Energía Comercialización, S.L.

Céntrica Energía Generación, S.L.U.

Cepsa Gas Comercializadora, S.A.

Comercializadora de Eléctricas Oviedo, S.L.

Comercializadora del Cega, S.L.

Comercializadora Eléctrica de Cádiz, S.A.

Comercializadora Lersa, S.L.

Derivados Energéticos para el Transporte

y la Industria, S.A.

Desarrollos Eólicos, S.A.

Diverta Comunicaciones y Telefonía, S.L.

Edp Energía Ibérica

El Progreso Energía, S.L.

Electra Alto Miño Comercializadora

de Energía, S.L.

Electra Caldense Energía, S.A.

Electra del Cardener Energía, S.A.

Electra Energía, S.A.

Electra Norte 1997, S.A.

Electrabel España, S.A.

Eléctrica Serosense, S.L.

Eléctrica Sollerense, S.A.

Eléctrica Vaquer Energía, S.A.

Electrocomercial Centelles, S.L.

Elektrizitats Gesellschaft Laufenburg España, S.L.

Elyo Gymsa Ibérica, S.A.

Endesa Cogeneración y Renovables, S.A.

Endesa Energía, S.A. (*)

Enerco Cuéllar, S.L.

Energía Eléctrica del Ebro, S.A.

Epresa Energía, S.A.U.

Estabanell y Pahisa Mercator, S.A.

Factor Energía, S.A.

Gas Natural Comercializadora, S.A.

Gas Natural Electricidad SDG, S.A.

Gas Natural Servicios SDG, S.A.

Global3 Energia Comercializadora, S.L.U.

Hidrocantábrico Energía, S.A. (*)

Hidroeléctrica del Cabrera Comercialización, S.L.

Hidroeléctrica del Valira, S.L.

Hispaelec Energía, S.A.

Iberdrola, S.A. (*)

Iberdrola Generación, S.A. (*)

Inmobiliaria de Construcciones y Arriendos, S.A.

La Unión Electro Industrial S.L.U.

Naturgas Comercializadora, S.A.

Navarro Generación, S.A.

Nexus Energía

Romero Abreu Hermanos, S.L.

Rwe Trading Gmbh, Sucursal en España

Saltea Comercial, S.L.

Sempra Energy Europe España, S.L.

Shell España, S.A.

Sniace Energía, S.L.

Sociedad Comercializadora de Energía, S.A.

Unión Fenosa Generación, S.A. (*)

Unión Fenosa Comercial, S.L.

Viesgo Energía, S.L.

Viesgo Generación, S.L.

Wind to Market, S.A.

Agentes comercializadores en el mercado español

Los agentes comercializadores, de acuerdo con el directorio deagentes de OMEL, figuran en el cuadro siguiente.

Los comercializadores que operen exclusivamente en los territoriosextrapeninsulares e insulares de acuerdo con el Real Decreto1747/2003 deben presentar ante el operador del mercado unagarantía mínima de 120.000 euros. Estos comercializadores y

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aquellos que decidan extender su actividad a los SEIEs podrán operarde manera similar a como lo hacen ya los agentes establecidosmediante la aplicación a sus adquisiciones del precio final delmercado de producción de energía eléctrica por el operador delmercado.

Registro Administrativo de DistribuidoresComercializadores y Consumidores Cualificados

La ley 54/1997 del Sector Eléctrico crea, además del descrito paralas instalaciones de producción, el Registro Administrativo deDistribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados, consede en el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio

Este Registro se estructura en las cuatro secciones siguientes:

a) Sección Primera: Empresas distribuidoras.

b) Sección Segunda: Empresas comercializadoras.

c) Sección Tercera: Consumidores cualificados.

d) Sección Cuarta: Agentes externos.

Para los comercializadores, al igual que para los distribuidores, elprocedimiento de inscripción consta de una fase de inscripción previay de una fase de inscripción definitiva.

Participación de los comercializadores en el mercadoy contratación

Inicialmente, las empresas comercializadoras solamente podíancomprar la energía eléctrica que precisasen para sus ventas en elmercado organizado y la vendían, exclusivamente, a consumidoresque habían obtenido la condición de cualificados y a loscompradores extranjeros. Sin embargo, el Real Decreto Ley 6/2000les permite adquirir electricidad en el mercado de producción,directamente a empresas vendedoras extranjeras o a productoresnacionales.

Esta energía puede venderse, no sólo a los consumidores, sinotambién a otros comercializadores o integrarse en los mercados diarioso intradiarios existentes.

4.5 Los distribuidores

La actividad de distribución se ejerce en régimen regulado, porsociedades mercantiles, y tiene por objeto la transmisión de energíaeléctrica desde las redes de transporte hasta los puntos de consumo,así como la venta de la electricidad a los consumidores a tarifa y a losdistribuidores que se suministren de acuerdo con la tarifa D, según ladisposición transitoria 11 de la Ley 54/1997.

Dicha electricidad deben adquirirla en el mercado de producción y,de acuerdo con la normativa vigente, a los productores en régimenespecial, excepto los de tarifa D, que la adquirirán a otrosdistribuidores.

Autorización de las instalaciones de distribución

Los distribuidores deberán tener sus instalaciones de distribuciónautorizadas de acuerdo con la misma legislación mencionadaanteriormente (Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por elque se regulan las actividades de transporte, distribución,comercialización, suministro y procedimientos de autorización deinstalaciones de energía eléctrica).

Para ello, los solicitantes deberán acreditar el cumplimiento de unasdeterminadas condiciones de capacidad legal, técnica y económica.

Inscripción en el Registro Administrativo

Los distribuidores deben inscribirse en la sección primera delRegistro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores yConsumidores Cualificados.

El procedimiento de inscripción es similar al descrito someramentepara los comercializadores constando también de una fase previa y deotra definitiva.

Participación de los distribuidores en el mercadoy contratación

Los distribuidores participan en el mercado de electricidad paraadquirir la energía eléctrica que necesiten para venderla a losconsumidores a tarifa integral así como a los distribuidores acogidos ala disposición transitoria 11 de la Ley 54/1997 que estén conectadosa su red de distribución.


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En el caso de los distribuidores de los territorios extrapeninsulares einsulares del Real Decreto 1747/2003 les otorga un tratamientosimilar al de las distribuidoras que operan en el sistema peninsular,debiendo valorarse sus adquisiciones por el operador del mercado alprecio final del mercado de producción de energía eléctrica.

El Real Decreto Ley 5/2005, de 11 de marzo, habilita al Ministeriode Industria, Turismo y Comercio para regular la participación de losdistribuidores en los sistemas de contratación bilateral con entregafísica, así como los mecanismos que promuevan una gestión comercialeficiente por parte de dichos sujetos. En consecuencia, la obligación departicipar en el mercado se restringe a la parte de energía necesariapara el suministro de sus clientes a tarifa no cubierta mediante elsistema de contratación bilateral.

Agentes distribuidores en el mercado español

Los agentes distribuidores, de acuerdo con el directorio de agentesde OMEL, figuran en el cuadro siguiente.

4.6 Los agentes externos

Los agentes externos también nacen con la Ley 54/1997. Sunormativa especifica está constituida por la Orden de 14 de julio de1998 por la que se establece el régimen jurídico aplicable a los agentesexternos para la realización de intercambios intracomunitarios einternacionales de energía eléctrica (BOE 23/7/98).

D I S T R I B U I D O R E S - 3 1 m a r 0 5

Electra de Viesgo Distribución S.L.

Eléctrica Conquense Distribución

Endesa Distribución Eléctrica S.L.

Energías de Aragón I

Fuerzas Eléctricas de Valencia, S.A.

Hidrocantábrico Distribución Eléctrica

Hidroeléctrica del Guadiela I

Iberdrola Distribución Eléctrica

Sociedad Cooperativa Limitada Benéfica de Consumo

de Electricidad 'San Francisco de Asís'

Solanar Distribuidora Eléctrica S.L.

Unión Fenosa Distribución

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Existen dos clases de agentes externos, los compradores y losvendedores; naturalmente una misma entidad puede realizar ambostipos de operaciones.

Autorización administrativa de los agentes externos

Esta actividad está sujeta a la autorización administrativa previa dela Dirección General de Política Energética y Minas.

Los solicitantes de la autorización deben estar habilitados en su paísde origen o residencia para comprar o vender energía eléctrica. En elcaso de que el solicitante sea residente de un país comunitario, laresolución tan sólo puede ser negativa cuando en su país de origen oresidencia los sujetos equivalentes y, en especial los consumidorescualificados, no tengan la misma capacidad de contratación.

Inscripción en los Registros Administrativos

Para los agentes externos sólo existe una inscripción.

La solicitud debe dirigirse a la Dirección General de PolíticaEnergética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio,acompañada de la autorización administrativa previa otorgada pordicha Dirección General, así como de la certificación de haberformalizado la adhesión a las reglas y condiciones de funcionamientoy liquidación en el mercado de producción en el contrato a que serefiere el artículo 4 del Real Decreto 2019/1997.

Los agentes externos vendedores se inscribirán en la sección terceradel registro Administrativo de Instalaciones de Producción y loscompradores en la sección cuarta del Registro Administrativo deDistribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.

Participación de los agentes externos en el mercadoy contratación

Pueden participar en el mercado organizado, comprando ovendiendo electricidad según su naturaleza.

También pueden suscribir contratos bilaterales con productoresnacionales, con comercializadores, consumidores, también nacionales,o con otros agentes externos.

La integración de las energías procedentes de estas operaciones enel mercado de producción se realiza, de acuerdo con el articulo 34 delReal Decreto 2019/1997, de manera no discriminatoria respecto delos agentes residentes en España.

A su vez, los agentes residentes en España, también pueden realizaroperaciones de intercambio de electricidad con otros países, debiendoobtener previamente del Ministerio de Industria, Turismo y Comerciola autorización individualizada para dichas operaciones, en las mismascondiciones que los agentes externos.

Agentes externos que operan en el mercado español

Los agentes externos, de acuerdo con el directorio de agentes deOMEL, figuran en el cuadro siguiente:

A G E N T E S E X T E R N O S - 3 1 m a r 0 5

Aare-Tessin Ltd. for Electricity

Accord Energy Limited

Barclays Bank PLC

E.on Sales & Trading, Gmbh

EDP Energía, S.A.

EDP Gestao de Produçao de Energia,S.A.

Electrabel

Electricité de France

Elektrizitats-Gesellschaft Laufenburg AG

EnBW Trading GMBH

Enel Trade S.p.A.

Office National de L'Electricite

Rede Electrica Nacional

Sonelgaz


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4.7 Los consumidores

Los consumidores pueden continuar consumiendo a tarifa integralo, si lo desean, pueden adquirir libremente la energía eléctrica, ya seaacudiendo directamente al mercado, comprando a un comercializadoro suscribiendo un contrato bilateral con un productor o un agenteexterno.

En los territorios extrapeninsulares los consumidores podrán adquirirla energía a tarifa, en las condiciones previstas para el sistemapeninsular, a las comercializadoras autorizadas en cada SEIE, o biendirectamente a través del despacho. La energía adquirida será objetode liquidación por el operador del mercado al precio final del mercadode producción de energía eléctrica.

Inscripción en el Registro Administrativo

Los consumidores que pretendan adquirir energía eléctrica en elmercado de producción organizado o en el despacho de un sistemaextrapeninsular o insular para su propio consumo, deberán inscribirseen la sección tercera del Registro Administrativo de Distribuidores,Comercializadores y Consumidores Cualificados, pero aquellos quedeseen comprar a comercializadores o mediante contratos bilateralesno precisan realizar el trámite de inscripción.

El procedimiento de inscripción constará de una fase de inscripciónprevia y una fase de inscripción definitiva.

Agentes consumidores

Los consumidores que poseen la condición de agentes del mercado,según consta en el directorio de agentes de OMEL, figuran en elcuadro siguiente:

4.8 Requisitos para ser agente del mercado

El artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, porel que se organiza y regula el mercado de producción de energíaeléctrica, establece que, para adquirir la condición de agentes delmercado, es precisa la inscripción en alguno de los RegistrosAdministrativos creados por la Ley 54/1997, la adhesión a las reglas ycondiciones de funcionamiento y liquidación del mercado y laconstitución de garantías para dar cobertura a las obligacioneseconómicas derivadas de su actuación en el mercado.

Naturalmente los agentes deberán satisfacer otra serie decondiciones técnicas, entre las que merece especial mención, disponerde equipos de medida.

Adhesión a las Reglas de Funcionamiento del Mercado

El artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, establece como segundorequisito para adquirir la condición de agente del mercado, elsiguiente: "Haberse adherido expresamente a las reglas y condicionesde funcionamiento y liquidación del mercado de producción deenergía eléctrica en el correspondiente contrato de adhesión, que seráúnico y habrá de ser aprobado por el Ministerio de Industria, Turismoy Comercio, previo informe de la Comisión Nacional de Energía".

Se trata de un contrato que vincula, de una parte al agente delmercado que se quiere adherir y de otra parte a la CompañíaOperadora del Mercado que acepta la adhesión.

La condición de adherirse a las Reglas de Funcionamiento delMercado para todos los participantes en el mismo constituye unagarantía de seguridad y objetividad para el conjunto de los agentes.

C O N S U M I D O R E S C U A L I F I C A D O S - 3 1 m a r 0 5

Cementos La Unión, S.A.

Durán Sociedad Agraria de Transformación 9623

Juan José Martínez López, S.A.

Praxair Castellbisbal

Praxair Olaberría

Tortosa Energía, S.A.

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UNIDADES DE PRODUCCIÓN COMERCIALIZADORES, CONSUMIDORES Y AGENTES EXTERNOS

IMPORTACIÓNEXPORTACIÓN

%

CUOTAS DE PARTICIPACIÓN POR AGENTES AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO

mar 05

DISTRIBUIDORAS

29,79520,68513,43610,058

4,8523,3982,2942,0651,5030,8300,8290,7000,6890,6630,6530,488

0,4300,3990,3830,2690,2650,2510,2380,2040,1970,1650,1630,1450,1340,1280,1153,578

Endesa GeneraciónIberdrola GeneraciónRégimen EspecialUnión Fenosa GeneraciónHidroelectrica del Cantabrico G.Viesgo GeneraciónNueva Generadora del SurGas Natural SdgRed Eléctrica de EspañaTarragona PowerBahia de Bizkaia ElectricidadEléctrica de la Ribera del EbroHidroelectrica IbericaElcogasEnergía Hidroeléctrica NavarraGeneración Eléctrica Peninsular

Iberdrola GeneraciónElectricité de FranceRede Electrica NacionalIndustrias Celulosa AragonesaEndesa Cogeneración RenovablesRepsol QuímicaSniace CogeneracionRepsol PetróleoEnergy Works CartagenaEndesa EnergíaMolinos del EbroSogamaCelulosa EnergíaCogeneración PratCompañía Eólica AragonesaOtros (cuotas < 0,1%)

Iberdrola ComercializadoraEndesa EnergíaUnión Fenosa ComercialGas Natural ElectricidadHidrocantábrico EnergíaEndesa GeneraciónRede Electrica NacionalEdp Gestão da Produção EnergiaViesgo EnergiaIberdrola GeneraciónEdp Energia IbericaHispaelec Energía

Endesa GeneraciónRede Electrica NacionalEdp Gestão da Produção EnergiaIberdrola GeneraciónEdp Energia IbericaEndesa EnergíaOffice National de L'electricitéUnión Fenosa Comercial

24,94918,15917,30411,539

6,9775,3114,9112,608

32,90131,70110,699

6,8594,7562,4041,7501,6671,3881,1120,6720,510

Red Eléctrica de EspañaIberdrola GeneraciónElectricité de FranceEede Electrica NacionalEndesa GeneraciónElectrabelCentrica EnergiaHidrocantabrico EnergíaUnión Fenosa Generación

40,75013,57110,83110,391

9,1442,6971,9821,6191,550

Endesa DistribuciónIberdrola DistribuciónRégimen especialUnión Fenosa Distribución

31,24728,51421,93912,067

Electricité de FranceElektrizitats-Gesellshaft LaufenburgRed Eléctrica de EspañaBarclays Bank PlcHidroelectrica del Cantabrico G.Accord Energy LimitedUnión Fenosa GeneraciónOtros

2,2771,9711,4221,1270,6070,4390,2720,127

Elektrizitats-Gesellshaft LaufenburgUnión Fenosa ComercializadoraBarclays Bank PlcOffice National de L'electricitéHidroelectrica del Cantabrico G.Edp Energia IbericaSempra Energy Europe EspañaAccord Energy Limited

1,5391,5041,1131,0440,8980,7570,4720,139

Hidrocantabrico DistribuciónElectra de Viesgo DistribuciónEnergías de Aragón IOtros

5,0331,0880,1060,006

Office National de L'electricitéCentrica EnergiaNexus EnergíaViesgo ComercializacionCyd EnergíaFactor EnergiaDetisaElectricité de FranceElektrizitats-Gesellshaft LaufenburgSaltea ComercialBarclays Bank plcOtros

0,4730,4630,4180,3550,3300,3180,2750,2190,1900,1170,1090,313


92

Las garantías

Se establece asimismo, para los agentes del mercado, la obligaciónde prestar al operador del mercado garantía suficiente para darcobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de suactuación en el mercado de electricidad. La falta de prestación de estagarantía impedirá al agente del mercado intervenir en el mercado deproducción de energía eléctrica.

Las garantías se establecen a favor de OMEL, según las indicacionesde la Regla 23 de las de Funcionamiento del Mercado, en alguna delas formas siguientes:

• Mediante depósito en efectivo en el banco designado por eloperador del mercado a estos efectos.

• Mediante aval o fianza de carácter solidario prestado por banco,caja de ahorros o cooperativa de crédito a favor de OMEL.

• Mediante autorización irrevocable de utilización, hasta el importemáximo de obligaciones de pago contraídas en el período a liquidar,de una o varias líneas de crédito suscritas por el agente.

• Mediante la cesión de derechos de cobro del mercado deproducción, pendientes de abono, que el vendedor realice a favorde quienes compran.

Este requisito asegura la liquidez inmediata del mercado deproducción de energía eléctrica, y ofrece garantías económicas a todoslos participantes.

CONTRATO DE ADHESIÓN

Formato único aprobado por resolución de la Secretaría General deEnergía, conjuntamente con las Reglas.

Suscrito por el operador del mercado y los agentes.

Compromiso expreso de los agentes de cumplir:

• Reglas de funcionamiento y liquidación del mercado.

• Normativa aplicable al mercado.

• Programas y documentación asociada al SIOM.

• Modificación de las antedichas Reglas.

Incluye:

• Anexo I. Relación de filiales y participadas.

• Anexo II. Relación de unidades de producción de las que es titularo a las que representa a efectos de presentación de ofertas.

C O N T R A T O D E A D H E S I Ó N

Formato único aprobado por resolución de la Secretaría de Estado, conjuntamente con las Reglas.

Suscrito por el operador del mercado y los agentes.

Compromiso expreso de los agentes de cumplir:

– Reglas de funcionamiento y liquidación del mercado.

– Normativa aplicable al mercado.

– Programas y documentación asociada al SIOM.

– Modificación de las antedichas Reglas.

Incluye:

– Anexo I. Relación de filiales y participadas.

– Anexo II. Relación de unidades de producción de las que es titular o a las que representa a efectos de presentación de ofertas.

93

Equipos de medida

Los agentes del mercado deben disponer de equipos de medidaadecuados para su participación en el mercado y regulados en el RealDecreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba elReglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos deEnergía Eléctrica; en el Real Decreto 385/2002, de 28 de abril, por elque se modifica el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, y enReal Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que se establecenlos requisitos de medida en baja tensión de consumidores y centralesde producción en régimen especial.

De acuerdo con la normativa mencionada, los puntos de medida seclasifican en cinco tipos, cuyas características fundamentales seresumen a continuación:

Tipo 1: Pertenecen a este tipo:

• Todos los puntos con energía anual igual o superior a 5 GWh.

• Puntos frontera con clientes, con energía anual igual o superior a 5 GWh o potencia contratada igual o superior a 10 MW.

• Puntos en fronteras de generación, con energía anual igual osuperior a 5 GWh o potencia aparente nominal igual o superior a12 MVA.

Los puntos de medida del tipo 1 deberán ser horarios y estardotados de comunicaciones y tener conexión directa al concentradorprincipal o a través de concentrador secundario.


• Puntos frontera con clientes con potencia contratada igual osuperior a 450 kW.

• Puntos en fronteras de generación con potencia aparente nominaligual o superior a 1.800 kVA.

• Puntos en resto de fronteras con energía anual igual o superior a750 MWh.

Al igual que los del tipo 1, deberán ser horarios y estar dotados decomunicaciones y tener conexión directa al concentrador principal o através de concentrador secundario.

Tipo 3: Pertenecen a este tipo los demás puntos siempre que lamedida se efectúe en tensión igual o superior a 1 kV y nosean de tipo 1 ó 2.

No es obligatorio que dispongan de comunicaciones, pero deberántener conexión directa a un concentrador secundario y contadorhorario.


Todos los puntos frontera de los consumidores con potenciacontratada superior a 15 kW y centrales en régimen especial cuyapotencia nominal sea superior a 15 kW y cuya medida se efectúe enbaja tensión, es decir inferior a 1 kV, incluidos los suministros en altatensión medidos en baja (sin trafos de tensión).

Estos equipos de medida dispondrán de seis registros de energíaactiva que se correspondan con los periodos de discriminación horaria.

Por agregación de los datos de estos registros se obtendrán loscorrespondientes a los tres periodos de la tarifa de acceso. El contadorhorario para estos puntos es opcional.


Todos los puntos frontera de los consumidores con potenciacontratada igual o inferior a 15 kW y centrales en régimen especialcuya potencia nominal sea igual o inferior a 15 kW y cuya medida seefectúe en baja tensión, es decir, inferior a 1 kV incluidos lossuministros en alta tensión medidos en baja (sin trafos de tensión).


94

El contador horario para estos puntos es opcional.

La definición de estos cinco tipos de puntos de medida y laposibilidad de aplicar los perfiles de consumo establecidos paraaquellos puntos que no precisen contador horario, permiten una másamplia aplicación de la Regla del Mercado 21.14.3. Esta Reglaestablece la posibilidad de efectuar liquidaciones definitivas paraaquellos consumidores que dispongan de medidas firmes definitivas,aun cuando no se haya podido realizar dicha liquidación para latotalidad de los agentes, debido a la falta de información o firmezapara algunas medidas.

4.9 Calendario de liberalización del suministro

A la entrada en vigor de la Ley 54/1997, tenían la condición deconsumidores cualificados aquellos cuyo volumen de consumo anualsuperaba los 15 GWh; así como los titulares de instalaciones detransportes por ferrocarril, incluido el ferrocarril metropolitano.

Según establecía la Ley, a partir del 1 de enero del año 2000,tendrían la condición de consumidores cualificados aquellos queconsumieran más de 9 GWh anuales; a partir del 1 de enero del año2002, el límite se reduciría hasta 5 GWh, y a partir del 1 de enero delaño 2004, a 1 GWh.

En todo caso, a partir del año 2007 tendrían la consideración deconsumidores cualificados todos los consumidores de energía eléctrica.

La Ley autorizó al Gobierno a modificar los límites establecidos si asílo recomendasen las condiciones del mercado. El Gobierno hizo uso deesta autorización adelantando notablemente el calendario deliberalización en el artículo 1.3 del R.D. 2820/1998 de 23 de diciembre(BOE 30/12/98), por el que se establecieron tarifas de acceso a las

redes, de modo que a partir de 1/4/99 el límite de cualificación fue de3 GWh/año; a partir de 1/7/99, de 2 GWh/año, y a partir de1/10/99, de 1 GWh/año.

El Real Decreto Ley 6/1999, confirió, a partir de 1 de julio del año2000, la condición de cualificados, a los consumidores cuya tensiónnominal de suministro fuera superior a 1.000 voltios.

Finalmente, el Real Decreto Ley 6/2000, en su artículo 19.1estableció que a partir de 1 de enero de 2003, todos los consumidoresde energía eléctrica adquirirían la consideración de cualificados y queel 1 de enero de 2007 desaparecerían las tarifas de alta tensión, demanera que desde primero de enero del 2003, el suministro deelectricidad está plenamente liberalizado.

La organización y los sistemas de información de OMEL se hanvenido, y se continuarán, adaptando para poder prestar los serviciosque dicho proceso de liberalización demande, en cuanto ainformación, libertad de elección y acceso al mercado en las distintasformas de contratación.

4.10 Los agentes del Mercado Ibérico

De acuerdo con lo establecido en el artículo 14 del ConvenioInternacional suscrito el 1 de octubre de 2004, por el que se acuerdala constitución de un Mercado Ibérico de la energía eléctrica entre elReino de España y la República Portuguesa, el reconocimiento decualquiera de los Estados acreditará automáticamente a un agente apoder actuar en el otro estado. A tal efecto, el mencionado artículodispone que los procedimientos administrativos de autorizaciones yregistro de los agentes para el ejercicio de las diferentes actividades enEspaña y Portugal deberán ser armonizados sobre la base de lareciprocidad.

95

La contratación de electricidad en 2004

5 . 1La contratación en el mercado de electricidad

5 . 2Mercado diario

5 . 3Mercado intradiario

5 . 4Procesos de operación técnica del sistema

5 . 5Precio horario final

5 . 6Intercambios internacionales de electricidad

Durante el año 2004, séptimo de funcionamiento del mercado deelectricidad, ha continuado la plena operatividad de los mercados yprocesos que lo integran, lo que se refleja en la energía negociada en losmismos, en el volumen económico derivado de las transacciones, en eldesarrollo creciente del mercado intradiario, en el aumento de lastransacciones asociadas a contratos a precios libres, así como en laconsolidación de la participación de los agentes externos y de losproductores en régimen especial en el mercado.

5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2004

98

5.1 La contratación en el mercado de electricidad

La energía negociada para el conjunto del mercado de electricidadascendió en el año 2004 a 241.224 GWh, correspondiente a unvolumen negociado de 8.340 millones de euros, un 5,5% y un 1,9%más que el año anterior, respectivamente.

La energía negociada durante el año se ve influenciada, tanto por laactividad económica como por un componente estacional, quedetermina variaciones importantes en la misma y su correspondienteefecto en el volumen económico de contratación.

En el mercado de producción se negocian como media al mes 20.102GWh, con un volumen económico en torno a 695 millones de euros.

La contratación en los mercados está referida a períodos horarios, loque origina variaciones importantes de los precios y los volúmenes deenergía para las 24 horas del día, diferenciándose determinadosperíodos de punta, llano y valle, y un comportamiento de lacontratación diferente para los días festivos y fines de semana que parael resto.

El número de transacciones registrado para el conjunto de procesosdel mercado de producción, a efectos de liquidación, para el año 2004ha ascendido a una media mensual de 486.887 transacciones y unamedia diaria de 16.007 transacciones.

98990001020304

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media

Años 98 a 04Incremento 04: 1,9%

M€

CONTRATACIÓN EN EL MERCADO: VALOR ECONÓMICO

529 433 457 433 383 413 537 510 466 441 530 565 475513 526 530 442 460 484 564 481 520 464 545 581 509703 632 704 561 469 549 592 539 745 720 717 483 618525 430 418 371 505 716 748 641 719 754 737 1.057 635

1.334 709 678 717 725 831 973 659 769 731 603 514 770564 611 553 433 540 855 924 905 838 778 607 578 682619 589 732 500 534 685 764 687 837 724 779 890 695

1.200

1.000

800

600

400

200

0

98990001020304


GWh

CONTRATACIÓN EN EL MERCADO: ENERGÍA

15.15013.293 13.747 13.087 12.940 13.710 15.643 15.438 14.470 13.641 14.138 16.035 14.27416.13514.590 14.537 13.243 13.844 14.380 16.267 14.779 14.996 14.517 15.365 16.852 14.95917.74615.222 15.790 14.671 14.987 16.079 16.593 15.970 16.413 15.686 16.640 17.133 16.07818.72716.103 17.153 14.404 15.556 16.847 17.813 17.542 16.532 16.542 17.475 18.459 16.93018.59916.089 16.913 16.178 16.201 16.983 18.327 17.313 17.234 17.664 17.413 18.974 17.32420.39118.815 18.420 16.208 17.299 19.168 20.591 19.822 18.694 19.058 19.136 20.970 19.04820.71919.803 20.921 17.949 18.346 20.028 21.919 20.216 20.019 19.550 20.243 21.511 20.102

20.000

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media

99

Atendiendo a los mercados y procesos de operación técnica queintegran el mercado de producción, la energía objeto de transacciónen cada uno de ellos y su porcentaje respecto del total de energíacontratada han sido los siguientes:

Años 98 a mar 05800

700

600

500

400

300Ene Feb Mar Abr May Jun Jul OctAgo Sep Nov Dic

GWh

98 99 00 01 02 03 04 05

ENERGÍA DIARIA CONTRATADA

%

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

90 91 89 87 89 86 84 1 1 2 2 1 2 2 2 5 6 7 6 8 10 7 3 3 4 4 4 411.3

285.

843

6.23

17.

095

8.22

08.

308

8.51

2

3.87

68.

744

11.4

8714

.808

12.6

5717

.807

24.9

88

98

Mercado diario R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS

99 00 01 02 03 04

1.63

22.

154

3.65

63.

882

2.40

94.

409

5.95

1

154.

456

162.

764

171.

556

177.

363

184.

602

198.

046

201.

773

ENERGÍA CONTRATADA

Años 98 a 04

200.000

180.000

160.000

140.000

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0Mercado diario R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS

GWh


100

Por lo que hace referencia a los volúmenes económicos decontratación, la distribución por mercados y procesos del mercado deproducción es la siguiente:

La energía contratada, a la que se refieren los gráficos anteriores, nocoincide con la energía neta, esencialmente porque en el mercadointradiario y en los procesos de operación técnica del sistema, secontratan tanto incrementos como disminuciones de la producción ydel consumo.

A su vez, y con referencia a la contratación derivada de la produccióny el consumo neto, las cifras de energía y volúmen económico son lassiguientes:

114

28 57 105

207

168

131

1.19

81.

245

980

837

847

919

953

263

142

219

293

347

245

276

822

212

352

452

456

506

749

83 138

344

348

206

354

431

3.96

04.

350

5.46

15.

587

7.17

85.

992

5.80

0

21 20 13 11 9 11 115 2 3 4 4 3 31 4 5 6 5 6 91 2 5 5 2 5 570 71 74 73 78 73 70 2 1 1 1 2 2 2

%

80

70

60

50

40

30

20

10

0M. diario R. Técnicas M.Intradiario Procesos OS

VOLUMEN ECONÓMICO

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0Banda G. Potencia M. diario R. Técnicas M.Intradiario Procesos OS Banda G. Potencia

M€

98 99 00 01 02 03 04

Años 98 a 04

658

243

531

122

77 37 755

1.58

53.

693

4.19

35.

031

3.14

75.

486

11.3

41

154.

456

162.

764

171.

556

177.

363

184.

602

198.

046

201.

773

0 0 0 0 0 0 0

1.19

91.

245

980

837

846

919

952

164

28 57 104

202

160

1664 53 58 141

122

157

264

34 90 128

153

98 158

369

39 71 202

208

108

199

228

3.96

04.

350

5.46

15.

587

7.17

85.

992

5.80

0ENERGÍA NETA

M. diario R. Técnicas M.Intradiario Procesos OS Banda G. Potencia

VOLUMEN ECONÓMICO NETO

M€

Mercado diario

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS

200.000

180.000

160.000

140.000

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0

GWh

98 99 00 01 02 03 04

Años 98 a 04

101

En cuanto a la contratación, debe tenerse en cuenta lo siguiente:

• Con excepción de los productores en régimen especial y de unapequeña proporción de energía vinculada a la contratación bilateral,ha sido objeto de negociación en el mercado el 86% de la produccióneléctrica, a la que se ha sumado la procedente de intercambiosinternacionales.

• Desde septiembre de 2002 hasta marzo de 2005 se hanincorporado al mercado, mediante realización de ofertasdirectamente o a través de agente vendedor, más de 5.200 MW deproductores en régimen especial. Adicionalmente se hanincorporado al mercado 762 MW correspondientes a instalacionesmayores de 50 MW, por tanto de régimen ordinario, provenientesdel Real Decreto 2366/1994 y que por su tecnología cobran prima.

• La demanda de electricidad de distribuidores, comercializadores yconsumidores cualificados se ha suministrado en el mercado,excepto la cubierta por los excedentes de los productores en régimenespecial que son adquiridos por los distibuidores. Junto a esteconsumo habría que considerar el autoconsumo de losautoproductores.

• Es significativo el análisis de la evolución de la energía contratadadirecta o indirectamente en el mercado por comercializadores,consumidores cualificados y agentes externos compradores,excluyendo por tanto, de la totalidad del consumo la energíaadquirida por distribuidores, cuyo destino es la venta aconsumidores a tarifa regulada, y la destinada a las instalaciones debombeo. El consumo a precio libre ha seguido, desde el inicio de lasoperaciones del mercado, la evolución que se presenta en la páginasiguiente:

Incluidas centrales mayores de 50 MW provenientes del R.D. 2366/1994 De 10 sep 02 a 31 mar 05MWh

Mercado diario (con restricciones) Mercado intradiario Potencia instalada

MW

02 03 04 05

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

-500

PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO DE INSTALACIONES EN RÉGIMEN ESPECIAL Y ORDINARIO CON PRIMA


102

5.2 Mercado diario

El mercado diario ha funcionado con normalidad desde el 1 deenero de 1998. Todos los días se ha realizado la sesióncorrespondiente del mercado diario produciéndose el resultado de lacasación, en la que se han fijado los precios marginales de cada unade las horas, y la energía casada para cada unidad de producción yadquisición.

Las ofertas de venta en el mercado diario que deben realizar losgeneradores por unidad de producción, siempre que no existancompromisos derivados de contratación bilateral, pueden serestablecidas por cantidades y precios independientes para cada hora, oincorporar adicionalmente condiciones complejas (indivisibilidad,gradientes de carga, ingresos mínimos y parada programada). Lamayoría de las ofertas de centrales térmicas han incluido condicionescomplejas, si bien, el número de ofertas de unidades de producción queincorporan la condición de ingresos mínimos se ha reducidonotablemente. Las ofertas de centrales hidráulicas y de algunas térmicashan incorporado condiciones complejas.

Las ofertas de adquisición, que en el mercado diario no puedenincorporar condiciones complejas, han tenido las siguientescaracterísticas durante el año:

• Las compañías distribuidoras realizan ofertas de compra según unpatrón de demanda rígida, es decir, al precio instrumentalestablecido. A partir del mes de abril de 1998, la normativa aplicableal mercado permite la realización de ofertas con precio a todas lasunidades de adquisición.

• Los titulares de centrales de bombeo, los comercializadores y losconsumidores cualificados que acuden al mercado vienen realizandoofertas de compra con precio diferente del instrumental.

Los precios medios mensuales ponderados del mercado diario en elaño 2004 han variado, desde el mayor del año correspondiente al mesde diciembre (3,556 c€/kWh), al menor del año correspondiente almes de abril (2,352 c€/kWh). Para el 42,1% de las sesiones delmercado, la diferencia entre precios máximos y mínimos oscila entre 1y 2 c€/kWh. No obstante, en períodos de precios bajos, la diferenciaentre precios máximos y mínimos es de menor entidad. El preciomedio del año es de 2,794 c€/kWh y el precio medio ponderado de

Diario + bilaterales

98 99 00 01

Intradiario

GWh/semana

2.000

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

002 03 04 05

Excluido consumo de bombeo y autoproductores

COMPRAS DE COMERCIALIZADORES, CONSUMIDORES Y AGENTES EXTERNOS

Años 98 a 27 mar 05

Energía a precio libre (última semana): 1.423 GWh (45,6%)Energía total adquirida (última semana): 3.544 GWh

Energía a precio libre: 370.454 GWhEnergía total adquirida: 1.311.635 GWh

103

Precio medio ponderado del mercado diario: 3,146 c€/kWh

16

14

12

10

8

6

4

2

0

Energía diaria

800

700

600

500

400

300

200

100

098 99 00 01 02 03 04


05

c€/kWh GWhAños 98 a mar 05

ENERGÍA Y PRECIOS DEL MERCADO DIARIO

6

5

4

3

2

1

0

98990001020304


Años 98 a 04Incremento 04: -5,0%

PRECIO PONDERADO DEL MERCADO DIARIO

c€/kWh

2,721 2,419 2,572 2,640 2,271 2,268 2,651 2,784 2,467 2,528 2,892 2,522 2,5642,394 2,928 2,960 2,679 2,638 2,628 2,667 2,495 2,727 2,501 2,777 2,693 2,6733,233 3,505 3,754 3,206 2,437 2,632 2,954 2,764 3,871 3,987 3,668 2,182 3,1842,184 2,045 1,825 2,084 2,731 3,685 3,603 2,991 3,791 4,047 3,646 4,892 3,1506,494 3,912 3,524 3,929 3,972 4,240 4,720 3,184 3,774 3,518 2,912 2,230 3,8892,160 2,638 2,519 2,201 2,547 3,805 3,879 3,956 3,914 3,531 2,659 2,256 3,0262,482 2,471 3,032 2,352 2,441 2,813 2,819 2,698 3,509 3,076 3,226 3,556 2,874

6

5

4

3

2

1

0

c€/kWh

98990001020304



PRECIO MEDIO DEL MERCADO DIARIO

2,622 2,375 2,536 2,574 2,213 2,207 2,602 2,741 2,414 2,495 2,818 2,459 2,5062,334 2,854 2,908 2,641 2,576 2,565 2,604 2,437 2,628 2,414 2,638 2,562 2,5943,073 3,383 3,655 3,062 2,366 2,537 2,823 2,671 3,736 3,804 3,538 2,071 3,0572,068 1,960 1,757 2,030 2,641 3,535 3,456 2,894 3,657 3,908 3,481 4,684 3,0136,197 3,820 3,431 3,868 3,871 4,124 4,562 3,059 3,634 3,371 2,829 2,100 3,7402,005 2,543 2,448 2,146 2,454 3,687 3,724 3,798 3,780 3,412 2,582 2,160 2,8962,405 2,424 2,952 2,312 2,397 2,725 2,732 2,637 3,390 2,980 3,128 3,433 2,794


104

2,874 c€/kWh, lo que representa unos descensos del 3,5% y 5,0%respectivamente sobre el año anterior respectivamente.

El volumen de contratación en el mercado diario ha ascendido en elaño 2004 a 5.800 M€ y a 201.773 GWh, un 3,2% menos y un 1,9%más que el año anterior, respectivamente. La energía casada en elmercado diario tiene un máximo en verano en el mes de julio y elmáximo anual en marzo, evolucionando los meses intermedios deforma continua.

• La máxima potencia en el año 2004 fue de 37.724 MW y se alcanzóen la hora 21 del día 2 del mes de marzo. En la temporada estival,se alcanzaron 36.619 MW en la hora 14 del día 30 del mes de junio.

• Por lo que se refiere al volumen de energía mensual demandada entransporte, la cifra máxima en invierno corresponde al mes dediciembre con 21.101 GWh y en la temporada de verano son dedestacar los 20.616 GWh correspondientes al mes de julio.

Las adquisiciones correspondientes a comercializadores yconsumidores cualificados en el mercado diario en el año 2004 hansido 71.682 GWh, lo que representa el 35,5% en energía sobre la totaladquirida en el mercado diario, y el 30,0% en volúmen económico dela demanda anual en este mercado.

Las adquisiciones realizadas por los agentes externos en el mercadodiario han sido de 6.012 GWh en el año 2004, lo que representa enenergía el 3,0% de la total adquirida en el mercado diario.

Durante el año 2004, la contratación de intercambiosinternacionales no gestionados por REE ha supuesto en el mercadodiario un total de 12.322 GWh, a los que hay que añadir 925 GWh delos contratos bilaterales.

La formulación de ofertas y el resultado de la casación ha sidosensible, no sólo a la evolución de la demanda de electricidad, sinotambién a las condiciones de hidraulicidad y producible hidroeléctricoque han caracterizado el año 2004.

En los siete últimos años la producción por tecnologías, derivada dela contratación de los titulares de las unidades de producción en elmercado diario, ha sido la siguiente:

1.200

1.000

800

600

400

200

0

98990001020304

375 301 331 313 268 282 362 345 324 318 371 364 330352 392 391 323 336 347 382 327 371 331 386 406 362506 489 542 426 325 374 435 383 549 556 544 326 455357 291 271 269 382 543 552 439 539 587 553 805 466

1.111 579 525 563 583 636 774 476 569 549 450 364 598375 423 406 316 382 633 698 694 646 589 440 389 499435 418 556 377 399 476 492 439 570 488 534 616 483



M€

CONTRATACIÓN DEL MERCADO DIARIO: VOLUMEN ECONÓMICO

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

98990001020304



GWh

13.80012.445 12.875 11.869 11.814 12.466 13.664 12.425 13.163 12.619 12.860 14.455 12.87114.70913.413 13.236 12.085 12.747 13.224 14.331 13.133 13.607 13.253 13.923 15.097 13.56415.65813.969 14.459 13.297 13.348 14.233 14.750 13.869 14.205 13.968 14.832 14.964 14.29616.34214.209 14.856 12.924 13.970 14.726 15.318 14.670 14.206 14.511 15.173 16.458 14.78017.10614.805 14.903 14.331 14.668 15.006 16.397 14.939 15.064 15.592 15.457 16.335 15.38317.34316.034 16.118 14.372 15.013 16.639 18.000 17.540 16.513 16.688 16.560 17.227 16.50417.51716.928 18.324 16.044 16.336 16.929 17.451 16.251 16.255 15.872 16.537 17.329 16.814

ENERGÍA DEL MERCADO DIARIO

105

13,437,5

2,212,9

4,030,0

2,231,2

5,114,0

2,73,5

15,625,7

0,22,2

15,25,29,7

35,54,1

27,9

10,52,3

17,933,5

2,733,1

12,23,5

12,436,9

4,430,6

14,72,7

31,518,1

3,129,6

2,630,7

9,015,0

2,03,1

11,825,7

ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS

Años 98 a 04

98 99 00

01 02 03

04

%

R.E. distribución R.E. mercado Nuclear Importación

Hidráulica Carbón Fuel Ciclo combinado

Años 98 a mar 05900

800

700

600

500

400

300

200

100

098 99 00 01 02 03 04

R.E. distribución R.E. mercado Nuclear

05

Importación Hidráulica Carbón Fuel Ciclo combinado

GWh

ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS


106

Años 98 a mar 05

Térmica Agente externo Cto. REE - EDFBombeo consumo Hidráulica Régimen E. Bombeo

98

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Horas/semana

TECNOLOGÍA QUE MARCA PRECIO

99 00 01 02 03 04 05

EneFebMarAbrMayJunJul

AgoSepOctNovDic

Total

98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 0445 60 438 485 49 561 421 2,6 5,1 31,5 45,4 5,9 43,7 29,9 1,2 3,6 13,9 31,1 2,0 28,3 18,1 0,009 0,024 0,085 0,187 0,011 0,159 0,100 5,810 8,537 7,178 9,358 12,074 7,787 7,092

7 28 106 344 126 472 331 0,4 2,3 8,0 30,7 8,8 39,4 22,0 0,2 1,4 3,5 22,2 3,2 24,9 13,0 0,002 0,011 0,025 0,152 0,021 0,149 0,073 5,679 8,170 7,550 8,913 6,958 8,336 6,640

31 10 44 287 157 189 217 1,5 0,7 3,2 25,0 12,8 11,5 16,7 0,7 0,5 1,3 18,8 6,7 6,7 9,3 0,006 0,003 0,009 0,122 0,044 0,040 0,050 4,788 7,699 7,168 8,710 8,140 6,075 7,675

1 7 36 187 155 138 114 0,03 0,4 2,9 13,1 14,5 8,7 7,5 0,01 0,2 1,6 9,1 8,0 5,4 4,6 0,000 0,002 0,012 0,068 0,054 0,037 0,029 6,211 5,301 7,915 6,965 9,358 6,341 6,589

29 27 156 183 114 299 140 1,5 1,8 12,7 16,4 9,4 21,8 8,5 0,8 1,1 8,4 10,6 4,3 12,8 4,7 0,007 0,008 0,059 0,073 0,029 0,081 0,028 5,376 6,724 8,185 8,937 8,244 7,288 6,054

252 196 430 444 161 472 453 11,5 10,6 41,4 41,5 16,8 43,0 35,0 5,3 5,0 27,6 21,5 9,1 23,1 19,5 0,042 0,037 0,189 0,142 0,059 0,133 0,109 4,555 5,416 9,629 9,346 10,416 9,099 7,723

369 585 516 530 153 400 963 19,2 33,8 49,2 48,6 14,5 36,5 70,8 8,8 16,0 30,0 25,3 6,5 17,8 39,5 0,063 0,109 0,198 0,160 0,039 0,096 0,204 5,199 5,769 9,535 9,183 9,493 9,132 7,344

423 399 485 568 360 404 860 20,8 25,1 42,3 51,3 27,3 39,2 60,8 8,6 13,8 26,6 31,9 14,8 19,7 35,1 0,067 0,103 0,185 0,207 0,097 0,110 0,196 4,922 6,291 8,727 9,022 7,600 9,709 7,071

320 246 629 318 270 281 658 16,6 16,2 56,7 29,4 25,0 25,4 48,4 8,3 8,2 27,4 15,0 12,4 12,5 21,8 0,063 0,059 0,187 0,101 0,080 0,074 0,123 5,191 6,566 9,003 9,238 9,246 9,035 7,348

41 56 199 151 303 332 530 2,3 3,8 22,6 13,7 28,8 27,6 38,1 1,2 2,0 12,2 6,6 15,8 14,3 19,0 0,009 0,015 0,084 0,044 0,100 0,085 0,110 5,611 6,738 11,352 9,075 9,516 8,323 7,192

35 223 343 331 206 357 584 2,0 15,6 41,9 27,9 19,2 25,2 42,4 0,8 7,3 26,1 13,8 11,9 14,8 20,8 0,006 0,050 0,170 0,088 0,076 0,087 0,115 5,798 6,996 12,224 8,439 9,312 7,054 7,263

80 318 273 54 354 503 679 5,1 22,9 31,8 5,1 22,8 31,6 51,1 2,7 12,1 23,4 2,2 13,4 18,8 23,1 0,018 0,079 0,151 0,013 0,082 0,105 0,122 6,370 7,203 11,630 9,500 6,450 6,287 7,525

1.632 2.154 3.656 3.882 2.409 4.409 5.951 83,6 138,2 344,1 347,9 205,9 353,7 431,1 38,6 71,3 202,0 208,0 108,1 199,1 228,5 0,025 0,043 0,114 0,113 0,058 0,098 0,107 5,121 6,416 9,413 8,964 8,547 8,022 7,244

Años 98 a 04

VOLUMEN ECONÓMICOM€

COSTE TOTALM€

COSTE MEDIO UNITARIOc€/kWh

PRECIO MEDIOc€/kWh

ENERGÍAGWh

RESOLUCIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICAS

98

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

GWh

ENERGÍA DIARIA ASIGNADA POR RESTRICCIONES TÉCNICAS

99 00 01 02 03 04 05

Energía diaria Línea de tendencia

Años 98 a mar 05

El número de horas que cada tecnología ha marcado el preciomarginal, agrupando los datos por semanas desde el comienzo delmercado de producción, se refleja en el gráfico superior izquierdo.

La incidencia de las restricciones técnicas sobre el mercado desde el1 de enero de 1998 ha pasado por diversos niveles, como refleja elgráfico superior derecho. En los períodos estivales se incrementasignificativamente la energía involucrada en la solución de restricciones

técnicas. Así en agosto de 1998 fue un 3,40% de la correspondiente almercado diario, 4,08% en julio de 1999, 3,50% en julio de 2000,3,87% en agosto de 2001, 2,41% en agosto del 2002, 2,84% en juniode 2003 y 5,52% en julio de 2004. En los meses invernales seincrementa en menor proporción excepto en enero de 2003, que fueun 3,23%. En diciembre de 2004 ha supuesto un 3,9% de la energíanegociada en el mercado diario y un 2,9% en todo el año 2004.

107

Análisis del margen de reserva de producción de ener-gía eléctrica en el mercado diario

El margen de reserva de producción de energía eléctrica puedeevaluarse en el mercado diario mediante la determinación del conjuntode ofertas de venta de los productores que no han resultado casadas,ya que constituye la energía disponible en exceso sobre la demanda deelectricidad casada. La consideración del margen de reserva de unmercado es un factor esencial para la correcta formación de precios.La consideración como margen de reserva de las energías ofertadas yno casadas depende del tipo de tecnología así como de la posibilidadde uso permanente de dicha energía.

En el análisis siguiente se consideran tres hipótesis de evaluación dela reserva de producción de energía eléctrica u oferta residual,indicándose en las mismas horas la producción disponible y lademanda agregada. Se entiende por demanda agregada el total deenergía casada, y por oferta residual la diferencia entre la oferta deproducción disponible y la oferta de producción casada en cada hora.

Hipótesis 1, oferta de energía residual total, donde se considera laproducción de energía eléctrica disponible como el total de energíaofertada en cada una de las horas del período septiembre 1998-marzo2005.

GWh

40

35

30

25

20

15

10

5

0

OFERTA DE ENERGÍA RESIDUAL - HIPÓTESIS 3

05

Producción disponible Demanda agregada Oferta residual

98 99 00 01 02 03 04

sep 98 a mar 05


05


98 99 00 01 02 03 04

GWh

40

35

30

25

20

15

10

5

0

sep 98 a mar 05


98 99 00 01 02 03 04 05


GWh

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

sep 98 a mar 05


108

Hipótesis 2, oferta de energía residual térmica e internacional, endonde se descuenta de la producción de energía eléctrica disponibleconsiderada en la hipótesis 1, el total de energía ofertada provenientede centrales hidráulicas, para cada una de las horas del períodoseptiembre 1998-marzo 2005, no considerando como reservapermanente el excedente de potencia horaria hidráulica. Es, por tanto,una hipótesis conservadora, especialmente en el caso en que elproducible hidroeléctrico sea alto o medio.

Hipótesis 3, oferta residual térmica e internacional límite, en dondese descuenta de la producción de energía eléctrica disponibleconsiderada en la hipótesis 2, el total de energía ofertada provenientede ofertas a un precio superior a 9,015 c€/kWh, cifra convencionalque se corresponde con el 50% del precio instrumental, y que no hansido asignadas en el día en el proceso de solución de restriccionestécnicas, para cada una de las horas del período septiembre 1998-marzo 2005.

El análisis de la evolución del margen de reserva conjuntamente conel análisis de la evolución de los precios es un factor relevante eindicativo de la sensibilidad de los precios a la situación de abundanciao escasez relativa de la producción en exceso sobre la casada. En elmercado diario se produce una elevada correlación inversa entre elmargen de reserva de producción de energía eléctrica y el precio de

16

14

12

10

8

6

4

2

0

PRECIOS DEL MERCADO Y OFERTA RESIDUAL - HIPÓTESIS 2

98 99 00 01 02 03 04 05

20

16

12

8

4

0

Precio mercado L. tendencia Oferta residual L. tendencia

c€/kWh GWhsep 98 a mar 05

16

14

12

10

8

6

4

2

0


98 99 00 01 02 03 04 05

Precio mercado L. tendencia Oferta residual

20

16

12

8

4

0

L. tendencia


16

14

12

10

8

6

4

2

0


98 99 00 01 02 03 04 05

Precio mercado L. tendencia Oferta residual

30

25

20

15

10

5

0

L. tendencia


109

dicha energía, como figura en los gráficos anteriores para las hipótesisanteriores y los períodos coincidentes.

5.3 Mercado Intradiario

El mercado intradiario inició su funcionamiento el día 1 de abril de1998. Durante los tres primeros meses la contratación se realizó endos sesiones. A partir de julio de 1998 y hasta el día 15 de septiembredel mismo año el mercado contó con cuatro sesiones. Desde estafecha incorporó cinco sesiones hasta el día 8 de marzo de 1999, enque se añadió la sexta sesión. El mercado ha funcionado en todas lassesiones de todos los días.

Las características de las ofertas han sido las siguientes:

• La contratación en este mercado por parte de las unidades deproducción ha sido muy superior a la correspondiente a las unidadesde adquisición.

• El mercado ha solucionado adecuadamente las indisponibilidades delos grupos y las infactibilidades derivadas de procesos de asignaciónde energía anteriores al mercado intradiario.

• El número de ofertas es muy numeroso, si bien el de ofertas casadases más reducido. Debe tenerse en cuenta que en este mercadopuede realizarse más de una oferta por unidad de producción oadquisición.

El precio medio en el mercado intradiario ha sido en 2004 de 2,868c€/kWh y el ponderado de 2,999 c€/kWh, lo que supone undescenso del 0,2% y un aumento del 5,4% respectivamente, respectoal año anterior. En el mes de diciembre se observa un aumento delprecio medio ponderado respecto al mes anterior, alcanzando el valorde 3,555 c€/kWh. La diferencia entre los precios máximos y mínimoses generalmente superior a la del mercado diario, produciéndose endeterminados períodos una volatilidad significativa.

La energía liquidada del mercado intradiario incluye el desglose delas unidades de producción en régimen especial.

Del estudio de las diferencias entre el precio máximo y el mínimo decada día, se observa que un 0,5% de los días la diferencia es menorque 1 c€/kWh, el 34,2% de los días esta diferencia se sitúa entre 2 y3 c€/kWh y el 53,0% de los días es superior a 3 c€/kWh.

Las unidades de adquisición tienen una presencia todavía escasa,sobre todo en el caso de los distribuidores, cuyo peso es mayoritarioen el conjunto de unidades de adquisición. Ello podría ser debido al

7

6

5

4

3

2

1

0

c€/kWh

1,647 1,541 1,448 1,753 1,808 2,054 1,867 2,307 2,437 1,8732,138 2,630 2,723 2,232 2,426 2,541 2,552 2,254 2,629 2,401 2,579 2,564 2,4733,193 3,474 3,987 3,080 2,319 2,528 2,744 2,662 3,858 3,987 3,453 1,954 3,1041,830 1,810 1,678 1,811 2,485 3,369 3,409 3,025 3,620 3,787 3,488 5,133 2,9656,927 3,806 3,415 3,723 3,725 4,118 4,500 2,962 3,712 3,386 2,845 1,854 3,7301,911 2,547 2,518 2,017 2,522 3,722 3,841 3,828 3,856 3,324 2,323 1,989 2,8752,362 2,491 3,033 2,336 2,465 2,918 2,780 2,757 3,579 3,076 3,177 3,393 2,868

98990001020304



PRECIO MEDIO DEL MERCADO INTRADIARIO

7

6

5

4

3

2

1

0

c€/kWh

98990001020304



PRECIO PONDERADO DEL MERCADO INTRADIARIO

1,829 1,723 1,557 1,776 1,938 2,041 1,907 2,413 2,513 2,1212,219 2,678 2,649 2,246 2,359 2,507 2,473 2,265 2,543 2,219 2,439 2,489 2,4253,143 3,433 4,020 2,914 2,311 2,501 2,743 2,681 4,012 4,122 3,463 2,020 3,0641,957 1,882 1,743 1,947 2,579 3,400 3,501 3,129 3,694 4,048 3,684 4,814 3,0486,429 3,761 3,522 3,837 3,730 4,191 4,405 2,865 3,774 3,500 2,916 1,824 3,6041,924 2,599 2,424 2,095 2,693 3,788 3,908 3,820 3,917 3,417 2,369 2,054 2,8452,374 2,457 3,135 2,368 2,508 3,008 2,860 2,787 3,653 3,164 3,329 3,555 2,999

110

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

3,49 3,13 4,02 5,18 5,05 9,73 10,35 19,50 21,74 9,1416,87 19,27 22,72 15,33 12,80 14,11 20,00 16,98 18,00 18,11 16,81 21,05 17,6832,33 26,63 32,05 26,71 23,98 22,45 24,46 26,38 37,10 39,97 33,89 25,96 29,3324,56 20,48 26,41 16,82 22,56 38,70 49,16 50,57 53,59 53,31 48,40 46,70 37,6146,56 27,06 39,90 41,04 31,63 45,24 49,68 32,31 44,93 40,98 31,11 25,37 37,9931,32 43,60 35,27 22,10 32,07 50,20 59,43 47,04 49,82 45,83 37,92 50,52 42,1849,40 48,98 51,66 26,54 31,52 52,70 76,82 64,97 87,85 78,25 81,96 97,71 62,30

98990001020304



M€

MERCADO INTRADIARIO: VOLUMEN ECONÓMICO

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

98990001020304



GWh

ENERGÍA DEL MERCADO INTRADIARIO

191 182 258 292 260 477 543 808 865 431 761 720 858 683 543 563 809 750 708 816 689 846 7291.029 776 797 917 1.038 898 892 984 925 970 979 1.285 9571.255 1.088 1.515 864 875 1.138 1.404 1.616 1.451 1.317 1.314 970 1.234 724 720 1.133 1.070 848 1.080 1.128 1.128 1.191 1.171 1.067 1.391 1.054

1.628 1.678 1.455 1.056 1.191 1.325 1.521 1.231 1.272 1.341 1.601 2.459 1.4842.081 1.993 1.648 1.120 1.257 1.752 2.686 2.332 2.405 2.473 2.462 2.748 2.077


111

GWh

98 99 00 01 02 03 04 05

Años 98 a mar 05

140120100

80604020

0-20-40-60-80

-100-120-140

VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO

U. Adquisición U. Bombeo U. Producción

Venta

Compra

desconocimiento en tiempo útil de su coste de los desvíos y de lasdificultades de previsión de la demanda.

El volumen de contratación en el mercado intradiario ha ascendidoen el año 2004 a 748 M€ y 24.956 GWh, un 47,8% y un 40,2% másque el año anterior respectivamente.

En el año 2004, la energía negociada en el mercado intradiario sesitúa en torno al 12,4% de la energía del mercado diario. En términosde volumen económico negociado fue el 147,8% del año anterior.

La energía negociada por comercializadores y consumidorescualificados representa, para el conjunto del período, el 18,7% de laenergía total negociada en este mercado, y el 55,8% de la energíanegociada por las unidades de adquisición, habiendo seguido unatendencia creciente desde la creación del mercado intradiario.

5.4 Procesos de operación técnica del sistema

Durante el año 2004, los procesos de operación técnica gestionadospor el operador del sistema, gestión de desvíos y servicioscomplementarios, han requerido la contratación de una potenciahoraria media mensual de banda por valor de 1.234 MW, y unacontratación mensual media de energía por valor de 709 GWh. Envolumen económico, estos servicios han supuesto una contratación de

131 M€ para la banda y de 276 M€ para retribuir a las energías degestión de desvíos y servicios complementarios. El coste de estosservicios para el consumidor ha sido de 263 M€. No obstante, comofigura en los cuadros siguientes, las variaciones de los diferentesprocesos y en los distintos meses son significativas.

El volumen de energía necesario para la operación técnica delsistema se sitúa en el 4,0% del conjunto de la energía contratada enel mercado de producción.

Este volumen de energía se corresponde con la diferencia entre losprogramas horarios resultado de la contratación en las diferentessesiones del mercado y la oferta-demanda de energía en tiempo real.Es decir, son las energías necesarias para garantizar la igualdad deflujos de oferta y demanda dentro de cada período horario.

El volumen de energía que corresponde a los desvíos es significativoaunque se trata de cifras que se encuentran dentro de los márgenesde error en las previsiones de la demanda.

La energía utilizada en los procesos de operación técnica del sistemase sitúa para el año 2004 en 8.512 GWh por importe de 273 M€, loque supone un aumento del 2,5% en energía y del 12,7% en volúmeneconómico, con respecto al año 2003.

El precio medio de venta de energía para el año 2004 en el conjuntode los procesos de operación técnica ha sido de 4,844 c€/kWh, frente

Años 98 a mar 05Precio medio ponderado: 3,101 c€/kWhVolumen total de negocio: 3.132 M€

98

12

10

8

6

4

2

0

c€/kWh

PRECIOS EN EL MERCADO INTRADIARIO

99 00 01 02 03 04 05

Precio medio Volumen negociado

M€

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0


112


AgoSepOctNovDic

Total

Años 98 a 04

785 605 621 646 719 857 673 14,8 21,4 21,2 7,1 75,0 22,1 15,3 11,6 16,4 7,7 11,6 42,7 17,9 8,2 0,057 0,079 0,035 0,057 0,175 0,088 0,038 3,723 5,228 4,294 3,716 13,740 5,542 4,083 0,703 0,602 1,436 0,465 2,961 0,686 1,579

374 428 372 459 438 621 550 8,1 8,6 10,7 7,3 16,9 16,7 15,6 5,3 7,6 5,9 7,5 5,9 9,3 6,6 0,027 0,040 0,026 0,042 0,025 0,047 0,033 3,682 3,815 4,326 3,857 4,918 4,164 4,015 0,708 0,807 1,603 0,543 2,209 1,199 1,670

420 433 489 496 720 657 731 10,7 10,9 23,0 7,6 24,9 13,5 21,5 4,6 5,2 10,0 7,5 8,9 9,0 9,8 0,019 0,028 0,049 0,038 0,040 0,043 0,046 3,535 3,634 6,094 4,073 4,338 4,170 4,782 1,019 1,165 2,028 0,558 2,012 0,927 2,035

508 468 421 428 622 643 671 13,5 9,1 12,1 8,5 23,8 11,3 15,8 6,1 6,1 6,0 4,6 7,0 5,9 6,2 0,032 0,033 0,030 0,027 0,025 0,032 0,032 3,506 3,274 4,810 3,112 4,721 2,739 3,437 0,855 0,970 1,587 0,983 1,955 1,011 1,628

368 527 445 528 570 794 613 7,1 11,1 13,4 15,4 19,4 24,7 18,2 2,8 5,9 5,9 6,4 7,5 11,4 6,2 0,014 0,028 0,031 0,031 0,029 0,060 0,031 2,751 3,402 4,009 4,045 5,076 4,627 3,567 0,646 1,025 1,165 1,246 2,054 1,035 1,726

427 397 517 539 736 731 893 8,0 9,5 13,2 19,1 45,5 33,6 35,7 4,0 3,1 6,8 8,0 25,8 14,7 16,5 0,022 0,017 0,033 0,037 0,112 0,068 0,080 2,702 3,072 4,056 5,146 9,079 6,049 5,421 0,626 1,402 1,195 1,709 2,236 1,727 1,568

398 541 434 561 649 669 818 10,8 15,8 11,4 19,9 31,2 28,9 30,2 4,9 5,1 5,1 7,5 16,0 10,9 17,8 0,018 0,024 0,024 0,033 0,061 0,046 0,078 3,651 3,514 3,897 4,846 7,163 5,477 5,767 0,820 1,205 1,685 1,791 2,298 2,062 1,169

653 497 632 687 887 646 773 13,6 10,3 19,9 23,6 23,8 26,1 29,8 10,9 5,9 8,5 10,9 19,2 14,3 15,9 0,058 0,028 0,041 0,056 0,089 0,064 0,078 3,750 3,328 4,022 4,677 5,052 6,299 5,421 0,465 0,969 1,405 1,533 1,209 1,949 1,483

510 434 654 557 710 627 700 10,2 11,0 29,2 23,4 32,6 23,6 26,1 7,8 5,1 12,2 9,6 16,4 10,0 12,2 0,037 0,024 0,054 0,046 0,068 0,047 0,052 3,720 3,816 5,648 5,819 6,226 5,550 5,650 0,664 1,248 1,877 2,132 1,758 2,106 1,611

438 390 549 562 599 695 675 13,4 8,5 28,3 24,7 17,8 18,8 21,9 7,4 4,3 13,2 9,8 11,4 11,1 10,8 0,033 0,020 0,069 0,048 0,044 0,055 0,052 4,259 3,613 6,374 5,835 5,206 4,848 4,951 0,741 1,137 2,231 2,232 1,486 1,653 1,489

435 530 487 657 679 613 661 16,1 14,7 21,8 30,0 22,8 10,3 21,4 9,8 4,2 10,1 14,2 13,0 7,0 9,1 0,042 0,021 0,050 0,070 0,047 0,033 0,039 5,333 3,411 5,874 5,901 4,799 3,383 4,661 0,742 1,098 1,589 1,919 1,538 1,243 1,577

635 592 610 975 893 755 753 30,9 11,4 14,7 106,6 13,8 14,9 24,2 22,0 7,7 11,1 66,5 11,8 8,4 12,2 0,099 0,036 0,052 0,308 0,051 0,040 0,055 7,055 3,459 4,039 13,036 3,823 3,567 4,895 0,646 0,990 0,535 2,818 0,639 1,252 1,820

5.951 5.843 6.230 7.095 8.220 8.308 8.512 157,3 142,2 218,8 293,3 347,2 244,6 275,7 97,2 76,4 102,5 164,1 185,6 130,0 131,6 0,039 0,032 0,041 0,069 0,065 0,052 0,051 4,129 3,691 4,881 6,542 6,541 4,906 4,844 0,696 1,027 1,479 1,336 1,678 1,335 1,624

98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04

COSTES DE LAS ENERGIAS UTILIZADAS EN LOS PROCESOS DE OPERACION TECNICA DEL SISTEMA

VOLUMEN ECONOMICOM€

COSTE TOTALM€


PRECIO MEDIO A SUBIRc€/kWh

PRECIO MEDIO A BAJARc€/kWh

ENERGIAGWh


AgoSepOctNovDic

Total

Años 98 a 04

920 1.166 1.268 1.243 1.130 1.212 1.254 7,5 7,8 4,7 16,8 16,0 12,0 8,7 0,055 0,052 0,029 0,102 0,092 0,068 0,049 1,098 0,895 0,502 1,813 1,897 1,333 0,938

951 1.180 1.206 1.259 1.123 1.241 1.262 7,6 2,2 3,3 14,3 8,7 12,1 4,3 0,062 0,016 0,023 0,098 0,059 0,072 0,025 1,194 0,280 0,396 1,690 1,158 1,452 0,492

984 1.136 1.223 1.246 1.107 1.207 1.267 6,0 1,1 5,5 18,9 5,4 12,3 4,1 0,047 0,008 0,037 0,124 0,036 0,074 0,022 0,814 0,134 0,606 2,045 0,661 1,371 0,500

979 1.113 1.160 1.231 1.108 1.191 1.226 15,3 1,1 4,9 2,9 6,9 8,1 2,6 0,125 0,009 0,036 0,022 0,047 0,055 0,016 2,165 0,131 0,587 0,331 0,861 0,948 0,295

1.006 1.074 1.167 1.209 1.150 1.195 1.218 18,0 1,0 2,2 2,1 14,2 7,5 3,0 0,148 0,008 0,016 0,014 0,095 0,048 0,018 2,400 0,128 0,258 0,231 1,664 0,847 0,334

1.051 1.125 1.150 1.201 1.163 1.209 1.236 9,9 1,3 1,7 3,9 16,4 16,5 6,0 0,078 0,010 0,012 0,026 0,105 0,095 0,034 1,309 0,158 0,205 0,447 1,957 1,895 0,674

1.029 1.151 1.160 1.184 1.174 1.211 1.250 19,9 0,9 1,6 5,5 28,3 16,0 8,7 0,142 0,006 0,011 0,034 0,170 0,086 0,045 2,594 0,108 0,190 0,619 3,241 1,780 0,937

1.012 1.124 1.148 1.200 1.147 1.177 1.208 35,3 1,7 2,0 6,7 32,5 18,0 13,9 0,278 0,013 0,014 0,043 0,214 0,101 0,078 4,686 0,205 0,229 0,745 3,802 2,058 1,544

975 1.125 1.196 1.205 1.097 1.176 1.211 5,7 2,3 5,3 7,2 28,6 16,2 24,1 0,043 0,017 0,036 0,049 0,185 0,096 0,136 0,808 0,290 0,633 0,832 3,620 1,914 2,769

1.064 1.119 1.178 1.216 1.117 1.185 1.195 3,4 2,4 6,1 6,8 25,0 20,8 21,5 0,026 0,017 0,042 0,046 0,159 0,123 0,126 0,424 0,285 0,695 0,752 3,004 2,356 2,410

1.130 1.193 1.221 1.243 1.157 1.215 1.226 8,4 2,8 5,4 4,9 10,0 16,8 18,1 0,063 0,019 0,036 0,031 0,064 0,100 0,101 1,036 0,329 0,618 0,548 1,202 1,924 2,051

1.100 1.241 1.204 1.169 1.197 1.246 1.263 27,9 4,0 14,5 15,2 15,2 11,9 16,3 0,189 0,027 0,094 0,089 0,093 0,067 0,087 3,414 0,437 1,619 1,753 1,703 1,287 1,737

1.017 1.145 1.190 1.217 1.139 1.205 1.234 164,8 28,7 57,3 105,2 207,2 168,4 131,4 0,105 0,017 0,032 0,058 0,110 0,083 0,061 1,849 0,286 0,550 0,987 2,075 1,595 1,225

98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04

COSTE FIJO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA

VOLUMEN ECONÓMICOM€


PRECIO MEDIO PONDERADOc€/kWh

POTENCIA MEDIA BANDAMW

a 4,906 c€/kWh del año anterior. El precio medio para las energíasrecompradas al sistema se situaron en 1,624 c€/kWh en el año 2004frente a 1,335 c€/kWh del 2003.

La repercusión de estos procesos sobre el precio medio horario finalponderado, incorporando el coste fijo de regulación y el coste de lasolución de las restricciones técnicas, asciende a 0,226 c€/kWh en elaño 2004, un 10,3% inferior al correspondiente al año 2003.

5.5 Precio horario final

El valor económico de la energía contratada en el mercado deelectricidad, que depende para cada agente de las transacciones quehaya realizado en los distintos mercados y procesos, de los costes desus desvíos, y de la aplicación de los cobros o pagos por garantía depotencia, constituye una referencia fundamental en el mercado de

113

electricidad a la que se denomina precio final y que se determina concarácter horario para cada agente como resultado de la liquidación.

5.5.1 Garantía de potencia

El coste por garantía de potencia se calculaba durante 1998 deacuerdo con la orden de 29 de diciembre de 1997, que desarrollaalgunos aspectos del Real Decreto 2019/1997.

La orden antes citada fue modificada por la de 17 de diciembre de1998. Como consecuencia de dicha orden se producían dos cambiossustanciales:

• Los consumidores cualificados, comercializadores y agentesexternos conocen previamente su pago por garantía de potencia encada hora.

• Las distribuidoras tienen un precio único horario cada mes.

El Real Decreto 2066/1999 por el que se establece la tarifa para elaño 2000 dispuso en su artículo 1º que el valor de 0,7813 c€/kWhque se aplicaba para el cálculo del importe mensual a cobrar porgarantía de potencia tomaría el valor de 0,6912 c€/kWh desde el 1de enero de 2000. El Real Decreto Ley 6/2000, de 23 de junio,sustituyó este valor por el de 0,4808 c€/kWh desde el 1 de julio de2000, además de alterar los criterios de cobros y pagos por elconcepto de garantía de potencia, si bien su aplicación quedaba sujetaa un posterior desarrollo reglamentario.

Los consumidores cualificados, comercializadoras y agentesexternos tienen un pago por garantía de potencia más reducido quelos distribuidores. La variación del coste por garantía de potencia en2004 teniendo en cuenta las diferentes tarifas fue la siguiente: ennoviembre tomó el valor máximo de 0,295 c€/kWh y en agosto tomóun valor de 0 c€/kWh. Los distribuidores, por su parte, tienen unprecio medio que varía entre el mínimo de 0,568 c€/kWh en enero de2004 y el máximo de agosto de 0,774 c€/kWh.

A su vez, el ingreso por garantía de potencia para las unidades deproducción en régimen ordinario depende de la disponibilidad de lasmismas y su aplicación difiere para centrales térmicas y para centraleshidráulicas. Las unidades de producción de régimen especial queacuden al mercado organizado a vender su energía tenían un derechode cobro por garantía de potencia de 0,9015 c€/kWh producido,hasta el 27 de marzo de 2004. A partir de esa fecha su retibución esigual a la del régimen ordinario.

5.5.2 Desvíos del programa final

El desvío del programa final en cada período de programación es ladiferencia entre el programa final y la medida del contador elevada abarras de central.

Durante el año 2004 no se han recibido medidas firmes completasde ningún mes, lo que no ha permitido realizar liquidaciones conmedidas a todos los agentes desde abril de 2002.

Los datos de medición permiten conocer la magnitud de los desvíosy el coste unitario de los mismos:


AgoSepOctNovDic

Total

98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04

Años 98 a 04

121,3 110,7 107,4 74,3 79,4 80,0 80,0 0,886 0,741 0,662 0,454 0,458 0,450 0,448 0,322 0,289 0,296 0,294 0,297 0,278 0,908 0,802 0,808 0,552 0,561 0,548 0,568 0,450 0,412 0,394 0,270 0,308 0,278 0,250

111,1 101,6 93,6 66,6 68,1 76,1 79,5 0,905 0,751 0,663 0,459 0,458 0,456 0,452 0,317 0,292 0,292 0,300 0,304 0,289 0,918 0,821 0,834 0,561 0,565 0,547 0,569 0,464 0,441 0,374 0,272 0,298 0,294 0,270

100,7 103,4 97,4 68,8 69,5 74,6 82,9 0,787 0,759 0,660 0,453 0,456 0,451 0,446 0,118 0,117 0,114 0,113 0,111 0,121 0,797 0,863 0,916 0,669 0,655 0,658 0,680 0,398 0,426 0,382 0,270 0,286 0,270 0,271

83,2 93,4 88,1 60,6 67,2 66,4 70,4 0,684 0,760 0,654 0,460 0,455 0,451 0,434 1,291 0,112 0,103 0,111 0,119 0,116 0,113 0,699 0,904 0,908 0,666 0,671 0,672 0,706 0,337 0,398 0,357 0,245 0,289 0,246 0,252

82,4 97,5 91,5 67,1 67,4 71,0 74,4 0,679 0,753 0,651 0,466 0,451 0,450 0,441 1,336 0,100 0,102 0,110 0,103 0,101 0,102 0,693 0,921 0,939 0,682 0,705 0,690 0,737 0,320 0,396 0,366 0,258 0,282 0,254 0,268

95,2 101,9 95,2 70,1 70,2 78,8 79,3 0,750 0,758 0,655 0,463 0,452 0,453 0,444 1,148 0,105 0,103 0,106 0,099 0,101 0,107 0,759 0,932 0,945 0,689 0,699 0,669 0,733 0,377 0,422 0,379 0,282 0,297 0,294 0,280

109,3 111,5 69,2 72,9 75,1 84,3 86,1 0,782 0,757 0,459 0,461 0,452 0,453 0,445 1,222 0,116 0,108 0,119 0,122 0,120 0,117 0,797 0,946 0,640 0,678 0,690 0,673 0,718 0,418 0,442 0,267 0,280 0,299 0,281 0,282

75,4 100,1 65,4 70,3 67,1 80,2 78,8 0,593 0,749 0,456 0,458 0,443 0,449 0,441 0,643 0,000 0,005 0,006 0,003 0,001 0,000 0,610 0,946 0,661 0,699 0,714 0,685 0,774 0,292 0,398 0,251 0,271 0,259 0,264 0,258

99,3 102,0 67,4 67,3 69,6 76,0 79,7 0,754 0,736 0,460 0,455 0,450 0,451 0,449 0,749 0,106 0,103 0,101 0,104 0,106 0,106 0,766 0,968 0,654 0,690 0,690 0,691 0,738 0,402 0,415 0,282 0,276 0,280 0,262 0,278

92,7 99,8 65,9 68,1 69,9 75,7 75,4 0,719 0,735 0,461 0,458 0,445 0,449 0,441 0,708 0,109 0,116 0,121 0,120 0,117 0,109 0,729 0,991 0,651 0,683 0,690 0,694 0,753 0,366 0,395 0,265 0,284 0,262 0,263 0,258

112,9 109,0 69,8 72,2 69,9 75,8 81,2 0,850 0,752 0,460 0,462 0,446 0,453 0,452 0,886 0,303 0,293 0,297 0,278 0,293 0,295 0,866 0,926 0,560 0,563 0,571 0,567 0,581 0,455 0,426 0,279 0,295 0,265 0,260 0,280

115,5 113,9 69,2 78,4 72,4 80,1 84,5 0,783 0,748 0,447 0,458 0,443 0,454 0,451 1,019 0,288 0,262 0,267 0,257 0,288 0,280 0,803 0,912 0,562 0,556 0,563 0,558 0,577 0,450 0,426 0,257 0,309 0,243 0,261 0,271

1.199 1.245 980,1 836,7 845,9 919,2 952,1 0,766 0,750 0,557 0,459 0,451 0,452 0,445 0,843 0,160 0,157 0,159 0,158 0,161 0,157 0,781 0,907 0,755 0,637 0,645 0,636 0,674 0,394 0,416 0,321 0,276 0,281 0,269 0,268

GARANTÍA DE POTENCIA

MERCADO LIBRECOSTE MEDIO UNITARIO c€/kWh INGRESO UNITARIO

c€/kWhVOLUMEN ECONÓMICO

M€ CONJUNTO MERCADO DISTRIBUIDORES


114

• Del análisis de la energía de desvíos entre los valores de consumo oproducción medidos y el programa contratado, cabe resaltar que el valormedio ponderado del porcentaje de los desvíos en valor absoluto sobrelo contratado fue en el año 1998 del 2,9%, en 1999 se situó en el 3,6%,en 2000 en el 6,1%, en 2001 en el 6,4% y en los tres primeros mesesde 2002 en el 5,1%.

• El valor medio del porcentaje de desvío de los generadores respectoa su contratación ha sido de 1,7% en 1998, de un 1,3% en 1999,de un 1,0% en 2000, de un 0,8% en 2001 y de un 0,8% en los tresprimeros meses de 2002. Hay que indicar que los desvíos de losgeneradores se mantienen en valores porcentualmente bajos, entorno al 1,0% sobre lo contratado, a excepción de los meses deenero y febrero de 1998 en los que los desvíos fueronsingularmente elevados debido a la inmadurez del mercado.

• Para los distribuidores el porcentaje de desvío fue de un 4,1% en1998, de un 5,2% en 1999, de un 5,6% en 2000, de un 6,3% en2001 y de un 5,7% en los tres primeros meses de 2002.

• Los desvíos de los comercializadores, consumidores cualificados yagentes externos son los más elevados, siendo el valor medio delporcentaje de desvío respecto a su contratación en el mercado deun 9,5% en 1998, alcanzando un 11,7% en 1999, un 6,4% en

2000, un 6,1% en 2001 y un 4,4% en los primeros tres meses de2002. El desvío en valor absoluto es lógicamente muy diferente delos primeros meses a la actualidad ya que su volumen decontratación se ha incrementado considerablemente. El desvíoporcentual respecto de la contratación se mantiene aún en valoreselevados, con máximos del 59,7% en julio de 1998 y mínimos de3,5% en febrero de 2002.

En los gráficos de la página siguiente figura el desvío en valorabsoluto total y en porcentaje sobre el programa contratado paracada actividad.

La media mensual ponderada del sobrecoste de los desvíos medidosno alcanza 0,6 c€/kWh. No obstante, ha habido algunas excepciones,en especial en el mes de diciembre de 1998, en el mes de enero de1999, los meses de marzo, septiembre y octubre de 2000, en losmeses de noviembre y diciembre de 2001 y en el mes de enero de2002, que en algunos casos ha coincidido con un importe total delsobrecoste a pagar por los desvíos especialmente elevado.

En los meses en los que aún no se disponía de medidas definitivas ala fecha de cierre de las liquidaciones incorporadas en este informe,desde abril de 2002, el importe total a pagar como sobrecoste por losdesvíos de las medidas provisionales es inferior al del año anterior.

EneFebMarAbrMayJunJulAgoSepOctNovDicMedia

0,060 0,321 1,040 0,068 0,671 2,332 0,052 0,501 1,365 0,097 0,572 1,652 0,032 1,092 8,055

0,045 0,295 1,027 0,032 0,335 1,149 0,047 0,415 1,210 0,046 0,416 1,383 0,001 0,264 1,022

0,073 0,301 0,900 -0,022 0,277 0,885 0,082 0,568 2,250 0,049 0,384 1,196 0,029 0,329 1,041

0,045 0,410 1,274 -0,010 0,413 1,183 0,024 0,360 1,206 0,004 0,179 0,685

0,022 0,225 0,936 0,023 0,390 1,051 0,043 0,330 1,018 0,008 0,262 1,005

-0,078 0,216 0,893 -0,003 0,194 0,599 0,035 0,334 0,992 0,003 0,246 1,047

-0,006 0,413 1,198 -0,024 0,197 0,804 0,021 0,246 0,797 -0,013 0,226 1,081

0,058 0,860 2,040 0,037 0,452 1,151 0,063 0,406 1,364 0,009 0,395 1,321

0,070 0,696 1,475 0,055 0,449 1,333 0,068 0,755 2,701 0,018 0,446 1,560

0,012 0,630 1,938 0,061 0,374 1,025 0,077 0,698 2,795 0,013 0,465 1,581

-0,042 0,469 1,510 -0,011 0,320 1,039 0,033 0,497 1,957 0,013 0,460 2,375

0,089 1,127 4,010 0,026 0,458 1,357 0,039 0,500 1,694 0,127 1,835 11,306

0,036 0,436 1,502 0,014 0,358 1,163 0,047 0,445 1,640 0,018 0,389 1,667 0,017 0,416 3,206

Años 98 a Mar 02

c€/kWh

SOBRECOSTES POR DESVÍOS

98≥ 90% ≥ 50% ≥ 10%

99≥ 90% ≥ 50% ≥ 10%

00≥ 90% ≥ 50% ≥ 10%

01≥ 90% ≥ 50% ≥ 10%

02≥ 90% ≥ 50% ≥ 10%

115

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0

DESVÍOS MEDIDOS DE LA GENERACIÓN%

500450400350300250200150100

500

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

GWh

98 99 00 01 02

Años 98 a Mar 02

8

7

6

5

4

3

2

1

0

DESVÍOS MEDIDOS DE LA DISTRIBUCIÓN%

900800700600500400300200100

0Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

GWh

98 99 00 01 02

Años 98 a mar 02

60

50

40

30

20

10

0

DESVÍOS MEDIDOS DE LA COMERCIALIZACIÓN, CLIENTES Y AGENTES EXTERNOS%

400

350

300

250

200

150

100

50

0Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

GWh

98 99 00 01 02

Años 98 a mar 02


116

Destaca el elevado coste de los desvíos de diciembre de 2001 y eneroy junio de 2002.

En cuanto a la distribución estadística del sobrecoste unitario quehan de pagar los desvíos, el gráfico adjunto muestra el porcentaje deltotal de casos, desde enero de 1998 a marzo de 2002, en que elsobrecoste se ha situado dentro de un intervalo dado. Como se puedeapreciar, ha habido casos en los que el sobrecoste ha sido negativoaunque con muy baja ocurrencia, como también lo son los valores porencima de 3 c€/kWh. El valor más probable se situa en torno a 0,4c€/kWh. El cuadro que figura en la página 114 refleja el sobrecostepor desvíos y muestra cómo se distribuyen los sobrecostes unitarios decada mes. La primera columna muestra el valor que es superado en un90% de los casos, la segunda el valor medio y la tercera el valor quees superado sólo en un 10% de los casos.

5.5.3 Medidas de generación

Durante el año 2004 se recibieron las medidas de abril a diciembrede 2002, aunque las de algunos comercializadores tienen relación conun recurso en la CNE. El envío de las medidas del mes de abril yposteriores estaban afectadas por el Real Decreto 385/2002 en el quese establece que el encargado de la lectura es el distribuidor.

La puesta en funcionamiento de los sistemas informáticos precisospara la recepción, proceso y envío de las medidas ha supuesto una

interrupción en el envío de las mismas que ha tenido comoconsecuencia que las medidas de abril a diciembre de 2002 se hayanrecibido a partir de marzo de 2004.

5

4

3

2

1

0

98 99 00 01 02

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Años 98 a mar 02

SOBRECOSTES MEDIO DESVÍOS MEDIDOS

c€/kWh

98 99 00 01 02 03 04

Años 98 a dic 04Incremento 04: -9,6%

60

50

40

30

20

10

0

M€

SOBRECOSTES TOTAL DESVÍOS MEDIDOS

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Años 98 a mar 02

-2,4

-2,1

-1,8

-1,5

-1,2

-0,9

-0,6

-0,3 0

0,3

0,6

0,9

1,2

1,5

1,8

2,1

2,4

2,7 3

3,3

3,6

3,9

4,2

4,5

4,8

5,1

5,4

5,7 6 >6

40

35

30

25

20

15

10

5

0

% Horas

SOBRECOSTES DE LOS DESVÍOS MEDIDOS

c€/kWh

117

El día 26 de febrero de 2003 se publicó en el BOE la regla 23 de lasReglas de Funcionamiento del Mercado, sobre prestación de garantíasante el operador del mercado. Esta regla mejoró el método deevaluación de las garantías que los agentes deben prestar ante eloperador del mercado, dando una estimación más estable y segura ycon un menor coste para los agentes.

Entre los cambios introducidos están:

• Que la cesión de los derechos de cobro sólo se puede considerarinstrumento válido si se han aportado las medidas correspondientes.

• Que el generador que no dispone de la medida que justifique suventa, para poder cobrar el día de cobros y pagos, deberá presentargarantías extraordinarias por la energía vendida y no respaldada conla medida.

Esto ha permitido que las medidas de la generación se reciban al díasiguiente, casi en su totalidad.

No obstante, el proceso puede ser mejorado de forma que en uncorto plazo el operador del mercado pueda disponer de la totalidad dedichas medidas, con carácter firme, e incorporarlas a las liquidaciones.A tal fin se están realizando los trámites correspondientes. Asimismo,se estudia en la actualidad el procedimiento que permita la mismamejora con los datos del consumo.

5.5.4 Liquidación del régimen especial que participaen el mercado

La publicación del Real Decreto 436/2004, que incentiva laparticipación en el mercado del régimen especial, directamente o através de un agente vendedor, obligó a la modificación de la aplicaciónde liquidación.

El agente vendedor presenta ante el operador del mercado lasofertas de los titulares de las instalaciones de las que es representante.

Con objeto de facilitar dicha participación se posibilitó que la mismafuera asociada a dos formas de liquidación a la elección de los titularesde las instalaciones:

• Directamente, al titular de la instalación.

• Al agente vendedor que participó en el mercado.

En 2004 el 44% de la energía del régimen especial con posibilidadde acceder al mercado lo ha hecho.

5.5.5 Precio horario final, energías y contratacióncorrespondiente

Como resultado de la valoración de la energía para compradores yvendedores y de la aplicación de la garantía de potencia y del coste delos desvíos, se obtienen los precios finales medios del mercado deproducción de energía eléctrica.

25,26416

14

12

10

8

6

4

2

098 99 00 01 02 03 04


05

c€/kWh Años 98 a mar 05

EVOLUCIÓN DEL PRECIO HORARIO FINAL


118

1.200

1.000

800

600

400

200

0

511 421 439 419 375 400 507 473 443 426 508 532 455491 506 510 427 446 465 525 453 493 445 523 545 486652 593 660 524 448 510 545 494 671 657 662 452 572489 407 392 352 478 653 674 575 652 690 670 977 584

1.236 663 624 665 684 771 896 605 700 669 555 478 712525 567 522 415 512 792 847 832 774 715 560 520 632557 539 669 468 502 628 699 627 761 656 713 802 635

98990001020304



M€

CONTRATACIÓN CORRESPONDIENTE AL PRECIO HORARIO FINAL

20.000

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

13.69312.276 12.792 12.167 12.129 12.696 13.97812.71113.165 12.894 13.282 14.74013.04314.92713.536 13.634 12.299 12.944 13.442 14.73413.36713.863 13.581 14.510 15.32513.84716.22914.106 14.750 13.463 14.052 14.548 15.05914.33514.641 14.283 15.164 15.47214.67516.37014.496 15.170 13.172 14.418 15.133 15.82415.37314.792 14.870 15.639 17.10415.19717.33014.862 15.264 14.767 14.942 15.542 16.60915.14215.449 15.699 15.677 16.35015.63617.76416.712 16.518 14.730 15.788 17.390 18.63417.85616.873 16.859 16.727 17.66216.95917.86417.576 18.598 16.230 16.873 17.871 19.34317.86517.737 17.091 17.981 18.74917.815

98990001020304



GWh

ENERGÍA CORRESPONDIENTE AL PRECIO HORARIO FINAL

7

6

5

4

3

2

1

0

c€/kWh

3,545 3,310 3,309 3,308 2,954 3,006 3,497 3,608 3,227 3,175 3,659 3,438 3,3363,227 3,663 3,693 3,438 3,379 3,389 3,483 3,321 3,460 3,196 3,457 3,437 3,4293,854 4,086 4,375 3,764 3,105 3,393 3,483 3,343 4,428 4,409 4,203 2,789 3,7692,846 2,710 2,504 2,613 3,211 4,163 4,115 3,636 4,275 4,496 4,108 5,494 3,6816,846 4,372 4,009 4,440 4,475 4,838 5,248 3,899 4,404 4,116 3,457 2,784 4,4072,759 3,271 3,080 2,758 3,115 4,412 4,385 4,505 4,440 4,108 3,248 2,825 3,5763,025 3,000 3,505 2,837 2,923 3,387 3,481 3,426 4,131 3,707 3,815 4,127 3,447

98990001020304



PRECIO MEDIO HORARIO FINAL 8

7

6

5

4

3

2

1

0

98990001020304



PRECIO PONDERADO HORARIO FINAL

3,729 3,428 3,434 3,445 3,095 3,149 3,631 3,720 3,364 3,303 3,828 3,612 3,4853,287 3,736 3,741 3,473 3,444 3,456 3,560 3,387 3,559 3,277 3,607 3,577 3,5094,020 4,202 4,472 3,894 3,185 3,509 3,617 3,443 4,582 4,600 4,363 2,920 3,8992,986 2,804 2,581 2,675 3,313 4,318 4,262 3,738 4,408 4,642 4,287 5,712 3,8447,132 4,464 4,086 4,501 4,574 4,962 5,392 3,995 4,534 4,259 3,543 2,925 4,5552,955 3,395 3,161 2,816 3,240 4,553 4,548 4,662 4,590 4,241 3,348 2,944 3,7253,121 3,069 3,596 2,882 2,973 3,515 3,612 3,511 4,289 3,841 3,964 4,280 3,565

c€/kWh

119

En el funcionamiento del mercado de producción, además de loseñalado en los apartados anteriores, cabe mencionar:

• El volumen de energía total negociado en las diferentes sesiones delmercado de producción ha alcanzado 213.778 GWh. El máximo seha producido en el mes de julio, seguido de los meses de diciembrey marzo de 2004, por este orden.

• El volumen económico de contratación ha alcanzado 7.622 M€. Elmáximo se ha alcanzado en el mes de diciembre seguido de losmeses de septiembre y noviembre de 2004.

• Los procesos de liquidación se han realizado en el plazo previsto, yen la forma establecida en las Reglas del Mercado, con lacolaboración del operador del sistema.

• Existen demoras, que deberían reducirse sustancialmente, en larecepción de medidas por el operador del mercado.

• Se está produciendo un desarrollo apreciable de la actividad decomercialización y de la contratación libre de los consumidores. Losagentes del mercado tanto comercializadores como consumidorescualificados que acceden al mercado se está incrementandorápidamente alcanzando, 1.349.372 suministros al final de 2004.

Los precios horarios finales mensuales han variado desde el mayor,correspondiente al mes de septiembre de 2004 (4,289 c€/kWh), almenor, correspondiente al mes de abril de 2004 (2,882 c€/kWh). Las

cantidades mensuales de energía final han variado desde el máximo enjulio con 19.343 GWh, siendo el mínimo del período en el mes de abrilde 2004 con 16.230 GWh.

El precio horario final medio del año 2004 difiere para cada agentey ha sido obtenido sobre la base de las siguientes hipótesis:

• Se ha calculado como precio de adquisición de energía en elmercado de producción teniendo en cuenta todos los pagos ycobros que han efectuado todos los compradores, siendo los pagosde garantía de potencia los correspondientes a la normativa en vigoren cada periodo.

• En este precio se incluyen los sobrecostes de las energías deregulación secundaria y terciaria. Una vez conocidas las medidas, serepercutirán dichos sobrecostes solamente entre los agentes que sehayan desviado en proporción a sus desvíos.

• De acuerdo con los datos de medidas para el período abril 2001 -marzo 2002, el sobrecoste por desvíos de los 12 últimos mesesliquidados ha variado desde algunos céntimos a más de 32c€/kWh, siendo su valor medio 1,227 c€/kWh.

5.5.6 Componentes del precio horario final

Los componentes del precio medio horario final para el conjunto delmercado de producción figuran en la tabla siguiente:


AgoSepOctNovDic

Media

Años 98 a 04

98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04 98 99 00 01 02 03 04

2,721 2,394 3,233 2,184 6,494 2,160 2,482 0,009 0,024 0,085 0,187 0,011 0,158 0,100 0,068 0,052 0,029 0,101 0,092 0,065 0,0460,000 -0,003 -0,011 -0,003-0,021 -0,005 0,001 0,046 0,079 0,023 0,063 0,097 0,127 0,044 0,886 0,741 0,662 0,454 0,458 0,450 0,448

2,419 2,927 3,505 2,045 3,912 2,638 2,471 0,002 0,011 0,025 0,152 0,021 0,148 0,072 0,079 0,016 0,023 0,098 0,058 0,070 0,0230,000 -0,008 -0,008 -0,006-0,004 0,006 0,006 0,024 0,040 -0,007 0,058 0,018 0,078 0,045 0,905 0,751 0,663 0,459 0,458 0,456 0,452

2,572 2,960 3,754 1,825 3,524 2,519 3,032 0,005 0,003 0,009 0,122 0,043 0,040 0,050 0,062 0,008 0,037 0,123 0,035 0,071 0,021 0,000 -0,014 -0,001 -0,005-0,004 -0,001 0,009 0,007 0,025 0,013 0,062 0,031 0,081 0,038 0,787 0,759 0,660 0,453 0,456 0,451 0,446

2,640 2,679 3,207 2,084 3,929 2,201 2,352 0,000 0,002 0,012 0,067 0,054 0,037 0,028 0,105 0,009 0,036 0,022 0,046 0,053 0,016-0,002 -0,014 -0,024 -0,003-0,005 -0,001 0,004 0,018 0,039 0,009 0,046 0,022 0,076 0,048 0,684 0,760 0,654 0,460 0,455 0,451 0,434

2,271 2,638 2,437 2,731 3,972 2,547 2,441 0,007 0,008 0,059 0,073 0,029 0,081 0,028 0,127 0,008 0,016 0,014 0,094 0,046 0,018-0,005 -0,006 -0,008 -0,006-0,010 0,011 0,003 0,015 0,043 0,030 0,036 0,039 0,105 0,043 0,679 0,753 0,651 0,466 0,451 0,450 0,441

2,268 2,628 2,633 3,685 4,240 3,805 2,813 0,042 0,037 0,189 0,141 0,059 0,131 0,109 0,069 0,009 0,012 0,025 0,102 0,089 0,033-0,008 -0,004 -0,008 -0,016-0,011 -0,003 0,014 0,028 0,027 0,029 0,020 0,120 0,077 0,102 0,750 0,758 0,655 0,463 0,452 0,453 0,444

2,651 2,667 2,954 3,603 4,720 3,879 2,819 0,063 0,109 0,198 0,159 0,039 0,095 0,203 0,124 0,006 0,011 0,034 0,164 0,081 0,045-0,006 -0,007 -0,012 -0,015-0,014 -0,004 0,017 0,018 0,028 0,007 0,019 0,030 0,045 0,085 0,782 0,757 0,459 0,461 0,452 0,453 0,445

2,785 2,495 2,764 2,991 3,184 3,956 2,698 0,067 0,103 0,185 0,207 0,097 0,110 0,195 0,230 0,013 0,013 0,043 0,208 0,094 0,077-0,003 -0,006 -0,005 -0,007-0,013 -0,008 0,013 0,047 0,033 0,029 0,046 0,076 0,060 0,086 0,593 0,749 0,456 0,458 0,443 0,449 0,441

2,466 2,727 3,871 3,791 3,774 3,914 3,509 0,063 0,059 0,187 0,101 0,080 0,074 0,122 0,043 0,017 0,036 0,048 0,182 0,090 0,135-0,004 -0,011 0,008 -0,012-0,010 0,004 0,021 0,042 0,032 0,019 0,024 0,057 0,057 0,052 0,754 0,736 0,460 0,455 0,450 0,451 0,449

2,528 2,501 3,987 4,047 3,518 3,531 3,076 0,009 0,015 0,084 0,044 0,100 0,084 0,109 0,026 0,017 0,042 0,045 0,155 0,116 0,125-0,011 -0,016 0,003 0,001 -0,005 0,003 0,026 0,032 0,025 0,022 0,047 0,045 0,057 0,064 0,719 0,735 0,461 0,458 0,445 0,449 0,441

2,892 2,777 3,668 3,646 2,912 2,659 3,226 0,006 0,050 0,170 0,087 0,075 0,087 0,113 0,063 0,019 0,035 0,031 0,062 0,095 0,100-0,018 -0,013 0,001 0,000 -0,007 -0,003 0,026 0,035 0,022 0,028 0,061 0,055 0,056 0,047 0,850 0,752 0,460 0,462 0,446 0,453 0,452

2,522 2,693 2,182 4,892 2,230 2,256 3,556 0,018 0,079 0,151 0,013 0,081 0,105 0,120 0,188 0,026 0,092 0,088 0,089 0,064 0,086-0,003 -0,008 -0,010 -0,016-0,005 -0,001 0,017 0,103 0,039 0,058 0,277 0,088 0,067 0,051 0,783 0,748 0,447 0,458 0,443 0,454 0,451

2,564 2,672 3,183 3,150 3,889 3,026 2,874 0,025 0,043 0,114 0,113 0,057 0,097 0,106 0,100 0,017 0,032 0,057 0,108 0,078 0,061-0,005 -0,009 -0,010 -0,010-0,013 -0,004 0,020 0,035 0,036 0,023 0,075 0,063 0,077 0,059 0,766 0,750 0,557 0,459 0,451 0,452 0,445

COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL

RESTRICCIONES TÉCNICASc€/kWh

BANDA DE REGULACIÓNc€/kWh

MERCADO INTRADIARIOc€/kWh

OPERACIÓN TÉCNICAc€/kWh

GARANTÍA DE POTENCIAc€/kWh

MERCADO DIARIOc€/kWh


120

7

6

5

4

3

2

1

0

c€/kWh

3,791 3,461 3,464 3,498 3,141 3,178 3,678 3,805 3,397 3,337 3,878 3,661 3,5303,370 3,831 3,860 3,637 3,635 3,642 3,762 3,613 3,826 3,576 3,812 3,778 3,6934,174 4,402 4,764 4,183 3,501 3,844 3,835 3,685 4,792 4,796 4,516 3,099 4,1303,167 2,969 2,870 2,899 3,538 4,576 4,525 4,021 4,671 4,905 4,428 5,906 4,0807,338 4,625 4,327 4,758 4,896 5,293 5,717 4,379 4,865 4,600 3,735 3,138 4,8343,137 3,533 3,408 3,070 3,521 4,831 4,821 4,980 4,871 4,517 3,500 3,091 3,9543,283 3,222 3,857 3,189 3,296 3,849 3,958 3,904 4,628 4,222 4,194 4,482 3,847

98990001020304



PRECIO HORARIO FINAL DE LA DISTRIBUCIÓN

7

6

5

4

3

2

1

0

c€/kWh

PRECIO HORARIO FINALDE LA COMERCIALIZACIÓN, CLIENTES Y AGENTES EXTERNOS

98990001020304



4,379 4,038 3,634 4,342 3,814 3,281 3,050 3,718 4,059 3,5813,098 3,415 3,142 2,850 2,809 2,817 2,949 2,661 2,975 2,691 3,192 3,160 2,9583,768 3,904 3,979 3,454 2,671 2,969 3,305 3,018 4,337 4,444 4,282 2,788 3,5912,824 2,619 2,208 2,342 3,007 4,020 3,967 3,310 4,147 4,370 4,155 5,650 3,5607,236 4,374 3,797 4,229 4,295 4,690 5,181 3,569 4,271 3,996 3,444 2,745 4,3272,807 3,258 2,846 2,469 2,899 4,250 4,278 4,257 4,322 3,977 3,199 2,779 3,4732,954 2,890 3,294 2,555 2,644 3,203 3,285 3,067 4,000 3,525 3,753 4,113 3,282

Como promedio dicho precio final incorpora:

• El precio del mercado diario, que representa el 80,6% del preciofinal.

• El coste derivado de la solución de restricciones técnicas y de losprocesos de operación técnica, que suponen alrededor del 6,4% delprecio final.

• El precio del mercado intradiario, incluyendo las operaciones de lasinstalaciones de bombeo, que representa un 0,6% del precio final.

• La garantía de potencia que supone, en promedio, el 12,5% delprecio final.

El desglose del precio final, indicado en la tabla de la páginasiguiente, es el correspondiente al precio final de comercializadores,clientes y agentes externos y ha sido obtenido sobre la base de las

mismas hipótesis antes citadas, excepto que se han considerado lospagos, cobros y la energía de estos agentes.

Como promedio dicho precio final de comercializadores, clientes yagentes externos tiene los siguientes componentes:

• El precio del mercado diario, que representa el 86,9% del preciofinal.

• El coste derivado de la solución de restricciones técnicas y de losprocesos de operación técnica, que suponen un 6,8% del preciofinal.

• El precio del mercado intradiario, que representa un 1,6% del preciofinal.

• La garantía de potencia, que supone en promedio el 4,8% delprecio final.

121


AgoSepOctNovDic

Media

Año 04

2,483 0,104 0,047 0,003 0,039 0,278 2,9542,460 0,075 0,023 0,008 0,035 0,289 2,8903,040 0,052 0,020 0,016 0,044 0,121 3,2942,360 0,029 0,015 0,007 0,032 0,113 2,5552,455 0,030 0,017 0,005 0,035 0,102 2,6442,828 0,109 0,032 0,029 0,098 0,107 3,2032,796 0,184 0,043 0,048 0,097 0,117 3,2852,682 0,178 0,073 0,042 0,091 0,000 3,0673,516 0,113 0,131 0,060 0,075 0,106 4,0003,070 0,106 0,117 0,057 0,065 0,109 3,5253,132 0,106 0,094 0,072 0,054 0,295 3,7533,528 0,112 0,082 0,052 0,058 0,280 4,1132,853 0,101 0,059 0,052 0,061 0,157 3,282

COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL DE LA COMERCIALIZACIÓN, CLIENTES Y AGENTES EXTERNOS

RESTRICCIONESTÉCNICAS

BANDADE REGULACIÓN

MERCADOINTRADIARIO

MERCADODIARIO

OPERACIÓNTÉCNICA

GARANTÍADE POTENCIA

PRECIOHORARIO FINALc€/kWh

c€/kWh Año 04

Garantíade potencia

Restriccionestécnicas

Mercadodiario

Mercadointradiario

Operacióntécnica

PRECIO HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN, CLIENTES Y AG. EXTERNOS

4,8%3,7%3,1%

86,9%

1,6%

0,1570,1200,101

2,853

0,052

c€/kWh Año 04

PRECIO HORARIO FINAL CONJUNTO DEL MERCADO

12,5%

3,4%3,0%

80,6%

0,6%

0,445

0,1200,106

2,874

0,020



Mercadodiario

Mercadointradiario

Operacióntécnica


122

El precio final para los distribuidores y exportación de REE se haobtenido sobre la base de las mismas hipótesis antes citadas, exceptoque se han considerado los pagos y cobros y la energía para losdistribuidores. Los componentes del precio horario final paradistribuidoras y contratos de exportación de REE, son los siguientes:

• El precio del mercado diario que representa el 75,7% del preciofinal.

• El coste derivado de la solución de restricciones técnicas y de losprocesos de operación técnica, incluyendo el exceso/déficit de loscontratos a que se refiere la D.T. 9ª de la Ley 54/1997, que suponenel 6,6% del precio final.

• El precio del mercado intradiario que representa un 0,2% del preciofinal.

• La garantía de potencia que supone, en promedio, el 17,5% delprecio final.

PRECIO HORARIO FINAL DE LA DISTRIBUCIÓN

17,5%

3,7%2,9%

75,7%

0,2%

0,674

0,1420,113

2,911

0,007

c€/kWh Año 04



Mercadodiario

Mercadointradiario

Operacióntécnica

2,501 0,102 0,048 0,005 0,060 0,568 3,2832,488 0,073 0,024 0,010 0,058 0,569 3,2223,048 0,050 0,022 0,009 0,048 0,680 3,8572,358 0,029 0,018 0,006 0,072 0,706 3,1892,450 0,027 0,019 0,005 0,058 0,737 3,2962,831 0,114 0,036 0,010 0,125 0,733 3,8492,852 0,226 0,048 0,006 0,109 0,718 3,9582,722 0,216 0,083 0,005 0,104 0,774 3,9043,533 0,134 0,145 0,008 0,070 0,738 4,6283,112 0,117 0,138 0,012 0,089 0,753 4,2223,306 0,122 0,107 0,010 0,068 0,581 4,1943,609 0,130 0,092 0,012 0,062 0,577 4,4822,911 0,113 0,065 0,007 0,077 0,674 3,847


AgoSepOctNovDic

Media

Año 04COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL DE LA DISTRIBUCIÓN

RESTRICCIONESTÉCNICAS

BANDADE REGULACIÓN

MERCADOINTRADIARIO

MERCADODIARIO

OPERACIÓNTÉCNICA

GARANTÍADE POTENCIA

PRECIOHORARIO FINALc€/kWh

123

35

30

25

20

15

10

5

0

Años 98 a mar 05Incremento 04: 35,0%

M€

VOLUMEN ECONÓMICO DE LA EXPORTACIÓN

0,51 0,39 0,40 0,33 0,51 1,94 2,53 2,87 2,39 2,18 2,40 2,61 2,621,82 3,41 2,72 2,01 5,51 4,86 5,25 6,14 11,61 6,59 6,55 7,40 5,3210,06 6,32 9,02 5,54 3,19 9,97 7,46 11,65 11,47 7,16 6,67 6,57 7,928,56 6,69 8,80 7,05 5,45 8,22 9,36 11,79 12,89 14,02 9,85 8,98 9,316,72 6,72 10,72 11,98 13,52 11,44 10,24 18,00 13,29 19,42 16,67 14,95 12,81 13,51 14,23 16,58 16,49 19,10 20,01 23,83 25,09 23,05 25,35 18,96 16,32 19,3721,91 18,56 30,56 30,41 24,89 26,93 29,38 29,70 25,03 28,64 23,11 22,59 25,9824,38 22,25 38,97


9899000102030405

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Años 98 a mar 05Incremento 04: -3,0%

M€

VOLUMEN ECONÓMICO DE LA IMPORTACIÓN

9,95 8,52 10,36 10,15 8,43 7,95 10,12 11,56 9,02 9,69 11,16 12,19 9,9211,59 14,38 16,82 20,74 21,64 18,45 17,91 17,84 16,76 17,24 23,00 18,77 17,9318,78 28,07 30,00 25,17 22,81 14,38 16,70 17,54 25,93 28,68 29,92 12,90 22,5711,18 9,26 9,29 15,19 17,67 24,40 25,65 21,01 24,30 18,47 24,40 32,78 19,4743,09 32,82 33,33 35,83 22,80 19,84 38,22 25,38 29,64 29,81 28,02 18,94 29,8112,26 13,91 19,90 13,47 20,42 29,58 29,91 29,06 28,08 26,10 17,56 13,66 21,1615,63 15,68 23,88 14,89 17,50 17,53 23,42 17,45 24,53 20,52 25,28 32,37 20,7241,77 39,52 42,84


9899000102030405

5.6 Intercambio internacional de electricidad

El intercambio internacional de electricidad está regulado por laOrden de 14 de julio de 1998 por la que se establece el régimenjurídico aplicable a los agentes externos para la realización delintercambio intracomunitario e internacional de energía eléctrica.

Previamente, sólo existían los contratos suscritos por "Red Eléctricade España, S.A" a que se refiere la disposición transitoria novena de laLey 54/1997 y la disposición transitoria sexta del Real Decreto2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula elmercado de energía eléctrica.

La citada Orden de 14 de julio de 1998 establece en el epígrafenoveno que el operador del sistema hará pública, con antelación deuna semana, la capacidad máxima de importación y exportación concada uno de los países vecinos para cada período de programación,deducida la capacidad reservada para los intercambios de apoyo.

Desde el 18 de mayo de 1999 los agentes del mercado disponen delvalor de la capacidad por cada frontera haciéndose posible la puesta

en valor de cada una de las interconexiones e iniciándose elintercambio comercial en el mercado de producción de energíaeléctrica.

5.6.1 Volumen del intercambio internacional

La energía negociada en los diferentes mercados correspondiente aimportación y exportación queda reflejada en el gráfico inferior desdeel inicio del mercado de producción.

A continuación figuran los datos mensuales de las importaciones yexportaciones de energía negociadas en los mercados diario eintradiario, incluyendo la energía de los contratos suscritos por REE, laenergía de los contratos bilaterales y la energía retirada en la soluciónde restricciones técnicas y en los procesos de operación técnica entiempo real.

El porcentaje mensual de las importaciones sobre la producción deenergía del conjunto del mercado oscila entre el 2,53% y el 6,68%,situándose el porcentaje medio en el 2,94% para el año 1998, en el4,85% para los años 1999 y 2000, el 4,06% para el año 2001, el


124

4,62% para el año 2002, el 3,74% para el año 2003 y el 3,35% parael año 2004.

En el mes de noviembre de 2004 el 46,6% de las importaciones porlas fronteras corresponden a los contratos suscritos por Red Eléctricade España antes citados.

En lo que se refiere a la exportación, los porcentajes mensualessobre la demanda de energía del mercado se sitúan entre el 0,09% yel 7,6%, siendo la media para 1998 del 0,78%, para 1999 del 1,53%,del 2,47% para el año 2000, 2,26% para el año 2001, 2,16% para elaño 2002, 3,27% para el año 2003 y el 4,69% para el año 2004.

El volumen económico de importación y exportación negociado enel mercado de producción de energía figura en el gráfico adjunto.

En los volúmenes económicos no se han considerado las energíascorrespondientes a los contratos bilaterales. Las correspondientes a loscontratos suscritos por REE se han valorado al precio del mercado oproceso correspondiente.

En volumen económico, las importaciones representan entre el2,34% y el 6,24% de la facturación mensual del mercado. Comomedia este porcentaje es del 2,79% en 1998, el 4,72% para 1999, el

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

0

GWh

ENERGÍA TOTAL DE IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN

98 99 00 01 02 03 04 05

Importación Exportación

Años 98 a mar 05

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200


Años 98 a mar 05Incremento 04: 51,6%

GWhEXPORTACIÓN

18 15 15 11 19 83 89 91 362 182 121 249 111235 146 125 83 210 181 190 234 412 262 223 269 214377 531 556 425 375 579 548 529 396 439 399 344 458510 368 508 410 203 249 316 412 358 346 264 189 344130 197 277 278 332 269 228 546 344 546 562 649 363554 478 603 667 687 526 624 626 577 695 709 718 622916 877 1.000 1.235 976 918 999 1.054 737 990 822 794 943768 641 788

9899000102030405

1.000

800

600

400

200



GWh

IMPORTACIÓN

358 351 409 393 356 336 387 422 356 370 396 498 386469 504 580 795 840 738 694 717 627 698 846 704 684532 774 810 810 925 643 666 669 686 746 814 580 721450 368 412 845 761 739 754 671 622 481 658 675 620655 844 1.003 1.005 583 443 795 756 766 839 1.036 872 800574 520 823 614 799 932 846 732 727 730 669 581 712577 562 745 579 653 583 745 577 670 643 765 968 672

1.055 930 828

9899000102030405

125

4,45% para el año 2000, el 3,37% para el año 2001, el 3,64% parael año 2002, el 2,86% para el año 2003 y el 2,72% para el año 2004.

En lo que se refiere al volumen económico de las exportaciones, ésteha representado entre el 0,10% y el 7,3% de la facturación mensualdel mercado. Por años, dicho porcentaje se ha situado como media enel 0,43% para 1998, el 1,38% para 1999, el 1,62% para el año 2000,el 1,83% para el año 2001, el 1,57% para el año 2002, el 2,71% parael año 2003 y el 3,59% para el año 2004.

5.6.2 Saldo de los intercambios internacionales

Los intercambios internacionales han producido un saldo netoexportador y se han repartido durante el año 2004 con Portugal,Francia, Andorra y Marruecos del siguiente modo:

• Las importaciones de Portugal han ascendido a 976.010 MWh y lasexportaciones a 7.574.520 MWh.

• Las importaciones por la frontera francesa han ascendido a7.084.568 MWh y las exportaciones a Francia han sido de1.862.200 MWh.

• Las importaciones de Marruecos han ascendido a 6.480 MWh, y lasexportaciones han sido de 1.587.336 MWh.

• Las exportaciones a Andorra han ascendido a 293.615 MWh sinque hayan existido importaciones.

En el año 2004 se observa que las importaciones disminuyenexcepto con Portugal y las exportaciones crecen excepto con Andorra.

Los flujos económicos no son comparables al no conocerse el precioal que se intercambia la energía a través de contrato bilateral. Noobstante, teniendo en cuenta que los contratos bilaterales no tienenun volumen significativo, a continuación se incluye el saldo envolumen económico, excluyendo dichos contratos. Los contratossuscritos por REE, a los que se refiere la disposición transitoria novenade la Ley 54/1997, se han valorado al precio del mercado o procesocorrespondiente.

Años 98 a mar 05

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

M€

VOLUMEN ECONÓMICO TOTAL DE IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN

98 99 00 01 02 03 04 05

Importación Exportación


Años 98 a Mar 05Incremento 04: -400,3%

GWh

SALDO DE INTERCAMBIOS DE ENERGÍA

800

600

400

200

0

-200

-400

-600

341 336 394 381 338 253 298 330 -16 189 274 249 281234 358 455 712 630 557 504 484 215 436 622 436 470155 243 255 385 550 65 118 140 289 306 415 235 263-60 -1 -96 435 558 490 438 259 263 136 394 485 275526 648 726 728 251 174 568 210 422 293 475 223 43720 41 219 -53 113 406 222 106 150 35 -40 -137 90

-339 -315 -255 -656 -323 -335 -254 -477 -67 -347 -57 174 -271287 289 40

9899000102030405


126

5.6.3 Grado de ocupación de la capacidad comercialde intercambio

Desde el 18 de mayo de 1999, el operador del sistema publica lacapacidad comercial disponible en cada hora por cada una de lasinterconexiones internacionales del sistema eléctrico español. Estacapacidad comercial es utilizada tanto por los agentes que efectúancontrataciones mediante ofertas enviadas al operador del mercado,como por los agentes que declaran contratos bilaterales. Este valor dela capacidad se utiliza durante los procesos de casación y restriccionestécnicas, para obtener un resultado de los mercados que respete elvalor máximo de capacidad con cada uno de los sistemas eléctricoscolindantes.

El siguiente cuadro muestra el grado de ocupación de la capacidadhasta el 31 de marzo del año 2005, siendo el valor de la capacidadlibre el obtenido teniendo en cuenta el valor final, antes de losmercados diario e intradiario, de la capacidad comercial deintercambio.

MWh

CAPACIDAD E INTERCAMBIO MEDIO DE ENERGÍA 18 may 99 a mar 05

Capacidad comercial 791,6 550,7 358de exportación

Capacidad libre exportación 415,3 465,2 165,9

Exportación 376,3 85,5 192,1

Importación 120,6 861,1 2,3

Capacidad libre importación 534,1 181,3 388,5

Capacidad comercial 654,7 1.042,4 390,8de importación

Portugal Francia Marruecos


M€

SALDO DEL INTERCAMBIO EN VOLUMEN ECONÓMICO

35

30

25

20

15

10

5

0

-5

-10

-15


9,4 8,1 10,0 9,8 7,9 6,0 7,6 8,7 7,0 7,6 8,8 9,7 8,49,8 11,0 14,1 18,7 16,3 14,7 13,7 12,2 5,2 10,8 17,4 13,0 13,18,7 21,8 21,0 19,6 19,6 4,4 9,2 5,9 14,5 21,5 23,2 6,3 14,62,6 2,6 0,5 8,1 12,2 16,2 16,3 9,2 11,4 4,4 14,5 23,8 10,2

36,4 26,1 22,6 23,8 9,3 8,4 28,0 7,4 16,3 10,4 11,4 4,0 17,0-1,2 -0,3 3,3 -3,0 1,3 9,6 6,1 4,0 5,0 0,7 -1,4 -2,7 1,8-6,3 -2,9 -6,7 -15,5 -7,4 -9,4 -6,0 -12,3 -0,5 -8,1 2,2 9,8 -5,317,4 17,3 3,9

9899000102030405

127

La liberalización eléctrica en el contexto internacional

6 . 1Análisis realizado por la Asociación deOperadores de Mercado APEx

6 . 2Evolución y cuarto informe anual sobre lapuesta en marcha del mercado interior de laelectricidad

6 . 3El Foro de Florencia

6 . 4Intercambios intracomunitarios,contribuciones de Europex y solución de lascongestiones en el contexto europeo

6 . 5Evolución de los precios en los principalesmercados organizados spot durante el año2004

6 . 6Importancia del mercado español en elcontexto europeo

6 . 7El Mercado Ibérico de electricidad

La liberalización de los sistemas eléctricos se está desarrollando sobrela base del ejercicio en competencia de las actividades de producción ycomercialización, de la libertad de acceso a las redes por parte de losproductores, comercializadores, distribuidores y consumidores y de unavance progresivo de la libertad de contratación.

6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL

130

La mayoría de estas experiencias se caracterizan por elestablecimiento de entidades que actúan como operadores demercado, de mercados a plazo de un día y mercados intradiarios, parapasar luego a desarrollar la incorporación de contratos de suministroentre un día y el medio plazo y, en los casos más avanzados, a laimplantación de mercados de futuros financieros.

Existen este tipo de mercados, además de en la Unión Europea,incluidos los Países del Este más avanzados, en América, Asia Oriental,Australia y Nueva Zelanda, así como proyectos en el sur delMediterráneo (Magreb) estando otros países de Asia y África inmersosen la elaboración de proyectos de liberalización en el mismo sentido.

La creación de mercados de electricidad gestionados por operadoresde mercado independientes, como elemento común para casi todas lasexperiencias de liberalización de los sistemas eléctricos, obedece a lanecesidad de garantizar la libre contratación y una correcta formaciónde los precios. Se trata de garantizar el acceso en condiciones igualesa la contratación de energía para el más amplio número de posiblesparticipantes.

El año 2004 y los primeros meses de 2005 se han caracterizado poruna profundización en la expansión de los mercados organizados,donde la contratación sigue creciendo, tanto en Europa como enAmérica.

También se han producido avances en el número de participantes enlos mercados, habiéndose iniciado en varios de ellos la participación deproductores y comercializadores de tamaño pequeño y medio. A suvez, en Europa ha continuado la contratación en el mercado italiano,produciéndose la incorporación de la demanda desde el 31 dediciembre de 2004 con 30 agentes.

Esta senda progresiva de expansión de los mercados organizados seproduce en un entorno también de expansión de la capacidad deelección de suministrador por parte de los consumidores. En este puntomerece especial mención la segunda directiva comunitaria para elmercado interior de la electricidad en la que se estable un calendario conuna fecha limite, 1 de julio de 2007, para que todos los consumidoreseuropeos tengan la condición de consumidores cualificados.

En este sentido, aunque todavía coexisten grandes diferenciasnormativas y de modelos de aplicación, es relevante la referencia a losprocedimientos que garantizan la libertad de elección por parte de losconsumidores y, en íntima conexión con ello, a la importanciaotorgada por los expertos y reguladores a la información y medios quedeben ponerse a disposición de los consumidores para que puedancontratar y acceder a los precios públicos de los mercadosorganizados: comunicaciones avanzadas y contadores electrónicos.

Los programas de respuesta de la demanda a los precios seconsideran por estas instituciones y expertos como esenciales en elfomento de un consumo racional de la energía, lo que ademáscontribuye a la seguridad de suministro de los sistemas eléctricos yconstituye un factor relevante de incremento de la elasticidad-preciode la demanda de electricidad, con su posible contribución a lasolución de los problemas que pueden originarse por la existencia depoder de mercado en el lado de la oferta.

Esta evolución está en la base de los requerimientos de liquidezsolicitados por muchas empresas a los mercados spot de electricidad,tanto para permitir la contratación a un más amplio número deagentes, a precios correctamente formados, como para que estaliquidez y precios sirvan de fundamento al despegue y desarrollo de lasoperaciones de contratación a plazo y cobertura de riesgo en losmercados organizados de electricidad.

La interrelación existente entre sistemas eléctricos interconectadosha sido una cuestión fundamental en 2004.

En primer lugar, porque las interrupciones del suministro en el año2003, tanto en Estados Unidos y Canadá, al otro lado del Atlántico ylas de Italia, Suecia y Reino Unido, han dado lugar a análisis yactuaciones por parte de los órganos políticos y reguladores. Estasactuaciones, especialmente en Europa, han puesto de manifiesto lanecesidad de que, una vez liberalizado el suministro en muchos países,y en proceso de liberalización en otros, se fije la atención en otrostemas que se consideran esenciales, como son la seguridad de lasredes, su operación coordinada, y la seguridad de contar con losrecursos energéticos necesarios en gas y electricidad, tanto a mediocomo a largo plazo.

Así, se trabaja en diversas direcciones, como son la de profundizaren el perfeccionamiento de la gestión técnica, la de asegurar elaprovisionamiento de una demanda creciente, de forma segura,sostenible y en competencia, y en la profundización de las vías queconducen al mercado único, tratando de apoyar la creación demercados regionales por un lado, incrementar las infraestructuras, deotro y asegurar mecanismos realmente de mercado en la solución delas congestiones que se producen en las todavía limitadas capacidadesde interconexión entre los Estados o grupos de Estados miembros.

Esta interrelación entre sistemas eléctricos, en escenarios de análisisde seguridad de suministro, ha servido de base para enfatizar en losanálisis de expertos y reguladores los beneficios derivados de laampliación de las interconexiones internacionales, de la formación demercados regionales y del fomento de la cooperación entreoperadores de mercados limítrofes, especialmente para resolver lassituaciones de congestiones estructurales en las redes, o la necesidad

de hacer posible las transacciones de manera flexible y fluida, enámbitos de integración supranacional de mercados, como es el casodel mercado interior europeo.

Por último, también ha constituido una cuestión relevante la relativaa la electricidad y el medio ambiente. En este sentido, debe destacarsela aplicación por la UE de la Directiva 2004/101/CE por la que semodifica la Directiva 2003/87/CE, por la que se establece un régimenpara el comercio de derechos de emisión de gases de efectoinvernadero en la Comunidad para contribuir a cumplir los acuerdosdel Protocolo de Kioto (D.O. 13/11/04) el cual ha entrado en vigor el16 de febrero de 2005.

La publicación el 28 de agosto de 2004 del Real Decreto Ley5/2004 que regula el régimen del comercio de derechos de emisión degases de efecto invernadero (publicado también como Ley 1/2005, de9 de marzo, BOE 10/03/05) y del Reglamento 2216/2004 de laComisión Europea sobre el sistema normalizado y garantizado deregistros de conformidad con la Directiva, así como la asignaciónindividual de derechos de emisión a las instalaciones individuales, quese está llevando a cabo en todos los estados de la Unión Europea, haabierto la posibilidad a que los mercados organizados puedanincorporar de forma efectiva este producto entre los negociados endichos mercados.

6.1 Análisis realizado por la Asociación deOperadores de Mercado APEx

Teniendo en cuenta la evolución y experiencia de los mercadosorganizados, se van confirmando como más relevantes los factoressiguientes:

• Desarrollo de mercados spot líquidos y cuyos precios sean señalesrelevantes, solicitados tanto por las autoridades comunitarias comopor las empresas, que demandan su funcionamiento comomercados abiertos y competitivos, sin intervenciones excesivas.

• Cooperación entre mercados interconectados, lo que permiteaumentar el volumen y los tipos de operaciones de contratación. Lavariedad en la contratación es importante, ya sea en contratos spoto contratación a más largo plazo, ya que permite cubrirse deriesgos y justificar sus decisiones económicas de inversión o deconsumo.

• Avance hacia la liberalización total de todos los consumidores, loque exige para que sea efectiva, una estrecha vinculación entre losmercados mayorista y minorista. La vinculación entre oferta y

demanda, con una adecuada gestión de esta última, puede darseñales para la reducción de las puntas de demanda, mejorar laseguridad de suministro, evitando precios extremos en beneficio delos consumidores, propiciando una utilización más eficaz del parqueeléctrico.

• Refuerzo de las infraestructuras de transporte y eliminación de lasrestricciones en las redes, tanto las que afectan a la interconexiónentre sistemas eléctricos como las internas, que en muchos casostienen incidencia en los intercambios internacionales. También lamás eficaz gestión técnica y cooperación entre gestores de las redesinterconectadas se considera un factor clave.

• Integración y vinculación de las medidas medioambientales con laactividad transparente de los mercados y el comercio de emisiones.

Factores relevantes analizados por la Asociación deOperadores de Mercado APEx

Desde el año 1998 OMEL ha venido participando en las sucesivasconferencias internacionales que han tenido lugar con ocasión de lacelebración de las correspondientes asambleas generales. Se hancelebrado, desde que OMEL forma parte de la Asociación,conferencias en Pasadena (California) en 1998, en Madrid, en octubre

131


132

del año 1999, Kananaskis (Alberta-Canadá) en 2000, en Noordwijk(Holanda) en 2001, Singapur en 2002, Cartagena de Indias(Colombia) en 2003 y Leipzig (Alemania) en 2004.

En todas las conferencias se han tratado temas relevantes y deactualidad, entre los que podemos citar los siguientes:

• Experiencias en el desarrollo de los distintos mercados gestionadospor los miembros de la Asociación.

• Evolución de las transacciones y de los diferentes tipos de contratosen los mercados eléctricos: mercados de ajustes, transacciones"spot", suministro a plazo, "swaps", futuros y opciones yliquidación de contratos OTC.

• Variabilidad de los precios en los mercados organizados.

• Aspectos relativos a la medición y a las liquidaciones en losmercados organizados.

• Relaciones entre operadores del mercado y operadores del sistema.

• Relación con las entidades supervisoras de los mercados, conespecial referencia a los mercados americanos.

• Foros de mercados de diferentes continentes.

• Desarrollos en el Centro y Este de Europa.

• Órganos de gobierno y neutralidad e independencia de losmercados organizados.

• Difusión de información a los participantes en los mercados y alpúblico en general, por parte de los operadores del mercado.

• Cooperación entre los operadores del mercado.

• Claves en las tendencias que conforman el futuro de los mercados.

• Efecto de los problemas derivados del ejercicio del poder demercado en los mercados organizados y análisis de los comités devigilancia establecidos en los mismos, con especial referencia a losmercados americanos.

• Experiencia en la Unión Europea en relación con el tratamiento dela gestión de congestiones y de las tarifas de acceso y posibleaplicación de estas experiencias a otras áreas interconectadas, comolos mercados sudamericanos.

A la última Conferencia en Leipzig han asistido 85 representantes delos mas importantes operadores de mercado de Europa (Nordpool,OMEL, APX, UKPX, GME), Canadá (Alberta), Estados Unidos (JPM),América del Sur (Cammesa, ISA) y Asia (Singapur, KPX), nuevosmiembros (Irlanda, Portugal, Macedonia, Polonia y Rumania) yadministradores de mercado de países de iberoamérica (El Salvador,Guatemala), así como representantes de instituciones como laComisión Europea y la Agencia Internacional de la Energía.

La presidencia de la Conferencia, reuniones del Consejo deAdministración y de la Asamblea General de la Asociación, quetuvieron lugar en esos días, fue ejercida por OMEL, que ostentaactualmente la presidencia de APEx.

Las principales cuestiones objeto de la 9ª Conferencia Anual de laAsociación celebrada en Leipzig los días 11 y 12 de octubre fueron lassiguientes:

MIEMBROS DE APEX

Administrador del Mercado Mayorista GuatemalaAPX B.V. HolandaAPX Power Ltd. Reino UnidoBorzen d.o.o. EsloveniaCAMMESA ArgentinaEEX AlemaniaELEXON Ltd. Reino UnidoEnergy Market Authority SingapurEnergy Market Company Pte Ltd. SingapurESB National Grid IrlandaETESA PanamáIPE Reino UnidoISA ColombiaIndependent System Operator of California Estados UnidosKorea Power Exchange CoreaNational Grid Company Limited Reino UnidoNEMMCO AustraliaNordPool NoruegaOperador del Mercado Ibérico de Energía-Polo Español EspañaOperador del Mercado Ibérico de Energía-Polo Portugués PortugalOPCOM RumaniaOperator thru Elektrinou a.s. República ChecaPJM Interconnection Estados UnidosPolish Power Exchange PoloniaPower Pool of Alberta CanadáPowerEx Ltd. Reino UnidoPowernext S.A. FranciaThe Marketplace Company (M-Co) Nueva ZelandaTranspower NZ Ltd. Nueva ZelandaUnidad de Transacciones, S.A. El Salvador

133

• Evolución del Mercado eléctrico en los diferentes continentesrepresentados.

• Competencia en el mercado minorista, programas de respuesta a lademanda y papel de los mercados organizados.

• Mercados regionales y comercio internacional.

• Cobertura de riesgos en los mercados de electricidad y liquidez delos mercados.

Las ponencias relativas al primer tema, "Evolución del Mercadoeléctrico en los diferentes continentes representados", se agruparonen los siguientes apartados:

Europa

En relación a la evolución de los mercados en Europa intervinieronlos representantes de los mercados de Eslovenia, República Checa, deEspaña, de Francia y de Irlanda.

Todos ellos expusieron la situación de sus mercados, tantoestructurales como de operación, así como las principalespreocupaciones y perspectivas de futuro, siendo común a todos ellosel crecimiento del número de agentes y el volumen de contratación, latendencia a la organización de mercados regionales, la necesidad deencontrar fórmulas para resolver congestiones en las interconexionesque sean lo mas eficientes posible, dentro de las negociaciones que seestán llevando a cabo entre Operadores de Mercado y del Sistemaafectados, en el marco del Foro de Florencia y los Mini-Foros que sehan programado para los primeros meses de 2005.

América

En el caso de América, intervino el representante de PJM (EstadosUnidos) que expuso la situación de los mercados en las diferentes zonasde Estados Unidos, y el representante de Argentina que presentó laevolución en Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay.

En el caso de Estados Unidos, se pasó revista a los diferentesmercados existentes en diferentes zonas de Estados Unidos y Canadáen los que se está imponiendo el modelo de mercado que se utiliza enPJM, siendo las características principales las siguientes:

• Generación y red de transporte en competencia como actividadesliberalizadas.

• Operador de Sistema y Operador de Mercado en una única entidadque no puede tener activos eléctricos.

• Los productores y demandantes hacen ofertas localizadas en losnudos definidos por el Operador del Sistema y los precios en losnudos retribuyen la actividad de transporte. Siempre que lasituación del nudo concreto pase los test de inexistencia de poderde mercado en ese nudo, se forman los precios en cada nudomediante un algoritmo de optimización. En aquellos nudos en queexiste poder de mercado de algún agente se utilizan preciosregulados en sustitución de las ofertas enviadas por losproductores.

• Se está estudiando como establecer, en su caso, los pagos porcapacidad, para la nueva inversión en generación, cuestióntodavía no resuelta en la actualidad, si bien la tendencia actualparece orientarse a que los agentes hagan ofertas por instalarcapacidad en los emplazamientos que crean conveniente, y queun algoritmo de programación lineal, con un objetivo de reservaprefijado y con restricciones impuestas a priori para favorecer lainstalación de grupos en determinadas zonas, resuelva los pagospor capacidad.

• Dado que la red está en competencia, cuando un inversor quiereinstalar una nueva unidad de producción, los refuerzos de rednecesarios para evacuar la energía, en su caso, deberá realizarlos asu costa y quedarán de su propiedad.


134

La situación de los mercados en los diferentes países del cono sur deAmérica se encuentra en procesos menos evolucionados, consoluciones muy diferentes y apenas interrelacionados. En particular elmercado argentino está prácticamente funcionando en situación deintervención por las autoridades.

Asia y Oceanía

La situación de los mercados en Asia y Oceanía fue presentada porel representante de Singapur que explicó la situación, de formasucinta, en China, Japón, Corea, Filipinas, Indonesia, Australia y NuevaZelanda.

Dada la extensión y singularidad de los sistemas, la evolución esmenos homogénea, pues mientras los de Australia, Nueva Zelanda yel mismo Singapur, están bastante evolucionados, con varios años defuncionamiento, en el resto, o bien han comenzado hace poco tiempo,sin incorporación de demanda (Corea) o bien han previsto suliberalización para fechas futuras como son 2005 (Filipinas) o 2008(Japón).

El segundo de los temas "Competencia en el mercado minorista,programas de respuesta a la demanda y papel de los mercadosorganizados" contó con tres presentaciones.

La primera fue realizada por un representante de OFGEM del ReinoUnido.

Señaló que los precios de los consumidores domésticos fueronregulados de forma que se incentivara su salida al mercado (tarifasrefugio superiores a los precios de mercado) y que adicionalmentetomaron medidas de protección de los consumidores vulnerables ymedidas para que el cambio de suministrador fuera muy sencillo paratodos los consumidores finales.

Presentó los problemas de ejercicio de poder de mercado que sedaban en el "pool" debido a la concentración de la propiedad de lageneración que existía en aquellos momentos. El Reino Unido nopromocionó la existencia de "campeones nacionales" y ello ha traídocomo consecuencia que muchas empresas eléctricas estén hoy día enmanos de empresas francesas o alemanas que tras la reestructuraciónalcanzan en la actualidad un máximo individual de cuota de mercadode generación del 16%.

Sin embargo no se ha podido impedir que una cuota mayoritaria dela comercialización en el mercado doméstico y en el no doméstico seencuentre en manos de seis empresas, lo que ha creado problemas deposición dominante en la adquisición.

En opinión de OFGEM los factores que tienen influencia en losprecios son:

• Los precios de los contratos mayoristas.

• Los precios de las emisiones

• La repercusión de los extracostes de las energías renovables

• La inflación y los incrementos de costes de gestión de las empresas

• OFGEM mantiene una estrecha vigilancia de la relación entre loscostes de los comercializadores y los precios de venta a los clientesdomésticos

Como conclusiones, señaló el representante de OFGEM, que lacompetencia en comercialización es razonable en el Reino Unido, queel regulador ha de estar siempre vigilante y que el proceso deliberalización de la comercialización lleva 15 años con soportepermanente de las autoridades.

Una interesante ponencia trató sobre los programas de gestión dela demanda y fue presentada por un representante de la AgenciaInternacional de la Energía.

Explicó en que consisten los programas de gestión de demandaligados a los precios de mercado y los diferentes programas de gestiónde la demanda en entornos regulados y en entornos liberalizados ycomo en estos últimos en lugar de vía tarifas reguladas se acudía aconceptos tales como:

• Precios horarios relacionados con los precios de los mercados.

• Participación de la demanda en servicios complementarios oservicios de sistema.

• Participación activa de la demanda en los pagos de lascongestiones.

• Posibilidades de que se constituya una ayuda para mitigar el poderde mercado.

En su opinión, la demanda flexible es lo que hace que los mercadosfuncionen y que en periodos de precios muy altos, y sobre todo decambios muy bruscos de precios, la elasticidad de la demanda puedetener una influencia decisiva en los precios. Mencionó el caso deCalifornia, donde una reducción del 5% de la demanda podría haberreducido los precios mayoristas del mercado en un 50% y el caso delos precios en el medio oeste norteamericano, donde un 10% dereducción de la demanda de los consumidores minoristas hubiesereducido las puntas de precios en un 60%.

135

Destacó la importancia de que los programas de respuesta de lademanda estén basados en precios reales de mercado, incluyendo losprecios de los mercados de ajuste en tiempo real.

Señaló que son imprescindibles los contadores horarios, que losprecios sean públicos y transparentes y que los costes de contrataciónde estos programas sean bajos, al estar basados en nuevastecnologías.

La tercera ponencia, presentada por un representante de laDGTREN trató sobre los puntos fundamentales de la nueva Directiva2003/54/CE y del Reglamento (CE) Nº 1228/2003.

Señaló que los asuntos que más preocupan a la Comisión son losintercambios transfronterizos de electricidad, el nivel de interconexióny el poder de mercado, la seguridad de suministro y la volatilidad delos precios y la necesidad de cumplir con los objetivosmedioambientales.

Habló de los mercados regionales y del enfoque regional que laComisión Europea quiere darle a las soluciones concretas de losproblemas, como medio de alcanzar el mercado interior de la energíaen un menor plazo de tiempo.

El tercero de los temas "Mercados regionales y comerciointernacional" contó con tres presentaciones de los representantes delReino Unido y de Holanda.

El principal obstáculo para alcanzar la unión más efectiva entre losmercados de Inglaterra y Gales y Escocia era la operación técnicaconjunta de los mercados. OFGEM está buscando una profundaintegración de la operación de los sistemas como base fundamentalpara que se pueda alcanzar el correcto funcionamiento del mercadointegrado.

El representante de Holanda realizó una exposición sobre elmecanismo de acoplamiento de mercados desarrollado por EuroPEX yque ha sido la base de un trabajo presentado por EuroPEX y ETSO(Asociación de Operadores de Sistema) al último Foro de Florencia.

El cuarto tema "Cobertura de riesgos en los mercados deelectricidad y liquidez de los mercados" contó con tres presentacionesde representantes de Alemania, Reino Unido y Noruega.

El representante de Alemania presentó la situación de su mercado,la evolución creciente de sus volúmenes de contratación en elmercado de futuros (las posiciones abiertas en este momento son de120 TWh y 4,2 millardos de Euros) y la mayor importancia que estáadquiriendo el precio en el mercado spot como referencia para:

• Las autoridades y la normativa

• Los contratos bilaterales

• El mercado de derivados

• La contratación OTC

La segunda intervención fue realizada por un representante deELEXON del Reino Unido sobre las garantías, donde para cubrir losriesgos derivados de los costes de los desvíos exigen garantíasexplicitas a los agentes en forma de dinero metálico o líneas de créditoúnicamente, no admitiéndose ningún tipo de compensación entregrupos de empresas. Las garantías son exigidas tanto a loscompradores como a los productores, dado que todos los agentespueden incurrir en desvíos.

La última ponencia fue realizada por el representante deNORDPOOL ASA en Noruega. Informó que en el momento actual elvolumen del mercado spot era del orden del 40% de la demanda delos países nórdicos y que se había incrementado algo por el efecto dela presentación de ofertas en bruto (sin compensar compras y ventas).

A continuación de la Conferencia de APEx y durante los días 12 y 13de octubre, se celebró, también en Leipzig una Conferencia Industrialbajo el lema "Liberalización de los Mercados de Energía: Ejemplos debuenas prácticas". Se desarrollaron diversas ponencias, a las que


136

asistieron representantes de las más importantes empresas einstituciones del sector energético de Europa y América.

OMEL tuvo una amplia participación, con exposiciones sobre lostemas que se trataron así como en los coloquios que se celebraron,poniéndose de manifiesto el interés que, en gran parte de losasistentes, despertaron algunas soluciones que OMEL aporta a laoperación de los mercados, como son los mercados intradiarios, lagestión de congestiones internacionales y la garantía de potencia.

La próxima conferencia correspondiente al año 2005, está previstoque se celebre del 30 de octubre al 1 de noviembre de 2005 enOrlando (Estados Unidos) siendo la entidad encargada de suorganización el operador de mercado más grande del mundo (PJM).

6.2 Evolución y cuarto informe anual sobre lapuesta en marcha del mercado interior de laelectricidad

Este informe anual publicado el pasado 5 de enero de 2005 lorealiza la Comisión Europea de acuerdo con el artículo 28 de laDirectiva 2003/54/CE.

El informe pone en primer lugar de manifiesto que el 13 de octubrede 2004 fue necesario el envío de cartas de advertencia a 18 Estadosmiembros notificando la no transposición al ordenamiento jurídiconacional de los mandatos incluidos en la Directiva. El 16 de marzo de2005, la Comisión Europea envió a 10 Estados miembros, Alemania,Grecia, España, Bélgica, Estonia, Irlanda, Lituania, Letonia, Suecia,Luxemburgo, el dictamen motivado por razón de no transposición dela Directiva al derecho nacional.

Como cuestiones generales el informe señala lo siguiente:

• Respecto a la contratación en competencia, la Directiva 96/92/CE noha sido suficiente dado que el número de clientes que ha cambiado deproveedor en los diferentes Estados miembros no llega al 50% yademás muchos de ellos están insatisfechos con la gama de serviciosque se les ofrecen. El informe considera que sólo los países nórdicos yel Reino Unido están exentos de obstáculos a la competencia.

• En la mayoría de los casos, los consumidores que han cambiado desuministrador no han podido acceder a otro de otro país, lo querefleja una falta de integración de los mercados y unasinfraestructuras de interconexión insuficientes. Por lo general losproveedores extranjeros constituyen menos de un 20% de la cuotade mercado.

• Como ya se había puesto de manifiesto en informes anteriores losmercados de electricidad y de gas están dominados, en la mayoríade países, por una o dos empresas y no suele haber capacidadcomercial suficiente para la existencia de un alto volumen decomercio transfronterizo. Por otra parte, muchos de los mercadosde electricidad en los nuevos Estados miembros se caracterizan porcontratos de electricidad a muy largo plazo, lo que significa que elcampo de acción para la competencia puede ser mucho másreducido que el que se derivaría de las cuotas de mercado. Ademásel desarrollo de mercados mayoristas con liquidez constituye unobjetivo fundamental, ya que permitiría a los participantes,incluidos los nuevos entrantes, comprar y vender electricidadlibremente.

• La interconexión entre Estados miembros constituye un importantepotencial para incrementar el nivel de competencia. También laaplicación del Reglamento (CE) Nº 1228/2003 debería dar lugar aavances. La coordinación para la resolución de las congestiones enlas fronteras, a través del acoplamiento de mercados "marketcoupling" propuesto por los participantes del Foro de Florenciaincrementará la liquidez y el acceso de los participantes a losmercados nacionales.

Fuente: Unión Europea%Re

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90

80

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40

30

20

10

0

APERTURA DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN LA UNIÓN EUROPEA

03 07

137

04

100 500 Jurídica Contabilidad Previsto Sup. a la media 1.050 70100 55 Jurídica Jurídica Consejero Sup. a la media 144 7590 60 Jurídica Jurídica Consejero Sup. a la media 41 95

100 33 Jurídica Jurídica Limitado En la media 69 40100 210 Propiedad Jurídica Consejero En la media 70 80100 80 Propiedad Contabilidad Limitado En la media 70 4070 275 Jurídica Gestión Energía/Compet. En la media 20-25 9562 29 Jurídica Ninguna Limitado Sup. a la media 10 10056 12 Jurídica Gestión Consejero En la media 9 9079 225 Propiedad Jurídica Consejero Sup. a la media 305 7557 3 Gestión Gestión Sup. a la media 12 N.D.

100 100 Propiedad Jurídica Energía/Compet. En la media 37 80100 42 Propiedad Contabilidad Consejero En la media 4 80100 135 Propiedad Jurídica Consejero En la media 127 40100 335 Propiedad Jurídica Energía/Compet. En la media 80 4010 1 Jurídica Jurídica Limitado 17 10076 4 Contable Contable Energía/Compet. 24 100

Jurídica Jurídica 21 8052 50 Jurídica Contable Consejero 357 3547 25 Jurídica Contable Limitado 370 7566 15 Jurídica Gestión Limitado 25 8567 22 Jurídica Contable Consejero 26 6575 10 Jurídica Contable Consejero 76 9535 1 Gestión Nada Limitado 1 1000 0 Consejero 1 100


APLICACIÓN DE LA DIRECTIVA SOBRE ELECTRICIDAD

AlemaniaAustriaBélgicaDinamarcaEspañaFinlandiaFranciaGreciaIrlandaItaliaLuxemburgoPaíses BajosPortugalSueciaReino UnidoEstoniaLetoniaLituaniaPoloniaR. ChecaEslovaquiaHungríaEsloveniaChipreMalta

Apertura del mercado

declarada %

ProducciónanualTWh

Separacióngestor-propietario de

la red de transporte

Papeldel regulador

Tarifas dered generales

Separacióngestor de la redde distribución

Número desuministradores

Cuota de capacidadde los tres mayores

productores %

1/1993 NORDPOOL** Sí Sí Sí Sí

1/1998 OMEL Sí No No Sí

5/1999 APX (Holanda) Sí No No Sí

6/2000 EEX** Sí Sí Sí No

6/2000 UKPX* Sí No No No

8/2000 OPCOM Sí No No No

11/2001 POWERNEXT** Sí Sí No No

1/2002 BORZEN Sí No No No

4/2004 GME Sí Sí Sí No

6/2000 GIELDA ENERGII Sí No No No

1/2002 OTE Sí No No Sí

04

Fuente: Elaboración propia

FUNCIONES DE LOS OPERADORES DE MERCADO EN EUROPA

* Contratación insignificante ** Proyecto mercado CO2

Miembrosde Europex

COMIENZO OPERACIÓN ENTIDAD MERCADO SPOT PRECIOS ZONALES MERCADO DE AJUSTESMERCADO A PLAZO(Futuros)

P. Nórdicos

España

Holanda

Alemania

R.U. - UKPX

Rumania

Francia

Eslovenia

Italia

Polonia

Rep. Checa


138

• Aunque se ha trabajado mucho en el acceso de terceros a la red yen la gestión de las congestiones en las fronteras, la independenciade los gestores de las redes sigue siendo una cuestión fundamental.En este punto también se considera que los gestores de las redes dedistribución deben separar sus actividades de las de suministro conobjeto de que puedan garantizarse unas tarifas que reflejen loscostes y la supresión de cualquier tipo de barrera de entrada. En estesentido la influencia de las autoridades reguladoras es fundamentalpara facilitar la no discriminación tanto en las tarifas como en elacceso físico a la red.

• Por último, se señala la existencia de unos precios regulados para elconsumidor final funcionando en paralelo con los contratos deadquisición a largo plazo, lo que puede llegar a obstaculizar elavance del mercado interior. En el año 2004, salvo con Italia, seregistró una convergencia en los precios mayoristas en torno a 30€/MWh tanto en bilaterales como en los mercados. El informe yapreveía incrementos significativos para 2005 por encima de los 30€/MWh, en parte debido a la respuesta al aumento de los preciosde las fuentes de energía primaria en los mercados mundiales. Sinembargo, los precios para los usuarios finales que incorporantambién los costes de la red y un margen para el suministro al pormenor no han mostrado esta tendencia a la convergencia. Estosprecios minoristas muestran un elevado grado de dispersión entreconsumidores y entre los practicados por los distintos Estadosmiembros.

• Concluye este análisis manifestando que el problema de laconcentración constituye actualmente el obstáculo más importantepara el desarrollo de un mayor nivel de competencia, lo que puedehacer perder la confianza de los consumidores en el mercado. Enrelación con esta cuestión se considera vital la independencia de losgestores de las redes y el incremento del nivel de lasinterconexiones. Sin las inversiones necesarias para que esto seproduzca, la posibilidad de contrarrestar el poder de los operadoreshistóricos seguirá siendo limitada. En esta línea, se considera queun uso más enérgico de la política de competencia a nivel nacional,una mayor transparencia en el comportamiento de losparticipantes y un nivel mayor de cooperación entre lasautoridades nacionales y la CE, también podrá dar lugar a mejorassignificativas.

En cuanto a la seguridad de suministro el informe pone demanifiesto que la situación en la Unión Europea es satisfactoria,citando los casos de España e Italia, en los que esta situación hamejorado apreciablemente con la puesta en servicio de nuevacapacidad de generación, sin embargo, los países nórdicos siguenpresentando una situación relativamente problemática. El desarrollode las interconexiones también es necesario en varios casos, dado que

la Unión Europea se encuentra todavía a distancia del objetivo fijadoen la cumbre de Barcelona para que las interconexiones constituyan en2005 el 10% de la capacidad instalada en cada estado europeo.

En cuanto al servicio público y la protección del consumidor,teniendo en cuenta que todos los usuarios serán cualificados el 1 dejulio de 2007, el informe estima necesario mantener al menos elmismo grado de fiabilidad y calidad existentes, tanto si se decidecambiar de proveedor como si no. En este punto son las autoridadesreguladoras las que tienen que garantizar la disponibilidad de unainformación suficiente sobre precios y servicios. Es una preocupaciónprimordial de la Comisión Europea que las obligaciones de serviciopúblico no falseen la competencia y permitan a los proveedoresigualdad de acceso, siendo notable el posible efecto distorsionador delos precios regulados para el consumidor final.

Por lo que se refiere a los aspectos medioambientales el informemanifiesta que es necesario mantener los incentivos para apoyar lasenergías renovables, la reducción de las emisiones y la gestión de lademanda. Destaca que durante 2003 se pusieron en servicio más de7.000 MW de capacidad de energías renovables y se puso en operaciónnueva cogeneración de alto rendimiento, en su mayor parte enAlemania y España. Señala así mismo que muchos Estados Miembrossiguen apoyando este tipo de energías por medio de incentivos fiscales.

El 1 de mayo de 2004 se ha producido el ingreso en la UniónEuropea de ocho países de Europa Central y Oriental, además deChipre y Malta, lo que constituye un acontecimiento histórico.

Este hecho ha provocado la revisión general de todos losprocedimientos nacionales en estos nuevos Estados miembrosrelacionados con el mercado interior de la electricidad para incorporarlos avances en estos países respecto a la desagregación contable y alacceso de terceros a la red. Ambos temas son fundamentales para eldesarrollo de un mercado competitivo, referidos tanto al acceso físicoa la red como a los servicios complementarios para la gestión de losdesvíos en tiempo real y la asignación de los costes asociados. Lapropuesta de Directiva sobre eficiencia energética en la utilización finaly los servicios energéticos desarrolla la metodología para establecer loscostes de estos servicios y la desagregación legal y funcional tanto delos distribuidores como de los transportistas.

Al ya numeroso grupo de Estados miembros de la Unión quecuentan con operadores de mercado, se unirán en los próximos añosotros nuevos que se van a instalar inmediatamente. Es decir, se tratade una tendencia en la forma de operar que se ha desarrollado en lamayor parte de los países que han liberalizado o van a liberalizar susector eléctrico.

139

%

RELACIÓN ENTRE CAPACIDAD COMERCIAL Y POTENCIA INSTALADA

01 02

Fuentes: ETSO, Nordel, NGC y ESBNG

120

100

80

60

40

20

10

0

Leto

nia

Luxe

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nia

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Italia

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nda

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ino

Unid

o

MW

REDES TRANSEUROPEAS DE ELECTRICIDAD HASTA 2013


EL1 Francia - Bélgica - Paises Bajos - Alemania 2.500

EL2 Fronteras de Italia con Francia, Austria, Eslovenia y Suiza 4.000

EL3 Francia - España - Portugal 3.000

EL4 Grecia - Países Balcánicos - Sistema UCTE 2.000

EL5 Reino Unido - Europa Continental y Europa Septentrional 2.000

EL6 Irlanda - Reino Unido 500

EL7 Dinamarca - Alemania - Anillo del Mar Báltico 3.000

EL8 Alemania - Polonia - R. Checa - Eslovaquia -Austria - Hungría - Eslovenia 3.000

EL9 Estados mediterráneos - Anillo eléctrico mediterráneo 3.000

Total 23.000

Años 01 a 05Fuente: Comisión Europea

%

Rein

o Un

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ca

Espa

ña

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65

30

25

20

15

10

5

0

CAPACIDAD DE INTERCONEXIÓN

01 02 05

%

RELACIÓN ENTRE CAPACIDAD COMERCIAL Y POTENCIA INSTALADA

Año 04

Fuentes: Comisión Europea y elaboración propia

3,2

7,5

4,6

2,9


140

La adhesión de diez nuevos Estados miembros hace necesarioadaptar las orientaciones sobre la red transeuropea (TEN) a la situaciónparticular de estos países y financiar proyectos de interés común parala Unión ampliada. La revisión de las orientaciones TEN incluye losproyectos necesarios para que los nuevos Estados miembros entren aformar parte del mercado interior del gas y la electricidad.

Muchos de los proyectos que conectan a terceros países con laComunidad ampliada ya reciben financiación de la red transeuropea.Pero dada la velocidad a la que se está creando el mercado europeoampliado de gas y electricidad, es necesario ultimar la lista de losproyectos que en breve podrán recibir financiación.

Además de revisar las orientaciones para incluir los proyectos deinterés común para los países candidatos, es necesario adoptar unenfoque similar en lo que respecta a los países terceros. LaComunicación de la Comisión sobre la política de energía y los paísesvecinos de la UE trata de esta necesidad y propone incluir medidas yproyectos concretos en las orientaciones TEN. La creación progresivade un auténtico mercado europeo de gas y electricidad, que incluirá amás de 35 países con una población superior a 600 millones dehabitantes, debería ser un claro objetivo de la Unión Europea a medioplazo. Este mercado se basará en normas comunes sobre la aperturadel mercado, la protección del medio ambiente y la seguridad.

6.3 El Foro de Florencia

Los días 16 y 17 de septiembre 2004, tuvo lugar en Roma laundécima reunión del foro de Florencia, al que concurrieronrepresentantes de las autoridades reguladoras de los Estadosmiembros de la Unión Europea y representantes de los paísescandidatos.

Se trataron los temas siguientes, que fueron recogidos en lasconclusiones:

• Mercado eléctrico competitivo y sostenible.

• Países vecinos: Suiza y el mercado energético del sudoeste deEuropa.

• Aplicación del nuevo reglamento transfronterizo: Borrador dedirectrices.

• Seguridad de suministro y Directiva sobre infraestructuras.

• Estándares europeos de fiabilidad.

Los temas de fondo más importantes que fueron señalados, tantopor el Sr. Lamoureux, Director General de la DGTREN como por el Sr.Turmes, miembro del Parlamento Europeo, fueron los siguientes:

Por parte del Sr. Lamoureux:

• La apertura del mercado sigue siendo asimétrica.

• El grado de concentración de la industria tiende a aumentar.

• El desarrollo de las infraestructuras todavía no es satisfactorio, puesestá por debajo del 10% acordado por el Consejo Europeo enBarcelona en el año 2002.

• La Comisión contempla la conveniencia de integrar cables eléctricosen túneles ferroviarios o de carreteras como condición paracofinanciar tales proyectos.

Por parte del Sr. Turmes:

• La verdadera causa que subyace tras las congestiones y laconcentración del mercado.

• Son necesarias medidas como la separación de los negocioseléctricos y la mejora en la gestión de congestiones.

En lo relativo a la posibilidad de creación de un mercado energéticoen el sudoeste europeo, se enfatizó la posibilidad de diseñar unmercado estándar para toda la región, y en concreto promover eldesarrollo de un mercado eléctrico magrebí basado en los mismosprincipios que el mercado eléctrico de la Unión Europea.

La implementación del Reglamento (CE) nº 1228/2003 dio origen adebates interesantes sobre la base del borrador de directricespresentado por la Comisión sobre gestión de las congestiones, quepretenden complementar las existentes contenidas en el Reglamento.

El borrador de directrices hace referencia a detalles relativos a lasdisposiciones generales del Reglamento sobre:

• Métodos usados para la gestión de las congestiones.

• Coordinación entre TSOs

• Maximización de la capacidad disponible, y

• Transparencia a través de la publicación de información relevantesobre transporte y generación, disposiciones para lasinterconexiones de carácter mercantil, así como el tratamiento delas rentas de congestión.

141

En esta parte del foro se produjo la presentación de los documentosde conclusiones sobre los que habían venido trabajando desde lasesión anterior del foro y a su solicitud EuroPEx y ETSO. Estos trabajosincorporan una propuesta para la solución de las congestiones en lasinterconexiones internacionales, basada en el acoplamiento de losmercados estudiado por EuroPEX en combinación con el estudio deflujos por las redes europeas analizado por ETSO.

El Foro requirió a ambas organizaciones la continuación de lostrabajos, y el desarrollo de los mismos sobre la base de ampliar lasinvestigaciones en los aspectos técnicos, contractuales y regulatorios.

También se identificaron temas horizontales comunes a todas laszonas de la Unión Europea, como es el tema del poder de mercado. Seacordó tratar el tema en profundidad por las entidades interesadas enestablecer colaboración con la Comisión, ETSO, EuroPEX y otrosagentes relevantes del mercado, que deberán informar en el siguienteForo, programado para la primavera/verano de 2005.

Con el fin de abordar la forma concreta de aplicar las directrices, seacordó crear diferentes Mini-Foros para diferentes regiones de laComunidad, convocados de forma conjunta por la Comisión, CEER yERGEG, con la asistencia de los representantes de los TSOs implicados,EuroPEX y, cuando resulte relevante, de los agentes del mercado.

El Foro trató también la cuestión relativa al mecanismo decompensación entre TSOs, donde la Comisión considera que esnecesaria una profundización en el trabajo antes de acordar unametodología definitiva a largo plazo.

A continuación se abordaron dos temas importantes:

• Seguridad de suministro y Directiva sobre infraestructura.

• Normas europeas de fiabilidad.

Con relación a la seguridad de suministro y la Directiva sobreinfraestructuras, la Comisión informó sobre el progreso de discusiónen el seno del Consejo y del Parlamento, e insistió en la necesidad deuna mayor coordinación de las inversiones en interconexiones.

Euroelectric considera que establecer un mercado que funcione esun requisito previo clave para asegurar la seguridad de suministro,concepto este que ETSO había considerado clave en relación con lasinversiones.

EuroPEX apoyó la petición de la Comisión de establecer normassobre la autorización para las inversiones en interconexiones y engeneral, de un clima inversor estable que acentúe la importancia de losmercados a plazo y de futuro como un claro indicador de la inversión.

LOS MINI-FOROS:

Benelux Francia, Bélgica, Holanda, Luxemburgo y Alemania Bruselas 17-12-2004

Países Nórdicos Noruega, Suecia, Finlandia, Dinamarca, Alemania y Polonia Helsinki 19-1-2005

Península Ibérica España, Portugal y Francia Madrid 21-1-2005

Italia Francia, Italia, Suiza, Austria, Grecia y Eslovenia Milán 25-1-2005

Europa Central y del Este Alemania, Polonia, República Checa, Eslovaquia, Austria, Hungría y Eslovenia Viena 27-1-2005

Estados Bálticos Estonia, Letonia y Lituania Riga 14-2-2005

Reino Unido e Irlanda Reino Unido, Francia y República de Irlanda Londres 15-2-2005

6. LIBERALISATION OF ELECTRICITY IN AN INTERNATIONAL CONTEXT

142

Sobre las reglas europeas de fiabilidad, la Comisión informó al Forosobre un estudio que se presentaría próximamente y que analizaría lasactuales reglas de fiabilidad y seguridad nacional y multilateral. Elestudio determinará la necesidad y alcance de las reglas sobreseguridad y fiabilidad obligatorias en el Conjunto de la Unión Europea.

6.4 Intercambios intracomunitarios,contribuciones de EuroPEX y solución de lascongestiones en el contexto europeo

El 26 de abril de 2002 se formalizó en la ciudad de Bruselas laconstitución de EuroPEX como entidad con personalidad jurídica sin finde lucro, siendo los miembros fundadores el Operador del MercadoIbérico de Energía - Polo Español (España), NordPool (Noruega,Suecia, Finlandia y Dinamarca), European Energy Exchange(Alemania), Powernext (Francia), Amsterdam Power Exchange SpotMarket (Holanda), Gestore del Mercato Elettrico (Italia) y Borzen,Organizador Trga Z Elektricno Energijo (Eslovenia). Con posterioridadse ha adherido a la asociación el operador de mercado Operátor Trhus Elektrinou, a.s. (Republica Checa), el operador de mercado EuropeanEnergy Derivatives N.V. (Holanda) y el operador de mercadoTowarowa Gielda Energii SA (Polonia).

La promoción de los intercambios intracomunitarios y de la libertadde transacciones en el ámbito del mercado interior es un objetivobásico de EuroPEX que ha sido reconocido por el Foro de Florencia,mediante la solicitud de presentación de propuestas concretas en elámbito del comercio transfronterizo y en especial, en lo que se refierea la solución de las congestiones en las interconexiones internacionalessobre la base de métodos de mercado.

Como respuesta a esta solicitud, EuroPEX presentó al Foro deFlorencia del 8 y 9 de julio de 2003 un trabajo comprensivo de lametodología de resolución de congestiones basado en la coordinaciónde mercados (DMC). Este trabajo tuvo una favorable acogida por laComisión Europea y por el Foro, que solicitó a EuroPEX la continuaciónde este trabajo con la colaboración de la asociación ETSO deoperadores de los sistemas europeos. Los trabajos de EuroPEX y ETSOculminaron en un documento conjunto que se ha presentado al 11ºforo regulador de Florencia celebrado en Roma los días 16 y 17 deseptiembre de 2004. El Foro ha considerado procedente la ampliaciónde dichos trabajos con objeto de resolver las cuestiones técnicas,contractuales y de regulación precisas para la implantación de lapropuesta, tomando en consideración además el reglamento1228/2003 y los análisis en curso de la Comisión Europea sobre lasdirectrices de su anexo.

La propuesta común denominada "Acoplamiento de mercadosbasado en los flujos por las redes", FMC, "Flow based marketcoupling", proporciona un mecanismo para la gestión de lascongestiones y la integración transfronteriza de los mercados deelectricidad europeos interconectados. Consiste en la formación deprecios regionales en los mercados organizados, correspondientes acada sistema eléctrico europeo. La propuesta contempla, tanto lasofertas de energía a los mercados del día siguiente, como las ofertaspor la capacidad de tránsito, a efectuar por aquellos participes quequieran realizar contratos bilaterales transfronterizos.

Los trabajos previos de ETSO "gestión coordinada de lacongestiones" y EuroPEX "acoplamiento descentralizado delmercados" eran consistentes y complementarios en la mayoría de losaspectos. En particular, ambas asociaciones están de acuerdo en quelos mecanismos de solución de las congestiones basados enprocedimientos de mercado se deben utilizar en todas las fronterasdonde sea posible, y deben ser coordinados para considerar lainterdependencia de los flujos físicos eléctricos entre los diferentessistemas eléctricos.

La innovación principal introducida por el método propuesto es lacombinación del acoplamiento de los mercados y del modelo de redbasado en flujos físicos. El modelo de FMC alcanza un equilibrio entrelos requisitos para la gestión eficaz de las congestiones eléctricastransfronterizas, los mercados de la energía eficientes y la viabilidadpráctica. Proporciona los medios para maximizar la capacidadinterregional de transporte que puede estar disponible sincomprometer la seguridad del sistema, al tiempo que mejora laeficacia del mercado por aumentar su tamaño, consolidar su fluidez, yfacilitar el acceso a los partícipes.

ETSO y EuroPEX creen que este acercamiento a la gestióntransfronteriza de la congestión resuelve las necesidades de losmercados y de la operación de los sistemas. El trabajo, según se indicaen el informe provisional presentado, no está completo, y ETSO yEuroPEX acordaron que deberá revisarse y ampliarse a la luz de loscomentarios recibidos. La propuesta podría ser considerada bajo elprocedimiento de Comitología de la Unión Europea, y también tenerseen consideración en los proyectos de ámbito local.

A la hora de abordar la solución de las congestiones en las fronterases importante distinguir los diferentes horizontes temporales queintervienen en la contratación de la energía eléctrica, puesto que todosellos tienen influencia en las mismas.

ETSO y EuroPEX acordaron que el horizonte fundamental para lasolución de las congestiones era el diario y que es el momento en elque deben converger todas las formas de contratación de energía

143

transfronteriza para poder resolver las congestiones de una formacompatible con los requerimientos de la Regulación Europea.

Horizontes de contratación de energía a plazosmayores que el día siguiente

Los participantes en los mercados han expresado la necesidad detener a su disposición posibilidades de contratación de energía quecruce las fronteras que les permitan asegurar los costes que tendránque asumir y que les proporcionen la opción, si así lo deciden el díaanterior al de suministro, de que sus transacciones sean llevadas a lapráctica.

Para proporcionarles estas posibilidades se proponen dosalternativas que no son excluyentes entre sí:

• La venta a plazo de la opción de utilizar la capacidad transfronteriza,con el compromiso de decidir su ejercicio efectivo el día anterior alde suministro y, aún en el caso de no usarla, de abonar los costescomprometidos (subastas explícitas de capacidad).

• Un mercado de cobertura del riesgo sobre la diferencia de precioentre el sistema donde desean producir la energía y el sistemadonde desean consumirla.

El Reglamento (CE) Nº. 1228/2003 establece como premisas básicasque se deben poner a disposición de los participantes en el mercado lamáxima capacidad comercial disponible y que cuando la opción deutilización de la capacidad se hubiera atribuido con carácter previo y nofuera finalmente ejercida, debe ponerse a disposición del mercado entiempo útil. Bajo estas premisas, la máxima utilización de la capacidadcomercial requiere la adopción de un método de subasta implícita altiempo del mercado diario y en su caso de los mercados intradiarios.

Las dos posibilidades de contratación a plazo (subastas explicitas ycobertura financiera de las diferencias de precio entre sistemas omercados) son prácticamente equivalentes, si se da el prerrequisito dela existencia de mercados diarios líquidos en los dos sistemas (en elmercado donde el vendedor quiere vender su energía y el mercado enel que el comprador quiere consumirla). En caso de no existir unmercado líquido en uno de los dos sistemas, la cobertura de riesgo dela diferencia de precios no asegura la posibilidad de producir oconsumir la energía (según en que sistema no exista mercado líquido),pero se estará en una situación tan complicada, desde el punto devista de las posibilidades de abuso de las posiciones dominantesexistentes en la mayoría de los países de Europa, que en nuestraopinión, la venta de las opciones de utilización a plazo de la capacidadtransfronteriza no debería realizarse, al faltar el mecanismo, que es el

mercado diario líquido, que asegura que la interconexión se utiliceplenamente cuando las señales económicas lo justifiquen.

Contratación al tiempo del mercado diario

La opción propuesta es el acoplamiento de mercados conconsideración de los flujos físicos por las redes (Flow based MarketCoupling o FMC).

Antes de efectuarse los mercados diarios en los diferentes sistemas sepropone una fase de declaración por los poseedores de las opciones deutilización de la capacidad comercial (subasta explícita). Como resultadode esa fase se dispondrá de la información sobre cuanta es la capacidaddisponible para el mecanismo de FMC en los sentidos de importación yexportación. Hay que hacer notar que la suma de las capacidades deimportación y exportación será siempre igual al máximo disponible,suponiendo el ejercicio de las opciones únicamente un desplazamientode capacidades de importación a exportación o al contrario.

La capacidad comercial máxima se determina de manera coordinadapor los gestores de las redes de los países implicados mediante unmodelo simplificado de flujos previstos por las interconexiones einfluencias en las cargas de las mismas. El objetivo de esta matriz devalores es poder resolver los diferentes mercados de forma coordinadateniendo en cuenta los efectos sobre las diferentes interconexiones delas transacciones en los diferentes sistemas.

Sobre la base de estas informaciones los operadores de mercadoeuropeos deben recibir, en la misma hora de cierre de los mercados,las ofertas para contratación en el mercado organizado, junto con lasofertas por diferencia de precios de aquellos titulares de contratosbilaterales internacionales que hayan decidido buscar la cobertura delriesgo del precio de la congestión de forma diferente a la adquisiciónde opciones sobre la capacidad en las subastas explícitas.

Cada operador de mercado determina una curva de intercambiosinternacionales a través de sus fronteras que debe ponerse en común,con objeto de determinar las transacciones compatibles con lacapacidad comercial definida por el modelo de red basada en flujosfísicos por los operadores de las redes.

Si todas las transacciones casadas por los mercados son posibles seproduce un precio igual en los mercados organizados acoplados y noexistirá por tanto congestión.

En el caso de que parte de las transacciones no sean viables sedescartarán las necesarias según un método de subasta implícita,obteniéndose precios regionales diferentes bajo la condición demáxima utilización de la capacidad comercial definida anteriormente.


144

Contratación al tiempo del mercado intradiario

En principio no se propone reservar capacidad alguna para loshorizontes intradiarios, limitándose los mercados intradiarios, oprocesos equivalentes, mediante el acoplamiento de los mismos, acompletar la utilización de las capacidades remanentes en el mercadodiario.

Operación en tiempo real

Para el período próximo al tiempo real, cuando ya no existenmercados intradiarios o mecanismos equivalentes en los que sepuedan resolver los problemas, o hayan variado las capacidadescomerciales de forma incompatible con las transacciones asignadas, sepropone la adopción de métodos de "counter trading" a adoptar demanera individual en cada sistema eléctrico o coordinada, si biennuestra opinión es que cada sistema debe actuar por separadoresolviendo en tiempo real todos los problemas que tenga para unmomento dado y no resolverlo frontera por frontera.

Principales cuestiones pendientes:

• La aplicación de este método es sencilla en el caso de dos sistemasconectados en antena puesto que no se producen recirculaciones deflujos físicos. En este sentido debe mencionarse que se hanpresentado en julio de 2004 a las administraciones competentesespañolas y francesas unos trabajos específicos elaborados por RTE,REE, POWERNEXT y OMEL para la adopción de este sistema en lafrontera franco-española.

• En los sistemas mallados, como es el caso de Centroeuropa, la partedel mecanismo del FMC que asegura que los flujos en las diferentesfronteras, resultado de las transacciones en los mercados y de lasopciones sobre las capacidades transfronterizas ejercidas por losposeedores de las mismas, son compatibles con la realidad física delas redes, deberá estar completamente operativa.

• En los casos en que existan congestiones se generará la denominada"renta de la congestión", definida como el producto de la energíaneta que cruza cada frontera multiplicad por la diferencia de preciosentre los mercados adyacentes. La determinación del reparto deesas rentas y su destino final se deja por parte de Europex y ETSOal criterio de los reguladores, si bien está definido en el Reglamento(CE) Nº 1228/2003 que existen tres opciones para la utilización delos fondos.

• Es preciso resolver cuestiones de implementación y prácticas querequieran el acuerdo entre los operadores de mercado y losoperadores de sistema implicados sobre la base de lascorrespondientes directrices de regulación bien sea a nivel europeoo a nivel de los operadores de mercado y de sistema afectados.

Dada la vinculación existente entre los mini-foros celebrados a raízde 11º Foro de Florencia, la propuesta de modificación de directricesdel Reglamento (CE) Nº 1228/2003 y la implementación del método"Flow based market coupling (FMC)", EuroPEX ha dirigido a losservicios de la Comisión Europea un documento de contestación a losprincipales problemas que se han presentado para la aplicación delFMC que pueden resumirse como sigue:

• El método de "Market Coupling" puede implantarse en el cortoplazo versus su consideración como objetivo eventual a largo plazo.

Debe reconocerse que la aplicación práctica de las subastasimplícitas en los mercados diarios en el ámbito de varios EstadosMiembros viene existiendo desde hace varios años. (Por ejemplo enla región nórdica vía "Market Spliting"). Además, varios proyectoslocales estás bastante avanzados y se encuentran en la fase dedefinición de los marcos comerciales y regulatorios que permiten suimplantación, de manera que podrían estar operativos en un plazomuy breve.

• La existencia de múltiples iniciativas y el impacto en algún EstadoMiembro de la adopción simultánea de más de un mecanismo decoordinación en sus diferentes fronteras (los múltiples proyectos endesarrollo en la actualidad se encuentran descritos en la tablaadjunta);

Estos proyectos con varias fronteras necesitan ser abordados con unenfoque viable. Mientras éste se define, deben analizarse solucionesintermedias que vayan en la dirección objetivo final. Además, esimportante asegurar la compatibilidad de las soluciones intermediasde los diferentes proyectos.

• Garantía de que las múltiples iniciativas planteadas puedanconvergen hacia una viable para toda Europa;

La información obtenida de los Mini-Foros permite constatar queexisten diferentes enfoques que van a adoptarse en varias regionesEuropeas. Estas iniciativas son positivas consideradas aisladamente,si bien su diversidad puede hacer difícil la convergencia a una única,valida para el mercado interior europeo.

145

Los modelos existentes pueden resumirse como sigue:

a. Acoplamiento de mercados en la Europa Occidental, desdeNoruega a la Península Ibérica. Tanto los operadores de losmercados, como los operadores de los sistemas están altamenteinvolucrados en el proceso. Dado que el acoplamiento involucraa una serie de mercados conectados en serie, no existe unanecesidad inmediata de aplicación del modelo de flujos por lasredes.

b. Subastas explícitas coordinadas en Europa Central y Oriental. Losoperadores de los sistemas lideran este proceso, que podríaevolucionar hacía un enfoque basado en el modelo de flujos porlas redes y eventualmente a la adopción de subastas implícitas enel mercado diario.

c. Italia esta implantando otro tipo de soluciones.

d. Alemania está actuando como vinculo central en Europa,mediante la aplicación de subastas explícitas (fundamenteapoyadas por los gestores de las redes alemanas) en loshorizontes mensual y anual y evolucionando el concepto desubastas explicitas en el horizonte diario hasta hacerloprácticamente igual a las subastas implícitas.

• Si existe suficiente liquidez en todos los mercados organizadoscomo para permitir un mecanismo de acoplamiento de mercadoseficiente (se plantea, por ejemplo, casos en que los flujostransfronterizos sean mayores que los volúmenes actualmentenegociados en algún mercado organizado);

Como primera consideración los volúmenes negociados en unmercado organizado no son el único indicador relevante de suliquidez. Es preciso tomar también en consideración la profundidaddel mercado (flexibilidad) y el tamaño del mercado bilateral/OTCvinculado a los precios del mercado organizado (vía arbitraje).

El acoplamiento en el mercado diario es más efectivo que lassubastas explícitas diarias, dado que, al generar liquidez horizontal,colabora al nacimiento de mercados eficientes de energía cuando noexisten (lo que presumiblemente es la finalidad del mercado únicode la electricidad). Más que contemplar la liquidez como unrequisito previo ésta debería considerarse como un objetivo final.

• El acoplamiento descentralizado de mercados podría ser demasiadocomplejo, por ejemplo, como consecuencia de las iteraciones delalgoritmo de formación de los precios, la responsabilidadoperacional dispersa o la ausencia de una organización centralregulada;

Un enfoque más centralizado puede ser posible, si ladescentralización se demostrara incapaz de dar solución a losescenarios más complejos. Sin embargo, éste no ha sido el caso dela experiencias existentes (los trabajos actuales en múltiplesproyectos locales descentralizados muestran la factibilidad delmodelo). Además, puede existir un conjunto de solucionesalternativas, como puede ser el caso de una combinación deprocesos, unos centralizados y otros descentralizados, quesatisfagan los principios y procesos presentados por EuroPEX-ESTOpara el modelo FMC. Por otra parte, un enfoque más centralizadopuede tener otros inconvenientes todavía no identificados cuandose plantee su implementación práctica.

• Como resolver las congestiones en las interconexionesinternacionales en el horizonte posterior a los mercados diarios,como por ejemplo en los mercados intradiarios;

Si los operadores de los sistemas disponen de capacidad comerciallibre después del mercado diario, es necesario dar solución a lasposibles congestiones en los mercados intradiarios. Los Operadoresde los mercados están preparados, como para el caso de losmercados diarios, para proporcionar soluciones que son altamentecompatibles con los mercados de energía locales.

6. LIBERALISATION OF ELECTRICITY IN AN INTERNATIONAL CONTEXT

146

INICIATIVAS DE GESTIÓN COORDINADA DE LA CONGESTIÓN

Región

Entidades

Modelo de red

Mecanismogestión

congestión

Fecha prevista

Estado

BELPEX

Francia, Bélgica,Holanda

OSs, OMs

Sin recirculación(región radial)

Acoplamiento demercados diarios

(ofertas sindiferencia de

precio)

4º Trimestre 2005

En marcha

Francia-España

Francia, España

OSs, OMs

Sin recirculación(región radial)

S1: Subastaexplícita a plazo +

mecanismo de“usar o perder” no

definido todavíaS2: Subasta

explícita a plazo +acoplamientomercado diario

(umbral decapacidad)

S3: sin umbral decapacidad y

posibilidad deelegir “usar o

vender”

S1: mitad 2005S2: 2006

Propuesto por losreguladores, peropendiente de su

aprobación ypublicación en

España y Francia.

Cable“NorNed”

Noruega,Holanda

OMs, OSs

Sin recirculación(DC en AT)

100%Acoplamiento

mercados diarios(sin derechos

físicos a plazo)

1ª mitad 2008

Aprobado y enejecución cable

submarino.El acoplamientode mercados ha

sido acordado conlos reguladores.

Europa Central y del Este

Austria, Alemania,Polonia, RepúblicaCheca, Hungría,

Esovaquia,Eslovenia.

OSs (no OMs)

Sí

Construccióncoordinada entrePolonia, Alemaniay República Checa.

Subasta explícita(a plazo y diaria)

Enero 2006

Proyecto entreOSs

Alemania-Austria

Austria-Alemania

OSs

No

Cooperacióncomercio

transfronterizo,incluyendo elmétodo de

acoplamiento demercados.

1 Abril 2005

Operando

Kontek

Alemania,Dinamarca

OMs, OSs

Sin recirculación(DC en AT)

Acoplamientomercados diarios

de toda lacapacidad libre

en esemomento.

A determinar.

Grupo de trabajoestablecido entreOMs (NPS y EEX)

y OSs (EKS yVET) desde hace

un año. En elMini-Foro del

norte de Europase acordó que elregulador danésayudará a iniciar

nuevasdiscusiones sobreel acoplamiento

de mercado.

Mercado Ibérico

España, Portugal

OMEL (mercadoSPOT), Capacidaddada por los OSs

Sin recirculación

“Market Splitting”(bajo discusión)

30 junio 2005.

Pendiente laregulación

de detalle enambos países.

147

6.5 Evolución de los precios en los principalesmercados organizados spot durante el año 2004

A continuación se presenta la evolución de los precios de unconjunto de mercados organizados desde el año 1999, hasta el 31 dediciembre de 2004, cuya principal relevancia es la evolución relativa delos mismos. La comparación del nivel de los precios puede presentardiferencias que se producen como consecuencia del distintotratamiento de los componentes del precio, como son las pérdidas, losdesvíos y la existencia o no del concepto explícito de garantía depotencia.

Para el análisis de la evolución de otros mercados eléctricos noeuropeos se han seleccionado los mercados de Alberta en Canadá,PJM en Estados Unidos y NEMMCO en Australia.

En el mercado de PJM en Estados Unidos, con uno de los volúmenesde contratación de energía más elevados, 337.934 GWh en 2004, seha producido un precio medio superior en un 12% al del año anterior.Los precios se han movido en una horquilla de 39 - 56 €/MWh conun mínimo en marzo y un máximo en enero, siendo la máximademanda también en enero seguida de julio y agosto.

Los precios en el mercado de Australia han aumentado un 29%hasta situarse en 32 €/MWh, con un máximo en el mes de octubre de48 €/MWh y un mínimo de 22 €/MWh en el mes de marzo. Losmeses de demanda máxima son julio y agosto que coinciden con elinvierno austral.

Los precios en el mercado de Alberta han bajado un 13% respectoal año anterior, hasta los 56 €/MWh, con un máximo en el mes demayo de 69 €/MWh y un mínimo de 43 €/MWh en el mes de marzo.La demanda máxima se corresponde con el mes de diciembre.

Respecto a la evolución de los precios, se observa una convergenciade los precios horarios en los mercados más importantes europeos,americanos y australiano.

Evolución y tendencia a la convergencia de los preciosen Europa

La convergencia de precios de los mercados organizados europeosque se inició en 2003 y ha seguido ocurriendo durante la mayor partedel ejercicio 2004 supone un contraste notable con la formación de losprecios en períodos anteriores. Durante 2004, en lo que hace referenciaa la evolución de los mercados europeos, debe destacarse, en primerlugar, que se ha producido una tendencia a una mayor convergencia deprecios en todos los mercados en la banda de 28 - 31 €/MWh. En la

parte alta se sitúa Holanda y en la parte baja Francia. España, NordPooly Alemania se situaron en 29 €/MWh y Eslovenia en 30 €/MWh.

Las temperaturas moderadas registradas en el año 2004 en todaEuropa originaron un comportamiento muy estable de la demanda yla consiguiente estabilidad en los precios. Es de destacar los 40€/MWh alcanzados en el mes de octubre en Holanda. Los otrosmáximos se situaron en la banda de 31 - 36 €/MWh. Todos losmínimos se situaron en la banda de 24 - 27 €/MWh. Esta situación nose está repitiendo en los primeros meses de 2005.

Con objeto de poner de manifiesto esta evolución se hanseleccionado los precios medios trimestrales para los mercados deEspaña, países Nórdicos, Holanda, Alemania, Francia e Italia.

El análisis de los precios medios trimestrales en el período 2000-2004 refleja, por una parte los episodios de escasa reserva decapacidad de generación producidos en varios mercados europeos enperíodos temporales no siempre coincidentes y por otra, la evoluciónde mayor estabilidad seguida por los precios europeos desde finales de2003.

• En OMEL, el principal período de escasez relativa se produjo desdefinales del año 2001 hasta el tercer trimestre de 2002 en quecomenzó a entrar en explotación el nuevo parque generador denuevos ciclos combinados.


148

140

120

100

80

60

40

20

0


€/MWh

PRECIOS Y DEMANDA - APX EN HOLANDA

99 00 01

1.6001.4001.2001.000

800600400200

002 03 04

99 00 01 02 03 04

GWh

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MediaEne Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media

40

30

20

10

0

PRECIOS Y DEMANDA - EEX EN ALEMANIA

6.0005.0004.0003.0002.0001.000

001 02 03 0400


00 01 02 03 04

€/MWh

GWh


80

70

60

50

40

30

20

10

0


€/MWh

PRECIOS Y DEMANDA - NORDPOOL/ELSPOT

15.000

10.000

5.00099 00 01 02 03 04

99 00 01 02 03 04

GWh

50

40

30

20

10

0


€/MWh

PRECIOS Y DEMANDA - POWERNEXT EN FRANCIA

1.4001.2001.000

800600400200

001 02 03 04

01 02 03 04

GWh


149

60

50

40

30

20

10

0


30,530,020,520,010,510,0

5,00

02 03 04

PRECIOS Y DEMANDA - BORZEN EN ESLOVENIA

€/MWh

02 03 04

GWh

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media

140

120

100

80

60

40

20

0


PRECIOS Y DEMANDA - NEMMCO EN VICTORIA (AUSTRALIA)

9.000

8.000

7.000

6.00099 00 01 02 03 04

98 99 00 01 02 03 04

$AUS/MWh

GWh


110100

908070605040302010

0


$USA/MWh

PRECIOS Y DEMANDA - PJM EN ESTADOS UNIDOS

32.00030.00028.00026.00024.00022.00020.00018.000

99 00 01 02 03 04

99 00 01 02 03 04

GWh


300

250

200

150

100

50

0


PRECIOS Y DEMANDA - ALBERTA EN CANADÁ

6.200

5.600

5.000

4.400

3.80099 00 01 02 03 04

99 00 01 02 03 04

GWh

$CAN/MWh


150

• En NordPool fue la temporada de invierno 2002-2003 y en muchamenor medida el último trimestre de 2003, cuando se registraron lasmayores volatilidades de precios, debido a la alta demandaregistrada, que dio lugar a elevaciones importantes del precio de laelectricidad.

• En cuanto a los mercados centroeuropeos, la volatilidad de losprecios mayor tuvo lugar en el segundo y tercer trimestre de 2003en que las altas demandas locales de la temporada de veranoocasionaron la utilización muy intensa de la capacidad total degeneración en varias zonas cuya interconexión presentabadeterminadas carencias.

Todos estos episodios revelan que los precios de la electricidad sonaltamente sensibles a la escasez relativa de dicha mercancía. Tambiénes claro que si el nivel de interconexión y la capacidad comercialhubiera sido mayor, permitiendo transportar energía desde los sistemascon alta capacidad de generación a aquellos en que dicha capacidadera baja, no se hubieran producido los altos precios y volatilidadesindicados. Es decir, estos episodios podrían haberse subsanado mejor silas redes hubieran permitido la transmisión de la producción en el senodel mercado interior desde los sistemas con reserva alta de capacidadde generación a los sistemas con baja reserva. Además, lasegmentación del mercado interior europeo por escasez deinterconexiones, exacerba los problemas derivados de la posicióndominante de las compañías eléctricas en los mercados nacionales.

El avance de los procesos de inversión y la evolución de la demandade electricidad ha permitido que durante el ejercicio de 2004 elcomercio de electricidad intracomunitario origine una tendencia claraa la convergencia del los precios en los mercados organizadoseuropeos, sólo parcialmente alterada en los meses de diciembre 2004- febrero 2005, en parte debido a la influencia en la demanda de lasdiferentes condiciones climatológicas de la temporada de invierno enlos países europeos. El gráfico siguiente, que incorpora en detalle laevolución de los precios trimestrales de este período, así lo acredita.

6.6 Importancia del mercado español en elcontexto europeo

Los intercambios internacionales del mercado español, aunque hantenido una evolución creciente, se mantienen todavía muy limitados,debido a la existencia de una escasa capacidad de interconexión,especialmente con el norte de Europa.

El desarrollo del mercado español, que es un mercado interesantepara las principales compañías eléctricas de la Unión Europea, nopodrá realizarse en todo su potencial si esta situación, de prácticoaislamiento, no se ve modificada a corto y a medio plazo.

€/MWh

EVOLUCIÓN DEL PRECIO DE LA ELECTRICIDADEN MERCADOS ORGANIZADOS INTERNACIONALES

00 01 02 03 04

40

30

20

10

0

Nordpool EEX PJM OMEL

Años 00 a 04

151

Nov 04 a mar 05140

120

100

80

60

40

20

0

APX

Dic Feb

NordPool EEX Powernext OMEL GME

€/MWh

Borzen

Nov Ene Mar

PRECIOS MEDIOS EUROPEX

Años 00 a mar 0570

60

50

40

30

20

10

0

APX

00 01 02 03 04 05

NordPool EEX Powernext OMEL GME

€/MWh

PRECIOS MEDIOS TRIMESTRALES EUROPEX


152

La integración de los intercambios internacionales en el mercado seproduce de forma eficaz y es consecuencia de la participación de losagentes del mercado, al realizar transacciones que tienen su origen enel mercado organizado o en contratos bilaterales o tránsitos deelectricidad.

Consideramos que, teniendo en cuenta la dimensión del mercadoespañol y del Mercado Ibérico, la capacidad comercial con el norte deEuropa debería situarse en un orden superior al 20% de la punta dedemanda, lo que nos situaría en la media comunitaria.

En el horizonte 2002-2011, el documento "Planificación de lossectores de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte2002-2011" confirma las ventajas de carácter técnico, económico,medioambiental y estratégico que justifican la necesaria interconexióndel sistema eléctrico español con los sistemas externos.

La capacidad de interconexión comercial prevista para el sistemapeninsular español en el año 2005, considerando realizados losrefuerzos de la red de transporte previstos en dicho horizontetemporal, es:

Interconexión con Francia: la interconexión con Francia supone elobjetivo de mayor interés, por cuanto constituye el principal activopara que se pueda llevar a cabo el principio de la libertad de comercio,así como asegurar la calidad y seguridad del sistema español.

Interconexión con Portugal: las actuaciones previstas, que sereflejan además en los acuerdos de la XIX cumbre hispano lusacelebrada el pasado 7 de noviembre de 2003 son las siguientes:

• La línea Alqueva-Balboa está en servicio desde diciembre de 2004.

• El primer circuito de la línea de Cartelle-Lindoso está en serviciodesde el primer trimestre de 2004.

• El segundo circuito de la línea Cartelle-Lindoso y los refuerzos en eleje Duero, estarán en servicio en el año 2006.

• El refuerzo del eje Tajo se encuentra en un avanzado estado.

• La nueva interconexión por el Sur también se encuentran en unestado de realización avanzado.

El comercio internacional en el mercado español en laactualidad

El examen de la situación del sistema eléctrico peninsular españolnos indica lo siguiente, en relación a los intercambios de electricidad:

• Con Portugal, se producen habitualmente operaciones deimportación y exportación. El tamaño relativo del sistema eléctricoportugués con relación al conjunto del sistema español hace que lacapacidad comercial de intercambio con relación a la demandapunta de Portugal, que es del 8%, sea significativa a efectoscomerciales. El grado de ocupación de la capacidad comercial paralos intercambios en el mercado organizado y derivado de contratosbilaterales figura en el gráfico de la página siguiente.

• En el caso de la frontera hispano-francesa, la capacidad comercialdisponible con el resto de Europa se sitúa en la actualidad entre1.000 ÷ 1.400 MW en sentido importador y en 250 ÷ 700 MW ensentido exportador. Si se compara con la punta de demandamáxima del sistema español, de 43.378 MW el 27 de enero de2005, esta capacidad es muy escasa. Ello conduce a una situacióncercana al aislamiento comercial con respecto al norte de Europa.No obstante, el intercambio comercial se ha desarrollado connormalidad siguiendo la evolución de los precios en el mercadoespañol. El grado de ocupación de la capacidad comercial para losintercambios en el mercado organizado y derivado de contratosbilaterales figura en el gráfico correspondiente.

• En cuanto al comercio a través de la interconexión con Marruecosdebe destacarse la existencia de un flujo fundamentalmenteexportador junto con la aparición de importaciones de electricidadhacia España.

6.7 El Mercado Ibérico de electricidad

El Mercado Ibérico de la Electricidad es un mercado regionalintegrado dentro del concepto del mercado único europeo.Conceptualmente obedece a la eficacia que podría derivarse para elsistema eléctrico portugués de la integración de sus empresas de grandimensión para su mercado, en uno sustancialmente más amplio y conuna experiencia probada de funcionamiento. A su vez, para elmercado eléctrico en España, el Mercado Ibérico supone unaampliación potencial del orden del 20%.

Antecedentes

La creación del Mibel culmina el proceso de cooperación iniciadocon el Memorando de Acuerdo firmado el 29 de julio de 1998 por elMinistro de Economía de Portugal y el Ministro de Industria y Energíade España para la cooperación en materia de energía eléctrica, quepermitió el inicio de los intercambios con Portugal mediante laparticipación en el mercado de agentes portugueses.

153

1.4001.2001.000

800600400200

0-200-400-600-800

-1.000-1.200-1.400

05

MWh

01 02 03 04

Años oct 01 a mar 05

CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON FRANCIA Y ENERGÍA CASADA EN LOS MERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES

400

300

200

100

0

-100

-200

-300

-40005

MWh

01 02 03 04

Capacidad de importación no ocupada Importación Capacidad de exportación no ocupada Exportación


CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON MARRUECOS Y ENERGÍA CASADA EN LOS MERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES

1.8001.6001.4001.2001.000

800600400200

0-200-400-600-800

-1.000-1.200-1.400-1.600-1.800

05

MWh

01 02 03 04


CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON PORTUGAL Y ENERGÍA CASADA EN LOS MERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES


154


Contrato REE-EDF Mercado organizado

98

1.000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

IMPORTACIONES DE FRANCIA

99 00 01 02 03 04 05

Bilaterales

Años 98 a mar 05

98

300

250

200

150

100

50

0

GWh

EXPORTACIONES A FRANCIA

99 00 01 02 03 04 05

Mercado organizado Bilaterales

155

Este proceso continuó con el Protocolo de cooperación entre lasAdministraciones española y portuguesa para la creación del MercadoIbérico de la electricidad, firmado en Madrid el 14 de noviembre de2001; así como con el Memorando de Entendimiento firmado enFigueira da Foz el 8 de noviembre de 2003 en el marco de la XIXCumbre luso española, en la cual las Partes, representadas por losMinistros, fijaron determinadas bases y el calendario para laconcreción del Mercado Ibérico de la electricidad.

Crecimiento de los intercambios entre ambos países

Como consecuencia del Memorando de 1998, se inició un procesode acercamiento consistente en la eliminación de obstáculos paraincrementar los intercambios entre España y Portugal, la inscripción deREN en el registro Administrativo como agente externo en España, laapertura del mercado portugués a compañías eléctricas españolas y elestablecimiento de una coordinación entre los gestores de las redes deambos países y en el Protocolo de 2001 se acordó ampliar lasinterconexiones mediante las líneas Alqueba-Lisboa (2004), Cartelle-Lindoso (2006), el reforzamiento de la interconexión del Duero y elaumento de capacidad de tránsito de la línea Cedillo-Oriol.

En los gráficos siguientes puede observarse el volumen creciente de losintercambios de energía entre Portugal y España, especialmenteimportantes en el sentido de las exportaciones hacia Portugal, que hanllevado a que en el año 2004 el 14 % del total de la energía eléctricaconsumida en Portugal ha tenido su origen en suministros internacionales.

Integración de los operadores de los mercados deEspaña y Portugal

El 20 de enero de 2004, en Lisboa, se procedió a la firma del Convenioque creaba el Mercado Ibérico de la Electricidad, Mibel, es decir, la

creación de un mercado único para ambos países. Este Convenio preveíacomo fecha de puesta en marcha el propio 2004, asignaba a OMEL lagestión del mercado diario e intradiario y a OMIP la gestión del mercadoa plazo y establecía que se efectuase un intercambio accionarial del 10%entre OMEL y OMIP. Este intercambio se efectuó en el 2004.

Además, disponía la constitución de un Operador del MercadoIbérico, OMI, que sería el resultado, a más tardar el 20 de abril de2006, de la integración de las sociedades gestoras de cada Operadornacional, el Operador del Mercado Ibérico Portugués (OMIP) y elOperador del Mercado Español de Electricidad, (OMEL).

Convenio Internacional por el que se acuerda laconstitución de un Mercado Ibérico de la energía eléctricaentre el Reino de España y la República Portuguesa

Sin embargo, transcurridos ocho meses desde la aplicación provisionaldel citado Convenio, suscrito el 20 de enero de 2004, ambos paísescoinciden en que no resulta posible realizar las reformas previstas antesde la fecha establecida para ello, y constatan la necesidad de que elMibel sea compatible con lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE delParlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobrenormas comunes para el mercado interior de la electricidad. Enconsecuencia España y Portugal deciden proceder a la firma de unnuevo Convenio, que regule los aspectos mencionados. El nuevoConvenio se firmó el 1 de octubre de 2004 en Santiago de Compostela.

Su contenido está en línea con los acuerdos adoptados hasta estemomento entre los dos países y tiene en cuenta la necesidad de fijarun plazo realista, 30 de junio de 2005, para la entrada enfuncionamiento del Mibel, una vez se hayan desarrollado los aspectoslegislativos imprescindibles en cada uno de los dos países.

El Convenio recoge una serie de disposiciones específicas quepueden resumirse como se expresa a continuación:

• Sujetos. Tendrán la consideración de sujetos a los efectos de suactuación en el Mibel todos los sujetos que actúan en el mercadoeléctrico de ambos Países. Además de los productores, agentesexternos, distribuidores, comercializadores y consumidores tambiénserán sujetos del mercado Ibérico los comercializadores regulados osuministradores de último recurso, en los términos en que quedanespecificados en la Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo ydel Consejo sobre normas comunes para el mercado interior de laelectricidad, así como los agentes que actúen por cuenta de otrossujetos del Mibel, los agentes que negocien instrumentosfinancieros en los mercados del Mibel y cualesquiera otros que sedefinan por acuerdo de las Partes.

Francia 3.000

Portugal 1.200

Marruecos 900

TOTAL 5.100

Interconexión

CAPACIDAD DE INTERCONEXIÓN - PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA

CAPACIDAD COMERCIAL EN INVIERNOMWh


156

• Creación de un Operador del Mercado Ibérico. Se creará unOperador del Mercado Ibérico (OMI), que asumirá las funciones delOperador del Mercado Ibérico Polo Portugués (OMIP) y delOperador del Mercado Ibérico Polo Español (OMEL).

En una primera etapa OMIP actuará como sociedad rectora delmercado a plazo y OMEL como sociedad rectora del mercado diario.

Antes de dos años desde la entrada en funcionamiento del Mibel,OMIP y OMEL deberán integrarse para la constitución de un únicooperador, el Operador del Mercado Ibérico (OMI).

• Operación del Sistema. Los Operadores del Sistema de cada una delas Partes son los responsables de la gestión técnica del sistema ytienen por objeto garantizar la continuidad y seguridad delsuministro eléctrico, a través de la gestión de los servicios de ajustesdel sistema.

• Mercados de contratación de energía eléctrica en el Mibel. Losmercados organizados del Mibel y su forma de liquidación serán lossiguientes:

a) Mercados a plazo, que incluyen transacciones referidas a bloquesde energía con entrega posterior al día siguiente de lacontratación, de liquidación tanto por entrega física como pordiferencias.

b) Mercados diarios, que comprenden las transacciones referidas abloques de energía y entrega al día siguiente de la contratación,de liquidación necesariamente por entrega física.

c) Mercado intradiario, de liquidación necesariamente por entregafísica.

Los mercados no organizados están formados por los contratosbilaterales entre los sujetos del mercado, de liquidación tanto porentrega física como por diferencias.

• Gestión económica de la interconexión entre España y Portugal. LasPartes acordarán mecanismos de mercado para asignar la capacidadde interconexión entre los sistemas español y portugués.

• Tarifas. Se tenderá a la armonización de sus estructuras tarifariasque se inspirará en los principios de aditividad tarifaria, detransparencia, de uniformidad y deberá reflejar los costes realmenteincurridos en el abastecimiento de energía eléctrica, así como tomarcomo referencia los precios de los mercados del Mibel.

• Supervisión. Las entidades de supervisión del Mibel serán, enEspaña, la Comisión Nacional de la Energía (CNE) y la ComisiónNacional del Mercado de Valores (CNMV), y en Portugal, la EntidadReguladora de los Servicios Energéticos (ERSE) y la Comisión de losMercados de Valores Mobiliarios (CMVM).


98

800

700

600

500

400

300

200

100

0


EXPORTACIONES A PORTUGAL

99 00 01 02 03 04 05



98

350

300

250

200

150

100

50

0

IMPORTACIONES DE PORTUGAL

99 00 01 02 03 04 05

157

• Consejo de Reguladores. Se creará un Consejo de Reguladoresintegrado por representantes de la Comisión Nacional de la Energía(CNE), la Entidad Reguladora de los Servicios Energéticos (ERSE), laComisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) y la Comisiónde los Mercados de Valores Mobiliarios (CMVM).

• Comité de Agentes de Mercado. Las sociedades rectoras podráncrear, para sus respectivos mercados, Comités de Agentes deMercado, como órganos consultivos.

• Comité de Gestión Técnica y Económica. Se creará un Comité deGestión Técnica y Económica del Mibel, integrado porrepresentantes de los operadores de los sistemas y de losmercados, para gestionar de forma adecuada la comunicación y losflujos de información necesarios entre los distintos operadores, asícomo para facilitar las cuestiones de desarrollo cotidiano de susfunciones.

• Procedimientos administrativos de autorizaciones y registro de losagentes. Los procedimientos administrativos de autorizaciones yregistro de los agentes para el ejercicio de las diferentes actividadesen España y Portugal deberán ser armonizados sobre la base de lareciprocidad.

El reconocimiento por una de las Partes acreditará automáticamentea un agente para poder actuar en la otra.

• Garantía del suministro. Cuando esté en cuestión la garantía delsuministro energético en el espacio del Mibel cada una de las Partespodrá adoptar aquellas medidas que sean precisas para garantizarsu suministro energético, sin perjuicio de su compromiso para actuarsegún el principio de solidaridad.

El Convenio entrará en vigor en la fecha de recepción de la últimanotificación en que España y Portugal comuniquen el cumplimiento desus requisitos de derecho interno que sean necesarios al efecto. Hastala fecha de entrada en vigor del presente Convenio continuará laaplicación provisional del anterior.

La vigencia inicial del Convenio será por un período de dos años,renovable automáticamente por iguales períodos de tiempo, salvodenuncia efectuada por una de las partes con una antelación mínimade seis meses.

Efectos positivos del Mibel

La puesta en marcha del mercado ibérico tiene muchas ventajaspotenciales, algunas de las cuales se citan a continuación

• Mayor eficiencia del mercado por la mayor dimensión y liquidez quepuede alcanzar.

• Participación de todos los agentes en condiciones de nodiscriminación.

• Contribución a los procesos de inversión en generación.

• Facilita el proceso de liberalización por el lado de la demanda.

• Incentivo para la coordinación entre los gestores de las redes.

• Avances en la armonización de las tarifas por el uso de las redes.

A este respecto puede resultar interesante el Decreto Ley 192/2004,de 17 de Agosto, emitido por el Ministerio de Economía de Portugal,en cuyo artículo 2 se establece la elegibilidad total de los consumidoresde baja tensión, y el Despacho 1/2005, de ERSE, conteniendo lasalteraciones reglamentarias precisas para permitir la apertura delmercado de electricidad a los consumidores de baja tensión.

Sin embargo permanecen algunas cuestiones que podríanentorpecer, al menos parcialmente, la consecución de las ventajasprevistas. La diferente fiscalidad, la gestión técnica independiente aambos lados de la frontera, con servicios complementarios de

DIMENSIÓN Y GRADO DE APERTURA

Año 04Fuente: REE Y REN

DemandaPotencia instaladaPotencia punta (9/12)Mercado abierto

45.500 GWh9.893 MW8.246 MW100%

DemandaPotencia instaladaPotencia punta (2/03)Mercado abierto

233.504 GWh66.784 MW37.724 MW100%


158

Rusia

EspañaPortu

gal

Francia

Reino Unido

Irlanda

Bélgica

Holanda

Alemania

Suiza

Italia

Austria

Dinamarca

Noruega

Suecia

Finlandia

Polonia

Grecia

Eslovenia

Albania

R. Checa

Bulgaria

Hungría

Eslovaquia

RumaníaCroacia

Serbia-Montenegro

Bosnia

Fuente: ETSO y elaboración propia

MW

CAPACIDAD COMERCIAL APROXIMADA

Invierno 04 a 05

500 500

1.0001.400

8501.000

400400

2.0002.000

3300

2.3502.400 3.800 3.000

9501.000

10070

1.300

200550485

600

1.100 2.000

5.600 2.550

1.240780

1.020 960600

400

130 275

200300

825 1.100

750750

2001.100

1001.050

1.0001.000

600525

500755

700200

300300

600 1.940

8001.650

1.4001.600

4.0003.000

480380

2.300700

2.650

3.200

2.800

650400

490 1.700

1.550 1.150

1.400 1.800

3.050 3.350

460 1.300800

1.200

550550

2.7502.250

4.7003.500

Marruecos

159

diferente coste mientras no exista una gestión técnica unificada, laexistencia de los Costes de Transición a la Competencia en España(CTC) y de los Costes de Mantenimiento del Equilibrio Contractual enPortugal (CMEC), y la forma en que se lleven a cabo la gestión de lasinterconexiones, son sólo algunas de las causas que, conindependencia de los mecanismos del mercado pueden producircondiciones que desvirtúen el funcionamiento del Mibel como unúnico mercado.

Formación de precios y solución de las congestionesen la frontera

Es evidente que para el correcto funcionamiento del Mibel, como unúnico mercado eléctrico, es imprescindible que la capacidad de lasinterconexiones entre España y Portugal alcance un mínimo que, en eldocumento "Planificación de los sectores de electricidad y gas.Desarrollo de las redes de transporte. 2002-2011", se cifra en 1.200MW. A marzo de 2005, la capacidad comercial publicada por eloperador del sistema español, está entre 750 y 1050 MW en el sentidoEspaña-Portugal y entre 600 y 850 MW en el sentido Portugal-España, claramente inferior a la que se considera necesaria y que nose ha incrementado, de forma significativa, como consecuencia de laampliación de las interconexiones puestas en marcha al final del 2004.

En estas circunstancias, y mientras no se incremente la capacidadcomercial de intercambio publicada por los operadores de los sistemas,es inevitable que se produzcan congestiones en la frontera, pudiendoconsiderarse de la máxima importancia la elección del método pararesolverlas.

Entre los métodos que se han estudiado por los operadores seencuentra el método denominado de "Market Splitting" que, deacuerdo con los estudios realizados, permite dar solución a lascongestiones de forma no discriminatoria para los agentes implicados loque además permite mitigar la problemática asociada a la posibleexistencia de posición dominante. Adicionalmente, no comporta ningúncoste adicional, permite integrar los contratos bilaterales, y determinacuales deben ser los precios zonales compatibles con la situación aambos lados de la congestión. Este método es similar al que se utiliza enNordPool para la gestión de las congestiones cuando estas se producenen las interconexiones entre Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca.

El diseño de un sistema de resolución de congestiones que combineel procedimiento de Market Splitting, en la frontera portuguesa, y elde Market Coupling, en la francesa podría ser una buena solución queresultaría coherente con los criterios de la Unión Europea, en lo que serefiere a la consecución del mercado interior de la energía, una decuyas partes será el Mercado Ibérico de Energía Eléctrica.

Medios técnicos y tecnología de OMEL7.1Nuestro equipo humano

7.2El sistema de información de OMEL

7.3Principales modificaciones durante 2004

7.4Tecnologías avanzadas en OMEL ycooperación con otras entidades

La implantación y operación del mercado de electricidad llevada a cabopor OMEL a lo largo de los más de siete años de funcionamiento delmercado, con plena operatividad de todos sus procesos y funciones, sebasa en una organización de medios humanos y tecnológicos que se hancombinado con un alto grado de eficacia.

7. MEDIOS TÉCNICOS Y TECNOLOGÍA DE OMEL

162

7.1 Nuestro equipo humano

La estructura orgánica y funcional de la empresa está diseñadapara fomentar el trabajo en equipo, modo de actuaciónfundamental de OMEL, de manera que, si bien, cada una de laspersonas y unidades integrantes de la misma tieneresponsabilidades, funciones y objetivos específicos, todascolaboran en la consecución de los generales de la empresa, con loque su campo de visión es más amplio y la eficacia en el desempeñode las tareas es mayor.

El equipo humano ha demostrado, en relación con las funcionesasignadas y desarrolladas por OMEL, una alta capacitación referidatanto a la utilización de las nuevas tecnologías, y en especial de latecnología informática innovadora aplicable a los mercadoselectrónicos en general, como al funcionamiento de los mercadoseléctricos.

Esta cualificación se ha puesto de manifiesto en el diseño ygestión de los mismos, en su relación con los agentes del mercadoy las entidades interesadas en el mismo, así como en sus iniciativasde propuesta de regulación del mercado, de formación interna yexterna, y en la colaboración para el desarrollo de mercadoseléctricos en otros países.

La política de capacitación, formación continua y de incentivo deactitudes innovadoras, basado en la cooperación e integración deesfuerzos, y el desarrollo de capacidades personales para incorporarlos progresos tecnológicos al acervo de la Compañía, constituyendirectrices estratégicas fundamentales de OMEL.

A finales de 2004, la plantilla de la empresa ascendía a 53personas. A 31 de diciembre, la edad media de la misma era de 40años. Se trata de una estructura organizativa sencilla y orientada ala consecución de objetivos para conseguir la participación de todoel personal.

La alta participación de titulados, especialmente superiores, 62%,y del 19% de titulados medios está en la línea de otros mercadosorganizados basados en la utilización de las nuevas tecnologías. Elpersonal administrativo que supone el 19%, también es objeto deun alto nivel de formación en sus áreas de especialidad.

En el terreno de la seguridad y salud laboral cabe destacar, en elaño 2004, la continuación y mejora de las medidas de seguridad yde prevención de riesgos laborales, con los correspondientes planesde formación al respecto implantados en años anteriores.

7.2 El sistema de información de OMEL

La operación de los mercados y la realización de las liquidaciones,funciones fundamentales de OMEL, se apoyan en el sistema deinformación del operador de mercado (SIOM), constituyendo unmercado electrónico de contratación donde se llevan a efecto todas lastransacciones.

Las funciones fundamentales soportadas por el sistema SIOM son:

• Recepción de ofertas de compra y de venta. Esta función incluyeuna serie de verificaciones para la ayuda a los agentes en larealización de las ofertas sin errores.

• Casación de las ofertas y obtención de precios marginales en cadauna de las horas para los mercados diario e intradiario.

• Recepción de la información relativa a la ejecución de los contratosbilaterales.

• Realización, en colaboración con el operador del sistema, de losprocesos de solución de restricciones técnicas.

62

70

60

50

40

30

20

10

0

19 19

Año 04%

DISTRIBUCIÓN DE LA PLANTILLA POR CATEGORIAS

Titulado superior Titulado medio Administrativo

163

SIOM: SISTEMA DE INFORMACIÓN DEL OPERADOR DEL MERCADO ELÉCTRICO

Casación

Proceso de casacióndel mercado diario

Proceso de casacióndel mercado intradiario

Gestiónde interconexiones

Herramientas de análisisde resultados de casación

Módulos de simulaciónde casación

PC Casación


Liquidación

Liquidacióndel mercado diario

Liquidación deservicios auxiliares

Liquidación delmercado intradiario

Liquidaciónde desvios

Liquidación detasas y cánones PC Liquidación

Liquidaciónautomática

deinformes

Envíode

e-mail

Cuentas

Facturación

Módulode facturación

Gestiónde garantía

Cobrosy pagos

PC Facturación

Informesautomáticos

Envíode

e-mail

Banco

Módulode edición

Módulode generación

Módulode diseño

PC de informes

Publicación

Trazadode ofertas

Estadodel sistema

Acceso a lainformación recogida

SIOM AM

Descarga de datosde liquidaciones

Envío de ofertasal mercado diario

Envío de ofertas almercado intradiario

Ordenador personal

Contratosbilaterales

SIOM Web

Interfaz BD

Controlde acceso

Validación

Servidor mail

Servidor FTP

Páginas HTML

Servidores Web

Comunicaciones

Gestiónde reclamaciones

Informesy consultas

Lector de tarjetas

Portátil

Base de datos

Tablas de configuracióngeneral

Logs Auditoría

Tablas deinformes

Tablas deofertas

Tablas de resultadosde casación

Tablas deliquidación

Tablas demaster file

Tablas departicipantes

Tablas de contratosbilaterales

Tablas demedidas

Gestión

Estadode los equipos

Módulode performance

Vigilancia

PC de gestión

Alarmas

Administraciónde participantes

Admin. de losparámetros de config.

Master File

Administraciónde perfiles

Monitorización Administración

Interfaz OM-OS

Módulode carga

Módulode validación

Generación

Adquisición dedatos de medida

Operador del sistema

Sistema de info.del OS

Servidor del OS Servidor del OS

Gestión de lascomunicaciones

Capa de seguridadPKI

Informes Herramientas degestión de la operación

Servidor FTP del OS


164

• Realización de las liquidaciones de energía y facturación a losagentes.

• Suministro a los agentes del mercado de la información necesariasobre los resultados de los mercados y de las liquidaciones.

• Gestión de los intercambios de información entre OMEL y losagentes, incluyendo el tratamiento electrónico de las eventualesreclamaciones al mercado.

• Mantenimiento actualizado de la información asociada a losagentes utilizada por el mercado y gestión electrónica de loscambios asociados a la misma.

• Intercambio con el operador del sistema de la información necesariapara el funcionamiento del mercado de producción y la realizaciónde las liquidaciones.

• Capacidad de análisis de la información existente y generación deinformes.

• Generación y distribución automática de informes de carácterpúblico, principalmente a través del servidor "web" del mercado.

Principios de diseño

El diseño del SIOM permite la participación en el mercado de agentescon unas necesidades y requerimientos muy distintos. Por un lado, facilitala participación de multitud de agentes de pequeña dimensión con unasnecesidades principales de simplicidad en el acceso y que potencialmenteno tengan conocimientos informáticos. Por otro lado, se adapta tambiéna las necesidades de aquellos agentes que realizan un gran número detransacciones y, por tanto, introducen otro tipo de condicionantes.

La solución adoptada, basada en la utilización de la tecnologíaInternet, posibilita la incorporación de un gran número de agentes enun lapso reducido de tiempo. El diseño del puesto del agente essimple, robusto y fiable. Únicamente se utiliza software estándarbasado en ordenadores compatibles PC, con una necesidad demantenimiento prácticamente inexistente.

SIOM tiene una configuración en estrella, redundante en todos susequipos a fin de cubrir todo fallo simple, en la que todas lastransacciones son registradas en una base de datos centralizada.

En la tabla adjunta se muestra un resumen de los requerimientos dediseño de la solución del sistema SIOM y las soluciones adoptadas encada caso.

REQUERIMIENTOS DE DISEÑO

REQUERIMIENTOS SOLUCIONES

Número ilimitado de agentes Tecnología Internet

Mínimos requerimientos para agentes Un Pc con navegador de Internet

Acceso universal Uso de tecnologías disponibles

RTB

RDSI

Internet

Línea dedicada

Seguridad controlada SSL, certificados personales, firma digital

Ampliable Arquitectura escalable

Tolerarancia a fallos Redundancia de equipos y de aplicaciones

Acceso automático desde aplicaciones Provisión de servicios Web

Estandarización de los formatos de intercambio Paulatina implantación de XML

165

Con objeto de que las comunicaciones con el SIOM no suponganningún tipo de barrera de entrada para los agentes del mercado, se hadotado al sistema SIOM de acceso a través de cuatro tipos distintos decomunicaciones.

• Red telefónica básica (RTB).

• Red digital de servicios integrados (RDSI).

• Red Internet.

• Líneas dedicadas.

Los agentes pueden utilizar cualquiera de los medios anteriores, ovarios de ellos, según sus necesidades específicas.

Todos los elementos sobre los que se configuran las comunicacionesestán preparados para soportar el fallo simple de cualquiera de suscomponentes, al estar todos ellos duplicados y preparados para laconmutación automática en caso de fallo.

Para cumplir con los altos requerimientos de seguridad de unmercado electrónico se utilizan técnicas de firma electrónica,habituales en el comercio electrónico a través de Internet, y que sebasan en el uso de:

• Tarjetas inteligentes con certificados electrónicos personalizadospara cada agente.

• Control de niveles de acceso mediante certificados emitidos porOMEL.

• Utilización del protocolo de comunicaciones seguro https, siguiendoel estándar "Secure Sockets Layer" (SSL).

A fin de dotar de una mayor seguridad al sistema, OMEL se haconstituido como entidad certificadora del mercado, gestionando loscertificados electrónicos de identificación de los agentes tanto para elacceso al mercado como a los procesos de operación del sistema.

En la figura siguiente se describe la arquitectura modular del sistemaSIOM.

Los módulos se denominan y tienen las funciones que se indican acontinuación:

• Base de datos. Núcleo principal del sistema, en ella se almacenatoda la información asociada a la operación diaria en el mercado deelectricidad, incluyendo las acciones realizadas por los agentes,información recibida, precios, resultados del mercado y, enresumen, toda la información generada, recibida e intercambiada

con el resto de entidades (agentes y operador del sistema,principalmente).

• SIOM-Web. Núcleo principal de los servicios de acceso externoproporcionados por el mercado. Dotado de mecanismos especiales deredundancia, procesa todas las peticiones de información y envíos deinformación externa y, comunicándose con la Base de datos,proporciona a la capa de presentación la información asociada.

• SIOM-Agentes. Encargado de la interfaz agente-OMEL y de lapresentación de la información asociada al mercado. Permite elenvío de las ofertas, la validación de las mismas, y la obtención delos resultados de las casaciones de las sesiones y de las liquidacionespor los agentes. Las figuras adjuntas muestran un ejemplo depantallas de acceso al sistema.

• Casación. Encargado de realizar la casación de las ofertasrealizadas por los agentes en los mercados diario e intradiario,obteniendo tanto los precios marginales de cada hora como lasenergías casadas y el orden de precedencia económica de lasofertas.

• Liquidaciones. Encargado de realizar las anotaciones en cuenta detodas las transacciones que se llevan a cabo en el mercado deproducción, incluyendo tanto los procesos gestionados por OMELcomo aquellos gestionados por el operador de sistema. Así mismo,

166


167

se encarga de la fijación para cada agente de la energía objeto detransacción en cada proceso y su precio horario final. Finalmente, enfunción de las transacciones realizadas por todos los agentes, secalculan los precios finales de adquisición y venta de la energía porlas diferentes categorías de agentes.

• Facturación. Encargado de gestionar los procesos de facturación,cobros y pagos realizados por la empresa y los agentes del mercado.Creación de la factura única a cada agente por todas susoperaciones realizadas en el mercado incluyendo las repercusionesde los servicios complementarios. Igualmente, se encarga de larealización de la gestión de las diferentes garantías aportadas porcada agente en el mercado y del seguimiento diario de las mismas.El sistema publica de manera continua el estado de las garantías decada agente, permitiéndoles que lleven un seguimiento completode las mismas.

• Interfaces externas. Encargado de las comunicaciones conentidades externas a OMEL, especialmente con el operador delsistema. La información intercambiada incluye aquella necesariapara la operación de los procesos de gestión compartida entre eloperador de mercado y el operador de sistema, los resultados de losmercados, que son necesarios para la operación técnica del sistema,así como los resultados de los procesos gestionados por el operador

del sistema, que son necesarios para realizar su liquidacióneconómica.

• Informes. Módulos de generación y publicación de la informaciónasociada al mercado, incluyendo las herramientas asociadas deedición de informes, distribución y publicación automática de losmismos.

• Gestión. Encargado de la realización de las labores de operación,mantenimiento y monitorización continua de los diferentesequipos del sistema y de su software básico y de aplicación.Adicionalmente, este modulo incluye también todas lasherramientas de administración existentes en la aplicación,incluyendo facilidades de análisis de rendimiento y mantenimientopredictivo del sistema.

7.3 Principales modificaciones durante 2004

Dentro del desarrollo tecnológico de los sistemas del operador delmercado, el ejercicio 2004 constituye, por un lado, un año decontinuación de la consolidación de la infraestructura de sistemas ycomunicaciones y, por otro, de dotación de importantes nuevas

Oficina principal Oficina de emergencia

USUA

RIO

S

FORM

ACIÓ

N

DESA

RROL

LO BASE DE DATOSCASACIÓN/LIQUIDACIÓN

BD2_LS

RED SINC

RED WEB100 Mbps

100 Mbps

RED DEBASE DEDATOS

SERVIDORDE DATOS

RED DE BASE DE DATOSBD1_LS

NAS1_LS NAS2_LSRED NAS

MW PW

WEB2_LSWEB1_LS

Balanceadorde carga RED DE ACCESO

RED DE BASE DE DATOS SIOME

OPERACIÓN

SERVIDORNAS

RED NAS SIOME

RED WEB SIOME

RED DE ACCESO SIOME

Balanceadorde carga

RED LDSIOME

MW PW

SERVIDORNAS

CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE EMERGENCIA


168

funcionalidades y prestaciones a los sistemas de contratación delmercado.

Durante este año, tanto el sistema principal como el sistema deemergencia se han mantenido continuamente operativos, nohabiendo sido necesaria la utilización del sistema de emergenciaexcepto en las pruebas periódicas de operatividad que se realizan conlos agentes del mercado.

Durante el año 2004 se han introducido importantes mejoras en lasinfraestructuras informáticas de la empresa, tanto del sistema principalcomo del sistema de emergencia (SIOME). Estas mejoras han permitidodisponer de un sistema dotado de las funcionalidades y capacidades deprocesamiento necesarias para responder con total garantía a lasnuevas necesidades derivadas del continuo incremento del número deagentes que participan activamente en el mercado y de los nuevosretos que pueden plantearse asociados a la ampliación de mercados,como el Mercado Ibérico, la extensión de la capacidad de comprar aprecios de mercado a los territorios extrapeninsulares o potencialescolaboraciones con otros operadores de mercado de ámbito europeo.

El Sistema SIOM2

Desde el punto de vista de las infraestructuras de acceso al mercadode electricidad, el año 2004 es especialmente relevante al haberseimplantado durante este año un nuevo sistema de contratacióndenominado SIOM2. Este sistema, que mantiene de modo completola funcionalidad proporcionada por el sistema previo SIOM, incluyeuna serie de nuevas funcionalidades que permite a los agentes, a partirde este momento, desarrollar aplicaciones informáticas que secomuniquen directamente con la aplicación del mercado. De estamanera, todos los procesos asociados a la participación activa en elmercado de electricidad (envío de ofertas, consultas, descargas deinformación, etc.) pueden ser automatizados e integrados con lasaplicaciones propias de los agentes, reduciendo la posibilidad deerrores y mejorando la gestión de la información asociada al mercado.

A fin de conseguir esta funcionalidad, se ha utilizado la tecnologíade Servicios Web (Web Services), habiéndose definido eimplementado los principales servicios de envío y acceso a lainformación proporcionada a los agentes. Siguiendo el proceso deestandarización con la industria, como formato de intercambio deinformación, se ha seleccionado al lenguaje XML, utilizado en laactualidad como base de la mayoría de los intercambios B2B.

A fin de facilitar a los agentes del mercado la utilización de estasnuevas tecnologías, se proporciona una serie de módulos softwaredesarrollados y probados por OMEL que pueden servir como base de

sus aplicaciones (módulo cliente). La provisión de estos módulosincluye la entrega del código fuente asociado, la documentación y elsoporte para su utilización de la manera más rápida y eficiente posible.

Durante este año, las nuevas funcionalidades han sido puestas enfuncionamiento, inicialmente en paralelo con el sistema anterior, parapermitir a los agentes adaptarse al nuevo sistema de manerapaulatina. El comportamiento de las mismas ha sido completamenteexitoso, quedando la nueva aplicación en el momento de publicaciónde esta memoria como único sistema de acceso al mercado ensustitución al sistema anterior.

Para facilitar la introducción de estas nuevas tecnologías en lasinstalaciones de los agentes, OMEL proporciona una serie de desarrollose interfaces de programación (APIs) que pueden ser utilizadas en lasaplicaciones de acceso al mercado. Los agentes han visto asísimplificada, en caso de querer utilizar estas nuevas funcionalidades, sulabor de conexión y automatización de sus procesos.

Otros desarrollos significativos

Aparte de los desarrollos asociados a la implantación de las nuevasfuncionalidades de SIOM2, durante 2004 se han introducido en lossistemas de información de la compañía importantes modificaciones.Entre ellas, cabe destacar:

• La mejora de la infraestructura de operación y comunicaciones en elsistema principal de operación del mercado SIOM, dotándole deunas mejores prestaciones y capacidades de tratamiento de lainformación, ante las cada vez superiores demandas del mercado eneste aspecto.

169

• La implantación de una nueva red de almacenamiento (SAN) dondese han integrado todos los archivos asociados a las diferentes basesde datos del sistema principal del mercado y de los sistemasauxiliares, incrementando las prestaciones y facilitando la gestión dela misma.

• La actualización continua de los sistemas de seguridad, dotando a lossistemas SIOM y SIOME de mecanismos de seguridad másavanzados conforme a los continuos avances que se estánproduciendo en este campo. En este sentido, destaca la auditoria deseguridad externa realizada por OMEL en este año que ha podidoconfirmar el elevado nivel de seguridad existente en la empresa.

• El desarrollo de nuevos procedimientos de facturación que permitenla generación y publicación de facturas electrónicas evitando a losagentes la necesidad de continuar utilizando las facturas en soportepapel.

• La mejora continua de los procesos de mercado, liquidación yfacturación, permitiendo el mantenimiento de funcionalidad yprestaciones de la aplicación ante el incremento importante deagentes y operaciones que se han producido en el periodo y,especialmente, el nuevo tratamiento dado a los productores enrégimen especial en su participación en el mercado.

• Mejoras significativas en la aplicación de seguimiento y publicaciónde las garantías disponibles por cada agente, permitiendo a losmismos la consulta del estado de sus garantías en cada momento amedida que realizan sus operaciones en el mercado.

• La mejora continua del servidor de información pública de la empresay el mercado (web público) que a lo largo del año ha continuadoincorporando nuevas funcionalidades y presentando nuevasinformaciones y formas de acceso a los resultados del mercado.

Además de todas estas mejoras de gran importancia para elfuncionamiento diario del mercado, durante 2004 se ha avanzado enel desarrollo de nuevas soluciones integradas con el sistema deinformación que, estando previsto que entren en funcionamiento en2005, responderán a las nuevas necesidades del mercado y de losagentes para el futuro próximo.

Como primera solución relevante, destaca el análisis, diseño eimplementación de una serie de modificaciones necesarias para poderpermitir el inicio del funcionamiento del Mercado Ibérico, previstoinicialmente para abril de 2004, aunque posteriormente retardado.Desde finales de 2003 y los cuatro primeros meses de 2004 seintrodujeron modificaciones importantes en el sistema de informaciónpara permitir la adaptación del sistema a las nuevas necesidades

asociadas a este mercado, incluyendo de modo destacado lasnecesarias comunicaciones con los operadores portugueses, delmercado OMIP y del sistema REN, así como las modificaciones en losprocesos del mercado y la casación para tener en cuenta lastransacciones de agentes portugueses. Dentro de este último puntodestaca el desarrollo de un nuevo sistema de casación de las ofertas yde formación del precio para el MIBEL teniendo en cuenta las ofertasrealizadas en ambos países y la limitación de la capacidad deinterconexión en la frontera. A fin de formar adecuadamente el precio,este sistema utiliza el mecanismo de “market splitting” recomendadopor la Unión Europea, permitiendo a los contratos bilaterales larealización de ofertas específicas para obtener la capacidad de tránsito.En la página anterior se puede observar una pantalla de dicho sistema.

Igualmente, a lo largo de los primeros meses de 2004 se realizaronlas adaptaciones y nuevas funcionalidades necesarias para permitir larealización de los procesos de liquidaciones asociados a los sistemasextrapeninsulares. Desde finales de 2004, el sistema está preparadopara realizar estas funciones en el momento en que se modifiquereglamentariamente el funcionamiento de dichos sistemasextrapeninsulares.

Adicionalmente, y dentro de la estrategia de la empresa decolaboración y participación activa en los foros de opinión promovidospor la Unión Europea, y como consecuencia del encargo realizado porel foro de Florencia a la organización Europex, se han continuado los


170

trabajos para proporcionar soluciones de mercado a las congestionesde la interconexión España-Francia. En este sentido, ha continuado lacolaboración con el operador del mercado de este país, Powernext, ycon los respectivos operadores del sistema en la definición eimplementación en esta frontera del mecanismo de “market coupling”propuesto por la organización de operadores europeos Europex y la delos operadores del sistema ETSO para la implementación demecanismos de mercado en la gestión de las interconexiones. Fruto deesta colaboración es el desarrollo de una aplicación plenamenteoperativa que permite la implantación de este mecanismo a la fronterafranco-española y los estudios en curso para permitir su generalizacióna toda la red europea. Esta aplicación ha sido desarrolladainternamente por OMEL permitiendo la ejecución del proceso decasación y formación de precio del mercado español en iteración conel mercado francés, intercambiándose la información entre ambosmercados por medio de la tecnología de servicios webs.

7.4 Tecnologías avanzadas en OMELy cooperación con otras entidades

Al mismo tiempo, el continuo impulso al mantenimiento,adquisición de conocimientos y tecnologías aplicados a la adaptacióndinámica de nuestro sistema de información, ha permitido que latecnología del SIOM sea un instrumento idóneo para el desarrollo denuestro mercado, que, además, está siendo implantada en otrosmercados organizados de electricidad de reciente creación.

La tecnología de OMEL, que ya había sido exportada al mercadoholandés APX-Holanda, y al sistema de "trading" de Portugal, fueimplantada con éxito a finales del año 2001 en el mercado deelectricidad de la República Checa. Durante este año 2004, se hacontinuado colaborando con el operador del mercado de electricidadde este país, realizando las necesarias mejoras y modificaciones alsistema para incrementar sus prestaciones y adaptarse a lasnecesidades del mercado checo de la electricidad.

Aparte de esta acción, durante el año 2004 se han continuadodesarrollando las actuaciones de cooperación de OMEL con otros

mercados o instituciones de países en vías de liberalización. Dentro deestas acciones destaca la continuación de los proyectos de consultoríade apoyo a la operación del mercado de electricidad de Georgia en elque se ha colaborado con las empresas Iberinco e IPA.

Durante este año, la conflictiva situación política de este país hacontinuado dificultando significativamente la ejecución del proyecto.Aún así, se ha conseguido cumplir los objetivos prefijados yproporcionar una ayuda decisiva al operador del mercado de Georgia,estando previsto que el proyecto pueda continuar a lo largo de 2005.

Adicionalmente, durante 2004 ha continuado el interés de OMEL enel desarrollo de aplicaciones y modelos orientados a facilitar los procesosde gestión de la demanda por parte de los consumidores. Dentro deestos esfuerzos, destaca el proyecto conjunto de Gestión de la demandaque se está realizando con la empresa Telvent y que se espera quepueda tener ya sus resultados disponibles a lo largo de 2005.

Forman parte del acervo tecnológico de OMEL los desarrollosmúltiples existentes de formación de precios basados en subastasimplícitas, que corresponden al método actualmente vigente en elmercado, así como los de "market splitting" y "market coupling".Ambos procedimientos podrán ser potencialmente utilizados para eltratamiento de las congestiones en las interconexiones España-Portugal y España-Francia.

Finalmente, debe así mismo destacarse la tecnología desarrolladadurante los últimos dos años en el sistema de información parapermitir la gestión de mercados de contratación continua aplicables ala contratación de energías a plazo y a otros potenciales mercadosdiferentes a los mercados diarios e intradiarios, así como los procesosde liquidaciones, facturación y garantías asociados. Esta tecnología hasido probada exhaustivamente para el funcionamiento de un mercadode contratación a plazo, estando preparada para su utilización cuandose considere oportuno. Los desarrollos y pruebas realizadas así comolos resultados obtenidos han permitido demostrar la capacidad deInternet como soporte de este tipo de forma de contratación,pudiendo servir como base de futuras nuevas funcionalidades aincorporar en el mercado de electricidad o de otros mercadosrelacionados con la energía.

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La información en el mercado de electricidad8.1 Información sobre el mercado deelectricidad y sus resultados

8.2La actividad de formación de OMEL

La Ley del Sector Eléctrico y sus disposiciones de desarrolloencomiendan al operador del mercado la difusión de información delos resultados y operaciones propias del mismo que sean relevantes,tanto para los agentes del mercado, como para terceros interesados ensu evolución.

174

8. LA INFORMACIÓN EN EL MERCADO DE ELECTRICIDAD

175

Esta función, que es característica de las instituciones que gestionanmercados organizados de mercancías o financieros, adquiere una especialimportancia en los procesos de creación y consolidación de los mismos.

OMEL, consciente de la trascendencia que tienen estas actividadespara el desarrollo del mercado de la electricidad, ha diseñado unaestrategia específica, integrando esta función como básica y propia dela Compañía.

Por otra parte, y de conformidad con las más recientesrecomendaciones para el fomento de la transparencia y seguridad enel ámbito societario, OMEL publica en su página Web una serie deinformaciones sobre la Sociedad y sus órganos de gobierno. Entre ellascabría destacar:

I. Funciones de la Sociedad.

II. Estatutos sociales.

III. Código de Conducta de la Compañía al que se encuentransujetos todos los miembros del Consejo de Administración, asícomo los directivos y empleados de la Sociedad.

IV. Estructura orgánica de la Compañía, incluyendo la composicióne identidad de los miembros de su Consejo de Administración.

V. Normativa aplicable a la Compañía y al sector eléctrico.

VI. Información sobre funciones, estructura, composición, sistemade atribución rotatoria de los cargos de Presidente,Vicepresidente y Secretario y el Reglamento Interno deFuncionamiento del Comité de Agentes del Mercado.

VII. Directorio de Agentes del Mercado.

VIII. Informes mensuales sobre la evolución del mercado eléctricodesde diciembre de 1998.

IX. Informes anuales de la Compañía desde 1998, junto con losinformes de los auditores externos y la composición accionarialde la Sociedad.

8.1 Información sobre el mercado de electricidady sus resultados

Desde el inicio de funcionamiento del mercado, OMEL hadesarrollado una actividad continuada de transmisión de informaciónreferida a las características y funcionamiento del mercado de

electricidad y a sus resultados mediante publicaciones en la prensa,difusión a través de conferencias organizadas por institucionesinteresadas en el sector eléctrico, publicaciones en revistas nacionalesy extranjeras especializadas en el mismo e impartición de diversostipos de cursos sobre el mercado.

OMEL considera que la utilización de la red Internet es, en la actualidad,el modo más eficiente de difundir información con gran rapidez yaccesibilidad, tanto en tiempo real como de carácter histórico, lo que hadeterminado la publicación a través de Internet de las informacionesbásicas de la Compañía y del mercado eléctrico organizado.

La Compañía actualiza de forma permanente la informaciónsuministrada, presentándola en idioma inglés además del español.

OMEL viene publicando de modo inmediato los resultados de losmercados diario e intradiario con expresión de volúmenes de energíay precios en cada período horario de programación, como resultado delas transacciones en dichos mercados. Figura, así mismo, informaciónsimilar, como resultado de las liquidaciones, relativa a la solución derestricciones técnicas y a los procesos de operación técnica,gestionados por el operador del sistema. Estos componentes son parteintegrante del precio final de la energía, cuyo cálculo esresponsabilidad de OMEL, que también es objeto de publicación juntocon el detalle de todos sus componentes, incluyendo los desvíos sobrelas medidas cuando éstas se incorporan a las liquidaciones.


176

Con independencia de la publicación de los precios finales delmercado para los distintos tipos de agentes, también se han publicadolos precios finales horarios medios a efectos de lo dispuesto en laDisposición Transitoria Segunda del Real Decreto 436/2004,elaborados de acuerdo con el método de cálculo del régimeneconómico transitorio del Real Decreto 2818/1998, con aplicación alas instalaciones de producción en régimen especial.

El Real Decreto-Ley 6/2000 estableció los principios básicos quedeben aplicarse a la información confidencial y a la información quedebe disponer el público en general en el mercado de producción deenergía eléctrica, tanto en lo que hace referencia al operador delmercado como al operador del sistema.

Como consecuencia de los requerimientos establecidos por dichoReal Decreto-Ley, se pone a disposición del público en general,además, la siguiente información:

• Publicación de las curvas agregadas de oferta y demanda de losmercados diario e intradiario con desagregación explícita de cadauno de los puntos que las configuran, así como las modificacionesderivadas del proceso de solución de restricciones técnicas,incorporando en este caso los contratos bilaterales afectados.

• Publicación de las capacidades comerciales e intercambiosintracomunitarios e internacionales por frontera.

• Publicación mensual de los resultados de los programas de energíaagregados por agente y mes natural del mercado de producción deenergía eléctrica, una vez transcurrido un mes desde el último día deaquél al que se refieran. La publicación de estos resultados se realizapara todos los mercados por tipos de agentes, productores,comercializadores y distribuidores, así como para las importacionesy exportaciones a través de las interconexiones.

• Publicación mensual, una vez transcurridos tres meses desde elúltimo día de aquél al que se refieran, de las ofertas presentadas porlos agentes en cada uno de los mercados diario e intradiario.

La mayor parte de los datos indicados, según la naturaleza de losmismos, se publican en cuatro ámbitos: diario, mensual, anual einteranual, lo que resulta de suma utilidad para la realización decomparaciones temporales.

OMEL publica también, a través de Internet, además de lalegislación básica sobre el mercado de electricidad, la informaciónrelativa a los cursos de formación que imparte la Compañía, entre losque cabe mencionar un curso a distancia, a través de Internet.

Deben destacarse, así mismo, los informes de coyuntura anual ymensual del mercado organizado de electricidad.

En un ámbito de cooperación internacional, OMEL colabora con laAsociación de Operadores de Mercados Europeos, Europex. DichaAsociación publica diaria y automáticamente, en su página Web:http://www.europex.org, los precios medios diarios actualizados, enperíodos móviles de treinta días y un año, de los operadores de losmercados asociados, APX (Holanda), Nordpool (Países Escandinavos),EEX (Alemania), Powernext (Francia) y Borzen (Eslovenia).

Por otra parte, OMEL también colabora en la publicación de lapágina Web de la Asociación Mundial de Operadores de Mercado,APEX: http://www.theapex.org.

8.2 La actividad de formación de OMEL

Durante el año 2004 OMEL ha continuado con su actividad deformación, por considerar que se trata de una tarea básica para eldesarrollo correcto del mercado de electricidad, que complementa a lalabor más amplia, de información y atención adecuada a los agentesdel mercado y a entidades interesadas en el mismo.

CURSOS IMPARTIDOS

Curso de Funcionamiento del Mercado.

Curso de Introducción al Mercado.

Curso de utilización de las facilidades de acceso al mercado, através de aplicaciones informáticas.

Curso de Nociones Básicas sobre el Mercado.

Cursos sectoriales específicos.

Curso interactivo por Internet.

Cursos de Prácticas en Universidades que imparten cursosmáster sobre el sector eléctrico.

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El pasado año 2004, se han impartido 15 cursos y se ha participadoen 10 Master, incluyendo los propios y los realizados con otrasentidades e instituciones entre las que se pueden citar la UniversidadCarlo III, la Universidad Pontificía de Comillas, el Club Español de laEnergía, la Escuela de Organización Industrial, el Instituto de EstudiosSuperiores de la Energía (Repsol YPF) y el Bufete Cremades CalvoSotelo, a los que han asistido 536 alumnos.

Entre los cursos impartidos, dos lo han sido para los sistemas insularesy extrapeninsulares. Los programas y contenidos se han adaptado a lanueva regulación, principalmente en lo relativo al Real Decreto436/2004 sobre régimen especial y disposiciones concordantes.

Las entidades asistentes pueden clasificarse de la siguiente manera.

• Compañías eléctricas 10%.

• Comercializadores y Consumidores 21%.

• Agentes Externos 12%.

• Pequeños distribuidores 2%.

• Autoproductores 41%.

• Administración Pública 1%.

• Consultores y otras empresas 13%.

Debe añadirse el curso interactivo por Internet de OMEL, que en2005 ha recibido la visita de 825 usuarios.

Por otra parte, el personal directivo de la compañía ha continuadocon la labor de difundir los concimientos sobre el mercado deelectricidad, participando en seminarios, jornadas y congresosinternacionales, en cuyo ámbito se han pronunciado 31 conferenciassobre distintos aspectos de los mercados y su funcionamiento.

OMEL ha continuado impulsando la calidad y la objetividad de ladocencia y las publicaciones necesarias ya sean éstas impartidas oelaboradas por personal de la Compañía, o por expertos de lasempresas eléctricas, instituciones especializadas o representantes deconsumidores.

Una buena parte de los cursos contienen aplicaciones prácticas paralas que OMEL se ha dotado de un simulador para formación cuyocomportamiento es idéntico al sistema principal SIOM, donde puedensimularse las operaciones del mercado, de forma que los alumnospueden actuar como compradores o vendedores y obtener resultadosen los diferentes mercados, pudiendo realizar consultas yreclamaciones como si fueran agentes del mercado.

OMEL adapta permanentemente su sistema de formación a losrequerimientos que se vayan produciendo por parte de los interesadosen el mercado, con especial atención a los aspectos de la liberalizacióndel mercado antes citados.

En este sentido, durante este ejercicio 2005 se continúa ofreciendolos servicios de formación que puedan demandar los interesados,programando y adaptando los contenidos a las necesidades que seobservan y/o nos solicitan, entre ellas, las siguientes:

• Curso práctico sobre el Mercado, dirigido a profesionales yempresas interesadas en disponer de una preparación práctica sobreel funcionamiento del mercado, con una duración de 8 horas ymedia.

• Curso sobre el Mercado Español de Electricidad, dirigido aprofesionales de empresa, Entidades y Asociaciones interesadas enconocer de forma amplia el funcionamiento del mercado españolde electricidad, con una duración de 25 horas, a lo largo de tresdías y en jornadas de mañana y tarde. Este curso se ha adaptadoal gran número de agentes de régimen especial (cogeneradores yeólicos en su mayoría) que se estan incorporando como agentesdel mercado.


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• Curso sobre el Mercado Español de Electricidad, en inglés, idénticoal anterior. Se ha programado una vez al año, en función de lademanda.

• Curso interactivo en Internet de nuevo diseño.

• Se ha diseñado un nuevo curso con el título "Curso de utilización delas facilidades de acceso al mercado de electricidad a través deaplicaciones informáticas", dirigido a los agentes del mercadointeresados en conocer en detalle las nuevas facilidades de acceso almercado de electricidad mediante aplicaciones informáticasautomatizadas, tanto para el caso de que deseen hacer desarrollosespecíficos que permitan su utilización, como si únicamente deseanconocer dichas facilidades para su potencial utilización futura. El

curso incluye sesiones prácticas con ejemplos relativos a todas lasmaterias, ejercicios de comunicación con el mercado y ejecuciónpráctica de operaciones concretas de presentación de ofertas,obtención de los resultados de la casación y liquidaciones a travésde SIOM (Sistema de Información del Operador del Mercado) deforma automatizada.

• También se ofrecen cursos sobre el mercado, bajo petición, tanto enEspaña como en el extranjero, ya sea en español o en inglés, bienpara agentes externos, bien para personal de empresas o entidadesinteresadas en el funcionamiento del mercado español o porconsiderarlo como un modelo previsible en sus países. En estoscursos bajo petición, OMEL, se adapta a las necesidades de formaflexible, tanto en su duración como en el contenido.

CD INFORME ESTADÍSTICO 1998-2001

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Mercado de Electricidad 2004 - UDC · 2016. 11. 22. · El mercado de producción de energía eléctrica, con más de siete años de experiencia, en los que ha funcionado con normalidad