T20 gv

T22 GV Legislación básica del sistema eléctrico
Contenido
INTRODUCCIÓN. EL SISTEMA ELÉCTRICO
1. LEGISLACIÓN BÁSICA DEL SECTOR ELÉCTRICO
1.1.ANTECEDENTES DE LA LIBERALIZACIÓN
1.2.LEY 54/1997
1.3.LEY 24/2013: PRINCIPIOS GENERALES, COMPETENCIAS ADMINISTRATIVAS, SOSTENIBILIDAD ECONÓMICO Y
FINANCIERA DEL SISTEMA, ACTIVIDADES Y SUJETOS, INGRESOS Y COSTES, RÉGIMEN SANCIONADOR.
2. CNMC EN EL SECTOR ENERGÉTICO (LEY 3/2013)

El Sector Eléctrico es el conjunto de empresas y organismos que hacen posible que podamos disponer de electricidad en todo momento. El suministro de energía eléctrica se define como la entrega
de energía a través de las redes de transporte y distribución mediante contraprestación económica en las condiciones de regularidad y calidad que resulten exigibles.
(1) El suministro de energía eléctrica es esencial para el funcionamiento de nuestra sociedad . (INPUT BÁSICO) Y su precio es un factor decisivo de competitividad.
-Garantía de suministro con los niveles necesarios de calidad
-Suministro eléctrico al mínimo coste posible
(2) El transporte y la distribución de electricidad constituyen un monopolio natural. (1 conexión directa por consumidor).
-Intensivo en capital
-Definir las necesidades de inversión en nuevas instalaciones de transporte de energía eléctrica para garantizar el suministro de energía a largo plazo (CARÁCTER VINCULANTE)
-Estimar y estimular las necesidades de generación y su mix de acuerdo con la política energética vigente (CARÁCTER INDICATIVO)
Todo ello bajo los principios de
-Transparencia
-Sostenibilidad económica y financiera del sistema
-Nivel de competencia efectivo en el sector
-Dentro de los principios de protección medioambiental de una sociedad moderna
SECTOR TRADICIONALMENTE MUY REGULADO
Corresponde al GOBIERNO la REGULACIÓN (1) del sector eléctrico Y SU PLANIFICACIÓN (2) regulada por la Ley del Sector Eléctrico en vigor en cada momento.
Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital; CNMC;Consejo de Seguridad Nuclear(CSN)
0.El sistema eléctrico

La estructura del Sistema Eléctrico en España no se ha visto alterada desde mediados del siglopasado
3
Esquema básico del SistemaEléctrico
[Fuente: REE]
No obstante, en la actualidad hay un proceso de cambio provocado por la introducción en un grado creciente de pequeñas centrales de generación ubicadas
cerca del consumo, la “Generación Distribuida”, que se conecta directamente a la red de distribución y próxima al consumo
El Sistema Eléctrico consta de las centrales de generación, estaciones transformadoras elevadoras, redes de transporte,
subestaciones transformadoras reductoras, redes de distribución y centros de transformación
La Ley 17/2007, que le otorgó a Red
Eléctrica de España (REE) la condición
de transportista único de la
electricidad

Las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica son: generación, transporte, distribución, servicios de recarga energética, comercialización e
intercambios intracomunitarios e internacionales, así como la gestión económica y técnica del sistema eléctrico. Las principales son las siguientes:
Generación:
Consiste en la producción de energía eléctrica en centrales eléctricas a partir de combustibles fósiles, nucleares o fuentes renovables.
Transporte:
Tiene por objeto la transmisión de energía eléctrica por la red de transporte, utilizada con el fin de suministrarla a los distintos sujetos y para la realización de
intercambios internacionales. La red de transporte de energía eléctrica está constituida por la red de transporte primario (instalaciones de tensión mayor o igual a
380 kV) y la red de transporte secundario (hasta 220 kV).
Distribución:
Tiene por objeto la transmisión de energía eléctrica desde las redes de transporte, o en su caso desde otras redes de distribución o desde la generación conectada a la
propia red de distribución, hasta los puntos de consumo u otras redes de distribución en las adecuadas condiciones de calidad con el fin último de suministrarla
a los consumidores.
Comercialización:
La actividad de comercialización será desarrollada por las empresas comercializadoras de energía eléctrica que, accediendo a las redes de transporte o distribución,
tienen como función la venta de energía eléctrica a los consumidores y a otros sujetos según la normativa vigente.
Gestión económica y técnica del sistema eléctrico:
La imposibilidad de almacenar electricidad requiere que la oferta sea igual a la demanda en cada instante de tiempo, lo que supone necesariamente una coordinación
de la producción de energía eléctrica con su consumo, así como la coordinación entre las decisiones de inversión en generación y en transporte de energía
eléctrica en función de estimaciones de demanda futura.
Operadores de Mercado del Sistema.
Gestiona el mercado mayorista de electricidad al que todas las empresas generadoras están obligadas a ofertar su producción

Las actividades de transporte y distribución permanecen bajoun esquema regulado debido a su carácter de monopolio natural,dadas
sus características intrínsecas
5
Separación deactividades reguladas dela generación ycomercialización
[Fuente: elaboración propia]
La legislación nacional establece la separación jurídica, contable , funcional , de marca e imagen de las actividades reguladas de aquéllas que se llevan
a cabo en competencia, para el caso de grupos empresariales verticalmente integrados
Borrador RD
18 Nov. 2011
Generación Transporte Distribución
ACTIVIDADESREGULADAS
Gestión Económica del sistema
(Compra-Ventadeelectricidad)
ACTIVIDADES ENCOMPETENCIA
Gestión técnica del sistemaOS
CNMC
Regulador
Comercializador
Clientefinal
Para posibilitar la
liberalización
(competencia en
generación y
comercialización), se
ha de garantizar el
libre acceso a redes,
mediante el pago de
tarifas de acceso
El modelo español de
separación de las
actividades de transporte
es del tipo Transmission
System Operator (TSO),
donde el operador y
gestor de la red es
también propietario de las
instalaciones de
transporte

Las redes de transportellevan la electricidad desde el punto de generación hasta los grandes consumidores y las redes de distribución
hasta el resto de consumidores
6
Técnica Abastecimien
to
Flexibilidad
Principales cifras delas actividades deredesenEspaña
La actividad de transporte está gestionada por REE, mientras que
en la actividad de distribución participan Endesa, Iberdrola,Gas
Natural Fenosa, HC Energía y E.ON
La retribución de las actividades reguladas se calcula en función
de la inversión,O&M y gestión de las redes
Evolución dela retribución dela actividad dedistribución [M€]
[Fuente: BOE]
[Fuente: REE, CNE]
Principales cifras ylocalización geográfica delas actividades deredesenEspaña
[Fuente: REE, CNE SICE-distribuidores]
Nota:
No se presentan los datos de la actividad de transporte de Iberdrola, GNF,
Endesa y EDP por ser marginales respecto a la actividad de distribución
Cifras año 2012
Km de red 41.229
Posiciones de subestaciones 5.053
Capacidad transformación [MVA] 78.050
Transporte
Cifras año 2012
Mill. puntos
suministro
Energía
(TWh)
11,3 92,0
10,6 56,7
4,2 34,1
0,8 17,3
0,6 5,1
Total 27,7 237,2
Distribución
Endesa
Iberdrola
Gas Natural Fenosa
HC Energía
E.ON España
Evolución dela retribución deltransporte [M€]
[Fuente: BOE]
+8%
2013
1.604
2012
1.760
2011
1.534
2010
1.397
2009
1.344
2008
1.246
2007
1.090
2006
1.013
2005
937
2004
834
2003
696
2002
627
2001
582
2000
550
2.957
2001
2.899
2000
2.824
4.454
2007
4.250
2006
3.666
2005
3.568
2004
3.402
2003
3.017
2002
+4%
2013
5.098
2012
5.301
2011
5.461
2010
5.498
2009
4.538
2008

7
Antecedentes de la liberalización < 1987

Excesivo optimismo PEN 1975--> grandes inversiones (excesivas) en generación
fuel y nuclear (Planes Nucleares)
+
Entorno macroeconómico (Reconversión)--> contracción demanda eléctrica
+
insuficiencia tarifaria
=
Merma de ingresos de las eléctricas y sobreendeudamiento agravado por altos
tipos de interés y cambio peseta/dólar
1983, nuevo PEN 1983-1992, incluye una moratoria a las instalaciones nucleares, y se firma
«Protocolo eléctrico»;
1984, se pone en marcha un plan de saneamiento financiero y entra en vigor la Ley 49/1984 de
explotación unificada del sector eléctrico, que daría lugar a la creación de Red Eléctrica el año
siguiente y al intercambio de activos en los años 1985 y 1986.

La Ley 49/1984 dio origen a un conjunto normativo conocido comúnmente como “Marco Legal Estable” (MLE), que marcó el periodo comprendido entre
1987 y 1997. La característica principal del MLE era la fijación de una retribución de las actividades de producción, distribución y transporte
conforme a valores estándar, así como un sistema de compensaciones entre empresas eléctricas para la redistribución de los ingresos tarifarios en
función de sus diferentes costes.
Etapa fuertemente influenciada por la necesidad de absorver el exceso de generación instalada.
-paralización de las inversiones en generación + moratoria nuclear
-estabilidad regulatoria aportada por el MLE
=
mejora de la situación financiero-económica de las empresas.
A finales del período se produce una mejora macroeconómica--> recuperación demanda eléctrica
-Potencia instalada y demanda se ajustan
-Inversiones principalmente en red de transporte
Se inicia el proceso de concentración empresarial, Endesa (Compañía Sevillana de Electricidad, FECSA, ENHER, ERZ y Viesgo) Iberdrola
(Hidroeléctrica Española e Iberduero). Esta concentración también favoreció la internacionalización del sector.
1995, LOSEN que establecía un sistema de generación independiente, en régimen de competencia, que coexistiría con las instalaciones de generación ya
existentes, que mantendrían un régimen regulado. Este modelo sin embargo no llegaría a desarrollarse nunca.
1995 se crea como organismo regulador del sector, la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional (CSEN), que posteriormente en 1998 pasaría a ser la
Comisión Nacional de Energía (CNE) y más adelante, ya en 2013, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El sistema eléctrico podía entenderse como una cadena cerrada en la que
los consumidores asumían la totalidad de los costes del sistema a unos precios regulados por
laAdministración, precios que a su vez aseguraban a las empresas eléctricas la recuperación
de las inversiones y otros costes previamente reconocidos por el Estado.
Presenciaestatalentodosloseslabonesdelacadena

LA LIBERALIZACIÓN comienza en 1998, como consecuencia de la Directiva 96/92/CF “Primer Paquete” del Mercado
Interior de la energía, entra en vigor la Ley 54/1997 que incorporaba a nuestro ordenamiento las previsiones contenidas
en dicha Directiva, lo que supone una profunda transformación del sector mediante:
-la distinción y separación de actividades (reguladas y las no reguladas)
-liberalización de las actividades de generación, comercialización e intercambios internacionales
-carácter regulado del transporte, la distribución, y la gestión técnica y económica del sistema
-la apertura de las redes a terceros,
-el establecimiento de un mercado organizado de negociación de la energía
-la reducción de la intervención pública en la gestión del sistema
-establecía los ingresos por tarifas y peajes, a través de las cuales los usuarios del sistema se hacían cargo de los
costes de diversificación y seguridad de suministro, entre los que se encuentran las primas al régimen especial.
-creó además el Operador del Mercado (la compañía OMEL, como filial de REE, que posteriormente sería privatizada).
-Respecto a la actividad de generación se refiere, fue la desaparición de un sistema de valoración de la energía
basada en costes medios y la creación del mercado mayorista, de casación marginalista.
-surgen los Costes de Transición a la competencia (CTCs),
-se produce el proceso de privatización del sector (ENDESA y REE)
-se impulsaba mediante incentivación el desarrollo de instalaciones de régimen especial con el Real Decreto
2818/1998, que permitía por primera vez que algunas de estas tecnologías pudieran elegir entre percibir una tarifa
regulada o bien acudir al mercado y obtener el precio del mismo más una prima
Ley 54/1997. Liberalización

2003 a un segundo paquete normativo cornunitario. El objetivo de este paquete, compuesto por la Directiva 2003/54/CE
Y el Reglamento 1228/2003 sobre comercio transfronierizo, era acelerar el proceso de Iiberalización avanzando en la
separación de actividades, del mercado eléctrico europeo. Esta Directiva se concretó en España en la Ley 17/2007.
En el contexto de la liberalización, tuvieron lugar en España dos hitos importantes en relación con el incremento de
la competencia en el sector eléctrico.
-la total apertura del mercado minorista de electricidad a partir del 1 de enero de 2003, superando ampliamente los
requisitos europeos entonces vigentes.
-la entrada en funcionamiento el 1 de julio de 2007 del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL). nuevas
interconexiones con Portugal
-interconexión del mercado ibérico con el resto de Europa continuó quedando como asignatura pendiente
-TSO modelo empresarial en que la misma empresa realiza el transporte y la operación del sistema eléctrico por
aprovechamiento de sinergías. REE única en el mundo. En cumplimiento de Ley 17/2001 REE adquirió en 2010
los últimos activos de transporte pendientes de transferir convirtiéndose en transportista único.
-profunda reorganización de las corporaciones del sector. importante ajuste empresarial
-problema más importantes es el déficit tarifario. Quebranto del principio de garantizar la suficiencia de ingresos
para retribuir los costes incurridos en la prestación del servicio. Los dos primeros déficits cuantitativamente
relevantes fueron las registrados en los años 2005 y 2006
Ley 17/2007. Liberalización

RD 6/2009
Para contención del déficit de tarifa y asegurar sostenibilidad del sistema
-Crea un fondo de titulización de la deuda con garantías del Estado
-Objetivo de llegar al equilibrio en el año 2013.
-Crea el bono social
-Crea registro de preasignación

ITINERARIO NORMATIVO 2009-2013

El registro de preasignación se generaliza:
 Mediante el Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, se crea el
Registro de preasignación de retribución para las nuevas
instalaciones de producción de energía eléctrica que deseen
acogerse al régimen económico establecido en el Real Decreto
661/2007
 Las instalaciones se inscriben a nivel estatal por orden de fecha de
autorización, hasta que se cumpla el objetivo
RD 6/2009

RD 14/2010
Las empresas financiarán el bono social hasta 2013 y asumirán el coste de las
políticas de ahorro y eficiencia energética (E4) en el periodo 2011-2013.
Todas las empresas generadoras de electricidad, tanto del régimen ordinario
como las de energías renovables y cogeneración, pagarán un peaje de 0,5
€/MWh.
Se limita durante tres años las horas con derecho a prima de las plantas
fotovoltaicas al igual que ha ocurrido con otros sectores como el eólico y el
termosolar.
Se modifican los límites máximos del déficit de tarifa en 2010, 2011 y 2012
para adecuarlo a las desviaciones y se mantiene en el año 2013 el punto en el
que se alcanza la suficiencia tarifaria.

8. RDL 2/2013, medidas urgentes régimen especial
9. RDL 9/2013, Deroga sistemas retributivos régimen
especial. Diseña nuevo régimen retributivo (bases
para renovables, transporte y distribución)
10.RD 1047/2013, de metodología calculo retribución
transporte
11.RD1048/2013, metodología calculo retribución de
distribución
12.Ley 24/2013, del Sector Eléctrico
1. RDL 1/2012 suspensión preasignación (nuevas renovables)
2. RDL 13/2012 de medidas urgentes déficit (Transp y Distr,
remanentes CNE e IDAE, pagos por capacidad,,etc)
3. RDL 20/2012 de medidas urgentes (reducción costes no
peninsulares, modificación retribución transporte)
4. RDL 29/2012 de límite del déficit
5. Ley 15/2012 de medidas fiscales (impuesto a la generación,
impuestos nucleares, céntimo verde a combustibles fósiles y
canon hidráulico)
2012 2013
ITINERARIO NORMATIVO 2012-2013 “Reforma Energética”
• Primas régimen especial
RDL 1/2012
• Resto costes del sistema
RDL 13/2012
RDL 20/2012
RDL 2/2013
• recaudación actividad de generación
• L 15/2012
Junto con la batería de propuestas
Regulatorias anteriores de sostenibilidad, la
Ley 24/2013 se enmarcaba, asimismo, en el
ámbito de la reforma estructural del sector
eléctrico incluida en la Recomendación del
Consejo relativa al Programa Nacional de
Reformas de 2013 de España, aprobadas por
El Consejo de la Unión Europea el
9 de julio de 2013.

ITINERARIO NORMATIVO 2012-2013 “Reforma Energética”

Junto con la batería de propuestas regulatorias de diversa índole que la desarrollan denominadas “Reforma Energética”, pretenden a
través de diversos mecanismos, la erradicación definitiva del déficit de tarifa (sostenibilidad del sistema). La Ley 24/2013 se
enmarcaba, asimismo, en el ámbito de la reforma estructural del sector eléctrico incluida en la Recomendación del Consejo relativa
al Programa Nacional de Reformas de 2013 de España, aprobadas por el Consejo de la Unión Europea el 9 de julio de 2013.
La Ley 24/2013 del Sector Eléctrico responde a cambios y deficiencias fundamentales identificadas en el sector eléctrico:
-la elevada penetración de las energías renovables,
-la aparición de nuevos agentes
-la mayor complejidad de las ofertas en el mercado.
-el exceso de capacidad para asegurar el respaldo del sistema
-el déficit estructural.
Además de aportar estabilidad regulatoria y así garantizar la sostenibilidad del sistema a largo plazo y resolver las deficiencias existentes en
el funcionamiento del mismo,
-mantiene la distinción entra las actividades reguladas y las no reguladas
-estableciendo un nuevo sistema de primas a las renovables que las recorta
impulsa la competencia efectiva en el sector:
-introduciendo un aumento de la competencia de las comercializadoras de referencia,
-mejorando la posición del consumidor en cuanto a:
-la información disponible
-facilitando los procesos de cambio de suministrado
Ley 24/2013

26. RD 900/2015 de autoconsumo
2014 2015
ITINERARIO NORMATIVO > 2013
18. RD 216/2013 de PVPC
22. RD 413/2014 de renovables

En junio de 2014, se publicó el Real Decreto 413/2014
que establece la metodología del régimen retributivo
específico, que será de aplicación a las instalaciones de
producción a partir de fuentes de energía renovables,
cogeneración de alta eficiencia y residuos a las que les
sea otorgado.
Posteriormente se publicó la Orden IET/1045/2014, por la
que se aprueban los parámetros retributivos de las
instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones
de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de
energía renovables, cogeneración y residuos.
Real Decreto 413/2014 + Orden IET/1045/2014

En virtud de la ley 24/2013 se establece un nuevo régimen
retributivo para las renovables y cogeneración no basado en prima
que se plasma en el RD 413/2014 que, según cálculos del ejecutivo,
supune un recorte de unos 1.700 millones de euros para el año
2014 con la distribución que se presenta en el gráfico, estimada por
la CNMC.
El nuevo sistema para las renovables, que sustituye al de primas,
establece 1.400 tipos de plantas y vincula el cobro de retribuciones
adicionales a lo que reciban en el mercado eléctrico y a una
rentabilidad razonable (vinculada a la evolución de la deuda pública,
pero que se establece en un 7,5%) para toda la vida útil de cada
instalación. Así, cada planta cobrará en función de la inversión, lo
recibido hasta ahora y su vida útil hasta que llegue a esa
rentabilidad. Con este esquema, hay plantas, fundamentalmente
parques eólicos, que dejan de recibir retribución adicional.

La Comisión Nacional de Energía era el ente regulador de los sistemas energéticos,
creado por la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, y desarrollado
por el Real Decreto 1339/1999, de 31 de julio, que aprobó un Reglamento actualizado
por el Real Decreto 1204/2006, de 20 de octubre. Por ley 3/2013 se crea la CNMC que
aglutina los diferentes reguladores incluyendo la CNE.
Sus objetivos son velar por la competencia efectiva en los sistemas energéticos y por la
objetividad y transparencia de su funcionamiento, en beneficio de todos los sujetos que
operan en dichos sistemas y de los consumidores. A estos efectos se entiende por
sistemas energéticos el mercado eléctrico, así como los mercados de hidrocarburos tanto
líquidos como gaseosos.
La CNMC aprueba liquidaciones provisionales de costes del sector eléctrico, de las
instalaciones de producción de energías renovables, cogeneración y residuos y del gas.
EL PAPEL DE LA CNMC

Contenido
1. EL MERCADO ELÉCTRICO. PRINCIPALES DESARROLLOS
REGLAMENTARIOS................................................................................................................. 1
2. MERCADO MAYORISTA DE PRODUCCIÓN
(FUNCIONAMIENTO Y ORGANIZACIÓN): EL MIBEL............................ 2
2.1. AGREGACIÓN DE OFERTAS DE VENTA: LA CURVA DE
OFERTA. ......................................................................................................................................... 4
2.2. LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL
MERCADO DIARIO............................................................................................................... 5
2.3. CASACIÓN......................................................................................................................... 6
3. EL MERCADO MINORISTA: SUMINISTRO Y CONTRATACIÓN
DE ENERGÍA ELÉCTRICA.................................................................................................. 7
4. RETRIBUCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE Y
DISTRIBUCIÓN ............................................................................................................................ 8
5. RETRIBUCIÓN DEL OPERADOR DEL MERCADO Y EL
OPERADOR DEL SISTEMA ............................................................................................. 11
6. EL DÉFICIT TARIFARIO. .......................................................................................... 11
7. RETRIBUCIÓN DE TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN A
PARTIR DE FUENTES DE ENERGÍAS RENOVABLES Y
COGENERACIÓN. ..................................................................................................................... 12
8. PRODUCCIÓN EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS EN
TERRITORIOS NO PENINSULARES ...................................................................... 13
Tema 21. El mercado eléctrico

Tema 21. El mercado eléctrico
• De la misma manera que en otros países, en España el mercado se organiza en una secuencia en la que generación y demanda
intercambian energía para distintos plazos
• El mercado diario español pertenece al tipo marginalista, y así la oferta de un generador representa la cantidad de energía que
está dispuesto a vender a partir de un cierto precio mínimo
• El precio en el mercado a plazo refleja el precio del mercado al contado esperado a futuro y se determina también por el cruce
entre las curvas de oferta y demanda
• REE, como Operador del Sistema (OS), gestiona los mercados de ajuste, necesarios para mantener el sistema eléctrico en
equilibrio y con un nivel de seguridad adecuado
36
El término "mercado eléctrico" se refiere al conjunto de actividades libres, y está constituido por dos sectores principales:
 El mercado minorista (o comercialización) a los clientes finales.
 El mercado mayorista de la electricidad.
Existen cinco compañías que agrupan alrededor del 90% de las ventas o comercialización a clientes finales y alrededor del
60% de las ventas en el mercado mayorista. Dichas compañías son:
 Endesa
 Iberdrola
 Gas Natural Fenosa
 EDP España
 Viesgo

De lamisma manera que en otros países, en España el mercado se organizaen una secuencia en laque generación y demanda
intercambian energía paradistintos plazos
37
Secuencia demercados
En el muy corto plazo, se ofrecen varios servicios al Sistema en distintos mercados organizados por REE, que son necesarios para que la generación iguale
exactamente a la demanda en todo momento, manteniendo así al Sistema en equilibrio físico y con un nivel de seguridad y calidad de suministro adecuado
Mercado del día
anterior
OMEL Energía horaria
Intradiarios OMEL Energía Horaria
Gestión de desvíos y
restricciones técnicas
en tiempo real
Restricciones técnicas
tras intradiarios
Reserva Terciaria
REE Energía a subir y bajar
Mercado Gestor Producto
Mercado de contratos
bilaterales
OTC, OMIP
Contratos a plazo
físicos financieros
Antes del
despacho
(hasta D-1)
Día
anterior al
despacho
(D-1)
Día del
despacho
(D)
tiempo
Mercado a
plazo
Mercado
diario
Mercados de
corto plazo
Tema 21. El mercado eléctrico mayorista

El mercado diarioespañol pertenece al tipomarginalista, así la oferta de un generador representa la cantidad de energía que está
dispuesto avender apartirde un cierto precio
38
to
FlexibilidadEl modelo de funcionamiento del mercado español de
generación es un modelo marginalista
Las tecnologías con costes de oportunidad reducidos disfrutan de
unos márgenes mayores, que les permiten cubrir sus costes fijos,
generalmente superiores
Ilustración dela curva dela demanda, dela ofertaydel precio horario
La recuperación de costes fijos se produce a través de dos vías complementarias: margen de mercado y pagos por capacidad
• La demanda de energía varía según la hora del
día, existiendo períodos de punta y de valle
Demanda
• Resultante de casar oferta y demanda
• El precio resultante de la casación es el pagado
a todas las tecnologías por las ofertas
aceptadas
Precio
• Las ofertas de un generador reflejan, en cuanto
a cantidad, las restricciones físicas a las que
está sujeta su instalación, y en cuanto al precio
ofertado, el coste de oportunidad que le
supone generar electricidad
Oferta
Curva de
oferta
Precio[€/MWh]
Cantidad [MWh]
Ofertas de compra de
comercializadores (por parte de su
demanda), de consumidores
industriales actuando directamente
en el mercado y de centrales
hidráulicas de bombeo
Ofertas de compra a
precio instrumental
(tope de 180 €/MWh) de
los comercializadores
de referencia (antes de
último recurso) y de los
comercializadores (por
parte de su demanda)
Curva de
demanda
180
Carbón y ciclos combinados
menos competitivos,
hidráulica regulable, etc.
Carbón y ciclos
combinados más
competitivos
Centrales de punta
(fuelóleo) y otras
obsoletas; hidráulicas
regulables
Centrales nucleares,
eólicas, hidráulicas
fluyentes
Precio
horario

El precio en el mercado a plazo refleja el precio del mercado alcontado esperado a futuroy se determina también por el cruce entre las
curvas de oferta ydemanda
39
to
FlexibilidadEn los mercados a plazo, los agentes intercambian contratos
con diferentes períodos de entrega antes del momento en que
la energía sea generada y consumida
Para un momento dado, los precios a los que se está
intercambiando electricidad a distintos plazos se conoce como
“curva forward”, que cambia constantemente
La curva forward con expectativas bajistas
Cuando son suficientemente profundos y líquidos, los mercados a plazo permiten a los agentes compradores y vendedores gestionar sus riesgos, al tiempo
que facilitan la competencia en los mercados mayorista y minorista
La curva forward con expectativas alcistas
Mercado de futuros
eléctricos
del MIBEL
(OMIP)
Mercado de contratos
bilaterales
(OTC)
• Es un mercado no organizado
• Incluye el mercado de contratos
bilaterales físicos (con entrega
física de energía) y el mercado
financiero (swaps – contratos
sin entrega física, sino con
liquidación financiera)
• Es un mercado organizado
• Las ofertas de venta y compra
se publican en una plataforma
electrónica gestionada por
OMIP y se cierra la transacción
en el momento que a un agente
le interese
€/MWh
Precio del
mercado diario
ent0
t0 +1
mes
t0 +3
meses
t0 +6
meses
t0 +12
meses
tiempo
€/MWh
t0 +1
mes
t0 +3
meses
t0 +6
meses
t0 +12
meses
tiempo
Precio del
mercado diario
ent0

REE, como Operadordel Sistema (OS), gestiona los mercados de ajuste, necesarios paramantener el sistema eléctrico en equilibrioy
con un nivel de seguridad adecuado
40
to
FlexibilidadLos mercados delOS se desarrollan en el muy corto plazo,
con distintas secuencias de ejecución y horizontes de
aplicación
La operación del Sistema se centra en tres tipos de actuaciones
por parte delOS
Secuencia de ejecución y horizontes de aplicación de los principales
mercados del Operador del Sistema
[Fuente: Red Eléctrico de España (REE)]
El sobrecoste horario originado por la aparición de desvíos que han tenido que ser gestionados por el OS es posteriormente repercutido a los agentes que se
hayan comportado en contra de las necesidades del sistema
1
2
3
Gestión de restricciones técnicas
Una vez que el OMIE lleva a cabo la casación, este servicio permite
resolver las congestiones ocasionadas por las limitaciones de la red de
T&D sobre la programación prevista para el día siguiente, así como las
que surjan tras los intradiarios y en tiempo real
Gestión de servicios complementarios
Control de frecuencia-potencia y tensión para garantizar la calidad y
seguridad del suministro en todo momento. Existen 3 servicios
complementarios básicos: Regulación Primaria, Regulación Secundaria,
Regulación Terciaria y Reserva de Potencia Adicional a Subir
Gestión de desvíos
Este mercado consiste en pedir ofertas a los generadores en sentido
opuesto a los desvíos previstos del sistema. El objetivo es resolver, casi
en tiempo real, los desajustes entre la oferta y la demanda de
electricidad
* Como por ejemplo: RGS o carbón nacional
Día DDía D - 1
REE
Elaboración PBF
Mercado reserva
secundaria
Gestión de desvíos
Recepción nominaciones
programadas
Subasta diaria de
capacidad E – F (RTE)
Información previa
publicada por REE
Recepción ofertas
específicas rest.
Solución de
restricciones (PVP)
Uso de reserva terciaria
Solución de restricciones
en tiempo real

Tema 21. El mercado eléctrico minorista

Las redes de transportellevan la electricidad desde el punto de generación hasta los grandes consumidores y las redes de distribución
hasta el resto de consumidores
42
to
Flexibilidad
Principales cifras delas actividades deredesenEspaña
La actividad de transporte está gestionada por REE, mientras que
en la actividad de distribución participan Endesa, Iberdrola,Gas
Natural Fenosa, HC Energía y E.ON
La retribución de las actividades reguladas se calcula en función
de la inversión,O&M y gestión de las redes
Evolución dela retribución dela actividad dedistribución [M€]
[Fuente: BOE]
[Fuente: REE, CNE]
Principales cifras ylocalización geográfica delas actividades deredesenEspaña
[Fuente: REE, CNE SICE-distribuidores]
Nota:
No se presentan los datos de la actividad de transporte de Iberdrola, GNF,
Endesa y EDP por ser marginales respecto a la actividad de distribución
Cifras año 2012
Km de red 41.229
Posiciones de subestaciones 5.053
Capacidad transformación [MVA] 78.050
Transporte
Cifras año 2012
Mill. puntos
suministro
Energía
(TWh)
11,3 92,0
10,6 56,7
4,2 34,1
0,8 17,3
0,6 5,1
Total 27,7 237,2
Distribución
Endesa
Iberdrola
Gas Natural Fenosa
HC Energía
E.ON España
Evolución dela retribución deltransporte [M€]
[Fuente: BOE]
+8%
2013
1.604
2012
1.760
2011
1.534
2010
1.397
2009
1.344
2008
1.246
2007
1.090
2006
1.013
2005
937
2004
834
2003
696
2002
627
2001
582
2000
550
2.957
2001
2.899
2000
2.824
4.454
2007
4.250
2006
3.666
2005
3.568
2004
3.402
2003
3.017
2002
+4%
2013
5.098
2012
5.301
2011
5.461
2010
5.498
2009
4.538
2008
Retribuciones de transporte y distribución

Figura ¡Error! Utilice la pestaña
Inicio para aplicar ME.
Capítulo al texto que desea
que aparezca aquí.-1.
Estructura del coste de
suministro
Fuente: Elaboración propia
COSTEDELSUMINISTRO
Costedelaenergía
Margencomercialización
Transporte
Distribución
GestiónComercial
OperadordelSistemay
ComisiónNacionaldeEnergía
Déficitsañosanteriores
Primasal RégimenEspecial
OtrosCostes
(Extrapeninsulares,
residuosnucleares,
gestióndelademanda)
PeajedeAcceso
De manera esquemática, los costes regulados que soporta el sistema pueden considerarse de dos tipos:
 Relacionados con el suministro: las redes de transporte y distribución (incluidas las pérdidas) y
la denominada Recore: retribución específica de la generación renovable y eficiente. Redes y
Recoresellevanunos14.000millonesdeeuros,casial50%.AquíincluiríamostambiénalaCNMC
(20 millones).
 No relacionados con el suministro (y que podrían sacarse de los peajes): la anualidad de la deuda
pendiente (unos 2.800 millones) y el sobrecoste de los TNP –territorios no peninsulares, Islas
Canarias, Islas Baleares, Ceuta y Melilla– (incluidos ajustes de años anteriores). La partida
solidaria con los TNP es la más volátil y la más difícil de estimar.
Análogamente, los ingresos regulados pueden englobarse en dos grandes grupos:
 Peajes y asimilados: pagados por consumidores y generadores, las interconexiones, la reactiva y
los excesos de potencia. Su recaudación roza los 14.000 millones, sensible a la demanda
consumida y a la potencia contratada.
 Presupuestos Generales del Estado: este año, la previsión supera los 3.100 millones, incluyendo,
entre otros, el canon hidráulico y los derechos de CO2.
Por otra parte, los pagos por capacidad son el único coste regulado que tiene cuentas individualizadas, de
ingresos y gastos. Lo reciben algunas centrales de generación por estar disponibles; lo pagan todos los
consumidores.

Por Orden ETU/1976/2016, de 23 de diciembre, se establecieron en los peajes de acceso de energía eléctrica para 2017.

En junio de 2014, se publicó el Real Decreto 413/2014
que establece la metodología del régimen retributivo
específico, que será de aplicación a las instalaciones de
producción a partir de fuentes de energía renovables,
cogeneración de alta eficiencia y residuos a las que les
sea otorgado.
Posteriormente se publicó la Orden IET/1045/2014, por la
que se aprueban los parámetros retributivos de las
instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones
de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de
energía renovables, cogeneración y residuos.
Retribución éspecífica EERR

En virtud de la ley 24/2013 se establece un nuevo régimen
retributivo para las renovables y cogeneración no basado en prima
que se plasma en el RD 413/2014 que, según cálculos del ejecutivo,
supune un recorte de unos 1.700 millones de euros para el año
2014 con la distribución que se presenta en el gráfico, estimada por
la CNMC.
El nuevo sistema para las renovables, que sustituye al de primas,
establece 1.400 tipos de plantas y vincula el cobro de retribuciones
adicionales a lo que reciban en el mercado eléctrico y a una
rentabilidad razonable (vinculada a la evolución de la deuda pública,
pero que se establece en un 7,5%) para toda la vida útil de cada
instalación. Así, cada planta cobrará en función de la inversión, lo
recibido hasta ahora y su vida útil hasta que llegue a esa
rentabilidad. Con este esquema, hay plantas, fundamentalmente
parques eólicos, que dejan de recibir retribución adicional.
Retribución éspecífica EERR

La Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, en su disposición adicional decimoquinta prevé
que: “los extracostes derivados de la actividad de producción de energía eléctrica
cuando se desarrollen en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no
peninsulares de acuerdo a lo dispuesto en la Ley del Sector Eléctrico, serán
financiados en un 50 por ciento con cargo a los Presupuestos Generales del Estado”.
El Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de
producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas
eléctricos de los territorios no peninsulares. El objetivo del Real Decreto es regular la
actividad de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares y el
régimen de funcionamiento de las centrales, fijando un mecanismo de despacho
económico y técnico más eficiente que permita garantizar suministro, la seguridad del
sistema y la integración de energías renovables.
ProducciónTNP

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