CURSO GESTOR ENERGÉTICO

CAPÍTULO 3: MERCADO
ENERGÉTICO
CURSO GESTOR ENERGÉTICO
AMBIENTUM
ÍNDICE DE CONTENIDOS
1
MERCADO ELÉCTRICO ............................................................................ 7
1.1
ENTORNO DEL MERCADO ELÉCTRICO ............................................ 7
1.2
NUEVO MARCO REGULADOR............................................................ 8
1.2.1
Principios fundamentales ................................................................ 8
1.3
LIBERALIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO .............................. 16
1.4
COMPRA DE ELECTRICIDAD EN EL MERCADO LIBERALIZADO .. 19
1.4.1
Suministro en baja tensión-potencia contratada <10kW ............... 19
1.4.2
Suministro en baja tensión-potencia contratada >10kW ............... 21
1.4.3
GRANDES CONSUMIDORES ..................................................... 22
1.5
CÓMO SELECCIONAR LA MEJOR ALTERNATIVA EN EL MERCADO
LIBRE ........................................................................................................... 24
2
ESTRUCTURA DE LA FACTURA ELÉCTRICA ...................................... 26
3
TARIFAS DE ACCESO ............................................................................ 28
3.1
4
HORARIOS DE LAS TARIFAS DE ACCESO ..................................... 29
3.1.1
tarifas de baja tensión ................................................................... 29
3.1.2
tarifas de alta tensión.................................................................... 31
OPTIMIZACIÓN DE LA FACTURA .......................................................... 34
4.1
POTENCIA CONTRATADA ................................................................ 34
4.1.1
FACTURACIÓN DEL TÉRMINO DE POTENCIA ......................... 36
4.1.2
optimización de la potencia contratada ......................................... 39
4.2
FACTURACIÓN DEL TÉRMINO DE ENERGÍA .................................. 40
4.3
PENALIZACIÓN POR CONSUMO DE ENERGÍA REACTIVA ............ 41
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4.3.1
OPTIMIZACIÓN DE LA PENALIZACIÓN POR CONSUMO DE
REACTIVA ................................................................................................ 42
4.4
IMPUESTOS Y OTROS CONCEPTOS .............................................. 44
4.5
TELEMEDIDA ..................................................................................... 44
4.5.1
4.6
5
ventajas de la instalación de un equipo de telemedida................. 47
REDES INTELIGENTES ..................................................................... 48
MERCADO DE GAS ................................................................................. 50
5.1
AGENTES DEL MERCADO GASISTA ............................................... 51
5.2
LIBERALIZACIÓN DEL MERCADO DE GAS ..................................... 52
5.2.1
PRECIO DEL GAS NATURAL ...................................................... 53
5.3
LA CONTRATACIÓN EN MERCADO LIBRE ...................................... 56
5.4
TARIFA DE ÚLTIMO RECURSO ........................................................ 57
5.5
TARIFAS DE ACCESO MERCADO LIBRE ........................................ 58
5.5.1
SUMINISTROS SIN DERECHO A TUR SIN CONTRATO EN
MERCADO LIBRE .................................................................................... 62
6
5.6
ESTRUCTURA DE LA FACTURA DE GAS ........................................ 63
5.7
EQUIPOS DE MEDIDA Y TELEMEDIDA ............................................ 64
5.8
OPTIMIZACIÓN DEL SUMINISTRO ................................................... 65
5.8.1
CAUDAL CONTRATADO ............................................................. 67
5.8.2
PRESIÓN DEL SUMINISTRO ...................................................... 68
CASO PRÁCTICO Nº 3: FACTURACIÓN ELÉCTRICA .......................... 69
6.1
APARTADO 1: CÁLCULO DE LA FACTURACIÓN ANUAL DE
ELECTRICIDAD ........................................................................................... 70
6.1.1
Término de potencia, término de energía y penalización por
reactiva...................................................................................................... 71
6.2
APARTADO 2: ÓPTIMIZACIÓN DE POTENCIA ................................ 72
6.3
APARTADO 3: ÓPTIMIZACIÓN DE REACTIVA ................................. 72
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7
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................ 73
7.1
PÁGINAS WEB DE CONSULTA ......................................................... 74
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Listado de Comercializadoras de Último Recurso. ............................. 20
Tabla 2. Tarifas de acceso en función de la tensión y potencia contratada.
Fuente: RD 1164/2001, de 26 de octubre. ....................................................... 29
Tabla 3. Horarios de las tarifas de acceso 2.0DHA y 2.1DHA.......................... 29
Tabla 4. Horarios tarifas de acceso baja tensión con discriminación horaria.
Fuente: Orden ITC 2794/2007, de 27 de septiembre. ...................................... 30
Tabla 5. Horarios tarifas de acceso alta tensión con discriminación horaria.
Fuente: Orden ITC 2794/2007, de 27 de septiembre. ...................................... 31
Tabla 6. Horarios tarifas de acceso alta tensión con discriminación horaria en la
Península. Fuente: Orden ITC 2794/2007, de 27 de septiembre. .................... 32
Tabla 7. Horarios tarifas de acceso alta tensión en Baleares. Fuente: Orden ITC
2794/2007, de 27 de septiembre. ..................................................................... 33
Tabla 8. Horarios tarifas de acceso alta tensión en Canarias. Fuente: Orden
ITC 2794/2007, de 27 de septiembre. .............................................................. 34
Tabla 9. Ejemplo optimización de potencia contratada. Fuente: Elaboración
propia. .............................................................................................................. 36
Tabla 10. Ejemplo potencia facturada. Fuente: Elaboración propia. ................ 37
Tabla 11. Coeficiente penalización exceso de potencia tarifas 6 periodos.
Fuente: RD 1164/2001, de 26 de octubre. ....................................................... 38
Tabla 13. Tipología de contadores. Fuente: RD 1110/2007, de 24 de agosto. 46
Tabla 14. Evolución de los precios medios del gas desde el segundo semestre
de 2007 hasta el segundo semestre de 2009. Fuente: Eurostat ...................... 55
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Tabla 15. Estructura de costes del gas. Fuente: elaboración propia. ............... 57
Tabla 16. Comercializadoras de Último Recurso. Fuente: Real Decreto-ley
6/2009, de 30 de abril. ...................................................................................... 58
Tabla 17. Desglose de los términos de la factura de gas. Fuente: Gas
Natural/CNE. .................................................................................................... 64
Tabla 18. Cálculo del caudal facturado ............................................................ 67
ÍNDICE DE GRAFICAS
Gráfica 1. Resultados de casación del día 31/08/2010 para la hora 1 en el
Mercado Español y Portugués. Fuente: OMEL ................................................ 12
Gráfica 2. Evolución del Precio marginal del Mercado Español y Portugués a lo
largo del día 31/08/10. Fuente: OMEL. ............................................................ 13
Gráfica 3. Evolución del precio de mercado español de electricidad desde 2008
hasta marzo de 2009. Fuente: OMEL .............................................................. 14
Gráfica 4. Evolución del precio de mercado español desde 2008 hasta marzo
de 2010 respecto al del resto de los mercados europeos de electricidad.
Fuente: OMEL .................................................................................................. 14
Gráfica 5. Comparativa entre países del precio del gas para consumidores
domésticos. Precios para el segundo semestre de 2009. Fuente Eurostat ...... 54
Gráfica 6. Comparativa entre países del precio del gas para consumidores
industriales segundo semestre de 2009. Fuente Eurostat ............................... 55
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Estructura del sector eléctrico. ............................................................ 7
Figura 2. Detalle factura baja tensión con aplicación de la tarifa penalizada
transitoria TUR sin DH + 20%. ......................................................................... 17
Figura 3. Estructura del mercado libre. Fuente: Elaboración propia. ................ 19
Figura 4. Funcionamiento del Mercado Libre. Flujo monetario y eléctrico.
Fuente: Elaboración propia. ............................................................................. 21
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Figura 5. Encabezado factura eléctrica. ........................................................... 26
Figura 6. Términos de facturación. Factura eléctrica ....................................... 27
Figura 7. Lecturas de contador. Factura eléctrica. ........................................... 27
Figura 8. Equipo de telemedida........................................................................ 46
Figura 9. Red Básica de gasoductos y transporte secundario. Actualizado a
fecha de septiembre de 2009. Fuente CNE ..................................................... 50
Figura 10. Diagrama de funcionamiento del mercado libre de gas. Fuente:
Elaboración propia ........................................................................................... 56
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1
1.1
MERCADO ELÉCTRICO
ENTORNO DEL MERCADO ELÉCTRICO
En Enero de 1998 arrancó el proceso de liberalización del sistema eléctrico
español. Esta liberalización se basa en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del
Sector Eléctrico y supuso un cambio muy importante en las reglas de
funcionamiento.
Esta ley contiene una serie de medidas cuyo objetivo principal es introducir en
el sector criterios de liberalización y competencia, con la finalidad de conseguir
calidad del servicio y precios eléctricos competitivos.
Teniendo en cuenta como es el proceso físico de generación-consumo de
electricidad, la ley 54/1997 divide el sector eléctrico en cuatro actividades:
generación, transporte, distribución y consumo.
Figura 1. Estructura del sector eléctrico.
En las actividades de transporte y distribución la competencia implicaría
duplicar las líneas e infraestructuras eléctricas y esto no es económica y
ambientalmente viable. Por esta razón, la red de transporte y de distribución
tienen un titular único en cada zona, pero la propiedad de las redes no permite
su uso exclusivo, por lo que la Ley incorpora la competencia regulando el
acceso a terceros a unos precios fijados por la Administración. Estos precios
son los que constituyen las tarifas de acceso fijadas por la Administración
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semestralmente mediante Ordenes ITC. Por otro lado, las actividades de
generación y consumo se liberalizan. La Ley 17/2007, de 4 de julio, que
modifica la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico para adaptarla a lo dispuesto en la
Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de
2003, sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad, supone
la culminación del proceso de liberalización del Sector Eléctrico al suprimir el
sistema tarifario integral. Esta Ley suprime las tarifas reguladas anteriores y
establece que salvo las tarifas de acceso, el precio de la electricidad es libre,
pudiendo ser negociado directamente en Mercado “Pool”, o bien, con los
distintos comercializadores de Mercado Libre.
1.2
NUEVO MARCO REGULADOR
1.2.1 PRINCIPIOS FUNDAMENTALES
Los principios fundamentales de la regulación del sistema eléctrico son:
Libertad para la construcción de nuevas centrales de producción de
electricidad. Anteriormente tan sólo se podían instalar las centrales
incluidas en los Planes Energéticos Nacionales (PEN) mientras ahora
cualquier empresa puede construir nuevas centrales eléctricas, del tipo,
potencia
y
localización
que
considere
convenientes,
sin
otras
condiciones que las que la legislación española establece para la puesta
en marcha de cualquier otra instalación industrial como Estudios de
Impacto Ambiental y las correspondientes licencias.
Creación del mercado de electricidad. Las empresas productoras en
régimen ordinario deben comunicar diariamente las condiciones de
cantidad y precio a las que están dispuestas a vender la electricidad en
cada una de las 24 horas del día siguiente. Con este sistema los
generadores deben ofrecer su energía al menor precio posible, a fin de
asegurarse que sus centrales sean seleccionadas para funcionar. Este
sistema supone un incentivo para reducir el precio de la electricidad y la
implantación de tecnologías eficientes en la generación.
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Libertad de comercialización de electricidad. Se crea un nuevo tipo de
empresas llamadas “Comercializadoras”, que tienen como función
principal facilitar el derecho de elección de suministrador por parte de los
consumidores y así incrementar la competencia entre las empresas
suministradoras.
Libertad de acceso a las redes de transporte y distribución de
electricidad. Todos los agentes que operan en el sistema eléctrico
español pueden acceder libremente a las redes de transporte y
distribución de electricidad mediante el pago de un peaje de acceso
establecido por la Administración. Estas tarifas de acceso constituyen el
componente regulado del precio de la electricidad.
Los consumidores pueden escoger el comercializador que deseen y
acordar con él las condiciones y el precio del kWh. Éste es uno de los
cambios más importantes que se ha producido. Ahora el cliente tiene
derecho a elegir al suministrador que le parezca más conveniente y
acordar con él libremente el precio y demás condiciones de contratación
del servicio. Desde el 1 de enero de 2003 todos los consumidores
pueden elegir el suministrador que deseen. A partir del 1 de julio de
2009, se extinguieron las tarifas integrales (RD 485/2009, de 3 de abril)
por el que todos los consumidores pasan al mercado liberalizado. Los
consumidores conectados en baja tensión con una potencia contratada
inferior o igual a 10 kW pueden acogerse a las tarifas de último recurso
(TUR) cuyos precios son regulados y fijados por el estado. Estos
consumidores en caso de no hacer nada pasaban automáticamente a
soportar esta tarifa siendo suministrados por el Comercializador de
Último Recurso (CUR). Esta tarifa TUR ofrece la posibilidad de contratar
con o sin discriminación horaria teniendo por tanto la posibilidad de
contratar una tarifa de dos periodos tarifarios (punta y valle) en la que las
horas valle son más baratas. El resto de consumidores, todos los de alta
tensión y los de baja tensión con una potencia contratada superior a 10
kW, obligatoriamente tienen que negociar las condiciones de contrato
(formalizar
un
contrato
en
Mercado
Libre)
con
las
empresas
comercializadoras.
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Para los consumidores en baja tensión sin derecho a TUR que no formalizaron
un contrato en Mercado Libre la Orden ITC 1659/2009, de 22 de junio,
establecía unas tarifas penalizadas transitorias para motivar a estas empresas
a salir a Mercado Libre, siendo suministrados por el Comercializador de Último
Recurso
(CUR).
Estas
tarifas
penalizadas
fueron
incrementándose
trimestralmente un 5% hasta abril de 2010, fecha en la que el precio aplicado a
estos suministros sería el de la TUR sin discriminación horaria con sus
términos incrementados un 20%. El 28 de diciembre de 2009, se publicó la
Orden ITC 3519/2009 en la que se establecía que el 1 de abril de 2010 los
clientes de baja tensión que aún no habían formalizado un contrato de
suministro en Mercado Libre pasarían a ser facturados bajo la TUR sin
discriminación horaria incrementada un 20%. En esta orden también se recoge
que si a fecha de 31 de Diciembre los clientes de alta y baja tensión sin
derecho a TUR que aún no han formalizado un contrato en Mercado Libre,
pueden sufrir un corte de suministro por parte de la Distribuidora.
Para los clientes de alta tensión, la orden ITC 1659/2009, de 22 de junio,
establecía una tarifa transitoria penalizada que se incrementó un 5% en octubre
de 2009, pero establecía que ya le era de aplicación la TUR sin discriminación
horaria incrementada un 20% a partir del 1 de enero de 2010 y del mismo
modo que a los clientes de baja tensión se establecía la posibilidad de corte del
suministro si a fecha de 31 de Diciembre de 2010 aún no han formalizado un
contrato de en Mercado Libre.
Órganos de gestión
Para el correcto funcionamiento del sistema y que se mantengan las
condiciones de libertad y competencia, la Ley del Sector Eléctrico creó dos
nuevos organismos: el Operador del sistema y el Operador del Mercado.
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El Operador del sistema, según esta ley esta competencia le corresponde a
Red Eléctrica de España (REE www.ree.es). El operador del sistema es el
responsable de garantizar la correcta coordinación del sistema de producción y
transporte de electricidad, con el objetivo de asegurar la continuidad y la
seguridad del suministro de energía. Entre sus funciones está la programación
técnica del funcionamiento de las instalaciones de producción de electricidad a
partir de las casaciones de ofertas y demandas de energía realizadas por el
Operador del Mercado.
El Operador del Mercado (www.omel.es) es una sociedad mercantil en la que,
a fin de garantizar su neutralidad e independencia, ningún accionista puede
superar el 5% del capital social.
El Operador del Mercado es el responsable de la casación entre las ofertas y
las demandas. Recibe las ofertas de venta de energía que formulan para cada
hora del día siguiente las unidades de generación que operan en el sistema y
las demandas de energía que realizan al sistema los consumidores
cualificados1 y los demás agentes autorizados para hacerlas.
A partir de esta información, el Operador del Mercado selecciona para cada
hora la entrada en funcionamiento de las unidades de generación, empezando
por la que comunicó las ofertas de energía más baratas, hasta cubrir la
totalidad de la demanda. Asimismo, determina el precio final resultante de esa
casación e informa a los distintos agentes de las liquidaciones de cobros y
pagos que tienen que hacerse entre ellos. El precio final de la casación común
a todas las unidades de generación para cada hora será aquel de la última
oferta de venta de la última unidad de producción cuya aceptación haya sido
necesaria para atender la demanda.
A continuación se muestra el proceso de casación de oferta y demanda para la
hora 1 del mercado diario del 31/08/2010 en España y Portugal.
ESPAÑA
1
Desde el 1 de enero de 2003, todos los consumidores se consideran cualificados y pueden
acceder al Mercado, aunque lo normal es acceder a Mercado a través de un comercializador
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PORTUGAL
Gráfica 1. Resultados de casación del día 31/08/2010 para la hora 1 en el Mercado Español y
Portugués. Fuente: OMEL
Este proceso de casación de oferta y demanda se repite para cada hora del día
siguiente y finalmente el resultado es el reflejado en la siguiente gráfica.
Es interesante ver cómo esta curva de precios tiene relación con los precios
ofrecidos por las comercializadoras en los diferentes periodos tarifarios. Siendo
menor el precio en las horas valle respecto a las horas punta.
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Gráfica 2. Evolución del Precio marginal del Mercado Español y Portugués a lo largo del día
31/08/10. Fuente: OMEL.
En el siguiente gráfico se aprecia la evolución del precio de la energía en
España respecto a la demanda interior. A pesar de haberse mantenido más o
menos estable la demanda respecto a 2008, el precio de la energía ha sufrido
una disminución importante.
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Gráfica 3. Evolución del precio de mercado español de electricidad desde 2008 hasta marzo de
2009. Fuente: OMEL
Esta evolución del precio de la energía en España ha seguido una tendencia
similar respecto al resto de los mercado de energía en Europa, pero se aprecia
que el precio de la energía es España es inferior que el de la medida Europea,
esto se debe en parte a que los impuestos sobre la energía son menores. Por
otro lado, se aprecia que el precio español es igual que el portugués, la razón
es que se trata de dos países interconectados eléctricamente y dónde existe un
mercado común de la energía entre España y Portugal gestionado por OMEL.
Gráfica 4. Evolución del precio de mercado español desde 2008 hasta marzo de 2010 respecto al
del resto de los mercados europeos de electricidad. Fuente: OMEL
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La Ley 17/2007, de 4 de julio, crea la Oficina de Cambios de Suministrador
(www.ocsum.es). Se trata de una sociedad mercantil participada por las
empresas distribuidoras y comercializadoras tanto de energía eléctrica como de
gas natural. Sus actividades son:
La supervisión de los cambios de suministrador.
Envío de una memoria de actividades anual al Ministerio de Industria,
Turismo y Comercio y a la Comisión nacional de la Energía.
Órganos de regulación
El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio es el máximo responsable en
materia de regulación del Sistema Eléctrico. Entre las responsabilidades que la
Ley le otorga, destacan:
Establecer la regulación de las actividades eléctricas.
Regular la organización y funcionamiento del mercado de producción de
electricidad y los mercados que se puedan derivar de él.
Fijar los precios de las tarifas eléctricas de último recurso, las tarifas de
acceso y regular la estructura de los precios eléctricos.
Establecer los requisitos mínimos de calidad y seguridad del Sistema.
La Comisión Nacional de la Energía (CNE) es el organismo encargado de velar
por la competencia efectiva en el sistema y por su objetividad y transparencia,
en aras de todos los sujetos que operan en él y de los consumidores.
La CNE se encarga, entre otras, de las siguientes funciones:
Es el órgano consultivo de la Administración en materia eléctrica.
Es órgano arbitral en la resolución de conflictos que puedan surgir entre
los agentes del sistema.
Vela para que las actividades eléctricas se lleven a cabo en régimen de
libre competencia.
Inspecciona
las
condiciones
técnicas
de
las
instalaciones,
las
económicas y la separación de actividades. La función de la separación
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de actividades es un hecho que cobra mucha importancia a raíz de la
liberalización del Mercado eléctrico, dado que la actividad de
Distribución y la de Comercialización deben estar totalmente separadas
y se deben encargar empresas de gestión independiente.
Participa en la elaboración de normas o proyectos.
Informa sobre diversos aspectos en relación con el funcionamiento del
nuevo sistema, hace propuestas para mejorarlo e inicia o informa
expedientes sancionadores.
Las Comunidades Autónomas se encargan del desarrollo reglamentario de la
Ley, de la inspección de las instalaciones eléctricas, de la promoción de las
instalaciones de cogeneración y energías renovables, así como, de los planes
de ahorro y eficiencia energética en su ámbito territorial.
1.3
LIBERALIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
Desde el 1 enero de 2003, momento en el que arranca el proceso de
liberalización del mercado, los consumidores ya podían escoger libremente su
comercializador o incluso podían acudir directamente a mercado como
consumidores cualificados. Hay dos hitos importantes que fuerzan la salida a
Mercado Libre de los consumidores:
1. El 1 de julio de 2008 desaparecen las tarifas integrales de alta tensión
(Real Decreto 871/2007, de 29 de junio) y se fuerza a los clientes de alta
tensión a contratar su suministro a través de un comercializador, o bien,
acudir directamente a mercado.
2. El 1 de julio de 2009 desaparecen las tarifas integrales de baja tensión
(Real Decreto 485/2009, de 3 de abril) quedando tan sólo una tarifa
regulada denominada Tarifa de Último Recurso (TUR) para los clientes
de baja tensión con una potencia contratada inferior o igual a 10 kW.
Los clientes sin derecho a TUR que tras la desaparición de las tarifas integrales
aún no habían formalizado un contrato con una comercializadora de Mercado
Libre, pasaron a ser suministrados por las Comercializadoras de Último
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Recurso (CUR). Estas comercializadoras aplicaron unos precios regulados
consistentes en unas tarifas penalizadas transitorias para forzar a este tipo de
clientes a salir a Mercado Libre dado que los precios de estas tarifas son muy
superiores a los precios de Mercado Libre.
Los precios que actualmente están siendo aplicados tanto a los clientes de alta
como de baja tensión (potencia contratada >10kW) que aún no han formalizado
un contrato en Mercado Libre son los correspondientes a los de la Tarifa de
Último Recurso sin discriminación horaria incrementados sus términos un 20%.
Esta penalización será mayor cuanto más aumente el precio de la TUR, los
precios de la tarifa de último recurso se actualizan trimestralmente en función
del resultado de las Subastas CESUR. Estos precios se actualizan
periódicamente con la publicación de resoluciones de la Dirección General de
Política Energética y Minas.
Figura 2. Detalle factura baja tensión con aplicación de la tarifa penalizada transitoria TUR sin DH +
20%.
Consecuencias de la liberalización del mercado
Los
consumidores
son
los
principales
beneficiarios
del
proceso
de
liberalización, ya que pueden elegir libremente el comercializador con el que
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pactar el precio del suministro. Los consumidores de baja tensión y potencia
contratada menor o igual a 10 kW, que son los más vulnerables, dado que
tienen un poder menor de negociación, pueden continuar en el régimen de
precios fijados por la Administración (tarifas de último recurso).
La liberalización permitió que durante el periodo de coexistencia con las tarifas
reguladas, algunos consumidores consiguieran rebajas entre un 5% y un 20%
en el precio de la electricidad con respecto a las tarifas reguladas, al adaptar
sus contratos a las características del consumo de su empresa. El actual
sistema permite que sea la competencia del mercado la que establezca los
costes de la energía.
Consumidores cualificados
De acuerdo a lo establecido en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, y su
posterior normativa de desarrollo, los consumidores con derecho de acceso al
mercado liberalizado fueron aumentando de modo progresivo desde el 1 de
enero de 1998.
El Real Decreto Ley 6/2000, del 23 de junio (art. 19) estableció que desde el 1
de enero de 2003, todos los consumidores son cualificados, lo que significa que
pueden negociar sus condiciones de suministro con cualquier comercializadora.
Finalmente, mediante el Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, se extinguen las
tarifas integrales a partir del 1 de julio de 2009, por lo que todos los
consumidores, sin excepción, pasan a ser considerados consumidores en el
Mercado Libre.
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1.4
COMPRA DE ELECTRICIDAD EN EL MERCADO LIBERALIZADO
A continuación se muestra en el siguiente gráfico las diversas formas que
existen de compra de energía en el mercado liberalizado. Cada una de estas
formas de compra se detalla a continuación en los siguientes apartados.
Figura 3. Estructura del mercado libre. Fuente: Elaboración propia.
1.4.1 SUMINISTRO EN BAJA TENSIÓN-POTENCIA CONTRATADA
<10KW
Este tipo de suministros podrán acogerse a las tarifas de último recurso (TUR).
Los precios de estas tarifas son fijados por el Gobierno2. Del suministro a tarifa
se encargan las Comercializadoras de Último Recurso (CUR).
2
Los precios para la TUR son fijados por la Dirección General de Política Energética y Minas,
mediante una Resolución y las sucesivas actualizaciones trimestrales pueden ser consultadas
en la página de la CNE (www.cne.es).
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Comercializadora Último Recurso (CUR)
Teléfono de atención al cliente
Dirección página web
Endesa Energía XXI, S.L.
Iberdrola Comercialización de Último
Recurso, S.A.U.
Unión Fenosa Metra, S.L.
Hidrocantábrico Energía Último Recurso,
S.A.U.
902 50 88 50
www.endesaonline.com
901 20 20 20
www.iberdrola.es
901 22 03 80
www.unionfenosa.es
902 86 08 60
www.hcenergia.com
902 22 28 38
www.eon-espana.com
E.ON Comercializadora de Último
Recurso, S.L.
Tabla 1. Listado de Comercializadoras de Último Recurso.
La puesta en marcha de las Tarifas de Último Recurso se regula mediante el
Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, y surgen para proteger a los
consumidores que no ven atractivas las condiciones de Mercado Libre y
prefieren seguir pagando la electricidad a un precio fijado por el Gobierno. Los
Comercializadores de Último Recurso tienen la obligación de atender todas las
solicitudes de suministro de energía eléctrica de aquellos consumidores que
tengan derecho a acogerse a la tarifa de último recurso.
No obstante, se debe entender que los consumidores acogidos a la tarifa de
último recurso son consumidores de Mercado Libre (art. 5.1 del Real Decreto
485/2009), por lo que también tienen derecho a elegir la opción de salir a
Mercado Libre, acordando el precio de la electricidad con una Comercializadora
de Mercado Libre.
Para entender el Mercado Libre, es importante diferenciar la figura de la
Distribuidora frente a la figura de la Comercializadora. La Distribuidora es la
propietaria de las redes y la que físicamente hace llegar la energía al punto de
suministro y la Comercializadora es la que vende la electricidad.
La Distribuidora no se puede escoger ya que depende de la propiedad de las
líneas de Distribución en las que se ubique el punto de suministro, mientras
que la Comercializadora se puede elegir libremente, incluso en el caso de
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acogerse a la TUR, en este último caso habrá que escoger entre las
comercializadoras de último recurso.
1.4.2 SUMINISTRO EN BAJA TENSIÓN-POTENCIA CONTRATADA
>10KW
Este tipo de consumidores tendrán que optar obligatoriamente por contratar el
suministro
de
electricidad
a
un
precio
pactado
libremente
con
el
Comercializador, con un productor o con un agente externo, o bien acudir
directamente al mercado.
En la página de la CNE puede consultarse el listado actualizado de todas las
comercializadoras que operan en Mercado Libre.
En el siguiente esquema se puede apreciar el flujo de energía junto con el flujo
de dinero que se produce en el Mercado Libre.
Figura 4. Funcionamiento del Mercado Libre. Flujo monetario y eléctrico. Fuente: Elaboración
propia.
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21 / 74
1.4.3 GRANDES CONSUMIDORES
Se considera grandes consumidores a aquellos que pueden tener varios
suministros en baja tensión con volúmenes de consumo en torno a 1 GWh3/año
o suministros de alta tensión con volúmenes importantes de consumo.
Este tipo de consumidores tienen la opción adicional de acudir directamente al
mercado comprando la energía a precio de mercado.
La contratación de la energía eléctrica en el Mercado Ibérico de Electricidad
(MIBEL) se puede realizar mediante cualquiera de los siguientes formatos y
horizontes temporales:
Contratación directamente en mercado.
Se compra en el mercado directamente, o a través de un Comercializador la
energía que se consume. Esta compra se haría en el mercado diario
comprando las cantidades de energía que se pretende consumir en cada una
de las 24 horas del día. Esta energía se compra el día anterior a la entrega de
la energía. Para reducir los posibles desvíos entre la energía demandada el día
anterior y la que se consume realmente, existe un mercado diario para reducir
este desvío y por lo tanto los costes, ya que si se ha estimado de menos habrá
que comprar energía en el mercado intradiario. Este mercado se gestiona por
el OMEL. Además de este mercado intradiario existe un mercado paralelo de
ajustes en tiempo real, este mercado está gestionado por los Operadores del
Sistema Eléctrico en España (REE) y REN en Portugal, estos ajustes son
necesarios para equilibrar el sistema eléctrico y el coste de estos ajustes luego
se aplica proporcionalmente a cada consumidor en función del volumen de
energía que haya consumido.
3
1GWh equivale a 1 millón de kWh.
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22 / 74
Contrato bilateral
Esta modalidad consistiría en firmar un contrato directamente con un productor,
con el que se pactaría libremente el precio de la electricidad.
Curso de Gestor Energético y Eficiencia Energética- Ambientum
23 / 74
1.5
CÓMO SELECCIONAR LA MEJOR ALTERNATIVA EN EL MERCADO
LIBRE
Antes de solicitar una oferta a un comercializador, se deben conocer las
características actuales del suministro, nivel de consumo, necesidades de
potencia y tensión del suministro y la distribución temporal del consumo. En
este aspecto cuanto más se pueda detallar el consumo, más ajustada será la
determinación del precio que pueda ofrecer el comercializador.
A continuación, con las características del suministro se deben solicitar ofertas
a distintos comercializadores y comparar el precio resultante. Existen otros
factores distintos del precio, a considerar en el servicio eléctrico proporcionado
por un suministrador: atención comercial, asesoramiento, formas de pago, otros
servicios, etc. En ningún caso entra en juego la calidad del suministro, que será
competencia del distribuidor correspondiente.
Una vez recibidas las ofertas de los distintos Comercializadores habrá que
tener en cuenta diferentes aspectos:
Si incluyen en el precio los peajes de acceso a redes. Este precio es un
precio regulado y fijado mediante Orden ITC.
Hay que valorar si incluyen el Impuesto eléctrico. Este impuesto eléctrico
aplica tanto al término de potencia como al de energía, así como a las
penalizaciones por exceso de potencia y de reactiva. La tasa impositiva
es de un 4,864% pero previamente se aplica un coeficiente de 1,05113 a
la base imponible sobre la que aplica el impuesto, esto sería el
equivalente a aplicar una tasa impositiva de un 5,113%.
También hay que valorar en estas ofertas servicios complementarios
como mantenimiento de las instalaciones eléctricas, revisión de
transformadores…
Es común a todos los contratos eléctricos de Mercado Libre un período
mínimo de duración de un año, en caso de resolución anticipada del
Curso de Gestor Energético y Eficiencia Energética- Ambientum
24 / 74
mismo se establecen una serie de penalizaciones que oscilan en torno a
1 c€/kWh aplicado a los kWh que se esperaban consumir hasta la
finalización del contrato.
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2
ESTRUCTURA DE LA FACTURA ELÉCTRICA
La facturación en el Mercado Libre, esté explícito o no en la factura, consta de
los siguientes componentes:
1. Coste del uso de las redes eléctricas. Este coste es el recogido por las
tarifas de acceso.
2. Coste de la energía. Este coste, es el coste de generación de la energía
y su precio va a depender del funcionamiento del Mercado Eléctrico.
3. Impuestos, alquileres y otros. Dentro de este grupo se enmarcan el
Impuesto eléctrico (4,864% x 1.05113), el IVA (18%), el coste de alquiler
de los equipos de medida, cobros por actuaciones en la instalación
eléctrica, derechos de acceso, enganche, verificación o extensión, o
bien, servicios complementarios.
Figura 5. Encabezado factura eléctrica.
Curso de Gestor Energético y Eficiencia Energética- Ambientum
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Figura 6. Términos de facturación. Factura eléctrica
Figura 7. Lecturas de contador. Factura eléctrica.
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3
TARIFAS DE ACCESO
Las tarifas de acceso constituyen un cargo por el uso de las redes de
transporte y distribución, por lo que incluyen el peaje y las cuotas con destinos
específicos. Estos peajes se pagan al distribuidor al que físicamente se está
conectado, o bien, formarán parte del precio pactado con el comercializador
quedando incluidas dentro del precio global pagado. En este caso será el
Comercializador el que deberá liquidar estas tarifas de acceso al Distribuidor.
Para todos los suministros de alta y baja tensión, las tarifas de acceso vienen
reguladas en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de diciembre. La facturación de
las tarifas de acceso está regulada, por lo que su estructura y precios los fija el
Gobierno. A continuación figura la estructura la facturación:
Término de potencia (Tp): para cada uno de los periodos tarifarios se
contará con una potencia. La potencia a facturar dependerá de la
potencia contratada y de la potencia demandada, esta potencia
demandada es la que queda registrada por el maxímetro. El término de
potencia corresponderá al sumatorio resultante del producto de la
potencia a facturar por el precio unitario de la potencia en cada periodo.
Término de energía activa (Te): corresponde al sumatorio de la
multiplicación de la energía activa consumida en cada periodo por el
término de energía correspondiente.
Penalizaciones por consumo de energía reactiva: cuando el consumo de
energía reactiva supera el 33% del consumo de energía activa en un
periodo tarifario, o sea cuando el factor de potencia es inferior a 0,95, se
facturarán las penalizaciones por exceso de consumo de energía
reactiva. No se tendrá en cuenta el consumo de energía reactiva en el
periodo 3 para las tarifas 3.0A y 3.1A, ni el consumo en el periodo 6 para
las tarifas de 6 periodos (6.1,6.2,6.3,6.4 y 6.5).
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28 / 74
Las tarifas de acceso aplicables dependen de la tensión del suministro y de la
potencia contratada. Las distintas tarifas recogidas en el RD 1164/2001 de 26
de diciembre son las siguientes:
Nombre de la
tarifa
Rango de
potencia
Número de
periodos
tarifarios
Nivel de tensión
1
≤ 1 kV
2
≤ 1 kV
1
≤ 1 kV
2
≤ 1 kV
3
≤ 1 kV
3
6
6
6
6
6
>1 kV y < 36 kV
>1 kV y < 36 kV
> 36 kV y 72,5 kV
> 72,5 y 145 kV
> 145 kV
Conexiones internacionales
TARIFAS DE BAJA TENSIÓN
Tarifa 2.0A
≤ 10 kW
Tarifa
≤ 10 kW
2.0DHA
>10 kW y ≤ 15
Tarifa 2.1A
kW
Tarifa
>10 kW y ≤ 15
2.1DHA
kW
Tarifa 3.0A
> 15 kW
TARIFAS DE ALTA TENSIÓN
Tarifa 3.1A
≤ 450 kW
Tarifa 6.1
> 450 kW
Tarifa 6.2
Tarifa 6.3
Tarifa 6.4
Tarifa 6.5
Tabla 2. Tarifas de acceso en función de la tensión y potencia contratada. Fuente: RD 1164/2001,
de 26 de octubre.
3.1
HORARIOS DE LAS TARIFAS DE ACCESO
Los periodos horarios de las tarifas de acceso fueron actualizados por la Orden
ITC/2794/2007, de 27 de septiembre.
3.1.1 TARIFAS DE BAJA TENSIÓN
Horarios de las tarifas TUR con Discriminación horaria y de las tarifas de
acceso 2.0DHA y 2.1DHA:
Punta
12-22
Horarios TUR con DH, 2.0DHA Y 2.1DHA4
Invierno
Verano
Valle
Punta
0-12
13-23
22-24
Valle
0-13
23-24
Tabla 3. Horarios de las tarifas de acceso 2.0DHA y 2.1DHA.
4
Los cambios de horario de invierno a verano coinciden con la fecha de cambio oficial de hora
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Horarios de las tarifa de acceso de baja tensión de 3 periodos 3.0A:
Zona 1
Invierno
Verano
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
Tarifa de acceso 3.0A
Zona 2
Zona 3
Invierno
Verano
Invierno
Verano
Zona 4
Invierno
Verano
2
3
2
1
1
1
2
2
1
2
2
1
2
1
Zona 1: Península
Zona 2: Baleares
Zona 3: Canarias
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
Zona 4: Ceuta y Melilla
Tabla 4. Horarios tarifas de acceso baja tensión con discriminación horaria. Fuente: Orden ITC
2794/2007, de 27 de septiembre.
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3.1.2 TARIFAS DE ALTA TENSIÓN
Horarios de la tarifa de acceso de tres periodos de alta tensión. Tarifa 3.1A
(potencia contratada <450 kW):
Zona 1
Invierno
Verano
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
0-18
18-24
Tarifa de acceso 3.1A
Zona 2
Zona 3
Invierno
Verano
Invierno
Verano
Zona 4
Invierno
Verano
2
3
2
1
2
1
1
2
1
2
2
1
2
1
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
Zona 1: Península
Zona 2: Baleares
Zona 3: Canarias
Zona 4: Ceuta y Melilla
Se consideran horas del Periodo 2 y Periodo 3 de sábados, domingos y días festivos de ámbito nacional para todas las
zonas, las siguientes horas:
Festivos Eléctricos
Invierno
Verano
3
1 de enero
12 de octubre
6 y 8 de diciembre
2
1 de mayo
1 de noviembre
25 de diciembre
Tabla 5. Horarios tarifas de acceso alta tensión con discriminación horaria. Fuente: Orden ITC
2794/2007, de 27 de septiembre.
Horarios de las tarifas de acceso de seis periodos de alta tensión. Tarifa 6.X
(potencia contratada >450 kW):
Los horarios para las tarifas de 6 periodos varían en función de la zona dónde
se encuentre el suministro:
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Enero
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
Sábado
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Tarifa de acceso 6.X Zona 1: Península
Junio
Julio
1ª quincena 2ª quincena
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
6
4
2
1
4
1
2
4
2
4
1
1
2
5
6
4
2
5
3
1
4
1
3
1
2
4
2
4
6
Domingo
Festivos
Periodos
1
2
3
4
5
6
Festivos Eléctricos
1 de enero
1 de mayo
12 de octubre
1 de noviembre
2
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
Sábado
Domingo
Festivos
6 y 8 de diciembre
25 de diciembre
Tabla 6. Horarios tarifas de acceso alta tensión con discriminación horaria en la Península. Fuente:
Orden ITC 2794/2007, de 27 de septiembre.
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Enero
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
Sábado
Febrero
Marzo
Abril
Tarifa de acceso 6.X Zona 2: Baleares
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
6
2
4
1
4
5
4
2
6
3
3
4
4
1
2
5
3
4
6
Domingo
Festivos
Periodos
1
2
3
4
5
6
Festivos Eléctricos
1 de enero
1 de mayo
12 de octubre
1 de noviembre
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
Sábado
Domingo
Festivos
6 y 8 de diciembre
25 de diciembre
Tabla 7. Horarios tarifas de acceso alta tensión en Baleares. Fuente: Orden ITC 2794/2007, de 27 de
septiembre.
Curso de Gestor Energético y Eficiencia Energética- Ambientum
33 / 74
Enero
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
Sábado
Febrero
Marzo
Abril
Tarifa de acceso 6.X Zona 3: Canarias
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
10-11
11-12
12-13
13-14
14-15
15-16
16-17
17-18
18-19
19-20
20-21
21-22
22-23
23-24
Sábado
6
4
4
3
5
6
2
1
2
5
3
4
1
2
4
6
Domingo
Festivos
Periodos
1
2
3
4
5
6
Festivos Eléctricos
1 de enero
1 de mayo
12 de octubre
1 de noviembre
Domingo
Festivos
6 y 8 de diciembre
25 de diciembre
Tabla 8. Horarios tarifas de acceso alta tensión en Canarias. Fuente: Orden ITC 2794/2007, de 27 de septiembre.
4
OPTIMIZACIÓN DE LA FACTURA
En la factura eléctrica hay varios parámetros optimizables como son la potencia
contratada, la discriminación horaria y la energía reactiva.
4.1
POTENCIA CONTRATADA
Según el artículo 9 del Real Decreto 1164/2001, el control y medición de la
potencia contratada se hace de la siguiente manera:
TARIFA 2.0A:
Para los suministros con esta tarifa de acceso, se deberá contar con un
Interruptor de Control de Potencia (ICP), este ICP está tarado a un cierto
amperaje en función de la potencia que tengamos contratada.
Curso de Gestor Energético y Eficiencia Energética- Ambientum
34 / 74
TARIFA 2.0DHA:
Para estos suministros con discriminación horaria, también se deberá disponer
de ICP, pero el ICP se tara para la potencia contratada en el periodo P1
(Punta).
En las tarifas 2.0A y 2.0DHA, si la empresa demanda más potencia eléctrica de
la contratada, el ICP corta el suministro del mismo modo que el diferencial corta
el suministro cuando se produce una sobretensión.
Por esta razón, en estos suministros, se recomienda contratar una potencia
que permita el funcionamiento de una serie de equipos al mismo tiempo,
dejando un pequeño margen de seguridad. En el resto de tarifas, si el
suministro demanda más potencia de la contratada, la empresa distribuidora se
la proporciona hasta la capacidad máxima que admitan las instalaciones, pero
cobrando por ello un recargo. Este recargo se cobra cuando la potencia
demandada supera el 105% de la potencia contratada. Por eso es
recomendable desplazar los consumos de potencia no prioritarios a los
periodos valle (P3) e instalar sistemas automáticos de desconexión de cargas
para limitar el consumo de potencia eléctrica del suministro y con ello rebajar la
factura eléctrica.
TARIFAS 3.0A y 3.1A:
En estos suministros, el control de la potencia demandada se realizará
mediante la instalación de maxímetros que registrarán la potencia cuartohoraria
máxima demandada en cada periodo tarifario de facturación.
Nota: Las potencias contratadas en los diferentes periodos tarifarios serán
tales que la potencia contratada en el periodo tarifario (Pn+1) sea siempre
mayor o igual que la potencia contratada en el periodo anterior (Pn).
Esto significa que la potencia contratada en el P3 no podría ser inferior a la
potencia contratada en el P2, en todo caso, puede ser igual o mayor.
Ejemplo:
Curso de Gestor Energético y Eficiencia Energética- Ambientum
35 / 74
Potencia
Potencia
Potencia
Potencia
Periodo
Válido
Válido
Válido
Válido
contratada
contratada
contratada
contratada
tarifario
(SI/NO)
(SI/NO)
(SI/NO)
(SI/NO)
(kW)
(kW)
(kW)
(kW)
P1
P2
P3
320
360
325
SI
SI
NO
320
360
360
SI
SI
SI
320
315
325
SI
NO
SI
320
320
325
SI
SI
SI
Tabla 9. Ejemplo optimización de potencia contratada. Fuente: Elaboración propia.
4.1.1 FACTURACIÓN DEL TÉRMINO DE POTENCIA
La facturación de potencia es el sumatorio resultante de multiplicar la potencia
a facturar en cada periodo tarifario por el término de potencia correspondiente
según su tarifa de acceso.
Donde:
Pfi: es la potencia a facturar en el periodo tarifario i, expresada en kW.
tpi: es el precio anual del término de potencia del periodo tarifario i
Se facturará mensualmente la doceava parte del resultado de aplicar la fórmula
anterior, si se trata de un mes completo, o bien, la parte proporcional al número
de días facturados si se trata de un periodo inferior a un mes. En este último
caso se puede dividir el término de potencia anual entre 365 días y multiplicar
este valor por el número de días facturados.
A continuación se exponen de manera particular las distintas formas de facturar
la potencia en cada una de las tarifas de acceso:
Tarifas TUR, TUR DH, 2.0A, 2.0DHA, 2.1A y 2.1DHA:
En estas tarifas, la potencia a facturar será la potencia contratada. Para los
suministros con discriminación horaria (TUR DH, 2.0DHA y 2.1DHA), la
potencia a facturar será la potencia contratada en el periodo tarifario 1.
Curso de Gestor Energético y Eficiencia Energética- Ambientum
36 / 74
Tarifas 3.0A y 3.1A:
En estas tarifas, la potencia a facturar en cada periodo tarifario será la
siguiente:
a) Si la potencia demandada máxima en el periodo tarifario i es inferior al
85% de la potencia contratada en ese periodo tarifario, la potencia a
facturar será el 85% de la potencia contratada en ese periodo.
b) Si la potencia máxima demandada en el periodo tarifario i se encuentra
entre el 85% y el 105% de la potencia contratada en ese periodo, la
potencia facturada será la potencia demandada (la potencia registrada
por el maxímetro).
c) Cuando la potencia máxima demandada en el periodo tarifario i es
superior al 105% de la potencia contratada en ese mismo periodo
tarifario, la potencia facturada será la potencia demandada más el doble
de la diferencia entre la potencia demanda y el 10%% de la potencia
contratada en ese periodo tarifario.
Donde:
Pfi: es la potencia a facturar en el periodo tarifario i, expresada en kW.
Pdi: es la potencia máxima demandada en el periodo tarifario i,
expresada en kW.
Pci: es la potencia contratada en el periodo tarifario i, expresada en kW.
Ejemplo.
Periodo
tarifario
P1
P2
P3
Potencia
Potencia
Situación
contratada demandada
100
60
Pdi<85%Pci
120
115
85%Pci>Pdi<105%Pci
160
180
>105%Pci
Potencia
facturada
85
115
204
Tabla 10. Ejemplo potencia facturada. Fuente: Elaboración propia.
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Tarifas de alta tensión de 6 periodos tarifas 6.X:
Para estas tarifas la potencia a facturar en cada periodo será la potencia
contratada en ese periodo. En caso de que la potencia demandada supere en
cualquier periodo horario la potencia contratada en el mismo, se procederá a la
facturación mensual de todos y cada uno de los excesos registrados en cada
periodo. En este tipo de tarifas, se penalizan todos los excesos de potencia
cada cuarto de hora que se produzcan en el mes. A diferencia de las tarifas
anteriores donde sólo se tenía en cuenta una potencia máxima demandada a lo
largo de todo el mes, en las tarifas de 6 periodos se penalizan todos los cuartos
de hora en los que se ha superado la potencia contratada en ese periodo
tarifario. La fórmula aplicada para calcular dicha penalización, es la siguiente:
Donde:
FEP: es la facturación por exceso de potencia (€).
Ki: coeficiente que tomará los siguientes valores dependiendo del
periodo tarifario i:
Periodo
Ki
P1
1
P2
0,5
P3
0,37
P4
0,37
P5
0,37
P6
0,17
Tabla 11. Coeficiente penalización exceso de potencia tarifas 6 periodos. Fuente: RD 1164/2001, de
26 de octubre.
Aei: se calcula de acuerdo a la siguiente fórmula.
Donde:
Pdj: es la potencia demandada en cada uno de los cuartos de hora del
periodo i en que se ha superado la potencia contratada en el periodo.
Expresada en kW.
Curso de Gestor Energético y Eficiencia Energética- Ambientum
38 / 74
Pci: potencia contratada en el periodo i en el periodo considerado.
Expresada en kW.
4.1.2 OPTIMIZACIÓN DE LA POTENCIA CONTRATADA
Tarifas 3.0A y 3.1A:
Para estos suministros, se puede optimizar la potencia contratada para
disminuir la potencia facturada. Para analizar cuál es la potencia óptima a
contratar deberemos valorar un periodo de al menos un año. En este análisis
se analizan aquellos meses en los que la potencia demanda se encuentra por
encima o por debajo de la potencia contratada en ese periodo tarifario.
Cuando de manera constante se demande una potencia por encima de la
potencia contratada, será interesante realizar un aumento de potencia
contratada para evitar las penalizaciones por exceso de potencia, ya que como
se ha visto anteriormente, cuando la potencia demanda es superior a la
potencia contratada en ese mismo periodo, la potencia facturada será la
demandada más el doble de la diferencia entre la potencia demandada y el
105% de la potencia contratada en ese periodo tarifario.
Del mismo modo, cuando de forma constante a lo largo de los meses se
demanda una potencia inferior a la contratada en ese periodo tarifario, es
recomendable disminuir la potencia contratada. Éste es el caso de aquel
suministro en el que en un periodo tarifario se demanda una potencia inferior al
85% de la potencia contratada para ese periodo tarifario. En estos casos le
están facturando todos los meses el 85% de la potencia contratada cuando le
podrían facturar una potencia inferior si disminuye la potencia contratada en
ese periodo tarifario.
Tanto para una disminución de potencia contratada como para un aumento de
potencia contratada, hay que tener en cuenta dos aspectos:
1. Sólo se puede hacer una modificación de potencia contratada al año.
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2. Las potencias contratadas en los diferentes periodos tarifarios serán
tales que la potencia contratada en el periodo tarifario (Pn+1) sea
siempre mayor o igual que la potencia contratada en el periodo anterior
(Pn).
4.2
FACTURACIÓN DEL TÉRMINO DE ENERGÍA
El término de facturación de energía activa será el sumatorio resultante de
multiplicar la energía consumida y medida por el contador en cada periodo
tarifario por el precio del término de energía correspondiente, según la
siguiente fórmula:
Donde:
Ei: es la energía consumida en el periodo tarifario i, expresada en (kWh)
tei: precio del término de energía del periodo tarifario i. Este precio se
conforma por el precio del término de energía de la tarifa de acceso
correspondiente más el precio del término de energía derivado del
mercado eléctrico. Este último precio cubre el coste de generación de la
electricidad así como una serie de conceptos tales como la gestión por
parte de la comercializadora.
El término de facturación de energía activa se facturará mensualmente,
incluyendo la energía consumida en el mes correspondiente y en cada periodo
tarifario i. En los suministros TUR esta facturación también es mensual, aunque
en muchos casos la lectura real de contador es bimensual. Por esta razón en
una de las facturas el consumo aparece como “estimado” y luego se corrige en
la siguiente factura mediante la lectura real de contador.
En cuanto al término de energía, no hay optimización posible. Tan sólo es
posible una planificación de las actividades productivas para que aquellas
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40 / 74
actividades más consumidoras de energía, se desplacen hacia las horas valle
en las que el precio del término de la energía es menor.
4.3
PENALIZACIÓN POR CONSUMO DE ENERGÍA REACTIVA
La energía reactiva es consumida por equipos eléctricos de inducción como
motores eléctricos, hornos o reactancias de las lámparas. Esta energía reactiva
se suma a la energía realmente útil o energía activa de forma que la red
eléctrica tiene que transportar la suma vectorial de ambas. Esto supone un
sobrecoste para las distribuidoras, ya que tienen que sobredimensionar las
redes, y este sobrecoste se lo transmiten al consumidor en forma de
penalización por consumo de energía reactiva.
La penalización por consumo de energía reactiva no será de aplicación a las
tarifas de baja tensión TUR, TUR DH, 2.0A, 2.0DHA, 2.1A y 2.1DHA siempre y
cuando el consumo de energía reactiva no supere de media el 50% del
consumo de energía activa. En las tarifas con discriminación horaria, tan sólo
se penalizará aquel consumo producido en el periodo tarifario 1.
Este tipo de suministros no suelen disponer de equipo contador de reactiva,
salvo el caso indicado anteriormente, en el que se supere el 50% del consumo
de activa y la Distribuidora exija su instalación.
Para el resto de tarifas de acceso, esta penalización será de aplicación a
aquellos kVArh que se consuman de reactiva por encima del 33% de energía
activa consumida en ese periodo tarifario5 (cos φ<0.95). En las tarifas de
acceso no se penaliza la energía reactiva consumida en el P3; y en las tarifas
de 6 periodos no se penaliza el consumo de energía reactiva en el P6.
El cos φ o factor de potencia se calcula de la siguiente manera:
5
Según el artículo 9.3 del RD 1164/2001, de 26 de octubre.
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41 / 74
Donde:
Cai: es la energía activa consumida en el periodo tarifario i expresada en
kWh.
Cri: es la energía reactiva consumida en el periodo tarifario i expresada
en kVArh.
Este cos φ toma valores entre 0 y 1, siendo más próximo a 1 cuanto menor sea
el consumo de reactiva.
Las penalizaciones establecidas en las tarifas de acceso vienen determinadas
en función de unos rangos de valores para el cos φ. Los precios de estas
penalizaciones pueden ser consultados en la última Orden ITC publicada, que
se pueden encontrar en el apartado de legislación de la CNE (www.cne.es).
Cuando un consumidor tenga un consumo de energía reactiva superior a 1,5
veces el de energía activa en tres o más mediciones, la empresa distribuidora
que le suministra se lo deberá comunicar al organismo competente de la
Comunidad Autónoma, que podrá establecer al consumidor un plazo para la
mejora de su factor de potencia y, si no se cumpliese el plazo establecido,
podrá llegar a ordenar la suspensión del derecho de acceso a las redes de
distribución en tanto no se mejore la instalación de medida precisa.
4.3.1 OPTIMIZACIÓN DE LA PENALIZACIÓN POR CONSUMO DE
REACTIVA
La forma de corregir el exceso de consumo de energía reactiva es mediante la
instalación
de
una
batería
de
condensadores,
que
compensarán
automáticamente el consumo. La instalación de estos equipos se amortiza
económicamente en un plazo de tiempo normalmente inferior a 3 años en
aquellos suministros en los que las penalizaciones por exceso de consumo de
energía reactiva sean habituales. Además, si la compensación se hace próxima
a los equipos consumidores de reactiva en el interior de las instalaciones, se
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42 / 74
pueden evitar problemas de sobrecargas de conductores y disparos de
protección de los equipos (interruptores diferenciales y magnetotérmicos).
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43 / 74
4.4
IMPUESTOS Y OTROS CONCEPTOS
Además de la facturación de potencia, energía activa y reactiva, hay otros
conceptos que se incluyen en la facturación eléctrica.
Estos conceptos son los siguientes:
El Impuesto especial sobre el consumo de electricidad: este impuesto
tiene un tipo de interés del 5,113% (1,05113 x 4,864%) y aplica
únicamente al término de potencia, término de energía y a la
penalización por consumo de energía reactiva. Este impuesto no se
aplica sobre el alquiler del equipo de medida ni a otros servicios
ofrecidos por la comercializadora.
El IVA: el Impuesto General sobre el valor añadido con un tipo de
interés del 18% se aplica sobre el total de los conceptos de
facturación de la factura una vez repercutido ya el impuesto eléctrico.
Es un impuesto que se aplica sobre otro impuesto. Para los
suministros de Canarias se aplica el IGIC Impuesto General Indirecto
Canario. Este impuesto tiene un tipo de interés del 2% para el
término energía activa, reactiva y potencia; y de un 5% para el
alquiler del equipo de medida.
4.5
TELEMEDIDA
El marco legal del sector eléctrico tiene una gran complejidad. Si se quiere
optimizar con garantías las condiciones de los contratos de suministro, e
intervenir con éxito en los distintos mercados, resulta imprescindible disponer
de la información completa acerca de las características de los puntos de
suministro y del perfil de consumo de cada centro. Para ello, no es suficiente
con las facturas emitidas por las compañías suministradoras, sino que es
necesario contar con la información completa de las características de nuestro
consumo, disponiendo de las curvas de carga cuartohoraria de las potencias
demandadas de activa y reactiva de nuestros principales puntos de suministro.
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44 / 74
Esto resulta muy interesante para conocer de forma detallada el perfil de carga,
así como para negociar con las comercializadoras en el mercado liberalizado.
Esta
información,
normalmente
sólo
disponible
para
las
compañías
distribuidoras, se puede obtener a través de la lectura remota de los
suministros, mediante la telemedida, pudiendo ponerla a disposición de
cualquier comercializadora ofertante en los procesos de contratación, en
igualdad de oportunidades, lo que debe dar lugar a mejores ofertas, al eliminar
primas de riesgo derivadas del desconocimiento de los consumos. En este
sentido, existe un Plan de Sustitución de Contadores regulado en la
Disposición Adicional vigésimo segunda del Real Decreto 1634/2006, de 29 de
diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir del 1 de enero de
2007.
La norma básica relativa a la medida de la energía es el Real Decreto
1110/2007, del 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de
Puntos de Medida del sistema eléctrico.
Los puntos de medida de los consumidores se clasifican en 5 tipos:
Tipo 1: puntos cuya potencia contratada sea igual o superior a 10 MW, o
que la energía anual intercambiada con la red sea igual o superior a 5
GWh.
Tipo 2: puntos cuya potencia contratada sea igual o superior a 450 kW,
o que la energía anual intercambiada con la red sea igual o superior a
750 MWh.
Tipo 3: puntos cuya potencia contratada sea superior a 50 kW.
Tipo 4: puntos cuya potencia contratada superior a 15 kW.
Tipo 5: puntos cuya potencia contratada sea inferior a 15 kW.
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Tipo de punto de medida
Tipo 1: P≥10 MW
Tipo 2: 450 kW ≤ P <10
MW
Tipo 3: 50 kW < P < 450
KW
Tipo 4: 15 kW < P ≤ 50 KW
Tipo 5: P < 15 kW
Clase de contadores
Activa
Reactiva
≤0,2 S
≤0,2 S
≤C
≤1
≤B
≤2
≤B
≤A
≤2
≤3
Tabla 12. Tipología de contadores. Fuente: RD 1110/2007, de 24 de agosto.
Según establece el artículo 9 Equipos de medida básicos del R.D. 1110/2007
de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de
medida del sistema eléctrico: “todos los equipos de medida de tipo 1 y 2
dispondrán de dispositivos de comunicación para la lectura remota. En los
puntos de medida tipo 3 la lectura remota será opcional”.
Por tanto, los puntos de gran consumo de electricidad tienen la obligación de
instalar equipos de telemedida con registros horarios.
Figura 8. Equipo de telemedida.
La puesta en marcha de la telemedida requiere la instalación de:
Un contador electrónico, si bien estos equipos son obligatorios desde 1
de enero de 2008 para todos los suministros con potencia contratada
superior a 50 kW.
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46 / 74
Una línea telefónica fija o móvil.
Un módem de comunicaciones, ya sea RTC o GSM, que puede ser
adquirido en propiedad o bien alquilado a la compañía distribuidora
correspondiente.
4.5.1 VENTAJAS
DE
LA
INSTALACIÓN
DE
UN
EQUIPO
DE
TELEMEDIDA
Para los usuarios la instalación de estos aparatos presenta importantes
ventajas:
Conocimiento del consumo y sus características en tiempo real sin que
sea necesaria la actuación del personal de la empresa comercializadora,
bien mediante el acceso sobre el propio sistema o mediante la
interconexión a ordenador.
Mantenimiento en memoria de los datos de facturación de periodos
anteriores, así como el archivo de cortes de suministro, con indicación
del momento del corte y de su reposición.
Identificación de las potencias óptimas a contratar en los suministros
liberalizados.
Corrección de los posibles recargos por exceso de consumo de energía
reactiva en suministros liberalizados.
Control de la facturación y detección de errores.
Estos aparatos permiten al comercializador ajustar de forma rápida su
demanda en el “pool” a la demanda real de sus consumidores.
Por otro lado el gestor del sistema y el distribuidor también se benefician de
estas mediciones, ya que les permite en tiempo real adecuar sus sistemas a la
demanda de los consumidores, asegurando:
Mayor garantía de suministro, al mejorar la gestión del sistema.
Mejora de los procesos, al disponer de una información más fiable.
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47 / 74
En la actualidad los sistemas eléctricos en gran parte de los países del mundo
todavía están diseñados para que la producción modifique su comportamiento
en función del comportamiento de la demanda.
Históricamente las empresas eléctricas han facturado a sus clientes con una
tarifa única por kWh consumido, que algunas veces discriminaba algunos
periodos tarifarios, no se ha tenido en cuenta fielmente el coste real de generar
y hacer llegar la electricidad al punto de consumo. La instalación de equipos de
telemedida que permiten facturar el consumo que se produce cada hora, y el
avance en las redes inteligentes hacen prever que estamos próximos a poder
dar un paso importante para que los consumidores y los productores
desarrollen pautas de producción y consumo que puedan tener en cuenta los
costes asociados a la decisión que toman. Además, la instalación de los
nuevos sistemas de control ayudará a hacer frente a los nuevos retos que
plantea el futuro mix de producción donde cada vez se incorpora mayor
capacidad de producción de energías renovables que no son gestionables.
La aplicación de contadores con equipos de telemedida que recogen el
consumo en periodos horarios, permitirá poder aplicar al consumo el precio que
resulte en el mercado en ese periodo. Ésta es una línea de actuación que
permitiría lograr que la demanda responda al movimiento dinámico de los
precios del mercado eléctrico.
4.6
REDES INTELIGENTES
Una red inteligente es aquella en la que el seguimiento de los consumos se
puede hacer en tiempo real, esto se consigue a través de equipos de
telemedida instalados en los diferentes puntos de consumo. Con ello el
operador del sistema podrá ajustar mejor la generación a la demanda y los
consumidores podrán ajustar mejor sus consumos, conociendo en tiempo real
lo que están consumiendo.
Debemos ir encaminados a la instalación de redes inteligentes que además de
soportar la gestión del futuro mix de generación (con un importante porcentaje
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48 / 74
de renovables), permitan mejorar la eficiencia de los sistemas y el ahorro
energético. Además, con este tipo de redes, el mercado eléctrico recibe
información a tiempo real del consumo que se produce en cada suministro y así
el consumidor se puede adaptar a los precios del mercado eléctrico para
adaptar su demanda a estas condiciones económicas y realizar las mayores
demandas eléctricas cuando los precios son más bajos.
Este nuevo sistema de comunicación entre consumidor y mercado eléctrico de
generación da lugar al nacimiento de empresas de servicios eficientes, que
actuando de intermediarios, den un servicio que vincule el coste en tiempo real
de la electricidad producida y el precio en tiempo real que se factura a los
consumidores.
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5
MERCADO DE GAS
La producción nacional de gas natural en España es escasa, y depende del
exterior en un 99,5 % del suministro (Fuente: IDAE).
El gas natural se extrae en estado gaseoso y se licúa para transportarlo en
buques especiales hasta las costas de España. En las plantas regasificadoras
sufre el proceso inverso y vuelve a un estado gaseoso que le permite ser
transportado a través de los gasoductos.
Figura 9. Red Básica de gasoductos y transporte secundario. Actualizado a fecha de septiembre de
2009. Fuente CNE
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50 / 74
5.1
AGENTES DEL MERCADO GASISTA
Productores: son los que realizan la exploración, investigación y
explotación de los yacimientos.
Transportistas:
son
los
propietarios
de
las
instalaciones
de
almacenamiento, regasificación y gasoductos (con presiones superiores
a 16 bares).
Distribuidores: son los titulares de instalaciones de distribución para
presiones inferiores a 16 bares.
Comercializadores: adquieren el gas natural a productores o
comercializadores y venden a clientes cualificados o a comercializadores
en condiciones pactadas. Pagan un peaje por el uso de las instalaciones
de transportistas y distribuidores para el suministro de gas a sus
clientes.
Gestor técnico del sistema gasista (ENAGAS): es el transportista
titular de la mayoría de la red básica, y de la gestión técnica de la red
básica y de las redes de transporte secundario.
El funcionamiento del sector gasista en España está regulado por la Ley
34/1998, de 7 de octubre modificada por la Ley 12/2007, de 2 de julio, para
adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y
del Consejo, de 26 de junio de 2003. En ella destaca:
Las actividades de regasificación, almacenamiento básico, transporte y
distribución, son actividades reguladas.
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51 / 74
La actividad de comercialización se desarrolla en régimen de libre
competencia, y el régimen económico se pacta entre las partes.
Se garantiza el acceso de terceros a las instalaciones de la red básica y
a las instalaciones de transporte y distribución: se pagará un peaje
determinado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
5.2
LIBERALIZACIÓN DEL MERCADO DE GAS
La liberalización del mercado del gas comenzó en España en el año 2000 para
grandes consumidores, y es en 2003 cuando los consumidores domésticos
pudieron elegir la compañía suministradora de gas. Definitivamente el 1 de julio
de 2008 desaparece el mercado regulado y todos los consumidores salen a
mercado libre, quedando tan sólo una tarifa de último recurso para aquellos
pequeños consumidores sin tanta capacidad de negociación en el mercado.
A partir del día 1 de julio de 2008 podían acogerse a la tarifa de último recurso
aquellos consumidores conectados a gasoductos cuya presión fuera menor o
igual a 4 bar y con consumo anual inferior a 3 GWh. El 1 de julio de 2009, y
como cumplimiento del calendario establecido en la orden ITC/1251/2009, se
restringe a aquellos consumidores conectados a gasoductos cuya presión es
menor o igual a 4 bar y con consumo anual inferior a 50.000 kWh. Este es el
caso de los consumidores domésticos.
Para los consumidores con un consumo anual mayor de 50.000 kWh
desaparecen las tarifas de último recurso T.3 y T.4 forzándolos a salir a
mercado libre.
En este nuevo sistema de mercado libre convive una tarifa regulada que es la
Tarifa de Último Recurso (de aplicación a consumidores p<4 bar y consumo <
50.000 kWh/año), con tarifas libremente pactadas entre consumidor y
comercializador, estas últimas tarifas, al igual que en el sector eléctrico,
incluyen un concepto regulado como es la Tarifa de Acceso.
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52 / 74
En el Mercado Libre el cliente tiene dos opciones:
Suministro a través de un comercializador: en esta opción el cliente
cualificado suscribe un contrato de suministro con una empresa
comercializadora, a un precio libre y en competencia. La empresa
comercializadora compra el gas en los mercados internacionales y paga el
peaje de acceso al transportista y distribuidor.
Compra directa de gas: el cliente compra el gas directamente en el
mercado internacional y suscribe un contrato de acceso a las instalaciones
de transporte y distribución de gas.
La Ley 12/2007, de 2 de julio, estableció la creación de la Oficina de Cambio de
Suministrador (OCS), de manera similar al mercado de electricidad, esta oficina
de Cambio de Suministrador se encarga de velar por los derechos de los
consumidores.
5.2.1 PRECIO DEL GAS NATURAL
En las siguientes gráficas se aprecia una comparativa entre el precio del gas en
España y en el resto del mundo.
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Consumidores domésticos
Los
precios
publicados
por
Eurostat
para
consumidores
domésticos
corresponden a consumidores con un consumo anual entre 20 y 200 GJ (D2),
que equivale a un consumo entre 5.560 y 55.600 kWh/año.
Gráfica 5. Comparativa entre países del precio del gas para consumidores domésticos. Precios
para el segundo semestre de 2009. Fuente Eurostat
En España el precio medio para los hogares se sitúa en 14.88 €/GJ, este precio
es superior a la media de la UE-27 (14.67 €/GJ).
Comparando estos valores con los relativos a 2007, el precio del gas en
España para consumidores domésticos ha pasado de estar un 5% más bajo
que la media de la UE, a situarse un 11,8% por encima de la media de la UE en
2009.
Consumidores industriales
Los
precios
publicados
por
Eurostat
para
consumidores
industriales
corresponden a consumidores cuyo consumo anual se encuentra entre 10.000100.000 GJ.
El promedio del gas para los consumidores industriales en España es
sensiblemente inferior a la media de la UE-27 (7,53 €/GJ frente a 8,22 €/GJ).
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Gráfica 6. Comparativa entre países del precio del gas para consumidores industriales segundo
semestre de 2009. Fuente Eurostat
Analizando la evolución del precio medio del gas en España desde el segundo
semestre del 2007, hasta el segundo semestre del 2009 se aprecia una
reducción en el precio de un 17,98%. Esta reducción es mayor respecto a la
reducción que han sufrido los precios medios del gas en la UE-27 (16,02%).
Tabla 13. Evolución de los precios medios del gas desde el segundo semestre de 2007 hasta el
segundo semestre de 2009. Fuente: Eurostat
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55 / 74
5.3
LA CONTRATACIÓN EN MERCADO LIBRE
Figura 10. Diagrama de funcionamiento del mercado libre de gas. Fuente: Elaboración propia
En el mercado libre los comercializadores pueden comprar el gas natural a los
productores
en
los
países de
origen
o
adquirirlo
a
las
empresas
aprovisionadoras. En cualquier caso, los comercializadores pagan un precio de
adquisición que será libremente pactado entre las partes.
El gas que introducen en España los comercializadores, puede entrar en
estado gaseoso o líquido, en este caso, tendrá que pasar por las plantas de
regasificación para su posterior transporte. Los comercializadores pagan un
peaje por el uso de estas plantas (peaje de regasificación).
Los comercializadores transportan el gas a través de las redes de transporte y
distribución, pagando unos peajes de acceso por el uso de las mismas.
También pagarán un canon de almacenamiento subterráneo de GNL6 o un
canon de almacenamiento subterráneo, si utilizan estas infraestructuras.
Actualmente, en España, se está avanzando mucho en este sentido, se están
6
Siglas de Gas Natural Licuado. Para que el gas natural, principalmente metano, se licúe, es
necesario enfriarlo a -161ºC para poder transportarlo a presión atmosférica.
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56 / 74
construyendo depósitos subterráneos de gas para hacer frente al posible corte
de suministro de gas en los países de origen y por una cuestión meramente
económica, ya que las comercializadoras compran el gas en verano, que es
más barato, inyectándolo en estos depósitos, para luego venderlo en invierno
cuando los precios suben. Uno de los proyectos mas interesantes del Ministerio
de Industria junto con Enagás es la construcción del depósito subterráneo de
gas en Yela (Guadalajara), con una capacidad de 4.000 millones de metros
cúbicos.
El precio final del gas que se paga por parte del consumidor incluye los
siguientes aspectos:
Peajes
Mercado liberalizado
Margen comercial
Transporte y Distribución
Regasificación
Almacenamiento subterráneo
Almacenamiento del Gas Natural
Coste de adquisición del gas (países productores)
Tabla 14. Estructura de costes del gas. Fuente: elaboración propia.
En mercado libre los clientes contratan el gas natural con la compañía
comercializadora que escogen libremente. Esta comercializadora les factura los
siguientes conceptos:
Facturación por el término fijo en función del consumo y la presión de
suministro.
Facturación por el término variable en función de la cantidad de gas
consumida.
Alquiler del contador según la cuantía establecida por el Gobierno.
IVA del 18% sobre la suma de todos los conceptos anteriores.
Servicios complementarios.
5.4
TARIFA DE ÚLTIMO RECURSO
Según el Real Decreto 104/2010, de 5 de febrero, por el que se regula la
puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector del gas natural,
Curso de Gestor Energético y Eficiencia Energética- Ambientum
57 / 74
esta tarifa de último recurso tan sólo es de aplicación a aquellos consumidores
conectados a gasoductos cuya presión es menor o igual a 4 bar y con consumo
anual inferior a 50.000 kWh. Dentro de este grupo entran los consumidores
domésticos. Estos consumidores con derecho a acogerse a la tarifa de último
recurso pueden optar entre el suministro a precio libre en el mercado
liberalizado, con cualquier comercializadora, o el suministro en régimen de
tarifa de último recurso, con la compañía de último recurso designada según la
red de distribución a la que pertenecen.
COMERCIALIZADORAS DE ÚLTIMO RECURSO (CUR)
Endesa Energía, S. A.
Gas Natural Servicios, S. A.
Iberdrola, S. A.
Naturgas Energía Comercializadora, S. A. U.
Unión Fenosa Comercial, S. L.
Tabla 15. Comercializadoras de Último Recurso. Fuente: Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril.
Los precios de la Tarifa de Último Recurso se publican trimestralmente
mediante Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
La última Resolución puede consultarse en la CNE (www.cne.es).
5.5
TARIFAS DE ACCESO MERCADO LIBRE
Al igual que ocurría en el mercado libre eléctrico, el precio del gas en mercado
libre, se pacta libremente entre el cliente y el aprovisionador o comercializador.
Pero para que el gas llegue hasta el punto de consumo, ha tenido que sufrir
una serie de procesos de transformación y se ha tenido que hacer uso de unas
redes de transporte y distribución.
Estos costes son los que se cubren mediante la tarifa de acceso, este es un
precio regulado y común a todos los suministros en función a la presión de
suministro.
Los componentes cubiertos por la tarifa de acceso son los siguientes:
Adquisición a proveedores internacionales, e importación del gas a
España por gasoducto o barco (gas licuado).
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Tarifas de acceso o peajes que corresponden al uso de las instalaciones
necesarias para hacer llegar el gas al cliente:
o Peaje de regasificación.
o Peaje de transporte y distribución. Este peaje consta de un
término de reserva de capacidad (TRC) y de un término de
conducción (TC).
o Peaje de descarga de cisternas (sólo cuando se trata de Gas
Licuado).
o Peaje de trasvase de GNL a buques (sólo cuando se trata de Gas
Licuado).
o Peaje de descarga de buques (sólo GNL).
o Peaje de entrada por conexiones internacionales.
o Canon de almacenamiento subterráneo.
o Canon de almacenamiento de GNL, se aplica cuando hay
regasificación.
Se establecen tres categorías de peajes en función de la presión de diseño y
del consumo anual:
Peaje 1: Consumidores cualificados conectados a un gasoducto cuya
presión de diseño sea superior a 60 bares:
o Peaje 1.1: Consumo inferior o igual a 200 GWh/año.
o Peaje 1.2: Consumo superior a 200 GWh/año e inferior o igual a
1.000 GWh/año.
o Peaje 1.3: Consumo superior a 1.000 GWh/año.
Todos los usuarios finales incluidos en este nivel de presión deberán
contar con los equipos de telemedida en sus instalaciones
adecuados para medir, al menos, caudales diarios.
Para cada usuario del sistema de transporte y distribución, el peaje
se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
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59 / 74
Donde:
Tc: importe mensual en euros de facturación por término de conducción del
peaje de transporte y distribución.
Tfij: término fijo en euros/kWh/día, para el consumidor j de acuerdo con su
volumen de consumo i.
Tvij: término variable para el consumidor j de acuerdo con su volumen de
consumo i en euros/kWh.
Cj: kWh de gas consumidos por el consumidor j.
N: número de consumidores del comercializador con suministro a presión
superior a 60 bares, en cada escalón de consumo.
Qj: caudal diario a facturar correspondiente al consumidor j en kWh/día.
En los casos en que el caudal diario máximo medido en el mes al
consumidor j se encuentre entre el 85 y el 105 % del caudal máximo
contratado para el mismo:
Qj = Qmj
Qmj: caudal máximo diario medido para el consumidor j.
En los casos en que el caudal diario máximo medido en el mes al
consumidor j sea inferior al 85 % del caudal máximo contratado para el
mismo:
Qj = 0,85*Qdj
Qdj: caudal máximo diario contratado por el consumidor j.
En los casos en que el caudal máximo diario medido para el consumidor j
sea superior o igual al 105 % del caudal máximo diario contratado para
dicho consumidor:
Qj = Qmj + 2*(Qmj - 1,05*Qdj)
Qmj: caudal máximo diario medido en las instalaciones del consumidor i.
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Peaje 2: Consumidores cualificados conectados a gasoducto cuya
presión de diseño sea superior a 4 bares e inferior o igual a 60 bares.
o Peaje 2.1: Consumo inferior o igual a 0,5 GWh/año.
o Peaje 2.2: Consumo superior a 0,5 GWh/año e inferior o igual a 5
GWh/año.
o Peaje 2.3 Consumo superior a 5 GWh/año e inferior o igual a 30
GWh/año.
o Peaje 2.4: Consumo superior a 30 GWh/año e inferior o igual a
100 GWh/año.
o Peaje 2.5: Consumo superior a 100 GWh/año e inferior o igual a
500 GWh/año.
o Peaje 2.6: Consumo superior a 500 GWh/año.
Aquellos consumidores cualificados con consumo superior a 30
GWh/año y que dispongan de un equipo de telemedida para poder
medir caudales diarios, podrán optar a tener un tratamiento
individualizado en el cobro correspondiente a la facturación del
caudal contratado, de forma que en los casos en que el caudal diario
contratado no coincida con el caudal diario medido, se calculará con
el mismo procedimiento que para el peaje 1.
Para el caso de los consumidores cualificados con un consumo
superior a 100 GWh/año éstos deberán contar en sus instalaciones
con los equipos de telemedida adecuados para poder medir
caudales diarios, y tendrán un tratamiento individualizado en el cobro
correspondiente a la facturación del caudal diario contratado, similar
al dispuesto en el peaje 1.
Peaje 3: Consumidores cualificados conectados a un gasoducto cuya
presión de diseño sea inferior o igual a 4 bares.
o Peaje 3.1: Consumo inferior o igual a 5 MWh/año.
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o Peaje 3.2: Consumo superior a 5 MWh/año e inferior o igual a 50
MWh/año.
o Peaje 3.3: Consumo superior a 50 MWh/año e inferior o igual a
100 MWh/año.
o Peaje 3.4: Consumo superior a 100 MWh/año.
o Peaje 3.5: Consumo superior a 8 GWh/año.
Los precios para estas tarifas de acceso, se publican trimestralmente por la
Dirección de Política Energética y Minas. Estos precios pueden ser consultados
en la página de la CNE (www.cne.es).
5.5.1 SUMINISTROS SIN DERECHO A TUR SIN CONTRATO EN
MERCADO LIBRE
La Orden ITC 3520/2009, de 28 de diciembre, recoge en su disposición
transitoria primera que el precio a aplicar para los suministros con un consumo
anual superior a 50.000 kWh e inferior a 3 GWh que todavía no hayan firmado
un contrato de suministro en mercado libre. Esta tarifa se trata de una tarifa
penalizada transitoria cuya finalidad es motivar a estos clientes a que salgan a
mercado libre, de manera periódica, se van publicando los precios de estas
tarifas penalizadas para aquellos clientes que aún no han salido a mercado
libre. Estos precios pueden ser consultados en la página de la CNE
(www.cne.es).
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5.6
ESTRUCTURA DE LA FACTURA DE GAS
La facturación se compone de:
Término fijo: en función del consumo. Incorpora los componentes de los
peajes vinculados al caudal contratado.
Término variable: en función de la cantidad de gas consumida. Incluye
además del precio del gas y los gastos de comercialización, los peajes
vinculados a los kWh consumidos.
Alquiler del contador y del equipo de control remoto: según la cuantía
establecida por el Gobierno.
IVA del 18%: sobre la suma de los anteriores conceptos. En canarias
este IVA es sustituido por el IGIC (2%).
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Tabla 16. Desglose de los términos de la factura de gas. Fuente: Gas Natural/CNE.
En la fijación de los precios de la energía en mercado libre, se suele utilizar,
bien un descuento sobre la tarifa regulada (cuando el tipo de suministro
disponga de ella), o bien fórmulas variables vinculadas a diferentes productos
derivados del petróleo y a la relación de cambio entre euro y dólar.
5.7
EQUIPOS DE MEDIDA Y TELEMEDIDA
La normativa vigente (ITC 3802/2008), de 26 de diciembre establece en su
artículo 9 que todos los consumidores con consumos superiores a 5 GWh/año
deberán disponer de equipos de telemedida capaces de realizar, al menos, la
medición de los caudales diarios.
El cobro del alquiler mensual por parte de las entidades propietarias de los
aparatos contadores, supone la obligación por parte de éstas de realizar por su
cuenta el mantenimiento de los mismos.
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5.8
OPTIMIZACIÓN DEL SUMINISTRO
En el mercado liberalizado es posible actuar sobre determinados parámetros
para optimizar el suministro.
Cuando el consumidor se decida por el mercado liberalizado, es conveniente
que contraste con las ofertas de varios comercializadores, a fin de escoger la
más rentable.
En la página Web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, se puede
encontrar un listado actualizado de las empresas comercializadoras activas en
España:
IBERDROLA, S.A.
NATURGAS ENERGÍA COMERCIALIZADORA, S.A.U.
CEPSA GAS COMERCIALIZADORA, S.A.
BP GAS ESPAÑA, S.A. (Unipersonal)
SHELL ESPAÑA, S.A.
UNIÓN FENOSA COMERCIAL, S.L.
CARBOEX, S.A. (Sociedad Unipersonal)
GAS NATURAL COMERCIALIZADORA, S.A.
GAS NATURAL SERVICIOS, S.A.
GAZ DE FRANCE COMERCIALIZADORA
ENDESA ENERGÍA, S.A.
UNIÓN FENOSA GAS COMERCIALIZADORA, S.A
REPSOL COMERCIALIZADORA DE GAS, S.A.
ELECTRABEL ESPAÑA, S.A.
INGENIERÍA Y COMERCIALIZACIÓN DE GAS, S.A.
HIDROCANTÁBRICO ENERGÍA, S.A.U.
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BAHÍA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD, S.L.
REGASIFICACIÓN Y EQUIPOS, S.A.
NEXUS ENERGÍA, S.A.
COMERCIALIZADORA DE GAS EXTREMADURA, S.A.
LIQUID NATURAL GAZ, S.L.
INVESTIGACIÓN CRIOGENIA Y GAS, S.A.
CÉNTRICA ENERGÍA, S.L. Sociedad Unipersonal
MULTISERVICIOS TECNOLÓGICOS, S.A.
COMERCIALIZADORA IBÉRICA DE GAS, S.A.
ENEL VIESGO ENERGÍA, S.L.
SONATRACH GAS COMERCIALIZADORA, S.A.U.
ENEL VIESGO GENERACIÓN, S.L.
EDF TRADING LIMITED
GALP ENERGÍA ESPAÑA, S.A.U.
ELEKTRIZITÄTS-GESELLSCHAFT LAUNFENBURG ESPAÑA, S.L.
SAMPOL INGENIERÍA Y OBRAS, S.A.
Una vez recibidas las ofertas es necesario tener en cuenta los siguientes
conceptos: la duración del contrato, las formas de pago de las facturas, los
servicios complementarios y la atención prestada al cliente.
El cambio de proveedor es gratuito y sencillo: una vez firmado el contrato con
la comercializadora, ella se encarga de las gestiones. No hay que cambiar la
instalación para contratar en mercado libre.
La duración del contrato la propone la comercializadora, pero tiene como
mínimo un año de duración. En cuanto a la calidad del suministro, éste sigue
dependiendo de la distribuidora que lleva el gas natural hasta el hogar del
usuario.
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Para optimizar el suministro, es importante ajustar el caudal y la presión del
suministro contratados a los consumos reales.
5.8.1 CAUDAL CONTRATADO
Se utilizarán como partida los caudales máximos mensuales. Se calculan los
caudales a facturar anuales a partir de diferentes caudales contratados. El
caudal óptimo a contratar es aquel que minimice el caudal a facturar total
anual.
El cálculo del caudal diario a facturar (Qf) se realiza en función del caudal
máximo diario medido para el consumidor (Qm) y del caudal contratado (Qc),
de la siguiente forma:
Situación
Caudal Facturado
Qm < 85% Qc
85% Qc
85% Qc < Qm < 105% Qc
Qm
Qm > 105% Qc
Qm + 2 x (Qm – 1,05 x Qc)
Tabla 17. Cálculo del caudal facturado
En los supuestos de grandes consumos, por encima de 8 GWh/año, es
importante llevar a cabo una optimización del caudal diario a contratar, ya que
el importe del término fijo del peaje 3.5, que es aplicable en estos supuestos,
depende de este caudal diario.
El cambio del caudal diario contratado sólo puede realizarse una vez al año.
Además en el caso de que se pretenda reducir ese caudal hay que avisar con
una antelación de tres meses (Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto).
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Esta rigidez dificulta que los centros con calefacción de gas natural, donde los
consumos oscilan de manera considerable de invierno a verano, puedan
ajustar sus caudales de forma óptima para ambas temporadas, ya que se ven
obligados a jugar con cifras de promedio anual.
5.8.2 PRESIÓN DEL SUMINISTRO
La Ley 34/1998 de Hidrocarburos, en su artículo 83.1 apartado c, establece
como obligación de la compañía distribuidora: informar a los consumidores en
la elección de la tarifa más conveniente para ellos, y en cuantas cuestiones
pudiesen solicitar en relación al suministro del gas.
Por otro lado, el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el
acceso a terceros, establece el derecho de los consumidores a contratar
aquellos servicios de acceso a las instalaciones del sistema gasista que
consideren más adecuados para sus intereses en condiciones reguladas.
Por tanto, aquellos centros que se encuentren situados cerca de las redes de
distribución de gas natural de media presión (superior a 6 bar) podrán solicitar
su conexión a estas redes, disfrutando del peaje 2 (4 bar< P ≤ 60 bar), que
ofrece posibles ventajas económicas en relación con el peaje 3 (P≤ 4 bar).
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6
CASO PRÁCTICO Nº 3: FACTURACIÓN ELÉCTRICA
COMPRENSIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE UN SUMINISTRO ELÉCTRICO
Se proporcionan las lecturas de contador de un suministro de un consumidor
industrial con un contrato en mercado libre. Las tareas a realizar con los datos
del suministro serán las siguientes:
6.1. Mediante estas lecturas y teniendo en cuenta el importe de los términos de
energía, potencia y reactiva facilitados, hay que tratar de calcular el coste de la
facturación anual del suministro.
6.2. Tras monitorizar el consumo del suministro a lo largo de un año, se ha
observado que la potencia demandada es muy superior a la potencia
contratada. Por esta razón, le están facturando un término de potencia muy
elevado que se pretende reducir con las potencias óptimas propuestas. Habrá
que calcular el ahorro y el periodo de retorno de la inversión de esta subida de
potencia contratada hasta los valores óptimos propuestos.
6.3. El consumo de reactiva de este suministro es elevado a lo largo de
bastantes meses al año, por esta razón, este cliente está soportando una
penalización muy fuerte por consumo de reactiva que se quiere reducir a 0
€/año mediante la instalación de una batería de condensadores. Habrá que
calcular el periodo de retorno de la inversión de la instalación de esta batería
de condensadores.
A continuación se facilitan todos los datos necesarios para la resolución del
caso práctico:
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6.1
APARTADO 1: CÁLCULO DE LA FACTURACIÓN ANUAL DE ELECTRICIDAD
1. Datos del suministro:
Datos del suministro
A Coruña
Ubicación del suministro
P1
P2
P3
Potencia contratada (kW)
140
140
140
17 kV
Tensión del suministro
3.1A
Tarifa de acceso
Periodo de estudio
Del 01/01/2010 al 31/12/2010
Datos de consumo:
Lecturas de potencia
Mes
Periodo tarifario 1 (kW)
Periodo tarifario 2 (kW)
Periodo tarifario 3 (kW)
Enero
231
230
219
Febrero
219
236
219
Marzo
219
236
219
Abril
232
258
222
Mayo
251
266
225
Junio
162
256
238
Julio
168
256
238
Agosto
182
301
263
Septiembre
152
248
231
Octubre
258
280
248
Noviembre
223
232
223
Diciembre
197
219
225
Consumo de energía activa
Mes
Periodo tarifario 1 (kWh)
Periodo tarifario 2 (kWh)
Periodo tarifario 3 (kWh)
Enero
13.588
29.505
7.080
Febrero
9.935
21.056
5.791
Marzo
11.406
24.176
6.649
Abril
14.810
34.687
8.699
Mayo
14.061
35.164
8.844
Junio
7.827
36.127
8.267
Julio
7.906
13.000
0
Agosto
8.146
62.634
18.309
Septiembre
10.446
18.621
16.350
Octubre
12.108
21.584
18.952
Noviembre
9.664
17.228
15.127
Diciembre
9.480
16.899
14.838
Consumo de energía reactiva
Mes
Periodo tarifario 1 (kVArh)
Periodo tarifario 2 (kVArh)
Periodo tarifario 3 (kVArh)
Enero
6.706
13.324
2.539
Febrero
4.763
10.469
1.919
Marzo
0
0
0
Abril
7.234
15.140
3.116
Mayo
6.308
14.738
3.121
Junio
2.745
16.171
2.950
Julio
10.719
14.030
0
Agosto
0
16.520
0
Septiembre
1.978
11.832
0
Octubre
2.416
14.327
0
Noviembre
5.427
8.644
0
Diciembre
5.449
9.380
2.776
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Datos e indicaciones que serán necesarias para la correcta resolución del
ejercicio:
6.1.1 TÉRMINO
DE
POTENCIA,
TÉRMINO
DE
ENERGÍA
Y
PENALIZACIÓN POR REACTIVA.
Término de potencia:
El término de potencia que se utilizará para calcular la potencia facturada
coincide con el término de potencia de los peajes de acceso. Para calcular la
facturación de potencia mes a mes se tendrán en cuenta los días que dura
cada mes, habrá por tanto que dividir el término de potencia anual en €/kW año
entre los días del año y multiplicarlo por el número de días que dura el mes.
Tarifa 3.1A
Tp (€/kW año)
Peajes de acceso
Periodo 1
23,541922
Periodo 2
14,517671
Periodo 3
3,329068
Término de energía:
Tras seleccionar entre varias ofertas de mercado libre, el cliente se ha
decantado por una comercializadora cuyos precios para el término de energía
son los siguientes:
Te (€/kWh)
Precios del término de energía
Periodo 1
Periodo 2
Periodo 3
0,118194
0,103637
0,069503
* Estos precios incluyen ya los peajes de acceso del término de energía.
Penalización por reactiva:
Cos Fi
Cos Fi < 0,95 y hasta Cos Fi = 0,8
Cos Fi < 0,8
Euro/kVArh
0,041554
0,062332
* Tan sólo se penaliza el consumo de energía reactiva del periodo tarifario 1 y
2. (Según art. 9.3 RD 1164/2001).
El coseno de fi o factor de potencia se calcula de la siguiente manera:
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Donde:
Cai: es la energía activa consumida en el periodo tarifario i expresada en
kWh.
Cri: es la energía reactiva consumida en el periodo tarifario i expresada
en kVArh.
6.2
APARTADO 2: ÓPTIMIZACIÓN DE POTENCIA
1.1.
Potencias contratadas óptimas:
Potencias óptimas
P1
P2
P3
245 Kw
245 Kw
245 Kw
Realizar un aumento de potencia contratada, tiene unos costes en concepto de
derechos de acceso, enganche y verificación:
kW aumentados
Total D.
Acceso
105
1784,21681
6.3
D.
D. enganche
verificación
79,49197
54,87199
Total
aumento
potencia (€)
PRS (AÑOS)
1.918,58
0,26
APARTADO 3: ÓPTIMIZACIÓN DE REACTIVA
Tras haber calculado la penalización de reactiva en el primer apartado del
ejercicio, es necesario valorar la rentabilidad de la instalación de una batería de
condensadores que compense el consumo de reactiva y por tanto que haga 0
€/año la penalización.
Las características y coste de la batería de condensadores son las siguientes:
BATERÍA DE CONDENSADORES NECESARIA
Potencia
150 kVAr
Coste
2.500 €
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7
BIBLIOGRAFÍA
Informe anual 2009 OMEL
La liberalización del mercado eléctrico. Guía de compra de energía para
PIMES. Xunta de Galicia-CNE. Julio 2009.
Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el
mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de
último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y
estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica.
Orden ITC/1723/2009, de 26 de junio, por la que se revisan los peajes
de acceso a partir de 1 de julio de 2009 y las tarifas y primas de
determinadas instalaciones de régimen especial.
Orden ITC/1732/2010, de 28 de junio, por la que se revisan los peajes
de acceso a partir de 1 de julio de 2010 las tarifas y primas de
determinadas instalaciones de régimen especial.
Orden ITC/1890/2010, de 13 de julio, por la que se regulan
determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros y las
retribuciones reguladas en el sistema del gas natural.
Orden ITC/3520/2009, de 28 de diciembre, por la que se establecen los
peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones
gasistas para el año 2010 y se actualizan determinados aspectos
relativos a la retribución de las actividades reguladas del sector gasista.
Orden ITC/3802/2008, de 26 de diciembre, por la que se establecen los
peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones
gasistas, la tarifa de último recurso, y determinados aspectos relativos a
las actividades reguladas del sector gasista.
Real Decreto 104/2010, de 5 de febrero, por el que se regula la puesta
en marcha del suministro de último recurso en el sector del gas natural.
Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el
Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
Real Decreto 1164, de 26 de octubre, que regula la estructura de las
tarifas de acceso eléctricas.
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Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en
marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía
eléctrica.
Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan
determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono
social.
Disposición
adicional
segunda:
designación
de
los
comercializadores de último recurso de gas natural.
Resolución de 14 de mayo de 2009, de la Dirección General de Política
Energética y Minas, por la que se establece el procedimiento de
facturación con estimación del consumo de energía eléctrica y su
regularización con lecturas reales.
Resolución de 25 de junio de 2010, de la Dirección General de Política
Energética y Minas, por la que se hace pública la tarifa de último recurso
de gas natural.
Resolución de 28 de junio de 2010, de la Dirección General de Política
Energética y Minas, por la que se establece el coste de producción de
energía eléctrica y las tarifas de último recurso a aplicar en el tercer
trimestre de 2010.
7.1
PÁGINAS WEB DE CONSULTA
http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/eurostat/home/
www.cne.es
www.omel.es
www.ree.es
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