3. - OMIE

Mercado de Electricidad
2002 2002 2002 2002 2002 2002 2002 2002
índice
EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD DURANTE 2002
1.
NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
2.
2.1 Directiva 96/92/CE sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad
2.2 La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico y otras disposiciones legales
2.3 Desarrollo normativo
2.4 Las Reglas de Funcionamiento del Mercado
2.5 Planificación energética
2.6 Funciones de OMEL
ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
3.
3.1 Organización del mercado de electricidad
3.2 Principios por los que se rige el mercado de electricidad, de acuerdo con su regulación
3.3 Secuencia y procesos del mercado
3.4 Mercados diario e intradiario
3.5 Procesos de gestión técnica del sistema
3.6 Los flujos de información
3.7 Liquidaciones
3.8 Extensión de la liberalización a todos los consumidores
LOS AGENTES DEL MERCADO
4.
4.1 La participación de los agentes en el mercado
4.2 Los productores
4.3 Los comercializadores
4.4 Los distribuidores
4.5 Los agentes externos
4.6 Los consumidores cualificados
4.7 Requisitos para ser agente del mercado
4.8 Calendario de liberalización del suministro
LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
5.
5.1 La contratación en el mercado de electricidad
5.2 Mercado diario
5.3 Mercado intradiario
5.4 Procesos de operación técnica del sistema
5.5 Precio horario final
5.6 Intercambios internacionales de electricidad
LA LIBERALIZACIÓN Y LOS MERCADOS DE ELECTRICIDAD EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
6.
6.1 Factores que influyen en el funcionamiento de los mercados organizados y análisis realizados por la Asociación de
operadores de mercado APEX
6.2 Los mercados de electricidad en la Unión Europea
6.3 Importancia del mercado español en el contexto europeo
6.4 El mercado Ibérico de electricidad
MEDIOS Y TECNOLOGÍA DE OMEL
7.
7.1 El equipo humano de OMEL
7.2 El sistema de información de OMEL
7.3 Principales modificaciones durante 2002
7.4 Tecnología y cooperación
LA INFORMACIÓN EN EL MERCADO DE LA ELECTRICIDAD
8.
8.1 Información sobre el mercado de electricidad y sus resultados
8.2 La actividad de formación de OMEL
3
5
13
14
15
17
22
26
29
31
33
34
35
36
40
40
42
50
53
55
55
57
59
60
61
61
63
67
68
73
80
83
84
96
101
103
108
117
123
125
126
127
130
131
135
137
139
1.
evolución del mercado de electricidad durante 2002
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD DURANTE 2002
Nuestro mercado, con más de cinco años de experiencia, en los que ha funcionado con normalidad y eficacia, ofrece a los agentes del mercado participantes en el mismo, la posibilidad de contratar energía eléctrica en siete sesiones, la primera y principal del mercado diario y seis sesiones posteriores del mercado intradiario o mercado de ajustes sobre el mercado diario, distribuidas a lo largo de las 24 horas del día.
Las liquidaciones del mercado, los cobros y pagos, referidos a los precios finales del mercado de producción de energía eléctrica por los suministros y producciones realizados y por tanto, resultado de las transacciones en los mercados diario e intradiario y procesos de gestión técnica y de las mediciones, se han producido conforme a las Reglas del Mercado. Desde febrero de 1999 OMEL presta a los agentes del mercado
el servicio de facturación mensual de la energía comprada y vendida en el mercado.
6
OMEL
El año 2002 ha constituido un ejercicio de consolidación del proceso de liberalización del sistema eléctrico. La contratación a precios libres ha continuado aumentando y se ha producido el desarrollo reglamentario necesario para la ampliación de la liberalización del
suministro a todos los consumidores en enero de 2003, prevista en el
Real Decreto-Ley 6/2000 de Medidas Urgentes de Intensificación de
la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios, con su efectiva entrada en vigor en esa fecha.
También debe destacarse durante el año 2002 la publicación del documento de "Planificación de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 2002 - 2011" aprobado por el Gobierno. En dicho documento se establecen las líneas directrices de la
planificación, indicativa, para las actividades que se ejercen en competencia y obligatoria, para el desarrollo de las infraestructuras de transporte eléctricas y gasistas y su necesaria coordinación.
En cuanto a las instalaciones de generación, durante el ejercicio
2002 han entrado en funcionamiento 2.800 MW en instalaciones de
ciclo combinado de gas, de los 14.800 MW incluidos en la planificación. Dichas centrales han venido participando en el mercado de producción de energía eléctrica mediante presentación de ofertas.
Hasta marzo de 2003 se han incorporado al mercado, como agentes del mismo, 21 productores de régimen especial que realizan ofertas, bien directamente o a través de agente vendedor, con una potencia de 1.249 MW, de la que 600 MW corresponden a instalaciones de
producción cuya potencia es superior a 50 MW, por lo que deben considerarse como instalaciones en régimen ordinario. Esta incorporación
es consecuencia de lo establecido en materia de promoción para la incorporación al mercado de los productores en régimen especial, incluido en la disposición transitoria segunda del Real Decreto 1483/2001,
de 27 de diciembre, que aprueba las tarifas para 2002 y desarrollado
en el Real Decreto 841/2002 y la Resolución de 25 de febrero de
2003.
es así mismo trascendente para un correcto desarrollo de nuestro mercado, y se encuentra plenamente incorporada en las reglas de funcionamiento del mercado vigentes y en la actuación a este respecto de
OMEL. Desde el mes de octubre de 2002, OMEL publica en tres hipótesis las estimaciones de reserva de capacidad de generación.
OMEL ha venido trabajando durante el ejercicio en dos propuestas
de modificación de las reglas de funcionamiento del mercado de producción de energía eléctrica. La primera de ellas se refiere a una mejora del régimen de garantías que ya ha sido objeto de aprobación y publicación por parte del Ministerio de Economía. La segunda,
consistente en una revisión general de dichas Reglas, se encuentra en
proceso de tramitación.
Hasta 2010 la planificación prevé que la potencia instalada de energía eólica se sitúe entre 9.000 y 13.000 MW y la de cogeneración en
9.000 MW.
En el ámbito institucional debe señalarse el normal y fructífero funcionamiento de las sesiones del Comité de Agentes del Mercado.
Cabe destacar la importancia de las medidas ya previstas en el Real
Decreto-Ley 6/2000, relativas a las nuevas formas de contratación
tanto en el ámbito de la comercialización de energía, ya en vigor, como las que se refieren al suministro a plazo hasta de un año a través
de ofertas presentadas al operador del mercado, pendientes de la publicación de una Orden Ministerial de desarrollo.
La imbricación de nuestro mercado en el desarrollo de la liberalización y de los mercados eléctricos organizados en el contexto internacional, se realiza en gran medida, a través de la participación en la asociación mundial de operadores de mercado, APEX, y de su rama
europea, EuroPEX, que se ha constituido como asociación europea en
abril de 2002. A través de estas asociaciones participamos en los foros
de Florencia y Madrid creados por la Unión Europea para el fomento
del mercado interior de la electricidad y del gas.
La regulación que el citado Real Decreto-Ley 6/2000 da a la información confidencial y la que debe ser puesta a disposición del público
en general por el operador del mercado y por el operador del sistema,
7
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD DURANTE 2002
8
OMEL
Tras la creación del mercado español, tercero en la Unión Europea,
tras el Reino Unido y los países nórdicos, otros países han ido creando
mercados organizados como es el caso de Holanda, Alemania, Polonia,
Francia, la República Checa, Eslovenia, Rumania y Austria. En un plazo de tiempo breve también en Italia, Irlanda y otros países del Este,
está prevista la implantación de mercados organizados.
Esta evolución se inscribe dentro de las tendencias que están siguiendo los procesos de liberalización de los mercados eléctricos, que
incluyen además los plazos para alcanzar la extensión de la libertad de
elección a todos los consumidores, la adaptación de la gestión técnica
de las redes a la libertad de intercambios, el análisis de las ventajas de
la cooperación entre operadores de mercado y la inclusión de procedimientos que permitan una alta vinculación entre los mercados mayorista y minorista.
El desarrollo del protocolo firmado por las autoridades españolas y
portuguesas encaminado a la creación de un mercado ibérico de electricidad no puede dejar de mencionarse, como un aspecto relevante
para la potenciación de nuestro mercado. Su progresiva implantación
será tanto más importante, cuanto mayor sea la convergencia en la
apertura real del mercado, tanto por el lado de la producción como de
la demanda, de ambos países y más amplia la mejora de las interconexiones, que son parte integrante de dicho protocolo.
La experiencia de OMEL permite identificar al operador del mercado español como una institución idónea para que pase a ser considerado como operador del mercado ibérico, con las modificaciones necesarias.
Los nuevos proyectos de modificación de las Directivas del gas y la
electricidad y el Reglamento de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad, sin duda, darán un impulso importante al
mercado interior.
Nuestro mercado está plenamente abierto a las transacciones de
agentes de otros países, lo que constituye un factor que facilitará el
desarrollo del mercado ibérico y la cooperación con otros operadores
de mercado europeos, en el marco del mercado interior de la electricidad.
A ello debe añadirse la potenciación de la interconexión con el Norte de África, también prevista en la planificación energética mediante
la ampliación de capacidad, a través de la duplicación del enlace ya
existente con Marruecos y de la construcción de otro nuevo con Argelia.
Esta apertura de nuestro mercado tiene como límite la reducida capacidad comercial existente, esencialmente con el norte de Europa,
aunque durante 2002 la capacidad comercial de importación publicada en la frontera franco-española se ha incrementado en 300 MW respecto al año anterior.
Nuestro mercado sigue siendo una referencia importante en el contexto internacional y forma parte de un marco de liberalización del sector eléctrico que ha contribuido a evitar determinados problemas que
se han producido en otros sistemas eléctricos, relativos al acceso a las
redes, la seguridad de suministro en un régimen de competencia o
desequilibrios producidos por la falta de transparencia en la contratación o la ausencia de mecanismos de conexión entre las transacciones
mayoristas y minoristas.
Hasta 2005 no se producirá un aumento significativo de las posibilidades de intercambio. En estas fechas la planificación energética prevé que la capacidad comercial se sitúe en 3.000 MW con Francia y en
1.200 MW con Portugal. Con ello podrá darse cumplimiento al acuerdo del Consejo sobre la modificación de la Decisión nº 1254/96/CE sobre las redes transeuropeas de energía. Según esta propuesta cada Estado miembro debe tener una capacidad comercial de intercambios,
que como mínimo se sitúe, en el 10% de su capacidad de generación.
La contribución del mercado de OMEL obedece a su propia implantación y funcionamiento con plena operatividad de todos sus procesos
y funciones, a su organización de medios humanos y tecnológicos y a
la liquidez y características del propio mercado como mercado físico.
9
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD DURANTE 2002
Nuestro mercado incorpora la participación de la demanda y la de los
agentes externos y su configuración como mercado de producción de
energía eléctrica facilita el acceso a todo tipo de agentes, al integrar
todas las transacciones asociadas a las producciones y suministros en
los mercados diario e intradiario, servicios complementarios y mediciones. La posibilidad de acceso de todos los consumidores y productores
al mercado organizado, con un régimen de participación y liquidación
sencillos, constituye un mecanismo importante de integración de las
transacciones mayoristas y minoristas.
ductores al mercado sigue estimulando la competencia y permite cubrir los requerimientos de la demanda de energía eléctrica cuya tasa
de crecimiento para el sistema eléctrico peninsular en el año 2002
ha sido del 4,8%.
• El número de agentes del mercado ha aumentado de manera significativa. En la actualidad 48 empresas pueden participar en el mercado como vendedores, siendo 11 de ellas agentes externos. El número de agentes que pueden actuar como compradores asciende a
99, siendo reseñable el aumento del número de comercializadores
en el mercado, en la actualidad 73, la mayoría de ellos comercializadores independientes.
Durante el año 2002 se han negociado en el mercado 207.887 GWh
de energía, por un valor de 9.252 millones de euros, lo que ha supuesto un incremento de 2,3% y 21,3% respectivamente respecto del
año anterior.
• Se ha seguido desarrollando, en consecuencia, una actividad de comercialización y "trading" de electricidad que no existía en España
antes de la liberalización del sector eléctrico y que seguirá viéndose
impulsada en el futuro con la extensión del ejercicio de la libertad de
elección de suministrador a todos los consumidores. Los nuevos
consumidores cualificados, domésticos y comerciales, pueden ya beneficiarse de este desarrollo.
El precio horario final medio ponderado se ha situado en el año
2002 en 4,571 c€/kWh, con la evolución que a continuación figura y
que ha venido determinado por el crecimiento de la demanda, por la
evolución de los precios de determinadas materias primas para la producción de electricidad y por la disponibilidad de reserva de capacidad.
• Los precios del mercado organizado constituyen una referencia necesaria para los distintos tipos de contratación que se están produciendo, de manera clara, para la producción de energía eléctrica y en
un proceso gradual, para los consumidores que han decidido contratar fuera de tarifa. Es creciente el número de contratos con con-
Estas magnitudes y los siguientes datos y consideraciones constituyen una expresión significativa de los avances producidos:
• En el mercado participa en torno al 85% de la generación del parque eléctrico. La incorporación de nueva generación y nuevos pro-
EVOLUCIÓN DEL PRECIO FINAL
Año 2002
c€/kWh
31,75
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Enero
Precio Máximo
Febrero
Marzo
Precio Medio
Abril
Mayo
Junio
Julio
Precio Mínimo
10
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
OMEL
PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ORDINARIO, RÉGIMEN ESPECIAL E IMPORTACIONES
Años 1998 a Marzo 2003
GWh
25.000
20.000
15.000
Oferta 99/98
R. O.: 3,61%
R. E.: 22,95%
Imp.: 77,09%
Total oferta: 7,71%
190.578 GWh
10.000
5.000
Oferta 00/99
R. O.: 6,84%
R. E.: 9,77%
Imp.: 5,44%
Total oferta: 7,15%
204.204 GWh
Oferta 01/00
R. O.: 4,26%
R. E.: 13,10%
Imp.: -13,52%
Total oferta: 4,65%
213.706 GWh
Oferta 02/01
R. O.: 2,33%
R. E.: 13,30%
Imp.: 28,12%
Total oferta: 4,79%
223.936 GWh
Oferta E-M 03/E-M02
R. O.: 5,30%
R. E.: 21,39%
Imp.: -23,43%
Total oferta: 6,23%
59.595 GWh
0
1998
Régimen Especial
Régimen Ordinario
1999
2000
2001
2002
2003
Importaciones
DEMANDA PENINSULAR, EXPORTACIONES Y CONSUMO DE BOMBEO
Años 1998 a Marzo 2003
GWh
25.000
20.000
15.000
Oferta 99/98
D.P.: 6,51%
C.B.: 41,77%
Exp.: 100,78%
Total oferta: 7,71%
190.578 GWh
10.000
5.000
Oferta 00/99
D.P.: 5,78%
C.B.: 33,66%
Exp.: 67,83%
Total oferta: 7,15%
204.204 GWh
Oferta 01/00
D.P.: 5,42%
C.B.: -17,46%
Exp.: -4,73%
Total oferta: 4,65%
213.706 GWh
Oferta 02/01
D.P.: 2,28%
C.B.: 131,22%
Exp.: 6,01%
Total oferta: 4,79%
223.936 GWh
Oferta E-M 03/E-M02
D. P.: 5,13%
C. B.: -15,99%
Exp.: 164,86%
Total oferta: 6,23%
59.595 GWh
0
1998
Demanda
Consumo de Bombeo
1999
2000
Exportaciones
11
2001
2002
2003
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD DURANTE 2002
sumidores en los que se considera la referencia de los precios de
nuestro mercado. La habilitación a OMEL para ofrecer nuevas formas de contratación, como el suministro físico a plazo, sin duda permitirá profundizar en este proceso.
da respecto a la establecida en la posición común sobre modificación
de la Directiva del mercado interior de la electricidad (2007).
• Esta capacidad de elección ha sido utilizada por un alto número de
consumidores cualificados, por lo que en torno al 67% de la demanda que estaba liberalizada durante el año 2002 optó por adquirirla en régimen de contratación libre.
• Desde enero de 2003 todos los consumidores han adquirido la condición de cualificados, más de 61.500 empresas y 21 millones de
consumidores domésticos y comerciales. Todos ellos pueden optar
en la actualidad por acogerse a alguna modalidad de contratación
libre, mediante contratos con comercializadores, acudiendo directamente al mercado organizado o mediante contratos bilaterales con
productores. Con esta apertura formamos parte del grupo de los 8
países comunitarios que ya han otorgado la libertad de elección de
suministrador a la totalidad de sus consumidores, situación avanza-
La plena operatividad del mercado organizado gestionado por
OMEL desde su creación y la adaptación de nuestras actividades al
proceso de liberalización en la contratación, relación con los agentes,
información y formación, están diseñados para que éste sea un instrumento eficaz para el desarrollo de la contratación en competencia.
12
2.1
Directiva 96/92/CE sobre normas comunes
para el mercado interior de la electricidad
2.2
La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del
Sector Eléctrico y otras disposiciones legales
2.3
Desarrollo normativo
2.4
Las Reglas de Funcionamiento del Mercado
2.5
Planificación energética
2.6
Funciones de OMEL
2. normativa sobre el mercado de electricidad
2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Las disposiciones que afectan a la liberalización del sector eléctrico y a la creación y regulación del mercado de electricidad tienen como antecedentes la directiva 96/92/CE sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad y el protocolo eléctrico suscrito el 11 de noviembre de 1996.
La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico constituye la base normativa para la creación y desarrollo del mercado de electricidad y la norma por la
que se traspone al ordenamiento jurídico español la citada directiva comunitaria. Otras disposiciones legales posteriores complementan, refuerzan y amplían algunos aspectos de la base anterior.
2.1 Directiva 96/92/CE sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad
El contenido básico de esta directiva puede resumirse como sigue:
• Principio de libertad de establecimiento de instalaciones de generación (ya sea mediante licitación o mediante autorización administrativa).
• Despacho de grupos de generación por criterios de precedencia económica.
• Libre acceso de terceros a las redes de transporte y distribución (ya sea regulado o negociado).
• Separación contable y de gestión de las actividades eléctricas.
• Libertad de elección de suministrador para los consumidores siguiendo un calendario que preveía la liberalización de todos los consumidores
con un consumo anual superior a 9 GWh en enero de 2003.
En la actualidad ya se ha producido la transposición de la directiva a todos los países miembros de la Unión Europea, habiéndose realizado en
nuestro caso, mediante la publicación de la Ley 54/1997, con notable adelanto sobre los requerimientos de la misma en relación con la mayoría de los países, y estableciéndose una liberalización del suministro más amplia que la prevista como mínima en dicha directiva.
14
OMEL
La Comisión Europea ha considerado que dicha disposición es insuficiente para que el mercado interior de la electricidad y el gas se desarrolle plenamente, por lo que con fecha 13 de marzo de 2001 publicó una
primera propuesta de modificación de las directivas 96/92/CE y
98/30/CE, sobre reglas comunes del mercado interior de la electricidad y
del gas, respectivamente, que a su vez fue modificada por la propuesta
de 20 de noviembre de 2002, pendiente de aprobación por parte del Parlamento y del Consejo Europeo en sesión conjunta. Entre las modificaciones contenidas en dichas propuestas pueden destacarse las siguientes:
garantizar que se realice al menor coste posible, todo ello sin olvidar
la protección del medio ambiente, aspecto que adquiere especial relevancia dadas las características de este sector económico".
Más adelante se anuncia una progresiva reducción de la intervención estatal: "Sin embargo, a diferencia de regulaciones anteriores, la
presente Ley se asienta en el convencimiento de que garantizar el suministro eléctrico, su calidad y su coste no requiere de más intervención estatal que la que la propia regulación específica supone. No se
considera necesario que el Estado se reserve para sí el ejercicio de ninguna de las actividades que integran el suministro eléctrico".
• Acelerar el calendario de liberalización, de manera que en 2004 sean cualificados todos los consumidores comerciales de gas y electricidad, y en 2007 (previo informe favorable en 2004), la totalidad de
los consumidores, incluidos los domésticos. Excepcionalmente, se ha
eliminado el plazo de entrada en vigor de dos años, lo que ha hecho
posible la adopción del citado año 2004 para la liberalización de los
consumos comerciales.
"La explotación unificada del sistema eléctrico nacional deja de ser
un servicio público de titularidad estatal desarrollado por el Estado
mediante una sociedad de mayoría pública y sus funciones son asumidas por dos sociedades mercantiles y privadas, responsables respectivamente, de la gestión económica y técnica del sistema".
A continuación se explicita la línea liberalizadora que informa la modernización del sistema y la creación del mercado de electricidad: "El
propósito liberalizador de esta Ley no se limita a acotar de forma más
estricta la actuación del Estado en el sector eléctrico. A través de la
oportuna segmentación vertical de las distintas actividades necesarias
para el suministro eléctrico, se introducen cambios importantes en su
regulación. En la generación de energía eléctrica, se reconoce el derecho a la libre instalación y se organiza su funcionamiento bajo el principio de libre competencia. La retribución económica de la actividad
se asienta en la organización de un mercado mayorista."
• Profundizar en la separación jurídica de actividades para garantizar
la independencia de los gestores de las redes.
Adicionalmente, teniendo en cuenta el reducido nivel de intercambios
de electricidad en el seno de la Unión Europea y los obstáculos existentes a dichos intercambios, la Comisión en la misma fecha de 13 de marzo de 2001 formuló una propuesta de Reglamento relativo a las condiciones de acceso a la red para los intercambios intracomunitarios, que
también tuvo una segunda versión el 21 de noviembre de 2002 y cuyo
objetivo es garantizar el acceso efectivo a las interconexiones internacionales, abordando, entre otras cuestiones, las tarifas de acceso, la asignación de la capacidad comercial existente y el incremento de ésta mediante la construcción de nuevas líneas o el refuerzo de las existentes.
Se exponen seguidamente, de manera esquemática, los principios
de liberalización que subyacen en la reforma del sector y en el modelo de funcionamiento del mismo:
• Libertad para establecer nueva capacidad de generación.
2.2 La Ley 54/1997, de 27 de noviembre,
del Sector Eléctrico y otras
disposiciones legales
• Suministro de fuentes de energía primarias para producir electricidad
negociado sobre la base de acuerdos voluntarios.
Objeto, principios y contenido de la Ley
• Establecimiento de un mercado competitivo de generación.
La Ley del Sector Eléctrico introdujo una profunda reforma en el funcionamiento del sistema eléctrico español, declarando la libertad de
contratación y estableciendo como base económica del mismo el mercado organizado de electricidad, con separación de la gestión económica y técnica que se encomiendan al operador del mercado y al operador del sistema, respectivamente.
• Introducción gradual de la liberalización de contratos de suministro y
de apertura del mercado, proceso culminado el 1 de enero de 2003.
• Acceso regulado de terceros a las redes de transporte y distribución,
a clientes cualificados y distribuidores.
• Libertad para establecimiento de compañías de comercialización.
El objeto básico de la ley se expresa en su preámbulo de la forma siguiente: "La presente Ley tiene, como fin básico, establecer la regulación del sector eléctrico, con el triple y tradicional objetivo de garantizar el suministro eléctrico, garantizar la calidad de dicho suministro y
• Compatibilidad de las medidas de liberalización con la promoción de
las energías renovables y de instalaciones de cogeneración o que utilizan residuos.
15
2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
• Establecimiento de los necesarios períodos transitorios para la transición a la competencia de productores y consumidores.
Ley 50/1998, de 30 de diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden Social (BOE 31/12/98)
• Separación jurídica entre las actividades liberalizadas (generación y
comercialización) y las reguladas.
• Ordenación del suministro, estableciendo las bases para el funcionamiento del sistema de ofertas de compra y venta de electricidad
(artículo 11).
El artículo 106 sobre modificación de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, modifica la redacción del apartado 1 del
artículo 33, relativo al operador del mercado, especialmente en lo que
se refiere a su accionariado. El artículo 107, también modifica la Ley
estableciendo el marco para una posible titulización de una parte de
los costes de transición a la competencia. La disposición transitoria decimotercera restituye las competencias a la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico hasta la creación de la nueva Comisión Nacional de
Energía. La disposición adicional trigésima facilita la separación de actividades reguladas y no reguladas.
• Principios del régimen económico, que servirán de base para la retribución de los sujetos del sector. Las actividades liberalizadas serán
retribuidas por el mercado y las no liberalizadas, mediante criterios
de regulación administrativa (artículo 16).
Real Decreto-Ley 6/1999, de 16 de abril, de Medidas Urgentes de Liberalización e Incremento de la Competencia (BOE
17/4/99)
En lo referente a la creación y funcionamiento del mercado de electricidad podemos mencionar las siguientes previsiones de la Ley:
• Creación del mercado de producción de energía eléctrica; criterios
para el despacho de los grupos de generación, que se realizará básicamente en función de la precedencia económica; declaración de
la libertad de contratación e integración de la demanda en el mercado organizado y de los principios de comunicación de los contratos bilaterales al operador de mercado (artículos 23 y 24).
En este Real Decreto-Ley se establecen una serie de medidas, en distintos sectores económicos, con el objeto de provocar un impacto positivo tanto sobre los precios como sobre las condiciones de competencia en la economía nacional. En relación con el sector eléctrico se sigue
profundizando en la liberalización mediante la disminución del umbral
legal para adquirir la condición de consumidor cualificado, de manera
que el 1 de julio del año 2000, adquirieron tal condición todos los consumidores cuyo suministro se realiza a tensiones nominales superiores a
1.000 voltios. Además se estableció una rebaja media de la tarifa del
1,5% adicional al 2,5% consignado en el Real Decreto 2821/1998, que
incidió especialmente sobre los consumidores domésticos.
• Establecimiento de las bases para efectuar la gestión económica y
técnica del sistema eléctrico, confiando aquella al operador del mercado y ésta, al operador el sistema (artículo 32).
• Características y funciones correspondientes al operador del mercado (artículo 33).
Ley 55/1999, de 29 de diciembre de Medidas fiscales, Administrativas y de Orden Social (BOE 31/12/99)
Dedica especial atención al comercializador y al consumidor final,
especialmente en lo que se refiere a su libertad de acceso al suministro, al mercado y a las redes de transmisión, así como a la calidad del
mismo (artículo 44 y siguientes).
Su Artículo 71, modifica algunas disposiciones de la Ley 34/1998
sobre la CNE y la disposición adicional 27 establece algunos condicionantes sobre participaciones públicas en el sector energético.
Otras disposiciones legales
Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia en Mercados de
Bienes y Servicios (BOE 24/6/2000)
Ley 34/1998 de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos
(BOE 8/10/98)
Este Real Decreto-Ley forma parte de un importante y amplio paquete de medidas liberalizadoras de distintos sectores de la economía española. Las disposiciones sobre el sector eléctrico están contenidas en el capítulo III del Título I, incluyéndose una breve referencia a las mismas:
Esta Ley deroga, en su única disposición de esta naturaleza, los artículos 6, 7 y 8 de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico que regulan la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico y los sustituye por las disposiciones adicionales undécima, duodécima y decimotercera que regulan la
Comisión Nacional de Energía con las mismas atribuciones en materia
de energía eléctrica. La transición entre ambas comisiones se regula
mediante las disposiciones transitorias décima y undécima.
• Limitación del incremento de la capacidad de producción de los grupos empresariales eléctricos que ostentan una cuota de mercado superior al 20% (3 años) o al 40% (5 años).
16
OMEL
• Tratamiento, para determinadas instalaciones de producción en régimen especial con derecho a incentivo, similar a las unidades de
producción en régimen ordinario en cuanto a su participación en el
mercado para verter sus excedentes de energía eléctrica (aquellas
con una potencia instalada superior a 50 MW, acogidas al Real Decreto 2366/1994).
En lo que se refiere al sector eléctrico, basicamente contempla los
Costes de Transición a la Competencia; se elimina la titulización introducida por la Ley 50/1998; se excluye del pago de los CTC a las
importaciones de energía eléctrica de otros países miembros de la
UE; se establece que la venta de unidades de producción llevará la
transmisión del derecho sobre los CTC correspondientes, asimismo,
se traslada la limitación de 6 ptas/kWh para su evaluación, a los nuevos titulares.
• Total liberalización del suministro de energía eléctrica a partir del 1
de enero del año 2003. Para adaptar al nuevo marco de liberalización la estructura y precios de las tarifas de acceso, éstas fueron
modificadas por el Real Decreto 1164/2001, como se indica posteriormente.
2.3 Desarrollo normativo
En los pocos más de cinco años transcurridos desde la entrada en vigor de la Ley del Sector Eléctrico, hasta la fecha de redacción de este
documento, se ha producido un importante desarrollo de la misma. Sin
ánimo de exhaustividad pueden clasificarse las mencionadas disposiciones en dos grandes grupos que serán objeto separadamente de un
breve análisis.
• Simplificación del ejercicio de la condición de consumidor cualificado.
• Desaparición el 1 de enero del año 2007 de las tarifas de alta tensión.
• Habilitación a los comercializadores para comprar energía a productores en régimen especial y a agentes externos, además de la contratación a través del mercado organizado, pudiendo incorporarse
esta energía mediante ofertas a dicho mercado o venderse directamente a consumidores cualificados. Desde 1 de enero de 2003 los
comercializadores pueden comprar energía eléctrica, además, a
cualquier productor.
A)
DISPOSICIONES
SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se
organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. (BOE 27/12/97)
• Introducción de la contratación de suministro a plazo en el mercado
de producción de energía eléctrica mediante ofertas realizadas al
operador del mercado, todavía pendiente de desarrollo.
El objeto de esta pieza reglamentaria es desarrollar el contenido de
la Ley 54/1997 en lo que se refiere al mercado de producción, y constituye el núcleo de su regulación, que posteriormente se completaría,
a su vez, mediante disposiciones de menor rango.
• Creación del marco adecuado para facilitar el acceso de los grandes
consumidores al mercado, a precios competitivos con sus actuales
tarifas, a través de la aplicación de la tarifa de acceso del escalón 6
de tensión a determinados consumidores cualificados.
En primer lugar establece la estructura básica del mercado de producción distinguiendo cuatro unidades dentro de él: el mercado diario,
el mercado intradiario, el de servicios complementarios y la contratación bilateral.
• Reducción del importe medio a cobrar en concepto de garantía de
potencia por los productores y a pagar por los consumidores, desde
0,006912 €/kWh a 0,004808 €/kWh, incrementándose la retribución de los productores en régimen especial. Se establece, así mismo,
a los productores en régimen ordinario, un requerimiento mínimo de
horas de funcionamiento de 480 horas anuales para sus centrales.
A continuación consigna la tipología y requisitos que deben reunir
los agentes del mercado para poder participar en cada uno de los mercados integrantes del mercado de producción.
Después de referirse a la forma de presentar las ofertas, de efectuar
la casación de las mismas y de comunicar sus resultados, aborda la resolución de las restricciones técnicas, la prestación de los servicios complementarios, el programa intradiario, y la programación final, sentando los principios generales para el detallado desarrollo posterior de
dichas cuestiones.
Ley 9/2001, de 4 de junio, por la que se modifica la disposición transitoria sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, determinados artículos de la
Ley 16/1989, de 17 de julio de Defensa de la Competencia, y
determinados artículos de la Ley 46/1998, de 17 de diciembre, sobre introducción del euro
Se refiere a la contratación bilateral como parte no organizada del
mercado, esbozando sus modalidades y estableciendo la necesidad de
comunicar la realización de dichos contratos al operador del mercado.
17
2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Dedica un capítulo a la liquidación de las transacciones efectuadas
en el mercado de producción de electricidad, encomendando esta labor al operador del mercado.
Esta disposición modifica la de 29 de diciembre de 1997, antes citada, que desarrolla algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, reduciendo el coste y simplificando la aplicación de la garantía de potencia para los consumidores cualificados.
En el artículo 27 completa y amplía el conjunto de funciones que la
Ley había asignado al operador del mercado, funciones que debidamente ordenadas y agrupadas se incluyen más adelante en este documento.
Orden de 14 de julio de 1998 por la que se establece el régimen jurídico aplicable a los agentes externos para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales
de energía eléctrica (BOE 23/7/98)
Se ocupa también del Comité de Agentes del Mercado, del operador del sistema y, con bastante énfasis, de los fundamentos de los intercambios internacionales, ya sean comunitarios o con países terceros.
Esta Orden regula el régimen jurídico de los agentes externos, su
inscripción en el registro, así como los aspectos siguientes:
– Forma de participación en el mercado de producción de energía
eléctrica.
En la disposición Adicional Primera encomienda a la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad realizar las funciones correspondientes al operador del mercado.
– Retribución de las ventas y abono de las adquisiciones, incluidos peajes.
En las Disposiciones Transitorias se adoptan algunas medidas provisionales relativas a los Registros Administrativos, al mercado intradiario, a los intercambios internacionales vigentes con anterioridad a la
entrada en vigor de la Ley, etc.
– Regulación de los contratos bilaterales físicos.
– Participación en las restricciones técnicas, tanto en el sistema eléctrico español como en las interconexiones internacionales.
La disposición Final Segunda establece el carácter básico del Real
Decreto de acuerdo con lo establecido en el artículo 149.1.13ª y 25ª
de la Constitución.
Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se
aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica (BOE 30/12/97)
En este Real Decreto y en la Orden de 12 de abril de 1999 por la
que se dictan sus instrucciones técnicas complementarias se regulan las
condiciones de funcionamiento, tanto desde el punto de vista administrativo como desde el técnico, del sistema de medidas y de los equipos que lo integran en orden a efectuar las liquidaciones de la energía
y de los servicios a ella asociados.
Orden de 29 de diciembre de 1997 por la que se desarrollan
algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica (BOE 31/12/97)
El Real Decreto 2019/1997 desarrolló la Ley en sus aspectos relativos a la constitución del mercado, estableciéndose a su vez por Orden
Ministerial la regulación más específica relativa a:
El Real Decreto se ocupa fundamentalmente de las características
generales de los equipos y de los sistemas y protocolos de comunicación de las mismas, así como del tratamiento de la información.
– Forma de presentación de las ofertas.
– Retribución e imputación de la garantía de potencia.
En la Orden Ministerial se exponen los principios para la determinación de los puntos frontera entre actividades eléctricas y de los puntos
de medida, así como los aspectos y condiciones técnicas que deben
reunir los equipos y transformadores y registradores de medida, la
transmisión de datos, los concentradores principal y secundarios, etc.
– Tratamiento a efectos de casación y liquidación de los contratos internacionales suscritos por REE con anterioridad a la promulgación
de la Ley.
Orden de 17 de diciembre de 1998, por la que se modifica la
de 29 de diciembre de 1997, que desarrolla algunos aspectos del Real Decreto 2019, de 26 de diciembre, por el que se
organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica (BOE 28/12/98)
Real Decreto 385/2002, de 28 de abril, por el que se modifica el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que
se aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica. (BOE 14/5/2002)
18
OMEL
Este Real Decreto modifica el 2018/1997 y prevé una nueva Orden
Ministerial, todavía no publicada, que desarrollará su contenido y modificará el de la Orden citada de 12 de abril de 1999.
Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que se
establecen los requisitos de medida en baja tensión de consumidores y centrales de producción en Régimen Especial.
(BOE 31/12/2002)
Este Real Decreto completa el contenido de los antes citados Reales
Decretos 2018/1997 y 385/2002, facilitando la liberalización total y
haciendo posible el acceso al mercado de los consumidores en baja
tensión que no dispongan de contadores horarios.
En el apartado 3.8 del capítulo siguiente se analizarán algunos aspectos de este Real Decreto.
Resolución de 30 de diciembre de 2002, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se aprueba
el perfil de consumo y el método de cálculo a efectos de liquidación de energía aplicables para aquellos consumidores
tipo 4 y tipo 5 que no dispongan de registro horario de consumo. (BOE 1/1/2003)
En el presente Real Decreto se establece una estructura simple, para facilitar la aplicación de las tarifas de acceso y, por tanto, la posibilidad de ejercer la condición de cualificados a los clientes de alta tensión, que la adquirieron el 1 de julio de 2000. Para los clientes de baja
tensión, que se pueden incorporar con carácter general desde el 1 de
enero de 2003, se han planteado tarifas acordes con la propia singularidad de los clientes que componen este segmento tarifario.
Incluye en un anexo los perfiles iniciales para cada categoría de consumidores durante 2003.
Resolución de 30 de diciembre de 2002, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se aprueba
el procedimiento transitorio de cálculo para la aplicación de
la tarifa de acceso vigente, a partir de los datos de medidas suministrados por los equipos existentes para los puntos de medida tipo 4. (BOE 1/1/2003)
B)
OTRAS
Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, por el que se
establece la metodología para la aprobación o modificación
de la tarifa eléctrica media o de referencia y se modifican
algunos artículos del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de
liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de
abastecimiento. (BOE 31/12/2002)
DISPOSICIONES QUE INCIDEN EN EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica (BOE 8/11/2001)
Según el texto del Real Decreto, las tarifas subirán por debajo de la
inflación prevista hasta 2010, con tendencia a la baja en los últimos
años y con unos incrementos que nunca podrán sobrepasar el 2 por
100 anual durante el citado período, lo que beneficiará a los consumidores al producirse rebajas en términos reales en relación a la evolución
de los precios. La subida media estimada para la presente década se situará en el 1,4 por 100. Al terminar el período de aplicación de la nueva metodología, las tarifas eléctricas se habrán situado, en términos nominales, casi un 10 por 100 por debajo en relación a las tarifas de 1995.
El Real Decreto 2820/1998, de 23 de diciembre, por el que se establecieron las tarifas de acceso, derogado por el RD 1164/2001, fijaba
unas tarifas para alta tensión con una estructura binomia formadas por
un término fijo y otro variable en cada uno de los seis períodos tarifarios en que se dividen las 8.760 horas del año. Esa estructura permitió
facilitar la aplicación de las tarifas de acceso a los grandes consumidores; para los clientes de baja tensión se mantuvo la estructura de las tarifas y precios existentes.
19
2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
La nueva metodología tiene por objeto la estabilidad macroeconómica, fijando un escenario estable y predecible para el sistema eléctrico, identificando sus costes de una manera transparente, objetiva y no
discriminatoria para los consumidores. Además, el nuevo sistema recoge el carácter de servicio esencial universal del sistema eléctrico definido por la Unión Europea, al tiempo que pretende dotar a este sistema
de un marco de previsibilidad, para la continuidad de los procesos de
inversión en marcha.
El elemento esencial de la nueva metodología es la fijación de unos
criterios de revisión relacionados con circunstancias ajenas a los agentes del mercado, asegurando además que la limitación máxima del 2
por 100 está en línea con la estabilidad macroeconómica.
Las variaciones para calcular anualmente el alza o la rebaja de tarifas, que nunca sobrepasará 0,60 puntos sobre el 1,4 por 100 de media, se establecen en función de cuatro variables: la evolución de la demanda; los tipos de interés; la evolución de las energías renovables y
los precios del gas. Se prevé que al final del período se registre una
tendencia a la baja sobre el 1,4 por 100 de media debido a la evolución de los costes del sistema sobre los ingresos.
La metodología de tarifas es una parte más del nuevo modelo del
sistema eléctrico, junto con la planificación energética y la liberalización del 1 de enero de 2003. A esto hay que añadir el Plan de Ahorro
y Eficiencia Energética, el aumento de las interconexiones internacionales y el nuevo Mercado Ibérico de la Electricidad. El mercado liberalizado supondrá una mayor eficiencia del sistema, lo que a su vez puede posibilitar una rebaja del precio de la energía consumida no sujeta
a tarifas: éste es un elemento más a tener en cuenta en la evolución
del gasto del consumo eléctrico.
Real Decreto 1436/2002, de 27 de diciembre, por el que se
establece la tarifa eléctrica para 2003. (BOE 31/12/2002)
De acuerdo con este Real Decreto la tarifa eléctrica para los consumidores domésticos subirá un 1,5 por 100 en 2003 y un 2 por 100 para los
consumidores industriales. La subida media de tarifas para 2003 será del
1,69 por 100 sobre las que entraron en vigor el 1 de enero de 2002.
Se mantienen los precios de los alquileres de los equipos de medida
y control y se incrementan el 1,69 por 100 los valores de los precios a
satisfacer por derechos de acometida, enganche y verificación.
Asimismo, se revisan los precios de los términos de potencia y de los
términos de energía activa y reactiva a aplicar en los peajes regulados
en el Real Decreto 1164/2001, resultando el incremento promedio de
estas tarifas, sobre las que entraron en vigor el 1 de enero de 2002, del
1,95 por 100.
Excepto para determinadas instalaciones que utilizan fuentes de
energía renovables, se actualizan los precios de venta de energía eléctrica de las instalaciones acogidas al régimen especial, considerando
como variación interanual del tipo de interés la variación del MIBOR a
tres meses de octubre de 2002 con respecto a noviembre de 2001, resultando una variación del -3,27 por 100.
Se modifica el precio de la garantia de potencia en horas puestas en
consumos de baja tensión con tarifa 3.0A
Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre por el que se
organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa,
de los costes permanentes del sistema y de los costes de
diversificación y seguridad de abastecimiento (BOE
27/12/97)
La regulación y retribución de las actividades de transporte y distribución también son tratadas por el Real Decreto 2819/98 de 23 de diciembre (regulación de las actividades de transporte y distribución) y
por la Orden Ministerial de 14 de junio de 1999, (retribución de la actividad de distribución).
La Orden Ministerial citada establece la retribución de los distribuidores integrantes de los antiguos subsistemas eléctricos, así como las bases
para determinar la de aquellos a los que se refiere la disposición transitoria undécima de la Ley del sector y la de los constituidos con posterioridad a la entrada en vigor de la Ley. Sendas circulares de la CNSE, de 17
de febrero de 1998 y de 30 de julio del mismo año, inciden sobre el mismo tema, estableciendo determinadas previsiones relativas a la recaudación e ingresos de las cuotas con destinos específicos establecidos y a la
obtención de información para el ejercicio de la función de liquidación
de las actividades y costes regulados por el sistema eléctrico.
Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por
recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración (BOE 30/12/98)
Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación
en el mercado de producción, determinadas obligaciones de
información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida. (BOE 2/9/2002)
Estos dos últimos Reales Decretos regulan la actividad de generación
en régimen especial. El primero de ellos, el 2818/1998, realiza la adap-
20
OMEL
tación a la Ley 54/1997, del sistema establecido en el Real Decreto
2366/1994, de 9 de diciembre. El segundo, el 841/2002, como su
propia denominación indica, incentiva la participación en el mercado
de este sistema de generación, que ya estaba prevista en la Ley
54/1997 y en el Real Decreto 2818/1997, y regula algunos aspectos
necesarios para la práctica de esta participación. Entre ellos crea la figura del agente vendedor para la presentación agrupada de ofertas de
venta de los productores en régimen especial. La agrupación es optativa para las instalaciones de potencia inferior a 50 MW, y obligatoria
para la de potencia inferior a 5 MW. Podrán ser agentes vendedores
los productores y autoproductores, así como los comercializadores. A
su vez, ha requerido determinadas modificaciones en la Reglas de
Funcionamiento del Mercado, que forman parte de la propuesta de
modificación de las mismas que se comenta más abajo.
Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica (BOE 27/12/00)
Este Real Decreto tiene por objeto desarrollar el marco normativo en
el que han de desarrollarse las actividades relacionadas con el sector
eléctrico, bajo el modelo establecido en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
ción, amparando los intereses de los consumidores a través de un
desarrollo y uso adecuado de las redes de transporte y distribución.
Después de tratar las disposiciones generales en el Título I, la planificación de las instalaciones de transporte de energía eléctrica queda
regulada en el Título II, considerando entre sus objetivos:
El Título V se refiere a la actividad de comercialización, a los requisitos para ejercer dicha actividad y a los consumidores cualificados.
El Título VI contempla el suministro eléctrico y la calidad del mismo.
Aquel puede realizarse mediante contratos de suministro a tarifa o mediante la libre contratación de la energía y el correspondiente contrato
de acceso a las redes, regulando los requisitos mínimos que deben incluir dichos contratos.
– Mantenimiento de un adecuado nivel de conexión entre las centrales de producción y los puntos de consumo.
– Garantía de la seguridad y calidad del suministro eléctrico al menor
coste posible para los consumidores.
– Compatibilidad con el respeto al medio ambiente.
En lo que se refiere a la calidad, se definen una serie de parámetros
representativos de niveles de calidad que sirven para el establecimiento de incentivos y penalizaciones aplicables a las compañías eléctricas,
en orden a fomentar el mantenimiento de unos adecuados niveles de
calidad.
En el Título III se desarrolla el marco normativo en el que se desenvolverá la actividad de distribución de energía eléctrica. A este fin,
se establecen principios comunes que garanticen su adecuada relación con las restantes actividades eléctricas, determinando las condiciones de tránsito de la energía eléctrica por las redes de distribución,
estableciendo la suficiente igualdad entre quienes realizan la actividad en todo el territorio y fijando condiciones comunes equiparables
para todos los usuarios de la energía. También se establecen los criterios para la definición y delimitación de la red de transporte de
energía eléctrica.
El Título VII introduce novedades en lo que se refiere al régimen de
autorización de instalaciones eléctricas, previendo la posibilidad de autorizar instalaciones mediante un procedimiento que asegure la concurrencia. Los procedimientos regulados en este Título, mantienen la estructura de los anteriormente vigentes, establecidos en el Decreto
2617/1966, de 20 de octubre, sobre autorización de instalaciones eléctricas, así como en el Decreto 2619/1966, de 20 de octubre, por el que
se aprueba el Reglamento de la Ley 10/1966, de 18 de marzo, sobre
expropiación forzosa y sanciones en materia de instalaciones eléctricas.
En el Título IV, se establecen las condiciones de acceso, tanto de generadores como de consumidores, a las redes de transporte y distribu-
21
2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Información sobre el mercado
Otro aspecto de necesario desarrollo, abordado por el Título
VIII, es la cuestión relativa a los distintos Registros establecidos
por la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, relativos a las instalaciones de producción de energía eléctrica y las
actividades de distribuidores, comercializadores y consumidores
cualificados.
En esta materia debe mencionarse la regulación sobre solicitud de
información del mercado contenida en la Resolución de la Dirección
General de la Energía, de 14 de julio de 1998 sobre el acceso a la
información relativa al mercado de electricidad en poder de OMEL
y de Red Eléctrica de España y en la Circular 2/1999 de la CNSE, de
16 de febrero.
Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, por el que se
regulan las condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes en baja tensión.
(BOE 31/12/2002)
Procedimientos de operación del sistema
Hasta la fecha se han aprobado, mediante Resoluciones de la Secretaría de Estado de fechas 30 de julio de 1998, 28 de diciembre de
1998, 25 de febrero de 1999, 24 de julio de 1999, 10 de marzo de
2000, 31 de octubre de 2002, 19 de noviembre de 2002, así como por
la Circular de la CNSE de 29 de diciembre de 1998, procedimientos de
operación del sistema relativos a:
Este Real Decreto establece las medidas básicas para hacer posible
la plena liberalización del suministro eléctrico el 1 de enero de 2003,
mediante criterios específicos que permiten agilizar a los consumidores en baja tensión la formalización de contratos de tarifas de acceso y de adquisición de energía y los cambios de modalidad de contratación.
– Funcionamiento del sistema.
– Previsión y garantía de la cobertura de la demanda.
En el apartado 3.8 del capítulo siguiente se analizarán algunos aspectos de este Real Decreto.
– Programación de la operación.
– Gestión de las interconexiones internacionales.
Resolución de 30 de diciembre de 2002, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece el procedimiento de estimación de medida aplicable a los
cambios de suministrador. (BOE 1/1/2003)
– Determinación de las pérdidas de transporte.
Esta Resolución complementa lo dispuesto en el Real Decreto anterior y entre ambas disposiciones facilitan las operaciones de cambio de
suministrador.
– Flujos de información técnica del sistema.
– Gestión de los servicios complementarios.
– Operación de la red de transporte.
– Equipos de protección y control.
– Acceso a la red de transporte.
Real Decreto 215/1999, de 5 de febrero, por el que se modifican los Reglamentos de Planes y Fondos de Pensiones, del
Impuesto sobre Sociedades y del Impuesto sobre el Valor
Añadido y otras normas tributarias (BOE 9/2/1999)
– Códigos universales para puntos frontera de clientes.
Este Real Decreto parece ajeno al sector eléctrico, pero en su artículo 3 añade la disposición adicional quinta al RD 2402/1985, de
18 de diciembre, por el que se regula el deber de expedir y entregar
factura que incumbe a los empresarios y profesionales, refiriéndose
exclusivamente a las entregas de energía eléctrica a través del operador del mercado. Con ello se simplifica notablemente la facturación de las operaciones de compra y venta a través del mercado organizado, ya que OMEL, en nombre de los agentes, extiende una
factura para cada vendedor (por todas sus ventas al mercado), y
una para comprador, (también por todas sus compras al mercado),
evitando el cruce de facturas entre todos los vendedores y todos los
adquirientes.
La Ley 54/1997, el Real Decreto 2019/1997, la Orden de 29 de diciembre de 1997, la de 17 de diciembre de 1998 y la de 14 de julio de
1998, que se citan anteriormente, establecen la regulación y las normas fundamentales por las que ha de regirse el mercado de producción de energía eléctrica; pero dicha regulación, por su propia naturaleza no puede alcanzar el detalle necesario para el funcionamiento
diario del mismo.
2.4 Las Reglas de Funcionamiento del Mercado
De hecho para realizar la gestión económica referida al eficaz desarrollo del mercado, tanto la Ley 54/1997 como el Real Decreto
2019/1997 establecen la aprobación por el Ministerio de Economía, de
las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación del mercado
22
OMEL
de producción, a las que deben adherirse expresamente los compradores y vendedores en el mercado por medio de la suscripción del correspondiente contrato de adhesión.
– la determinación y comunicación a los agentes del mercado y al
operador del sistema de los precios finales de la energía eléctrica;
– la liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deben realizarse en virtud del precio final de la energía eléctrica;
A propuesta de OMEL, las Reglas de Funcionamiento del Mercado
han experimentado varios cambios, recogiendo, por una parte, adaptaciones a la nueva legislación que se ha ido publicando y por otra, determinadas modificaciones a la primera redacción que la experiencia
hacía aconsejable adoptar.
– el procedimiento de cálculo y aceptación de garantías que deben
prestar quienes realicen adquisiciones en el mercado de producción
de energía eléctrica;
– la publicación de las curvas agregadas de oferta y demanda de los
mercados diario e intradiario con desagregación explícita de cada
uno de los puntos que las configuran, así como las modificaciones
derivadas del proceso de solución de restricciones técnicas, incorporando, en este caso, los contratos bilaterales afectados;
Las Reglas contienen los procedimientos y condiciones de carácter
general que resultan necesarios para el eficaz desarrollo del mercado de
producción de energía eléctrica, y específicamente para el mercado diario e intradiario, su gestión económica, la participación en el mismo de
los sujetos que realizan actividades destinadas al suministro de energía
eléctrica y de los consumidores cualificados, y, en particular, sobre:
– la publicación de las capacidades comerciales e intercambios intracomunitarios e internacionales por frontera;
– la publicación de los resultados de los programas de energía agregados por agente y mes natural del mercado de producción de energía eléctrica una vez transcurrido un mes desde el último día de
aquél al que se refieran;
a) La definición, desarrollo y funcionamiento de los sistemas informáticos necesarios para garantizar la transparencia en las transacciones
que se realicen en el mercado de producción de energía eléctrica y
que incluyen:
– la publicación mensual de las ofertas presentadas por los agentes en
cada uno de los mercados diario e intradiario una vez transcurridos
tres meses desde el final del mes a que se refieran.
– la presentación de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica;
– el procedimiento de casación, en el mercado diario e intradiario, de
las ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica;
b) Las condiciones de adhesión a las Reglas de Funcionamiento del
Mercado de producción de energía eléctrica.
– la determinación y comunicación al operador del sistema de los datos relativos a los resultados de la casación de las ofertas en los mercados diario e intradiario y, a los agentes, de los datos correspondientes a sus unidades de producción y adquisición;
c) El procedimiento de revisión de las Reglas de Funcionamiento del
Mercado.
– la determinación y comunicación al operador del sistema del programa diario base de funcionamiento derivado de la casación en el
mercado diario, de los contratos bilaterales comunicados por los
agentes, y de los excedentes de producción de los autoproductores;
a los agentes, de los datos correspondientes a sus unidades de producción y adquisición, y a los distribuidores, de los datos correspondientes exclusivamente a su red de distribución agregados por cada
uno de sus nudos eléctricos definidos y comunicados por el operador del sistema;
Las Reglas vigentes, salvo la modificación a que se refiere el párrafo siguiente, fueron aprobadas por Resolución de 5 de abril de
2001, de la Secretaría de Estado de Economía de la Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifican las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica y se prorroga la vigencia del contrato de adhesión a dichas reglas (BOE
20/4/01).
El 26 de febrero de 2003 se publicó la Resolución de 14 de febrero, de la Secretaría de Estado de la Energía, Desarrollo Industrial
y de la Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifica la Regla 23 de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía
Eléctrica, cuyas variaciones fundamentales pueden resumirse como
siguen:
– la determinación y comunicación al operador del sistema del programa horario final derivado de cada sesión del mercado intradiario; a los
agentes, de los datos correspondientes a sus unidades de producción
y adquisición, y a los distribuidores, de los datos correspondientes exclusivamente a su red de distribución agregados por cada uno de sus
nudos eléctricos definidos y comunicados por el operador del sistema;
• Perfeccionamiento del tratamiento a los vendedores y compradores
en cuanto a la valoración de las energías compradas y vendidas a
efecto del cálculo de sus obligaciones de pago y, por lo tanto, de sus
garantías y de los derechos de cobro que pueden ceder.
– la determinación y comunicación a los agentes del mercado y al
operador del sistema del precio marginal de la energía eléctrica en el
mercado diario y en las sesiones del mercado intradiario;
23
2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Contrato
de Adhesión
y Reglas de
Funcionamiento
del Mercado
Resolución de 5-IV-01
Resolución de 14-II-03
Orden
de 29-XII-97
Mercado
Orden de 17-XII-98
Garantía de Potencia
R.D. 1164/2001
Acceso a las redes
Orden
de 14-VII-98
Agentes Externos
Orden de 12-IV-99
Medidas
R.D. 2019/1997
R.D. 1435/2002
R.D. 841/2002
Mercado
R.D. 2018/1997
R.D. 1433/2002
R.D. 385/2002
Medidas
Ley 54/1997, R.D. Ley 6/1999 y R.D. Ley 6/2000
Directiva 96/92/CE Mercado interior
24
OMEL
• Regulación de las garantías a prestar, tanto de los agentes vendedores como compradores, asociada a las liquidaciones pendientes
por ausencia de medidas. Esta circunstancia exige que tanto los
agentes vendedores, que pueden resultar deudores en el mercado
debido a la imposibilidad de cumplir sus programas de producción,
como los agentes compradores o externos dispongan de garantías
para los desvíos previstos.
mo antes se dijo, fue propuesto al Ministerio de Economía el 17 de
enero de 2003.
Sus principales modificaciones, aparte de la revisión de la sistemática ya mencionada, pueden resumirse como sigue:
• Habilitación para el uso de los medios electrónicos de comunicación
del operador del mercado, facilitando su utilización a los grupos de
empresas.
• Para los generadores de régimen ordinario y especial, prestación de
un aval asociado al cobro mensual, si no se dispone de medidas a la
fecha de cobros y pagos.
• Régimen de confidencialidad e información, tasando las materias
objeto de informe y confidencialidad:
El 17 de enero de 2003, el operador del mercado presentó al Ministerio de Economía una nueva propuesta de modificación de las Reglas
del Mercado, dando cumplimiento a la resolución de 5 de abril de
2001, antes citada, de la Secretaría de Estado de Economía, Energía y
de la Pequeña y Mediana Empresa por la que se modifican las Reglas
de Funcionamiento del Mercado y se prorroga la vigencia del contrato de adhesión a dichas reglas, que establecía en su punto 4º que el
operador del mercado previo informe del Comité de Agentes, debía
presentar una propuesta de revisión de las Reglas del Mercado al Ministerio de Economía.
– Plazo de confidencialidad.
– Información a la Comisión Nacional de la Energía.
– Publicidad sobre el régimen especial.
• Unidad de contratación en el mercado, reduciéndola a 1 kWh, para
facilitar el acceso al mercado de los pequeños consumidores.
• Ofertas por defecto de compradores con cuotas elevadas en el mercado, para prevenir los riesgos operacionales.
El criterio seguido por el operador del mercado para efectuar esta revisión consistió en:
• Adaptación de las Reglas al Real Decreto 841/2002 sobre régimen
especial.
• Modificación de la sistemática de las Reglas, reordenando y simplificando sus contenidos. Se han dispuesto unos primeros capítulos
generales (del primero al cuarto), con las cuestiones comunes a los
mercados, a los agentes, a las ofertas y a la información, y otros específicos sobre el Mercado Diario (capítulo 5), el Intradiario (capítulo 6), las Liquidaciones (capítulo 7), el Sistema de pagos y garantías
(capítulo 8). El capítulo 9, Reglas finales, vuelve a ser de naturaleza
general. En aras de la simplificación se han desplazado algunas materias, especialmente las que requieren un fuerte desarrollo matemático, o contienen alta complejidad técnica, a 21 anexos, de manera que las nuevas Reglas constarán del cuerpo principal y del
conjunto de los anexos.
• Desarrollo del Art. 86 del Real Decreto 1955/2000.
• Validaciones de ofertas y comunicaciones de contratos bilaterales.
• Validaciones de ofertas y comunicaciones de transacciones internacionales.
• Restricciones técnicas, dando entrada a los agentes compradores, en
la resolución física de las restricciones y en el recuadre posterior para restablecer la igualdad generación-consumo, mediante ofertas y
mecanismos de mercado.
• Modificación de las materias que requerían adaptación a las disposiciones de rango superior que se habían publicado desde la anterior
versión de las Reglas de 5 de abril de 2001.
• Precio y sesiones del mercado intradiario.
• Asignación del coste fijo de banda de regulación secundaria, para
normalizar las condiciones de entrada de los generadores en régimen especial, como consecuencia del Real Decreto 841/2002.
• Incorporación de aquellas modificaciones consideradas necesarias o
convenientes por el operador del mercado o por los agentes del mismo, que a juicio de OMEL permitían mejorar la formación de los
precios en competencia y el acceso al Mercado.
• Valoración de los desvíos.
• Estimación de desvíos y cierre final de las liquidaciones con medidas, para evitar los prolongados periodos de liquidaciones provisionales.
Con estos criterios, el operador del mercado, con la colaboración e
informe del Comité de Agentes del Mercado, preparó el texto que, co-
25
2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
La propuesta también incluye la modificación del contrato de Adhesión a las Reglas del Mercado, para cuya modificación se han seguido
los siguientes criterios:
• Evitar las contradicciones del contrato con las disposiciones de carácter general y las Reglas de Funcionamiento del Mercado vigentes
y con la propuesta de modificación de las mismas que se tramita simultáneamente.
• Reducir el riesgo de futuras contradicciones entre el contrato y las Reglas mediante la simplificación del contenido de aquél. En particular:
– Se han suprimido las estipulaciones que contenían catálogos de derechos y obligaciones de los agentes o pretendían enumerar las funciones del operador del mercado
– Se ha evitado la distinción entre agentes compradores y vendedores
para aludir en general a los agentes del mercado, todos los cuales
pueden resultar deudores por adquisiciones de energía.
– Se ha introducido un sistema de aplicación subsidiaria -en defecto
de determinación específica de las Reglas- del procedimiento a seguir en caso de incumplimiento del agente.
• En lo demás, se ha mantenido el contenido y forma de expresión del
vigente contrato de adhesión, sin perjuicio de incorporar las nuevas
denominaciones a las menciones de órganos y entidades públicas
que contiene el contrato (Ministerio de Industria y Energía-Ministerio de Economía; Comisión Nacional del Sistema Eléctrico-Comisión
Nacional de Energía).
2.5 Planificación energética
En el artículo 4 de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico se establecen
los principios generales sobre planificación eléctrica, que tendran caracter indicativo salvo para las instalaciones de transporte. En el Capítulo II del Título II (artículos 8 al 16) del Real Decreto 1955/2000 sobre transporte, distribución, comercialización, suministro y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica se
regulan los procedimiento de elaboración de la planificación de la red
de transporte de energía eléctrica.
tración y de las empresas del sector, que facilita la toma de decisiones.
Este tipo de planificación incluye la evolución de la demanda, la necesidad de cobertura, la evolución de los indicadores de mercado para garantizar el suministro de calidad y los criterios de protección ambiental.
El Ministerio de Economía abordó la tarea de planificación del sector
eléctrico conjuntamente con el sector gasista mediante la elaboración
de un documento de trabajo sobre planificación y desarrollo de las redes de transporte eléctrico y gasista 2001/2011, publicado en febrero
de 2002, para de este modo, asegurar la coherencia entre ambas infraestructuras, el abastecimiento de las centrales eléctricas que utilicen
gas como combustible y la armonía entre la ampliación y refuerzo de
las redes eléctricas y la ubicación de las nuevas centrales generadoras.
La información disponible que sirvió para la elaboración del citado
documento ha sido recabada de los operadores y agentes de los sistemas eléctrico y gasista, Comunidades Autónomas y promotores de
nuevos proyectos, a partir de las Órdenes Ministeriales de mayo y junio del año 2001, por las que se anunciaba el inicio del procedimiento
para efectuar una propuesta de desarrollo de las redes de transporte
de energía eléctrica y de gas natural.
A esa recopilación se añadieron las aportaciones recogidas del Informe Marco sobre la Demanda de Energía Eléctrica y Gas Natural y su
Cobertura, elaborado por la Comisión Nacional de Energía a requerimiento del Vicepresidente Segundo del Gobierno para Asuntos Económicos y Ministro de Economía.
A partir de su publicación en febrero de 2002, el Documento de Trabajo entró en una fase de alegaciones abierta a todos los sujetos interesados, con el objeto de que efectuasen las valoraciones y las aportaciones que se estimasen oportunas.
El Pleno del Congreso de los Diputados, en su sesión del día 19 de
febrero de 2002, acordó, la creación, en el seno de la Comisión de Economía y Hacienda, de una Subcomisión para el seguimiento de las infraestructuras energéticas.
La planificación energética en un contexto de liberalización del sector, tiene carácter obligatorio para las actividades reguladas, es decir
transporte y distribución, que gestionan las infraestructuras básicas para el desarrollo energético, con indudable repercusión en el mercado,
por constituir su soporte físico.
La Subcomisión tenía por objeto identificar y promover aquellas medidas necesarias para una correcta planificación y desarrollo de las redes de transporte eléctrico y gasista; efectuar el seguimiento de la situación actual, de la previsión de cobertura de la demanda y de las
necesidades mínimas de desarrollo de las infraestructuras eléctricas y
gasistas, con el objeto de garantizar la satisfacción de la demanda en
condiciones adecuadas de seguridad y calidad en un horizonte de diez
años; conocer y analizar las propuestas de los distintos agentes implicados en el desarrollo futuro de las infraestructuras energéticas de
electricidad y gas, incluidas las Administraciones Públicas.
La planificación es sólo indicativa para la actividad liberalizada de generación, constituyendo una herramienta al servicio de la Adminis-
Las conclusiones de la Subcomisión, que fueron elevadas a informe
para conocimiento y debate de la Comisión de Economía y Hacienda
26
OMEL
del Congreso de los Diputados, han sido técnicamente asumidas en el
documento "Planificación de los sectores de Electricidad y Gas. Desarrollo de las redes de transporte 2002-2011", publicado en octubre
por el Ministerio de Economía. En el mismo, se establecen las líneas directrices de la planificación, incluyendo la necesaria coordinación entre
la planificación indicativa y la obligatoria, así como lo relativo al desarrollo de las infraestructuras eléctricas y gasistas.
Los aspectos esenciales de la planificación se resumen a continuación:
Escenario macroeconómico
• Crecimiento del PIB en el periodo 2000-2011: 2,93% anual en términos reales.
• Tendencia en el período a la estabilidad de precios de las materias
primas e intensificación de la competencia en los mercados.
• Tendencia decreciente del peso de la industria en la economía, en
particular de los sectores básicos intensivos en consumo energético
y con tecnologías maduras.
• Crecimiento del consumo eléctrico final por habitante en el periodo:
41,4%, hasta 6.646 kWh/hab. en 2010 (frente a 7.698 kWh/hab.
en la UE-15)
• Aumento continuo del transporte, especialmente por carretera y aéreo. El sector servicios será el de mayor crecimiento de la economía.
• El gas natural será la energía de mayor crecimiento, hasta alcanzar
un 22,5% de la demanda total en 2011, frente al 12,8% en 2001.
• Crecimiento estable de la inversión por la actividad económica, competencia y bajos tipos de interés.
Cobertura de la demanda de energía eléctrica y estructura
de generación
Escenario energético
• Precio del crudo: entre 22 y 25 dólares por barril en 2011 (del año
2000).
• Fuertes incrementos tanto de la potencia instalada como de la producción con gas natural (en ciclo combinado), con energías renovables y con cogeneración.
• En gas: estabilidad de precios, siguiendo la senda del crudo.
• Retroceso de la participación de las tecnologías de generación térmica actuales (nuclear, fuel y carbón).
• En carbón: descenso real de precios internacionales.
• En medio ambiente: límites de emisiones actualmente vigentes en la
UE sobre SO2, NOx, y partículas derivados de la Convención Marco
de las Naciones Unidas de Cambio Climático.
• La potencia instalada neta, tanto en régimen ordinario como en régimen especial, evolucionará hasta casi 80.000 MW en 2011 para
responder al crecimiento esperado de la demanda, cuyo aumento de
punta máxima de demanda peninsular en el periodo 2002-2011 será de casi 11.000 MW brutos, que básicamente será satisfecha por:
• Mejora de eficiencia debida, fundamentalmente, a la introducción
de nuevas tecnologías más eficientes y competitivas.
• Crecimiento del consumo energético: 3,1% medio anual de energía
primaria y de 3,5% de energía final.
Ciclos combinados
Carbón
• Crecimiento de la intensidad energética primaria (Consumo de energía primaria/PIB): 0,1% medio anual.
Régimen Especial
14.800 MW
680 MW
8.000 MW
23.480 MW
• Crecimiento de la demanda eléctrica: 3,7% medio anual.
27
2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Diseño y desarrollo de las redes de transporte de energía
eléctrica
En el gráfico puede apreciarse la estructura de generación en el año
2011 y su comparación con la del año 2000.
Interrelación con las redes de gas: La planificación se refiere a las redes de electricidad y de gas, y dada la importancia que tendrá en los
próximos años la generación de electricidad a partir de gas natural, es
evidente la necesidad de diseñar las redes teniendo en cuenta los requerimientos de ambos sectores, es decir:
ESTRUCTURA DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA
%
Años 2000 a 2011
40
35
• La definición de la potencia de generación a instalar, con el necesario desglose en cuanto a ubicación geográfica y plazos.
30
25
• Necesidad de complementar las redes de transporte de electricidad
existentes con las nuevas necesidades derivadas de la instalación de
ciclos combinados.
20
15
• Coordinación de los plazos de puesta en funcionamiento de los ciclos combinados, las redes de electricidad y las redes de transporte
de gas.
10
5
35,9 15,0
27,6 19,4
9,7 33,1
9,9 4,1
16,9 28,4
Carbón
Nuclear
Gas
Fúel
Renovables
0
2000
2011
Fuente: Mineco
ESTIMACIÓN ECONÓMICA DE LAS ACTUACIONES PREVISTAS EN LA RED DE TRANSPORTE ELÉCTRICO
EN LAS COMUNIDADES AUTÓNOMAS PENINSULARES
COSTE LÍNEAS
COSTE SUBESTACIONES
M€
M€
Tipo A
Tipo B1
ANDALUCIA
91,39
164,66
75,68
50,11
ARAGÓN
127,23
22,81
27,18
16,83
ASTURIAS
35,46
26,43
0,00
18,23
41,59
C. VALENCIANA
17,76
23,73
20,65
369,61
CANTABRIA
31,20
6,36
0,00
0,00
CASTILLA LA MANCHA
21,42
20,11
82,22
108,57
51,85
COMUNIDADES
Tipo B2
Tipo C
Tipo Ponderado
Tipo B2
COSTE
TOTAL
Tipo C
Tipo Ponderado
M€
Tipo A
Tipo B1
178,15
97,22
128,21
52,52
18,66
157,63
335,78
121,34
122,31
32,63
27,67
10,56
122,47
243,81
22,52
31,94
0,00
21,32
33,99
75,57
32,27
99,00
102,21
26,08
6,20
138,12
170,39
28,14
23,47
4,36
0,00
0,00
20,95
49,10
26,07
71,83
30,13
10,66
65,81
117,67
CASTILLA Y LEÓN
26,87
56,10
0,43
10,45
49,67
33,72
29,09
48,15
23,99
55,97
105,64
CATALUÑA
217,86
196,58
50,54
6,01
287,74
251,02
117,25
10,91
8,00
262,72
550,46
EXTREMADURA
14,32
75,87
25,91
4,66
57,16
5,28
31,18
25,00
47,40
27,31
84,47
GALICIA
87,62
97,91
3,31
0,00
120,05
77,98
72,36
6,97
0,00
100,65
220,70
MADRID
131,80
87,18
1,01
31,69
149,34
235,73
252,23
69,31
42,48
335,49
484,83
MURCIA
40,07
13,59
0,00
0,00
38,85
62,32
2,67
0,00
0,00
51,19
90,04
NAVARRA
38,66
19,67
0,00
22,17
40,77
36,51
15,89
0,00
8,71
37,15
77,92
P. VASCO
63,40
7,00
0,00
0,00
54,22
66,59
12,99
0,87
0,00
60,03
114,25
LA RIOJA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
945,06
818,01
286,92
638,33
1.251,13
1.159,73
904,83
297,61
197,97
1.469,48
2.720,61
TOTAL
28
OMEL
Clasificación de los proyectos incluidos en la planificación: Dado
que el ejercicio completo de la planificación se revisará en el plazo de
cuatro años y que durante este período sólo se podrán acometer aquellos proyectos que estén incluidos en la última planificación aprobada,
se ha seguido el criterio de incluir proyectos todavía no plenamente
justificados por las entidades proponentes, y actualizar, con calendario
bienal, las previsiones que permitan corregir desviaciones detectadas.
Por ese motivo, se clasifican los proyectos considerados en los cuatro
grupos siguientes:
diario, la programación de entrada en la red derivada de la misma y el
precio marginal de la energía; y a los agentes, la comunicación de los
datos correspondientes a sus unidades de producción y adquisición.
Recibir del operador del sistema la información relativa a las modificaciones introducidas sobre la casación, en razón de alteraciones técnicas o situaciones excepcionales en la red de transporte o, en su caso, de distribución.
La determinación de los precios finales de la energía para cada período de programación y la comunicación a todos los agentes implicados.
– A: actuaciones necesarias
– B1: actuaciones condicionadas con probabilidad alta o muy alta
La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deberán
realizarse en virtud del precio final de la energía resultante del sistema,
del funcionamiento efectivo de las unidades de producción, de la disponibilidad de unidades de producción en cada período de programación y de aquellos otros costes que reglamentariamente se determinen.
– B2: actuaciones condicionadas con probabilidad moderada
– C: actuaciones pendientes de evaluación posterior o condicionadas
con probabilidad baja
En la tabla anterior se recoge el coste previsto para las redes de
transporte de electricidad desglosado por Comunidades Autónomas
peninsulares y tomando en consideración los cuatro grupos de clasificación.
Recibir la información relativa a los sujetos que se han dirigido al
operador del sistema, a fin de que éste confirme las incidencias que
justifiquen la excepción de ofertar.
2.6 Funciones de OMEL
La definición, desarrollo y operación de los sistemas informáticos necesarios para garantizar el funcionamiento y la transparencia de las
transacciones que se realicen en el mercado de producción de energía
eléctrica.
Las funciones que la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector
Eléctrico, y el Real Decreto 2019/97, de 26 de diciembre, por el que se
organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, encomiendan a la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad, S.A., se pueden clasificar como sigue:
A)
SOBRE
B)
SOBRE
LA INFORMACIÓN ADICIONAL O DE OTRAS TRANSACCIONES
QUE SE PRECISA PARA EFECTUAR LA PROGRAMACIÓN
Recibir de los productores en régimen especial, a traves de los distribuidores, la información relativa a la producción prevista para cada
período de programación.
EL FUNCIONAMIENTO DE LOS MERCADOS
Asumir las funciones necesarias para realizar la gestión económica
referida al eficaz desarrollo del mercado de producción de electricidad.
Recibir la información relativa a las producciones previstas para cada unidad de producción (cuando incluya más de una unidad física)
correspondiente a las ofertas casadas y los insumos que hayan de efectuarse en cada uno de los nudos de conexión a la red, para atender las
demandas aceptadas.
La recepción de las ofertas de venta emitidas para cada período de
programación por los titulares de las unidades de producción de energía eléctrica, de los comercializadores o de los agentes vendedores que
agrupan ofertas de unidades de régimen especial.
C)
La recepción y aceptación de las ofertas de adquisición de energía y
las garantías que, en su caso, procedan.
SOBRE
LA INFORMACIÓN DE OTRAS TRANSACCIONES LIBERALIZADAS
Recibir de los titulares de contratos bilaterales físicos información relativa a los mismos, con indicación de los períodos temporales en que
éstos se ejecuten.
La casación de las ofertas de venta y de adquisición.
La comunicación al operador del sistema de los datos relativos a los
resultados de la casación de las ofertas en los mercados diario e intra-
Recibir de los titulares de otros tipos de contratos los elementos de
los mismos que reglamentariamente se determinen.
29
2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
D)
SOBRE
LAS
REGLAS
DEL
MERCADO
Y EL
CONTRATO
DE
ADHESIÓN
de los puntos que las configuran, así como las modificaciones derivadas del proceso de solución de restricciones técnicas incorporando, en
este caso, los contratos bilaterales afectados.
Proponer al Ministerio de Economía para su aprobación las Reglas
de Funcionamiento del Mercado.
La publicación de las capacidades comerciales e intercambios intracomunitarios e internacionales por frontera.
La presentación para su aprobación de las modificaciones de las Reglas y del Contrato de Adhesión a las mismas.
La publicación de los resultados de los programas de energía agregados por agente y mes natural del mercado de producción de energía eléctrica una vez transcurrido un mes desde el último día de aquél
al que se refieran.
La exigencia a los agentes del mercado de acreditar el cumplimiento de las condiciones reglamentarias para su actuación.
E)
SOBRE
La publicación mensual de las ofertas presentadas por los agentes en
cada uno de los mercados diario e intradiario una vez transcurridos tres
meses desde el final del mes al que se refieran.
LA INFORMACIÓN A LOS AGENTES DEL MERCADO
En relación con los resultados de la casación, la comunicación a los
agentes de los datos correspondientes a sus unidades de producción y
adquisición.
Informar públicamente sobre la evolución del mercado con la periodicidad que se determine.
En relación con el programa diario base de funcionamiento, la comunicación a los agentes de los datos correspondientes a sus unidades
de producción y adquisición y, a los distribuidores, de los datos correspondientes exclusivamente a su red de distribución agregados por cada uno de sus nudos eléctricos definidos y comunicados por el operador del sistema.
Publicar en medios de difusión nacional aquella información que,
teniendo carácter público, se considere de interés general.
G)
SOBRE
LOS PRINCIPIOS DE INDEPENDENCIA , TRANSPARENCIA Y
OBJETIVIDAD
En relación con el programa horario final derivado de cada sesión del
mercado intradiario, la comunicación a los agentes de los datos correspondientes a sus unidades de producción y adquisición y, a los distribuidores, de los datos correspondientes exclusivamente a su red de
distribución agregados por cada uno de sus nudos eléctricos definidos
y comunicados por el operador del sistema.
Adoptar las medidas y acuerdos que sean necesarios para el efectivo cumplimiento de las limitaciones de participación directa o indirecta en el capital social de la Compañía, incluso mediante la compraventa, obligada para el partícipe interesado, de la participación
determinante del incumplimiento de dicha disposición legal.
La comunicación a los agentes del mercado del precio marginal de
la energía eléctrica, en el mercado diario y en las sesiones del mercado
intradiario, así como de los precios finales de la energía eléctrica.
Elaborar y hacer público el código de conducta del operador del
mercado.
Comunicar a la autoridad competente cualquier comportamiento de
los agentes del mercado que pueda suponer una alteración del correcto funcionamiento del mismo.
La comunicación a los agentes de los pagos y cobros que deben realizarse en virtud del precio final de la energía eléctrica.
Garantizar el secreto de la información de carácter confidencial que
le haya sido puesta a su disposición por los agentes del mercado, de
acuerdo con las normas aplicables.
F)
SOBRE
H)
SOBRE
PREVISIONES A CORTO Y MEDIO PLAZO
Prever a corto y medio plazo, en coordinación con el operador del
sistema, la utilización del equipamiento de producción, en especial del
uso de las reservas hidroeléctricas, de acuerdo con la previsión de la
demanda, la disponibilidad del equipamiento eléctrico y las distintas
condiciones de hidraulicidad que pudieran presentarse dentro del período de previsión.
LA INFORMACIÓN A TERCEROS
La publicación de las curvas agregadas de oferta y demanda de los
mercados diario e intradiario con desagregación explícita de cada uno
30
3.1
Organización del mercado
de electricidad
3.2
Principios por los que se rige
el mercado de electricidad,
de acuerdo con su regulación
3.3
Secuencia y procesos del mercado
3.4
Mercados diario e intradiario
3.5
Procesos de gestión técnica
del sistema
3.6
Los flujos de información
3.7
Liquidaciones
3.8
Extensión de la liberalización
a todos los consumidores
3. organización y características del mercado de electricidad
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
El principio básico que preside la organización del mercado de electricidad es la libertad de contratación, declarada por la Ley 54/1997, para
productores, comercializadores y consumidores.
Para hacer viable y facilitar esta libertad de contratación, la Ley crea el mercado de electricidad, y el Real Decreto-Ley 6/2000 profundiza en
la liberalización, adelantando su caracter pleno al primero de enero de 2003. Confiere a los comercializadores la posibilidad de comprar energía a los productores nacionales y a los productores de la Unión Europea o terceros países, así como venderla a otros comercializadores o al propio mercado, aparte de su función original de comprar en el mercado y vender a consumidores. El citado Real Decreto-Ley 6/2000 también
prevé la introducción del suministro a plazo mediante la presentación de ofertas al operador del mercado y configura el régimen de publicidad
y de información por el operador del mercado a aplicar por el operador de mercado y el operador de sistema.
Las características y organización del mismo se describen a continuación.
32
OMEL
3.1 Organización del mercado de electricidad
El mercado de producción de energía eléctrica se configura en la actualidad, como el conjunto de transacciones económicas derivadas de
la participación de los agentes del mercado en las sesiones del mercado diario, incluidos contratos bilaterales, del mercado intradiario y de
la aplicación de los procedimientos de operación técnica del sistema.
Los agentes del mercado son las empresas habilitadas para actuar directamente en el mercado eléctrico como vendedores y/o compradores de electricidad. Pueden actuar como agentes del mercado los productores, distribuidores y comercializadores de electricidad así como
los consumidores de energía eléctrica y las compañías eléctricas o consumidores, residentes en otros países.
Los productores, comercializadores, agentes externos y consumidores pueden acudir al mercado como agentes del mercado o celebrar
contratos bilaterales, que deberán ser declarados al operador del mercado. Una vez declarados, su ejecución pasa a ser firme con los mismos derechos y obligaciones que las transacciones del mercado organizado.
De esta manera, el modelo de liberalización en nuestro país se configura como un modelo en el que pueden coexistir la contratación en
un mercado organizado oficial (suministro a plazo, mercado diario y
mercado intradiario), con la contratación externa al mercado organizado (bilaterales de suministro entre productores, comercializadores y
consumidores e, incluso, contratos financieros), siendo una finalidad
primordial de dicho mercado organizado posibilitar a los agentes un
sistema de contratación en condiciones de igualdad para todos ellos,
proporcionando una correcta formación de los precios.
contratos bilaterales o en el mercado a empresas autorizadas a la venta de energía eléctrica o a productores. Los compradores en el mercado diario son los distribuidores, comercializadores y consumidores. Los
agentes externos pueden participar como compradores y vendedores.
La gestión económica del sistema eléctrico está encomendada a la
Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad, S.A.,
OMEL, que es responsable de la gestión de los mercados diario e intradiario, de la solución de restricciones técnicas, en colaboración con
el operador del sistema, de la obtención del precio final de la energía
para cada agente y de la liquidación y facturación de todos los mercados y procesos.
Una vez celebrada la sesión del mercado diario, el operador del sistema estudia la viabilidad técnica del programa de funcionamiento para garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro. Si el programa resultante del mercado diario más los contratos bilaterales no cumple los
requisitos de seguridad, el procedimiento conjunto del operador del
mercado y del operador del sistema da solución a dichas restricciones
técnicas, modificando el programa de las unidades de producción resultante del mercado diario y de los contratos bilaterales.
Red Eléctrica de España, S.A. tiene encomendadas las funciones de
operador del sistema, y, en consecuencia, es responsable de los procesos de gestión técnica del sistema, debiendo utilizar mecanismos competitivos, siempre que sean compatibles con la salvaguarda de la adecuada seguridad y calidad del suministro.
El mercado intradiario consta actualmente de seis sesiones que se
celebran a lo largo de las 24 horas del día, pudiendo acudir al mismo
como compradores y vendedores los titulares de unidades de producción, los distribuidores, comercializadores y consumidores que tengan
la condición de agentes del mercado, así como los agentes externos y
los titulares de contratos bilaterales.
En el mercado diario se realizan la mayoría de las transacciones. En
él participan como vendedores todas las unidades de producción disponibles por la parte de potencia no vinculada a un contrato bilateral
y los comercializadores que dispongan de energía adquirida mediante
33
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Los procesos de gestión técnica tienen por objeto que el suministro
se realice en las condiciones de calidad y fiabilidad establecidas y que
la producción y el consumo se encuentren permanentemente equilibrados. Son gestionados por el operador del sistema mediante mecanismos de subasta entre unidades de producción, siempre que esto sea
posible.
La Comisión Nacional de Energía tiene por misión velar por que las actividades del mercado se lleven a cabo en régimen de libre competencia.
El Comité de Agentes del Mercado, órgano privado que integra a los
representantes de todos los sujetos que tienen acceso al mercado, al
operador del mercado y al operador del sistema, tiene funciones de supervisión de funcionamiento del mercado y de asesoramiento al operador del mercado.
Como resultado de estas transacciones y procesos, el operador del
mercado efectúa la liquidación, es decir la determinación de los derechos de cobro y obligaciones de pago correspondientes a cada agente
que ha participado en el mercado, según el precio final que le haya correspondido.
3.2 Principios por los que se rige el mercado de
electricidad, de acuerdo con su regulación
La gestión del mercado de electricidad debe realizarse observando
principios de transparencia, objetividad e independencia, de acuerdo
con la Ley del Sector Eléctrico y sus disposiciones de desarrollo.
El precio de la electricidad en el punto de suministro del consumidor
tiene dos componentes, el precio final del mercado que retribuye la entrega de energía eléctrica y la tarifa o peaje a satisfacer por el uso de
las redes de transporte y distribución, tal como se muestra en la figura siguiente.
La participación en el mercado se realiza a través de un sistema electrónico de contratación que posibilita la incorporación de un gran número de agentes y una elevada cantidad de ofertas de compra y venta de electricidad en un lapso reducido de tiempo, la realización de un
alto número de transacciones y la elaboración de las liquidaciones correspondientes, con eficacia y transparencia.
La Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, encomienda al Ministerio de
Economía, la aprobación de las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica y del Contrato de Adhesión a las
mismas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, y a propuesta del operador del mercado.
3.2.1 Características del mercado
EL PRECIO DE LA ELECTRICIDAD
Similitud a otros mercados
El mercado de electricidad es un mercado regulado similar a otros
mercados organizados de mercancías, e incluso, a los mercados financieros, que garantiza la objetividad y transparencia de las operaciones
realizadas en el mismo.
Precios del mercado diario e intradiario
Precio final
del mercado
Precio/costes de los procesos de operación técnica del
sistema gestionados por el operador del sistema
Garantía de Potencia
Mercado público
Recargo de moratoria nuclear (3,54%), impuesto sobre
electricidad (4,864%) e I.V.A.
Se trata de un mercado público, al que pueden acceder todas las entidades y personas que cumplan las condiciones de acceso establecidas
con carácter general en las disposiciones y normas reguladoras, iguales para todos.
Pago por potencia
Peajes
Pago por energía
Nivel de tensión
Garantía de los participantes
Período de suministro
I.V.A.
La garantía de los participantes en el mercado se apoya fundamentalmente en cinco puntos:
OMEL factura el precio final del mercado
Precio de la
electricidad
en cada punto
de suministro
• Las Reglas de Funcionamiento del Mercado y en general, toda la
normativa son públicas y conocidas por todos los agentes o por
quienes deseen adquirir tal condición. Además, los cursos sobre el
mercado de electricidad impartidos por la Compañía Operadora, en
algunas ocasiones en colaboración con otras instituciones, junto al
sistema general de información al público establecido por OMEL, vía
Los distribuidores facturan los peajes por el
uso de las redes
Los comercializadores facturan sólo la energía, o ambos
Cuando el comercializador contrata el peaje lo hace por
cuenta del consumidor
34
OMEL
3.3 Secuencia y procesos del mercado
Internet y medios públicos de difusión, aseguran la difusión de la
normativa a todas las personas interesadas.
El conjunto de sesiones del mercado de producción de energía eléctrica, que se celebran el día anterior al correspondiente al de suministro, tiene por finalidad la determinación de las transacciones de electricidad y la programación de las unidades de producción necesarias
para que se realicen dichos intercambios.
• Las Reglas son únicas para todos los participantes, con independencia del volumen de operaciones o de la naturaleza de su actividad,
producción, distribución, comercialización o consumo.
• Los derechos y las obligaciones de todos los participantes en el mercado están contenidos en las Reglas, y aceptadas expresamente en
el Contrato de Adhesión, sin que quepa discrecionalidad por parte
del operador del mercado. Tanto las cuestiones relativas a las ofertas presentadas y a su casación, como las que se refieren a los derechos económicos derivados de ella, están regulados y detallados en
las Reglas de manera que todas las actuaciones de los agentes y de
la Compañía son reproducibles por los participantes en el mercado.
De conformidad con las Reglas de Funcionamiento del Mercado, el
esquema de funcionamiento es el siguiente:
• El mercado diario, al que se pueden enviar ofertas en todo momento, con el límite de la hora de cierre del periodo de recepción de las
mismas, publica los resultados de la sesión correspondiente antes de
las 11 horas. Las transacciones derivadas de la sesión del mercado
diario, junto a los contratos bilaterales dan lugar al programa diario
base de funcionamiento.
• Las Reglas prevén todas las contingencias posibles para poder efectuar la casación y las operaciones subsiguientes en cualquier caso.
Incluso para las eventualidades de fuerza mayor se prevén mecanismos de emergencia para concluir los procesos.
• Una vez celebrada la sesión del mercado diario se procede a estudiar y a dar solución a las restricciones técnicas que pudieran
derivarse del resultado del mercado diario. Este proceso, que genera el programa diario viable provisional, finaliza antes de las 14
horas.
• El sistema de garantías de pago, establecido en las reglas, asegura el
correcto funcionamiento y la efectividad económica de las transacciones en beneficio de todos los participantes.
• Sobre la base del programa diario viable provisional, el operador del
sistema asigna, mediante subasta basada en el precio marginal, las
bandas de regulación secundaria a subir y a bajar a las unidades de
producción participantes, el resultado, que se publica antes de las 16
horas, es el programa diario viable.
• Se determina el precio final para cada agente por los suministros y
producciones efectivamente realizados, es decir, incorporando las
mediciones en las liquidaciones, lo que constituye la esencia de un
mercado físico.
GESTIÓN ECONÓMICA Y TÉCNICA DEL SISTEMA ESPAÑOL
GESTIÓN TÉCNICA - OS
GESTIÓN ECONÓMICA - OM
Operación de los mercados
Garantizar el equilibrio técnico en las redes
Comunicaciones derivadas de la operación de los mercados
Proponer y aplicar los criterios de seguridad
Liquidaciones y pagos de los mercados, servicios complementarios y otros procesos de
operación técnica, con incorporación de las mediciones.
Garantizar el acceso a la red de transporte
Difusión de la información pública
Proponer la planificación de la red de transporte
Establecer los requerimientos para la
regulación del sistema
Coordinación con otros mercados internacionales
Fomento del desarrollo del mercado
Cooperación con otras entidades en materia de previsión de la cobertura de demanda
Información a las administraciones públicas sobre comportamientos contrarios al correcto funcionamiento del mercado
35
Servicios complementarios y otros procesos de
operación técnica
Previsión de la cobertura de la demanda
Informar a las Administraciones sobre las situaciones excepcionales o de emergencia
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
• A continuación se produce la convocatoria de las distintas sesiones,
seis en la actualidad, del mercado intradiario. El resultado de cada
sesión del mercado intradiario es el programa horario final.
SECUENCIA DE OPERACIONES DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
MERCADO DIARIO
• El equilibrio físico en la red entre la producción y el consumo de electricidad, en cada momento, sobre la base de los resultados del mercado, se realiza por el operador del sistema, mediante la aplicación
de servicios complementarios.
RESULTADOS
DE CASACIÓN
C. Bilaterales
Internacionales
PROGRAMA BASE DE
FUNCIONAMIENTO
C. Bilaterales Nacionales
La secuencia de las operaciones del mercado y el horario correspondiente figuran a continuación.
Recuadre por restricciones
SERVICIOS
COMPLEMENTARIOS
6 MERCADOS INTRADIARIOS
PROGRAMA
DIARIO VIABLE
3.4 Mercados diario e intradiario
PROGRAMA
HORARIO FINAL
Ambos mercados están basados en la formación de una curva de
oferta y otra de demanda, que se construyen a partir de las ofertas de
venta y adquisición respectivamente, para cada hora, cuya intersección, permite establecer el punto de equilibrio del mercado y el resultado de la casación.
Procesos en tiempo real
OPERADOR DEL MERCADO
PROGRAMA
HORARIO OPERATIVO
OPERADOR DEL SISTEMA
PROGRAMAS
HORARIO DE LAS SESIONES DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
MERCADO
MERCADO INTRADIARIO
DIARIO
1ª SESIÓN 2ª SESIÓN 3ª SESIÓN 4ª SESIÓN 5ª SESIÓN 6ª SESIÓN
Apertura de sesión
16:00
21:00
01:00
04:00
08:00
12:00
Recepción contratos bilaterales internacionales
10:00
Cierre de sesión
10:00
17:45
21:45
01:45
04:45
08:45
12:45
Casación
11:00
18:30
22:30
02:30
05:30
09:30
13:30
Recepción contratos bilaterales nacionales
11:00
Recepción y envio excedentes Régimen Especial
11:00
Publicación del programa base de funcionamiento (PBF)
11:00
Recepción y envio de desgloses de producción y consumo
12:00
18:45
22:45
02:45
05:45
09:45
13:45
Analisis de restricciones
14:00
19:20
23:10
03:10
06:10
10:10
14:10
Recuadre por restricciones
14:00
Publicación del programa diario viable (PVD)
16:00
19:35
23:20
03:20
06:20
10:20
14:20
28 horas
24 horas
20 horas
17 horas
13 horas
9 horas
Recuadre por restricciones y publicación del programa horario final (PHF)
HORIZONTE DE PROGRAMACIÓN
24 horas
36
OMEL
3.4.1 El mercado diario
Las ofertas de venta pueden ser simples o incorporar opcionalmente condiciones adicionales.
El mercado diario, como parte integrante del mercado de producción de energía eléctrica, tiene por objeto llevar a cabo las transacciones de energía eléctrica para el día siguiente mediante la presentación
de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica por parte de los
agentes del mercado.
Las ofertas simples se presentan para cada periodo horario y unidad
de producción con expresión de un precio y de una cantidad de energía.
Las ofertas complejas son aquellas que, cumpliendo con los requisitos
exigidos para las ofertas simples, incorporan, además, todas o algunas
de las condiciones técnicas o económicas indicadas en el cuadro inferior.
La presentación de ofertas al mercado diario tiene las siguientes características:
OMEL realiza la casación de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica, recibidas antes de las 10 horas del día anterior al de suministro, de manera que el precio en cada periodo horario será igual al
precio del último tramo de la oferta de venta de la última unidad de
producción cuya aceptación haya sido necesaria para atender la demanda que haya resultado casada.
• Los titulares de las unidades de producción en régimen ordinario
presentan ofertas de venta, siempre que dichas unidades de producción estén disponibles y su energía no esté vinculada a un contrato bilateral.
• Los agentes externos, los comercializadores y los titulares de las unidades de producción en régimen especial, también pueden presentar ofertas de venta.
Para incorporar las ofertas a través de las interconexiones, se reparte la capacidad de la interconexión afectada entre contratos bilaterales
por una parte y operaciones del mercado organizado por otra, de forma proporcional. El resultado de la casación incorporará, de acuerdo
con la precedencia económica, aquellas ofertas que no sobrepasen la
capacidad de interconexión asignada a las operaciones de mercado.
• Las ofertas de compra las presentan los titulares de unidades de adquisición, bien sean comercializadores, distribuidores, consumidores,
agentes externos o titulares de centrales de bombeo.
Las ofertas de venta y compra pueden realizarse considerando de 1
a 25 tramos en cada hora, en cada uno de los cuales se oferta energía
y precio para dicha hora, siendo creciente el precio en cada tramo en
el caso de las ventas, y decreciente en el caso de las compras.
El resultado de la casación contiene el precio marginal y la programación de entrada en la red establecida por OMEL, a partir de la casación de las ofertas de venta y adquisición, para cada hora.
MERCADO DIARIO - Curvas de oferta y demanda
OFERTAS AL MERCADO DIARIO
VENTAS
COMPRAS
Ofertas simples
Ofertas sin precio
Curva de oferta creciente
Curva de
c€/kWh
Ofertas
de venta
demanda rígida
Ofertas complejas
Indivisibilidad
Ingresos mínimos
Precio
marginal
diario
Ofertas con precio
Curva de
Precio de la
última oferta
de venta casada
demanda decreciente
Gradiente de carga
Parada programada
Ofertas de
adquisición
No incorpora condiciones
complejas
Energía casada
37
MWh
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
El programa diario base de funcionamiento se obtiene a las 11 horas, una vez recibidas las comunicaciones de las ejecuciones de los
contratos bilaterales, así como la información sobre los excedentes
de la producción en régimen especial que no ha presentado ofertas
al mercado.
SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES
c€/kWh
Energía casada
Pof
Una vez integradas en el programa base de funcionamiento, las
transacciones derivadas de los contratos bilaterales físicos, tienen
los mismos derechos y obligaciones que las transacciones del mercado, lo que lleva a que sus titulares puedan participar de manera
independiente en los mercados intradiarios y en los servicios complementarios.
Precio
marginal
diario
El programa base de funcionamiento incorpora los elementos que figuran en el cuadro adjunto.
Er
Er
Energía retirada por
restricciones
3.4.2 Solución de las restricciones técnicas
MWh
Energía asignada por
restricciones,
a precio de oferta Pof
• El criterio para las operaciones anteriores es la precedencia económica de las ofertas del mercado diario.
Si el programa base de funcionamiento no cumple los requisitos de
seguridad, el procedimiento de solución de restricciones técnicas opera de la siguiente manera:
3.4.3 El mercado intradiario
• Modifica el programa base de funcionamiento incorporando o retirando la producción necesaria para resolver los problemas técnicos.
El mercado intradiario se estructura actualmente en seis sesiones.
Por cada unidad de producción o adquisición se pueden presentar múltiples ofertas de compra y/o venta.
• Restituye el equilibrio entre la producción y la demanda.
INFORMACIÓN DEL PROGRAMA BASE DE FUNCIONAMIENTO
El precio marginal de la energía eléctrica para cada período horario de programación.
La energía eléctrica que corresponde por tramos a cada unidad de producción cuya oferta de venta haya resultado casada y la energía eléctrica que corresponde por tramos a cada unidad de adquisición cuya oferta haya resultado casada.
El orden de precedencia económica correspondiente a cada tramo de las ofertas de venta que hayan resultado casadas.
La energía eléctrica que corresponde por tramos a las unidades de producción cuyas ofertas de venta no hayan resultado casadas.
En su caso, la energía eléctrica programada por las unidades de producción en régimen especial disponibles, que está previsto ceder por éstas
a los distribuidores.
La cantidad de energía intercambiada en la ejecución de los contratos bilaterales entre agentes del mercado.
La cantidad de energía intercambiada en la ejecución de los contratos bilaterales entre un agente del mercado y un sujeto que no es agente. A
estos efectos se considerarán los siguientes contratos o transacciones:
– Entre un productor y un consumidor nacional que no sea agente del mercado (bilateral físico).
– Entre un productor y un consumidor externo que no es agente del mercado (bilateral físico).
– Entre uno o un conjunto de productores en régimen especial o vendedores externos y un comercializador, y entre éste y uno o un
conjunto de consumidores.
Las producciones previstas para cada unidad o instalación de producción y los insumos que hayan de efectuarse en cada uno de los nudos de
conexión a la red.
38
OMEL
Pueden presentar ofertas a las diferentes sesiones del mercado intradiario:
SESIONES DEL MERCADO INTRADIARIO
• Los titulares de unidades de producción habilitados para presentar
ofertas en el mercado diario.
• Los titulares de unidades de adquisición habilitados para presentar
ofertas en el mercado diario.
• Los titulares de contratos bilaterales que hayan comunicado la ejecución de los mismos a efectos del programa diario de funcionamiento correspondiente.
La participación en este mercado puede realizarse con el único
requisito de respetar los compromisos previos sobre prestación de
servicios complementarios y la condición, para las unidades de adquisición, de haber participado en el mercado diario ejecutando un
contrato bilateral o estar habilitados para vender en el mercado
diario.
28 horas
Intradiario 1
24 horas
Intradiario 2
20 horas
Intradiario 3
17 horas
Intradiario 4
13 horas
Intradiario 5
9 horas
Intradiario 6
...18 19 20 21 22 23 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horarios
Las ofertas de venta o de compra pueden realizarse considerando de
1 a 5 tramos en cada hora, en cada uno de los cuales los precios deben ser crecientes para las ofertas de venta y decrecientes para las de
compra.
El operador del sistema, en caso de identificar alguna restricción que
impida que el programa horario final que resultaría de la aplicación de
la casación del mercado intradiario se realizase manteniendo los criterios de calidad, seguridad y fiabilidad, resuelve dicha restricción seleccionando el conjunto de ofertas casadas de compra o de venta que resuelva las restricciones, retirándolas de la casación.
Las ofertas simples contienen un precio y una cantidad de energía
para cada hora, pudiendo incorporar, opcionalmente, condiciones adicionales. Dichas condiciones pueden ser las siguientes:
El operador del mercado mantiene el equilibrio entre las compras y
las ventas de energía, retirando la energía necesaria al efecto, sobre la
base de la precedencia económica del mercado intradiario.
• Gradiente de carga.
• Ingreso mínimo o pago máximo.
MERCADO INTRADIARIO
• Aceptación completa en la casación del tramo primero de la oferta.
• Aceptación completa en cada hora en la casación del tramo primero de la oferta.
c€/kWh
Ofertas de venta de unidades de producción y ofertas de venta de la energía
previamente adquirida por los distribuidores, consumidores, comercializadores
y agentes externos compradores
Curva agregada
de venta
• Condición de mínimo número de horas consecutivas de aceptación
completa del tramo primero de la oferta.
Precio
marginal
intradiario
• Energía máxima.
OMEL realiza la casación de las ofertas de compra y venta, de manera que el precio en cada periodo horario de programación sea igual
al precio del último tramo de la oferta de venta, cuya aceptación haya
sido necesaria para atender total o parcialmente las ofertas de adquisición a un precio igual o superior al precio marginal.
Ofertas de adquisición presentada por
los distribuidores, consumidores y
comercializadores y ofertas de compra
de la energía previamente vendida por
las unidades de producción
Curva agregada
de demanda
Energía casada
39
MWh
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Como proceso final el operador del mercado establece el programa
horario final cuyos componentes figuran en el cuadro.
INFORMACIÓN DEL PROGRAMA HORARIO
FINAL DE CADA SESIÓN DEL MERCADO
INTRADIARIO (6 SESIONES)
El precio marginal de la energía eléctrica casada en cada una de
las horas de cada sesión de los mercados diario e intradiario.
La energía eléctrica que corresponde por tramos a cada unidad de producción cuyas ofertas de venta y adquisición hayan resultado incorporadas como resultado de las casaciones, una vez modificadas, en su caso, para evitar que existan
restricciones técnicas.
La energía asociada a los contratos bilaterales.
La cantidad de energía eléctrica demandada en cada
período horario de programación.
3.5 Procesos de gestión técnica del sistema
Los procesos de gestión técnica del sistema son aquellos que resultan necesarios para asegurar el suministro de energía eléctrica en las
condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad necesarias, mediante
gestión de desvíos y servicios complementarios que pueden ser de carácter obligatorio o potestativo:
gestora del mercado y los agentes participantes en el mismo, en garantía de los principios de transparencia y competencia. Es también
crucial que el mercado difunda la información derivada del mismo, que
no sea confidencial, al público en general.
Asimismo, en el caso del mercado eléctrico, resulta esencial la existencia de una comunicación adecuada y regulada convenientemente
entre el operador del mercado y el operador del sistema.
El sistema de información de OMEL, de acuerdo con la normativa
aplicable y las Reglas de Funcionamiento del Mercado, ha posibilitado,
desde el inicio de las operaciones del mercado, la existencia de un alto grado de eficacia y seguridad en las comunicaciones de OMEL con
los agentes del mercado, con el operador del sistema y con el público
en general.
Esquemáticamente los flujos de información entre el operador del
mercado, el operador del sistema, los agentes del mercado y el público en general se resumen a continuación:
3.6.1 Intercambio de información entre el operador del mercado
y el operador del sistema
El intercambio de información entre el operador del mercado y el
operador del sistema se estructura de acuerdo con la siguiente secuencia:
• Comunicación del operador del sistema al operador del mercado de
la siguiente información:
• Servicios complementarios obligatorios: regulación primaria y control de tensión (requisito mínimo).
PROCESOS DE GESTIÓN TÉCNICA
Precedencia económica:
Subastas:
• Servicios complementarios potestativos: regulación secundaria, regulación terciaria, control de tensión y reposición de servicio.
Gestión de desvíos
Regulación terciaria
Regulación secundaria
Estos procesos, siempre que sea posible, se gestionan mediante subastas de requerimientos de potencia o energía demandados por el operador del sistema, a las que las unidades de producción presentan ofertas que se ordenan por orden de precedencia económica, salvo el servicio
complementario de control de tensión, que se basa en precios regulados.
Requerimiento
Precio
Ofertas
Asignaciones en tiempo real
Precio
Ofertas
3.6 Los flujos de información
En todo mercado organizado es esencial la correcta estructuración y
gestión de los flujos de información que se establecen entre la entidad
Energía
Potencia
40
Potencia
OMEL
– Previsión de la demanda, referida a meses completos y publicada en
los primeros quince días del mes anterior a aquél al que se refiere la
previsión.
FORMACIÓN DE LOS PROGRAMAS
Compradores
Vendedores
– Situación de la red de transporte.
Energía y precio
MERCADO DIARIO
DE ELECTRICIDAD
Energía
– Indisponibilidades parciales o totales de las unidades de producción
de energía eléctrica.
– Capacidad comercial de las interconexiones.
Recepción
C. Bilaterales
Internacionales
RESULTADOS
DE CASACIÓN
– Cualquier otra información que pudiere determinarse o estimen el
operador del sistema o del mercado como relevante.
Recepción yenvio
excedentes R.E.
• Comunicación del operador del mercado al operador del sistema del
programa diario base de funcionamiento y de la precedencia económica de las unidades de producción.
Energía
PROGRAMA BASE DE
Desglose de
producción
y consumo
• Comunicación del operador del sistema al operador del mercado de
las restricciones técnicas que afectan a los resultados de la casación
del mercado diario y de los intradiarios.
FUNCIONAMIENTO
Recepción
C. Bilaterales
Nacionales
Energía
Energía
Análisis
de restricciones
técnicas
• Comunicación del operador del mercado al operador del sistema, del
recuadre económico del proceso de restricciones técnicas que afecten
a los resultados de la casación del mercado diario y de los intradiarios.
Sí Recuadre por
restricciones
No
Ofertas de banda
• Comunicación del operador del sistema al operador del mercado de
los procesos de gestión técnica y de las mediciones para la obtención
del precio final de la energía y su incorporación a las liquidaciones.
Potencia y precio
• Comunicación del operador de sistema al operador de mercado, de
las medidas correspondientes a las producciones del régimen especial que no participa en el mercado, de acuerdo con los apartados
10.1 y 10.2 del Real Decreto 841/2002.
SERVICIOS
COMPLEMENTARIOS
PROGRAMA
DIARIO VIABLE
Compradores
Vendedores
3.6.2 Intercambio de información entre el operador del mercado
y los agentes del mercado
Energía y precio
• Comunicación de los agentes del mercado al operador del mercado
de los elementos de los contratos formales de suministro de energía
eléctrica o bilaterales.
MERCADO
INTRADIARIO
Seis sesiones/día
Análisis
de restricciones
técnicas
No
• Comunicación de los agentes distribuidores al operador del mercado de la producción prevista para cada período de programación de
autoproductores y productores de régimen especial, que no acude al
mercado directamente, en el ámbito de sus redes.
Desglose de
producción
y consumo
• Comunicación de los agentes del mercado, cuyas ofertas hayan resultado casadas, al operador del mercado de las producciones previstas por cada unidad física de producción y de los insumos previstos en cada nudo de conexión a la red.
Procesos en
tiempo real
PROGRAMA
HORARIO FINAL
Energía
Energía y precio
41
PROGRAMA
HORARIO OPERATIVO
Sí Recuadre por
restricciones
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
• Comunicación del operador del mercado a cada uno de los agentes
del mercado de aquellos datos del programa base de funcionamiento y del programa horario final que correspondan a sus unidades de
producción o adquisición.
• Comunicación del operador del mercado a los agentes de los datos
correspondientes exclusivamente a sus redes de distribución, agregados por cada uno de los nudos definidos y comunicados por el
operador del sistema.
3.6.3 Comunicaciones del operador del mercado al público y
a los agentes del mercado
Como consecuencia de las medidas urgentes de intensificación de la
competencia del Real Decreto-Ley 6/2000 recogidas en las Reglas de
Funcionamiento del Mercado, OMEL publica las informaciones referidas
a los precios de los mercados diarios e intradiarios, a la energía intercambiada, a las curvas agregadas de oferta y demanda, a las ofertas formuladas por los agentes, a las cuotas de mercado y a los precios finales,
cuyo detalle figura en el apartado 1 del capítulo 8 de este documento.
También publica la reserva de capacidad que revelan las curvas de
oferta del mercado, de acuerdo con las tres hipótesis siguientes:
Hipótesis primera: oferta de la totalidad de la energía residual.
Hipótesis segunda: oferta residual térmica. Se obtiene deduciendo
de la hipótesis primera, las ofertas de las centrales hidráulicas no casadas.
Hipótesis tercera: oferta residual térmica límite. De la oferta de la
segunda hipótesis se deducen las ofertas de centrales térmicas de precio superior al máximo alcanzado en el mercado, aunque se incorporan las centrales que solventaron restricciones técnicas.
3.6.4 Comunicaciones del operador del mercado a la CNE
Tanto la CNE como el Ministerio de Economía disponen de acceso a
toda la información disponible en las bases de datos del operador del
mercado con una fecha de demora.
Con independencia de ello, OMEL envía sistemáticamente información a la CNE que se puede agrupar en cuatro apartados:
• Energía y precio medio mensual de venta de las unidades de producción que consumen carbón autóctono.
• Precio medio de venta de las empresas generadoras para sus unidades de producción nacionales.
• Importes pagados y cobrados en concepto de cuota de la moratoria
nuclear en las facturas que emite el operador del mercado con cada
liquidación mensual.
• Coste de los desvíos de las instalaciones de régimen especial que no
ofertan al mercado según se establece en los artículos 10, 11 y 12
del R.D. 841/2002, de 2 de agosto
b) Información sobre las liquidaciones de la energía efectuadas por
OMEL. El operador del mercado pone a disposición de la CNE, con cada liquidación diaria y mensual, las anotaciones horarias y resúmenes
de la liquidación de todos y cada uno de los agentes del mercado por
cada una de sus unidades de oferta y zonas de regulación
c) Informes periódicos sobre la evolución del mercado y sobre las liquidaciones. OMEL envía a la CNE, a su solicitud, informe semestral
de las liquidaciones del mercado.
d) Semanalmente, a petición de la CNE, información sobre la evolución del mercado y la participación de los agentes, de conformidad con
los criterios sometidos por OMEL a la consideración de la CNE, así como
de cualquier situación anómala apreciada por el operador del mercado.
3.7 Liquidaciones
La liquidación del mercado de producción de energía eléctrica es el
proceso mediante el cual OMEL determina, sobre la base del precio final para cada agente, el importe a pagar por los compradores y a percibir por los vendedores, así como la comunicación de las obligaciones
de pago y derechos de cobro y la facturación correspondiente.
3.7.1 Determinación del precio final
El precio final de la energía se calcula por OMEL con carácter horario, incorporando los siguientes componentes:
• Precio de casación del mercado diario.
a) Información necesaria para las liquidaciones de las actividades
reguladas que realiza la CNE:
• Importe de las adquisiciones de energía de cada distribuidor valoradas al precio horario final medio del conjunto de los distribuidores.
• Coste o ingreso resultante del proceso de solución de restricciones
técnicas.
• Coste o ingreso de la subasta de regulación secundaria.
42
OMEL
• Precio de casación del mercado intradiario.
• Coste o ingreso de los procesos de operación técnica del sistema necesarios para regulación y para compensar los desvíos sobre la contratación.
• Coste o ingreso de la garantía de potencia.
• Exceso o déficit de los contratos internacionales suscritos por Red
Eléctrica.
OMEL realiza la liquidación con la información resultante de los procesos de casación de los mercados diario e intradiario, de la solución
de restricciones técnicas y de la información que el operador del sistema pone a disposición del operador del mercado sobre los resultados
de los procesos que son de su responsabilidad.
De esta manera cada agente del mercado tiene un precio horario final que es función de su participación en cada uno de los mercados,
procesos de operación técnica y de su consumo o producción efectivos
que determinan las mediciones.
En el caso de los contratos bilaterales la liquidación realizada por el
operador de mercado no incorpora la compraventa de la energía ejecutada que figura en el programa base de casación, limitandose los derechos de cobro y obligaciones de pago correspondientes a los que se
deriven de las restricciones técnicas, de la participación en los mercados intradiarios y servicios complementarios y de los desvios, éstos últimos se valoran al precio del mercado diario.
Percepción por los productores
Las unidades de producción de energía eléctrica del régimen ordinario, que estén obligadas a presentar ofertas en el mercado de producción, tendrán derecho a obtener la retribución por garantía de potencia, siempre que acrediten un funcionamiento mínimo de 480 horas
anuales a plena carga o equivalentes si no funciona a plena carga. La
asignación a las distintas unidades de producción se realiza de manera
proporcional al producto de los factores siguientes:
3.7.2 Garantía de potencia
• Coeficiente de disponibilidad.
El coste por garantía de potencia o de capacidad es un componente del precio final de la electricidad, cuyo objeto es que dicho coste
pueda identificarse como una señal correcta a medio plazo para los
participantes en el mercado y que exprese, asimismo, el coste de la garantía de suministro a todos los consumidores, prevista en la Ley
54/1997, del Sector Eléctrico.
• Potencia equivalente, que es función de la potencia neta instalada y
de la potencia limitada por disponibilidad de materias primas.
En el caso de centrales hidráulicas este último término es función de
la producción de los últimos cinco años naturales.
Para los compradores en el mercado organizado, la garantía de potencia equivale a un precio mínimo que deben satisfacer en determinados periodos. Como se expone posteriormente, este precio mínimo
es variable para los distribuidores que suministran a los consumidores
a tarifa y es fijo, por períodos para los comercializadores, consumidores en el mercado y agentes externos.
Con motivo de la publicación del Real Decreto 841/2002, de 2 de
agosto, ha quedado regulada para las instalaciones de producción de
energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción.
En él se indica que los titulares de las instalaciones que se regulan en
el artículo 31 del Real decreto 2818/1998 y los titulares de las instalaciones con potencia instalada superior a 50 MW, que se regulan en el
artículo 23 de dicho Real Decreto, están obligadas a presentar ofertas
al operador del mercado.
El volumen total de cobros y pagos previsto en la normativa vigente por este concepto es el que resulta de aplicar 0,004808 €/kWh al
volumen de energía demandada, en barras de central, en el mercado
organizado de producción por los consumidores finales nacionales.
43
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Los productores de energía eléctrica de régimen especial, no incluidos en el párrafo anterior, con una potencia superior a 1 MW podrán
presentar con carácter voluntario ofertas al operador del mercado por
la energía excedentaria vertida en cada periodo de programación.
GARANTÍA DE POTENCIA PARA
COMERCIALIZADORES, CONSUMIDORES
Y AGENTES EXTERNOS
Las instalaciones con potencia instalada igual o inferior a 5 MW que
deseen presentar ofertas al mercado de producción deberán hacerlo a
través de un agente vendedor.
Tarifa de 1, 2 ó 3 períodos horarios
1-7
HORARIO
8
9
10-13 14-18 19-22
23
24
c€/kWh
TARIFA
2.0 A
Estas instalaciones tendrán derecho a percibir por su producción o excedentes de energía eléctrica el precio resultante del mercado de producción, más el coste de la garantía de potencia de 0,009015 €/kWh,
por la energía excedentaria vertida en general, y por la producción neta en el caso de las energías renovables no consumibles, más unas primas en el caso de aquellas instalaciones que realicen ofertas a través del
mercado de producción y estén acogidas al Real Decreto 2818/1998 y,
en el caso de instalaciones ligadas al gas natural o derivados del petróleo (disposición transitoria segunda RD 841/2002), un incentivo variable que tiene en cuenta un termino fijo en función de la potencia, una
prima y el termino de energía de la tarifa del gas natural.
2.0 NA
INVIERNO
3.0 A
3.1 A
2.0 A
2.0 NA
VERANO
3.0 A
3.1 A
1,3222
0,7813
0,4227
0
Tarifa de 6 períodos horarios
1-8
9
Pagos que deben efectuar compradores
ENERO
El pago por garantía de potencia es proporcional a la demanda en
barras de central de los distintos agentes que adquieren energía en el
mercado de producción.
FEBRERO
MARZO
10-15
16
17-22
23-24
0,1803
0
c€/kWh
HORARIO
LaV
S,D,F
LaV
S,D,F
LaV
S,D,F
Para el cálculo de los pagos, dichos agentes se dividen en dos grupos:
LaV
ABRIL
• Primer grupo: consumidores, comercializadores para su venta a consumidores y agentes externos.
S,D,F
LaV
MAYO
S,D,F
JUNIO
• Segundo grupo: distribuidores.
LaV
JULIO
Los agentes del primer grupo, es decir, consumidores, comercializadores para su venta a consumidores y agentes externos, efectúan el
pago por garantía de potencia, calculado como la suma del producto
de su demanda en cada hora por el valor unitario de la garantía de potencia correspondiente a la misma.
• Para la de 3 períodos los valores son de 0,007813; 0,004227, y 0
€/kWh. En el año 2003 cambian únicamente para la tarifa 3.0 A
que pasan a ser de 0,013222; 0,004227 y 0 €/kWh.
S,D,F
AGOSTO
LaV
S,D,F
LaV
SEPTIEMBRE
S,D,F
LaV
OCTUBRE
S,D,F
LaV
Dicho valor, para los años 2002 y 2003, es función del período tarifario definido en la tarifa de acceso a las redes que se aplique en cada
caso; las tarifas pueden ser de 6, 3, 2, ó 1 períodos:
• Para la tarifa de 6 períodos, el valor de la garantía de potencia varía
entre 0,007813 €/kWh para el período 1 y 0 €/kWh del período 6.
LaV
S,D,F
NOVIEMBRE
S,D,F
LaV
DICIEMBRE
0,7813
S,D,F
0,3606
0,2404
0,1803
• Para la de 2 períodos los valores son de 0,013222 y 0 €/kWh.
• Para las tarifas de acceso a las redes de un solo período el valor de
la garantía de potencia es de 0,013222 €/kWh.
44
OMEL
Los agentes del segundo grupo, es decir, distribuidores pagan un valor unitario todas las horas del mes, que se calcula dividiendo el total
del monto mensual, una vez deducidos los pagos realizados por los sujetos del primer grupo indicado, por la demanda en barras de central
de los distribuidores.
tema, a efectos de determinación del precio final para cada agente y
de su liquidación, de acuerdo con el siguiente esquema.
Los requerimientos vigentes para la medida son:
• Medida encriptada y firmada en el contador registrador, para equipos de medida en alta tensión, opcional en baja tensión, salvo para
los consumidores que acudan directamente al mercado o suscriban
un contrato bilateral con un productor.
El pago total de estos agentes por garantía de potencia se calcula
como el producto de su demanda mensual en barras de central por el
valor unitario medio mensual calculado como se indica en el párrafo
anterior. Al ser el total de los pagos función del realizado por el resto
de los sujetos su precio unitario puede ser diferente cada mes.
• Recibida individualmente y sin ningún tipo de manipulación en el
concentrador principal, excepto para puntos de consumidores cualificados, de consumo inferior a 750 MWh/año, que contraten con
un comercializador, que podrán agregarse.
Los cuadros de la izquierda contienen los valores unitarios de la garantía de potencia para comercializadores, consumidores y agentes externos en los diferentes periodos tarifarios para las tarifas de acceso a
las redes de uno, dos, tres o seis períodos.
• Existencia de concentradores secundarios cuyos titulares seran los
distribuidores como entidades encargadas del traslado de las medidas entre el contador/registrador y el concentrador principal.
3.7.3 Medidas y desvíos de medidas
• Existencia de concentradores secundarios de los que pueden ser titulares los comercializadores.
El Mercado de Electricidad tiene la característica específica de que la
contratación y la liquidación no son definitivas, mientras no se produzca efectivamente el suministro y quede reflejado en el correspondiente contador, que debe ser capaz de proporcionar medidas horarias
para adaptarse al funcionamiento de los mercados, con excepción de
los comercializadores que contratan con consumidores en baja tensión,
para los que pueden utilizar los perfiles publicados en la Resolución de
la Dirección General de Política Energética y Minas de 30 de diciembre
de 2002 que convierte las medidas mensuales en medidas horarias.
Se considera desvío la diferencia entre la energía medida y la energía contratada, es decir, a la diferencia entre la contratación y la producción o el consumo efectivamente realizados. La energía medida incluye, en su caso, la parte que le corresponde de las pérdidas de la red
de transporte.
A todos los desvíos producidos, independientemente de su signo, les
corresponden los costes de los procesos de gestión técnica del sistema
que hayan provocado.
El operador de mercado recibe los datos de medidas del concentrador principal de medidas eléctricas, gestionado por el operador del sis-
3.7.4 Procedimiento y plazos de la liquidación mensual
SISTEMA DE INFORMACIÓN DE MEDIDAS ELÉCTRICAS
AGENTES
ENCARGADO DE
LA LECTURA
OPERADOR DEL
SISTEMA
El operador del mercado pone diariamente a disposición de los
agentes la liquidación provisional correspondiente al período transcurrido del mes. Una vez terminado éste, se efectúa la liquidación mensual que dará origen a las notas de cargo y abono asociadas.
OPERADOR DEL
MERCADO
CONCENTRADOR
SECUNDARIO
CONCENTRADOR
PRINCIPAL
Para cada uno de los procesos: liquidación por el operador del mercado, la comprobación de la misma y reclamación, si procede, por los
agentes, y la resolución, en su caso, de dichas reclamaciones por el
operador del mercado, se dispone de un plazo de tres días.
LIQUIDACIÓN
CONTADORES
REGISTRADORES
CONCENTRADOR
SECUNDARIO
Estos procesos y plazos son comunes a las liquidaciones que se efectúen diaria y mensualmente.
Medidas
agregadas
Los pagos y cobros deben realizarse el último día hábil de la primera quincena del mes posterior al que corresponde la liquidación.
45
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
3.7.5 Facturación
LIQUIDACIÓN MENSUAL
Fecha cobros
y pagos
Lunes
Martes
Miércoles
Cobros
y pagos
Fecha cobros
y pagos
-2 días hábiles
Lunes
Martes
Jueves
Fecha cobros
y pagos
-3 días hábiles
Lunes
Notificación al
banco de cobros
y pagos
Miércoles
Jueves
Miércoles
Jueves
Para resolver este problema, el artículo tercero del Real Decreto
215/1999, de 5 de febrero, modifica el Real Decreto 2402/1985, de
18 de diciembre, por el que se regula el deber de expedir y entregar
factura que incumbe a los empresarios y los profesionales, estableciendo, entre otras cosas, que las entregas de energía realizadas a
través del mercado se documentarán mediante facturas expedidas
por OMEL en nombre y por cuenta de las entidades suministradoras, remitiendo a éstas una copia de dicha factura y conservando el
original; paralelamente, OMEL expedirá facturas a los adquirentes
de energía, enviándoles el original de la misma y conservando una
copia.
Notificación de
órdenes de cobros y
pagos
Fin de mes
+3 días hábiles
Comunicación de los Martes
derechos de cobro y
obligaciones
de pago
Reclamaciones
Los mencionados cobros y pagos se hacen efectivos a través de
una cuenta bancaria abierta por OMEL, completamente independiente de su patrimonio, a favor de los agentes del mercado para estos efectos.
FECHAS DE COBROS Y PAGOS
DEUDORES
10:00
D
D
Día 15 del mes
o anterior laborable
2
CUENTA
BANCARIA DE
D
ACREEDORES
10:30
G
1
G
LIQUIDACIONES
La contratación a través del mercado de electricidad tiene el carácter de multilateral, de modo que todos los vendedores contratan
con todos y cada uno de los compradores. En consecuencia, cada
uno de los vendedores debería expedir facturas independientes para todos los compradores, repartiendo proporcionalmente entre
ellos el total de su producción y de su venta. Este procedimiento crearía un sin número de facturas, algunas de ellas con cantidades muy
pequeñas.
De este modo se simplifican notablemente las obligaciones fiscales
de los agentes del mercado relativas a la expedición de facturas.
Las figuras siguientes muestran facsímiles de ambos tipos de facturas, las correspondientes a los adquirentes y las correspondientes a los
vendedores.
Esta forma de liquidación y facturación que integra todas las transacciones del mercado de producción de energía eléctrica, facilita a todo tipo de agentes su participación en el mismo y fomenta la igualdad
de oportunidades en la contratación de productores, comercializadores
y consumidores.
1
2
3
D
4
G
3
46
OMEL
47
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
48
OMEL
49
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
3.8 Extensión de la liberalización a todos los
consumidores
El ejercicio real de la plena liberalización de los 21 millones de consumidores, que desde el uno de enero de 2003 pueden operar directa
o indirectamente en el mercado de electricidad, requería el establecimiento de procedimientos en materia de contratos de acceso y de adquisición de energía, los cambios de modalidad de contratación y casos de rescisión o finalización de estos contratos.
Por otra parte, para que este fuerte contingente de consumidores,
en su mayor parte domésticos, pudiera operar en un mercado cuyos
precios se fijan de forma horaria, era necesario el establecimiento de
unos requisitos de medida compatibles con el ejercicio del derecho de
elección de suministrador y aplicación de precios horarios, con la necesaria agilidad, eficacia y economía del sistema de medida elegido.
3.8.1 Condiciones básicas de los contratos de adquisición de
energía y de acceso a las redes en baja tensión
El Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes en baja tensión, incorpora como aspectos
fundamentales los siguientes:
• Se establecen las condiciones específicas para la contratación de suministro de energía de los consumidores en baja tensión con los comercializadores.
• Se da la posibilidad al consumidor de gestionar por si mismo el contrato de acceso a las redes con el distribuidor correspondiente o encomendar al comercializador que le suministra la energía, dicha contratación, que la realizará en su nombre.
• Se establece la creación de bases de datos informáticas que los distribuidores deben mantener accesibles para sus clientes pero sin coste
para ellos, diferenciando entre datos del punto de suministro accesibles
a todos los sujetos del sistema y datos restringidos a ciertos agentes.
• Se normalizan los procedimientos a seguir en caso de rescisión o finalización de los contratos y se determinan los plazos para el paso
de tarifa de suministro a tarifa de acceso y los plazos para cambio de
comercializador. Estos plazos se diferencian según se requieran o no
actuaciones sobre las instalaciones y según el ciclo de lectura y facturación del suministro.
• Se determina las condiciones, medios de comunicación, plazos y
procedimientos para atender las solicitudes de modificación de forma de contratación recibidas por los distribuidores.
• Otorga a los consumidores en baja tensión la posibilidad de contratar a través del mercado organizado y mediante contratos bilaterales con productores. Estas facultades hacen que todos los consumidores tengan acceso a las posibilidades de contratación ya existentes
para los consumidores cualificados en alta tensión.
3.8.2 Requisitos de medida en baja tensión de los
consumidores
En el Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que se establecen los requisitos de medida en baja tensión de consumidores y
centrales de producción en Régimen Especial, completa el contenido
de los antes citados, 2018/1997 y 385/2002, sobre puntos de medida
facilitando la liberalización total y haciendo posible el acceso al mercado de los consumidores en baja tensión que no dispongan de contadores horarios.
Asimismo, desde la misma fecha de primero de enero de 2003, las
liquidaciones pueden efectuarse bien utilizando las mediciones de los
contadores, si disponen de valores horarios, bien mediante la aplicación de los perfiles ya publicados en la Resolución de 30 de diciembre
de 2002, complementaria del Real Decreto citado.
Esta norma clasifica a los consumidores en baja tensión en dos grupos:
• Consumidores fundamentalmente domésticos de hasta 15 kW de
potencia contratada, (puntos de medida de tipo 5) que podrán mantener su actual equipo de medida, o ir a un sistema de medida por
periodos o incluso horario, cuando sus hábitos de consumo le compensen la inversión en equipos requerida.
• Para los consumidores de más de 15 kW, (puntos de medida de tipo 4) generalmente pequeña industria y comercio, por tratarse de
consumos mayores, las opciones entre las que pueden elegir son la
de medida en 6 periodos o bien medida horaria.
Como rasgos más importantes del Real Decreto pueden citarse los
siguientes:
• La aplicación de los mismos requerimientos de equipos de medida a todos los consumidores, independientemente de cómo
contraten su suministro eléctrico, en el mercado libre o a tarifa
integral, de manera que la decisión de comprar o vender energía a precios libres mediante comercializador no tendrá ninguna implicación sobre los equipos de medida que necesita el
consumidor.
50
OMEL
TRANSACCIONES DE LOS AGENTES DEL MERCADO
Ventas Mercado Diario
Agente
comercializador
Agente
Agente
autoproductor R.E. externo
Consumidor
Agente
comercializador
Agente
externo
C. Bilaterales
Agente
productor
Agente
distribuidor
Compras Mercado Diario
Consumidor a tarifa
51
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
• Se ofrece al consumidor la posibilidad de instalar equipos de medida que incorporen registro de parámetros relativos a la calidad de
servicio, que permitirá mejorar la calidad de suministro.
• La actividad de instalación y verificación de contadores se organiza
en competencia, lo que probablemente será altamente positivo para sus precios.
• Plena validez en todo el territorio nacional de las aprobaciones de
modelo, verificación o cualquier otro control efectuado en aplicación
de la Ley 3/1985, de metrología, y su normativa de desarrollo, por
parte de cualquier Administración u organismo competente. Esta
plenitud de validez contribuirá a abaratar los precios de los equipos,
evitará complicaciones a los fabricantes e instaladores, y redundará
en un mejor servicio a los consumidores.
La extensión de la liberalización a todos los consumidores, que con la
normativa actual se inició y se hace posible, constituye un elemento fundamental para el desarrollo del mercado a corto y medio plazo. Su plena
efectividad dependerá de factores ligados a las posibilidades de elección
de suministrador, la formación de precios en el mercado, con creciente
significación para los pequeños y medianos consumidores y una progresiva y elevada vinculación entre la parte mayorista y minorista del mercado. Las características de diseño del mercado que gestiona OMEL
pueden colaborar positivamente en este proceso y verse potenciadas con
la integración del suministro a plazo a través de ofertas al operador del
mercado o del desarrollo de la gestión de la demanda que incentive una
respuesta eficiente a los precios por parte de los consumidores.
• Todos los equipos de medida electrónicos deberán contar con la posibilidad de telelectura, cuya implantación permitiría racionalizar la
lectura y el tratamiento automático de la información de los consumos de energía, con evidente ventaja para el consumidor.
52
4.1
La participación de los agentes en el mercado
4.2
Los productores
4.3
Los comercializadores
4.4
Los distribuidores
4.5
Los agentes externos
4.6
Los consumidores cualificados
4.7
Requisitos para ser agente del mercado
4.8
Calendario de liberalización del suministro
4. los agentes del mercado
4. LOS AGENTES DEL MERCADO
Los agentes del mercado son las empresas habilitadas para actuar directamente en el mercado eléctrico como vendedores y compradores de
electricidad. Para ejercer el derecho a comprar y vender energía en el mercado, los agentes deberán, además de cumplir el requisito de inscripción en los Registros Administrativos, haberse adherido a las Reglas de Funcionamiento del mercado de producción de energía eléctrica suscribiendo el correspondiente Contrato de Adhesión.
Pueden ser agentes del mercado:
• Los productores de energía eléctrica.
• Los autoproductores y productores de energía eléctrica en régimen especial.
• Los distribuidores de energía eléctrica.
• Los comercializadores.
• Los consumidores, siempre que ejerzan su derecho de adquirir electricidad en el mercado.
• Los agentes externos, que entregan o toman energía de otros sistemas exteriores.
54
OMEL
4.1 La participación de los agentes en el mercado
El mercado español de electricidad está diseñado para facilitar al máximo el acceso de los agentes. Los medios técnicos de acceso al mercado no requieren la incorporación por parte de los agentes de productos específicos o programas especiales con la única excepción de la
infraestructura asociada a los procedimientos de seguridad.
• Pueden acceder al mismo todos los agentes interesados: productores, distribuidores, comercializadores, consumidores y agentes
externos. Para ello, únicamente se requiere disponer de un equipo
informático sencillo y de fácil manejo, compuesto por un ordenador personal y un acceso a Internet. Se utilizan medios de acceso
normalizados y de fácil manejo. Los agentes pueden acceder al
mercado a través de un acceso a Internet, por medio de un módem analógico (RTB), un acceso a través de línea digital (RDSI) o
incluso, si realizan un gran número de transacciones, mediante líneas dedicadas.
• Es un mercado electrónico que incorpora todas las ventajas y facilidades de la tecnología Internet.
• El sistema de información facilita las operaciones a los agentes mediante procesos de verificación y validación en tiempo real, eliminando las posibilidades de error.
Los productores en régimen especial, además de obtener la autorización como cualquier productor, deben obtener la inclusión en alguna de las modalidades del régimen especial actualmente regulado por
el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de
energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes
de energía renovables, residuos y cogeneración.
• Cualquier agente puede efectuar las comprobaciones que estime
oportunas.
• Permite a los participantes el acceso al mercado, a los resultados del
mismo y a las liquidaciones que les afecten.
Registro Administrativo de Instalaciones de Producción
4.2 Los productores
La regulación vigente crea el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica que se encuentra en el Ministerio de Economía.
La producción de electricidad es una actividad que se ejerce en libre
competencia. La normativa distingue dos tipos de productores: los
productores en régimen ordinario y los productores en régimen especial.
En dicho registro habrán de estar inscritas todas aquellas instalaciones
de producción de energía eléctrica que hayan sido autorizadas, las condiciones de dicha instalación y, en especial, la potencia de la instalación.
En este registro también deberán inscribirse las instalaciones del régimen
especial y las correspondientes a los agentes externos vendedores.
Autorización administrativa de las instalaciones de
producción
A tal efecto, este Registro se estructura en las siguientes Secciones:
Para ejercer su actividad los productores deberán obtener la autorización administrativa de las instalaciones de producción de las que sean titulares. (Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que
se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización,
suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica).
a) Sección Primera: Instalaciones de producción de energía eléctrica en
régimen ordinario.
b) Sección Segunda: Instalaciones de producción de energía eléctrica
en régimen especial.
55
4. LOS AGENTES DEL MERCADO
c) Sección Tercera: Agentes externos.
Los productores también pueden incorporar energía desde el exterior en las mismas condiciones que los agentes externos.
La inscripción de los productores consta de una fase de inscripción
previa y una fase de inscripción definitiva, salvo para las instalaciones
de potencia menor de 1 MW, que sólo precisarán la fase previa.
Como consecuencia de la publicación del Real Decreto 841/2002 de
2 de agosto, tanto los productores como los autoproductores pueden
actuar con agentes vendedores para la agrupación de ofertas de venta del régimen especial que será obligatoria para las instalaciones de
potencia inferior a 5 MW y optativa para los de potencias comprendidas entre 5 y 50 MW.
Participación de los productores en el mercado y contratación
Los productores pueden participar en el mercado, siempre que su
potencia instalada sea mayor de 1 MW.
Los productores en régimen especial con instalaciones de potencia
inferior a 50 MW tienen además los siguientes derechos:
Los productores cuya potencia supere los 50 MW participarán en el
mismo, debiendo presentar oferta al mercado, siempre que su producción no esté vinculada a un contrato bilateral. En cualquier caso, aunque para un productor toda su producción esté comprometida en dicho contrato bilateral, puede participar en el mercado intradiario.
• Vender su producción o excedente a los distribuidores a un precio
establecido por la Administración (Reales Decretos 2366/1994 y
2818/1998).
PRODUCTORES
Bahía de Bizkaia Electricidad, S.L.
EN RÉGIMEN ESPECIAL
Elcogas
Azuliber 1, S.L.
Forcalor, A.I.E.
Eléctrica Conquense
Celulosa de Energía, S.L. y
Grupo Empresarial Ence, S.A.
Forsean, S.L.
Eléctrica de la Ribera del Ebro
Genfibre
Ceranor
Endesa Ciclos Combinados, S.L.
Endesa Generación
Energía Eléctrica del Ebro
Gas Natural SDG
Hidrocantábrico Generación
Iberdrola Generación
Repsol Petróleo
Repsol Química
Serveis Auxiliars Sot de Rubió, S.L.
Guascor Investigación y Desarrollo
Cogeneración de Navia
Cogeneración del Noroeste S. L.
Inieuropa de Cogeneración, S.A., FMC Foret,
S.A. y Unión Fenosa Energías Especiales, S.A.
Cogeneración Prat
Puerto Real Cogeneración
Cogeneración Sur
Sierra Sur Energía
Cogeneración Villaricos
Sniace Cogeneración
Derivados Energéticos para
el Transporte y la Industria
Sociedad Anónima Industrias Celulosa Aragonesa
Ecocarburantes Españoles
Solal Cogeneración, A.I.E.
Enernova Ayamonte
Stora Enso Barcelona
Unión Fenosa Generación
Viesgo Generación, S.L.
56
OMEL
• Las instalaciones que se encuentran en los supuestos establecidos en
el artículo 2 del Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto y participen
en el mercado, directamente o a través de agente vendedor, tendrán
derecho a percibir el precio resultante del mercado de producción,
más el coste de la garantía de potencia de 0,009015 €/kWh, por la
energía excedentaria vertida en general, y por la producción neta en
el caso de las energías renovables no consumibles.
Además, la disposición transitoria segunda del Real Decreto 841/2002
establece que las instalaciones incluidas en el Real Decreto 2818/1998,
de 23 de diciembre, en los grupos a.1 y a.2, las incluidas en el régimen
transitorio previsto en el apartado 2 de la disposición transitoria octava de
la Ley 54/1997, en los grupos D y E, y las instalaciones con potencia eléctrica instalada superior a 50 MW que fueron acogidas al régimen transitorio previsto en el apartado 2 de la disposición transitoria octava de la
Ley 54/1997, cuando todas ellas estén ubicadas en territorio peninsular
español y que utilizan como combustible principal gas natural o combustibles líquidos derivados del petróleo, tendrán un incentivo transitorio para participar en el mercado, que será función de la potencia instalada de
la central, de la prima establecida en el Real Decreto 2818/1998, y del
término de energía de la tarifa general del gas natural.
Agentes productores en el mercado español y nuevos
proyectos de inversión previstos
Autorización administrativa
Para ejercer esta actividad, las empresas comercializadoras deben
obtener la autorización administrativa correspondiente, cuyo procedimiento está contemplado en el Título V del Real Decreto 1955/2000,
de 1 de diciembre, antes citado.
Los agentes productores que constan en el directorio de agentes de
OMEL, figuran en el cuadro anterior.
A partir de la creación del mercado de electricidad se ha creado un
clima favorable para la instalación de nuevas unidades de producción,
en especial de ciclo combinado de gas y de energía eólica.
Son requisitos indispensables la inscripción en el Registro Mercantil
así como el cumplimiento de las condiciones legales, técnicas y económicas en la forma que establece el Real Decreto citado.
El documento "Planificación de los sectores de Electricidad y Gas.
Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011" publicado por el
Ministerio de Economía en octubre de 2002, señala que hasta el año
2011 se instalarán al menos 14.800 MW de potencia en centrales de
ciclo combinado. Además, se prevé un notable incremento en el régimen especial, hasta 26.000 MW de potencia instalada.
Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores
y Consumidores Cualificados
La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico crea, además del descrito para
las instalaciones de producción, el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados, con sede en
el Ministerio de Economía.
En el año 2002 entraron en funcionamiento 2.800 MW de ciclos
combinados correspondientes a los grupos de San Roque 1 y 2, Castellón 3, Besós 3 y 4 y Castejón 1.
Este Registro se estructura en las cuatro secciones siguientes:
a) Sección Primera: Empresas distribuidoras.
4.3 Los comercializadores
b) Sección Segunda: Empresas comercializadoras.
La comercialización de electricidad es una actividad que surge con
la Ley 54/1997 y, al igual que la producción, se ejerce en libre competencia.
c) Sección Tercera: Consumidores cualificados.
d) Sección Cuarta: Agentes externos.
57
4. LOS AGENTES DEL MERCADO
Para los comercializadores, al igual que para los distribuidores, el
procedimiento de inscripción consta de una fase de inscripción previa
y de una fase de inscripción definitiva.
cado organizado y la vendían, exclusivamente, a consumidores que
habían obtenido la condición de cualificados y a los compradores extranjeros. Sin embargo, el Real Decreto-Ley 6/2000 les permite adquirir electricidad en el mercado de producción, directamente a empresas vendedoras extranjeras o a productores nacionales. Esta
energía puede venderse, no sólo a los consumidores, sino también a
otros comercializadores o integrarse en los mercados diarios o intradiarios existentes.
Participación de los comercializadores en el mercado y
contratación
Inicialmente, las empresas comercializadoras solamente podían
comprar la energía eléctrica que precisasen para sus ventas en el mer-
COMERCIALIZADORES
Aduriz Energía, S.L.U.
Electrabel España, S.A.
Hidroeléctrica de Laracha Energía, S.L.
Agri-Energía, S.A.
Electracomercial Centelles, S.L.
Hidroeléctrica del Cabrera
Aguas de Barbastro Telecomunicaciones, S.L.
Eléctrica Callosina S. L.
Comercialización, S.L.
Altair Entornos de Negocio, S.L.
Eléctrica Conquense, S.A.
Hidroeléctrica del Valira, S.L.
Anselmo León, S.A.
Eléctrica Serosense, S.L.
Hispaelec Energía, S.A.
Aquila Energy Comercializadora, S.L.
Eléctrica Sollerense, S.A.
Iberdrola, S.A.
Asturalter, S.L.
Eléctrica Vaquer Energía, S.A.
Iberdrola Generación, S.A.
Bassols Energía Comercial, S.L.
Elektrizitats Gesellschaft Laufenburg
Inmobiliaria de Construcciones y Arriendos, S.A.
BP Gas España, S.A.
España, S.L.
La Unión Electro Industrial S.L.U.
C Y D Energía, S.A.
Elyo Gymsa Ibérica, S.A.
Naturgas Comercializadora, S.A.
Céntrica Energía, S.L.
Enbw Energía España S.L.
Navarro Generación, S.A.
Cepsa Gas Comercializadora, S.A.
Endesa Energía, S.A.
Nexus Energía
Cinergy Global Power Iberia, S.A.U.
Enerco Cuéllar, S.L.
Producción Eléctrica del Cabrera, S.L.
Comercializadora del Cega, S.L.
Energía Eléctrica del Ebro, S.A.
Romero Abreu Hermanos, S.L.
Comercializadora Eléctrica de Cádiz, S.A.
Eosa Energía, S.L.
Rwe Trading Gmbh, Sucursal en España
Comercializadora Lersa, S.L.
Epresa Energía, S.A.U.
Saltea Comercial, S.L.
Derivados Energéticos para el
Estabanell y Pahisa Mercator, S.A.
Sempra Energy Europe España, S.L.
Transporte y la Industria, S.A.
Factor Energía, S.A.
Shell España, S.A.
E-Cogenia, S.L.
Fluid Electric Camprodon II, S.L.
Sociedad Comercializadora de Energía, S.A.
El Paso Merchant Energy Spain S. L.
Gas Natural Comercializadora, S.A.
Sorea Sociedad Regional de Abastecimiento
El Progreso Energía, S.L.
Gas Natural Electricidad SDG, S.A.
de Aguas, S.A.
Electra Caldense Energía, S.A.
Gas Natural Servicios SDG, S.A.
TXU Energy Trading B.V. Sucursal en España
Electra del Cardener Energía, S.A.
Global3 Energia Comercializadora, S.L.U.
Unión Fenosa Generación, S.A.
Electra Energía, S.A.
Hidrocantábrico Energía, S.A.
Unión Fenosa Multiservicios, S.L.
Electra Norte 1997, S.A.
Hidrocantábrico Generación, S.A.
Viesgo Generación, S.L.
58
OMEL
Al igual que productores y autoproductores, los comercializadores
pueden actuar como agentes vendedores para la agrupación de ofertas de venta del régimen especial.
Agentes comercializadores en el mercado español
Los agentes comercializadores, de acuerdo con el directorio de
agentes de OMEL, figuran en el cuadro adjunto.
4.4 Los distribuidores
La actividad de distribución se ejerce en régimen regulado, por sociedades mercantiles, y tiene por objeto la transmisión de energía eléctrica desde las redes de transporte hasta los puntos de consumo, así
como la venta de la electricidad a los consumidores a tarifa y a los distribuidores que se suministren de acuerdo con la tarifa D, según la disposición transitoria 11 de la Ley 54/1997.
Dicha electricidad deben adquirirla en el mercado de producción y,
de acuerdo con la normativa vigente, a los productores en régimen especial, excepto los de tarifa D, que la adquirirán a otros distribuidores.
Autorización de las instalaciones de distribución
Los distribuidores deberán tener sus instalaciones de distribución autorizadas de acuerdo con la misma legislación mencionada anteriormente (Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización,
suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica).
Inscripción en el Registro Administrativo
Los distribuidores deben inscribirse en la sección primera del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.
El procedimiento de inscripción es similar al descrito someramente
para los comercializadores constando también de una fase previa y de
otra definitiva.
Para ello, los solicitantes deberán acreditar el cumplimiento de unas
determinadas condiciones de capacidad legal, técnica y económica.
DISTRIBUIDORES
Electra de Viesgo I
Hidroeléctrica del Guadiela I
Eléctrica Conquense Distribución
Iberdrola Distribución Eléctrica
Endesa Distribución Eléctrica S.L.
Sociedad Cooperativa Limitada Benéfica
de Consumo de Electricidad "San Francisco de Asís"
Energías de Aragón I
Unión Fenosa Distribución
Hidrocantábrico Distribución Eléctrica
59
4. LOS AGENTES DEL MERCADO
Participación de los distribuidores en el mercado y
contratación
Los distribuidores participan en el mercado de electricidad para adquirir la energía eléctrica que necesiten para venderla a los consumidores a tarifa integral así como a los distribuidores acogidos a la disposición transitoria 11 de la Ley 54/1997 que estén conectados a su
red de distribución.
Agentes distribuidores en el mercado español
Los agentes distribuidores, de acuerdo con el directorio de agentes
de OMEL, figuran en el cuadro de la página anterior.
4.5 Los agentes externos
Los agentes externos también nacen con la Ley 54/1997. Su normativa especifica está constituida por la Orden de 14 de julio de 1998
por la que se establece el régimen jurídico aplicable a los agentes externos para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica (BOE 23/7/98).
Existen dos clases de agentes externos, los compradores y los vendedores; naturalmente una misma entidad puede realizar ambos tipos
de operaciones.
Autorización administrativa de los agentes externos
Esta actividad está sujeta a la autorización administrativa previa de
la Dirección General de Política Energética y Minas.
Los solicitantes de la autorización deben estar habilitados en su país de origen o residencia para comprar o vender energía eléctrica. En el
caso de que el solicitante sea residente de un país comunitario, la re-
solución tan sólo puede ser negativa cuando en su país de origen o residencia los sujetos equivalentes y, en especial los consumidores cualificados, no tengan la misma capacidad de contratación.
Inscripción en los Registros Administrativos
Para los agentes externos sólo existe una inscripción.
La solicitud debe dirigirse a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía, acompañada de la autorización administrativa previa otorgada por dicha Dirección General, así
como de la certificación de haber formalizado la adhesión a las reglas
y condiciones de funcionamiento y liquidación en el mercado de producción en el contrato a que se refiere el artículo 4 del Real Decreto
2019/1997.
Los agentes externos vendedores se inscribirán en la sección tercera
del registro Administrativo de Instalaciones de Producción y los compradores en la sección cuarta del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.
Participación de los agentes externos en el mercado y
contratación.
Pueden participar en el mercado organizado, comprando o vendiendo electricidad según su naturaleza.
También pueden suscribir contratos bilaterales con productores nacionales, con comercializadores, consumidores, también nacionales, o
con otros agentes externos.
La integración de las energías procedentes de estas operaciones en
el mercado de producción se realiza, de acuerdo con el articulo 34 del
Real Decreto 2019/1997, de manera no discriminatoria respecto de los
agentes residentes en España.
AGENTES EXTERNOS
Aare-Tessin Ltd. for Electricity
Enbw Gesellschaft für Stromhandel Mbh
EDP Energía, S.A.
Enel Produzione S.P.A.
Electrabel
Office National de L'Electricite
Electricité de France
Rede Electrica Nacional
Elektrizitats-Gesellschaft Laufenburg AG
Sonelgaz
60
OMEL
4.7 Requisitos para ser agente del mercado
A su vez, los agentes residentes en España, también pueden realizar
operaciones de intercambio de electricidad con otros países, debiendo
obtener previamente del Ministerio de Economía la autorización individualizada para dichas operaciones, en las mismas condiciones que los
agentes externos.
El artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por
el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, establece que, para adquirir la condición de agentes del mercado, es precisa la inscripción en alguno de los Registros Administrativos
creados por la Ley 54/1997, la adhesión a las reglas y condiciones de
funcionamiento y liquidación del mercado y la constitución de garantías para dar cobertura a las obligaciones económicas derivadas de su
actuación en el mercado.
Agentes externos que operan en el mercado español
Los agentes externos, de acuerdo con el directorio de agentes de
OMEL, figuran en el cuadro de la página anterior.
Naturalmente los agentes deberán satisfacer otra serie de condiciones técnicas, entre las que merece especial mención, disponer de equipos de medida adecuados.
4.6 Los consumidores cualificados
Los consumidores pueden continuar consumiendo a tarifa integral
o, si lo desean, pueden adquirir libremente la energía eléctrica, ya sea
acudiendo directamente al mercado, comprando a un comercializador o suscribiendo un contrato bilateral con un productor o un agente
externo.
Adhesión a las Reglas de Funcionamiento del Mercado
El artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, establece como segundo
requisito para adquirir la condición de agente del mercado, el siguiente: "Haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de
funcionamiento y liquidación del mercado de producción de energía
eléctrica en el correspondiente contrato de adhesión, que será único
y habrá de ser aprobado por el Ministerio de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía".
Inscripción en el Registro Administrativo
Los consumidores que pretendan adquirir energía eléctrica en el
mercado de producción organizado para su propio consumo, deberán
inscribirse en la sección tercera del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados, pero aquellos que deseen comprar a comercializadores o mediante contratos bilaterales no precisan realizar el trámite de inscripción.
Se trata de un contrato que vincula, de una parte al agente del mercado que se quiere adherir y de otra parte a la Compañía Operadora
del Mercado que acepta la adhesión.
La condición de adherirse a las Reglas de Funcionamiento del Mercado para todos los participantes en el mismo constituye una garantía
de seguridad y objetividad para el conjunto de los agentes que operan
en el mismo.
El procedimiento de inscripción constará de una fase de inscripción
previa y una fase de inscripción definitiva.
Agentes consumidores
Las garantías
Los consumidores que poseen la condición de agentes del mercado,
según consta en el directorio de agentes de OMEL, figuran en el cuadro adjunto.
Se establece asimismo, para los agentes del mercado, la obligación
de prestar al operador del mercado garantía suficiente para dar cober-
CONSUMIDORES CUALIFICADOS
Durán Sociedad Agraria de Transformación 9623
Juan José Martínez López, S.A.
El Yate Sociedad Cooperativa Andaluza
Praxair Castellbisbal
Jamones Pesón, S.L.
Praxair Olaberría
61
4. LOS AGENTES DEL MERCADO
tura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de su actuación en el mercado de electricidad. La falta de prestación de esta garantía impedirá al agente del mercado intervenir en el mercado de producción de energía eléctrica.
Las garantías se establecen a favor de OMEL, según las indicaciones
de la Regla 23 de las de Funcionamiento del Mercado, en alguna de
las formas siguientes:
• Mediante depósito en efectivo en el banco designado por el operador del mercado a estos efectos.
• Mediante aval o fianza de carácter solidario prestado por banco, caja de ahorros o cooperativa de crédito a favor de OMEL.
Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica; en el Real Decreto 385/2002, de 28 de abril, por el que
se modifica el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, y en Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que se establecen
los requisitos de medida en baja tensión de consumidores y centrales
de producción en Régimen Especial.
De acuerdo con la normativa mencionada, los puntos de medida se
clasifican en cinco tipos, cuyas características fundamentales se resumen a continuación:
Tipo 1. Pertenecen a este tipo:
• Todos los puntos con energía anual igual o superior a 5 GWh.
• Mediante autorización irrevocable de utilización, hasta el importe máximo de obligaciones de pago contraídas en el período a liquidar, de
una o varias líneas de crédito suscritas por el comprador de energía.
• Puntos frontera con clientes, con energía anual igual o superior a 5
GWh o potencia contratada igual o superior a 10 MW.
• Mediante la cesión de derechos de cobro del mercado de producción, pendientes de abono, que el vendedor realice a favor de quienes compran.
• Puntos en fronteras de generación, con energía anual igual o superior a 5 GWh o potencia aparente nominal igual o superior a 12
MVA.
Este requisito asegura la liquidez inmediata del mercado de producción de energía eléctrica, y ofrece garantías económicas a todos los
participantes.
Los puntos de medida del tipo 1 deberán ser horarios y estar dotados de comunicaciones y tener conexión directa al concentrador principal o a través de concentrador secundario.
Tipo 2. Pertenecen a este tipo:
Equipos de medida
Los agentes del mercado deben disponer de equipos de medida
adecuados para su participación en el mercado y regulados en el Real
• Puntos frontera con clientes con potencia contratada igual o superior a 450 kW.
CONTRATO DE ADHESIÓN
Formato único aprobado por resolución de la Secretaría de Estado, conjuntamente con las Reglas.
Suscrito por el operador del mercado y los agentes.
Compromiso expreso de los agentes de cumplir:
– Reglas de funcionamiento y liquidación del mercado.
– Normativa aplicable al mercado.
– Programas y documentación asociada al SIOM.
– Modificación de las antedichas Reglas.
Incluye:
– Anexo I. Relación de filiales y participadas.
– Anexo II. Relación de unidades de producción de las que es titular o a las que representa a efectos de presentación de ofertas.
62
OMEL
• Puntos en fronteras de generación con potencia aparente nominal
igual o superior a 1.800 kVA.
• Puntos en resto de fronteras con energía anual igual o superior a
750 MWh.
Al igual que los del tipo 1, deberán ser horarios y estar dotados de
comunicaciones y tener conexión directa al concentrador principal o a
través de concentrador secundario.
Tipo 3. Pertenecen a este tipo los demás puntos siempre que la
medida se efectúe en tensión igual o superior a 1kV y no sean de
tipo 1 ó 2.
No es obligatorio que dispongan de comunicaciones, pero deberán tener conexión directa a un concentrador secundario y contador
horario.
Tipo 4. Pertenecen a este tipo:
Todo punto frontera perteneciente a consumidores con potencia
contratada superior a 15 kW y centrales en régimen especial cuya potencia nominal sea superior a 15 kW y cuya medida se efectue en baja tensión, es decir, inferior a 1 kV incluidos los suministros en alta tensión medidos en baja (sin trafos de tensión).
4.8 Calendario de liberalización del suministro
Estos equipos de medida dispondrán de seis registros de energía activa que se correspondan con los periodos de discriminación horaria.
Por agregación de los datos de estos registros se obtendrán los correspondientes a los tres periodos de la tarifa de acceso. El contador
horario para estos puntos es opcional.
A la entrada en vigor de la Ley 54/1997, tenían la condición de consumidores cualificados aquellos cuyo volumen de consumo anual superaba los 15 GWh.
También, los titulares de instalaciones de transportes por ferrocarril,
incluido el ferrocarril metropolitano.
Tipo 5. Pertenecen a este tipo:
Todo punto frontera perteneciente a consumidores con potencia
contratada igual o inferior a 15 kW y centrales en régimen especial cuya potencia nominal sea igual o inferior a 15 kW y cuya medida se efectue en baja tensión, es decir, inferior a 1 kV incluidos
los suministros en alta tensión medidos en baja (sin trafos de tensión).
Según establecía la Ley, a partir del 1 de enero del año 2000, tendrían la condición de consumidores cualificados aquellos que consumieran más de 9 GWh anuales.
A partir del 1 de enero del año 2002, el límite se reduciría hasta 5
GWh, y a partir del 1 de enero del año 2004, a 1 GWh.
El contador horario para estos puntos es opcional.
En todo caso, a partir del año 2007 tendrían la consideración de
consumidores cualificados todos los consumidores de energía eléctrica.
Por otra parte, en la Regla 21.14.3 se establece la posibilidad
de efectuar liquidaciones definitivas para aquellos consumidores
que dispongan de medidas firmes definitivas, aun cuando no se
haya podido realizar dicha liquidación para la totalidad de los
agentes, debido a la falta de información o firmeza para algunas
medidas.
La Ley autorizó al Gobierno a modificar los límites establecidos si así
lo recomendasen las condiciones del mercado. El Gobierno hizo uso de
esta autorización adelantando notablemente el calendario de liberalización en el artículo 1.3 del R.D. 2820/1998 de 23 de diciembre (BOE
30/12/98), por el que se establecieron tarifas de acceso a las redes, de
63
4. LOS AGENTES DEL MERCADO
CUOTAS DE PARTICIPACIÓN POR AGENTES AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO
Marzo 2003
UNIDADES DE PRODUCCIÓN
COMERCIALIZADORES, AGENTES EXTERNOS Y CONSUMIDORES
31,054
Iberdrola Generación
0,629
Gas Natural Sdg
35,132
Iberdrola Comercializadora
30,736
Endesa Generación
0,591
Electricité de France
34,794
Endesa Energía
15,366
Régimen Especial
0,572
Rede Electrica Nacional
8,659
Unión Fenosa Comercial
0,257
Endesa Generación
10,504
Unión Fenosa Generación
0,33
Repsol Química
6,487
Hidrocantabrico Energía
0,247
Naturgas Comercializadora
0,291
Repsol Petróleo
4,036
Hidrocantabrico Generación
Detisa (Actividad: Generación)
3,873
Gas Natural Electricidad
0,229
Elektrizitats-gesellshaft Laufenburg Ag
Sniace Cogeneracion
2,197
Office National de L'electricité
0,178
Unión Fenosa Generación
Unión Fenosa Comercializadora
1,598
Hispaelec Energía
0,126
Factor Energia
0,398
Elektrizitats-gesellschaft Laufenburg España
4,834
Hidrocantabrico Generación
1,805
Viesgo Generación
0,94
0,17
Red Eléctrica de España
0,739
Endesa Ciclos Combinados
0,704
Elcogas
0,137
0,11
0,488
Otros (Cuotas < 0,1%)
0,665
Edp Energia
0,39
Iberdrola Generación
0,23
Viesgo Comercializacion
EXPORTACIONES
39,715
Hidrocantabrico Generación
3,307
Endesa Generación
21,623
Office National de L'electricité
2,434
Elektrizitats-gesellshaft Laufenburg Ag
17,806
Endesa Energía
1,956
Unión Fenosa Generación
6,521
Edp Energia
0,499
Electricité de France
5,726
Iberdrola Generación
0,359
Rede Electrica Nacional
0,053
Otros
IMPORTACIONES
39,589
Red Eléctrica de España
24,766
Rede Electrica Nacional
21,037
Electricité de France
8,333
Iberdrola Generación
5,701
Unión Fenosa Comercializadora
0,477
Unión Fenosa Generación
0,096
DISTRIBUIDORAS
30,689
Endesa Distribución
30,052
Iberdrola Distribución
21,352
Régimen Especial
11,746
Unión Fenosa Distribución
4,802
1,25
Otros
64
Hidrocantabrico Distribución
Viesgo-I
0,106
Energías de Aragón I
0,002
Otros
OMEL
modo que a partir de 1/4/99 el límite de cualificación fue de 3
GWh/año; a partir de 1/7/99, de 2 GWh/año, y a partir de 1/10/99,
de 1 GWh/año.
energía eléctrica adquirirían la consideración de cualificados y que en
1 de enero de 2007 desaparecerán las tarifas de alta tensión, de manera que desde primero de enero del presente año, el suministro de
electricidad está plenamente liberalizado.
El Real Decreto-Ley 6/1999, confirió, a partir de 1 de julio del año
2000, la condición de cualificados, a los consumidores cuya tensión
nominal de suministro sea superior a 1.000 voltios.
La organización y los sistemas de información de OMEL se han venido y se continuarán adaptando para poder prestar los servicios que
dicho proceso de liberalización demande, en cuanto a información, libertad de elección y acceso al mercado en las distintas formas de contratación.
Finalmente, el Real Decreto-Ley 6/2000, en su artículo 19.1 estableció que a partir de 1 de enero de 2003, todos los consumidores de
Usuario/Compañia Eléctrica
- Lectura Contador
- Conexión/Desconexión
- Servicios de Energía
para el Hogar
- Llamada Automática a
Usuario
65
5.1
La contratación en el mercado
de electricidad
5.2
Mercado diario
5.3
Mercado intradiario
5.4
Procesos de operación técnica del sistema
5.5
Precio horario final
5.6
Intercambios internacionales de electricidad
5. la contratación de electricidad en 2002
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
5.1. La contratación en el mercado de electricidad
Durante el año 2002, quinto de funcionamiento del mercado de electricidad, ha continuado la plena operatividad de los mercados y procesos que lo integran, lo que se refleja en la energía negociada en los mismos, en el volumen económico derivado de las transacciones, en el
desarrollo creciente del mercado intradiario, en el aumento de transacciones asociadas a contratos a precios libres, así como en la consolidación de la actividad de los agentes externos y de los productores en régimen especial en el mercado.
La energía negociada para el conjunto del mercado de electricidad ascendió en el año 2002 a 207.887 GWh correspondiente a una contratación total neta de 9.252 millones de euros, un 2,3% y un 21,3% más que el año anterior respectivamente.
68
OMEL
La energía negociada durante el año se ve influenciada tanto por la
actividad económica como por un componente estacional que determina variaciones importantes en la misma y su correspondiente efecto
en el volumen económico de contratación.
En el mercado de producción se negocian como media al mes
17.324 GWh lo que representa en torno a 771 millones de euros.
La contratación en los mercados está referida a períodos horarios,
lo que origina variaciones muy importantes de los precios y los volúmenes de energía para las 24 horas del día, diferenciándose determinados períodos de punta, llano y valle, y un comportamiento de la
contratación diferente para los días festivos y fines de semana que para el resto.
El número de transacciones registrado para el conjunto de procesos
del mercado de producción, a efectos de liquidación, para el año asciende a una media mensual de 326.765 transacciones y una media
diaria de 10.892 transacciones.
CONTRATACIÓN EN EL MERCADO DE PRODUCCIÓN: ENERGÍA
20.000
GWh
CONTRATACIÓN EN EL MERCADO DE PRODUCCIÓN: VALOR ECONÓMICO
Años 1998 a 2002
M€
Años 1998 a 2002
1.400
18.000
1.200
16.000
14.000
1.000
12.000
800
10.000
600
8.000
6.000
400
4.000
200
2.000
0
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
15.150 13.293 13.747 13.087 12.940 13.710 15.643 15.438 14.470 13.641 14.138 16.035
14.274
1998
529
433
457
433
383
413
537
510
466
441
530
565
475
1999
2000
16.135 14.590 14.537 13.243 13.844 14.380 16.267 14.779 14.996 14.517 15.365 16.852
14.959
513
526
530
442
460
484
564
481
520
464
545
581
509
17.746 15.222 15.790 14.671 14.987 16.079 16.593 15.970 16.413 15.686 16.640 17.133
16.077
1999
2000
703
632
704
561
469
549
592
539
745
720
717
483
617
2001
18.727 16.103 17.153 14.404 15.556 16.847 17.813 17.542 16.532 16.542 17.475 18.461
16.930
2001
525
430
418
371
505
716
749
643
720
755
738
1.058
635
2002
18.599 16.089 16.913 16.178 16.201 16.983 18.327 17.313 17.234 17.664 17.413 18.974
17.324
2002
1.335
709
678
718
725
831
974
660
770
733
604
515
771
69
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
ENERGÍA DIARIA CONTRATADA
800
Años 1998 a Marzo 2003
GWh
750
700
650
600
550
500
450
400
350
300
Enero
Febrero
1998
1999
Marzo
2000
Abril
Mayo
2001
2002
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
2003
Atendiendo a los mercados y procedimientos de operación técnica
que integran el mercado de producción, la energía, objeto de transacción, en cada uno de ellos y su porcentaje respecto del total de energía contratada han sido los siguientes:
ENERGÍA CONTRATADA
GWh
%
89
87
90
89
160.000
Años 1998 a 2002
91
100
90
180.000
80
140.000
70
120.000
60
100.000
50
80.000
40
60.000
8.220
0
Mercado Diario
1998
1999
R. Técnicas
2000
M. Intradiario
2001
0
Procesos OS
2002
70
Mercado Diario
4
3
3
3
7
6
7
6
1
2
2
1
1
10
5
20
2
7.097
6.230
5.873
11.328
12.656
14.814
11.488
8.744
3.876
2.409
3.882
3.656
2.154
1.632
184.602
177.363
171.556
162.764
20.000
30
154.456
40.000
R. Técnicas
M. Intradiario
Procesos OS
OMEL
Por lo que hace referencia a los volúmenes económicos de contratación, la distribución por mercados y procesos del mercado de producción es la siguiente:
VOLUMEN ECONÓMICO
M€
%
7.000
70
6.000
60
5.000
50
4.000
40
3.000
30
2
1
1
1
2
5
2
3
4
4
1
4
5
6
5
1
2
5
5
2
10
1.000
70
71
74
73
78
20
114
28
57
105
207
263
142
219
294
347
822
212
352
452
456
83
138
344
351
211
3.960
4.349
5.461
5.587
7.178
2.000
Años 1998 a 2002
21
20
13
11
9
80
1.198
1.245
980
840
853
8.000
0
0
M. Diario
1998
R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS
1999
2000
Banda
2001
G. Potencia
M. Diario
R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS
G. Potencia
2002
A su vez y con referencia a la contratación derivada de la producción y el consumo neto, las cifras de energía y económicas son las siguientes:
La energía contratada, a la que se refieren los gráficos anteriores, no
coincide con la energía neta, esencialmente porque en el mercado intradiario y en los procesos de operación técnica para la regulación del
sistema, se contratan tanto incrementos como disminuciones de la
producción y del consumo.
ENERGÍA NETA
200.000
Banda
GWh
VOLUMEN ECONÓMICO NETO
M€
Años 1998 a 2002
Años 1998 a 2002
8.000
180.000
7.000
160.000
6.000
140.000
120.000
5.000
100.000
4.000
80.000
1.199
1.245
980
840
852
3.000
1998
1999
R. Técnicas
2000
M. Intradiario
2001
164
28
57
104
202
64
53
58
180
195
34
84
115
140
98
39
71
202
211
113
1.000
0
Mercado Diario
3.960
4.350
5.461
5.587
7.178
1.238
755
531
243
658
3.147
5.031
4.193
3.693
1.584
0
0
0
0
2.000
0
184.602
177.363
171.556
20.000
162.764
40.000
154.456
60.000
0
Procesos OS
2002
71
M. Diario
R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS
Banda
G. Potencia
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
• La demanda de electricidad de distribuidores, comercializadores y
consumidores cualificados se ha suministrado en el mercado, excepto la cubierta por los excedentes de los productores en régimen
especial, que son adquiridos por los distibuidores. Junto a este
consumo habría que considerar el autoconsumo de los autoproductores.
En cuanto a la contratación, debe tenerse en cuenta lo siguiente:
• Con excepción de los productores en régimen especial que todavía
no se han incorporado al mercado y de una pequeña proporción de
energía vinculada a la contratación bilateral, ha sido objeto de negociación en el mercado la energía procedente del parque eléctrico
convencional, en torno al 85% de la producción eléctrica, a la que
se ha sumado la procedente de intercambios internacionales.
• Es significativo el análisis de la evolución de la energía contratada directa o indirectamente en el mercado por comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos compradores, excluyendo,
por tanto, de la totalidad del consumo, la energía contratada por
distribuidores cuyo destino es la venta a consumidores a tarifa regulada y la destinada a las instalaciones de bombeo. El consumo a precio libre ha seguido desde el inicio de las operaciones del mercado y
hasta la actualidad la siguiente evolución:
• Desde septiembre de 2002 hasta marzo de 2003 se han incorporado al mercado mediante realización de ofertas directamente o a través de agente vendedor 1.249 MW de productores en régimen especial, de los que 600 MW corresponden a instalaciones con
potencia superior a 50 MW que deben considerarse instalaciones en
régimen ordinario.
COMPRAS DE COMERCIALIZADORES, CONSUMIDORES Y AGENTES EXTERNOS
GWh/semana
Período del 01/01/98 al 30/03/2003
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
1998
Diario
Intradiario
* Excluido consumo de bombeo y autoproductores
1999
2000
2001
2002
2003
Energía a precio libre (período): 222.342 GWh
Energía a precio libre (última semana): 1.328 GWh (36,3 %)
Energía total adquirida (período)*: 892.163 GWh
Energía total adquirida (última semana)*: 3.662 GWh
72
OMEL
PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO DE INSTALACIONES DE RÉGIMEN ESPECIAL
Período del 10/09/2002 al 30/03/2003
Potencia MW
Energía MWh
1.400
1.400
1.200
1.200
1.000
1.000
800
800
600
600
400
400
200
200
0
0
-200
-200
Sep
Mercado diario (con restricciones)
Oct
Nov
Dic
Mercado intradiario
Ene
Feb
Mar
Potencia instalada
PRECIO MEDIO DEL MERCADO DIARIO
7,0
c€/kWh
Años 1998 a 2002
Incremento 2002: 24,1%
5.2. Mercado diario
6,0
El mercado diario ha funcionado con normalidad durante todo el
año 2002. Todos los días se ha realizado la sesión correspondiente del
mercado diario produciéndose el resultado de la casación, en la que se
han fijado los precios marginales de cada una de las horas, y la energía casada para cada unidad de producción y adquisición.
5,0
4,0
3,0
Las ofertas de venta en el mercado diario que deben realizar los generadores por unidad de producción, siempre que no existan compromisos derivados de contratación bilateral, pueden ser establecidas por
cantidades y precios independientes para cada hora, o incorporar adicionalmente condiciones complejas (indivisibilidad, gradientes de carga, ingresos mínimos y parada programada). Las ofertas de centrales
térmicas han incluido en algunos casos condiciones complejas, si bien,
el número de ofertas de unidades de producción que incorporan la
condición de ingresos mínimos se ha reducido notablemente y las ofertas de centrales hidroeléctricas y de algunas térmicas no incorporan
condiciones complejas de forma habitual.
2,0
1,0
0
73
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
2,622 2,375 2,536 2,574 2,213 2,207 2,602 2,741 2,414 2,495 2,818 2,459
2,506
1999
2000
2,334 2,854 2,908 2,641 2,576 2,565 2,604 2,437 2,628 2,414 2,638 2,562
2,594
3,073 3,383 3,655 3,062 2,366 2,537 2,823 2,671 3,736 3,804 3,538 2,071
3,057
2001
2,068 1,960 1,757 2,030 2,641 3,535 3,456 2,894 3,657 3,908 3,481 4,684
3,013
2002
6,197 3,820 3,431 3,868 3,871 4,124 4,562 3,059 3,634 3,371 2,829 2,100
3,740
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
Las ofertas de adquisición, que en el mercado diario no pueden incorporar condiciones complejas, han tenido las siguientes características durante el año:
PRECIO PONDERADO DEL MERCADO DIARIO
Años 1998 a 2002
c€/kWh
7,0
• Las compañías distribuidoras, realizan ofertas de compra según un
patrón de demanda rígida, es decir, al precio instrumental establecido. A partir del mes de abril de 1998, la normativa aplicable al mercado permite la realización de ofertas con precio a todas las unidades de adquisición.
Incremento 2002: 23,5%
6,0
5,0
4,0
• Los titulares de centrales de bombeo, los comercializadores y los
consumidores cualificados que acuden al mercado vienen realizando
ofertas de compra con precio diferente del instrumental.
3,0
Los precios medios mensuales ponderados del mercado diario en el
año 2002 han variado, desde el mayor del año correspondiente al mes
de enero (6,494 c€/kWh), al menor del año correspondiente al mes
de diciembre (2,230 c€/kWh). Para el 35,1% de las sesiones del mercado, la diferencia entre precios máximos y mínimos oscila entre 1 y 2
c€/kWh. No obstante, en períodos de precios bajos, la diferencia entre precios máximos y mínimos es de menor entidad. El precio medio
del período es de 3,740 c€/kWh y el precio medio ponderado de
3,889 c€/kWh, lo que representa un aumento del 24,1% y 23,5%
respecto al año anterior respectivamente.
1,0
2,0
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
2,721 2,419 2,572 2,640 2,271 2,268 2,651 2,784 2,467 2,528 2,892 2,522
2,564
1999
2000
2,394 2,928 2,960 2,679 2,638 2,628 2,667 2,495 2,727 2,501 2,777 2,693
2,673
3,233 3,505 3,754 3,206 2,437 2,632 2,954 2,764 3,871 3,987 3,668 2,182
3,184
2001
2,184 2,045 1,825 2,084 2,731 3,685 3,603 2,991 3,791 4,047 3,646 4,892
3,150
2002
6,494 3,912 3,524 3,929 3,972 4,240 4,720 3,184 3,774 3,518 2,912 2,230
3,889
ENERGÍA Y PRECIOS DEL MERCADO DIARIO
Años 1998 a Marzo 2003 GWh
c€/kWh
Precio medio ponderado del
mercado diario: 3,081 c€/kWh
16
800
14
700
12
600
10
500
8
400
6
300
4
200
2
100
0
0
1998
Energía Diaria
Precio Máximo
1999
Precio Medio
2000
Precio Mínimo
74
2001
2002
2003
OMEL
El volumen de contratación en el mercado diario ha ascendido en el
año 2002 a 7.178 M€ y a 184.602 GWh, un 28,5% y un 4,1% más
que el año anterior respectivamente. La energía casada en el mercado
diario tiene un máximo en verano en el mes de julio y en invierno en
enero, evolucionando los meses intermedios de forma continua.
CONTRATACIÓN DEL MERCADO DIARIO: VOLUMEN ECONÓMICO
Años 1998 a 2002
M€
1.200
Incremento 2002: 28,5%
1.000
• La máxima potencia en el año 2002 fue de 34.336 MW y se alcanzó en la hora 20 del día 19 del mes de enero. En la temporada estival, se alcanzaron 31.281 MW en la hora 11 del día 29 del mes de
julio.
800
600
• Por lo que se refiere al volumen de energía mensual demandada en
transporte, la cifra máxima en invierno corresponde al mes de enero con 19.413 GWh y en la temporada de verano son de destacar
los 18.283 GWh correspondientes al mes de julio.
400
200
0
Las adquisiciones correspondientes a comercializadores y consumidores cualificados en el mercado diario en el año 2002 han sido 60.194
GWh lo que representa el 32,6% en energía, sobre el total adquirido
en el mercado diario.
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
375
301
331
313
268
282
362
345
324
318
371
364
330
1999
2000
352
392
391
323
336
347
382
327
371
331
386
406
362
506
489
542
426
325
374
435
383
549
556
544
326
455
2001
357
291
271
269
382
543
552
439
539
587
553
805
466
2002
1.111
579
525
563
583
636
774
476
569
549
450
364
598
Las adquisiciones realizadas por los agentes externos en el mercado
diario han sido de 2.073 GWh en el año 2002, lo que representa el
1,12% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario.
Durante el año 2002, la contratación de intercambios internacionales no gestionados por REE ha supuesto en el mercado diario un total
de 7.227 GWh, a los que hay que añadir 615 GWh de los contratos
bilaterales realizados por seis agentes externos (EDF, REN, Electrabel,
ENBW, EDP y ONE).
ENERGÍA DEL MERCADO DIARIO
GWh
Años 1998 a 2002
18.000
Incremento 2002: 4,1%
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
13.800 12.445 12.875 11.869 11.814 12.466 13.664 12.425 13.163 12.619 12.860 14.455
12.871
1999
2000
14.709 13.413 13.236 12.085 12.747 13.224 14.331 13.133 13.607 13.253 13.923 15.097
13.564
15.658 13.969 14.459 13.297 13.348 14.233 14.750 13.869 14.205 13.968 14.832 14.964
14.296
2001
16.342 14.209 14.856 12.924 13.970 14.726 15.318 14.670 14.206 14.511 15.173 16.458
14.780
2002
17.106 14.805 14.903 14.331 14.668 15.006 16.397 14.939 15.064 15.592 15.457 16.335
15.383
75
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
La formulación de ofertas y el resultado de la casación ha sido sensible, no sólo a la evolución de la demanda de electricidad, sino también a las condiciones de hidraulicidad y producible hidroeléctrico que
han caracterizado el año 2002.
El número de horas que cada tecnología ha marcado el precio marginal, agrupando los datos por semanas, desde el comienzo del mercado de producción, se refleja en el gráfico de la página siguiente.
La incidencia de las restricciones técnicas sobre el mercado desde el
1 de enero de 1998 ha pasado por diversos niveles, como refleja el
gráfico de la página siguiente. En los períodos estivales se incrementa
significativamente la energía involucrada en la solución de restricciones
En los cinco últimos años la producción por tecnologías, derivada de
la contratación de los titulares de las unidades de producción en el
mercado diario, ha sido la siguiente:
ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS
GWh
Años 1998 a Marzo 2003
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1998
R.E. Distribución
R. E. Mercado
1999
Nuclear
Importaciones
2002
2001
2000
Hidráulica
Carbón
Fúel-Gas
2003
Ciclo Combinado
ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS
1998
1999
10,5
Años 1998 a 2002
12,2
2,3
3,5
17,9
12,4
33.5
36,9
2,7
4,4
0,25
33,1
30,6
2,16
2002
15,21
5,23
2000
2001
13,4
14,7
37,5
2,7
2,2
31,5
12,9
18,1
4,0
3,1
30,0
29,6
R.E. Distribución
Nuclear
Importaciones
Hidráulica
Carbón
Fúel-Gas
Ciclo Combinado
R.E. Mercado
9,75
35,52
4,07
27,82
76
OMEL
ENERGÍA DIARIA ASIGNADA POR RESTRICCIONES TÉCNICAS
TECNOLOGÍA QUE MARCA PRECIO
Horas
Años 1998 a Marzo 2003 Semanal
180
Años 1998 a Marzo 2003
GWh
160
40
140
35
120
30
100
25
80
20
60
15
40
10
20
5
0
1998
1999
Térmica
2002 2003
2001
2000
Hidráulica
Agente Externo
Cto. REE-EDF
Bombeo
0
Régimen E.
1998
Bombeo Consumo
Energía
1999
2002 2003
2001
2000
Tendencia quincenal
PROCESO DE RESTRICCIONES
ENERGIA
GWh
VOLUMEN ECONÓMICO
k€
1998
1999
2000
2001
2002
1998
1999
2002
1998
1999
ENERO
45
60
438
485
49
2.640
5.088
31.476 45.367
6.109
1.229
FEBRERO
7
28
106
344
126
399
2.308
7.977
30.680
8.989
MARZO
31
10
44
287
157
1.461
739
3.173
ABRIL
1
7
36
187
155
34
359
2.868
MAYO
29
27
156
183
114
1.547
1.806
JUNIO
252
196
430
444
161
11.467 10.590
41.448 41.484 17.375 5.318
JULIO
369
585
516
530
153
AGOSTO
423
399
485
568
SEPTIEMBRE
320
246
629
OCTUBRE
41
56
NOVIEMBRE
35
DICIEMBRE
80
MES
TOTAL
2001
3.603 13.915 31.123
2.197
0,009 0,024 0,085 0,187 0,013
5,810 8,537 7,178 9,358 12,513
205
1.428
3.542
22.210
3.386
0,002 0,011 0,025 0,152 0,023
5,679 8,170 7,550 8,913 7,107
24.972 12.921
723
459
1.341
18.785
6.845
0,006 0,003 0,009 0,122 0,044
4,788 7,699 7,168 8,710 8,228
13.052 14.967
16
185
1.590
9.065
8.503
0,000 0,002 0,012 0,068 0,057
6,211 5,301 7,915 6,965 9,654
800
1.052
8.434
10.623
4.376
0,007 0,008 0,059 0,073 0,029
5,376 6,724 8,185 8,937 8,317
4.993 27.575 21.523
9.699
0,042 0,037 0,189 0,142 0,062
4,555 5,416 9,629 9,346 10,762
19.169 33.757
49.237 49.328 14.808 8.751 16.072 29.972 26.048
6.783
0,063 0,109 0,198 0,163 0,041
5,199 5,769 9,535 9,315 9,673
360
20.835 25.132
42.286 52.121 28.107 8.575 13.826 26.560 32.756 15.517
0,067 0,103 0,185 0,212 0,102
4,922 6,291 8,727 9,174 7,810
318
270
16.622 16.172
56.651 29.612 25.514 8.316
8.231 27.436 15.233 12.981
0,063 0,059 0,187 0,102 0,083
5,191 6,566 9,003 9,318 9,452
199
151
303
2.320
22.597 14.076 29.809 1.150
2.026 12.164
16.747
0,009 0,015 0,084 0,046 0,106
5,611 6,738 11,352 9,298 9,843
223
343
331
206
2.013 15.585
41.901 28.807 19.455
7.323 26.059 14.603 12.174
0,006 0,050 0,170 0,093 0,077
5,798 6,996 12,224 8,710 9,439
318
273
54
354
5.083 22.872
31.776
0,018 0,079 0,151 0,013 0,084
6,370 7,203 11,630 9,724 6,568
1.632 2.154 3.656 3.882 2.409 83.589 138.203 344.136 351.099 210.795 38.609 71.296 201.994 211.160 113.043 0,025 0,043 0,114 0,115 0,060
5,121 6,416 9,413 9,045 8,751
5.248
9.476
831
23.263 2.696 12.099 23.404
77
2001
6.889
2.301
13.834
1999
2000
2001
2002
PRECIO MEDIO
c€/kWh
1998
12.746 16.352
2000
COSTE MEDIO UNITARIO
c€/kWh
2002
3.795
2000
COSTE TOTAL
k€
1998
1999
2000
2001
2002
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
técnicas, así en julio de 1999 fue un 4,08% de la correspondiente al
mercado diario, 3,50% en julio de 2000, 3,87% en agosto de 2001 y
2,41% en agosto del 2002. En los meses invernales se incrementa en
menor proporción. En diciembre de 2002 ha supuesto un 2,17% de la
energía negociada en el mercado diario.
OFERTA DE ENERGÍA RESIDUAL - HIPÓTESIS 2
MWh
Septiembre 1998 a Marzo 2003
45.000
40.000
35.000
30.000
Análisis del margen de reserva de producción de energía
eléctrica en el mercado diario
El margen de reserva de producción de energía eléctrica puede evaluarse en el mercado diario mediante la determinación del conjunto de
ofertas de venta de los productores que no han resultado casadas, ya
que constituye energía disponible en exceso sobre la demanda de electricidad casada. La consideración del margen de reserva de un mercado es un factor esencial para la correcta formación de precios. La consideración como margen de reserva de las energías ofertadas y no
casadas depende del tipo de tecnología así como de la posibilidad de
uso permanente de dicha energía.
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1998
1999
Producción Disponible
2000
2001
Demanda Agregada
2002 2003
Oferta Residual
En el análisis siguiente se consideran tres hipótesis de evaluación de
la reserva de producción de energía eléctrica u oferta residual, indicándose en las mismas horas la producción disponible y la demanda
agregada. Se entiende por demanda agregada el total de energía casada, y por oferta residual la diferencia entre la oferta de producción
disponible y la oferta de producción casada en cada hora.
Hipótesis 1, oferta de energía residual total, donde se considera la
producción de energía eléctrica disponible como el total de energía ofertada en cada una de las horas del período septiembre 1998-marzo 2003:
OFERTA DE ENERGÍA RESIDUAL - HIPÓTESIS 3
OFERTA DE ENERGÍA RESIDUAL - HIPÓTESIS 1
MWh
Septiembre 1998 a Marzo 2003
MWh
45.000
45.000
40.000
40.000
35.000
35.000
30.000
30.000
25.000
25.000
20.000
20.000
15.000
15.000
10.000
10.000
5.000
5.000
Septiembre 1998 a Marzo 2003
0
0
1998
1999
Producción Disponible
2000
Demanda Agregada
2001
1998
2002 2003
1999
Producción Disponible
Oferta Residual
78
2000
Demanda Agregada
2001
2002 2003
Oferta Residual
OMEL
Hipótesis 2, oferta de energía residual térmica e internacional, en
donde se descuenta de la producción de energía eléctrica disponible
considerada en la hipótesis 1, el total de energía ofertada proveniente
de centrales hidráulicas, para cada una de las horas del período septiembre 1998-marzo 2003, no considerando como reserva permanente el excedente de potencia horaria hidráulica. Es por tanto, una hipótesis conservadora, especialmente en el caso en que el producible
hidroeléctrico sea alto o medio.
Hipótesis 3, oferta residual térmica e internacional límite, en donde se descuenta de la producción de energía eléctrica disponible considerada en la hipótesis 2, el total de energía ofertada proveniente de
ofertas a un precio superior a 9,01 c€/kWh (15 PTA/kWh) y que no
han sido asignadas en el día en el proceso de solución de restricciones técnicas, para cada una de las horas del período septiembre
1998-marzo 2003:
PRECIO DEL MERCADO Y OFERTA RESIDUAL - HIPÓTESIS 2
PRECIO DEL MERCADO Y OFERTA RESIDUAL - HIPÓTESIS 1
Septiembre 1998 a Marzo 2003 MWh
c€/kWh
c€/kWh
Septiembre 1998 a Marzo 2003 MWh
16
25.000
16
25.000
14
20.000
14
20.000
12
15.000
12
15.000
10
10.000
10
10.000
8
5.000
8
5.000
6
0
6
0
4
4
2
2
0
0
1998
Precio Mercado
1999
L. de Tendencia
2000
2001
Oferta Residual
2002 2003
1998
Precio Mercado
L. de Tendencia
79
1999
L. de Tendencia
2000
2001
Oferta Residual
2002 2003
L. de Tendencia
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
El análisis de la evolución del margen de reserva conjuntamente con
el análisis de la evolución de los precios es un factor relevante e indicativo de la sensibilidad de los precios a la situación de abundancia o
escasez relativa de la producción en exceso sobre la casada. En el mercado diario se produce una elevada correlación inversa entre el margen
de reserva de producción de energía eléctrica y el precio de dicha energía, como figura en los gráficos adjuntos para las hipótesis anteriores
y los períodos coincidentes.
se añadió la sexta sesión. El mercado ha funcionado todos los días en
todas las sesiones.
Las características de las ofertas han sido las siguientes:
• La contratación en este mercado por parte de las unidades de producción ha sido muy superior a la correspondiente a las unidades de
adquisición.
• El mercado ha solucionado adecuadamente las indisponibilidades de
los grupos y las infactibilidades derivadas de procesos de asignación
de energía anteriores al mercado intradiario.
5.3. Mercado Intradiario
El mercado intradiario inició su funcionamiento el día uno de abril
de 1998. Durante los tres primeros meses la contratación se realizó en
dos sesiones. A partir de julio de 1998 y hasta el día 15 de septiembre del mismo año el mercado contó con cuatro sesiones. Desde esta
fecha incorpora cinco sesiones hasta el día 8 de marzo de 1999 que
• El número de ofertas es muy numeroso, si bien el de ofertas casadas es más reducido. Debe tenerse en cuenta que en este mercado puede realizarse más de una oferta por unidad de producción
o adquisición.
PRECIO MEDIO DEL MERCADO INTRADIARIO
7,0
c€/kWh
Años 1998 a 2002
Incremento 2002: 25,8%
6,0
PRECIO DEL MERCADO Y OFERTA RESIDUAL - HIPÓTESIS 3
c€/kWh
5,0
Septiembre 1998 a Marzo 2003 MWh
16
20.000
14
15.000
12
10.000
10
5.000
4,0
3,0
2,0
0
8
1,0
6
0
4
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
2
0
1998
Precio Mercado
1999
L. de Tendencia
2000
2001
Oferta Residual
2002 2003
L. de Tendencia
1998
1,647 1,541 1,448 1,753 1,808 2,054 1,867 2,307 2,437
1,873
1999
2000
2,138 2,630 2,723 2,232 2,426 2,541 2,552 2,254 2,629 2,401 2,579 2,564
2,473
3,193 3,474 3,987 3,080 2,319 2,528 2,744 2,662 3,858 3,987 3,453 1,954
3,104
2001
1,830 1,810 1,678 1,811 2,485 3,369 3,409 3,025 3,620 3,787 3,488 5,133
2,965
2002
6,927 3,806 3,415 3,723 3,725 4,118 4,500 2,962 3,712 3,386 2,845 1,854
3,730
80
OMEL
PRECIO PONDERADO DEL MERCADO INTRADIARIO
7,0
c€/kWh
Años 1998 a 2002
Incremento 2002: 18,2%
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
1,829 1,723 1,557 1,776 1,938 2,041 1,907 2,413 2,513
2,121
1999
2000
2,219 2,678 2,649 2,246 2,359 2,507 2,473 2,265 2,543 2,219 2,439 2,489
2,425
3,143 3,433 4,020 2,914 2,311 2,501 2,743 2,681 4,012 4,122 3,463 2,020
3,064
2001
1,957 1,882 1,743 1,947 2,579 3,400 3,501 3,129 3,694 4,048 3,684 4,814
3,048
2002
6,429 3,761 3,522 3,837 3,730 4,191 4,405 2,865 3,774 3,500 2,916 1,824
3,604
El precio medio en el mercado intradiario ha sido en 2002 de 3,604
c€/kWh. En el mes de diciembre se observa una disminución importante del precio medio ponderado respecto al mes anterior, alcanzando el valor de 1,824 c€/kWh. La diferencia entre los precios máximos
y mínimos es generalmente superior a la del mercado diario, produciéndose en determinados períodos una volatilidad significativa.
Del estudio de las diferencias entre el precio máximo y el mínimo de
cada día, se observa que ninguno de los días la diferencia es menor
que 1 c€/kWh, el 11,2% de los días esta diferencia se sitúa entre 2 y
3 c€/kWh y el 85,5% de los días es superior a 3 c€/kWh.
PRECIOS EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD
Período del 02/04/1998 a 31/03/2003
c€/kWh
12
k€
600
11
550
10
500
9
450
8
400
7
350
6
300
5
250
4
200
3
150
2
100
1
50
0
0
1998
1999
2000
2001
2002 2003
Precio medio ponderado de la energía en el mercado intradiario de electricidad: 2,953 c€/kWh
Volumen total de negocio: 1.663 M€
81
Precio medio
Volumen negociado
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
CONTRATACIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO: VOLUMEN ECONÓMICO
Años 1998 a 2002
k€
60.000
Incremento 2002: 1,0%
50.000
Las unidades de adquisición tienen una presencia todavía escasa, sobre todo en el caso de los distribuidores cuyo peso es mayoritario en
el conjunto de unidades de adquisición. Ello podría ser debido al desconocimiento en tiempo útil de su coste de los desvíos y de las dificultades de previsión de la demanda.
El volumen diario de contratación sube ligeramente y la energía en
el mercado intradiario ha descendido, situándose el valor del volumen
de negociación en el año 2002 alrededor de 456 M€ y 12.649 GWh,
un 1,0% más que el año anterior en contratación y un 14,6% menos
en energía
40.000
30.000
20.000
En el año 2002, la energía negociada en el mercado intradiario se sitúa en torno al 6,9% de la energía del mercado diario. En término de
volumen económico negociado fue el 6,4% del año anterior.
10.000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
9.731 10.353 19.495 21.739
9.141
1999
2000
16.873 19.266 22.722 15.334 12.803 14.107 20.002 16.976 18.002 18.109 16.808 21.045
17.675
32.331 26.627 32.046 26.714 23.979 22.451 24.462 26.383 37.103 39.971 33.890 25.960
29.326
2001
24.564 20.481 26.412 16.823 22.563 38.698 49.158 50.573 53.593 53.312 48.403 46.701
37.607
2002
46.561 27.062 39.904 41.044 31.628 45.241 49.677 32.307 44.933 40.976 31.114 25.369
37.985
1998
3.488
3.128
4.019
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
5.179
5.048
La energía negociada por comercializadores y consumidores cualificados representa, para el conjunto del período, el 3,2% de la energía
total negociada en este mercado, y el 12,4% de la energía negociada
por las unidades de adquisición, habiendo seguido una tendencia creciente desde la creación del mercado intradiario.
ENERGÍA DEL MERCADO INTRADIARIO
Años 1998 a 2002
GWh
1.800
Incremento 2002: -14,6%
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
191
182
258
292
260
477
543
808
865
431
1999
2000
761
720
858
683
543
563
809
750
708
816
689
846
729
1.029
776
797
917
1.038
898
892
984
925
970
979
1.285
957
2001
1.255 1.088
1.515
864
875
1.138 1.404 1.616 1.451 1.317 1.314
970
1.234
848
1.080 1.128 1.128 1.191 1.171 1.067 1.391
1998
2002
82
724
720
1.133 1.070
1.054
OMEL
5.4 Procesos de operación técnica del sistema
VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD
Año 1998 a Marzo 2003
GWh
Durante el año 2002, los procesos de operación técnica gestionados
por el operador del sistema, gestión de desvíos y servicios complementarios, han requerido la contratación de una potencia horaria media mensual de banda por valor de 1.139 MW, y una contratación
mensual media de energía por valor de 685 GWh. En volumen económico, estos servicios han supuesto una contratación de 207 M€ para
la banda y de 347 M€ para retribuir a las energías de gestión de desvíos y servicios complementarios. El coste de estos servicios para el
consumidor ha sido de 396 M€. No obstante, como figura en los cuadros siguientes, las variaciones de los diferentes procesos y en los distintos meses son significativas.
160
140
Venta
120
100
80
60
40
20
0
-20
-40
-60
Compra
-80
-100
-120
El volumen de energía necesario para la operación técnica del sistema se sitúa en el 4,4% del conjunto de la energía contratada en el
mercado de producción.
-140
-160
1998
1999
U. Adquisición
2002 2003
2001
2000
U. Bombeo
U. Producción
Este volumen de energía se corresponde con la diferencia entre los
programas horarios resultado de la contratación en las diferentes sesiones del mercado y la oferta-demanda de energía en tiempo real, y
también con la gestión de la energía necesaria para garantizar la igualdad de flujos de oferta y demanda dentro de cada período horario.
COSTE FIJO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA
POTENCIA MEDIA BANDA
MW
VOLUMEN ECONÓMICO
k€
COSTE MEDIO UNITARIO
c€/kWh
PRECIO MEDIO PONDERADO
c€/kWh
1998
1999
2000
2001
2002
1998
1999
2000
2001
2002
1998
1999
2000
2001
2002
1998
1999
2000
2001
2002
ENERO
920
1.166
1.268
1.243
1.130
7.513
7.770
4.738
16.771
15.953
0,055
0,052
0,029
0,102
0,091
1,098
0,895
0,502
1,813
1,897
FEBRERO
951
1.180
1.206
1.259
1.123
7.637
2.218
3.328
14.292
8.737
0,062
0,016
0,023
0,098
0,058
1,194
0,280
0,396
1,690
1,158
MARZO
984
1.136
1.223
1.246
1.107
5.951
1.133
5.512
18.937
5.433
0,047
0,008
0,037
0,124
0,035
0,814
0,134
0,606
2,045
0,661
ABRIL
979
1.113
1.160
1.231
1.108
15.259
1.053
4.900
2.931
6.867
0,125
0,009
0,036
0,022
0,046
2,165
0,131
0,587
0,331
0,861
MAYO
1.006
1.074
1.167
1.209
1.150
17.967
1.022
2.236
2.081
14.242
0,148
0,008
0,016
0,014
0,095
2,400
0,128
0,258
0,231
1,664
JUNIO
1.051
1.125
1.150
1.201
1.163
9.909
1.279
1.701
3.868
16.389
0,078
0,010
0,012
0,026
0,105
1,309
0,158
0,205
0,447
1,957
JULIO
1.029
1.151
1.160
1.184
1.174
19.859
925
1.643
5.452
28.302
0,142
0,006
0,011
0,034
0,169
2,594
0,108
0,190
0,619
3,241
AGOSTO
1.012
1.124
1.148
1.200
1.147
35.276
1.712
1.955
6.650
32.452
0,278
0,013
0,014
0,043
0,213
4,686
0,205
0,229
0,745
3,802
975
1.125
1.196
1.205
1.097
5.676
2.346
5.265
7.220
28.594
0,043
0,017
0,036
0,048
0,183
0,808
0,290
0,633
0,832
3,620
OCTUBRE
1.064
1.119
1.178
1.216
1.117
3.362
2.372
6.101
6.818
25.001
0,026
0,017
0,042
0,045
0,158
0,424
0,285
0,695
0,752
3,004
NOVIEMBRE
1.130
1.193
1.221
1.243
1.157
8.429
2.826
5.430
4.907
10.013
0,063
0,019
0,035
0,031
0,063
1,036
0,329
0,618
0,548
1,202
DICIEMBRE
1.100
1.241
1.204
1.169
1.197
27.948
4.038
14.497
15.247
15.172
0,189
0,027
0,093
0,088
0,092
3,414
0,437
1,619
1,753
1,703
TOTAL
1.017
1.145
1.190
1.217
1.139
164.785
28.694
57.305 105.174 207.155
0,105
0,017
0,032
0,057
0,110
1,849
0,286
0,550
0,987
2,075
MES
SEPTIEMBRE
83
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
El volumen de energía desviada es significativo aunque se trata de
cifras que se encuentran dentro de los márgenes de error en las previsiones de demanda.
La orden antes citada fue modificada por la de 17 de diciembre de
1998. Como consecuencia de dicha orden se producian dos cambios
sustanciales:
5.5 Precio horario final
• Los consumidores cualificados, comercializadores y agentes externos
conocen previamente su pago por garantía de potencia en cada hora.
• Las distribuidoras tienen un precio único horario cada mes.
El valor de la energía contratada en el mercado de electricidad, que
depende para cada agente de las transacciones que haya realizado en
los distintos mercados y procesos, de los costes de sus desvíos, y de la
aplicación de los cobros o pagos por garantía de potencia, constituye
una referencia fundamental en el mercado de electricidad a la que se
denomina precio final y que se determina con carácter horario para cada agente como resultado de la liquidación.
El Real Decreto 2066/1999 por el que se establece la tarifa para el año
2000 dispuso en su artículo 1º que el valor de 0,781 c€/kWh que se aplicaba para el cálculo del importe mensual a cobrar por garantía de potencia tomaría el valor de 0,691 c€/kWh desde el 1 de enero de 2000.
El Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, sustituyó este valor por el
de 0,4808 c€/kWh desde el 1 de julio de 2000, además de alterar los criterios de cobros y pagos por el concepto de garantía de potencia, si bien
su aplicación quedaba sujeta a un posterior desarrollo reglamentario.
5.5.1 Garantía de potencia
El coste por garantía de potencia se calculaba durante 1998 de
acuerdo con la orden de 29 de diciembre de 1997 que desarrolla algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997.
Para los consumidores cualificados, comercializadoras y agentes externos la variación del coste por garantía de potencia fue la siguiente:
en febrero de 2002 tomó el valor máximo de 0,298 c€/kWh y en
COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA
ENERGIA
GWh
MES
1998
1999 2000
VOLUMEN ECONÓMICO
k€
2001 2002
1998
1999
2000
1998
1999
2001
2002
1998
1999 2000
2001
2002
1998
1999 2000
2001
2002
PRECIO MEDIO A BAJAR
c€/kWh
1998
1999
2000
2001 2002
605
621
646
719
FEBRERO
374
428
372
459
438
8.146
10.691
7.298
16.881 5.291
7.602
5.886
7.484
6.057
0,027 0,040 0,026 0,042 0,029 3,682 3,815 4,326 3,857 4,958 0,708 0,807 1,603 0,543 2,165
MARZO
420
433
489
496
720
10.696 10.925 23.008
7.563
24.855 4.609
5.161
10.029 7.527
9.129
0,019 0,028 0,049 0,038 0,044 3,535 3,634 6,094 4,073 4,359 1,019 1,165 2,028 0,558 1,967
ABRIL
508
468
421
428
622
13.541
9.062
8.472
23.744 6.094
6.078
6.046
4.551
7.220
0,032 0,033 0,030 0,027 0,029 3,506 3,274 4,810 3,112 4,746 0,855 0,970 1,587 0,983 1,880
MAYO
368
527
445
528
570
7.149
11.065 13.417 15.404 19.323 2.807
5.857
5.935
6.378
7.671
0,014 0,028 0,031 0,031 0,033 2,751 3,402 4,009 4,045 5,091 0,646 1,025 1,165 1,246 2,028
JUNIO
427
397
517
539
736
8.031
9.458
13.168 19.139 45.661 4.032
3.095
6.751
8.013
26.180 0,022 0,017 0,033 0,037 0,145 2,702 3,072 4,056 5,146 9,145 0,626 1,402 1,195 1,709 2,212
JULIO
398
541
434
561
649
10.764 15.773 11.443 20.004 31.133 4.880
5.051
5.111
7.675
16.240 0,018 0,024 0,024 0,037 0,078 3,651 3,514 3,897 4,886 7,180 0,820 1,205 1,685 1,765 2,248
AGOSTO
653
497
632
687
887
13.617 10.335 19.886 23.945 23.877 10.854 5.900
8.521 11.339 19.459 0,058 0,028 0,041 0,062 0,106 3,750 3,328 4,022 4,769 5,103 0,465 0,969 1,405 1,517 1,192
SEPTIEMBRE
510
434
654
557
710
10.234 11.007 29.165 23.598 32.584 7.821
5.103
12.219 9.917
16.576 0,037 0,024 0,054 0,054 0,087 3,720 3,816 5,648 5,905 6,248 0,664 1,248 1,877 2,119 1,715
OCTUBRE
438
390
549
562
599
13.362
28.273 24.726 17.791 7.427
4.312
13.185 9.995
11.560 0,033 0,020 0,069 0,055 0,054 4,259 3,613 6,374 5,866 5,244 0,741 1,137 2,231 2,191 1,465
NOVIEMBRE
435
530
487
657
679
16.102 14.720 21.765 30.159 22.835 9.803
4.212
10.115 14.582 13.123 0,042 0,021 0,050 0,082 0,055 5,333 3,411 5,874 5,952 4,828 0,742 1,098 1,589 1,868 1,525
DICIEMBRE
635
592
610
977
893
30.873 11.389 14.745 106.594 13.873 22.000 7.660
11.072 66.860 11.979 0,099 0,036 0,052 0,347 0,057 7,055 3,459 4,039 13,051 3,870 0,646 0,990 0,535 2,716 0,634
8.482
12.056
74.906 11.626 16.402
2000
PRECIO MEDIO A SUBIR
c€/kWh
785
8.586
7.120
2002
COSTE MEDIO UNITARIO
c€/kWh
ENERO
TOTAL
14.771 21.351 21.227
2001
COSTE
k€
7.675 11.614 43.153 0,057 0,079 0,035 0,057 0,208 3,723 5,228 4,294 3,716 13,778 0,703 0,602 1,436 0,465 2,854
5.951 5.843 6.230 7.097 8.220 157.286 142.153 218.844 294.023 347.462 97.242 76.434 102.543 165.935 188.349 0,039 0,032 0,041 0,076 0,079 4,129 3,691 4,881 6,574 6,575 0,696 1,027 1,479 1,319 1,646
84
OMEL
agosto tomó un valor de 0 c€/kWh. Los distribuidores, por su parte,
tienen un precio medio que varía entre 0,558 c€/kWh en diciembre
de 2002 y el máximo de agosto de 0,704 c€/kWh.
luto sobre lo contratado fue en el año 1998 del 2,9%, en 1999 se
situó en el 3,6%, en 2000 en el 6,1% y en los seis primeros meses
de 2001 en el 4,2%.
A su vez, el ingreso por garantía de potencia para las unidades de
producción en régimen ordinario, depende de la disponibilidad de las
mismas y su aplicación difiere para centrales térmicas y para centrales
hidráulicas. Las unidades de producción de régimen especial que acuden al mercado organizado a vender su energía tienen un derecho de
cobro por garantía de potencia de 0,009015 €/kWh producido.
• El valor medio del porcentaje de desvío de los generadores respecto
a su contratación ha sido de 1,7% en 1998, de un 1,3% en 1999,
de un 1,0% en 2000 y de un 0,7% en los seis primeros meses de
2001. Cabe señalar que los desvíos de los generadores se mantienen
en valores porcentualmente bajos, en torno al 1,5% sobre lo contratado, a excepción de los meses de enero y febrero de 1998 en los
que los desvíos fueron singularmente elevados debido a la inmadurez del mercado.
5.5.2 Desvíos del programa final
• Para los distribuidores el porcentaje de desvío fue de un 4,1% en
1998, de un 5,2% en 1999, de un 5,6% en 2000 y de un 6,6% en
los seis primeros meses de 2001.
Durante el año 2002 se recibieron medidas firmes de los 6 primeros
meses del año 2001, lo que permitió realizar liquidaciones con medidas.
• Los desvíos de los comercializadores, consumidores cualificados y
agentes externos son los más elevados, siendo el valor medio del
porcentaje de desvío respecto a su contratación en el mercado de un
9,5% en 1998, alcanzando un 11,7% en 1999, un 6,4% en 2000 y
un 6,1% en los primeros seis meses de 2001. El desvío en valor absoluto es lógicamente muy diferente de los primeros meses a la actualidad ya que su volumen de contratación se ha incrementado
Los datos de medición permiten conocer la magnitud de los desvíos
y el coste unitario de los mismos:
• Del análisis de la energía de desvíos entre los valores de consumo o
producción medidos y el programa contratado, cabe resaltar que el
valor medio ponderado del porcentaje de los desvíos en valor abso-
GARANTÍA DE POTENCIA
COSTE UNITARIO MEDIO
VOLUMEN ECONÓMICO
k€
MES
1998
1999
2000
2001
CONJUNTO MERCADO
2002
1998
c€/kWh
MERCADO LIBRE
1999 2000 2001 2002 1998
1999 2000 2001 2002 1998
DISTRIBUIDORES
1999
2000
2001 2002 1998
INGRESO UNITARIO
c€/kWh
1999
2000
2001
2002
ENERO
121.326
110.681 107.405 74.285
80.080
0,886 0,741 0,662 0,454 0,458
0,322 0,289 0,296 0,293 0,908 0,802 0,808 0,552 0,562 0,454 0,412 0,394 0,270 0,311
FEBRERO
111.101
101.641
93.594
66.575
68.569
0,905 0,751 0,663 0,459 0,458
0,317 0,292 0,292 0,298 0,918 0,821 0,834 0,561 0,566 0,464 0,441 0,374 0,272 0,300
MARZO
100.671
103.439
97.360
68.786
70.026
0,787 0,759 0,660 0,453 0,455
0,118 0,117 0,114 0,102 0,797 0,863 0,916 0,669 0,664 0,398 0,426 0,382 0,270 0,289
ABRIL
83.174
93.429
88.076
60.575
67.903
0,684 0,760 0,654 0,460 0,455 1,291 0,112 0,103 0,111 0,120 0,699 0,904 0,908 0,666 0,677 0,337 0,398 0,357 0,245 0,295
MAYO
82.350
97.523
91.547
67.120
67.724
0,679 0,753 0,651 0,466 0,451 1,336 0,100 0,102 0,110 0,104 0,693 0,921 0,939 0,682 0,699 0,320 0,396 0,366 0,258 0,286
JUNIO
95.185
101.943
95.242
70.121
70.345
0,750 0,758 0,655 0,463 0,452 1,148 0,105 0,103 0,106 0,098 0,759 0,932 0,945 0,689 0,682 0,377 0,422 0,379 0,282 0,302
JULIO
109.320
111.515
69.190
73.526
75.744
0,782 0,757 0,459 0,461 0,453 1,222 0,116 0,108 0,115 0,120 0,797 0,946 0,640 0,670 0,670 0,418 0,442 0,267 0,283 0,303
AGOSTO
75.408
100.106
65.409
70.764
67.585
0,593 0,749 0,456 0,458 0,444 0,643 0,000 0,005 0,000 0,000 0,610 0,946 0,661 0,694 0,704 0,292 0,398 0,251 0,273 0,262
SEPTIEMBRE
99.272
102.027
67.383
67.821
70.302
0,754 0,736 0,460 0,455 0,451 0,749 0,106 0,103 0,098 0,101 0,766 0,968 0,654 0,705 0,687 0,402 0,415 0,282 0,278 0,283
OCTUBRE
92.695
99.822
65.881
68.662
70.648
0,719 0,735 0,461 0,458 0,446 0,708 0,109 0,116 0,117 0,118 0,729 0,991 0,651 0,700 0,680 0,366 0,395 0,265 0,286 0,266
NOVIEMBRE
112.861
109.042
69.798
72.821
70.489
0,850 0,752 0,460 0,462 0,446 0,886 0,303 0,293 0,297 0,279 0,866 0,926 0,560 0,567 0,564 0,455 0,426 0,279 0,298 0,264
DICIEMBRE
115.454
113.921
69.208
78.931
72.955
0,783 0,748 0,447 0,458 0,444 1,019 0,288 0,262 0,269 0,258 0,803 0,912 0,562 0,560 0,558 0,450 0,426 0,257 0,312 0,246
TOTAL
1.198.817 1.245.089 980.093 839.987 852.370 0,766 0,750 0,557 0,459 0,451 0,843 0,160 0,157 0,159 0,156 0,781 0,907 0,755 0,639 0,640 0,394 0,416 0,321 0,277 0,283
85
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
500
GWh
3,5
DESVÍOS MEDIDOS DE LA GENERACIÓN
%
Años 1998 a 2001
450
3,0
400
2,5
350
300
2,0
250
1,5
200
150
1,0
100
0,5
50
0
Ene
Feb
1998
900
Mar
Abr
1999
May
Jun Jul
2000
Ago
Sep
Oct
Nov
0
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May Jun Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2001
GWh
8,0
800
DESVÍOS MEDIDOS DE LA DISTRIBUCIÓN
%
Años 1998 a 2001
7,0
700
6,0
600
5,0
500
4,0
400
3,0
300
2,0
200
1,0
100
0
Ene
Feb
1998
Mar
Abr
1999
May Jun Jul
2000
Ago
Sep
Oct
Nov
0
Dic
Ene Feb
Mar
Abr May
Jun Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2001
DESVÍOS MEDIDOS DE LA COMERCIALIZACIÓN, CLIENTES Y AGENTES EXTERNOS
400
GWh
60,0
%
Años 1998 a 2001
350
50,0
300
250
40,0
200
30,0
150
20,0
100
10,0
50
0
Ene
1998
Feb
Mar
1999
Abr
May Jun Jul
2000
Ago
Sep
Oct
Nov
0
Dic
2001
86
Ene Feb Mar
Abr
May Jun Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
OMEL
considerablemente. El desvío porcentual respecto de la contratación
se mantiene aún en valores elevados, con máximos del 59,7% en julio de 1998 y mínimos de 4,1% en febrero de 2000.
En los gráficos de la página anterior figura el desvío en valor absoluto total y en porcentaje sobre el programa contratado para cada actividad.
La media mensual ponderada del sobrecoste de los desvíos medidos
no alcanza 0,6 c€/kWh. No obstante ha habido algunas excepciones,
en especial en el mes de diciembre de 1998, en el mes de enero de
1999 y los meses de marzo, septiembre y octubre de 2000, que en algunos casos ha coincido con un importe total del sobrecoste a pagar
por los desvíos especialmente elevado.
En los meses en los que aún no se disponía de medidas definitivas a
la fecha de cierre de las liquidaciones incorporadas en este informe,
desde julio de 2001, el importe total a pagar como sobrecoste por los
desvíos de las medidas provisionales es superior al de los mismos meses del año anterior, con excepción de los meses de agosto, septiembre y octubre de 2001 y febrero, marzo, noviembre y diciembre de
2002. Destaca el elevado coste de los desvíos de diciembre de 2001 y
enero de 2002.
SOBRECOSTE TOTAL DESVÍOS MEDIDOS
SOBRECOSTE MEDIO DESVÍOS MEDIDOS
2,5
Años 1998 a 2001
c€/kWh
60.000
Años 1998 a 2002
k€
50.000
2,0
40.000
1,5
30.000
1,0
20.000
0,5
10.000
0
Ene
1998
Feb
Mar
1999
Abr
May
Jun Jul
2000
Ago
Sep
Oct
Nov
0
Dic
Ene Feb
1998
2001
87
Mar
Abr
1999
May Jun
2000
Jul
Ago
2001
Sep
Oct
2002
Nov
Dic
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
En cuanto a la distribución estadística del sobrecoste unitario que
han de pagar los desvíos, el gráfico que figura a continuación muestra
el porcentaje del total de casos, desde enero de 1998 a junio de 2001,
en que el sobrecoste se ha situado dentro de un intervalo dado. Como
se puede apreciar, ha habido casos en los que el sobrecoste ha sido negativo aunque con muy baja ocurrencia, como también lo son los valores por encima de 3 c€/kWh. El valor más probable es en torno a 0,3
c€/kWh. El siguiente cuadro muestra cómo se distribuyen los sobrecostes unitarios de cada mes. La primera columna muestra el valor que
es superado en un 90% de los casos, la segunda el valor medio y la
tercera el valor que es superado sólo en un 10% de los casos.
SOBRECOSTE DE LOS DESVÍOS MEDIDOS
% Horas
40
35
30
25
20
15
10
5
-2,4
-2,1
-1,8
-1,5
-1,2
-0,9
-0,6
-0,3
0
0,3
0,6
0,9
1,2
1,5
1,8
2,1
2,4
2,7
3
3,3
3,6
3,9
4,2
4,5
4,8
5,1
5,4
5,7
6
>6
0
c€/kWh
SOBRECOSTE POR DESVÍOS
c€/kWh
1998
1999
2000
2001
>= 90%
>=50%
>=10%
>= 90%
>=50%
>=10%
>= 90%
>=50%
>=10%
>= 90%
>=50%
>=10%
ENERO
0,060
0,321
1,040
0,068
0,671
2,332
0,052
0,501
1,365
0,097
0,572
1,652
FEBRERO
0,045
0,295
1,027
0,032
0,335
1,149
0,047
0,415
1,210
0,046
0,416
1,383
MARZO
0,073
0,301
0,900
-0,022
0,277
0,885
0,082
0,568
2,250
0,049
0,384
1,196
ABRIL
0,045
0,410
1,274
-0,010
0,413
1,183
0,024
0,360
1,206
0,004
0,179
0,685
MAYO
0,022
0,225
0,936
0,023
0,390
1,051
0,043
0,330
1,018
0,008
0,262
1,005
JUNIO
-0,078
0,216
0,893
-0,003
0,194
0,599
0,035
0,334
0,992
0,003
0,246
1,047
JULIO
-0,006
0,413
1,198
-0,024
0,197
0,804
0,021
0,246
0,797
AGOSTO
0,058
0,860
2,040
0,037
0,452
1,151
0,063
0,406
1,364
SEPTIEMBRE
0,070
0,696
1,475
0,055
0,449
1,333
0,068
0,755
2,701
OCTUBRE
0,012
0,630
1,938
0,061
0,374
1,025
0,077
0,698
2,795
NOVIEMBRE
-0,042
0,469
1,510
-0,011
0,320
1,039
0,033
0,497
1,957
DICIEMBRE
0,089
1,127
4,010
0,026
0,458
1,357
0,039
0,500
1,694
TOTAL
0,036
0,436
1,502
0,014
0,358
1,163
0,047
0,445
1,640
0,021
0,333
1,197
MES
88
OMEL
5.5.3 Precio horario
correspondiente
final,
energías
y
contratación
2001 y julio de 2002. La contratación en volumen económico ha sido mínima en el mes de diciembre de 2002.
Como resultado de la valoración de la energía para compradores y
vendedores y de la aplicación de la garantía de potencia y del coste de
los desvíos, pueden obtenerse los precios finales medios del mercado
de producción de energía eléctrica.
• Los procesos de liquidación se han realizado en el plazo previsto, y
en la forma establecida en las Reglas del Mercado.
• Existen demoras, que deberían reducirse sustancialmente, en la recepción de medidas por el operador del mercado.
En el funcionamiento del mercado de producción, además de lo señalado en los apartados anteriores, cabe mencionar:
• Se está produciendo un desarrollo apreciable de la actividad de comercialización y de la contratación libre de los consumidores cualificados, por lo que la participación de estos agentes en el mercado está creciendo a tasas elevadas.
• El volumen de energía total negociado en las diferentes sesiones del
mercado de producción ha alcanzado el máximo en los meses de
enero y julio, seguido de los meses de diciembre y octubre de 2002,
por este orden.
• El volumen económico de contratación ha alcanzado su máximo en
el mes de enero de 2002, seguido de los meses de diciembre de
Los precios horarios finales mensuales han variado, desde el mayor,
correspondiente al mes de enero de 2002 (7,171 c€/kWh), al menor
PRECIO PONDERADO HORARIO FINAL
PRECIO MEDIO HORARIO FINAL
c€/kWh
Años 1998 a 2002
8
7
k€
Años 1998 a 2002
Incremento 2002: 18,6%
Incremento 2002: 19,9%
7
6
6
5
5
4
4
3
3
2
2
1
0
1
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
3,545 3,310 3,309 3,308 2,954 3,006 3,497 3,608 3,227 3,175 3,659 3,438
3,336
1998
3,729 3,428 3,434 3,445 3,095 3,149 3,631 3,720 3,364 3,303 3,828 3,612
3,485
1999
2000
3,227 3,663 3,693 3,438 3,379 3,389 3,483 3,321 3,460 3,196 3,457 3,437
3,429
3,287 3,736 3,741 3,473 3,444 3,456 3,560 3,387 3,559 3,277 3,607 3,577
3,509
3,854 4,086 4,375 3,764 3,105 3,393 3,483 3,343 4,428 4,409 4,203 2,789
3,769
1999
2000
4,020 4,202 4,472 3,894 3,185 3,509 3,617 3,443 4,582 4,600 4,363 2,920
3,899
2001
2,846 2,710 2,504 2,613 3,211 4,163 4,117 3,648 4,286 4,504 4,122 5,527
3,688
2001
2,986 2,804 2,581 2,675 3,313 4,318 4,267 3,751 4,421 4,652 4,306 5,751
3,855
2002
6,877 4,374 4,009 4,438 4,480 4,870 5,265 3,922 4,424 4,130 3,466 2,793
4,421
2002
7,171 4,466 4,086 4,498 4,580 5,001 5,411 4,020 4,557 4,273 3,553 2,935
4,571
89
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
correspondiente al mes de diciembre de 2002 (2,935 c€/kWh). Las
cantidades mensuales de energía final han variado desde el máximo en
enero de 2002 con 17.483 GWh, siendo el mínimo del período en el
mes de abril de 2002 con 14.915 GWh.
El precio final medio del año 2002 difiere del correspondiente a cada agente y ha sido obtenido sobre la base de las siguientes hipótesis:
• Se ha calculado como precio de adquisición de energía en el mercado de producción teniendo en cuenta todos los pagos y cobros que
han efectuado todos los compradores, siendo los pagos de garantía
de potencia los correspondientes a la normativa en vigor en cada
periodo.
• En este precio se incluyen los sobrecostes de las energías de regulación secundaria y terciaria. Una vez conocidas las medidas, se repercutirán dichos sobrecostes solamente entre los agentes que se
hayan desviado en proporción a sus desvíos.
• De acuerdo con los datos de medida para el período julio 2000 - junio 2001, el sobrecoste por desvíos de los 12 últimos meses liquidados ha variado desde algunos céntimos a más de 12,113 c€/kWh,
siendo su valor medio 0,675 c€/kWh.
EVOLUCIÓN DEL PRECIO FINAL
c€/kWh
Años 1998 a Marzo 2003
Precio medio final ponderado:
1998
3,485 c€/kWh
1999
3,509 c€/kWh
2000
3,899 c€/kWh
2001
3,855 c€/kWh
2002
4,571 c€/kWh
35
30
25
20
15
10
5
0
1998
Precio Máximo
Precio Medio
1999
2000
Precio Mínimo
90
2001
2002
2003
OMEL
CONTRATACIÓN CORRESPONDIENTE AL PRECIO HORARIO FINAL
M€
ENERGÍA CORRESPONDIENTE AL PRECIO HORARIO FINAL
Años 1998 a 2002
18.000
1.400
Incremento 2002: 22,4%
GWh
Años 1998 a 2002
Incremento 2002: 3,2%
16.000
1.200
14.000
1.000
12.000
10.000
800
8.000
600
6.000
400
4.000
200
0
2.000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
511
421
439
419
375
400
507
473
443
426
508
532
455
1998
13.693 12.276 12.792 12.167 12.129 12.696 13.978 12.711 13.165 12.894 13.282 14.740
13.043
1999
2000
491
506
510
427
446
465
525
453
493
445
523
545
486
14.927 13.536 13.634 12.299 12.944 13.442 14.734 13.367 13.863 13.581 14.510 15.325
13.847
652
593
660
524
448
510
545
494
671
657
662
452
572
1999
2000
16.229 14.106 14.750 13.463 14.052 14.548 15.059 14.335 14.641 14.283 15.164 15.472
14.675
2001
489
407
392
352
478
653
681
580
658
697
679
992
588
2001
16.370 14.496 15.170 13.172 14.418 15.133 15.955 15.462 14.893 14.992 15.765 17.241
15.255
2002
1.254
668
629
671
687
779
905
613
711
677
561
483
720
2002
17.483 14.955 15.384 14.915 15.012 15.568 16.735 15.237 15.599 15.846 15.794 16.440
15.747
91
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
PRECIO HORARIO FINAL DE LOS CLIENTES,
COMERCIALIZADORES Y COMPRAS DE AGENTES EXTERNOS
8,0
c€/kWh
Años 1998 a 2002
Incremento 2002: 21,7%
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
4,379 4,038 3,634 4,342 3,814 3,281 3,050 3,718 4,059
3,581
1999
2000
3,098 3,415 3,142 2,850 2,809 2,817 2,949 2,661 2,975 2,691 3,192 3,160
2,958
3,768 3,904 3,979 3,454 2,671 2,969 3,305 3,018 4,337 4,444 4,282 2,788
3,591
2001
2,824 2,619 2,208 2,342 3,007 4,020 3,992 3,327 4,166 4,379 4,174 5,731
3,589
2002
7,321 4,388 3,796 4,243 4,327 4,732 5,221 3,641 4,326 4,043 3,467 2,792
4,369
PRECIO HORARIO FINAL DE LOS DISTRIBUIDORES Y CONTRATOS REE
8,0
c€/kWh
Años 1998 a 2002
Incremento 2002: 18,2%
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
3,791 3,461 3,464 3,498 3,141 3,178 3,678 3,805 3,397 3,337 3,878 3,661
3,530
1999
2000
3,370 3,831 3,860 3,637 3,635 3,642 3,762 3,613 3,826 3,576 3,812 3,778
3,693
4,174 4,402 4,764 4,183 3,501 3,844 3,835 3,685 4,792 4,796 4,516 3,099
4,130
2001
3,167 2,969 2,870 2,899 3,538 4,576 4,509 4,025 4,690 4,928 4,451 5,926
4,083
2002
7,353 4,620 4,331 4,751 4,876 5,309 5,701 4,361 4,861 4,577 3,729 3,117
4,826
92
OMEL
5.5.4 Componentes del precio horario final
PRECIO HORARIO FINAL CONJUNTO DEL MERCADO
Los componentes del precio medio horario final para el conjuto del
mercado de producción figuran en el cuadro. Como promedio dicho
precio final incorpora:
Año 2002
• El precio del mercado diario que representa el 85,1% del precio final.
• El coste derivado de la solución de restricciones técnicas y de los procesos de operación técnica que suponen alrededor del 5,3% del precio final.
9,9%
0,451
4,0%
1,3%
0,185
0,059
85,1%
3,889
• El precio del mercado intradiario que representa un -0,3% del precio final.
• La garantía de potencia que supone, en promedio, el 9,9% del precio final.
-0,013
-0,3%
Garantía de Potencia
Operación Técnica
Mercado Diario
Mercado Intradiario
Restricciones Técnicas
COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL
MERCADO DIARIO
c€/kWh
RESTRICCIONES TÉCNICAS
c€/kWh
1999 2000 2001 2002 1998
1999 2000 2001 2002
BANDA DE REGULACIÓN
c€/kWh
1998
1999 2000
2001
2002
MERCADO INTRADIARIO
c€/kWh
1998
1999
2000
2002
1998
1999
2000
2001
2002
1998
1999
2000
2001
2002
PRECIO HORARIO FINAL
c€/kWh
1998
1999
2000
2001
2002
MES
1998
ENERO
2,721 2,394 3,233 2,184 6,494 0,009 0,024 0,085 0,187 0,013 0,068 0,052 0,029 0,101 0,091 0,000 -0,003 -0,011 -0,003 -0,020 0,046 0,079 0,023 0,063 0,136 0,886 0,741 0,662 0,454 0,458 3,730 3,287 4,020 2,986 7,171
FEBRERO
2,419 2,927 3,505 2,045 3,912 0,002 0,011 0,025 0,152 0,022 0,079 0,016 0,023 0,098 0,058 0,000 -0,008 -0,008 -0,006 -0,004 0,024 0,040 -0,007 0,058 0,020 0,905 0,751 0,663 0,459 0,458 3,428 3,737 4,202 2,804 4,466
MARZO
2,572 2,960 3,754 1,825 3,524 0,005 0,003 0,009 0,122 0,044 0,062 0,008 0,037 0,123 0,035 0,000 -0,014 -0,001 -0,005 -0,003 0,007 0,025 0,013 0,062 0,031 0,787 0,759 0,660 0,453 0,455 3,434 3,741 4,472 2,581 4,086
ABRIL
2,640 2,679 3,207 2,084 3,929 0,000 0,002 0,012 0,067 0,056 0,105 0,009 0,036 0,022 0,045 -0,002 -0,014 -0,024 -0,003 -0,005 0,018 0,039 0,009 0,046 0,018 0,684 0,760 0,654 0,460 0,455 3,445 3,473 3,894 2,675 4,498
MAYO
2,271 2,638 2,437 2,731 3,972 0,007 0,008 0,059 0,073 0,029 0,127 0,008 0,016 0,014 0,093 -0,005 -0,006 -0,008 -0,006 -0,009 0,015 0,043 0,030 0,036 0,044 0,679 0,753 0,651 0,466 0,451 3,095 3,444 3,185 3,313 4,580
JUNIO
2,268 2,628 2,633 3,685 4,240 0,042 0,037 0,189 0,141 0,062 0,069 0,009 0,012 0,025 0,102 -0,008 -0,004 -0,008 -0,016 -0,011 0,028 0,027 0,029 0,020 0,155 0,750 0,758 0,655 0,463 0,452 3,148 3,456 3,509 4,318 5,001
JULIO
2,651 2,667 2,954 3,603 4,720 0,063 0,109 0,198 0,162 0,041 0,124 0,006 0,011 0,034 0,163 -0,006 -0,007 -0,012 -0,015 -0,014 0,018 0,028 0,007 0,022 0,048 0,782 0,757 0,459 0,461 0,453 3,631 3,560 3,617 4,267 5,411
AGOSTO
2,785 2,495 2,764 2,991 3,184 0,067 0,103 0,185 0,212 0,102 0,230 0,013 0,013 0,043 0,206 -0,003 -0,006 -0,005 -0,007 -0,013 0,047 0,033 0,029 0,056 0,097 0,593 0,749 0,456 0,458 0,444 3,719 3,387 3,443 3,751 4,020
SEPTIEMBRE
2,466 2,727 3,871 3,791 3,774 0,063 0,059 0,187 0,102 0,083 0,043 0,017 0,036 0,048 0,180 -0,004 -0,011 0,008 -0,012 -0,010 0,042 0,032 0,019 0,036 0,079 0,754 0,736 0,460 0,455 0,451 3,365 3,559 4,582 4,421 4,557
OCTUBRE
2,528 2,501 3,987 4,047 3,518 0,009 0,015 0,084 0,046 0,105 0,026 0,017 0,042 0,045 0,154 -0,011 -0,016 0,003 0,001 -0,005 0,032 0,025 0,022 0,055 0,055 0,719 0,735 0,461 0,458 0,446 3,303 3,277 4,600 4,652 4,273
NOVIEMBRE
2,892 2,777 3,668 3,646 2,912 0,006 0,050 0,170 0,092 0,076 0,063 0,019 0,035 0,031 0,062 -0,018 -0,013 0,001 0,000 -0,007 0,035 0,022 0,028 0,075 0,064 0,850 0,752 0,460 0,462 0,446 3,828 3,607 4,363 4,306 3,553
DICIEMBRE
2,522 2,693 2,182 4,892 2,230 0,018 0,079 0,151 0,013 0,083 0,188 0,026 0,092 0,088 0,088 -0,003 -0,008 -0,010 -0,016 -0,005 0,103 0,039 0,058 0,317 0,095 0,783 0,748 0,447 0,458 0,444 3,612 3,577 2,920 5,751 2,935
TOTAL
2,564 2,672 3,183 3,150 3,889 0,025 0,043 0,114 0,114 0,059 0,100 0,017 0,032 0,057 0,107 -0,005 -0,009 -0,010 -0,010 -0,013 0,035 0,036 0,023 0,085 0,078 0,766 0,750 0,557 0,459 0,451 3,485 3,509 3,899 3,855 4,571
93
2001
GARANTÍA DE POTENCIA
c€/kWh
OPERACIÓN TÉCNICA
c€/kWh
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
Los componentes del precio horario final para comercializadores,
clientes y agentes externos figuran en el cuadro siguiente.
PRECIO HORARIO FINAL COMERCIALIZADORES, CLIENTES Y AG. EXTERNOS
Año 2002
El desglose del precio final, que a continuación figura, es el correspondiente al precio final de comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos y ha sido obtenido sobre la base de las mismas
hipótesis antes citadas, excepto que se han considerado los pagos, cobros y la energía de estos agentes.
Como promedio dicho precio final de comercializadores y clientes
tiene los siguientes componentes:
3,6%
4,9%
1,4%
0,156
0,212
0,063
90,3%
3,944
• El precio del mercado diario que representa el 90,3% del precio final.
• El coste derivado de la solución de restricciones técnicas y de los procesos de operación técnica que suponen un 6,2% del precio final.
-0,006
-0,1%
• El precio del mercado intradiario que representa un -0,1% del precio final.
Garantía de Potencia
Operación Técnica
Mercado Intradiario
Restricciones Técnicas
Mercado Diario
• La garantía de potencia que supone, en promedio, el 3,6% del precio final.
COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES, CLIENTES Y AGENTES EXTERNOS
MERCADO
RESTRICCIONES
BANDA
MERCADO
OPERACIÓN
GARANTÍA
PRECIO
DIARIO
TÉCNICAS
DE REGULACIÓN
INTRADIARIO
TÉCNICA
DE POTENCIA
HORARIO FINAL
c€/kWh
c€/kWh
c€/kWh
c€/kWh
c€/kWh
c€/kWh
c€/kWh
ENERO
6,678
0,014
0,094
-0,005
0,248
0,293
7,321
FEBRERO
3,970
0,025
0,057
-0,001
0,038
0,298
4,388
MARZO
3,557
0,048
0,034
0,004
0,051
0,102
3,796
ABRIL
3,963
0,058
0,046
0,008
0,049
0,120
4,243
MAYO
4,045
0,030
0,096
-0,002
0,054
0,104
4,327
JUNIO
4,280
0,065
0,106
0,014
0,170
0,098
4,732
JULIO
4,794
0,041
0,171
0,000
0,094
0,120
5,221
AGOSTO
3,219
0,104
0,219
-0,009
0,108
0,000
3,641
SEPTIEMBRE
3,851
0,089
0,187
-0,004
0,102
0,101
4,326
OCTUBRE
3,585
0,108
0,159
0,003
0,069
0,118
4,043
NOVIEMBRE
2,972
0,081
0,064
0,003
0,068
0,279
3,467
DICIEMBRE
2,279
0,090
0,086
0,001
0,078
0,258
2,792
TOTAL
3,944
0,063
0,111
-0,006
0,101
0,156
4,369
MES
94
OMEL
El precio final para los distribuidores y exportación de REE se ha obtenido sobre la base de las mismas hipótesis antes citadas, excepto que
se han considerado los pagos y cobros y la energía para los distribuidores. Los componentes del precio horario final para distribuidoras y
contratos de exportación de REE, son los siguientes:
PRECIO HORARIO FINAL DISTRIBUIDORES Y EXPORTACIÓN REE
Año 2002
• El precio del mercado diario que representa el 81,1% del precio
final.
• El coste derivado de la solución de restricciones técnicas y de los procesos de operación técnica que suponen el 5,6% del precio final.
13,3%
0,64
4,4%
1,3%
0,21
0,061
81,1%
3,914
• La garantía de potencia que supone, en promedio, el 13,3% del precio final.
0,0%
0,001
Garantía de Potencia
Operación Técnica
Mercado Intradiario
Restricciones Técnicas
Mercado Diario
COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA DISTRIBUIDORES Y EXPORTACIÓN DE REE
MERCADO
RESTRICCIONES
BANDA
MERCADO
OPERACIÓN
GARANTÍA
PRECIO
DIARIO
TÉCNICAS
DE REGULACIÓN
INTRADIARIO
TÉCNICA
DE POTENCIA
HORARIO FINAL
c€/kWh
c€/kWh
c€/kWh
c€/kWh
c€/kWh
c€/kWh
c€/kWh
ENERO
6,552
0,013
0,095
-0,003
0,134
0,562
7,353
FEBRERO
3,940
0,022
0,061
0,002
0,029
0,566
4,620
MARZO
3,544
0,044
0,037
-0,001
0,044
0,664
4,331
ABRIL
3,935
0,059
0,047
0,003
0,029
0,677
4,751
MAYO
3,977
0,030
0,098
0,005
0,066
0,699
4,876
JUNIO
4,268
0,065
0,107
0,003
0,183
0,682
5,309
JULIO
4,759
0,043
0,171
0,006
0,052
0,670
5,701
AGOSTO
3,208
0,108
0,213
0,000
0,128
0,704
4,361
SEPTIEMBRE
3,802
0,085
0,188
0,002
0,096
0,687
4,861
OCTUBRE
3,543
0,110
0,161
0,004
0,080
0,680
4,577
NOVIEMBRE
2,923
0,078
0,064
-0,001
0,100
0,564
3,729
DICIEMBRE
2,234
0,085
0,095
0,010
0,135
0,558
3,117
TOTAL
3,914
0,061
0,111
0,001
0,099
0,640
4,826
MES
95
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
5.6 Intercambios internacionales de electricidad
Los intercambios internacionales de electricidad están regulados por
la Orden de 14 de julio de 1998 por la que se establece el régimen jurídico aplicable a los agentes externos para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica.
Desde el 18 de mayo de 1999 los agentes del mercado disponen del
valor de la capacidad por cada frontera haciéndose posible la puesta
en valor de cada una de las interconexiones e iniciándose el intercambio comercial en el mercado de producción de energía eléctrica.
5.6.1 Volumen de intercambios internacionales
Previamente, sólo existían los contratos suscritos por "Red Eléctrica
de España, S.A" (REE) a que se refiere la disposición transitoria novena de la Ley 54/1997 y la disposición transitoria sexta del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el
mercado de energía eléctrica.
La citada Orden de 14 de julio de 1998 establece en el epígrafe noveno que el operador del sistema hará pública, con antelación de una
semana, la capacidad máxima de importación y exportación con cada
uno de los países vecinos para cada período de programación, deducida la capacidad reservada para los intercambios de apoyo.
La energía negociada en los diferentes mercados correspondiente a
importaciones y exportaciones queda reflejada en el gráfico inferior
desde el inicio del mercado de producción.
A continuación figuran los datos mensuales de las importaciones y
exportaciones de energía negociadas en los mercados diario e intradiario, incluyendo la energía de los contratos suscritos por REE, la
energía de los contratos bilaterales y la energía retirada en la solución
de restricciones técnicas y en los procesos de operación técnica en
tiempo real.
IMPORTACIONES
1.200
Años 1998 a Marzo 2003
GWh
Incremento 2002: 29,2%
ENERGÍA TOTAL DE IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES
1.000
Años 1998 a Marzo 2003
GWh
800
1.000
900
600
800
700
400
600
500
200
400
300
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
200
100
0
1998
1999
Energía total de importaciones
2000
2001
Energía total de exportaciones
2002 2003
1998
358
351
409
393
356
336
387
422
356
370
396
498
386
1999
2000
469
504
580
795
840
738
694
717
627
698
846
704
684
532
774
810
810
925
643
666
669
686
746
814
580
721
2001
450
368
412
845
761
739
754
671
622
481
658
670
619
2002
655
844
1.003
1.005
583
440
795
756
766
839
1.036
872
800
2003
574
520
823
96
OMEL
El porcentaje de las importaciones sobre la producción de energía
del conjunto del mercado oscila entre el 2,53% y el 6,68%, situándose el porcentaje medio en el 2,94% para el año 1998, en el 4,85% para los años 1999 y 2000, el 4,06% para el año 2001 y el 4,62% para
el año 2002.
En el mes de diciembre de 2002 el 30,9% de importaciones por las
fronteras corresponden a los contratos suscritos por Red Eléctrica de
España (REE) antes citados.
En lo que se refiere a la exportación, los porcentajes sobre la demanda de energía del mercado se sitúan entre el 0,09% y el 4,03%, siendo la media para 1998 del 0,78%, para 1999 del 1,53%, del 2,47%
para el año 2000, 2,26% para el año 2001 y 2,16% para el año 2002.
El volumen económico de importación y exportación negociado en
el mercado de producción de energía figura en el gráfico inferior.
En los volúmenes económicos no se han considerado las energías
correspondientes a los contratos bilaterales, y las correspondientes a
los contratos suscritos por REE se han valorado al precio del mercado
o proceso correspondiente.
EXPORTACIONES
1.000
Años 1998 a Marzo 2003
GWh
Incremento 2002: -3,1%
VOLUMEN ECONÓMICO TOTAL DE IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES
800
Años 1998 a Marzo 2003
k€
40.000
600
35.000
30.000
400
25.000
200
20.000
15.000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
18
15
15
11
19
83
89
91
362
182
121
249
111
1999
2000
235
146
125
83
210
181
190
234
412
262
223
269
214
377
531
556
425
375
579
548
529
396
439
399
344
458
2001
638
432
586
509
233
277
347
433
358
348
271
198
386
2002
147
234
278
279
334
269
228
546
346
551
586
695
374
2003
567
493
10.000
5.000
0
1998
Importaciones
609
97
1999
Exportaciones
2000
2001
2002 2003
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
En volumen económico, las importaciones representan entre el
2,34% y el 6,24% de la facturación del mercado. Como media este porcentaje es del 2,79% en 1998, el 4,72% para 1999, el 4,45%
para el año 2000, el 3,37% para el año 2001 y el 3,64% para el
año 2002.
VOLUMEN ECONÓMICO DE LAS EXPORTACIONES
20.000
Años 1998 a Marzo 2003
k€
Incremento 2002: 36,1%
18.000
16.000
En lo que se refiere al volumen económico de las exportaciones, éste ha representado entre el 0,10% y el 3,44% de la facturación del
mercado. Por años dicho porcentaje se ha situado, como media, en el
0,43% para 1998, el 1,38% para 1999, el 1,62% para el año 2000, el
1,83% para el año 2001 y el 1,57% para el año 2002.
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
505
397
325
505
1.935
2.530
2.873
2.176
2.404
2.614
2.620
1999
2000
1.815 3.414
2.723
2.013
5.511
4.862
5.247
6.136 11.606 6.587
6.545
7.398
5.319
10.064 6.316
9.021
5.537
3.191
9.970
7.459 11.649 11.471 7.156
6.674
6.570
7.923
2001
8.430 6.341
8.597
6.695
5.052
7.801
8.967 11.546 12.394 13.392 9.213
8.444
8.906
6.410 6.193 10.066 11.295 12.847 10.905 9.688 17.576 12.680 18.654 15.318 13.775 12.117
2003
12.035 12.852 15.881
Incremento 2002: 56,0%
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
9.947 8.522 10.361 10.145 8.432
1999
2000
11.594 14.382 16.822 20.735 21.642 18.445 17.910 17.838 16.762 17.243 23.001 18.770 17.928
7.945 10.121 11.563 9.015
9.688 11.155 12.189
2001
10.825 8.206
2002
39.722 31.065 31.466 33.986 21.365 18.422 36.508 23.651 27.880 28.039 26.326 18.015 28.037
2003
11.562 13.481 18.527
2.386
2002
Años 1998 a Marzo 2003
k€
385
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
VOLUMEN ECONÓMICO DE LAS IMPORTACIONES
40.000
Ene Feb Mar Abr May Jun
9.923
18.775 28.071 29.999 25.166 22.805 14.380 16.698 17.542 25.930 28.684 29.915 12.895 22.571
8.357 13.872 15.951 22.545 24.260 19.457 22.535 17.087 22.704 29.907 17.975
98
OMEL
5.6.2 Saldo de los intercambios internacionales
Los intercambios internacionales han producido un saldo neto importador y se han repartido durante el año 2002 con Portugal, Francia, Andorra y Marruecos del siguiente modo:
• Las importaciones de Portugal han ascendido a 715.855 MWh y las
exportaciones a 2.770.131 MWh.
• Las importaciones por la frontera francesa han ascendido a
8.806.704 MWh y las exportaciones a Francia han sido de 24.824
MWh.
• Las importaciones de Marruecos han ascendido a 72.879 MWh, y
las exportaciones han sido de 1.399.117 MWh.
• Las exportaciones a Andorra han ascendido a 298.728 MWh sin que
hayan existido importaciones.
En el año 2002 se observa que las importaciones crecen excepto con
Portugal y las exportaciones disminuyen excepto con Portugal.
Los flujos económicos no son comparables al no conocerse los precios a los que se intercambian la energía a través de contratos bilaterales. No obstante, teniendo en cuenta que los contratos bilaterales no
tienen un volumen significativo, a continuación se incluye el saldo en
volumen económico, excluyendo dichos contratos.
SALDO DE INTERCAMBIOS DE ENERGÍA
800
Años 1998 a Marzo 2003
GWh
700
600
500
400
300
200
100
0
-100
-200
99
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
341
336
394
381
338
253
298
330
-16
189
274
249
281
1999
2000
234
358
455
712
630
557
504
484
215
436
622
436
470
155
243
255
385
550
65
118
140
28
306
415
235
263
2001
187
-65
-174
336
529
462
407
238
263
133
387
472
233
2002
509
610
725
726
24
171
567
210
420
288
450
177
425
2003
7
27
214
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2002
5.6.3 Grado de ocupación de la capacidad comercial de
intercambio
SALDO DE INTERCAMBIOS EN VOLUMEN ECONÓMICO
35.000
Desde el 18 de mayo de 1999, el operador del sistema publica la capacidad comercial disponible en cada hora por cada una de las interconexiones internacionales del sistema eléctrico español. Esta capacidad comercial es utilizada tanto por los agentes que efectúan
contrataciones mediante ofertas enviadas al operador del mercado,
como por los agentes que ejecutan contratos bilaterales físicos. Este
valor de la capacidad se utiliza durante los procesos de casación y resolución de restricciones técnicas, para obtener un resultado de los
mercados que respete el valor máximo de capacidad con cada uno de
los sistemas eléctricos colindantes.
Años 1998 a Marzo 2003
k€
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
En el cuadro siguiente figura el grado de ocupación de la capacidad
hasta el 31 de marzo del año 2003, siendo el valor de la capacidad libre el obtenido teniendo en cuenta el valor final, antes de los mercados diario e intradiario, de la capacidad comercial de intercambio.
0
-5.000
Ene Feb Mar Abr May Jun
9.969
9.821
7.925
6.010
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media
1998
9.441 8.140
1999
2000
9.802 10.970 14.103 18.731 16.251 14.646 13.655 12.202 5.153 10.756 17.433 12.992 13.058
2001
2.395 1.865
2002
33.312 24.872 21.400 22.691 8.518
2003
-473
8.711 21.755 20.978 19.629 19.614 4.410
629
-240
7.590
9.239
8.694
6.995
7.551
8.750
9.664
5.893 14.459 21.528 23.241 6.325
7.177 10.899 14.744 15.293 7.911 10.141 3.695 13.491 21.463
7.517 26.820 6.075 15.200 9.385 11.008 4.240
2646
CAPACIDADES E INTERCAMBIOS DE ENERGÍA
MEDIA DESDE EL 18/5/1999 EN MWh
PORTUGAL
FRANCIA
MARRUECOS
Capacidad Comercial Exportación
684,7
588,7
353,6
Capacidad Libre Exportación
488,8
545,1
141,5
Exportación
159,9
43,6
212,1
Importación
110,6
864,0
2,7
Capacidad Libre Importación
493,7
121,3
390,9
Capacidad Comercial Importación
604,3
985,3
393,6
100
8.379
14.648
9.069
15.920
6.1
Factores que influyen en el
funcionamiento de los mercados
organizados y análisis realizados
por la Asociación de Operadores
de Mercado APEX
6.2
Los mercados de electricidad
en la Unión Europea
6.3
Importancia del mercado español
en el contexto europeo
6.4
El mercado Ibérico de electricidad
6. la liberalización y los mercados de electricidad
en el contexto internacional
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
La liberalización de los sistemas eléctricos se está desarrollando sobre la base del ejercicio en competencia de las actividades de producción y
comercialización, de la libertad de acceso a las redes por parte de los productores, comercializadores, distribuidores y consumidores y de un
avance progresivo de la libertad de contratación.
La mayoría de estas experiencias se caracterizan por el establecimiento de entidades que actúan como operadores de mercado, de mercados
a plazo de un día y mercados intradiarios, para pasar luego a desarrollar la incorporación de contratos de suministro entre un día y el medio plazo y, en los casos más avanzados, a la implantación de mercados de futuros financieros.
Existen este tipo de mercados, además de en la Unión Europea, en los Países del Este más avanzados, en América, Asia Oriental, Australia y
Nueva Zelanda, estando otros países de Asia inmersos en la elaboración de proyectos de liberalización en el mismo sentido.
La creación de mercados de electricidad gestionados por operadores de mercado independientes, como elemento común para casi todas las experiencias de liberalización de los sistemas eléctricos, obedece a la necesidad de garantizar la libre contratación y una correcta
formación de los precios. Se trata de garantizar el acceso en condiciones iguales a la contratación de energía para el más amplio número
de posibles participantes.
A nivel mundial, se pueden identificar tendencias en la evolución sobre los procesos de liberalización de mercados eléctricos, con las características siguientes:
• Avance de la liberalización por el lado de la demanda, tanto en Estados Unidos, como en Europa, y la completa liberalización de Australia y
Nueva Zelanda.
• Perfeccionamiento en la gestión técnica de las redes con un doble objetivo, adecuar la gestión técnica a la libertad de intercambios y
facilitar la cooperación entre sistemas eléctricos nacionales o la gestión técnica única de áreas eléctricas que venían siendo operadas
independientemente. Mientras que en Europa se está poniendo crecientemente de manifiesto la necesidad de eliminación de obstáculos a
los intercambios derivados de las restricciones en la red y una carencia de criterios comunes en los servicios complementarios, en Norteamérica se ha puesto énfasis en la creación de grandes sistemas regionales (RTO). En el caso de Estados Unidos ya están establecidos cuatro de esos sistemas.
102
OMEL
organizados de productos útiles para los consumidores como los
contratos a plazo de un año, forma de contratatar la energía a la que
los consumidores están habituados.
LIBERALIZACIÓN EN AMERICA DEL NORTE
24 estados + Columbia liberalizan todos los consumidores, 6
de ellos han ampliado los plazos
Se crean 4 RTO
Adaptación a las
Reglas del "Standard
Electricity Market Design"
En España, la liberalización del sector eléctrico se produce como
consecuencia de la aprobación de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico,
que supuso un adelanto notable en la transposición al ordenamiento
interno de la Directiva 96/92 en relación a la mayor parte de los estados miembros de la Unión Europea, y de disposiciones legislativas posteriores que han acelerado el proceso, hasta alcanzar la liberalización
total desde el 1 de enero de 2003.
Se pueden reconocer
costes de transición
a la competencia
procedentes del anterior
marco regulatorio.
APERTURA DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN LA UNIÓN EUROPEA
100
%
90
Quedan pendientes 25 estados
California suspendió la
80
liberalización el 21/09/01
Fuente: DOE
70
y la volverá a iniciar el 31/03/08
60
50
40
• Creación y desarrollo de mercados organizados. Esta evolución se
manifiesta tanto en Europa como en Norteamérica, donde se está
diseñando una regulación con las características mínimas que deben
cumplir todos los mercados físicos para su correcto funcionamiento,
incluyendo la prestación de los servicios complementarios en régimen de competencia.
30
20
2003
2004
2007
Grecia
Francia
Portugal
U.E.
Italia
Irlanda
Bélgica
Luxemburgo
Austria
2005
Holanda
España
Dinamarca
Finlandia
Alemania
• La creación de un número creciente de mercados en estados limítrofes puede dar lugar a la adopción de instrumentos de colaboración entre los operadores de mercado. Esta colaboración permitiría
mejorar y aumentar el volumen y los tipos de operaciones de contratación, que de forma complementaria pueden llevarse a cabo. En
esta tendencia cabe incluir también los mercados para sistemas eléctricos múltiples como es el caso de NordPool en los países nórdicos,
o los proyectos del Mercado Ibérico en la Península Ibérica, Benelux
en los Países Bajos e Inglaterra, Gales y Escocia en el Reino Unido.
En Norteamérica, la propia gestión técnica en un marco de amplias
regiones eléctricas, va a permitir, ampliar el volumen de contratación
y una mejor formación de los precios en los mercados existentes.
Suecia
0
Reino Unido
10
Fuente: Unión Europea
6.1 Factores que influyen en el funcionamiento
de los mercados organizados y análisis
realizados por la Asociación de Operadores
de Mercado APEX
Como se ha mencionado anteriormente, el proceso de liberalización
de los sistemas eléctricos se está produciendo en la mayor parte de los
países sobre la base de la creación de mercados organizados. Como
variante de este modelo está el de la contratación bilateral, que parte
del supuesto de que basta con la declaración de libertad de los consumidores para elegir suministrador, para llegar a un mercado diversificado en cuanto a número de suministradores y a una correcta formación de los precios en competencia.
• Constatación, con la ampliación a todos los consumidores de la libertad de elección, de que debe existir una alta vinculación entre los
mercados mayorista y minorista. Ello requiere que los mercados organizados ofrezcan posibilidades de participación a todo tipo de
agentes y la profundización en sus características de mercados de
producto físico, así como el desarrollo de instrumentos y formas de
contratación que promuevan una respuesta eficaz de los consumidores a la variación de los precios y el ofrecimiento en los mercados
En el análisis de los factores para el buen funcionamiento de los
mercados, se han detectado dos especialmente relevantes, como son:
103
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
• La experiencia de modelos basados casi en exclusiva en la contratación bilateral, junto a la existencia de empresas integradas, ha
puesto de manifiesto resultados no deseados como son la no traslación al consumidor de los beneficios de la competencia, al mismo tiempo que los precios mayoristas se reducen de forma significativa, o la falta de significación de los precios de los mercados
organizados.
• Otro factor relevante, que los análisis ponen de manifiesto, es la incidencia de la evolución de la reserva de capacidad de generación
disponible, y su correlación inversa con el precio del mercado, lo que
constituye una señal relevante para las decisiones de inversión.
Factores relevantes analizados por la Asociación de
operadores de mercado APEX
Desde el año 1998 OMEL ha venido participando en las sucesivas
conferencias internacionales que han tenido lugar con ocasión de la
celebración de las correspondientes asambleas generales, al principio
como miembro de la Asociación y desde la reunión celebrada en Kananaskis (Alberta-Canadá), además, como miembro del Consejo de
Administración de APEX.
Desde que OMEL forma parte de la Asociación, se han celebrado
conferencias en Pasadena (California) en 1998, en Madrid, en octubre
del año 1999, Kananaskis (Alberta-Canadá) en 2000, en Noordwijk
(Holanda) en 2001 y Singapur en 2002.
• Evolución de las transacciones y de los diferentes tipos de contratos
en los mercados eléctricos: mercados de ajustes, transacciones
"spot", suministro a plazo, "swaps", futuros y opciones y liquidación de contratos OTC.
• Variabilidad de los precios en los mercados organizados.
• Aspectos relativos a la medición y a las liquidaciones en los mercados organizados.
• Relaciones entre operadores del mercado y operadores del sistema.
• Relación con las entidades supervisoras de los mercados, con especial referencia a los mercados americanos.
• Foros de mercados de diferentes continentes.
• Desarrollos en el Centro y Este de Europa.
• Órganos de gobierno y neutralidad e independencia de los mercados organizados.
• Difusión de información a los participantes en los mercados y al público en general, por parte de los operadores del mercado.
• Cooperación entre los operadores del mercado.
• Claves en las tendencias que conforman el futuro de los mercados.
La próxima conferencia correspondiente al año 2003, está previsto
que se celebre en Cartagena de Indias (Colombia), siendo la entidad
encargada de su organización el operador de mercado de Colombia,
Interconexión Eléctrica, SA (ISA).
• Efecto de los problemas derivados del ejercicio del poder de mercado en los mercados organizados y análisis de los comités de vigilancia establecidos en los mismos, con especial referencia a los mercados americanos.
A estas conferencias asisten representantes de los principales operadores del mercado del mundo: Inglaterra y Gales (ELEXON, IPE, NGC,
POWEREX y UKPEX), Argentina (Cammesa), Países Nórdicos (NordPool), Australia (NEMMCO), Nueva Zelanda (M-Co y TNZ), Alemania
(LPX y EEX), España (OMEL), Canadá (Power Pool de Alberta e IEMO
de Ontario), Estados Unidos (PJM), Colombia (ISA), Holanda (APX), El
Salvador (UT), Guatemala (AMIT), Brasil (ASMAE), Irlanda (ESBNG),
Rumania (OPCOM), Malasia (TNBtsb), Polonia (PPEX), Italia (GME),
Singapur (EMCP), Panamá (CND), Francia (Powernext) y Eslovenia
(Borzen d.o.o.).
• Experiencia en la Unión Europea en relación con el tratamiento de la
gestión de congestiones y de las tarifas de acceso y posible aplicación de estas experiencias a otras áreas interconectadas, como los
mercados sudamericanos.
En todas las conferencias se han tratado temas relevantes y de actualidad, entre los que podemos citar los siguientes:
• Experiencias en el desarrollo de los distintos mercados gestionados
por los miembros de la Asociación.
• Actividades de EuroPEX, la rama europea de APEX.
Las principales cuestiones objeto de la última conferencia celebrada
en Singapur los días 7, 8 y 9 de octubre fueron los siguientes:
Con relación a la seguridad de suministro y la liquidez de los mercados se puso de manifiesto la preocupación sobre cómo los mercados
pueden producir señales adecuadas para incentivar y orientar las inversiones necesarias, tanto en generación como en las redes de transporte. Se analizó el papel de los mercados y se concluyó en la validez
de las señales que se producen, cuando los precios se forman de ma-
104
OMEL
nera correcta. La información por parte de los operadores del mercado a las autoridades y reguladores de todos los datos relevantes, es
una función que contribuye positivamente a una adecuada comprensión del comportamiento de los mercados y de la evolución de los precios y que puede ser de utilidad en los procesos de planificación, allí
donde esté establecida.
En este contexto, la importancia de la transparencia de los precios
de la energía en las transacciones de ajuste, "spot", a plazo y a futuro es muy relevante. Así mismo, se concluyó sobre el debate artificial
que supone calificar las transacciones de energía a plazo como físicas
o financieras.
Con relación a las medidas especiales, para asegurar una adecuada
reserva de capacidad, en los mercados de electricidad, el tema central
del debate fue el relativo a su incidencia en la formación de los precios
y su estabilidad. Los contratos a largo plazo de reserva de capacidad
no se consideran especialmente idóneos por existir otros mecanismos
con resultados de estabilidad equivalentes o mejores.
El papel de la demanda y su relación con los precios de mercado fue
también objeto de un detallado análisis, fundamentalmente ante la extensión de la libertad de contratación a todos los consumidores y la
significación que pueden llegar a alcanzar los programas de respuesta
de los consumidores a los precios.
Por último se hizo un exhaustivo análisis por parte de los operadores de mercado de la situación de los mismos, que puede resumirse en
lo siguiente:
– La escasa repercusión de los bajos precios de los contratos de los intermediarios con los productores en los precios a los consumidores,
especialmente los consumidores domésticos.
• En Estados Unidos y en Asia los mercados son básicamente de energía física. Los mercados financieros y de derivados presentan un desarrollo escaso. Los hechos ocurridos en los años 2000 - 2001 en California y los problemas de algunas empresas como Enron sólo han
ocasionado alguna demora en la fecha de liberalización total de los
consumidores.
– La escasa contratación en los mercados organizados constituye en sí
mismo un grave inconveniente para las propias empresas interesadas en participar en ellos y para el despegue de las transacciones a
corto y medio plazo en dichos mercados.
• En Estados Unidos la nueva regulación de la FERC va en la línea de
crear mercados cada vez de mayor dimensión y con regulación básica uniforme en todos ellos.
• En los mercados europeos se observa una tendencia a la diversificación de los productos ofrecidos por los operadores del mercado,
mercados diarios, mercados intradiarios, mercados OTC, liquidaciones, suministro a plazo y futuros.
• En el Reino Unido, la situación presenta los siguientes aspectos:
• Se expuso la situación creada por la crisis de Enron en el mercado
financiero de Nordpool en cuanto a la liquidación de las posiciones
de diversos participantes con esta empresa, en el momento en que
se hicieron públicos los problemas del grupo. Debido a que se
adoptaron con rapidez decisiones conforme a las reglas y prácticas
del mercado, se pudieron limitar los efectos sobre el mercado y sus
participantes.
– El proceso de ampliación del mercado para incluir Escocia (BETTA)
con una operación técnica conjunta de todo el sistema.
– Los bajos precios mayoristas, consecuencia de un importante exceso de generación, están produciendo problemas económico financieros a determinadas compañías generadoras independientes (no
integradas con otros negocios eléctricos).
105
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
Evolución de los precios en los principales mercados
organizados durante el año 2002
PRECIOS Y DEMANDA - APX EN HOLANDA
€/MWh
Años 1999 a 2002
140
A continuación se presenta la evolución de los precios de un conjunto significativo de mercados organizados a lo largo del año 2002,
cuya principal relevancia es la evolución relativa de los mismos. La
comparación del nivel de los precios puede presentar diferencias que
se producen como consecuencia del distinto tratamiento de los componentes del precio, como son pérdidas, desvíos y existencia o no del
concepto explícito de garantía de potencia.
Incremento 2002: -17,7%
120
100
80
60
40
Durante 2002, en lo que hace referencia a la evolución de los mercados europeos, debe destacarse, en primer lugar, que se ha producido una tendencia a la convergencia de precios en términos de media
anual de los mercados centroeuropeos de Holanda, Francia y Alemania. Los precios más altos tienden a bajar (APX en Holanda) y los más
bajos a subir (NordPool) y situarse en la banda de 21-27 €/MWh.
20
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
1.600
1.200
800
Las temperaturas extremadamente frías del mes de diciembre de
2002 en toda Europa originaron un elevado crecimiento de la demanda y la consiguiente reducción relativa de la reserva de capacidad de los
correspondientes sistemas eléctricos, lo que provocó un aumento de los
precios en este mes, tanto en el mercado de Holanda como en NordPool, Francia y Alemania. Los precios del mes de diciembre en todos estos mercados oscilaron entre 75 €/MWh en NordPool, 23 €/MWh en
400
0
1999
1999
2000
Años 2000 a 2002
Incremento 2002: -3,4%
40
2001
2002
2001
2000
PRECIOS Y DEMANDA - EEX EN ALEMANIA
€/MWh
Jul Ago Sep Oct Nov Dic En-Dic
GWh
2002
PRECIOS Y DEMANDA - NORDPOOL/ELSPOT
€/MWh
Años 1999 a 2002
80
Incremento 2002: 15,8%
70
30
60
50
40
20
30
20
10
10
0
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul
Ago Sep Oct Nov Dic En-Dic
GWh
3.000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic En-Dic
GWh
15.000
2.000
10.000
1.000
0
5.000
2001
2000
2000
2001
2002
1999
2002
1999
106
2000
2001
2000
2001
2002
2002
OMEL
PRECIOS Y DEMANDA - PJM EN ESTADOS UNIDOS
PRECIOS Y DEMANDA - POWERNEXT EN FRANCIA
€/MWh
$US/MWh
Años 2000 a 2002
Incremento 2002: -41,9%
40
Años 1999 a 2002
120
Incremento 2002: -19,5%
100
30
80
60
20
40
10
20
0
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul
0
Ago Sep Oct Nov Dic En-Dic
Ene Feb Mar Abr May Jun
GWh
400
GWh
28.000
200
23.000
0
Jul Ago Sep Oct Nov Dic En-Dic
18.000
2001
1999
2002
2001
1999
2002
2000
2002
2002
PRECIOS Y DEMANDA - ALBERTA EN CANADA
PRECIOS Y DEMANDA - NEMMCO EN VICTORIA (AUSTRALIA)
$AUS/MWh
140
2001
2000
2001
$CAN/MWh
Años 1999 a 2002
Años 1999 a 2002
300
Incremento 2002: -38,2%
Incremento 2002: -12,0%
120
250
100
200
80
150
60
100
40
50
20
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul
0
Ago Sep Oct Nov Dic En-Dic
Ene Feb Mar Abr May Jun
GWh
9.000
GWh
6.000
8.000
4.000
7.000
2.000
Jul Ago Sep Oct Nov Dic En-Dic
0
6.000
1999
1999
2000
2001
2000
2001
2002
1999
1999
2002
107
2000
2001
2000
2001
2002
2002
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
RELACIÓN ENTRE CAPACIDAD COMERCIAL Y PUNTA DE DEMANDA
CAPACIDAD DE INTERCONEXIÓN
2001
2002
2005
Reino Unido
España
Francia
Italia
Portugal
Grecia
Noruega
UE
UE+N+CH
Grecia
0
Francia
0
Portugal
10
Italia
5
Irlanda
20
Bélgica
10
Holanda
30
Austria
15
España
40
Dinamarca
20
Finlandia
50
Alemania
25
Suecia
60
Reino Unido
30
Alemania
70
%
Dinamarca
35
%
Suecia
El mercado de PJM en Estados Unidos, con una evolución alcista en
2001, tomó en 2002 una tendencia descendente de los precios medios
con una reducción próxima al 20%.
La adopción de las Directivas 96/92/CE sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y la 98/30/CE sobre normas
comunes para el sector del gas natural, han marcado el verdadero punto de inflexión en la acción decidida hacia la consecución del mercado
interior en un sector clave de la economía, que va retrasado en relación con otros sectores y en cuanto al objetivo definido en 1985, de
alcanzar en 1992 un mercado europeo sin fronteras interiores.
Finlandia
Los precios en el mercado de Australia han presentado un perfil de
mayor equilibrio que en 2001, con un precio medio de 35 $AUS/MWh
y una reducción respecto a 2001 del 12%. El nivel de reserva de capacidad de generación en dicho mercado ha vuelto a una situación normal.
Desde la publicación, en 1988, del informe de la Comisión Europea
sobre los obstáculos al establecimiento del mercado interior de la energía, no se ha avanzado con rapidez excepto en los últimos años y, especialmente, el proceso se ha acelerado a partir del año 2001, cuando
la Comisión Europea analiza los efectos de la aplicación de las directivas, y realiza nuevas propuestas.
Bélgica
Los precios en el mercado de Alberta han presentado un perfil de mayor equilibrio que en 2001, con un precio medio de 45,2 $CAN/MWh
y una reducción respecto a 2001 del 38%. El nivel de reserva de capacidad de generación en dicho mercado ha vuelto a una situación normal.
El mercado interior de la electricidad
Holanda
Para el análisis de la evolución de otros mercados eléctricos no europeos se han seleccionado los mercados de Alberta en Canadá, PJM
en Estados Unidos y NEMMCO en Australia.
6.2. Los mercados de electricidad en la Unión
Europea
Suiza
La reducción de la reserva de capacidad en el mercado de NordPool,
motivado en parte por la escasa hidraulicidad provocó el que se alcanzaran, tanto en precio medio, como en precios diarios y horarios, cifras
récord para dicho mercado desde el mes de octubre hasta el mes de enero, dado que la capacidad de importación con Europa central es escasa.
Parece relevante considerar las señales producidas por los mercados
en situación de reserva de capacidad de generación relativamente escasa, con precios altos, que han provocado la evolución a una situación de mayor reserva y de menor volatilidad en los precios. El análisis
de estas incidencias es significativo para los años 2001 y 2002 para los
mercados americanos y en el año 2002 para el mercado de NordPool.
Austria
el mercado de Alemania y 49 €/MWh en el mercado APX en Holanda.
Contrastan estos precios con los de España donde el incremento de la
reserva de capacidad de generación originó un precio de 23 €/MWh.
Fuentes: ETSO y Nordel
Fuente: Comisión Europea
108
OMEL
GENERACIÓN Y CAPACIDAD DE SUMINISTRO
RELACIÓN ENTRE CAPACIDAD COMERCIAL Y PUNTA DE DEMANDA
100
%
90
80
70
60
50
3,5 %
40
3,4 %
30
20
Mayor suministrador
11,0 %
Los tres siguientes
Luxemburgo
Grecia
Francia
Portugal
Italia
Irlanda
Bélgica
Holanda
Austria
España
Dinamarca
Finlandia
2,8 %
Suecia
Reino Unido
0
Alemania
10
Fuente: Eurostat
GENERACIÓN Y CAPACIDAD DE INTERCONEXIÓN
100
RESERVA DE CAPACIDAD E IMPORTACIONES
50
%
%
90
80
40
70
60
30
50
20
40
30
10
Reserva de capacidad
Importaciones
Mayores 3 generadores
Fuente: Eurostat
109
Capacidad de importación
Grecia
Francia
Portugal
Italia
Irlanda
Bélgica
Holanda
Austria
España
Dinamarca
Finlandia
Alemania
Suecia
Grecia
Francia
Portugal
Italia
Irlanda
Bélgica
Holanda
Austria
España
NORDEL
0
Alemania
10
Reino Unido
0
-10
Reino Unido
20
Fuente: Eurostat
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
En paralelo, desde el año 1997, la Comisión Europea ha propiciado
que, en el Foro de Florencia (para la electricidad) y desde el año 1999
en el de Madrid (para el gas), se profundice en el análisis de posibles
soluciones a los problemas más importantes que se han puesto de manifiesto, como son el acceso a las redes, la tarificación transfronteriza
y la gestión de las congestiones en las interconexiones.
el Gas. Segundo Informe Comparativo", refleja todavía importantes
diferencias entre los estados miembros en, la capacidad comercial para intercambios, la capacidad de suministro y la reserva de capacidad
de generación, y en parámetros como la relación entre la producción
de los tres mayores generadores y la capacidad de importación.
También se han establecido ciertos criterios en relación con el problema planteado por la participación de empresas públicas de determinados países europeos en el capital de otras empresas también europeas.
La seguridad del suministro, medida tomando en consideración la
reserva de capacidad y las importaciones, ofrece motivos de reflexión
para quienes deben adoptar decisiones, ya sean empresariales o bajo
las obligaciones de planificación regulada y obligatoria.
La situación que figura en el segundo estudio realizado por la Comisión Europea "Progresos en el Mercado Interior de la Electricidad y
Las causas del escaso volumen de intercambios en el mercado interior
de la electricidad se encuentran, por un lado, en la insuficiencia de in-
POSICIÓN COMÚN ALCANZADA EN LAS DIRECTIVAS
SOBRE EL MERCADO INTERIOR DE LA ELECTRICIDAD Y GAS
Aceleración del calendario de apertura:
– 1 de julio de 2004, todos los consumidores no domésticos podrán elegir suministrador.
– 1 de julio de 2007, todos los consumidores podrán elegir suministrador.
– Se establece un procedimiento de seguimiento y control de los avances, tanto en la apertura del mercado como en la aplicación de las
condiciones de servicio público.
Profundización en la separación jurídica.
– De los gestores de las redes de transporte y distribución respecto de las actividades no relacionadas con el transporte y con la distribución.
– La independencia debe ser jurídica, funcional y en materia de decisiones de las actividades no relacionadas con el transporte y la distribución,
pero no implicará la separación de la propiedad en las compañías verticalmente integradas.
– En el caso de las redes de distribución, podrán quedar eximidas las redes que suministren a menos de 100.000 clientes, o si sirven a
pequeños sistemas aislados. Este umbral puede ser revisado.
Obligaciones de Servicio Público
– Alto nivel de protección para los consumidores finales.
– Especificaciones que como mínimo deben incluir un contrato de suministro.
– Obligación de comunicar a los consumidores las modificaciones en las condiciones del contrato.
– Recibir información transparente sobre precios, tarifas y condiciones generales, que serán equitativas.
– No habrá cargo alguno por cambio de suministrador.
– Los procedimientos de reclamaciones serán transparentes, sencillos y poco onerosos.
– Los consumidores domésticos, y en los Estados miembros que así lo consideren también las pequeñas empresas, disfrutarán del servicio
universal.
Gestión de la demanda. Los Estados Miembros aplicarán las medidas oportunas para alcanzar los objetivos de cohesión económica y social, protección del medio ambiente - que podrá incluir medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda, así como medidas para combatir el
cambio climático - y la seguridad del suministro.
Los suministradores de electricidad deben indicar en sus facturas, y en la documentación promocional, la contribución de cada fuente energética a la mezcla global de combustibles de la empresa durante el año anterior, las fuentes de información sobre el impacto en el medio ambiente
de las emisiones de CO2 y de los residuos radiactivos. Si la electricidad ha sido objeto de transacción en los mercados, pueden utilizarse las cifras acumuladas facilitadas por dicho organismo. Si se ha obtenido por importaciones se pueden utilizar las cifras facilitadas por la empresa en
el transcurso del año anterior.
110
OMEL
fraestructuras de interconexión, que fueron diseñadas para intercambios
por razones de seguridad, y no para el comercio de sistemas eléctricos liberalizados. Por otro lado, la gestión técnica de las redes tampoco se ha
adaptado plenamente al nuevo escenario de libertad de intercambios.
nexión radial débil con el centro del continente europeo como la peninsula Ibérica, Reino Unido y Escandinavia.
El 7 de junio de 2002, la Comisión realizó una propuesta de modificación de la Directiva 96/92/CE y de la Directiva 98/30/CE sobre reglas comunes del mercado de la electricidad y del gas, respectivamente, así como una propuesta de Reglamento relativo a las condiciones
de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad. El
Consejo de Ministros de Energía de 25 de noviembre de 2002, alcanzó un acuerdo político, que ha devenido posición común, sobre:
La capacidad comercial en relación con la demanda de punta presenta una gran heterogeneidad considerando la situación de los sistemas eléctricos de los distintos países miembros. La configuración de las
interconexiones provoca la segmentación del mercado interior en diferentes áreas, algunas aisladas, como Irlanda, Grecia y otras con una co-
POSICIÓN COMÚN ADOPTADA POR EL CONSEJO SOBRE EL
REGLAMENTO DE ACCESO A LA RED PARA EL COMERCIO TRANSFRONTERIZO DE ELECTRICIDAD
Establece unas normas equitativas para el comercio transfronterizo de electricidad, impulsando la competencia en el mercado interior de
la electricidad.
– Implica el establecimiento de un mecanismo de compensación por los flujos eléctricos transfronterizos.
– Fija los principios armonizados sobre tarifas de transporte transfronterizo.
– Fija principios armonizados sobre la asignación de la capacidad de interconexión disponible entre las redes nacionales de transporte.
La Comisión, con el dictamen de un Comité de Reglamentación, puede adoptar decisiones sobre:
– Las cuantías de compensación que deben abonarse, que se abonarán periódicamente, a períodos vencidos, y siguiendo directrices que
establece el propio reglamento. Los flujos serán los efectivamente medidos.
– Las directrices relativas al mecanismo de compensación, y su modificación, incluyendo información detallada sobre el procedimiento de pago.
– Las directrices preverán incentivos de ubicación adecuados, eficaces y armonizados a nivel europeo.
– Las directrices relativas a la asignación de capacidad de comercio disponible.
– Garantizará que los mecanismos de gestión de la congestión evolucionarán de forma compatible con los objetivos del mercado interior.
Establece los principios de intercambio de información y de coordinación entre gestores de las redes de transporte, a fin de garantizar la seguridad de las redes en relación con la gestión de la congestión.
Establece las condiciones que deben cumplirse para establecer interconectores, que estando exentos del cumplimiento de ciertas obligaciones
del Reglamento y la Directiva (peajes, acceso, etc.), impulsen la competencia en el suministro eléctrico. Las exenciones afectan entre otras, a las
cuestiones siguientes:
– Asignación de los ingresos derivados
– Derecho a cobrar cánones, diferentes a las tarifas de acceso
– Exoneración de la obligación del libre acceso a la red, establecido en el art. 20 de la posición común.
– Respeto a la metodología y las tarifas establecidas.
La exención la conceden las autoridades reguladoras nacionales, que pueden imponer condiciones, y aprobar o fijar las normas y mecanismos
de gestión y asignación de la capacidad. El propietario del interconector deberá ser una persona física o jurídica independiente, al menos en su
forma jurídica, de los gestores de las redes en cuyos sistemas vaya a construirse el interconector.
La notificación de la exención será comunicada sin demora a la Comisión, junto con toda la información necesaria. La Comisión puede pedir
que se anule o modifique la decisión de conceder una exención. Si la autoridad reguladora no satisface esta solicitud, la Comisión adoptará una
decisión definitiva, previo informe del Comité Consultivo.
La inversión sólo se concederá si se obtiene la exención.
111
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
– Una nueva Directiva que modifica la 96/92/CE, de electricidad, y la
98/30/CE de gas natural.
1254/96/CE se adoptaron en la reunión del Consejo de la Unión Europea, de 3 de febrero de 2003 y fue enviada al Parlamento Europeo para su adopción.
– Un nuevo Reglamento de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad.
El foro de Florencia
– La Decisión que modifica la 1254/96/CE que establece un conjunto
de orientaciones relativas a las redes transeuropeas en el sector de la
energía.
Los días 17 y 18 de octubre de 2002, tuvo lugar en Roma la novena reunión del foro de Florencia, al que concurrieron representantes de
las autoridades reguladoras de los Estados miembros de la Unión Europea y representantes de los países candidatos. También participaron,
por primera vez, representantes de Rusia.
Dicho acuerdo político establecía:
"La propuesta tiene por objeto fomentar la interconexión, la interoperabilidad y el desarrollo de las redes transeuropeas de la energía a fin de lograr un 10% de interconexión entre los Estados
miembros. El Consejo Europeo de Barcelona (marzo de 2002) señaló dicho objetivo como prioridad para la interconexión de electricidad a más tardar en 2005 como forma de contribuir a un ágil
funcionamiento del mercado interior de energía".
Las conclusiones de esta novena reunión del foro de Florencia pueden resumirse como sigue:
• Tarificación transfronteriza: Compensaciones entre TSOs
La CEER, la Comisión y los Estados miembros aceptaron provisionalmente la parte de la propuesta de ETSO sobre tarifas transfronterizas
relativa a la reducción de la carga máxima a la exportación que pasaría de 1 €/MWh a 0,5 €/MWh.
La posición común sobre modificación de las Directivas sobre
mercado interior, Reglamento y modificación de la Decisión
PRINCIPIOS DE ARMONIZACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TARIFAS DE ACCESO NACIONALES
Y DE LAS SEÑALES DE LOCALIZACIÓN DE INVERSIONES
Las señales de localización se producen en la actualidad a través de los gravámenes derivados de la congestión. Las tarifas de acceso a las redes deberían incorporar señales de localización para el largo plazo.
Un sistema de pago inter-TSO aplicado correctamente daría algunas señales de localización adicionales y proporcionaría la primera información
de costes reflejo de la remuneración inter-TSO en el término G (generación) para estados exportadores y en el término L (consumo) para estados importadores. Sin embargo estas señales podrían resultar insuficientes en su efecto sobre los planes de inversión en generación.
Se considera necesario establecer un sistema de señales de localización a largo plazo que, en principio, debería reflejar el equilibrio generación consumo de cada región eléctrica. Dicho sistema debe contribuir a la integración del mercado interior de la electricidad y fomentar la convergencia de
precios proporcionando señales económicas adecuadas para la construccioón de nuevas infraestructuras y redes de conexión.
Actualmente, las señales de localización a corto y medio plazo existentes son muy importantes. No hay virtualmente regiones en la UE donde
la nueva generación significativa puede ser instalada sin modificar la congestión interna o la de interconexiones entre los sistemas nacionales.
Además, actualmente también existen otros factores, que pueden tener una influencia significativa en decisiones sobre la localización y decisiones
de inversión, en muchos casos más importante que la que las tarifas de acceso podrían proporcionar. Esto incluye, por ejemplo:
– Costes de conexión por nueva generación. En algunos Estados Miembros, la nueva generación paga nuevos costes; en otros, la conexión es gratuita.
– Diferentes niveles de transparencia considerando los niveles de ATC hacia los puntos de interconexión y nodos, junto con los planes a largo plazo para eliminar la congestión. La nueva generación estará más incentivada a instalarse en redes con un desarrollo comprometido
a la eliminación de congestiones.
– Regímenes fiscales diferentes sobre impuestos, política ambiental, incluyendo la aplicación de gravámenes sobre energía verde, así como diversas restricciones de política energética. Es fundamental que estas cuestiones sean consideradas en el contexto de análisis de los factores de
localización de las tarifas de acceso.
112
OMEL
La CEER, la Comisión, EUROPEX y los consumidores y asociaciones
de la industria, así como casi todos los Estados miembros, expresaron
su convicción de que la adopción del proyecto de reglamento sobre los
intercambios fronterizos, era esencial.
A la luz de los debates, la CEER, la Comisión, ETSO, EUROPEX y
consumidores y asociaciones de la industria, así como casi todos los Estados miembros, convinieron en la importancia de que la Comisión
continuara sus trabajos sobre los temas relacionados con la armonización de tarifas y los factores de localización a largo plazo, de forma que
contribuya a la integración del mercado interior de electricidad y no
impida una convergencia de precios, suministrando señales económicas correctas con vistas a la construcción de nuevas infraestructuras y
nuevas interconexiones.
• Documento sobre estrategia
La Comisión presentó un primer borrador de un documento de alto
interés sobre estrategia destinado a ser debatido en el foro.
En dicho documento de estrategia se plantean una serie de grandes
objetivos de manera que el mercado único de la Unión Europea debe
llegar a funcionar como lo hacen los mercados nacionales. Ello requiere incrementos sustanciales en la capacidad de las interconexiones entre los países miembros, y una coordinación total en la gestión técnica
de los sistemas eléctricos. Se trata, en consecuencia, de establecer un
escenario que dé posibilidad de elección a todos los consumidores europeos.
ristas, la necesidad de que la operación técnica de los sistemas conduzca a operadores regionales de áreas eléctricas más amplias y que la
asignación de la capacidad para intercambios se base en subastas implícitas y en un tratamiento financiero para los contratos a largo plazo.
Considera así mismo fundamental que los procedimientos de seguridad de los sistema sean comunes.
Frente a esta situación, el balance de la situación actual se puede resumir como sigue:
– Limitada capacidad de interconexión.
Los necesarios incrementos de capacidad de inteconexión, imprescindibles para que las posibilidades de intercambio mejoren, son así
mismo fundamentales para reducir la concentración de mercado en diversos estados miembros.
– Los mercados son fundamentalmente nacionales.
– Los costes de transporte y otras políticas no son coherentes.
– Las congestiones no se gestionan de manera que se favorezca la
competencia.
• Gestión de la congestión
– Existe una concentración empresarial elevada en los mercados nacionales.
Se consideró la necesidad de un rápido progreso a este respecto ya
que debido a que el número de interconexiones congestionadas importantes avanza, es esencial asegurar el acceso no discriminatorio a
las redes. En este sentido la CEER consideró necesario establecer unos
principios que debería cumplir cualquier procedimiento de solución de
las congestiones.
El documento de estrategia hace referencia a dos cuestiones relacionadas con el desarrollo de los mercados. Subraya, en primer lugar, el
papel que pueden jugar los mercados regionales como el de NordPool, en el mercado interior de la electricidad y la importancia de que éstos adquieran una dimensión mínima.
Con base en la revisión de los principios referidos, la CEER, en colaboración con la Comisión, ETSO y otros operadores relevantes, fueron
requeridos para considerar cualquier revisión necesaria de las pautas
de la gestión de las congestiones.
En segundo lugar, en el ámbito de la coordinación, pone de manifiesto la importancia de principios comunes para los mercados mayo-
113
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
La CEER presentó un documento sobre el papel de la regulación
en la seguridad del suministro en el mercado interior de electricidad.
PRINCIPIOS PARA LA ASIGNACIÓN DE
CAPACIDADES DE INTERCONEXIÓN
INTERNACIONAL. PROPUESTA DE LA ASOCIACIÓN
EUROPEA DE REGULADORES (CEER)
• Comercio de electricidad con terceros países
El Foro apuntó su opinión de que el comercio creciente con los países no pertenecientes a la Unión Europea, sobre una base no discriminatoria y abierta, beneficiaría a Europa y a los países vecinos, y debería, por lo tanto, verse favorecido.
El método de la gestión de la congestión debe funcionar de
una forma económicamente eficiente y, cuando sea posible,
proporcionar las señales económicas apropiadas para una
gestión económica eficiente de las plantas existentes y una
eficiente inversión en infraestructura y/o en generaciones
adicionales conectadas a la red.
La Unión Europea y la ampliación
Al ya numeroso grupo de Estados miembros de la Unión y precandidatos a la adhesión que cuentan con operadores de mercado, y que
se resumen a continuación, se uniran en los próximos años otros nuevos que se van a instalar en algunos de los países candidatos a la adhesión. Es decir, se trata de una tendencia en la forma de operar que
se ha desarrrollado en la mayor parte de los países que han liberalizado o van a liberalizar su sector eléctrico.
El método de la gestión de la congestión debe promover la
competencia eficaz, no debe retirar energía del mercado y
debe ser no discriminatorio.
Toda la información relevante relacionada con el comercio
transfronterizo se debe publicar de forma transparente.
Los TSOs deben asegurar la capacidad máxima disponible en
las interconexiones y las redes de transmisión, al mismo tiempo que mantienen los estándares de seguridad de la red a un
nivel aceptable.
En los futuros Estados miembros se están llevando a cabo procesos
de liberalización que incluyen entre otros:
Los procedimientos de la gestión de la congestión pueden
generar solamente rentas en caso de que exista congestión.
• Planes de apertura progresiva de sus mercados.
• Procesos de privatización.
• Diseño y establecimiento, en su caso, de mercados organizados.
Cabe destacar, en lo referente a los planes de apertura de los mercados, la situación siguiente:
Se invitó a EUROPEX para que propusiera en el foro siguiente sus
opiniones y metodologías para la gestión de las congestiones de los intercambios de energía y cómo eliminarlas.
• Inician la liberalización en 2003, todos los Estados menos Chipre y
Malta, que la iniciarán en 2005.
• Normas de seguridad y fiabilidad
• Superan el mínimo umbral de apertura de la Unión Europea, en
2003, Hungría, Eslovaquia, Polonia y Eslovenia. El resto queda por
debajo del mínimo.
El Foro subrayó la necesidad de establecer un sistema de normas comunes observado por los TSOs y los usuarios de la red, para asegurar
el funcionamiento eficiente y seguro del sistema de interconexión y
una adecuada calidad del suministro de electricidad.
• Salvo Turquía y Bulgaria, el resto alcanzarán el grado de liberalización mínimo establecido en la UE en 2005.
• La infraestructura
• Tienen adquirido el compromiso de liberalizar al 100% para el año
2007, Polonia, la República Checa y Letonia.
La Comisión recordó la aprobación por el Consejo de Barcelona del
objetivo, para los Estados miembros, de un nivel de las interconexiones de electricidad equivalentes, por lo menos, al 10% de su capacidad instalada antes de 2005, que había sido sugerido por la Comisión
en su evaluación de la infraestructura de diciembre de 2001.
Con relación al diseño y establecimiento de los mercados, se han
creado en Polonia y la República Checa, que están operando en sus
mercados simultaneando la contratación bilateral desde 2000 y 2002,
respectivamente.
• Seguridad del suministro
114
OMEL
La asociación ya venía manteniendo reuniones, y estaba presente en
los foros internacionales, bajo el mismo nombre, como rama europea
de la asociación mundial de operadores de mercado eléctrico APEX, a
la que sigue vinculada, si bien la relevancia del marco comunitario para la liberalización de los sistemas eléctricos de la Unión Europea, aconsejaba constituirla formalmente. La nueva asociación constituye la referencia institucional obligada para el diálogo entre las autoridades
europeas y los mercados eléctricos organizados.
DISEÑO DE GENERACIÓN DE MERCADO
Eslovenia
Mercado Organizado + Contratación Bilateral
Polonia
Mercado Organizado + Contratación Bilateral
Eslovaquia
Contratación Bilateral
Hungria
POOL
Rumania
Mercado Organizado + Contratación Bilateral
Rep. Checa
Mercado Organizado + Contratación Bilateral
Lituania
Los objetivos más relevantes de EuroPEX son los siguientes:
Turquia
POOL
Bulgaria
POOL
Letonia
POOL
Estonia
POOL
Chipre
Sin decidir
Malta
POOL
• Tratar las cuestiones de comercio internacional, especialmente aportando una solución de mercado para los problemas de la congestión.
Actividades de EuroPEX
• Mantener el diálogo con las autoridades de la UE y con otras entidades que tienen relación con la electricidad, como ETSO, EFET,
etc.
• Promover el papel de los mercados energéticos con vistas a aumentar la competencia por la transparencia de precios y el establecimiento del mercado único europeo de electricidad.
• Apoyar la liberalización de los sistemas eléctricos europeos.
En abril de 2002 se ha formalizado en la ciudad de Bruselas la constitución de EuroPEX como entidad con personalidad jurídica sin fin de
lucro, siendo los miembros fundadores los mercados de España
(OMEL), Países Nórdicos (NordPool), Alemania (EEX), Francia (Powernext), Holanda (APX), Italia (GME) y Eslovenia (BORZEN).
• Incrementar la cooperación entre los mercados europeos de energía
y promover el libre comercio.
MERCADOS ORGANIZADOS EN EUROPA
COMIENZO
OPERACIÓN
ENTIDAD
MERCADO SPOT
MERCADO A PLAZO
(Futuros)
PRECIOS ZONALES
MERCADO
DE AJUSTES
P. NÓRDICOS
1/1993
NORDPOOL
Sí
Sí
Sí
Sí
ESPAÑA
1/1998
OMEL
Sí
Previsto
HOLANDA
5/1999
APX (Holanda)
Sí
Previsto
Sí
ALEMANIA
6/2000
EEX
Sí
Sí
Sí
R.U. - UKPX
6/2000
UKPX
Sí (Bilateral)
Sí (Bilateral)
Sí (Bilateral)
POLONIA
6/2000
GIELDA ENERGII
Sí
Sí
Previsto
R.U. - NETA
3/2001
ELEXON (Liquidación)
No
No
No
R.U. - APX
3/2001
APX (R.U.)
Sí (Bilateral)
Sí (Bilateral)
Sí (Bilateral)
FRANCIA
11/2001
POWERNEXT
Sí
Previsto
REP. CHECA
1/2002
OTE
Sí
ESLOVENIA
1/2002
BORZEN
Sí
AUSTRIA
3/2002
EXAA
Sí
ESTADO
Sí
Fuente: EuroPEX
115
Sí
Sí
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
• Hacer recomendaciones sobre la difusión de la información relativa
a los mercados y a sus reglas, en especial las que tienen relación con
el abuso de posición dominante.
APERTURA DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
100
%
90
EuroPEX viene teniendo reuniones regulares, para tratar diversos temas como son, especialmente, los que se tratan en los foros internacionales (Foros de Florencia y Madrid) y sobre aquellos que media un
requerimiento concreto, como es el encargado por el Foro de Florencia, el 18 de octubre de 2002, para que presentara una propuesta de
solución de congestiones en las conexiones internacionales.
80
70
60
50
40
30
Entre los temas que está analizando están los diversos métodos de
cooperación entre mercados, como son:
20
2003
mínimo UE
2005
2007
Malta
mínimo UE
Chipre
Estonia
Letonia
Bulgaria
Turquia
Lituania
Rep. Checa
Rumania
Hungria
Eslovaquia
• “Market Coupling/implicit auction”, basado en la cooperación entre los operadores de mercado europeos, teniendo en cuenta, tanto
las ofertas al mercado, como los contratos bilaterales.
Polonia
0
Eslovenia
10
• ”Market Splitting/implicit auction” vigente en NordPool.
Fuente: Unión Europea
POSICIÓN DE EUROPEX RELATIVA A TARIFAS TRANSFRONTERIZAS Y SOLUCIÓN DE CONGESTIONES
El sistema transitorio propuesto por ETSO constituye un gravamen a las exportaciones, y los principios sobre los que se basa no concuerdan con
los establecidos para el sistema permanente.
Se considera necesaria la adopción de un sistema para la determinación del acceso a las redes intracomunitarias de carácter permanente y que
permita considerar a Europa como un sistema eléctrico integrado. Las propuestas de la Comisión Europea y de CEER sobre el sistema permanente de tarificación transfronteriza tienen elementos adecuados que deben desarrollarse.
La solución final debería cumplir los siguientes principios:
– La estructura de la tarifa debe ser independiente de la red eléctrica del Estado Miembro al que se esté conectado.
– La tarifa misma puede ser distinta en los diferentes Estados Miembros, pero la estructura debe ser idéntica.
– La tarifa debe ser definida tratando de integrar los diferentes mercados eléctricos, evitando cualquier posible fragmentación entre diferentes mercados o diferentes productos como la capacidad comercial en las fronteras.
– En el mercado interior de la energía no deben existir mecanismos que actúen contra la convergencia de los precios y el arbitraje.
– Los mercados organizados promueven las transacciones que favorecen la convergencia de los precios y el arbitraje, bien admitiendo ofertas de participantes de otros mercados o bien coordinándose entre ellos. La coordinación entre mercados organizados podría potenciar
aún más estos efectos, sin que sea necesaria ningún tipo de renta de monopolio.
– En todo caso, no deberían existir pagos asociados al concepto de ¨exportación de energía¨, ya que este concepto de pago no debe ser tomado en consideración en el mercado interior.
Basado en los principios anteriores, EuroPEX considera que las normas que regulan las tarifas de acceso a las redes, y las etapas temporales necesarias para alcanzar la propuesta definitiva, deberían formar parte de la nueva Directiva o Reglamento.
116
OMEL
Pueden producirse las siguientes situaciones:
– Formación de un precio marginal para todo el área en situación de
no congestión.
– Formación de precios nodales en cada mercado en situación de congestión.
• Sistemas de mercados marginales, por cooperación entre operadores de mercado europeos basado en el método de creación de nodos de negociación.
Las hipótesis básicas para aplicar estas soluciones son:
• Las fronteras congestionadas entre sistemas eléctricos deben ser
identificadas por adelantado.
• La capacidad comercial máxima neta entre diferentes áreas donde
será usado el sistema debe ser conocida previamente.
• Las ofertas utilizadas en los sistemas de cooperación anteriores deben ser simples y horarias (energía y precio), al menos al comienzo
de aplicación de estos mecanismos.
• Los titulares de contratos bilaterales podrían realizar ofertas por diferencias entre precios marginales o, alternativamente, ser tratados
como contratos financieros.
Europa debería situarse en el orden de un 15-20% de la punta de la
demanda, lo que nos situaría en la media comunitaria.
En el horizonte 2002-2011, el documento "Planificación de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 20022011" confirma las ventajas de caracter técnico, económico, medioambiental y estratégico que justifican la necesaria interconexión del
sistema eléctrico español con los sistemas externos.
6.3 Importancia del mercado español en el
contexto europeo
Los intercambios internacionales, aunque han tenido una evolución
creciente, se mantienen todavía muy limitados, debido, entre otras
causas, a la existencia de una escasa capacidad de interconexión, especialmente con el norte de Europa.
La capacidad de interconexión comercial prevista para el sistema peninsular español en el año 2005, considerando realizados los refuerzos
de la red de transporte previstos en dicho horizonte temporal, es:
El desarrollo del mercado español, que es un mercado interesante
para las principales compañías eléctricas de la Unión Europea, no podrá realizarse en todo su potencial si esta situación, de práctico aislamiento, no se ve modificada a corto y a medio plazo.
CAPACIDAD DE INTERCONEXIÓN EN 2005
PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA
La integración de los intercambios internacionales en el mercado se
produce de forma eficaz y es consecuencia de la participación de los
agentes del mercado, al realizar transacciones que tienen su origen en
el mercado organizado o en contratos bilaterales o tránsitos de electricidad.
Interconexión
Consideramos que, teniendo en cuenta la dimensión del mercado
español y del mercado ibérico, la capacidad comercial con el norte de
117
Capacidad Comercial en Invierno (MW)
Interconexión con Francia
Interconexión con Portugal
Interconexión con Marruecos
3.000
1.200
900
Total
5.100
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
Consecuentemente, en dicho año 2005, la capacidad de interconexión prevista supondrá el 11,6% de la capacidad de producción.
Las actuaciones previstas se clasifican en un desarrollo no estructural, a corto plazo, y uno estructural a largo plazo.
Interconexión con Francia: la interconexión con Francia supone el
objetivo de mayor interés, por cuanto constituye el principal activo para que se pueda llevar a cabo el principio de la libertad de comercio,
así como asegurar la calidad y seguridad del sistema español.
Interconexión con Portugal: las actuaciones previstas, que se reflejan además en el Protocolo para la creación del Mercado Ibérico, de
noviembre de 2001, se indican en el cuadro adjunto;
INTERCONEXIÓN CON FRANCIA.
PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA
INTERCONEXIÓN CON PORTUGAL.
PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA
Actuaciones a corto plazo
Alqueva-Balboa 400 kV.
En proceso:
– Refuerzo de la línea Hernani-Cantegrit 400 kV.
– Refuerzo de la transformación Vic 400/220 kV.
Incremento de la capacidad de las líneas existentes:
– Falagueira-Cedillo-Oriol-Arañuelo/Almaraz 400 kV.
– Eje 400 kV Cartelle-Lindoso.
– Eje 400 kV Duero.
En estudio:
– Refuerzo de la línea Arkale-Mouguerre 220 kV.
– En función de la experiencia adquirida con las actuaciones previstas, se procederá a:
- control total en elementos existentes.
- nuevo desfasador en Arkale.
INTERCONEXIÓN CON ARGELIA.
PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA
Actuaciones a medio y largo plazo
Línea D/C 400 kV Cazaril-Graus. Nuevo corredor de 400 kV.
Se evalúa la viabilidad y rentabilidad de un nuevo eje de interconexión entre ambos sistemas mediante un cable (en corriente continua) de unos 200 kilómetros que posibilita:
– Conexión con zona de excedente energético en el oeste argelino (1.200-2.000 MW).
– Refuerzo anillo eléctrico mediterráneo.
Construcción línea D/C 400 kV Marsillón-Muruarte.
Reconstrucción S/C > D/C Cantegrit-Argia-Hernani 400 kV.
Reconstrucción S/C > D/C Baixas-Vic 400 kV.
INTERCONEXIÓN CON ANDORRA.
PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA
INTERCONEXIÓN CON MARRUECOS.
PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA
Se prevé desarrollar la actual interconexión de 110 kV mediante la transformación a 220 kV. Así se establecerá un futuro nuevo eje de 220 kV España-Andorra-Francia.
Se prevé el refuerzo de la interconexión mediante el tendido de
un segundo circuito Estrecho-Fardiona, asociado a la instalación
de un segundo circuito Pinar-Estrecho.
118
OMEL
EXPORTACIONES A FRANCIA
IMPORTACIONES DE FRANCIA
GWh
GWh
Años 1998 a Marzo 2003
1.000
Años 1998 a Marzo 2003
400
900
800
300
700
600
200
500
400
300
100
200
100
0
0
1998
1999
Mercado organizado
2001
2000
2002 2003
1998
1999
Mercado organizado
Bilaterales
2000
GWh
Años 1998 a Marzo 2003
350
2002 2003
EXPORTACIONES A PORTUGAL
IMPORTACIONES DE PORTUGAL
GWh
2001
Bilaterales
Años 1998 a Marzo 2003
600
300
500
250
400
200
300
150
200
100
100
50
0
0
1998
Mercado organizado
1999
2000
2001
2002 2003
1998
Mercado organizado
Bilaterales
119
1999
2000
Bilaterales
2001
2002 2003
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON FRANCIA Y ENERGÍA CASADA EN LOS MERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES
Periodo de Octubre 2001 a Marzo 2003
MWh
1.600
1.200
800
400
0
-400
-800
Capacidad de importación no ocupada
Importación
Capacidad de exportación no ocupada
Mar 03
Feb 03
Ene 03
Dic 02
Nov 02
Oct 02
Sep 02
Ago 02
Jul 02
Jun 02
May 02
Abr 02
Mar 02
Feb 02
Ene 02
Dic 01
Nov 01
-1.600
Oct 01
-1.200
Exportación
CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON PORTUGAL Y ENERGÍA CASADA EN LOS MERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES
Periodo de Octubre 2001 a Marzo 2003
MWh
1.600
1.200
800
400
0
-400
-800
Capacidad de importación no ocupada
Importación
Capacidad de exportación no ocupada
120
Exportación
Mar 03
Feb 03
Ene 03
Dic 02
Nov 02
Oct 02
Sep 02
Ago 02
Jul 02
Jun 02
May 02
Abr 02
Mar 02
Feb 02
Ene 02
Dic 01
Nov 01
-1.600
Oct 01
-1.200
OMEL
El comercio internacional en el mercado español en la
actualidad
El examen de la situación del sistema eléctrico peninsular español nos indica lo siguiente, en relación a los intercambios de electricidad:
• Con Portugal, se producen habitualmente operaciones de importación y exportación. El tamaño relativo del sistema eléctrico portugués con relación al conjunto del sistema español hace que la capacidad comercial de intercambio con relación a la demanda punta de
Portugal, que es del 12%, sea significativa a efectos comerciales. El
grado de ocupación de la capacidad comercial para los intercambios
en el mercado organizado y derivado de contratos bilaterales figura
en el gráfico.
• En el caso de la frontera hispano-francesa, la capacidad comercial
disponible con el resto de Europa se sitúa en la actualidad entre
1.000 ÷ 1.400 MW en sentido importador y en 750 ÷ 1.000 MW
en sentido exportador. Si se compara con la punta de demanda máxima del sistema español, de 37.600 MW, el 18 de febrero de 2003
a las 19:44 horas, esta capacidad es muy escasa. Ello conduce a una
situación cercana al aislamiento comercial con respecto al resto de
Europa. No obstante, el comercio se ha desarrollado con normalidad
y en función de la evolución de los precios en el mercado español.
El grado de ocupación de la capacidad comercial para los intercambios en el mercado organizado y derivado de contratos bilaterales figura en el gráfico.
• En cuanto al comercio a través de la interconexión con Marruecos
debe destacarse la existencia de un flujo fundamentalmente exportador junto con la aparición de importaciones de electricidad hacia
España, motivadas en gran medida, por la incorporación al mercado
de la energía procedente de Argelia.
CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON MARRUECOS Y ENERGÍA CASADA EN LOS MERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES
Periodo de Octubre 2001 a Marzo 2003
MWh
600
400
200
0
-200
Capacidad de importación no ocupada
Importación
Capacidad de exportación no ocupada
121
Exportación
Mar 03
Feb 03
Ene 03
Dic 02
Nov 02
Oct 02
Sep 02
Ago 02
Jul 02
Jun 02
May 02
Abr 02
Mar 02
Feb 02
Ene 02
Dic 01
Nov 01
-600
Oct 01
-400
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
CAPACIDAD COMERCIAL APROXIMADA
Verano 2003 (MW)
100
70
1.600
1.900
Fi
No
Ir
2.200
1.700
GB
2.000
2.000
2.500
1.700
CENTREL
Al
2.350
2.000
2.100
2.350
1.150
1.850
2.950
4.000
Fr
2.600
Su
2.500
2.400
Po
370
460
550
550
Ho
Be
1.500
3.100
1.750
700
1.400
200
600
Di
N/D*
N/D*
800
1.200
600
550
Sue
1.700 610
580 1.300
950
1.000
1.300
Rusia
2.850
3.350
1.750
1.800
600
600
N/D*
50
It
1.030
690
Au
300
N/D*
Eslovenia
Es
400
400
Marruecos
Fuente ETSO y elaboración propia
*Datos no proporcionados por los operadores de las redes correspondientes
122
OMEL
6.4 El mercado Ibérico de electricidad
El proceso de liberalización del sistema eléctrico español se está llevando a cabo con notables avances en el ámbito de la Unión Europea
de manera que nuestro modelo sigue constituyendo una referencia importante. Este hecho se confirma con la adopción del Protocolo suscrito el 14 de noviembre de 2001 entre los ministros español y portugués
de Economía, para la creación de un mercado ibérico de electricidad,
completado por las interpretaciones realizadas en la Cumbre de Valencia de octubre de 2002, donde al tiempo que se introduce la posibilidad de un mercado ibérico de estructura bipolar, la fecha de su plena
operatividad se extienda al horizonte 2006.
El Protocolo preveía el acceso al operador del mercado ibérico y a las
interconexiones con terceros países en condiciones de igualdad y libertad de contratación.
También se establecía en dicho Protocolo que el operador del mercado ibérico debía abrir su capital a empresas de ambos países y actuar
de forma rigurosamente imparcial.
La participación y colaboración de OMEL se establece en el Protocolo para la elaboración de procedimientos armonizados y la implementación de medidas técnicas y organizativas, junto con Red Eléctrica de España y Rede Eléctrica Nacional.
Aunque los resultados conseguidos son positivos, con relación a la
situación de partida, los sistemas eléctricos español y portugués se encuentran todavía lejos de aprovechar los beneficios que se derivarían
de un incremento sustancial de los intercambios y, desde luego, de una
alternativa de integración de los mercados más profunda.
Todo ello avala, en primer lugar, la importancia de establecer los
principios de coordinación de la operación técnica de los sistemas de la
manera más próxima a la consideración de un único sistema eléctrico,
aunque ello requiera proceder por etapas y garantizar la responsabilidad en materia de seguridad de suministro de los gestores de las redes
de ambos países.
En este sentido los principales obstáculos detectados son los siguientes:
• La capacidad comercial, aunque significativa a efectos comerciales,
es muy variable en función de la situación de la producción de cada
país, al estar gestionados técnicamente los dos sistemas como independientes, pese a estar altamente interconectados.
• El trabajar con dos mercados separados en España y en Portugal impide el aprovechamiento de todas las ventajas por parte de los productores, comercializadores y consumidores portugueses y españoles.
Los trabajos llevados a cabo en aras a la armonización de procedimientos de operación técnica de ambos sistemas, han puesto de manifiesto la separación que todavía existe entre los mismos con una incuestionable influencia en la eficiencia la gestión técnica y económica
del futuro Mercado Ibérico.
• El grado de liberalización del mercado es diferente en Portugal y en
España, tanto en el lado de la producción, como en el lado de la demanda, y en la participación del sector público en las empresas. Por
otra parte, todavía existe un elevado potencial de obtención de los
beneficios derivados de un mayor acercamiento entre la apertura establecida por la normativa y la real.
Además, pueden ser necesarias la adopción de tecnologías de cooperación de mercados. También debe tenerse en cuenta el hecho
de que la legislación a la que estaría sometido dicho Mercado Ibérico es la nacional de ambos países y la comunitaria, lo que debería
tenerse en cuenta, cualquiera que sea el modo en que se desarrolle
dicha cooperación.
123
6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
En resumen, se trataría de alcanzar un mercado a través de un proceso de convergencia que camine en el sentido de las tendencias comunes que presiden la mayor parte de los procesos de liberalización
que se están desarrollando. Estas tendencias indican que es importante que existan mercados organizados líquidos, que sirvan a la vinculación entre la contratación mayorista y minorista, en los que puedan
producirse transacciones que respondan a la realidad física de la producción y el suministro y que permitan una respuesta eficaz de los consumidores a las variaciones de los precios.
DIMENSIÓN Y GRADO DE APERTURA
Año 2002
Demanda
205.459 GWh
Potencia instalada
44.174 MW
Potencia punta (17/12/01) 35.490 MW
Mercado abierto
100 %
Demanda
40.022 GWh
Potencia instalada
9.040 MW
Potencia punta (17/12/01) 7.142 MW
Fuente: REE y REN
124
Mercado abierto
45 %
7.1
El equipo humano de OMEL
7.2
El sistema de información de OMEL
7.3
Principales modificaciones durante 2002
7.4
Tecnología y cooperación
7. medios técnicos y tecnología de OMEL
7. MEDIOS TÉCNICOS Y TECNOLOGÍA DE OMEL
La implantación y operación del mercado de electricidad llevada a cabo por OMEL a lo largo de los más de cinco años de funcionamiento del
mercado, con plena operatividad de todos sus procesos y funciones, se basa en una organización de medios humanos y tecnológicos que se
han combinado con un alto grado de eficacia.
7.1 El equipo humano de OMEL.
La estructura orgánica y funcional de OMEL está diseñada para fomentar el trabajo en equipo, método de actuación fundamental de la Compañía, de manera que, si bien, cada una de las personas y unidades integrantes de la misma tiene responsabilidades, funciones y objetivos específicos, todas colaboran en la consecución de los generales de la empresa, con lo que su campo de visión es más amplio y la eficacia en el
desempeño de las tareas es mayor.
El equipo humano de OMEL ha demostrado, en relación con las funciones desarrolladas por la Compañía, una alta capacitación referida tanto a la tecnología informática innovadora aplicable a los mercados electrónicos en general, como al funcionamiento de los mercados eléctricos.
Esta cualificación se ha puesto de manifiesto en el diseño y gestión de los mismos, en su relación con los agentes del mercado y las entidades interesadas en el mismo, así como en sus iniciativas de propuesta de regulación de mercado, de formación interna y externa, y en la colaboración para el desarrollo de mercados eléctricos en otros países.
La política de capacitación y formación continuas y de incentivo de actitudes innovadoras basado en la cooperación e integración de esfuerzos y el desarrollo de capacidades personales, para incorporar los progresos tecnológicos al acervo de la Compañía, constituyen directrices estratégicas fundamentales de OMEL.
126
OMEL
A finales de 2002 la plantilla de la empresa ascendía a 54 personas,
lo que supone un incremento de 3 personas sobre la del año anterior.
A 31 de diciembre, la edad media de la misma era de 37,63 años. Se
trata de una estructura organizativa sencilla y orientada a la consecución de objetivos para conseguir la participación de todo el personal.
La alta participación de titulados, especialmente superiores,
59,26%, y del 22,22% para los titulados medios es típica de mercados
organizados basados en sistemas informáticos avanzados. El personal
administrativo supone el 18,52%.
En el terreno de la seguridad y salud laboral cabe destacar, en el año
2002, la continuación de las medidas de seguridad y de prevención de
riesgos laborales con los correspondientes planes de formación al respecto, implantadas en el año anterior.
DISTRIBUCIÓN DE LA PLANTILLA POR CATEGORIAS
%
80
70
• Casación de las ofertas y obtención de precios marginales en cada
una de las horas para los mercados diario e intradiario.
60
59
50
• Recepción de la información relativa a la ejecución de los contratos
bilaterales.
40
30
20
19
• Realización, en colaboración con el operador del sistema, de los procesos de solución de restricciones técnicas.
Administrativo
• Realización de las liquidaciones de energía y facturación a los
agentes.
22
10
0
Titulado superior
Titulado medio
• Suministro a los agentes del mercado de la información necesaria sobre los resultados de los mercados y de las liquidaciones.
7.2 El sistema de información de OMEL
• Gestión de los intercambios de información entre OMEL y los agentes, incluyendo el tratamiento electrónico de las eventuales reclamaciones al mercado.
La operación de los mercados y la realización de las liquidaciones,
funciones fundamentales de OMEL, se apoyan en el sistema de información del operador de mercado (SIOM), constituyendo un mercado
electrónico de contratación donde se llevan a efecto todas las transacciones.
• Mantenimiento actualizado de la información asociada a los agentes utilizada por el mercado y gestión electrónica de los cambios
asociados a la misma.
Las funciones fundamentales soportadas por el sistema SIOM son:
• Intercambio con el operador del sistema de la información necesaria
para el funcionamiento del mercado de producción y la realización
de las liquidaciones.
• Recepción de ofertas de compra y de venta. Esta función incluye
una serie de verificaciones para la ayuda a los agentes en la realización de las ofertas sin errores.
127
7. MEDIOS TÉCNICOS Y TECNOLOGÍA DE OMEL
• Capacidad de análisis de la información existente y generación de
informes.
• Red telefónica básica (RTB).
• Red digital de servicios integrados (RDSI).
• Generación y distribución automática de informes de carácter público, principalmente a través del servidor "web" público.
• Red Internet.
• Líneas dedicadas.
Principios de diseño
Los agentes pueden utilizar cualquiera de los medios anteriores, o
varios de ellos, según sus necesidades específicas. Todos los elementos
El diseño del SIOM permite la participación en el mercado de agentes
con unas necesidades y requerimientos muy distintos. Por un lado, facilita la participación de multitud de agentes de pequeña dimensión con unas
necesidades principales de simplicidad en el acceso y que potencialmente
no tengan conocimientos informáticos. Por otro lado, se adapta también
a las necesidades de aquellos agentes que realizan un gran número de
transacciones y, por tanto, introducen otro tipo de condicionantes.
ARQUITECTURA DEL SISTEMA
OPERADOR DEL MERCADO
La solución adoptada, basada en la utilización de la tecnología Internet, posibilita la incorporación de un gran número de agentes en un
lapso reducido de tiempo. El diseño del puesto del agente es simple,
robusto y fiable. Únicamente se utiliza software estándar basado en
ordenadores compatibles PC, con una necesidad de mantenimiento
prácticamente inexistente.
SIOM
Casación
Liquidación
Agentes
SIOM tiene una configuración en estrella, redundante en todos sus
equipos a fin de cubrir todo fallo simple, en la que todas las transacciones son registradas en una base de datos centralizada.
Ofertas
Compra/Venta
BD
Base de
Datos
Mto. y Ejecución
Consultas e Informes
Monitorización
En la tabla inferior se muestra un resumen de los requerimientos de
diseño de la solución del sistema SIOM, las respuestas dadas a los
mismos y las soluciones adoptadas en cada caso.
Interface
Medidas
Con objeto de que las comunicaciones con el SIOM no supongan
ningún tipo de barrera de entrada para los agentes del mercado se ha
dotado al sistema SIOM de acceso a través de cuatro tipos distintos de
comunicaciones:
SIOS
REQUERIMIENTOS DE DISEÑO
REQUERIMIENTOS
RESPUESTAS
SOLUCIONES
Número ilimitado de agentes
Diseño modular
Tecnología internet
Requisitos mínimos del puesto de agente
Software estándar
Evitar el uso de productos especiales
Accesible por todo tipo de agentes
Comunicaciones estándar
Utilización de medios de comunicación disponibles
Seguridad controlada
Medios de seguridad actualizados
Firewalls, Smart cards, SSL
Capacidad de crecer el número de agentes
Solución escalable
Todos los módulos son ampliables
Tolerar el fallo simple
Redundancia de los elementos
Duplicar todos los equipos
128
OMEL
que soportan las comunicaciones están preparados para soportar el fallo simple de cualquiera de sus componentes al estar todos ellos duplicados y preparados para la conmutación automática en caso de fallo.
ficados electrónicos de identificación de los agentes tanto para el acceso al mercado como a los procesos de operación del sistema.
En la figura siguiente se describe la arquitectura modular del sistema
SIOM.
Para cumplir con los altos requerimientos de seguridad de un mercado electrónico se utilizan técnicas de firma electrónica, habituales en
el comercio electrónico a través de Internet, y que se basan en el uso
de:
Los módulos se denominan y tienen las funciones que se indican a
continuación:
• Tarjetas inteligentes personalizadas para cada agente.
• SIOM-Agentes: encargado de las comunicaciones agente-OMEL.
Permite el envío de las ofertas, la validación de las mismas, y la obtención de los resultados de las casaciones de las sesiones y de las liquidaciones por los agentes. Las figuras de la página siguiente
muestran un ejemplo de pantallas de acceso al sistema.
• Control de niveles de acceso mediante certificados emitidos por
OMEL.
• Utilización del protocolo de comunicaciones seguro https, siguiendo
el estándar "Secure Sockets Layer" (SSL).
• Casación: encargado de realizar la casación de las ofertas realizadas
por los agentes en los mercados diario e intradiario, obteniendo tanto los precios marginales de cada hora como las energías casadas y
el orden de precedencia económica de las ofertas.
A fin de dotar de una mayor seguridad al sistema, OMEL se ha constituido como entidad certificadora del mercado, gestionando los certi-
CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE INFORMACIÓN
Oficina Principal
Oficina Emergencia
INTRANET
INTRANET
SWITCH
SWITCH
Enlace FO
100 Mbps
Enlace FO
100 Mbps
SWITCH
SWITCH
CPD
HUB
100 Mb
FW3
FW4
BD1-OM
Red de Base de Datos
Vc 28 Mbps
FORE2_OM
FORE1_OM
Enlace E3
34 Mbps
BD2-OM
Demarc 100
Vc 6 Mbps
CPD
Geo
Network
BD1_EM
Demarc 100
Red de Web
HUB
WEB_OM
WEB1_EM
FW1
FW2
FW1_EM
129
7. MEDIOS TÉCNICOS Y TECNOLOGÍA DE OMEL
• Liquidaciones: encargado de realizar las anotaciones en cuenta de
todas las transacciones que se llevan a cabo en el mercado de producción, incluyendo tanto los procesos gestionados por OMEL como aquellos gestionados por el operador de sistema. Así mismo, se
encarga de la fijación para cada agente de la energía objeto de
transacción en cada proceso y su precio horario final, gestionando
finalmente la facturación del mercado.
• Interfases externas: encargado de las comunicaciones con entidades
externas a OMEL, especialmente con el operador del sistema. La información intercambiada incluye aquella necesaria para la operación
de los procesos de gestión compartida entre el operador de mercado y el operador de sistema, los resultados de los mercados, que son
necesarios para la operación técnica del sistema, así como los resultados de los procesos gestionados por el operador del sistema, que
son necesarios para realizar su liquidación económica.
• Operación y mantenimiento: encargado de la realización de las labores de operación y mantenimiento del sistema y de su base de datos, por parte del personal de OMEL.
7.3 Principales modificaciones durante 2002
Dentro del desarrollo tecnológico de los sistemas del operador del
mercado, el ejercicio 2002 constituye un año de consolidación de la infraestructura de sistemas y comunicaciones y de definición e inicio del
desarrollo de transformaciones significativas que puedan ser puestas
en funcionamiento en el año 2003.
Durante este año, tanto el sistema principal como el sistema de
emergencia se han mantenido continuamente operativos, no habiendo sido necesaria la utilización del sistema de emergencia excepto en
130
OMEL
las pruebas periódicas de operatividad que se realizan con los agentes
del mercado.
Durante el año 2002 se han introducido importantes mejoras en las
infraestructuras informáticas de la empresa, tanto del sistema principal
como del sistema de emergencia (SIOME). Estas mejoras han permitido disponer de un sistema dotado de las funcionalidades y capacidades de procesamiento necesarias para responder con éxito a las nuevas necesidades consecuencia de la liberalización plena el 1 de enero
de 2003. En este sentido cabe destacar:
• El desarrollo y puesta en funcionamiento de una nueva aplicación para
el mantenimiento electrónico de los datos asociados a los agentes y relevantes para el mercado. La nueva aplicación permite a los agentes del
mercado el realizar todas las operaciones de mantenimiento y gestión
de sus datos mediante los mismos medios y facilidades que los necesarios para acceder al mercado. La automatización y la simplificación de
procesos asociada han permitido reducir los plazos de respuesta y de finalización de los procesos, así como mejorar la calidad de los mismos.
• La mejora de la infraestructura de almacenamiento, copias de seguridad y mantenimiento sincronizado de la información del mercado, mejorando la fiabilidad de la aplicación y la gestión del almacenamiento
ante las cada vez superiores demandas del mercado en este aspecto.
Igualmente en desarrollo, se están realizando las adaptaciones y nuevas funcionalidades necesarias para permitir el acceso e interacción con el
mercado a través de aplicaciones informáticas de los agentes que se comunican con el mismo a través de los denominados Servicios Web (Web
Services), utilizando formatos de intercambio XML. Esta nueva aplicación,
denominada SIOM2 y núcleo del futuro sistema de contratación del mercado, utiliza las últimas tecnologías con el objetivo de facilitar la necesaria
interacción e intercambios de información de los agentes con el mercado.
• La mejora continua de los procesos de mercado, liquidación y facturación, permitiendo el mantenimiento de funcionalidad y prestaciones de la aplicación ante el incremento importante de agentes y
operaciones que se ha producido en el periodo.
• El desarrollo de un nuevo servidor de información pública de la empresa y el mercado (web público) que, además de proporcionar una
nueva imagen corporativa, ha permitido la presentación de los resultados del mercado de una manera más completa y amigable.
7.4 Tecnología y cooperación
• La modificación de los entornos de trabajo de la empresa, introduciendo nuevos equipos dotados del sistema operativo Windows 2000 con
inclusión de nuevos mecanismos de seguridad y facilidad de trabajo.
El continuo impulso al mantenimiento, adquisición de conocimientos y tecnologías aplicados a la adaptación dinámica de nuestro sistema de información ha permitido que la tecnología del SIOM sea un
instrumento idóneo para el desarrollo de nuestro mercado, que, además, está siendo implantada en otros mercados organizados de electricidad de reciente creación.
Además de todas estas mejoras de gran importancia para el funcionamiento diario del mercado, durante 2002 se ha avanzado en el desarrollo de nuevas soluciones integradas con el sistema de información que,
estando previsto entren en funcionamiento en 2003, responden a las
nuevas necesidades del mercado y de los agentes para el futuro próximo.
La tecnología de OMEL, que ya había sido exportada al mercado
holandés APX-Holanda, y al sistema de "trading" de Portugal, fue implantada con éxito a finales del año 2001 en el mercado de electricidad de la República Checa. Durante este año 2002, se ha continuado
colaborando con el operador del mercado de electricidad de este país,
realizando las necesarias mejoras y modificaciones al sistema para incrementar sus prestaciones y adaptación a las necesidades del mercado checo de la electricidad.
Como primera solución relevante, destaca el hecho de modificación
de la aplicación para que permita su acceso multilingüe. En este sentido, se ha realizado un rediseño completo del sistema para permitir su
utilización por los diferentes agentes externos en idiomas distintos al
español. Se espera que esta aplicación entre en funcionamiento en el
primer cuatrimestre de 2003.
131
P
ro
to
tip
o
7. MEDIOS TÉCNICOS Y TECNOLOGÍA DE OMEL
132
OMEL
Aparte de esta acción, durante el año 2002 se han continuado
desarrollando las actuaciones de cooperación de OMEL con otros
mercados o países en vías de liberalización. Dentro de estas acciones destacan la continuación de los proyectos de consultoría de
apoyo a la operación del mercado de electricidad de Georgia, proyecto, este último, en el que se ha colaborado con las empresas Iberinco e IPA.
se ha demostrado como clave para el éxito de las mismas en todos los
países en los que han sido implantadas.
Por otra parte, y atendiendo a los retos en la relación con los agentes del mercado y otras entidades, que nos ha planteado la liberalización del suministro realizada el 1 de enero de 2003, durante este año
ha continuado el análisis detallado de los diferentes países en que este proceso ya ha tenido lugar, obteniéndose informaciones y conclusiones de gran valor para la situación española.
Además, nuestra base tecnológica constituye un pilar importante
para el propio desarrollo del mercado y la ampliación de las actividades de OMEL, como es el caso de la adopción de nuevas formas de
contratación ya anunciadas en el Real Decreto-Ley 6/2000. A lo largo
de este año se han desarrollado dos prototipos de funcionamiento de
estas nuevas formas de contratación que permiten demostrar las cualidades del mercado como forma de asegurar los suministros y ventas
de las producciones a un plazo mayor al actualmente existente en el
mercado de electricidad. Estos prototipos, que han demostrado un
funcionamiento muy positivo, han estado basados en las experiencias
del resto de operadores de mercado, algunos de los cuales ya negocian
dichos productos, permitiendo ganar en conocimiento y comprensión
sobre las mismas. Se ha podido constatar que la existencia de un operador del mercado, gestor de estas formas de contratación de energía,
A este respecto cabe señalar que, dentro de las actividades realizadas
durante este año, revisten especial importancia la mejora continua de
las aplicaciones de acceso al mercado por parte de los agentes, especialmente en lo que al mantenimiento y gestión de la información se refiere, con el objetivo de mejorar las prestaciones proporcionadas por la
aplicación y aumentar su funcionalidad, de manera que pudiese soportar las necesidades de los nuevos agentes que se están incorporando
desde el 1 de enero de 2003. En particular, se han realizado en este periodo importantes mejoras en las infraestructuras de procesamiento y
comunicaciones del mercado, simplificando los accesos y utilización del
sistema y mejorando aún más su flexibilidad y escalabilidad, preparándolas para dicho potencial incremento en el número de agentes.
133
8.1
Información sobre el mercado de
electricidad y sus resultados
8.2
La actividad de formación de OMEL
8.
la información en el mercado de la electricidad
8. LA INFORMACIÓN EN EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
La Ley del Sector Eléctrico y sus disposiciones de desarrollo encomiendan al operador del mercado la difusión de información de los resultados y operaciones propias del mismo que sean relevantes, tanto para los agentes del mercado, como para terceros interesados en su evolución.
Esta función, que es característica de las instituciones que gestionan mercados organizados de mercancías o financieros, adquiere una especial importancia en los procesos de creación y consolidación de los mismos.
OMEL, consciente de la trascendencia que tienen estas actividades para el desarrollo del mercado de la electricidad, ha desarrollado una estrategia específica, integrando esta función como básica y propia de la Compañía.
Por otra parte, y de conformidad con las más recientes recomendaciones para el fomento de la transparencia y seguridad en el ámbito societario, OMEL publica en su pagina web una serie de informaciones sobre la Sociedad y sus órganos de gobierno entre las que cabria destacar
I.
Funciones de la Sociedad.
II.
Estatutos sociales.
III.
Código de conducta de la Compañía al que se encuentran sujetos todos los miembros del Consejo de Administración, así como los directivos y empleados de la Sociedad.
IV.
Estructura orgánica de la Compañía, incluyendo la composición e identidad de los miembros de su consejo de administración.
V.
Normativa aplicable a la Compañía.
VI.
Información sobre funciones y composición del Comité de Agentes del Mercado.
VII.
Directorio de Agentes del Mercado.
VIII.
Informes mensuales sobre la evolución del mercado eléctrico desde diciembre de 1998.
IX.
Informes anuales de la Compañía desde 1998, junto con los informes de los auditores externos y la composición accionarial de la
sociedad.
136
OMEL
8.1 Información sobre el mercado de electricidad
y sus resultados
Desde el inicio de funcionamiento del mercado, OMEL ha desarrollado una actividad continuada de transmisión de información referida
a las características y funcionamiento del mercado de electricidad y a
sus resultados mediante publicaciones en la prensa, difusión a través
de conferencias organizadas por instituciones interesadas en el sector
eléctrico y publicaciones en revistas nacionales y extranjeras especializadas en el mismo.
OMEL considera que la utilización de la red Internet es en la actualidad el modo más eficiente de difundir información con gran rapidez
y accesibilidad, tanto en tiempo real como de carácter histórico, lo que
ha determinado la publicación a través de dicha red de las informaciones básicas de la Compañía y del mercado eléctrico organizado.
La Compañía actualiza de forma permanente la información suministrada habiéndola incorporado en idioma inglés además del español.
OMEL viene publicando, de modo inmediato, los resultados de los
mercados diario e intradiario con expresión de volúmenes de energía y
precios en cada período horario de programación, como resultado de
las transacciones en dichos mercados. Figura así mismo información similar, como resultado de las liquidaciones, relativa a la solución de restricciones técnicas y a los procesos de operación técnica, gestionados
por el operador del sistema, como parte integrante del precio final de la
energía, responsabilidad de OMEL, que también es objeto de publicación junto con el detalle de todos sus componentes, incluyendo los desvíos sobre las medidas cuando éstas se incorporan a las liquidaciones.
• Publicación mensual, por el operador del mercado, de los resultados
de los programas de energía agregados por agente y mes natural del
mercado de producción de energía eléctrica, una vez transcurrido un
mes desde el último día de aquél al que se refieran. La publicación de
estos resultados se realiza para todos los mercados por tipos de agentes, productores, comercializadores y distribuidores, así como para las
importaciones y exportaciones a través de las interconexiones.
• Publicación mensual, una vez transcurridos tres meses desde el último día de aquél al que se refieran, por el operador del mercado, de
las ofertas presentadas por los agentes, en cada uno de los mercados diario e intradiario.
El Real Decreto-Ley 6/2000 ha establecido los principios básicos que
deben aplicarse a la información confidencial y a la información que
debe disponer el público en general en el mercado de producción de
energía eléctrica, tanto en lo que hace referencia al operador del mercado como al operador del sistema.
• Publicación del coste de los desvíos asociados a las instalaciones de
Régimen Especial a que se refiere el Real Decreto 841/2002 con
identificación de su clasificación por grupos.
Como consecuencia de los requerimientos establecidos por dicho
Real Decreto-Ley, se pone a disposición del público en general, además, la siguiente información:
• Publicación por el operador del mercado de las curvas agregadas de
oferta y demanda de los mercados diario e intradiario con desagregación explícita de cada uno de los puntos que las configuran, así
como las modificaciones derivadas del proceso de solución de restricciones técnicas, incorporando en este caso los contratos bilaterales afectados.
OMEL publica también, a través de Internet, y actualiza permanentemente, además de la legislación básica sobre el mercado de electricidad, las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica, el Contrato de Adhesión a éstas, el Código de Conducta
de la Compañía, la relación de agentes del mercado y la información relativa a los cursos de formación que imparte la Compañía, entre los que
cabe mencionar un curso a distancia, a través del propio Internet.
• Publicación por el operador del mercado de las capacidades comerciales e intercambios intracomunitarios e internacionales por frontera.
Deben destacarse así mismo los informes de coyuntura anuales y
mensuales del mercado organizado de electricidad.
137
8. LA INFORMACIÓN EN EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
138
OMEL
8.2 La actividad de formación de OMEL
Durante el año 2002 OMEL ha continuado con su actividad de formación, al ser considerada como una tarea básica para el desarrollo correcto del mercado de electricidad, que complementa a la labor más
amplia, de información y atención adecuada a los agentes del mercado y a entidades interesadas en el mismo.
Se han impartido los siguientes tipos de cursos:
• Curso de Funcionamiento del Mercado (uno de ellos en inglés).
• Curso de Introducción al Mercado.
• Curso de Nociones Básicas sobre el Mercado.
• Cursos sectoriales específicos.
• Curso interactivo en Internet.
• Cursos de Prácticas en Universidades que imparten cursos máster
sobre el sector eléctrico.
Además se ha continuado la actividad de formación e información,
en colaboración con la Comisión Nacional de Energía.
El pasado año 2002 se han impartido 25 cursos, incluyendo los propios y los realizados en colaboración con otras entidades, a los que han
asistido 463 alumnos.
Especialmente interesante ha sido el curso impartido en inglés, en el
mes de junio, con una alta participación de agentes externos y de representantes de otras entidades o empresas en cuyo país se van a instalar o se han instalado mercados organizados (Sonelgaz de Argelia,
EdF, GdF de Francia y OTE en la República Checa).
Las entidades asistentes pueden clasificarse de la siguiente manera:
• Compañías eléctricas
16%.
• Comercializadores y Consumidores
28%.
• Agentes Externos
10%.
• Pequeños distribuidores
• Autoproductores
• Administración Pública
• Consultores y otras empresas
OMEL ha continuado impulsando la calidad y la objetividad de la
docencia y las publicaciones necesarias ya sean éstas impartidas o
elaboradas por personal de la Compañía, o por expertos de las empresas eléctricas, instituciones especializadas o representantes de
consumidores.
1%.
Una buena parte de los cursos contienen aplicaciones prácticas para las que OMEL se ha dotado de un simulador para formación cuyo
comportamiento es idéntico al sistema principal SIOM, donde pueden
simularse las operaciones del mercado, de forma que los alumnos pueden actuar como compradores o vendedores y obtener resultados en
los diferentes mercados pudiendo realizar consultas y reclamaciones,
como si fueran agentes del mercado.
18%.
2%.
25%.
A ello debe añadirse el curso interactivo por Internet de OMEL que,
en 2002, ha recibido la visita de 565 usuarios.
OMEL adapta permanentemente su sistema de formación a los requerimientos que se vayan produciendo por parte de los interesados
en el mercado, con especial atención a los aspectos de la liberalización
del mercado antes citados.
En el caso de las jornadas informativas la mayoría de los asistentes
se pueden clasificar como consumidores cualificados.
139
8. LA INFORMACIÓN EN EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
En este sentido, durante este ejercicio 2003 se continúa ofreciendo
los servicios de formación que puedan demandar los interesados, programando y adaptando los contenidos a las necesidades que se observan y/o nos solicitan, entre ellas, las siguientes:
• Curso práctico sobre el Mercado, dirigido a profesionales y empresas interesadas en disponer de una preparación práctica sobre el
funcionamiento del mercado. Duración 8 horas y media.
• Curso sobre el Mercado Español de Electricidad, dirigido a profesionales de empresa, Entidades y Asociaciones interesadas en conocer
de forma amplia el funcionamiento del mercado español de electricidad. Duración: 27 horas, a lo largo de tres días y en jornadas de
mañana y tarde.
• Curso sobre el Mercado Español de Electricidad, en inglés, idéntico
al anterior. Se ha programado una vez al año, en función de la demanda.
• Curso para pequeñas y medianas empresas, de 3 horas de duración,
para difundir los conceptos básicos de la liberalización total del suministro en el año 2003.
• Curso interactivo en Internet.
• Se ha diseñado un nuevo curso sobre "Electricidad, ¿cómo elegir
suministrador?", en colaboración con el Club Español de la Energía.
También se ofrecen cursos sobre el mercado, bajo petición, tanto en
España como en el extranjero, ya sea en español o en inglés, bien para agentes externos, bien para personal de empresas o entidades interesadas en el funcionamiento del mercado español o por considerarlo
como un modelo previsible en sus países. En estos cursos bajo petición,
OMEL, se adapta a las necesidades de forma flexible, tanto en su duración como en el contenido.
140