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MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

TESIS DE MÁSTER

ANÁLISIS DEL MARCO TARIFARIO ACTUAL, SU MODELO RETRIBUTIVO Y SU INFLUENCIA

EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD

AUTOR: Raquel de Francisco

MADRID, Enero de 2005

Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno/a:

Raquel de Francisco

………………………………………………….

EL DIRECTOR

Manuel Fernández

Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……

EL TUTOR

José Villar

Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Tomás Gómez

Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……

RREESSUUMMEENN

Actualmente, en la España de 2004 con su sector eléctrico liberalizado la

tarifa eléctrica sigue teniendo un peso muy importante. Lejos de convertirse en

una tarifa refugio o de último recurso—alrededor del 68% del consumo permane-

ce acogido a la tarifa integral—la tarifa eléctrica ha ganado en competitividad en

los últimos años. Esto supone una gran barrera para la actividad de comerciali-

zación que no puede competir con los precios fijados cada año por el Ministerio.

Esta competencia entre la tarifa regulada y el mercado libre se apoya en la falta

de metodología tarifaria. El resultado es que la energía comercializada se ha

estancado en un nivel del 30% estos últimos años. Por último, mecanismos regu-

lados como el cobro de CTCs o la financiación del déficit tarifario pueden llegar a

interferir en la formación del precio del mercado diario afectando, por tanto, a los

ingresos de las nuevas empresas generadoras que han surgido como conse-

cuencia del proceso de liberalización.

Por estos motivos, esta tesis ha tenido como principal objetivo analizar en

profundidad la tarifa eléctrica y desarrollar un modelo que permita a Gas Natural

analizar tanto la tarifa como el proceso de liquidación de las actividades regula-

das con un grado de detalle suficiente.

ÍNDICE MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA

PPAARRTTEE II

MMOODDEELLOO DDEE SSIIMMUULLAACCIIÓÓNN TTAARRIIFFAARRIIAA

ÍNDICE GENERAL

Página

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN ..................................................... 1 1. INTRODUCCIÓN ............................................................................ 2 CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA.

ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL .... 9 2. LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y

SITUACIÓN ACTUAL ................................................................... 10 2.1 DESCRIPCIÓN ............................................................................ 10 2.2 CÁLCULO DE LA TARIFA ELÉCTRICA ......................................... 15

CAPÍTULO 3: LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO ............................................................... 21 3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO ................................ 22

3.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................... 22 3.2 PROCESO Y CÁLCULO ............................................................... 23

CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA ....... 34 4. MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA .................................... 35

4.1 DESCRIPCIÓN DEL MODELO ..................................................... 35 4.2 ORGANIZACIÓN DEL MODELO ................................................... 40 4.3 SIMULACIÓN DE LA MEMORIA ECONÓMICA .............................. 45


4.4 SIMULACIÓN DE LA LIQUIDACIÓN RESULTANTE DE LA MEMORIA ECONÓMICA PREVISTA POR EL MINISTERIO ............ 46

4.4.1 Datos de entrada ................................................................. 47 4.5 SIMULACIÓN DE LA LIQUIDACIÓN AL CIERRE DE EJERCICIO ... 80

4.5.1 Datos de entrada ................................................................. 80 CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................ 97 5. ANÁLISIS DE RESULTADOS ...................................................... 98

5.1 RESULTADOS DEL CASO BASE ................................................. 98 5.1.1 Resultados de la simulación de la Memoria Económica del

ejercicio en curso 2004 ......................................................... 98 5.1.2 Resultados de la simulación de la Memoria Económica del

ejercicios de 2005 ............................................................... 101 5.1.3 Simulación de la Liquidación resultante de la Memoria

Económica de 2004 prevista por el Ministerio ........................ 104 5.1.4 Simulación de la Liquidación resultante de la Memoria

Económica de 2005 prevista por el Ministerio ........................ 112 5.1.5 Simulación de la Liquidación estimada al cierre del ejercicio

de 2004 ................................................................................... 112 5.2 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ..................................................... 118

5.2.1 Desviaciones entre la demanda prevista y la real ................... 118 5.2.2 Diferentes escenarios de precios del Mercado Mayorista ........ 122 5.2.3 Diferentes participación de los consumidores elegibles ........... 130 5.2.4 Diferentes composición de los consumos entre las distintas

tarifas ................................................................................. 135 5.3 CONCLUSIONES ....................................................................... 147

6. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................... 149 7. ANEXO I: RESULTADOS DE LAS ESTIMACIONES EN EL PERIODO 2005-2010 .................................................................. 157 8. ANEXO II: ENERGÍA VERTIDA POR EL RÉGIMEN ESPECIAL

AL CIERRE DEL EJERCICIO DE 2004 ...................................... 164 9. ANEXO III: DATOS DE ENTRADA PARA LA SIMULACIÓN

DE LA MEMORIA ECONÓMICA DEL EJERCICIO DE 2004 ..... 169


10. ANEXO IV: DATOS DE ENTRADA PARA LA LIQUIDACIÓN RESULTANTE DE LA MEMORIA ECONÓMICA DEL EJERCICIO DE 2004 ................................................................... 174

11. ANEXO V: DATOS DE ENTRADA PARA LA LIQUIDACIÓN AL CIERRE DEL EJERCICIO DE 2004 ...................................... 178


ÍNDICE DE CUADROS

Página

CUADRO 1. COSTES DE PRODUCCIÓN QUE SE INCLUYEN EN EL

CÁLCULO DE LA TARIFA MEDIA O DE REFERENCIA. ............... 67 CUADRO 2. EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA PROCEDENTE DE OTROS

PAÍSES EN EL PERIODO 1998-2003. ....................................... 69 CUADRO 3. REPARTO DE LA RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE

TRANSPORTE EN EL PERIODO 1999-2004. ............................. 73 CUADRO 4. INFORMACIÓN HISTÓRICA DE MERCADO DEL EJERCICIO

DE 1999. ................................................................................. 95 CUADRO 5. SIMULACIÓN DE LA MEMORIA ECONÓMICA DE 2004

OBTENIDA DEL MODELO. ..................................................... 100 CUADRO 6. SIMULACIÓN DE LA MEMORIA ECONÓMICA DE 2005

OBTENIDA DEL MODELO. ..................................................... 102 CUADRO 7. SIMULACIÓN DE LOS INGRESOS REGULADOS ESTIMADOS

EN LA MEMORIA ECONÓMICA DE 2005 OBTENIDA DEL

MODELO. ............................................................................ 103 CUADRO 8A. INCREMENTO DE LA DEMANDA EN B.C. DEL 5,8%

OBTENIDA DEL MODELO. ..................................................... 120 CUADRO 8B. INCREMENTO DE LA DEMANDA EN B.C. DEL 3,84%

OBTENIDA DEL MODELO. ..................................................... 121 CUADRO 9A. PRECIO LÍMITE PARA LA LIQUIDACIÓN RESULTANTE DE LA

MEMORIA ECONÓMICA DE 2004 OBTENIDA DEL MODELO. ...... 123 CUADRO 9B. PRECIO LÍMITE PARA LA LIQUIDACIÓN AL CIERRE DE 2004.

SEPTIEMBRE 1999 OBTENIDO DEL MODELO. ......................... 124 CUADRO 9C. PRECIO LÍMITE PARA LA LIQUIDACIÓN AL CIERRE DE 2004.

SEPTIEMBRE 2001 OBTENIDO DEL MODELO. ......................... 126 CUADRO 10A. LIQUIDACIÓN AL CIERRE DE 2004 CON UN PRECIO ESTIMADO

DE CIERRE DEL MERCADO DIARIO SIMILAR AL PRECIO DE

VALORACIÓN DE LA ENERGÍA DE CONTRATOS BILATERALES,

IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE ENERGÍA.

SEPTIEMBRE 1999. .............................................................. 128


CUADRO 10B. LIQUIDACIÓN AL CIERRE DE 2004 CON UN PRECIO ESTIMADO

DE CIERRE DEL MERCADO DIARIO SIMILAR AL PRECIO DE

VALORACIÓN DE LA ENERGÍA DE CONTRATOS BILATERALES,

IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE ENERGÍA.

SEPTIEMBRE 2001 OBTENIDA DEL MODELO. ......................... 129 CUADRO 11A. PARTICIPACIÓN DE LOS CONSUMIDORES CUALIFICADOS

EN EL MERCADO DEL 21% OBTENIDO DEL MODELO. .............. 131 CUADRO 11B. PARTICIPACIÓN DE LOS CONSUMIDORES CUALIFICADOS

EN EL MERCADO DEL 37,19% OBTENIDO DEL MODELO. .......... 132 CUADRO 11C. PARTICIPACIÓN DE LOS CONSUMIDORES CUALIFICADOS

EN EL MERCADO DEL 100% .................................................. 133 CUADRO 12. VARIACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DE LAS TARIFAS

INTEGRALES Y LAS TARIFAS DE ACCESO EN

BAJA TENSIÓN OBTENIDO DEL MODELO. ............................... 137 CUADRO 13. VARIACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DE LAS TARIFAS

INTEGRALES GENERALES Y LAS TARIFAS DE ACCESO

EN ALTA TENSIÓN OBTENIDO DEL MODELO. .......................... 138 CUADRO 14. VARIACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DE LAS TARIFAS

INTEGRALES ESPECÍFICAS Y LAS TARIFAS DE ACCESO

EN ALTA TENSIÓN OBTENIDO DEL MODELO. .......................... 139 CUADRO 15. DATOS DE ENTRADA DEL ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD SOBRE

LA DISTINTA COMPOSICIÓN DE LOS CONSUMOS ENTRE

LAS DISTINTAS TARIFAS OBTENIDO DEL MODELO. ................. 140 CUADRO 16. TRASLADO DE LA ENERGÍA CONSUMIDA EN LAS TARIFAS

INTEGRALES DE BT A LAS TARIFAS DE ACCESO

CORRESPONDIENTES EN BT OBTENIDO DEL MODELO. ........... 142 CUADRO 17. TRASLADO DE LA ENERGÍA CONSUMIDA EN LAS TARIFAS

INTEGRALES DE AT A LAS TARIFAS DE ACCESO

CORRESPONDIENTES EN AT OBTENIDO DEL MODELO. ........... 144 CUADRO 18. TRASLADO DE LA ENERGÍA CONSUMIDA EN LAS TARIFAS

INTEGRALES GENERALES DE AT A LAS TARIFAS DE ACCESO

CORRESPONDIENTES EN AT OBTENIDO DEL MODELO. ........... 146


ÍNDICE DE FIGURAS

Página

FIGURA 1. EVOLUCIÓN DE LA TARIFA ELÉCTRICA 1998-2004. .................. 4 FIGURA 2. CÁLCULO DE LA DEMANDA EN B.C. PARA 2004. ...................... 17 FIGURA 3. ESTRUCTURA DE COSTES PREVISTA EN EL EXPEDIENTE

DE TARIFAS DE 2004. ............................................................ 20 FIGURA 4. COMPOSICIÓN DE LA TARIFA MEDIA DEL ESCANDALLO DE

COSTES POR CONCEPTO DE COSTE. ..................................... 20 FIGURA 5. ETAPAS DEL PROCESO DE LIQUIDACIÓN DE LAS

ACTIVIDADES REGULADAS. ................................................... 24 FIGURA 6. REPARTO DE LOS INGRESOS BRUTOS DEL SISTEMA

EN 2003. ................................................................................ 25 FIGURA 7. FLUJO MONETARIO EN EL PROCESO DE LIQUIDACIÓN DE

LAS ACTIVIDADES REGULADAS. ............................................. 33 FIGURA 8. CLASIFICACIÓN DEL MODELO SEGÚN EL PROCESO DE

CÁLCULO. LIQUIDACIÓN RESULTANTE DE LA MEMORIA

ECONÓMICA PREVISTA MINISTERIO. ...................................... 38 FIGURA 9. CLASIFICACIÓN DEL MODELO SEGÚN EL PROCESO DE

CÁLCULO. LIQUIDACIÓN ESTIMADA CIERRE DE EJERCICIO. ..... 38 FIGURA 10. ORGANIZACIÓN DEL MODELO DE SIMULACIÓN

TARIFARIA. ........................................................................... 40 FIGURA 11. ESQUEMA DE LA ORGANIZACIÓN DEL MODELO PARA

SIMULAR EL PROCESO DE LIQUIDACIÓN RESULTANTE DE

LA MEMORIA ECONÓMICA PREVISTA POR EL MINISTERIO

EN SUS DOS ALCANCES TEMPORALES. .................................. 48 FIGURAS 11 Y 12. EVOLUCIÓN DE LA CUOTA POR COMPENSACIÓN

EXTRAPENINSULAR A TARIFA INTEGRAL Y TARIFA DE

ACCESO EN EL PERIODO 1998-2004. ........................... 54 FIGURAS 13 Y 14. EVOLUCIÓN DE LA CUOTA DEL OPERADOR DEL

SISTEMA A TARIFA INTEGRAL Y TARIFA DE ACCESO

EN EL PERIODO 1998-2004. ........................................ 55


FIGURAS 15 Y 16. EVOLUCIÓN DE LA CUOTA DEL OPERADOR DEL

MERCADO A TARIFA INTEGRAL Y TARIFA DE ACCESO

EN EL PERIODO 1998-2004. ......................................... 56 FIGURAS 17 Y 18. EVOLUCIÓN DE LA CUOTA DE LA CNE A TARIFA

INTEGRAL Y TARIFA DE ACCESO EN EL PERIODO

1998-2004. ................................................................. 57

FIGURAS 19 Y 20. EVOLUCIÓN DE LA CUOTA POR EL SEGUNDO CICLO

DE FINANCIACIÓN DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR A

TARIFA INTEGRAL Y TARIFA DE ACCESO EN EL

PERIODO 1998-2004. ................................................... 59 FIGURAS 21 Y 22. EVOLUCIÓN DE LA CUOTA POR INTERRUMPIBILIDAD,

PRIMAS DEL RÉGIMEN ESPECIAL Y COMPENSACIÓN

POR CONSUMIDORES CUALIFICADOS PARA

LOS DISTRIBUIDORES ACOGIDOS A LA DT 11ª DE

LA LEY DEL SECTOR ELÉCTRICO A TARIFA

INTEGRAL Y TARIFA DE ACCESO EN EL

PERIODO 1998-2004. .................................................. 60 FIGURA 23. ESQUEMA DE LA ORGANIZACIÓN DEL MODELO PARA

SIMULAR LA LIQUIDACIÓN AL CIERRE DEL EJERCICIO. ........... 82

FIGURA 24. PRECIOS ACUMULADOS DEL MERCADO DIARIO

DESDE 1999. ....................................................................... 89 FIGURA 25A. EJERCICIO DE 2004. OPCIÓN 1 OBTENIDO DEL MODELO. ....... 106 FIGURA 25B. EJERCICIO DE 2004. OPCIÓN 2 OBTENIDO DEL MODELO. ....... 108 FIGURA 25C. EJERCICIO DE 2004. OPCIÓN 3.1 OBTENIDO DEL MODELO. .... 110 FIGURA 25D. EJERCICIO DE 2004. OPCIÓN 3.2 OBTENIDO DEL MODELO. .... 111 FIGURA 26A. CIERRE EJERCICIO DE 2004 OBTENIDO DEL MODELO. ........... 115 FIGURA 26B. CIERRE EJERCICIO DE 2004 OBTENIDO DEL MODELO. .......... 116 FIGURA 26C. CIERRE EJERCICIO DE 2004 OBTENIDO DEL MODELO. .......... 117


ÍNDICE DE TABLAS

Página

TABLA 1. PRECIOS LÍMITE DEL MERCADO DIARIO. .. ........................... 122 TABLA 2. RESUMEN DE LOS RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE

SENSIBILIDAD SOBRE LA PARTICIPACIÓN DE LOS

CONSUMIDORES EN EL MERCADO. ...................................... 134 TABLA 3. ESTIMACIONES DE LAS CUOTAS CON DESTINOS

ESPECÍFICOS EN EL PERIODO 2005-2010. ............................. 157 TABLA 4. ESTIMACIONES DE LA ENERGÍA VERTIDA POR EL

RÉGIMEN ESPECIAL EN EL PERIODO 2005-2010. .................... 158 TABLA 5. ESTIMACIONES DEL CONJUNTO DE LA ENERGÍA

PRODUCIDA EN EL PERIODO 2005-2010. ................................ 159 TABLA 6A. ESTIMACIÓN DEL COSTE DE LA ACTIVIDAD DE

TRANSPORTE EN EL PERIODO 2005-2010. .............................. 160 TABLA 6B. ESTIMACIÓN DEL COSTE DE LA ACTIVIDAD DE

TRANSPORTE EN EL PERIODO 2005-2010. .............................. 161 TABLA 7. ESTIMACIÓN DEL COSTE DE LA ACTIVIDAD DE

DISTRIBUCIÓN Y GESTIÓN COMERCIAL EN EL PERIODO

2005-2010. ........................................................................... 162 TABLA 8. ESTIMACIÓN DE LA CUOTA POR DESAJUSTE DE INGRESOS

DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS ANTERIOR A 2003 EN

EL PERIODO 2005-2010. ........................................................ 162 TABLA 9. ESTIMACIÓN DE LA CUOTA POR REVISIÓN DEL

SOBRECOSTE EXTRAPENINSULAR Y SUMA DE LAS CUOTAS

POR DESAJUSTE DE INGRESOS Y REVISIÓN

EXTRAPENINSULAR EN EL PERIODO 2005-2010. ..................... 163 TABLA 10. ESTIMACIÓN DEL TOTAL DE LA ENERGÍA VERTIDA POR

EL RÉGIMEN ESPECIAL AL CIERRE DE 2004 QUE NO

ACUDE AL MERCADO............................................................ 165


TABLA 11. ESTIMACIÓN DEL REPARTO DEL TOTAL DE LA ENERGÍA

VERTIDA POR EL RÉGIMEN ESPECIAL QUE NO ACUDE AL

MERCADO AL CIERRE DEL 2004 ACOGIDA A LOS RD 2366,

RD 2818 Y RD 436. ............................................................... 166 TABLA 12. ESTIMACIÓN DEL COSTE DE ADQUISICIÓN DE LA

ENERGÍA ACOGIDA AL RD 2366 A 31 DE DICIEMBRE DE 2004. .. 166 TABLA 13A. ESTIMACIÓN DEL COSTE DE ADQUISICIÓN DE LA

ENERGÍA ACOGIDA AL RD 2818 A 31 DE DICIEMBRE DE 2004. .. 167 TABLA 13B. SOBRECOSTES PARA OBTENER EL PRECIO FINAL DE

VALORACIÓN DEL RD 2818/1998. .......................................... 167 TABLA 14. ESTIMACIÓN DEL COSTE DE ADQUISICIÓN DE LA

ENERGÍA ACOGIDA AL RD 436 A 31 DE DICIEMBRE DE 2004. .... 168 TABLA 15. HIPÓTESIS BÁSICAS ESTIMADAS PARA EL EJERCICIO

DE 2005. ............................................................................. 169 TABLA 16. DEMANDA FINAL EN BARRAS DE CENTRAL Y USUARIO

FINAL PARA EL EJERCICIO DE 2005. ..................................... 170 TABLA 17. COMPOSICIÓN ESTIMADA DE LA DEMANDA PARA EL

EJERCICIO DE 2005. ............................................................ 170 TABLA 18. COSTES DE PRODUCCIÓN ESTIMADOS PARA EL

EJERCICIO DE 2005. ............................................................ 171 TABLA 19. COSTES ESTIMADOS DE TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN Y

GESTIÓN COMERCIAL PARA EL EJERCICIO DE 2005. .............. 172 TABLA 20. CUOTAS CON DESTINOS ESPECÍFICOS ESTIMADAS PARA

EL EJERCICIO DE 2005. ........................................................ 173 TABLA 21. DATOS DE ENTRADA PARA EL CÁLCULO DE LOS INGRESOS

BRUTOS EN LA LIQUIDACIÓN RESULTANTE DE LA

MEMORIA ECONÓMICA DE 2004. ..... ..................................... 174 TABLA 22. DATOS DE ENTRADA PARA EL CÁLCULO DE LOS INGRESOS

LIQUIDABLES EN LA LIQUIDACIÓN RESULTANTE DE LA

MEMORIA ECONÓMICA DE 2004. ........................................... 175 TABLA 23. DATOS DE ENTRADA PARA EL CÁLCULO DEL COSTE DE

ADQUISICIÓN DE LA ENERGÍA EN RÉGIMEN ESPECIAL

EN LA LIQUIDACIÓN RESULTANTE DE LA MEMORIA

ECONÓMICA DE 2004. ... ...................................................... 175


TABLA 24. DATOS DE ENTRADA PARA EL CÁLCULO DEL COSTE DE

ADQUISICIÓN DE LA ENERGÍA EN RÉGIMEN ORDINARIO

EN LA LIQUIDACIÓN RESULTANTE DE LA MEMORIA

ECONÓMICA DE 2004. .......................................................... 176 TABLA 25. DATOS DE ENTRADA PARA EL CÁLCULO DEL IMPORTE

A LIQUIDAR EN LA LIQUIDACIÓN RESULTANTE DE LA

MEMORIA ECONÓMICA DE 2004. ........................................... 177 TABLA 26. DATOS DE ENTRADA PARA EL CÁLCULO DE LOS INGRESOS

BRUTOS EN LA LIQUIDACIÓN AL CIERRE DE 2004. ................. 178 TABLA 27. DATOS DE ENTRADA PARA EL CÁLCULO DE LOS INGRESOS

LIQUIDABLES EN LA LIQUIDACIÓN AL CIERRE DE 2004. .......... 179 TABLA 28. DATOS DE ENTRADA PARA EL CÁLCULO DEL COSTE DE

ADQUISICIÓN DE LA ENERGÍA EN RÉGIMEN ESPECIAL

EN LA LIQUIDACIÓN AL CIERRE DE 2004. ............................... 179 TABLA 29. DATOS DE ENTRADA PARA EL CÁLCULO DEL COSTE DE

ADQUISICIÓN DE LA ENERGÍA EN RÉGIMEN ORDINARIO

EN LA LIQUIDACIÓN AL CIERRE DE 2004. ............................... 180 TABLA 30. DATOS DE ENTRADA PARA EL CÁLCULO DEL IMPORTE

A LIQUIDAR EN LA LIQUIDACIÓN AL CIERRE DE 2004. ............. 180

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 1

CCAAPPÍÍTTUULLOO 11:: IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN

En este capítulo introductorio se presenta el interés que tiene la realiza-

ción de esta tesis de máster, los objetivos que se han alcanzado en su desarrollo

y su organización en el presente documento.

Los principales objetivos alcanzados se centran en el desarrollo de un

modelo de simulación tarifaria, continuación de un modelo existente en Gas Na-

tural, empresa en la que se ha llevado a cabo esta tesis de máster. También se

ha realizado un Manual de la tarifa eléctrica en España que recoge los conoci-

mientos adquiridos durante el desarrollo de la tesis y que han sido necesarios

para su posterior aplicación al desarrollo modelo.

La tesis se encuentra dividida en dos partes que se centran en los objeti-

vos descritos anteriormente. La primera se centra en el modelo de simulación

tarifaria mientras que el Manual de la tarifa eléctrica puede consultarse en la se-

gunda parte.


11.. IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN

En 1998 se inició en España el proceso de liberalización del sector eléc-

trico que condujo a la separación entre actividades reguladas—transporte y dis-

tribución—de las actividades que pueden desarrollarse en régimen de compe-

tencia: generación y comercialización. Los cambios más importantes introduci-

dos en este proceso fueron el derecho a la libre instalación en la actividad de

generación y su funcionamiento en libre competencia; la creación de un mercado

mayorista de compra y venta de electricidad; el libre acceso de terceros a las

redes de transporte y distribución.

Antes de iniciarse el proceso de liberalización, existían tarifas reguladas

por el regulador—el Estado—que debían satisfacer todos los consumidores para

sufragar los costes en que habían incurrido las empresas eléctricas. Estas em-

presas se caracterizaban por una organización basada en una estructura verti-

calmente integrada que les permitía desempeñar todas las actividades, desde la

producción hasta la venta de energía al consumidor final en el territorio de cada

empresa.

Con la liberalización del sector y la creación de la figura del consumidor

cualificado, que puede ejercer su condición de elegible y acudir al mercado a

contratar su suministro de energía, deja de tener sentido la existencia de una

tarifa única que englobe todos los costes del sistema: generación, transporte,

distribución, comercialización y otros costes regulados.

En 1998 aparecen dos tipos de tarifas eléctricas orientadas a dos tipos de

consumidores distintos de electricidad. Por un lado, se crean las tarifas de acce-

so para aquellos consumidores que desean acudir al mercado de producción,

bien directamente o a través de un comercializador y por otro, permanece la tari-

fa integral de suministro a la que se encuentran acogidos todos aquellos consu-

midores que no desean ejercer su condición de elegibles o cualificados. Las tari-

fas de acceso incluyen exclusivamente los costes regulados del sistema tales

como el pago por el uso de las redes de transporte y distribución y otros costes


regulados, mientras que las tarifas integrales, además de los costes anteriores,

incluyen un término por la energía consumida.

Todos los países que han iniciado el proceso de liberalización del sector

eléctrico han mantenido una tarifa integral de suministro como mecanismo de

protección para los consumidores ante posibles abusos por falta de competencia

y como garantía de que todo consumidor podrá siempre disponer del suministro

eléctrico a un precio regulado.

Por lo tanto, la tarifa eléctrica debe existir tanto en un marco regulatorio

tradicional como en un entorno liberalizado con el fin de ofrecer un precio regu-

lado del suministro eléctrico a aquellos consumidores que no desean ejercer su

condición de clientes cualificados.

Actualmente, en España la demanda a tarifa tiene un gran peso y es ne-

cesario estudiar cómo ésta puede interaccionar o interferir en el mercado. Esta

interferencia se puede producir en dos niveles distintos que tienen que ver con la

comercialización y la generación, a través del precio del mercado mayorista.

Un ejemplo claro de la interacción tarifa eléctrica – comercialización pue-

de encontrarse en la evolución del precio de la tarifa y el tamaño del mercado

liberalizado en estos últimos años. Desde que comenzó el proceso de liberaliza-

ción, los precios de la energía eléctrica han descendido un 14,79% nominal y un

36,69% real frente a una subida del IPC del 21,90%, según los datos publicados

en la Memoria Económica de 2004 que se muestran en la Figura 1.


Figura 1. Evolución de la tarifa eléctrica 1998-2004.

Por otra parte y a pesar de que desde el 1 de Enero de 2003 todos los

consumidores pueden ejercer su condición de cualificados, aproximadamente un

68% del suministro eléctrico permanece actualmente acogido al mercado regula-

do correspondiendo una gran parte de este porcentaje al suministro en baja ten-

sión. El proceso de liberalización parece haberse frenado en los dos últimos

años manteniéndose desde entonces prácticamente el grado de apertura del

mercado en torno al 30%. La tarifa integral ha ganado en competitividad en estos

años por lo que el margen de comercialización se ha estrechado, razón que

puede explicar el estancamiento del consumo en el mercado liberalizado.

En lo que se refiere a la influencia de la tarifa eléctrica en la actividad de

producción, ésta no es tan clara ni inmediata como en el caso anterior sino que

se necesita profundizar en el estudio de la tarifa.

En el Marco Legal y Estable la retribución de la actividad de generación

se basaba en el reconocimiento del coste de servicio, es decir, el Estado remu-

neraba la totalidad de las inversiones realizadas por las empresas en función de

unos “costes estándar”. Sin embargo, con la liberalización del sector eléctrico,

Evolución de la tarifa eléctrica 1998-2004

-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

61998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

años

% v

aria

ción % Nominal

% RealIPC %


las empresas deben hacerse cargo y asumir tanto la parte de las inversiones que

realizaron durante el marco regulatorio anterior y que no había sido amortizada

como las nuevas inversiones que realizarán en el futuro. Por ello, la Ley del Sec-

tor Eléctrico 54/1997 en la Disposición Transitoria Sexta “reconoce la existencia

de unos costes de transición al régimen de mercado competitivo de las socieda-

des titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica que a 31 de

Diciembre de 1997 estuvieran acogidas al ámbito de aplicación del Real Decreto

1568/1987”, es decir, el Marco Legal y Estable. “En consecuencia, se reconoce a

estas empresas una compensación por tales costes.”

Estos Costes de Transición a la Competencia (CTCs) forman parte de los

costes regulados recogidos en las tarifas de acceso y en las tarifas integrales

que son repercutidos a todos los consumidores de energía eléctrica. Según la

disposición anterior de la Ley 54/1997, “hasta el año 2010, el Gobierno fijará

anualmente el importe máximo de esta retribución fija con la distribución (entre

las distintas empresas sujetas al cobro de CTCs) que corresponda. Si el coste

medio de generación (precio medio del mercado) de cada una de las sociedades

titulares de instalaciones de generación resultara anualmente superior a

3,6061c€/kWh, este exceso se deducirá del citado valor actual, estableciéndose

anualmente por el Ministerio de Economía las nuevas cantidades y porcentajes

de CTC que corresponderán a cada una de estas sociedades.” Por lo tanto, el

impacto en cada empresa del precio medio del mercado es distinto en función de

los CTCs que haya recuperado hasta el momento y de los CTCs que todavía le

falte por recuperar hasta el año 2010. En el caso de los nuevos entrantes este

impacto es aún mayor, ya que sus ingresos dependen exclusivamente del precio

resultante del mercado diario y, por lo tanto, se ven afectados por las posibles

interferencias que se produzcan en la formación del precio.

Por otro lado, si el precio medio de la energía estimado en la tarifa eléc-

trica resulta ser mucho más bajo que el precio real del mercado, los ingresos

recaudados a través de las tarifas integrales y de acceso no serán suficientes

para recuperar los costes del sistema produciéndose una situación de déficit

tarifario. En caso de déficit y según la Orden de 21 de Noviembre de 2000, “éste

se imputará a las empresas generadoras con derecho de cobro de compensa-

ción” en relación con su porcentaje de cobro de CTC y de los CTC ya cobrados.


Son precisamente estos mecanismos de financiación del déficit tarifario y

de cobro de CTCs los que pueden llegar a interferir en la formación del precio del

mercado que afectaría directamente a los ingresos percibidos por las empresas

generadoras.

En resumen, en la España del 2004, en un mercado eléctrico liberalizado,

la tarifa sigue teniendo un gran peso en el funcionamiento del sistema en su con-

junto.

Es por ello que una empresa como Gas Natural requiere una herramienta

que le permita analizar la tarifa con un detalle suficiente, lo que ha constituido el

principal objetivo de esta.

Para ello, el desarrollo de esta tesis se ha dividido en dos partes que se

complementan y sin las que esta tesis no se podría haber realizado. La primera

parte se centra en el desarrollo de un modelo de simulación tarifaria. Este mode-

lo es continuación de uno existente en Gas Natural desde el año 2002 que sur-

gió con motivo de la aparición de un gran déficit tarifario. El modelo tiene como

funciones principales la simulación de la Memoria Económica y el Real Decreto

de Tarifas que permiten reproducir los pasos del Ministerio a la hora de fijar la

tarifa media o de referencia de cada ejercicio, la simulación de la liquidación re-

sultante de dicha Memoria Económica y, como función principal, la simulación de

la liquidación al cierre del ejercicio tarifario en curso. Así mismo, sobre cada una

de las funciones anteriores el modelo permite realizar diversos análisis de sensi-

bilidad modificando los parámetros, variables y escenarios empleados tales co-

mo incremento de demanda, apertura del mercado o precio del mercado diario,

entre otros.

Para desarrollar el modelo anterior es necesario realizar un estudio previo

y en profundidad sobre la tarifa eléctrica (metodología tarifaria, qué costes inter-

vienen, cómo se retribuyen estos costes, cómo se obtienen los ingresos regula-

dos del sistema, tipos de tarifas existentes, etc...) y el proceso de liquidación de

las actividades reguladas realizado por la CNE para trasladarlo posteriormente al

modelo y llevar a cabo las distintas funciones.

Por este motivo, la segunda parte de la tesis se ha dedicado a realizar un

Manual de la tarifa eléctrica en España que recoge todo el estudio y conocimien-

to adquirido durante el desarrollo de esta tesis. Por otro lado, este Manual resul-


tará muy útil a Gas Natural ya que no existe ningún documento de estas caracte-

rísticas en la Dirección de Negocio Eléctrico.

La organización de esta tesis, por tanto, se encuentra dividida en dos par-

tes que podrían considerarse como dos documentos independientes. Todos los

capítulos de la primera parte se encuentran orientados al modelo de simulación

tarifaria y a comprender cómo se realizan las distintas funciones de este modelo.

El Capítulo 2 ofrece una visión de los distintos cambios regulatorios que

ha experimentado el sector eléctrico y cómo han influido en la tarifa eléctrica,

desde el Marco Legal y Estable hasta el marco regulatorio actual. Se explican las

distintas etapas que intervienen en el cálculo de la tarifa eléctrica media o de

referencia según la metodología vigente aprobada en el RD 1432/2002. Se trata

de introducir únicamente los conceptos necesarios para la comprensión de las

funciones del modelo, ya que es la segunda parte de la tesis la que recoge un

estudio detallado de la tarifa eléctrica.

El Capítulo 3 se centra en el proceso y cálculo de la liquidación de las ac-

tividades reguladas. Se explican las distintas etapas que intervienen en el proce-

so de liquidación y que posteriormente se simularán en las liquidaciones inclui-

das en el modelo desarrollado.

El Capítulo 4 es, junto con el capítulo que le sigue, la parte central de es-

ta primera parte de la tesis y hacia la que se han orientado los capítulos anterio-

res. En este capítulo se describe en detalle el modelo desarrollado. Se explican

en profundidad cada una de las funciones desarrolladas, qué datos de entrada

son necesarios y cómo se han obtenido, qué hipótesis se han realizado y qué

alcances temporales se utilizan.

El Capítulo 5 recoge los resultados obtenidos de las diversas simulacio-

nes realizadas tanto para los casos base como para los distintos análisis de sen-

sibilidad. Al final de este capítulo se incluyen las conclusiones de esta tesis.

En los distintos Anexos se encuentran los resultados obtenidos del mode-

lo así como los datos de entrada utilizados para obtener los resultados presenta-

dos en el capítulo anterior.

La segunda parte de la tesis se dedica en exclusiva al “Manual de la tarifa

eléctrica en España” que podría considerarse como un documento de consulta


independiente para el que se han realizado sus correspondientes índices y re-

sumen independientes de la primera parte de la tesis.

CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 9

CCAAPPÍÍTTUULLOO 22:: LLAA TTAARRIIFFAA EELLÉÉCCTTRRIICCAA.. AANNTTEECCEEDDEENNTTEESS YY SSIITTUUAACCIIÓÓNN AACCTTUUAALL

En este Capítulo se ofrece una visión de los cambios regulatorios que ha

experimentado el sector eléctrico desde el Marco Legal y Estable hasta el proce-

so de liberalización del sector eléctrico y cómo han influido estos cambios en la

tarifa eléctrica. El sector eléctrico ha pasado de ser un sector considerado tradi-

cionalmente como un monopolio formado por empresas verticalmente integradas

a iniciar un proceso de liberalización que se ha caracterizado por introducir com-

petencia en la actividad de generación gracias a la nueva tecnología de produc-

ción con centrales de ciclo combinado, la creación del mercado de producción y

de la actividad de comercialización, la separación jurídica entre las actividades

reguladas y liberalizadas y la capacidad de los consumidores de participar en el

mercado eléctrico de producción. Ha evolucionado desde un régimen económico

en el que la retribución de los costes del sistema se realizaba a través del reco-

nocimiento del coste de servicio a una nueva situación en la que las actividades

de generación y comercialización deben afrontar sus propias inversiones.

El concepto de la tarifa eléctrica ha evolucionado también con los sucesi-

vos cambios regulatorios pasando de ser una tarifa integral de suministro a la

que se encontraban acogidos todos los consumidores bajo un entorno monopo-

lístico a tratar de convertirse con el tiempo en este nuevo entorno liberalizado en

una tarifa refugio.

En la segunda parte de este capítulo se explica cómo se realiza el cálculo

de la tarifa media o de referencia cada año de acuerdo a la metodología vigente

en la actualidad. No obstante, el Manual de la tarifa eléctrica en España ofrece

información mucho más detallada sobre este tema.


22.. LLAA TTAARRIIFFAA EELLÉÉCCTTRRIICCAA.. AANNTTEECCEEDDEENNTTEESS YY SSIITTUUAACCIIÓÓNN AACCTTUUAALL

2.1 Descripción

En tan sólo unas décadas, el sector eléctrico ha pasado de ser un sector

caracterizado por empresas verticalmente integradas en el que el conjunto de las

actividades se desarrollaban bajo un régimen de monopolio a iniciar un fuerte

cambio regulatorio que se ha traducido en un proceso de liberalización que ha

introducido competencia en las actividades de producción y comercialización.

Este apartado muestra la evolución regulatoria que ha sufrido el sector eléctrico

desde el Marco Legal y Estable en 1988 hasta la Ley del Sector Eléctrico y cómo

ha influido este proceso en la tarifa eléctrica.

En tan sólo unas décadas, el sector eléctrico ha experimentado un fuerte

cambio regulatorio que se ha traducido en abandonar el concepto tradicional de

ser considerado como un monopolio fuertemente regulado e intervenido por el

Estado para comenzar un proceso de liberalización que ha roto con el paradigma

de una estructura tradicional de empresas verticalmente integradas y ha introdu-

cido competencia en las actividades de producción y comercialización. Este

apartado muestra la evolución regulatoria que ha sufrido el sector eléctrico desde

el Marco Legal y Estable en 1988 hasta la Ley del Sector Eléctrico y cómo ha

influido este proceso en la tarifa eléctrica.

El Marco Legal y Estable (MLE) fue el entorno legal aprobado en el RD

1538/1987 en Diciembre de 1987 vigente para el sector eléctrico hasta Diciem-

bre de 1994, momento en el que se aprueba la Ley de Ordenación del Sistema

Eléctrico Nacional (LOSEN). Esta regulación se caracterizaba por retribuir a las

empresas eléctricas en función del coste de servicio, es decir, retribuir los costes

incurridos por las actividades de producción, transporte y distribución de cada

una de las empresas en función de unos costes estándares establecidos por el

Estado. De esta forma, no se reconocía la totalidad de los costes incurridos y se

fomentaba la eficiencia en las empresas. No existía competencia en la actividad


de generación y los consumidores no disponían de capacidad de elección de

suministrador. Cada año la tarifa eléctrica media o de referencia se establecía

como la relación entre el ingreso previsto y la previsión de la demanda de ener-

gía eléctrica. Los ingresos previstos para cada ejercicio se obtenían a su vez

como el coste total del servicio eléctrico que incluía los costes de inversión, ope-

ración y mantenimiento, costes de combustibles e intercambios de energía de la

actividad de producción, los costes de transporte y explotación unificada del sis-

tema eléctrico, los costes de la actividad de distribución, los costes de estructura

y circulante y otros costes regulados del sistema más las correcciones derivadas

de las desviaciones entre la previsión de ingresos y los ingresos revisados del

sector al final de cada ejercicio. Esta variación anual de la tarifa media o de refe-

rencia se trasladaba posteriormente a una serie de tarifas integrales de suminis-

tro fijadas por el Estado a las que se encontraban sujetos todos los consumido-

res del sistema eléctrico nacional.

A finales de la década de los 80, el Gobierno comenzó a considerar la

posibilidad de orientar la regulación del sector eléctrico hacia un mercado debido

a que desarrollar la actividad de generación en libre competencia reduciría los

costes del sistema. Por otra parte, el éxito en la implantación del proceso de libe-

ralización en los sistemas eléctricos de Argentina e Inglaterra y Gales reflejaba

que era posible abandonar la estructura de empresas eléctricas verticalmente

integradas.

El primer paso hacia este cambio en la regulación se realizó en el año

1994 con la aprobación de la Ley de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional

(LOSEN). Con esta Ley se pretendían dar los primeros pasos para intentar intro-

ducir un cierto grado de competencia en la actividad de generación y cumplir con

los requisitos que impondría la futura Directiva Europea sobre el Mercado Interno

de Electricidad (1).

En 1996 se aprobó la Directiva Europea 96/92/CE por la que se estable-

cían las reglas comunes para el funcionamiento del mercado interno de electrici-

dad y en España se aprovechó la entrada en vigor de esta directiva europea pa-

ra impulsar la introducción de competencia en la generación ya que los cambios

previstos en la LOSEN finalmente no se llevaron a cabo. En Diciembre de 1996,

(1) Electricity Economics. Regulation and Deregulation. Geoffrey Rothwell & Tomás Gómez. IEEE Press.


el Ministro de Industria firmó con las empresas eléctricas el Protocolo Eléctrico

por el que se establecían las bases de funcionamiento de un mercado de gene-

ración que entraría en funcionamiento en 1998, la reducción de la tarifa eléctrica

durante cuatro años, desde 1998 al 2001, la posibilidad de reconocer a las em-

presas costes hundidos por la transición a la competencia (CTCs) y un calenda-

rio de elegibilidad a través del que los consumidores podrían ejercer su condición

de elegibles o cualificados y elegir el suministrador al que comprar la energía

eléctrica.

A finales de 1997, se aprobó la Ley del Sector Eléctrico por la que se es-

tablecían los principios y las bases para iniciar el proceso de liberalización del

sector eléctrico en España. Los principales cambios que introdujo esta Ley fue-

ron la creación de un mercado eléctrico, la creación de la comercialización como

una nueva actividad en competencia del sector eléctrico, la capacidad de los

consumidores de elegir comercializador para comprar la energía eléctrica así

como la posibilidad de participar directamente en el mercado y la modificación de

la estructura del sector obligando a las empresas a separar jurídicamente las

actividades reguladas, transporte y distribución, de las actividades que se reali-

zan en competencia, generación y comercialización.

Con la liberalización del sector eléctrico se introduce la capacidad de

elección de los consumidores por la que, desde Enero de 2003 y después de

sucesivos adelantos del calendario de elegibilidad, todos pueden ejercer su con-

dición de elegibles o cualificados. Esta condición les permite optar por seguir

acogidos al mercado regulado o participar en el mercado eléctrico, bien directa-

mente o a través de un comercializador. Por tanto, dejaría de tener sentido la

existencia de una tarifa única que cubra todos los costes del sector y ésta dejaría

paso a un nuevo concepto de tarifa compuesta por dos términos: tarifa de acce-

so y tarifa de energía.

La tarifa de acceso es aquélla que deben abonar los consumidores cuali-

ficados por el uso de las redes de transporte y distribución. Los costes que se

incluyen en esta tarifa son, además de los costes regulados de las actividades


de transporte y distribución, determinados costes regulados del sistema que de-

ben satisfacer todos los consumidores(2).

La tarifa de energía es el componente del precio regulado que corres-

ponde al coste de la energía consumida por aquellos clientes que no desean

ejercer la condición de cualificados y prefieren seguir acogidos al mercado regu-

lado. Este componente por el coste de la energía añadido a la tarifa de acceso

da lugar a la tarifa integral similar a la tarifa única que existía durante el Marco

Legal y Estable.

Si el consumidor desea participar en el mercado y comprar en él la ener-

gía, el término de la tarifa de energía desaparecería ya que el precio de la ener-

gía no sería un precio regulado y fijado previamente sino que vendría determina-

do por el resultado del mercado. Cada consumidor pagaría la tarifa de acceso y

compraría la energía directamente en el mercado o a través del comercializador

de su elección a un precio fijado de mutuo acuerdo.

La diferencia entre la tarifa integral y la tarifa de acceso consiste en el

coste de las actividades liberalizadas de generación y comercialización. Los cos-

tes regulados del sistema deben ser satisfechos por todos los consumidores de

energía eléctrica ejerzan o no su condición de cualificados.

Como consecuencia del proceso de liberalización y del calendario de ele-

gibilidad por el que en el año 2007 todos los consumidores podrían ejercer su

derecho de participar en el mercado, se aprobó en el año 2002 el Real Decreto

1432/2002(3), por el que se establecía la metodología para la aprobación o modi-

ficación de la tarifa media. Este Real Decreto recoge la nueva metodología que

actualmente sirve para calcular la tarifa media o de referencia cada año y cuya

vigencia finaliza en el año 2010. Los principales propósitos que se perseguían

con esta nueva metodología eran por un lado, adaptarse a la plena elegibilidad

sin interferir por ello en el mercado eléctrico durante el periodo transitorio en el

que coexisten el mercado regulado con el entorno liberalizado y, por otra, deter-

minar la evolución de las tarifas integrales y de acceso garantizando a las em-

presas una estabilidad regulatoria para llevar a cabo sus inversiones. (2) Los costes incluidos en las tarifas de acceso se encuentran detallados en los Capítu-los II y III del Manual sobre la tarifa eléctrica en España en la segunda parte de esta te-sis. (3) El Capítulo I del Manual de la tarifa eléctrica en España ofrece una información deta-llada de este Real Decreto 1432/2002.


El principal cambio introducido por esta metodología, y anteriormente por

la Ley del Sector Eléctrico, con respecto a la metodología del MLE es abandonar

la retribución por coste de servicio de todas las actividades del sistema. En este

nuevo entorno regulatorio se garantiza exclusivamente a las actividades regula-

das de transporte y distribución la retribución de los costes incurridos aplicando

nuevos esquemas regulatorios que favorezcan la eficiencia tales como una regu-

lación por incentivos basada en un esquema de limitación de ingresos aplicada

actualmente a la actividad de distribución(4). Bajo este nuevo entorno liberalizado

no se garantiza la recuperación de las inversiones y costes incurridos a las acti-

vidades de generación y comercialización, como ocurría en el MLE.

El proceso de liberalización del sector eléctrico trajo consigo también

nuevos costes de Transición a la Competencia o la Financiación del Déficit Tari-

fario con cargo a las empresas generadoras que se recogen en esta nueva me-

todología como nuevos costes regulados del sistema que deben ser satisfechos

por todos los consumidores. Estos costes, junto con otros aspectos de la regula-

ción actual, son fuente de interferencia entre el mercado libre y regulado.

Se puede concluir diciendo que la liberalización del sector eléctrico no

trae consigo la desaparición de la tarifa integral, sino que sigue siendo necesaria

y debe servir como mecanismo de protección del consumidor ante posibles abu-

sos por falta de competencia y como garantía de que todo consumidor podrá

siempre disponer del suministro eléctrico a un precio regulado. Esto significa que

la tarifa integral debería evolucionar hacia el concepto de tarifa refugio que con-

siste en una tarifa que asegura un precio regulado por la energía para aquellos

consumidores que no desearan elegir entre las ofertas de varios comercializado-

res o para aquellos consumidores que en un momento dado pierden a su comer-

cializador y tardan un tiempo en encontrar otro. Esta tarifa refugio debería calcu-

larse adecuadamente de forma que no suponga una competencia desleal con la

actividad de comercialización. Según la definición anterior, la tarifa integral que

existe actualmente en España no puede considerarse como una tarifa refugio

debido al gran peso que todavía posee con casi el 70% del suministro acogido a

ella.

(4) En el Capítulo II del Manual de la tarifa eléctrica en España se explican detalladamen-te estos conceptos.


La tarifa eléctrica existe y es necesaria tanto en un entorno monopolístico

tradicional—tarifa integral del suministro eléctrico—como en un entorno liberali-

zado—tarifa refugio—para garantizar siempre al consumidor un precio regulado

del suministro eléctrico.

Estos conocimientos son fundamentales para el posterior desarrollo del

núcleo de la tesis que consiste en el modelo de simulación tarifaria. Para llegar a

comprender cómo puede producirse esta interacción entre el entorno regulado y

el entorno liberalizado es bueno comenzar realizando un estudio de la tarifa eléc-

trica español y de la legislación que regula cada uno de los costes incluidos en

ella para abordar posteriormente el estudio del proceso de liquidaciones de las

actividades reguladas donde se puede observar realmente cómo se articula la

interacción entre las actividades reguladas y liberalizadas.

Por ello, la segunda parte de esta tesis recoge el estudio realizado sobre

el funcionamiento de la tarifa eléctrica. En este manual se realiza un estudio de

la metodología de tarifas del RD 1432/2002, de todos los costes incluidos en el

cálculo de la tarifa media o de referencia y de las tarifas de acceso e integrales

que se aplican actualmente a los consumidores mientras que el Capítulo 3 de

esta tesis se encarga de explicar cómo se establece el procedimiento de liquida-

ción de las actividades reguladas.

En el siguiente apartado, se explica el proceso que sigue el Ministerio pa-

ra calcular cada año la tarifa eléctrica media o de referencia y, posteriormente,

trasladar este cálculo a la tarifa de acceso y a la tarifa integral. Cada uno de los

costes que intervienen en el proceso y su cálculo se explican en la segunda par-

te de esta tesis.

2.2 Cálculo de la tarifa eléctrica

El primer paso en el cálculo de la tarifa eléctrica es establecer la tarifa

media de cada ejercicio tarifario. El Ministerio cada año realiza un ejercicio de

previsión de costes e ingresos del sistema para fijar la tarifa media y su variación

con respecto al ejercicio del año anterior de acuerdo con la metodología aproba-

da en el RD 1432/2002 que se recoge en la Memoria Económica. El resultado de

este ejercicio puede ser modificado posteriormente por el Real Decreto de Tari-

fas en función del Informe sobre la tarifa eléctrica elaborado por la CNE.


Posteriormente se determinan los nuevos precios de las distintas tarifas

integrales y de acceso en función de la nueva tarifa media o de referencia. Sin

embargo, este proceso no se realiza siguiendo metodología alguna. Éste es uno

de los principales problemas de que padece la tarifa eléctrica española, la falta

de metodología que permita trasladar la variación de la tarifa media o de referen-

cia a las tarifas integrales y de acceso. Por lo tanto, la variación de los precios

cada año de las distintas tarifas es como una caja negra de la que únicamente el

Ministerio conoce el funcionamiento. Ante esta falta de metodología tarifaria, la

CNE ha realizado una propuesta de metodología de cálculo para las tarifas de

acceso que permitía una asignación eficiente de costes entre las distintas tarifas

de acceso existentes aunque no fue aplicada posteriormente por el Ministerio.(5)

El proceso de cálculo de la tarifa media o de referencia de cada año se

establece en el Real Decreto 1432/2002 y se concreta en los siguientes pasos

que posteriormente se reproducen en el modelo:

Cálculo de la tarifa media o de referencia

Se determina como la relación entre los costes previstos necesarios para

retribuir las actividades destinadas a realizar el suministro de energía eléctrica y

la demanda prevista en abonado final.

Tarifa media = finalabonadototalDemanda

Costes

Determinación de la demanda prevista

Se tiene en cuenta la demanda en todo el territorio nacional menos los

autoconsumos.

La demanda prevista para cada uno de los ejercicios tarifarios se deter-

mina aplicando la variación real de la demanda de cada sistema eléctrico, penin-

sular e insular, en el año móvil correspondiente al último mes cerrado previo a la

determinación de la tarifa eléctrica sobre el consumo real de este mismo año

móvil.

Por ejemplo, para determinar la demanda prevista en barras de central

del conjunto del sistema en el ejercicio de 2004 se utilizó la demanda en barras

(5) Propuesta final de metodología para establecer tarifas de acceso a redes eléctricas. Los Capítulo III y IV del Manual de la tarifa eléctrica en España tratan más en profundi-dad las tarifas de acceso e integrales.


de central del sistema peninsular a 31.10.2003 y su crecimiento con respecto a

la misma fecha del anterior. Se hizo lo propio con la demanda de los sistemas

insulares y extrapeninsulares aunque con fecha de Septiembre de 2003 y se

calculó el crecimiento de la demanda de la energía en ese periodo ponderado

por la energía de ambos sistemas eléctricos. Este incremento de demanda es el

que se aplica al total de la demanda bruta del sistema en el periodo anterior ob-

teniendo así la demanda estimada en barras de central y su crecimiento en el

ejercicio de 2004.

Para obtener la demanda en usuario final se aplica un factor de pérdidas

calculado para el sistema eléctrico a la demanda total en barras de central. Se-

gún el RD 1432/2002, dicho factor de pérdidas se obtendrá mediante un proce-

dimiento que se establecerá por Orden Ministerial y que a fecha de hoy todavía

no ha sido publicado.

Figura 2. Cálculo de la demanda en b.c. para 2004. Fuente: Memoria Económica

de 2004

Si se aplicara estrictamente la metodología aprobada del RD 1432/2002,

el último mes cerrado previo a la determinación de la tarifa debería ser el mismo


tanto para obtener la demanda en barras de central en el sistema peninsular

como la demanda de los sistemas extrapeninsulares. Así mismo, las fuentes de

información empleadas para obtener dichos datos deberían ser las mismas en

ambos casos. De no hacerlo así, el crecimiento de la demanda calculado, así

como la demanda bruta total a la que se aplica dicho crecimiento, carecen de

sentido.

Previsión de los costes del sistema

En el cálculo de la tarifa media o de referencia se tienen en cuenta todos

los costes que intervienen en el suministro eléctrico partiendo del coste de pro-

ducción hasta los desvíos frente a las previsiones de los dos años anteriores.

Estos costes se presentan a continuación:

• Producción

Los distintos costes que forman parte del coste de generación del sistema

son los siguientes:

a) Coste de generación peninsular de las centrales sujetas a CTCs.

b) Coste de generación extrapeninsular de las centrales sujetas a

CTCs.

c) Coste de generación de los ciclos combinados.

d) Coste de generación de la energía aportada por el Régimen Es-

pecial.

e) Contrato REE-EDF y otros intecambios.

f) Pago por capacidad.

g) Pago por servicios complementarios

• Transporte (peninsular y extrapeninsular)

• Distribución (peninsular, extrapeninsular, margen de los distribuidores

acogidos a la DT 11ª, calidad de servicio y gestión de la demanda)

• Gestión comercial (peninsular y extrapeninsular)

• Costes permanentes del sistema (CNE, OM, OS y Compensación Ex-

trapeninsulares)


• Costes de seguridad y diversificación del suministro (Moratoria Nu-

clear, 2º ciclo del combustible nuclear, compensaciones DT. 11ª)

• Descuento de costes doblemente contabilizados (sobrecoste de gene-

ración extrapeninsular y sobrecoste del régimen especial)

• Desajustes de ingresos de las actividades reguladas anteriores a

2003

• Revisiones derivadas de la generación extrapeninsular

• Desvíos sobre las previsiones de años anteriores (demanda, precio

del gas, tipos de interés y primas del régimen especial)

Una vez realizada la previsión de la demanda en usuario final y la de los

costes necesarios para suministrar la energía eléctrica en el sistema, se obtiene

el precio unitario por kWh que se precisaría para cubrir dichos costes mediante

la expresión citada anteriormente final abonado total Demanda

Costes .

Por último, se realiza una previsión de ingresos a través de la tarifa inte-

gral, la tarifa de acceso y la venta de energía a los consumidores cualificados de

tal forma que permitan cubrir todos los costes del sistema. Ello requiere, en pri-

mer lugar, estimar el nivel de apertura del mercado durante el ejercicio para de-

terminar la demanda de energía acogida a tarifa integral y a tarifa de acceso.

Seguidamente se aplican unos precios medios para cada una de las tarifas ante-

riores, integral y acceso.

La participación de cada uno de los componentes de los costes del sis-

tema en el cálculo de la tarifa media o de referencia se presenta en el siguiente

gráfico. Se ha tomado el ejercicio de 2004 como referencia aunque los porcenta-

jes se mantienen aproximadamente iguales en los ejercicios tarifarios de años

anteriores.


Figura 3: Estructura de costes prevista en el expediente de tarifas de 2004.

Fuente: Boletín Mensual de Indicadores Eléctricos y Económicos. Julio 2004.

Figura 4: Composición de la tarifa media del escandallo de costes por concepto

de coste. Fuente: Boletín Mensual de Indicadores Eléctricos y Económicos. Julio 2004.

3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 21

CCAAPPÍÍTTUULLOO 33:: LLIIQQUUIIDDAACCIIOONNEESS.. PPRROOCCEESSOO YY CCÁÁLLCCUULLOO

El análisis del proceso de liquidaciones de las actividades reguladas es

un aspecto clave y fundamental en el desarrollo de esta tesis porque permite

abordar posteriormente el modelo desarrollado de simulación tarifaria que tiene

precisamente como parte central la simulación de liquidaciones. Por otra parte, el

análisis del proceso de liquidaciones permite también comprender cómo interac-

túan el mercado regulado y el mercado liberalizado. Su conocimiento puede ser-

vir para llegar a realizar hipótesis sobre la evolución del mercado eléctrico que

junto con el modelo son los puntos centrales en el desarrollo de esta tesis.

En este capítulo se presentan las distintas etapas que forman parte del

proceso de liquidación de las actividades reguladas así como los conceptos fun-

damentales que se utilizarán y serán necesarios posteriormente en el Capítulo IV

al describir las funciones del modelo entre las que se encuentran, como se ha

explicado, la simulación de estas liquidaciones.


33.. LLIIQQUUIIDDAACCIIOONNEESS.. PPRROOCCEESSOO YY CCÁÁLLCCUULLOO

3.1 Introducción

El proceso y cálculo de las liquidaciones consiste, a grandes rasgos, en

un proceso de reparto de los ingresos regulados del sistema. Cada céntimo de

euro recaudado a través de las tarifas integrales y de acceso, entre otros ingre-

sos regulados del sistema, se reparte entre sus destinatarios con objeto de cubrir

los costes reconocidos de las actividades reguladas. Entre estos destinatarios se

encuentran las empresas eléctricas que desarrollen actividades reguladas de

transporte y/o distribución, empresas generadoras con derecho de cobro de

CTCs, OMEL, REE y la CNE.

Un buen conocimiento del proceso de liquidaciones de las actividades re-

guladas es imprescindible para realizar y comprender esta tesis ya que la liqui-

dación de las actividades reguladas es la parte central del modelo que se ha

desarrollado. A través del proceso de liquidaciones es posible observar y com-

prender cómo mecanismos regulados, como el cobro de CTCs por parte de al-

gunas empresas generadoras o la retribución del déficit tarifario con cargo a es-

tas mismas empresas, son capaces de interferir con el funcionamiento de las

actividades liberalizadas del sistema eléctrico y, por lo tanto, con el mercado de

producción. A partir de este análisis del proceso de liquidación se puede llegar a

realizar hipótesis sobre la evolución del mercado eléctrico.

Este capítulo se centra exclusivamente en el proceso de liquidaciones de

las actividades reguladas sin entrar en ningún momento en las liquidaciones ela-

boradas por OMEL de las operaciones realizadas en el mercado eléctrico.

Igualmente, el interés se centra únicamente en la liquidación anual y no en las

sucesivas liquidaciones mensuales que reparten mes a mes y de forma provisio-

nal los ingresos recaudados del sistema entre sus destinatarios.

En este capítulo se explican en detalle las distintas etapas que permiten

realizar el cálculo de las liquidaciones anuales del sistema que se reproducen en

el modelo desarrollado. Se parte del concepto de ingresos y costes liquidables


del sistema y, a continuación, se explica el cálculo de cada una de las etapas

hasta el reparto del último céntimo de euro recaudado en el sistema.

3.2 Proceso y cálculo

El Real Decreto 2017/1997 organiza y regula el procedimiento de liquida-

ción de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los

costes permanentes del sistema y de los costes de seguridad y abastecimiento.

La CNE, en función de lo dispuesto en la Disposición Adicional undécima

de la Ley 34/1998, es la encargada de realizar la liquidación de las actividades

reguladas del sistema.

Según el Artículo 4 del Real Decreto 2017/1997 se consideran ingresos y

costes liquidables del sistema:

1) Ingresos liquidables

Ingresos por facturación de las tarifas integrales.

Ingresos por facturación de las tarifas de acceso.

Los ingresos por acometidas, verificaciones, enganches y alquile-

res de contadores y otros equipos de medida(6).

2) Costes reconocidos

La retribución de la actividad del transporte.

La retribución de la actividad de distribución incluidos los costes

de gestión comercial por los suministros a tarifa.

El coste reconocido por las adquisiciones de energía en el merca-

do de la electricidad para atender los suministros a tarifa.

Los costes permanentes del sistema.

Los costes de diversificación y seguridad de suministro.

El coste correspondiente a la potencia y energía adquirida a las

instalaciones de producción de energía eléctrica que siguieran

acogidas al régimen económico del RD 2366/1994, la energía ad-

(6) Estos costes se liquidan descontándose de los costes de distribución. Los costes re-conocidos a la actividad de distribución se consideran netos de los ingresos por acometi-das, etc.


quirida a las instalaciones acogidas al régimen económico del RD

2818/1998, la energía adquirida a las instalaciones acogidas al

RD 436/2004 y las primas e incentivos del total de la energía pro-

ducida en el régimen especial.

Los costes para compensar la interrumpibilidad, las adquisiciones

de energía del régimen especial que realicen los distribuidores

que no hubiesen estado sujetos al RD 1538/1987, es decir, los

distribuidores acogidos a la DT 11ª y otras compensaciones.

El procedimiento de liquidación de las actividades reguladas se debe lle-

var a cabo según lo establecido en el Anexo I del RD 2017/1997. Las etapas del

proceso de liquidación se presentan en el siguiente esquema:

Figura 5. Etapas del proceso de liquidación de las actividades reguladas. Fuente:

Gas Natural.

+ -

TARIFA INTEGRAL

TARIFA ACCESO

OTROS INGRESOS

CUOTAS ESPECÍFICAS

INGRESOS LIQUIDABLES

OSOMCNE

EXTRA-PENINSULARESMORATORIA

2º CICLO COMBUSTIBLE NUCLEARCOMPENSACIÓN DT 11ª

-

COSTE ADQUISICIÓN ENERGÍA A TARIFACOSTE ADQUISICIÓN ENERGÍA RÉG. ESPECIAL

IMPORTE A LIQUIDAR

-

COSTES DE TRANSPORTECOSTES DE DISTRIBUCIÓN

COSTES DE GESTIÓN COMERCIALDESAJUSTE DE INGRESOS ANTERIOR A 2003REVISIÓN GENERACIÓN EXTRAPENINSULAR

APORTACIÓN AL SOBRECOSTE GENERACIÓN EXTRAPENINSULAR (RD 1747/2003)

Resto CTCs por diferencias

INGRESOSBRUTOS


Ingresos brutos

Los ingresos brutos recaudados por los distribuidores proceden de la su-

ma de los siguientes conceptos: ingresos por la facturación bruta de la venta de

energía de los consumidores a tarifa integral, ingresos brutos por las tarifas de

acceso de los consumidores cualificados y los “otros ingresos” debidos a ingre-

sos regulados por acometidas, enganches, verificaciones, alquileres de equipos,

ingresos por suministros derivados de concesiones administrativas, ingresos por

suministros a empleados e ingresos derivados del trasvase Tajo-Segura.

En los ingresos recaudados a través de las tarifas de acceso se incluyen

los ingresos por peajes internacionales y los ingresos por compensaciones entre

los transportistas intracomunitarios (ETSOs).

Ingresos brutos = Facturación tarifa integral + Facturación tarifa acceso

+ Otros ingresos

El reparto de los ingresos brutos del sistema del ejercicio tarifario de 2003

se muestra en el siguiente gráfico. Como se puede observar, la mayor parte de

los ingresos del sistema en dicho ejercicio corresponden a aquellos consumido-

res que, aún teniendo la posibilidad de participar en el mercado liberalizado, no

desean ejercer su condición de cualificados o consumidores elegibles.

Figura 6. Reparto de los ingresos brutos del sistema en 2003. Fuente: Liquida-

ción nº 14 del ejercicio de 2003 publicada en el Boletín Estadístico de REE en Febrero

de 2004.

Ingresos brutos 2003 (Millones €)

Tarifa Acceso8%Otros ingresos

0,42%

Tarifa Integral92%

Tarifa IntegralTarifa AccesoOtros ingresos


Ingresos liquidables

Los ingresos liquidables se obtienen descontando de los ingresos brutos

las cuotas con destinos específicos, es decir, descontando los costes permanen-

tes del sistema, excepto la cantidad destinada a CTCs, y los costes de seguridad

y diversificación del abastecimiento.

Estas cuotas se establecen como porcentajes sobre la facturación siendo

distintos en función del tipo de suministro, es decir, en función de si se trata de

suministros a consumidores a tarifa integral o a consumidores cualificados.

Ingresos liquidables = Ingresos brutos – Cuotas con destinos específicos

Importe a liquidar

El importe a liquidar se obtiene de la diferencia entre los ingresos liquida-

bles y los costes reconocidos a los distribuidores por la adquisición de la energía

de los suministros a tarifa y la adquisición de la energía en régimen especial.

Importe a liquidar = Ingresos liquidables – Coste adquisición energía

suministros a tarifa – Coste adquisición energía

régimen especial

Coste de adquisición de la energía destinada a los suministros a tarifa integral en el mercado

Las empresas distribuidoras tienen la obligación de acudir al mercado pa-

ra realizar las compras de energía destinada a los suministros de sus clientes

que se encuentran acogidos a tarifa integral y no desean ejercer su condición de

clientes cualificados. El coste imputado o reconocido por las adquisiciones de

energía en el mercado, según el punto I.6 del Anexo I del RD 2017/1997, se cal-

cula de la siguiente forma:

1. Se parte de la energía facturada por cada distribuidor en cada una de

las tarifas integrales.

2. Se eleva esta energía a barras de central aplicando un coeficiente de pérdidas estándar que se aprueba cada año para cada una de


las tarifas en el Real Decreto por el que se aprueba la tarifa del año

correspondiente.

3. A esta energía elevada a barras de central se resta la energía vertida

por el régimen especial que no acude al mercado en las redes de las

empresas distribuidoras y que contribuye a satisfacer la demanda de

los consumidores a tarifa.

4. A cada distribuidor se le reconoce el coste que resulta de multiplicar

la energía anterior por el precio medio ponderado que resulte en el

periodo de liquidación a las adquisiciones de energía en dicho perio-

do, es decir, el precio medio ponderado de adquisición de todos los

distribuidores.

Coste adquisición reconocido = ( ) PmEk1Ei

RECTCT ⋅

−+⋅∑ , donde

ECT : energía que factura el distribuidor por los consumidores a tarifa inte-

gral.

KCT : pérdidas estándares de los consumidores acogidos a tarifa integral.

ERE : energía vertida por el régimen especial que no acude al mercado.

Pm : precio medio de adquisición de los distribuidores.

i : las empresas distribuidoras.

Se establecen dos tipos de incentivos a los distribuidores en sus compras

de energía para los suministros a tarifa integral. El primero de ellos consiste en

reconocer exclusivamente unas pérdidas estándares en lugar de las pérdidas

reales que se producen efectivamente en las redes de transporte y distribución.

La empresa distribuidora no tendría incentivos naturales a disminuir las

pérdidas en sus redes ya que se limita a jugar un papel de intermediario entre los

generadores y los consumidores a tarifa integral. El incentivo se crea al fijar unas

pérdidas estándares evitando así que se produzca un pass-through completo del

coste de adquisición. De esta forma, la empresa distribuidora intentará disminuir

las pérdidas en sus redes por debajo de las fijadas como estándares y obtener

así un beneficio económico.


El segundo incentivo está relacionado con el precio reconocido de com-

pra de la energía a los distribuidores. Como se ha explicado, el precio de compra

de la energía en cada periodo horario es el coste medio de adquisición de la

energía de todos los distribuidores, es decir, el precio reconocido de compra de

la energía que reciben todos los distribuidores es el mismo. Por lo tanto, aquel

distribuidor que sea capaz de comprar su energía a un precio inferior al recono-

cido obtendrá un beneficio económico. De esta forma, se incentiva una buena y

eficiente gestión de compras de energía.

Coste de adquisición de la energía al régimen especial

Las empresas distribuidoras están obligadas a comprar la energía vertida

en sus redes por aquellas instalaciones acogidas al régimen especial que no

deseen acudir al mercado para ofertar libremente su energía.

Las pérdidas que puedan ahorrar las adquisiciones al régimen especial

se le reconocen al distribuidor.

Se reconoce también como parte del coste de adquisición de la energía al

régimen especial el coste incurrido por la distribuidora en los pagos de las primas

e incentivos aplicados al total de la energía vertida por el régimen especial, tanto

la energía que acude al mercado como la acogida a un precio regulado.

Actualmente, las instalaciones que vierten su energía directamente en las

redes del distribuidor son las acogidas a los siguientes regímenes económicos:

• Real Decreto 436/2004

El RD 436/2004 aprobado en Marzo de 2004 es la legislación que ac-

tualmente se encuentra en vigor y que regula las instalaciones que pertenecen al

régimen especial.

Los mecanismos de retribución que ofrece el nuevo RD son los siguien-

tes:

a) Ceder la electricidad a la empresa distribuidora de energía eléctrica.

En este caso, el precio de venta de la electricidad se establece como un

porcentaje de la tarifa media o de referencia de cada año para todos los

periodos de programación.

Una novedad que introduce este Real Decreto para las instalaciones con

potencia superior a 10 MW que opten por ceder la energía directamente a


las empresas distribuidoras es la obligación de realizar previsiones sobre

la energía que van a ceder a las redes en cada periodo de programación.

Estas previsiones se deben comunicar a la empresa distribuidora de la

zona en la que esté conectada dicha instalación. Esto supone una modifi-

cación en el proceso de liquidación del coste de adquisición de la energía

en régimen especial ya que implica repercutir a estas instalaciones el

coste por desvíos frente a las previsiones realizadas más allá de unas to-

lerancias fijadas en el RD en lugar de trasladar íntegramente este coste a

las empresas distribuidoras como ocurría anteriormente.

b) Vender la electricidad libremente en el mercado a través del sistema

de ofertas gestionado por el operador de mercado, del sistema de contra-

tación bilateral o a plazo o de una combinación de ellos. En este caso, el

precio de venta de la electricidad es el precio que resulte de la casación

del mercado o el precio libremente establecido entre las partes en el caso

de optar por la venta en el mercado a plazo o a través de un contrato bila-

teral. Este precio se complementa con un incentivo por acudir al mercado

y, en su caso, por una prima. Tanto la prima como el incentivo consisten

en un porcentaje de la tarifa media o de referencia que se apruebe cada

año y se fijan en función del grupo o subgrupo al que pertenezca la insta-

lación y de su potencia instalada.

A las instalaciones de régimen especial acogidas al RD 436/2004 que op-

ten por vender libremente su energía en el mercado les es de aplicación

la normativa y reglamentación específica del mercado de producción que

se aplica a las instalaciones de producción en régimen ordinario. Por lo

tanto, estas instalaciones pueden recibir pagos por garantía de potencia o

por la participación en servicios complementarios al igual que el resto de

las instalaciones que pertenecen al régimen ordinario.

Las instalaciones acogidas al este Real Decreto, independientemente del

régimen económico que hayan elegido, pueden percibir un complemento

por energía reactiva que se fija como un porcentaje de la tarifa media o

de referencia en función del grupo o subgrupo al que pertenezca la insta-

lación.



La aprobación del RD 436/2004 derogó el RD 2818/1998 estableciendo

un periodo transitorio para estas instalaciones que finaliza el 01.01.2007.

Las instalaciones acogidas al RD 2818/1998 actualmente tienen las si-

guientes opciones:

a) Durante el periodo transitorio, pueden ceder la producción o exceden-

tes de energía a la empresa distribuidora a cambio del precio final hora-rio del mercado más una prima adicional establecida en el RD 436/2004

en función del grupo o subgrupo al que pertenezca la instalación. Finali-

zado este periodo transitorio, estas instalaciones quedan acogidas auto-

máticamente al RD 436/2004.

b) Las instalaciones pertenecientes al RD 2818/1998 pueden optar por

acogerse plenamente al RD 436/2004 y ceder la energía a la empresa

distribuidora o participar en el mercado de producción según el régimen

económico explicado en el epígrafe anterior. Una vez elegida esta opción,

no existe posibilidad de volver al régimen económico anterior.


Las instalaciones de régimen especial acogidas al RD 2366/1994 dispo-

nen de un régimen transitorio que termina en el año 2010 coincidiendo con la

finalización de cobro de CTCs.

Durante este periodo transitorio, estas instalaciones pueden optar entre

los regímenes económicos que se explican a continuación. Finalizado el periodo

transitorio, estas instalaciones quedan acogidas al RD 436/2004.

a) Permanecer acogidas al RD 2366/1994 por el que estas instalaciones

ceden la energía a las redes de las empresas distribuidoras a cambio de

un precio regulado y completamente independiente del mercado de pro-

ducción ya que en 1994 aún no se había liberalizado el sector eléctrico en

España y, por lo tanto, no existía un mercado de electricidad.


El coste de adquisición del total de la energía vertida se calcula a través

de la siguiente fórmula:

Coste 2366 = (PF x Tp + Ec x Te ± DH ± ER)·Kf – Al, donde

PF : potencia a facturar expresada en kW calculada según se establece

en el Real Decreto.

Tp : Término de potencia que se aplica en función del grupo al que perte-

nezca la instalación y que se actualiza anualmente en el Real Decreto por

el que se aprueba la tarifa de cada año.

Ec . Energía cedida en kWh.

Te : Término de energía que se aplica en función del grupo al que perte-

nezca la instalación y que se actualiza anualmente en el Real Decreto por

el que se aprueba la tarifa de cada año.

DH : Complemento por discriminación horaria.

ER : Complemento por energía reactiva.

Kf : coeficiente que depende del grupo al que pertenezca la instalación y

de la fecha de puesta en marcha de la instalación.

Al: abono por incumplimiento de potencia. La energía puesta en la red de

estas instalaciones se clasifica en energía sin garantía de potencia, es

decir, la energía que el productor entregue sin ningún compromiso de po-

tencia y energía con garantía de potencia que el productor se comprome-

te a entregar conforme a un programa anual. Es a ésta última a la que se

le aplicaría este abono por incumplimiento de potencia garantizada.

b) Por periodos de no inferiores a un año, las instalaciones acogidas al

RD 2366/1994 pueden optar por acudir al mercado bajo las condiciones

establecidas en el RD 436/2004 para las instalaciones que desean ofertar

su energía en el mercado pudiendo volver a acogerse al RD 2366/1994

finalizado este periodo.

c). Por último, las instalaciones que pertenecen al RD 2366/1994 pueden

optar por acogerse plenamente desde un primer momento al RD

436/2004 bajo cualquiera de los dos regímenes económicos que ofrece

sin posibilidad de retornar al régimen anterior.

Coste 2366 = (PF x Tp + Ec x Te ± ER) x Kf - Al


Liquidación de actividades y costes regulados

El sistema de liquidaciones de las actividades reguladas garantiza la re-

tribución de las actividades reguladas del transporte, distribución, comercializa-

ción y la prima por consumo de carbón autóctono (7).

Del importe a liquidar se retribuyen las actividades de transporte, distribu-

ción, incluidas las cantidades destinadas a los planes de mejora de la calidad de

servicio y gestión de la demanda, gestión comercial y las cuotas anuales corres-

pondientes al desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003

y la revisión del sobrecoste de generación extrapeninsular.

El concepto de aportación al sobrecoste de generación extrapeninsular

surge como consecuencia de la aplicación del Artículo 18.1 del RD 1747/2003

por el que se regulan los sistemas insulares y extrapeninsulares.

Según el artículo anterior, si los ingresos netos que deben liquidar los

transportistas y distribuidores de los sistemas insulares y extrapeninsulares (in-

gresos brutos por facturación de las tarifas integral y de acceso y los “otros in-

gresos” menos las cuotas con destinos específicos) menos los costes de adqui-

sición de la energía de los distribuidores menos los costes de sus actividades

reguladas resultara una cantidad positiva, la CNE liquidará esta diferencia direc-

tamente a los generadores en régimen ordinario de estos sistemas en concepto

de sobrecoste de generación.

O, de forma más esquemática:

Si (Ingresos netos – Compras energía R.Ord. y R.Esp. – Coste activida-

des reguladas) > 0, la CNE liquida esta diferencia o excedente a los generadores

en régimen ordinario (8).

En principio, la cantidad liquidada por la CNE es provisional.

En el caso de que el importe a liquidar, una vez descontada la retribución

de las actividades reguladas, resulte positivo la diferencia se destina al pago de

la retribución fija o pago de los CTCs por diferencias en el orden de asignación

(7) Con la aprobación de la Orden de 21 de Noviembre de 2000, la prima por consumo de carbón autóctono tiene el mismo nivel de prioridad que la retribución de las actividades de transporte y distribución. (8) Fuente: Aproximación a los sistemas eléctricos insulares. Victoria Homar y Martín Ri-bas. Conferencia organizada por el MSE. Junio 2004.


correspondiente(9): stock de carbón, prima por consumo de carbón autóctono,

planes de financiación extraordinario (actualmente, el plan de financiación de

Elcogás), asignación general y asignación específica.

En caso contrario o de déficit, las empresas generadores con derecho de

cobro de CTCs deberán financiar el déficit de las actividades reguladas y la pri-

ma por consumo de carbón autóctono, de acuerdo con lo establecido en la Or-

den de 21 de Noviembre de 2000.

Para finalizar, se presenta un cuadro resumen con el flujo monetario que

se origina en el proceso de liquidaciones desde el consumidor hasta la retribu-

ción fija de CTCs:

Figura 7. Flujo monetario en el proceso de liquidación de las actividades regula-

das. Fuente: CNE

(9) El orden de asignación de los diferentes conceptos que componen los CTCs se modi-ficó en la Disposición adicional cuarta del RD 1432/2002.

GeneraciónCTCs

Comercialización

Clientes a tarifa

Clientes cualificados

Actividad no ReguladaActividad Regulada

Tarifa

acce

so

Ingresos para remunerar

actividades reguladas

DistribuidoresTransporte

Régimen Especial

Tarifa

integral

Distribución

Costes Liquidables

Tarif

as a

cces

o

Adquisición energía a tarifa integral

Adq. energía a tarifa int.

Tarifa acceso

CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 34

CCAAPPÍÍTTUULLOO 44:: MMOODDEELLOO DDEE SSIIMMUULLAACCIIÓÓNN TTAARRIIFFAARRIIAA

El modelo de simulación tarifaria desarrollado es la parte central de esta

tesis de máster. Las funciones principales de este modelo son la simulación de la

Memoria Económica prevista por el Ministerio en dos alcances temporales—el

ejercicio en curso y el periodo 2005-2010—la simulación de la Liquidación resul-

tante de estas Memorias Económicas y la simulación de la Liquidación al cierre

del ejercicio tarifario en curso de acuerdo con la evolución real del sistema eléc-

trico. El modelo permite también realizar análisis de sensibilidad sobre los distin-

tos parámetros, variables y escenarios que intervienen en las simulaciones ante-

riores.

La utilidad del modelo radica en simular para cada ejercicio tarifario la li-

quidación al cierre de dicho ejercicio y realizar hipótesis sobre la posible evolu-

ción del mercado eléctrico.

En este capítulo se explica la organización del modelo, los datos de en-

trada necesarios para realizar cada una de las funciones y alcance temporal,

cómo se obtienen estos datos de entrada y las hipótesis que se han empleado

para obtenerlos. Los resultados obtenidos de las distintas simulaciones se pre-

sentan en el Capítulo V.


44.. MMOODDEELLOO DDEE SSIIMMUULLAACCIIÓÓNN TTAARRIIFFAARRIIAA

4.1 Descripción del modelo

El modelo que aquí se describe es sucesor del modelo original empleado

en Gas Natural Electricidad en los años 2002 y 2003 intentaba reproducir la li-

quidación de cierre del ejercicio en curso. Este modelo no se encontraba adap-

tado a la nueva metodología de tarifas aprobada en el Real Decreto 1432/2002

ni a los cambios introducidos en el proceso de liquidaciones de las actividades

reguladas con motivo de la aprobación en Diciembre de 2003 del RD

1747/2003(10) y, ya en Marzo de 2004, del RD 436/2004(11).

El primer paso en el desarrollo del nuevo modelo consistió precisamente

en la actualización y adaptación del modelo original a la nueva normativa. Por

una parte el RD 1432/2002 introdujo nuevos costes regulados en el sistema y,

por otra, el RD 1747/2003 modificaba el procedimiento de liquidaciones de las

actividades reguladas incorporando los suministros de los sistemas insulares y

extrapeninsulares.

Los cambios introducidos por la aplicación del RD 436/2004 se tuvieron

en cuenta por primera vez en la liquidación provisional nº 4 del año 2004 y se

explicarán en detalle más adelante al tratar el régimen especial.

En resumen, los cambios introducidos en el modelo con motivo de la en-

trada en vigor de la nueva normativa anterior han sido los siguientes:

• Descuento de costes doblemente contabilizados: compensaciones del

sobrecoste extrapeninsular y primas del régimen especial.

• Desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003.

• Revisiones derivadas de los costes de generación extrapeninsular.

(10) RD 1747/2003, por el que se regulan los sistemas insulares y extrapeninsulares. (11) RD 436/2004, por el que establece la metodología para la actualización y sistematiza-ción del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.


• Desvíos frente a las previsiones de años anteriores (demanda, precio

del gas, tasa de interés y sobrecoste de las primas del régimen espe-

cial).

• Revisiones de la tarifa media o de referencia, tarifa integral y tarifa de

acceso.

• Incorporación de los distribuidores acogidos a la Disposición Transito-

ria 11ª.

• Incorporación de los suministros de los sistemas insulares y extrape-

ninsulares de acuerdo a lo establecido en el Artículo 18.1 del RD

1747/2003.

• Aportación al sobrecoste de generación extrapeninsular de acuerdo a

lo establecido en el Artículo 18.1 del RD 1747/2003(12).

El modelo desarrollado comparte con el original la función principal de re-

producir la liquidación de cierre del ejercicio en curso. Sin embargo, ésta no es la

única utilidad que ofrece el nuevo modelo. Entre otras funciones permite repro-

ducir la liquidación resultante de la Memoria Económica y del Real Decreto de

Tarifas prevista por el Ministerio al inicio de cada ejercicio así como, en un al-

cance de más largo plazo, realizar previsiones sobre la evolución de la tarifa me-

dia o de referencia a través de estimaciones de los distintos costes del sistema.

A continuación, se presentan las funciones o utilidades que se pueden

obtener con el modelo desarrollado en esta tesis:

Simulación de la Memoria Económica del año en curso.

Simulación de la Memoria Económica de años futuros.

Simulación de la Liquidación resultante de la Memoria Económica y

del Real Decreto de Tarifas previsto por el Ministerio del ejercicio tari-

fario en curso y de ejercicios futuros en el periodo 2005-2010.

Simulación de la Liquidación al cierre del ejercicio en curso.

(12) Los conceptos anteriores se encuentran explicados en la segunda parte de esta tesis dentro del Manual de la Tarifa Eléctrica española. El concepto de aportación al sobrecos-te de generación extrapeninsular se explica en el apartado 3.2.1.


Análisis de sensibilidad ante la variación de las diferentes variables e

hipótesis consideradas para el establecimiento del marco tarifario:

• Desviaciones entre la demanda prevista y la real.

• Escenarios de precios del Mercado Mayorista.

• Participación de los consumidores elegibles. Dentro de este análi-

sis se estudia el cumplimiento o no del principio de suficiencia con

el que debe fijarse la tarifa. Por ejemplo, si toda la demanda acu-

diese al mercado, ¿se recuperarían los costes del sistema?

• Composición de los consumos entre las distintas tarifas. Dentro de

este análisis se da respuesta a preguntas tales como, ¿qué pasa-

rá cuando los grandes consumidores industriales abandonen la ta-

rifa integral?

En los diagramas de la figuras 8 y 9 se muestra un resumen del modelo y

de sus funciones. El diagrama se ha realizado partiendo de una clasificación del

modelo en función del proceso de cálculo seguido. Se ha dividido el modelo en

dos grandes bloques cada uno de ellos destinado a un proceso de cálculo distin-

to. El primer bloque se dedica a la simulación de la Liquidación prevista por el

Ministerio y el segundo de ellos a la simulación de la Liquidación estimada al

cierre del ejercicio. No hay que confundir este diagrama con el que se presenta

más adelante en el siguiente apartado, el cual pretende reflejar la distribución y

organización de la información en el interior del modelo.


1. Proceso de cálculo: Liquidación resultante de la Memoria Económica prevista por el Ministerio.

Figura 8. Clasificación del modelo según el proceso de cálculo. Liquidación resul-

tante de la Memoria Económica prevista Ministerio.

2. Proceso de cálculo: Liquidación estimada cierre de ejercicio

Figura 9. Clasificación del modelo según el proceso de cálculo. Liquidación esti-

mada cierre de ejercicio.

Coste de Produc-ción

Costes actividades reguladas

Desvíos frente pre-visiones

Estimación Deman-da

Precio Medio Ne-cesario (c€/kWh)

Incremento Tarifa Media o Referencia

Diseño tarifas y apertura mercado

Liquidación resultante de Memoria Económi-ca prevista Ministerio

Costes actividades reguladas

COSTES INGRESOS

Demanda Tarifas Apertura mercado

INGRESOS

COSTES

Coste adquisición Régimen Especial

Coste adquisición Régimen Ordinario

Liquidación Cierre Ejercicio

Demanda

Energía

Precio


Según la clasificación establecida, el primer proceso de cálculo represen-

tado en la Figura 8 correspondería con las funciones de simulación de la Memo-

ria Económica y la Liquidación resultante de la Memoria Económica prevista por

el Ministerio en dos alcances de tiempo distintos: el ejercicio en curso y ejercicios

futuros en el periodo 2005-2010. En este proceso el modelo calcula el incremen-

to de la tarifa media o de referencia, resultado principal de la Memoria Económi-

ca, tomando los datos de la demanda prevista, los costes de las actividades re-

guladas y los desvíos frente a las previsiones de los dos ejercicios tarifarios ante-

riores. Incorporando la información de los ingresos regulados del sistema simula

también la Liquidación prevista por el Ministerio.

En la Liquidación de cierre de ejercicio—segundo proceso de cálculo re-

presentado en la Figura 9—el modelo, además de tomar los datos anteriores

sobre los costes de las actividades reguladas, toma también los datos reales de

demanda y energía y precios del mercado para calcular los costes de adquisición

de la energía en régimen ordinario y en régimen especial. Los ingresos del sis-

tema se calculan a partir de los datos de demanda real, apertura del mercado y

precios medios de las tarifas. Una vez calculados los costes e ingresos liquida-

bles, el modelo procede a la simulación de la liquidación.

En ambos casos, el modelo permite realizar análisis de sensibilidad modi-

ficando los parámetros y datos de entrada. Cada uno de estos procesos se ex-

plica en detalle a lo largo de este Capítulo.

Como se puede observar, el núcleo central del modelo es la simulación

de las liquidaciones.

El apartado 4.2 se dedica a explicar la Organización del Modelo. A través

de un diagrama similar al anterior se muestra cómo se encuentra organizado el

interior del modelo para realizar las funciones anteriores.

En el apartado 4.3 se explica detalladamente la reproducción de la Me-

moria Económica por el modelo.

Los apartados 4.4 y 4.5 se dedican respectivamente a la Liquidación pre-

vista por el Ministerio y a la Liquidación de cierre de ejercicio. En ambos aparta-

dos se explica qué datos de entrada son necesarios para realizar cada una de

las liquidaciones, qué fuentes se han empleado para obtenerlos y cómo se han

calculado.


4.2 Organización del modelo

El modelo desarrollado en esta tesis es una aplicación en Excel. Está or-

ganizado en un libro que contiene varias hojas que incorporan toda la informa-

ción necesaria para realizar el conjunto de las funciones enumeradas en el apar-

tado anterior.

En el siguiente esquema se muestra la organización del modelo desarro-

llado. En él existen dos alcances temporales: el ejercicio tarifario en curso y el

periodo 2005-2010, que se representan en el esquema mediante el distinto color

de las flechas y de los textos. Se pueden distinguir también seis grandes bloques

que se encuentran numerados y que muestran cómo se organiza el conjunto de

la información—histórica, estimaciones e información del ejercicio en curso—

para obtener y reproducir de forma lógica las funciones del modelo.

Nota: Los cuadros y textos en negro no tienen un alcance temporal determinado

y sirven para cualquiera de ellos.

Figura 10: Organización del modelo de simulación tarifaria.

2. ESTIMACIONES 2005-2010

4. MEMORIA ECONÓMICA (2005-2010)

1. INFORMACIÓN FINANCIERA

1. INFORMACIÓN HISTÓRICA: 1998-2004

Largo plazo

4. MEMORIA ECONÓMICA

3. ESTIMACIÓN RÉGIMEN ESPECIAL

EJERCICIO EN CURSO

3. ESTIMACIÓN PRECIO MERCADO AL CIERRE DE EJERCICIO

3. EVOLUCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

3. HISTÓRICO DE PRECIOS MERCADO:

1999-2004

Corto plazo: Ejercicio en curso

5. DATOS DE ENTRADA

6. LIQUIDACIÓN MEMORIA

ECONÓMICA PREVISTA MINISTERIO

6. LIQUIDACIÓN CIERRE DEL EJERCICIO

6. COMPARACIÓN LIQUIDACIONES


Primer bloque: Información histórica y financiera

Las primeras hojas del modelo incorporan toda la información histórica

necesaria que servirá posteriormente, no sólo como fuente de información para

dar una perspectiva sobre la evolución del sistema desde el proceso de liberali-

zación, sino también como ayuda para realizar estimaciones para ejercicios futu-

ros. La información histórica incorporada actualmente corresponde a los años

1998 a 2004, años posteriores a la liberalización del sector eléctrico y objeto de

estudio de la tesis. A continuación se detalla la información utilizada:

• Evolución histórica de la demanda

Se presenta el crecimiento de la demanda del sistema eléctrico en barras

de central, tanto la previsión de crecimiento realizada por el Ministerio como el

crecimiento real desglosado en sistema peninsular y sistemas insulares y extra-

peninsulares. Se han empleado como fuentes de información los Boletines Esta-

dísticos de REE así como los Informes de Tarifa elaborados por la CNE.

• Evolución del IPC

Se presenta la tasa de variación anual del IPC, tanto la previsión realiza-

da por el Ministerio como la variación real en el año correspondiente. Se ha to-

mado como fuente de información el Banco de Datos Tempus del Instituto Na-

cional de Estadística (www.ine.es). El índice de precios al consumo se emplea

como variable de actualización de diversos costes del sistema como los costes

de distribución y de gestión comercial, entre otros.

• Evolución del EURIBOR

Al igual que ocurre con el IPC, el EURIBOR se emplea como parámetro

de actualización de diversos costes como la cuota por desajustes de ingresos

anteriores a 2003, la revisión del sobrecoste extrapeninsular o los CTCs. Las

fuentes de información empleadas han sido el Banco de España y el Instituto

Nacional de Estadística.

• Evolución de los costes del sistema

Se ha recogido la evolución de los costes de las actividades reguladas

que forman parte de las tarifas integrales y de acceso: transporte, distribución y

gestión comercial, desajuste de ingresos y revisión extrapeninsular, costes per-


manentes y de seguridad y diversificación del abastecimiento, los CTCs y los

desvíos con respecto a las previsiones de años anteriores.

• Otra información de interés

Pérdidas medias del sistema, evolución de la tarifa media o de referencia

y de las tarifas integrales y de acceso e información sobre la apertura del merca-

do.

Segundo bloque: estimaciones del periodo 2005-2010

En este segundo bloque del modelo se agrupan las hojas que contienen

las estimaciones de los costes y parámetros del sistema necesarios para realizar

las siguientes funciones del modelo: simulación de la Memoria Económica co-

rrespondiente al periodo 2005-2010 y cálculo de la tarifa media o de referencia

de acuerdo con el RD 1432/2002. Estas funciones servirán posteriormente para

simular la Liquidación resultante de dicha Memoria Económica en ese mismo

periodo.

Se han realizado previsiones de varios parámetros tales como la deman-

da del sistema en barras de central, las pérdidas medias del sistema, la apertura

del mercado, la evolución del IPC y el EURIBOR. Igualmente se han estimado

los costes de las actividades reguladas como transporte, distribución, gestión

comercial, cuotas de desajuste de ingresos y revisión del sobrecoste extrapenin-

sular, entre otros.

Tercer bloque: Información del ejercicio en curso

El tercer bloque del modelo recoge la información relativa a la información

de corto plazo de la evolución del sistema eléctrico. Esta información es necesa-

ria para realizar posteriormente la simulación de la Liquidación estimada al cierre

del ejercicio. A diferencia de la Liquidación prevista por el Ministerio, que prácti-

camente sólo se alimenta y necesita la información contenida en la Memoria

Económica, la simulación de la liquidación del ejercicio en curso necesita incor-

porar además información relacionada con la evolución del mercado eléctrico y,

más concretamente como se explica en el apartado 4.5, la información relacio-

nada con los precios del mercado.


Cuarto bloque: Reproducción de la Memoria Económica

El cuarto gran bloque de este modelo reproduce y almacena las Memo-

rias Económicas de ejercicios tarifarios pasados, presente y las previsiones futu-

ras que se deseen realizar.

La simulación de la Memoria Económica de cada año y su posible modifi-

cación posterior por el Real Decreto de Tarifas es el punto de partida necesario

para realizar una de las funciones principales del modelo que consiste en la si-

mulación de la liquidación del ejercicio tarifario en curso.

El apartado 4.3 se dedica en exclusiva a la Memoria Económica y en él

se explica cómo se establece y qué información proporciona. En el Capítulo 5 se

recogen los resultados obtenidos de la simulación de la Memoria Económica del

ejercicio en curso así como la simulación de ejercicios tarifarios futuros basados

en estimaciones.

Quinto bloque: Datos de entrada del modelo

Como ya se ha explicado, el modelo realiza dos funciones principales

como son la Liquidación prevista por el Ministerio resultante de la Memoria Eco-

nómica y del Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica en sus dos

alcances temporales y la Liquidación estimada al cierre del ejercicio tarifario en

curso. Una de las fuentes principales de información para realizar estas simula-

ciones es la documentación sobre la tarifa eléctrica de cada año (Memoria Eco-

nómica y Real Decreto de Tarifas). La Memoria Económica contiene más infor-

mación que la necesaria para el proceso de liquidaciones por lo que no se inclu-

ye toda. Además de la Memoria Económica, es necesaria también información

adicional como la evolución real del sistema eléctrico en el ejercicio en curso o

información sobre el comportamiento del mercado. Por este motivo, se ha dedi-

cado una de las hojas del modelo a recoger la información indispensable para

realizar este proceso liquidatorio.

En cada uno de los apartados dedicados tanto a la Liquidación prevista

por el Ministerio como a la Liquidación estimada al cierre del ejercicio se incluye

un subapartado dedicado a explicar qué datos de entrada son necesarios para

ese proceso, qué fuentes se han empleado para obtenerlos y cómo se han cal-

culado.


Sexto bloque: Simulación de las liquidaciones

La simulación de las liquidaciones, tanto la resultante de la Memoria Eco-

nómica como la liquidación al cierre del ejercicio, es el núcleo central del modelo

y a ellas se dedican los apartados 4.4 y 4.5 respectivamente. En estos apartados

se explica cómo se han calculado cada una de las etapas del proceso de liqui-

daciones, qué datos se han empleado para ello y cómo se han obtenido. Los

resultados obtenidos de estas simulaciones se presentan en el último capítulo de

esta primera parte de la tesis, el Capítulo 5.

Se realiza también un ejercicio de comparación entre la liquidación pre-

vista por el Ministerio al comienzo del ejercicio y la liquidación que resulta de la

evolución real del sistema eléctrico para mostrar cómo han resultado las previ-

siones realizadas por el Ministerio frente a la situación real del sistema eléctrico

al cierre del ejercicio.

Las hojas del modelo destinadas a la reproducción de la Memoria Eco-

nómica, las liquidaciones y los datos de entrada están preparadas con un proce-

dimiento de inicialización que permite modificar los datos de entrada y realizar

análisis de sensibilidad sin perder la información original almacenada.

En los apartados siguientes se desarrollan detalladamente los bloques

anteriores en los que se encuentra a grandes rasgos dividido el modelo.


4.3 Simulación de la Memoria Económica

La Memoria Económica es un ejercicio de previsión de los costes e ingre-

sos del sistema que cada año realiza el Ministerio para fijar la tarifa media o de

referencia de acuerdo con la metodología aprobada en el RD 1432/2002. Los

resultados de este ejercicio pueden ser modificados posteriormente por el Real

Decreto que establece cada año la tarifa en función del Informe sobre la Pro-

puesta de Real Decreto de la Tarifa Eléctrica elaborado por la CNE y de otros

condicionantes.

La Memoria Económica y el Real Decreto de Tarifas son las principales

fuentes de información del modelo y se convierten, por tanto, en el punto de par-

tida necesario para realizar las funciones que constituyen el núcleo central del

modelo. Este núcleo central está constituido principalmente por la simulación de

las liquidaciones tanto la Liquidación resultante de la Memoria Económica previs-

ta por el Ministerio como la Liquidación estimada al cierre del ejercicio tarifario en

curso.

Como se ha explicado anteriormente, el modelo permite reproducir y al-

macenar las Memorias Económicas, no sólo del ejercicio en curso, sino de ejer-

cicios tarifarios pasados así como de previsiones futuras siguiendo exactamente

los mismos pasos y cálculos que realiza el Ministerio al calcular la tarifa media

de referencia de cada año y que se explican en detalle en el Capítulo 2.

Las funciones del modelo no se limitan exclusivamente a reproducir el

ejercicio de previsión del Ministerio, sino que permite también realizar directa-

mente sobre éste los análisis de sensibilidad descritos anteriormente en el apar-

tado 4.1.

Las fuentes de información empleadas para simular tanto la Memoria

Económica de ejercicios pasados como del ejercicio en curso son la propia Me-

moria Económica y el Real Decreto por el que se aprueba la tarifa eléctrica de

cada año. Para la realización de esta tesis se ha contado con la información co-

rrespondiente a las Memorias Económicas de los ejercicios de 2003 y 2004. Pa-

ra realizar previsiones de ejercicios futuros se toman como datos de entrada es-

timaciones realizadas sobre los costes e ingresos del sistema previstos en los

próximos años. En el apartado 4.4 se explica en detalle cómo se han realizado

estas estimaciones.


El resultado de la Memoria Económica es el expediente de tarifas que

ofrece información muy valiosa acerca de cómo cree el Ministerio que evolucio-

nará el sistema. Por ejemplo, se puede obtener información acerca del precio

estimado del mercado eléctrico, la energía vertida por el régimen especial, la

apertura del mercado estimada durante ese año, el precio medio de las tarifas

integrales y de acceso o la cantidad destinada a cada una de las partidas de los

CTCs por diferencias.

En resumen, la Memoria Económica no es sólo el punto de partida nece-

sario y principal fuente de alimentación de las liquidaciones, sino que proporcio-

na también importante información sobre la evolución prevista del sistema eléc-

trico.

En el Capítulo 5 se presentan los resultados obtenidos de la simulación

de la Memoria Económica del ejercicio de 2004 así como la simulación de la

Memoria Económica estimada en el ejercicio de 2005.

4.4 Simulación de la Liquidación resultante de la Memoria Económica prevista por el Ministerio

La Liquidación prevista por el Ministerio resultante cada año de la Memo-

ria Económica es la liquidación que resultaría de aplicar el RD 2017/1997 al ejer-

cicio de previsión que realiza el Ministerio en la Memoria Económica según el

proceso que se explicó en el Capítulo 3. Esta liquidación es un proceso que rea-

liza el modelo y que sirve de elemento de comparación con la evolución real del

sistema indicando cómo han resultado las previsiones realizadas al comienzo del

ejercicio frente a la evolución real del mismo.

El modelo realiza esta liquidación con dos alcances temporales distintos.

Por una parte, realiza la liquidación del ejercicio en curso y, por otra, realiza esta

misma liquidación para ejercicios futuros. En ambos casos, la fuente principal de

información es la Memoria Económica junto con el Real Decreto de Tarifas. En el

caso del alcance de largo plazo, la Memoria Económica correspondiente de cada

año se obtiene, a su vez, de estimaciones realizadas sobre cada uno de los cos-

tes y parámetros que forman parte de este ejercicio de previsión. Al tratarse de

un alcance de largo plazo no se dispone a priori de las Memorias Económicas y


es necesario simularlas previamente como se ha explicado en el apartado ante-

rior.

En el apartado siguiente, se explica cómo se han obtenido los datos de

entrada de la liquidación para cada uno de los alcances temporales y en cada

una de las etapas del proceso de liquidaciones explicado en el Capítulo 3.

4.4.1 Datos de entrada

La Memoria Económica es la principal fuente de información para realizar

la Liquidación prevista por el Ministerio aunque no todos los costes ni todos los

datos que se tienen en cuenta para calcular la tarifa media o de referencia se

necesitan para calcular una liquidación. Como se ha visto en el Capítulo 2, para

obtener la tarifa media o de referencia de cada año es necesario tener en cuenta

todos los costes necesarios para realizar el suministro de energía eléctrica, in-

cluidos los costes de producción de dicha energía asociados con la actividad de

generación que se encuentra liberalizada desde finales del año 1997. Sin em-

bargo, en el proceso de liquidaciones únicamente intervienen los costes e ingre-

sos liquidables que son aquéllos relacionados principalmente con las actividades

reguladas, a excepción de los costes reconocidos a las empresas distribuidoras

por la adquisición de energía eléctrica para los suministros a tarifa y la adquisi-

ción de energía al régimen especial.

Por este motivo se ha creado en el modelo la hoja de “Datos de Entrada”

que recoge exclusivamente los datos necesarios para realizar esta liquidación.

Esta hoja de datos de entrada se alimentará, dependiendo del alcance temporal

que se desee, de la Memoria Económica y del RD de tarifas del año en curso en

un alcance temporal de corto plazo o de la Memoria Económica calculada a par-

tir de estimaciones si se desea emplear un alcance de más largo plazo.

Se resume lo anterior en el esquema de la figura 11 que se muestra en la

siguiente página:


Figura 11. Esquema de la organización del modelo para simular el proceso de li-

quidación resultante de la Memoria Económica prevista por el Ministerio en sus dos al-

cances temporales.

A continuación, se explica cómo se han obtenido los diferentes datos de

entrada necesarios para simular la Liquidación resultante de la Memoria Económica en

los dos alcances temporales y para cada una de las etapas del proceso de liquidaciones

explicado en el Capítulo 3(13).


Gas Natural.

(13) Cada una de las etapas se indicará mediante el gráfico presentado en el Capítulo 3.

Memoria Económica Datos de

Entrada

Estimaciones

Real Decretode Tarifas

Corto plazo

Liquidación Prevista

MinisterioLargo plazo

+ -

TARIFA INTEGRAL

TARIFA ACCESO

OTROS INGRESOS

CUOTAS ESPECÍFICAS


OSOMCNE



-


IMPORTE A LIQUIDAR

-





INGRESOSBRUTOS

Corto plazo Largo plazo Cualquier alcance temporal


Ingresos brutos

Los ingresos brutos del sistema se obtienen como la suma de los siguien-

tes conceptos:


+ Otros ingresos

• Alcance de corto plazo

En el corto plazo, los datos para obtener los ingresos brutos del sistema

se obtienen directamente de la siguiente información proporcionada por la Me-

moria Económica:

Facturación tarifa integral = Demanda en usuario final x Porcentaje de

consumidores a tarifa integral x Precio medio ponderado por la energía de las

tarifas integrales en alta y baja tensión.

La demanda en usuario final se obtiene de aplicar el factor de pérdidas

medias del sistema a la demanda bruta en barras de central. La metodología

aprobada en el RD 1432/2002 establece que “las pérdidas por transporte y dis-

tribución se calcularán mediante un procedimiento que se establecerá por Orden

Ministerial”. Sin embargo, hasta el momento no se ha publicado dicha Orden y

en la Memoria Económica no se explica cómo se ha obtenido el factor de pérdi-

das que se aplica a la demanda en barras de central. Se ha estimado este factor

de pérdidas en el ejercicio de 2004 en el 8,74%.

Facturación tarifa acceso = Demanda en usuario final x Porcentaje de

consumidores cualificados x Precio medio de los peajes.

Los ingresos obtenidos por la facturación de las tarifas de acceso inclu-

yen los ingresos por los peajes por interconexiones internacionales y las com-

pensaciones entre los Operadores del Sistema intracomunitarios por el uso de

las redes de otros países europeos. Por esta razón, el precio medio de los pea-

jes no es función únicamente del precio medio de las tarifas de acceso de los

consumidores cualificados, sino que intervienen otros conceptos.

Otros ingresos: los ingresos recaudados por las empresas distribuidoras

en concepto de acometidas, enganches, verificación o alquiler de equipos se

descuentan de los costes reconocidos a la actividad de distribución y existe obli-

gación para las distribuidoras de declararlos. Se liquidan dentro de los ingresos


del sistema aunque no forman parte de los ingresos previstos por el Ministerio en

la Memoria Económica. De todas formas, los ingresos por estos servicios supo-

nen una mínima parte del total de los ingresos brutos del sistema.

La prestación de estos servicios por parte de las empresas distribuidoras

tiene un precio regulado que fija y actualiza el Ministerio en el Real Decreto por

el que se establece la tarifa eléctrica de cada año. Se ha partido de la informa-

ción histórica obtenida de las liquidaciones mensuales provisionales publicadas

en los Boletines Estadísticos de REE para intentar obtener algún tipo de relación

entre los ingresos de cada año. Sin embargo, debido a que no todos los años se

produce un incremento de los precios regulados o sólo se incrementa el precio

por algunos servicios, no existe una relación clara entre los ingresos de los años

pasados.

Para realizar una estimación de los ingresos obtenidos por las empresas

distribuidoras por estos conceptos se emplea la siguiente fórmula de actualiza-

ción aprovechando su similitud con la fórmula de actualización de los costes re-

conocidos a la actividad de distribución y gestión comercial: (1+IPC-X) x (1+∆D),

donde el factor X está fijado actualmente en el 1%. Los valores de IPC e incre-

mento de demanda son los valores medios previstos del sistema para el ejercicio

en curso.

• Alcance de largo plazo

En el largo plazo, los datos para obtener los ingresos brutos del sistema

se obtienen de estimar los mismos conceptos que se utilizaron en el corto plazo.

La estimación de la demanda en barras de central se ha obtenido de las

mejores previsiones de Gas Natural para el periodo 2005-2010.

El factor de pérdidas medio del sistema en el periodo 2005-2010 se ha

estimado en un 9,77%. Este valor de pérdidas medias del conjunto del sistema

eléctrico, peninsular y extrapeninsular, se obtiene del promedio de los valores de

pérdidas en el periodo 1998-2003 que se han obtenido del Boletín de Indicado-

res Eléctricos y Económicos de Julio de 2004 publicado por la CNE. Se ha esti-

mado el mismo valor para todo el periodo ya que a fecha de hoy no se ha publi-

cado la Orden Ministerial que establece el procedimiento que permita calcular

dicho factor de pérdidas.


Con respecto a la evolución de la participación de los consumidores en el

mercado en el periodo 2005-2010, se ha estimado para este periodo un grado de

apertura similar al considerado por la CNE en las liquidaciones provisionales del

ejercicio en curso. Desde el año 2001 la participación de los consumidores en el

mercado se ha mantenido estable e incluso se prevé un menor consumo de los

clientes en el mercado en el año 2004. La participación de los clientes en el mer-

cado liberalizado está directamente relacionada con los precios de la energía

eléctrica y, dado que no se dispone de información suficiente que permita esti-

mar la evolución de estos precios en los próximos años, se ha optado por adop-

tar en el periodo 2005-2010 el mismo nivel de participación de estos últimos cua-

tro años.

El precio medio de las tarifas, tanto integrales como de acceso, es muy

difícil de estimar debido a la falta de metodología que permita asignar y relacio-

nar el incremento de la tarifa media con el incremento de las tarifas integrales y

de acceso. Para estimar el precio medio de las tarifas integrales y de acceso es

necesario conocer también la composición de la demanda y su reparto entre las

distintas tarifas para realizar una correcta previsión de los ingresos regulados. Es

de gran importancia conocer esta información ya que cualquier variación en la

distribución de los consumos eléctricos afecta no sólo al precio medio de las tari-

fas sino al nivel de ingresos regulados del sistema.

Se dispone únicamente de la información sobre previsión de consumos,

potencias e ingresos de los suministros a tarifa integral y de acceso correspon-

dientes al año 2004. Esta información, desglosada a su vez en las diferentes

tarifas existentes por niveles de tensión, se ha obtenido de las previsiones reali-

zadas por la CNE en su Informe 58/2003 sobre la Propuesta de Real Decreto de

Tarifa Eléctrica 2004. Debido tanto a la falta de información sobre previsión de

consumos en los próximos años, la falta de una metodología que permita obte-

ner el incremento de las tarifas integrales y de acceso y a que no es objeto de

esta tesis realizar una previsión sobre la composición de la demanda se han em-

pleado para el periodo 2005-2010 los precios medios de las tarifas que propor-

ciona la Memoria Económica de 2004.

Los ingresos obtenidos por la facturación a tarifa integral y la facturación

de la tarifa de acceso se calcula de la misma forma que en el corto plazo:


Facturación tarifa integral = Demanda en usuario final x Porcentaje de

consumidores a tarifa integral x Precio medio ponderado por la energía de las

tarifas integrales en alta y baja tensión.

Facturación tarifa acceso = Demanda en usuario final x Porcentaje de

consumidores cualificados x Precio medio de los peajes.

En este caso, los ingresos obtenidos por la facturación de la tarifa de ac-

ceso incluyen también los ingresos procedentes de los peajes por interconexio-

nes internacionales y las compensaciones intracomunitarias entre los operadores

del sistema.

Otros ingresos: al igual que ocurre en el corto plazo, los ingresos obte-

nidos por acometidas, enganches, verificaciones, alquiler de equipos, etc. se

obtienen de actualizar los ingresos del año anterior con el IPC, afectado por el

mismo factor X, e incremento de demanda medios previstos para el sistema.

La evolución prevista del IPC en el periodo para el que se realizan las es-

timaciones se ha obtenido de la información proporcionada por los bancos de

inversión a la hora de valorar sus propios proyectos e inversiones futuras. Según

dichas informaciones, se prevé un aumento del IPC al 2,5% en el medio plazo.


Gas Natural.

+ -

TARIFA INTEGRAL

TARIFA ACCESO

OTROS INGRESOS

CUOTAS ESPECÍFICAS


OSOMCNE



-


IMPORTE A LIQUIDAR

-





INGRESOSBRUTOS



Los ingresos liquidables se obtienen de acuerdo a la siguiente expresión:



Las cuotas con destinos específicos, como se explicó en el Capítulo 3, se

establecen como porcentajes sobre la facturación a tarifa integral y a tarifa de

acceso. Dichos porcentajes se obtienen directamente de la Memoria Económica.


En el caso de obtener dichos porcentajes para el periodo 2005-2010, se

parte de la información histórica de ejercicios anteriores para intentar obtener

algún tipo de relación entre estos porcentajes en años sucesivos. Sin embargo,

no todos los porcentajes siguen una tendencia clara a lo largo de los años que

permita estimar estas cuotas en ejercicios tarifarios futuros.

Para cada cuota se ha realizado una estimación distinta en función de su

evolución histórica. Las estimaciones del conjunto de las cuotas con destinos

específicos para el periodo 2005-2010 se encuentran en la Tabla 3 del Anexo I.

Se ha estimado únicamente el porcentaje para el año 2005. Los porcen-

tajes para los años siguientes se suponen iguales al año 2005 ya que no existe

información suficiente que permita estimar con mayor precisión qué porcentajes

se destinarán a retribuir cada una de estas cuotas.

La estimación se ha realizado, como se ha comentado anteriormente, en

función de la evolución histórica de dichos porcentajes que se presenta, para

cada una de las cuotas, en las siguientes gráficas.

• Cuota compensación extrapeninsulares

Esta cuota forma parte de los costes permanentes del sistema que deben

satisfacer todos los consumidores a través de la tarifa integral y de acceso.

La evolución de esta cuota en el periodo 1998-2004 se presenta en las fi-

guras 11 y 12:


Figuras 11 y 12: Evolución de la cuota por Compensación Extrapeninsular a tari-

fa integral y tarifa de acceso en el periodo 1998-2004.

Como se puede observar en las gráficas anteriores, la cuota por compen-

sación extrapeninsular sigue una evolución prácticamente paralela tanto para los

consumidores acogidos a tarifa integral como para los consumidores cualificados

que deben pagar la tarifa de acceso. En ambos casos, existe una tendencia des-

cendente en los dos últimos años que parece se mantendrá al menos un año

más. Por esta razón, se ha estimado como cuota para el 2005 la media de las

cuotas de los años 2003 y 2004.

Compensación Extrap. Tarifa

0,000

0,200

0,400

0,600

0,800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Compensación Extrap. Peaje

0,0000,5001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,500

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004


• Cuota del Operador del Sistema:

Esta cuota forma también parte de los costes permanentes del sistema y

su evolución en el periodo 1998-2004 se puede observar en los figuras 13 y 14:

Figuras 13 y 14: Evolución de la cuota del Operador del Sistema a tarifa integral

y tarifa de acceso en el periodo 1998-2004.

En ambos casos se observa una tendencia ascendente especialmente

acentuada en el último año 2004. Esto puede ser debido al reciente aumento de

funciones del operador del sistema, ya que a partir del año 2004 debe hacerse

cargo también de la operación de los sistemas insulares y extrapeninsulares.

Actualmente ya existe una partida específica en la tarifa del 2004 destinada a la

retribución de estas nuevas funciones. Se ha estimado que en el año 2005 la

evolución seguirá siendo ascendente con el mismo crecimiento experimentado

OS Tarifa

0,000

0,050

0,100

0,150

0,200

0,250

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

OS Peaje

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004


entre los años 2003 y 2004 ya que, según se observa en el gráfico, el mismo

crecimiento suele mantenerse al menos durante dos años. A partir del 2005, se

mantiene este porcentaje ya que no se espera que crezca indefinidamente.

• Cuota del Operador del Mercado:

Al igual que en los casos anteriores, esta cuota pertenece a los costes

permanentes del sistema y su evolución se presenta a continuación en las figu-

ras 15 y 16:

Figuras 15 y 16: Evolución de la cuota del Operador del Mercado a tarifa integral

y tarifa de acceso en el periodo 1998-2004.

OM Tarifa

0,000

0,010

0,020

0,030

0,040

0,050

0,060

0,070

0,080

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

OM Peaje

0,000

0,050

0,100

0,150

0,200

0,250

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004


En este caso, la evolución es similar excepto en el año 2002. Actualmen-

te existe una tendencia descendente que parece que se mantendrá en el 2005.

La cuota para el próximo año se ha estimado como la media de los últimos tres

años.

• Cuota CNE:

Pertenece también a los costes permanentes del sistema y es una de las

cuotas en las que se aprecia mayor estabilidad a lo largo de los años. Su evolu-

ción se muestra en las figuras 17 y 18:

Figuras 17 y 18: Evolución de la cuota de la CNE a tarifa integral y tarifa de ac-

ceso en el periodo 1998-2004.

CNE Tarifa

0,000

0,010

0,020

0,030

0,040

0,050

0,060

0,070

0,080

0,090

0,100

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

CNE Peaje

0,000

0,050

0,100

0,150

0,200

0,250

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004


El porcentaje destinado a la retribución de la CNE se ha mantenido cons-

tante a lo largo de los últimos cuatro años y se estima que se mantendrá así ya

que tampoco han aumentado las funciones atribuidas a la CNE.

• Cuota Moratoria Nuclear:

Esta cuota se remunera con cargo a los costes de seguridad y diversifi-

cación del abastecimiento. Se fijó en un 3,54% tanto para los suministros a tarifa

integral como para la tarifa de acceso y se ha mantenido constante. Esta cuota

se recauda a través de las tarifas y de las compras de energía de los comerciali-

zadores y clientes cualificados en el mercado con el mismo porcentaje del

3,54%. Quedan exentos de su pago los distribuidores por las compras de ener-

gía de los suministros a tarifa integral.

La Memoria Económica, al incluir todos los costes que intervienen en el

suministro de energía, aplica el porcentaje por moratoria nuclear sobre la factu-

ración a tarifa integral, la facturación a tarifa de acceso y las compras de energía

en el mercado. Por el contrario, el proceso de liquidaciones al recoger exclusi-

vamente los costes de las actividades reguladas aplica el porcentaje por morato-

ria nuclear únicamente sobre la facturación de las tarifas integrales y de acceso.

Los costes por el concepto de moratoria nuclear continuarán vigentes

hasta el año 2007. Sin embargo se prevé que esta cuota, lejos de desaparecer,

se destine a financiar otros conceptos tales como la retribución de CTCs o, posi-

blemente, los costes introducidos en el sistema por el cumplimiento del Protocolo

de Kioto. En un principio se estima que para el periodo 2005-2010 esta cuota

mantenga el mismo porcentaje del 3,54% tanto para la tarifa integral como para

la tarifa de acceso.

• Cuota por la segunda parte del ciclo de combustible nuclear:

Al igual que el caso anterior, esta cuota tiene que ver con los costes de

seguridad y diversificación del abastecimiento. Su evolución en el periodo 1998-

2004 se muestra en las figuras 19 y 20:


Figuras 19 y 20: Evolución de la cuota por el segundo ciclo de Financiación del

Combustible Nuclear a tarifa integral y tarifa de acceso en el periodo 1998-2004.

A pesar de la estabilidad de los primeros cuatro años, con una leve ten-

dencia ascendente, desde el año 2002 se muestra un claro descenso que tiende

de nuevo a estabilizarse. Por esta razón se estima en la media de los últimos

tres años la cuota en el año 2005 destinada a la segunda parte del ciclo del

combustible nuclear.

• Cuota por compensación de la interrumpibilidad y régimen especial:

Esta cuota pertenece también a los costes de seguridad y diversificación

de abastecimiento que deben cubrir todos los consumidores del sistema a través

2ª Parte Comb. Nuclear Tarifa

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

0,700

0,800

0,900

1,000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

2ªParte Comb.Nuclear Peaje

0,000

0,500

1,000

1,500

2,000

2,500

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004


de las tarifas integrales y de acceso. En los últimos años ha evolucionado como

se muestra en las figuras 21 y 22:

Figuras 21 y 22: Evolución de la cuota por interrumpibilidad, primas del régimen

especial y compensación por consumidores cualificados para los distribuidores acogidos

a la DT 11ª de la Ley del Sector Eléctrico a tarifa integral y tarifa de acceso en el periodo

1998-2004.

En ambos casos la evolución es prácticamente paralela a excepción del

año 2003, en el que parece se inicia una tendencia descendente. Se ha tomado

la media de los tres últimos años como estimación para esta cuota en el año

2005.

Interrumpibilidad y otros Tarifa

0,000

0,020

0,040

0,060

0,080

0,100

0,120

0,140

0,160

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Interrumpibilidad y otros Peaje

0,000

0,050

0,100

0,150

0,200

0,250

0,300

0,350

0,400

0,450

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004


Como se puede observar, las estimaciones realizadas no siguen un pro-

cedimiento o metodología, ya que no existe información suficiente que permita

conocer qué criterio sigue el Ministerio a la hora de fijar estos porcentajes. A me-

dida que nos alejamos del ejercicio actual, las estimaciones se vuelven cada vez

más imprecisas. De ahí que únicamente se hayan tratado de estimar estas cuo-

tas con un horizonte de un año.


Gas Natural.

Coste de adquisición de la energía en régimen especial

Para determinar el coste de adquisición de energía en régimen especial,

tanto a corto como a largo plazo, es necesario conocer la energía vertida por las

instalaciones acogidas al régimen especial que no acuden al mercado a ofertar

libremente su energía y el precio de venta de dicha energía.


En el momento en el que se realizó el ejercicio de previsión de costes pa-

ra establecer la tarifa media o de referencia del año 2004 existían tres regímenes

económicos a los que podían acogerse las instalaciones pertenecientes al régi-

men especial: RD 2366/1994, RD 2818/1998 y RD 841/2002, en el que se en-

globan las instalaciones que deciden libremente acudir al mercado. En el Capítu-

+ -

TARIFA INTEGRAL

TARIFA ACCESO

OTROS INGRESOS

CUOTAS ESPECÍFICAS


OSOMCNE



-


IMPORTE A LIQUIDAR

-





INGRESOSBRUTOS


lo 3 se explica detalladamente el régimen económico y la retribución que percibía

la energía acogida a cada uno de estos reales decretos.

Las previsiones que realiza el Ministerio sobre la energía vertida por el

régimen especial provienen de la información proporcionada por la CNE.

La energía total estimada vertida por el régimen especial es la suma de la

energía procedente de las instalaciones acogidas al RD 2366/1994 y RD

2818/1998 que no ofertan su energía en el mercado. El precio de adquisición de

esta energía es el precio ponderado por la energía de los regímenes económicos

anteriores.


Para estimar la energía vertida por el régimen especial en el periodo

2005-2010 se han utilizado varias fuentes de información.

Según las previsiones de Gas Natural, se estima una demanda bruta pe-

ninsular en el año 2010 de 289.242 GWh. Por otra parte, la Memoria Económica

del RD 436/204 estima que en el año 2010 el 27% del total de la energía de-

mandada se genere con las instalaciones acogidas al Régimen Especial. La

energía vertida por el régimen especial estimada en el año 2010 asciende a

78.095 GWh correspondiente al 27% de la demanda en b.c. en el sistema penin-

sular.

A pesar de que la Memoria Económica del RD 436/2004 estima que la

energía producida por el régimen especial en el año 2010 será el 27% de la de-

manda en b.c. nacional, estas previsiones parecen demasiado optimistas ya que

la demanda en b.c. nacional estimada para dicho año es de 310.389 (GWh). Es-

to supondría una producción del régimen especial de 83.805 (GWh) y, teniendo

en cuenta que actualmente la energía del régimen especial aportada por los

SEIEs apenas supone el 2% del total de la energía vertida por el régimen espe-

cial, no parece probable que la producción en estos sistemas absorba la diferen-

cia (83.805 - 78.095 = 5.710 (GWh)) durante este periodo. Por este motivo, se ha

estimado que la energía acogida al régimen especial supondrá el 27% de la de-

manda peninsular en b.c. en el año 2010.

Teniendo en cuenta que la Memoria Económica estima una producción

de energía por el Régimen Especial de 44.247 GWh en el año 2004, para alcan-

zar el objetivo fijado en la Memoria Económica del RD 436/2004, la energía apor-


tada por el Régimen Especial debe aumentar en (78.095-44.247=33.848 GWh)

durante el periodo 2005-2010, suponiendo un crecimiento lineal de esta energía

cada año. De esta forma se obtiene la energía estimada vertida por el Régimen

Especial en el periodo 2005-2010.

Esta energía puede ser producida por instalaciones que se encuentren

tanto en el sistema peninsular como en los sistemas insulares y extrapeninsula-

res. Es necesario separar la energía producida en cada uno de estos sistemas

debido a que, aunque no existen diferencias en los distintos regímenes econó-

micos de los reales decretos a los que pueden estar acogidos estas instalacio-

nes, el RD 1747/2003 sí establece una particularidad con respecto a la energía

producida en los sistemas peninsulares. Es importante señalar que esta particu-

laridad afecta únicamente a la energía del régimen especial que acuda al mer-

cado en los sistemas insulares y extrapeninsulares. La retribución de la energía

vertida por las instalaciones acogidas al régimen especial que vendan directa-

mente esta energía a las empresas distribuidoras es la misma tanto si la energía

se produce en el sistema peninsular como si se produce en un SEIE(14).

Según el RD 1747/2003, el precio final horario que recibiría la energía del

régimen especial que acuda al mercado de electricidad de los SEIE es el precio

que realmente se obtenga de este mercado, es decir, el precio que resulte del

despacho por costes variables que realice el operador del sistema, en lugar de

recibir el precio final horario que se obtenga en el mercado del sistema peninsu-

lar. Es importante señalar también que la energía que acuda al mercado en es-

tos sistemas—antes del RD 436/2004 no existían ofertas en el mercado por par-

te del régimen especial—será mínima comparada con la energía total producida

en este régimen.

Para repartir la energía total vertida por el régimen especial entre la ener-

gía en el Sistema Peninsular y la energía vertida en los Sistemas Insulares Ex-

trapeninsulares se ha examinado de nuevo la información histórica que se inclu-

ye en los Boletines Estadísticos de REE.

Se observa que aproximadamente el 98% de la energía producida en el

régimen especial corresponde a instalaciones del Sistema Peninsular mientras

(14) SEIE: Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, según la terminología utili-zada en el RD 1747/2003, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y ex-trapeninsulares.


que aproximadamente el 2% restante de la energía es vertida por instalaciones

situadas en los SEIE. Estos son los porcentajes que se emplearán por tanto para

repartir la energía producida anualmente entre los distintos sistemas eléctricos.

Una vez estimada la energía vertida por el régimen especial en los siste-

mas peninsulares y extrapeninsulares queda distribuir la energía producida en

cada uno de los sistemas eléctricos entre los distintos reales decretos vigentes

actualmente: RD 436/2004, RD 2818/1998, hasta el 01.01.2007, y el RD

2366/1994, hasta el año 2010. A partir del año 2010 todas las instalaciones que-

darán acogidas al RD 436/2004.

Se podría suponer que la energía vertida en el periodo 2005-2010 sigue

la misma proporción que la energía vertida en el último año 2004. Sin embargo,

la nueva legislación vigente parece indicar que pueden producirse cambios en la

distribución de esta energía del régimen especial y no se considera oportuno

emplear esta hipótesis. En la medida en que se vaya disponiendo de información

más actualizada se tendrá que estimar cuánta energía se acoge a cada uno de

los reales decretos en los próximos años. Actualmente, y según la última infor-

mación publicada por la CNE en el Informe sobre ventas del Régimen Especial,

la energía vertida por las instalaciones acogidas al RD 436/2004 es sensible-

mente inferior a la energía del régimen especial acogida a los Reales Decretos

2366/1994 y RD 2818/1998.

El reparto de la energía vertida por el régimen especial vertida en el pe-

riodo 2005-2010 queda repartida cómo se muestra en la Tabla 4 del Anexo I. De

forma provisional se ha supuesto que los porcentajes de reparto de esta energía

entre los regímenes económicos de los distintos Reales Decretos evolucionan de

forma similar al año 2004, aunque como se ha comentado anteriormente esta

hipótesis no es probable que se cumpla, entre otras razones, por la finalización

de los periodos transitorios de los RD 2366/1994 y RD 2818/1998.

El precio de valoración de la energía del régimen especial está íntima-

mente relacionado con la distribución de la energía entre los diferentes regíme-

nes económicos. Al no disponer de esta información no es posible tampoco es-

timar un precio medio ponderado del régimen especial. Sin embargo, para poder

obtener una Memoria Económica en el periodo 2005-2010 se han supuesto en

un principio los mismos precios de valoración que los previstos en la Memoria

Económica de 2004.


Por lo tanto, la estimación del coste de adquisición de la energía del ré-

gimen especial en el periodo 2005-2010 queda abierta a futuros estudios que

podrán llevarse a cabo en el momento en el que se disponga de mayor informa-

ción.

Coste de adquisición de la energía en régimen ordinario

El coste de adquisición de las empresas distribuidoras por las compras de

energía en el mercado para satisfacer la demanda de los consumidores a tarifa

integral se determina a través de la siguiente fórmula(15):


RECTCT ⋅

−+⋅∑


La energía que debe comprar el distribuidor en el mercado, según las

previsiones del Ministerio, es la que resulta de la demanda en usuario final a

tarifa integral estimada para el ejercicio de 2004 elevada a barras de central a

través del coeficiente de pérdidas del sistema (8,74%) menos la energía vertida

por el régimen especial que no acude al mercado y que se acaba de explicar en

el epígrafe anterior. Para determinar el coste de adquisición de la energía por

parte de los distribuidores se valora la energía anterior al precio de mercado es-

timado por el Ministerio para cada ejercicio tarifario.


Para obtener el coste de adquisición de la energía en régimen ordinario a

largo plazo se deben seguir los mismos pasos que en el caso anterior.

Para obtener la demanda de usuario final acogido a tarifa integral son ne-

cesarios los datos ya conocidos de demanda en barras de central en el periodo

2005-2010, las pérdidas medias del sistema estimadas para este periodo en

9,77% y el porcentaje de consumidores cualificados que no desean ejercer su

derecho a acudir al mercado fijado en el 68%. La energía vertida por el régimen

especial que contribuirá a satisfacer la demanda de energía a tarifa integral se

ha estimado en el epígrafe anterior.

(15) Los términos de esta fórmula se explican en el apartado 3.2 del Capítulo 3 de la pri-mera parte de esta tesis.


El precio del mercado será un dato de entrada que introducirá el usuario.

Se puede plantear como un análisis de sensibilidad a largo plazo sobre distintos

escenarios de precios futuros.

La estimación del coste de adquisición de la energía en régimen ordinario

en el periodo 2005-2010 concluiría en este punto. No obstante, y aunque en el

proceso de liquidación de las actividades reguladas únicamente es necesario

estimar la demanda bruta en barras de central y la energía vertida por el régimen

especial para obtener el coste de adquisición de la energía en el régimen ordina-

rio y especial, para simular las Memorias Económicas del periodo 2005-2010 es

necesario estimar el conjunto del coste de producción y de la energía generada

por el régimen ordinario. Por este motivo, se incluye en este epígrafe la estima-

ción de los distintos costes que forman parte de la actividad de generación y que

se tienen en cuenta en el cálculo de la tarifa media o de referencia, aunque

realmente podrían haberse incluido en el apartado 4.2 “Simulación de la Memo-

ria Económica”. Como en el propio apartado 4.2 se indica que es en el apartado

actual en el que se explica cómo se han obtenido los datos de entrada para la

simulación de las Memorias Económicas en cada uno de los alcances tempora-

les, se ha optado por incluir las estimaciones del conjunto de la actividad de pro-

ducción en este epígrafe.

Por tanto se completa este apartado con la previsión de los diversos cos-

tes que forman parte de los Costes de Producción de la Memoria Económica en

el periodo 2005-2010. Es necesario realizar una previsión de estos costes para

llegar a simular la Memoria Económica en el periodo 2005-2010 y conseguir así

realizar una de las funciones que ofrece el modelo.

Los Costes de Producción que se deben tener en cuenta a la hora de fijar

la tarifa media o de referencia cada año se presentan en el Cuadro 1:


Cuadro 1. Costes de producción que se incluyen en el cálculo de la tarifa media

o de referencia.

El coste de la energía producida por los nuevos ciclos combinados es uno

de los costes que forman parte de los Costes de Producción de la Memoria Eco-

nómica. A efectos ilustrativos, y sin necesidad de realizar un estudio más riguro-

so, se puede hacer la siguiente hipótesis para evaluar la energía producida con

esta tecnología en los próximos años: existe un hueco definido para la energía

generada con ciclos combinados. Este hueco se obtiene de la diferencia entre la

demanda bruta y la producción con centrales nucleares y de carbón que siempre

funcionan en base y, salvo el cierre de alguna de estas centrales, la energía ge-

nerada con ellas cada año se puede considerar siempre aproximadamente la

misma. A la demanda bruta se debe restar también la producción con centrales

hidráulicas, que dependerá cada año de varios factores, y centrales de fuel que

se verán relegadas por los CCGTs y su funcionamiento será cada vez menor. La

energía vertida por el régimen especial y las importaciones se descuentan de la

demanda en barras de central ya que es una energía que se incorpora directa-

mente al sistema. Por tanto, el hueco que existe para la energía de los ciclos

combinados está definido y puede considerarse independiente del número de

ciclos que se instalen. La energía generada cada año con CCGTs aumentará por

Energía Peninsular en Régimen Ordinario Energía generadores sujetos a CTC's Energía ciclos combinadosEnergía Peninsular en Régimen Especial Régimen económico del R.D. 2366/1994 Régimen económico del R.D. 2818/1998 Régimen económico del R.D. 436/2004 Instalaciones que ofertan al mercadoEnergía procedente de otros países Contrato REE anterior a Ley 54/1997 Energía incorporada al mercado Contratos Bilaterales Físicos Energía de exportacionesEnergía Extrapeninsular Régimen Ordinario Régimen Especial Acogidas al R.D. 2366/1994 Acogidas al R.D. 2818/1998 Acogidas al R.D. 436/2004


dos razones fundamentales: la demanda bruta crece cada año y el margen de

reserva del sistema tiende a cubrirse con los CCGTs.

La energía vertida por los ciclos combinados que se estima para el perio-

do 2005-2010 se ha obtenido de las previsiones de Gas Natural y del Ministerio

para este periodo.

El precio al que se valora la energía producida por los ciclos combinados

se estima central a central y depende, según el RD 1432/2002, de las previsio-

nes del precio del gas natural así como también de las horas de funcionamien-

to(16). Se tomará inicialmente para el periodo de estimación el precio establecido

en la Memoria Económica de 2004 pudiendo modificarse posteriormente.

Dentro de los costes de producción, y como refleja el Cuadro 1 presenta-

do anteriormente, se encuentran los costes que resultan de la energía proceden-

te de otros países en la que se engloban las exportaciones e importaciones de

energía, los contratos bilaterales y el contrato que posee REE con EDF anterior

a la Ley 54/1997.

La estimación de la energía resultante de los conceptos anteriores de-

pende significativamente de la evolución de los precios del mercado del sistema

eléctrico español y también de los sistemas eléctricos europeos.

Se ha recurrido, de nuevo, al estudio de la evolución histórica de la ener-

gía procedente de otros países en el periodo 1998-2003 sin obtener ningún re-

sultado ya que la única energía que se mantiene estable es la procedente del

contrato entre REE-EDF de capacidad máxima de 550 MW.

Debido a las dificultades anteriores no se puede realizar una estimación

fiable de la energía procedente de importaciones, exportaciones y contratos bila-

terales en los próximos años. Se mantiene el valor de la última información dis-

ponible correspondiente a la previsión de la Memoria Económica de 2004 y se

modificará cada año con información más actualizada.

La evolución histórica de la energía procedente de otros países en el pe-

riodo 1998-2003 se muestra a continuación:

(16) A pesar de lo establecido en el RD 1432/2002, el precio de valoración de la energía producida con CCGT’s en la tarifa de 2005 se ha obtenido, aparentemente, sin haber tenido en cuenta estos criterios.


Cuadro 2. Evolución de la energía procedente de otros países en el periodo

1998-2003.

Con respecto a los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, el

crecimiento de la energía en estos sistemas cada año se considera igual al cre-

cimiento de la demanda bruta, siguiendo las mismas hipótesis que considera el

Ministerio al realizar la Memoria Económica. De la información proporcionada en

la Conferencia del MSE “Aproximación a los sistemas eléctricos insulares”, se ha

estimado un crecimiento medio de la demanda en el periodo 2004-2010 del

7,20% en el conjunto de los sistemas insulares y extrapeninsulares.

Por último, la energía producida por las centrales sujetas a CTCs en el

periodo 2005-2010 se calcula cada año como la diferencia con respecto al total

de la demanda en barras de central.

Una vez estimado el conjunto de la energía producida en el régimen ordi-

nario queda estimar el precio de valoración de cada una de estas energías. Esta

estimación en general es complicada, salvo la energía producida por las centra-

les sujetas a CTCs cuyo precio está fijado en 3,005 c€/kWh incrementado por los

servicios complementarios y la garantía de potencia Por este motivo se parte

inicialmente de los precios establecidos en la Memoria Económica que se podrán

modificar posteriormente.

El resultado de las estimaciones del total de la energía producida en el

sistema eléctrico en el periodo 2005-2010 conforme se ha explicado en el epí-

grafe anterior se muestra en el balance de la Tabla 5 del Anexo I.

GWh 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Energía (GWh)

Precio (c€/kWh)

Contrato de REE-EDF 4.504 4.596 4.679 4.265 4.392 4.159 4.242 4,294Importaciones 183 3.689 3.954 2.524 4.670 3.382 2.855 3,832Contratos Bilaterales -1.030 126 412 598 2.122 3,712Exportaciones -650 -1.565 -2.619 -3.023 -3.492 -7.066 -7.796 3,712

Fuente: Boletines Estadísticos de REE del mes de Diciembre y Memoria Económica de 2004.

2004



Gas Natural.

Importe a liquidar

El importe a liquidar se obtiene de la diferencia entre los ingresos liquida-

bles y los costes reconocidos a los distribuidores por la adquisición de la energía

de los suministros a tarifa y la adquisición de la energía en régimen especial.

Importe a liquidar = Ingresos liquidables – Coste adquisición energía

suministros a tarifa – Coste adquisición energía régimen especial

+ -

TARIFA INTEGRAL

TARIFA ACCESO

OTROS INGRESOS

CUOTAS ESPECÍFICAS


OSOMCNE



-


IMPORTE A LIQUIDAR

-





INGRESOSBRUTOS



Gas Natural.

Liquidación de actividades y costes regulados

Según el proceso de liquidaciones establecido en el RD 2017/1997, el

importe anterior a liquidar se destina a retribuir las actividades de transporte,

distribución, incluidas las cantidades destinadas a los planes de mejora de la

calidad de servicio y gestión de la demanda, gestión comercial y las cuotas

anuales correspondientes al desajuste de ingresos de las actividades reguladas

anterior a 2003 y la revisión del sobrecoste de generación extrapeninsular.

El modelo incluye dentro de estos costes regulados el cobro de la prima

por consumo de carbón autóctono así como la reducción de esta prima por deci-

sión de la Unión Europea ya que tiene el mismo nivel de prioridad que las activi-

dades reguladas en caso de déficit tarifario.

El modelo asegura en cualquier caso el cobro de la prima por consumo

de carbón autóctono. La cantidad restante es la destinada a la retribución de los

CTCs por diferencias, salvo lo que ya se ha cobrado previamente. En el modelo,

esta cantidad restante recibe el nombre de “déficit o superávit liquidatorio”. Se ha

variado ligeramente el proceso establecido en el RD 2017/1997 pero el resultado

final obtenido es el mismo.

+ -

TARIFA INTEGRAL

TARIFA ACCESO

OTROS INGRESOS

CUOTAS ESPECÍFICAS


OSOMCNE



-


IMPORTE A LIQUIDAR

-





INGRESOSBRUTOS



El Ministerio actualiza y fija cada año los costes reconocidos de las activi-

dades reguladas(17). Estos costes tienen carácter de máximos. Es decir, se reco-

nocen exclusivamente los costes aprobados en el Real Decreto por el que se

establece la tarifa eléctrica de cada año independientemente de la evolución real

del sistema. Por lo tanto, la información procedente de la Memoria Económica y

del Real Decreto de tarifas sirve como dato de entrada tanto para la Liquidación

prevista por el Ministerio como para la Liquidación estimada de cierre de ejerci-

cio.

La “aportación al sobrecoste de generación extrapeninsular” es una in-

formación provisional proporcionada por la CNE y se obtiene de las liquidaciones

mensuales realizadas por dicha Comisión.


Las estimaciones realizadas para cada una de las actividades y costes

regulados se presentan a continuación.

Estimación de los costes de la actividad de transporte

En la actividad de transporte se retribuyen tres partidas de costes:

a) Costes acreditados al transporte por instalaciones anteriores a 1998.

Este coste se actualiza cada año con el factor (IPC-X), siendo el IPC el valor

previsto para el sistema en el año correspondiente y X un factor que publica el

Ministerio y que suele mantenerse 4 o 5 años. Este factor se fijó en un 0,6% en

el año 2003 y se mantendrá este valor durante el periodo 2005-2010.

b) Costes acreditados al transporte por nuevas inversiones que entraron

en funcionamiento durante el año anterior.

c) Incentivos a la disponibilidad de las instalaciones de transporte.

A continuación, se muestra en qué proporción se ha repartido la cantidad

total destinada al transporte entre los tres costes anteriores en los años anterio-

res:

(17) La actualización de cada uno de estos costes se explica en la segunda parte de esta tesis, el Manual de la Tarifa Eléctrica en España.


Cuadro 3. Reparto de la retribución de la actividad de transporte en el periodo

1999-2004.

En el cuadro anterior se observa que:

a) El porcentaje de los "Costes acreditados al transporte por instalaciones

anteriores a 1998" disminuye cada año aproximadamente 5 puntos con respecto

a la retribución total.

b) El porcentaje de los "Costes acreditados al transporte por nuevas in-

versiones" aumenta cada año aproximadamente 5 puntos con respecto a la retri-

bución total.

c) El porcentaje de los "Incentivos a la disponibilidad de las instalaciones

de transporte" se mantiene aproximadamente alrededor del 1%.

Para estimar el coste destinado a la retribución del transporte en el perio-

do 2005-2010 se ha considerado que la tendencia anterior no es probable que

se mantenga indefinidamente. Se ha estimado que en el año 2005 el porcentaje

destinado a la retribución de las instalaciones anteriores a 1998 supondrá un

70% de la retribución total, los costes por nuevas inversiones un 24% y los in-

centivos a la disponibilidad el 1%. Para los años siguientes se mantiene este

reparto de la retribución total.

El proceso que se ha seguido para obtener finalmente la retribución total

de la actividad del transporte se explica a continuación y se presenta en el cua-

dro siguiente:

1º. Se ha calculado la retribución destinada a las instalaciones de trans-

porte anteriores a 1998 en el periodo 2005-2010.

2º. Se ha estimado que la retribución anterior supone el 70% de la retri-

bución total destinada a la actividad de transporte y se ha calculado dicha retri-

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Instalaciones antes 1998 97,81% 96,15% 90,60% 86,61% 80,91% 75,49%

Nuevas inversiones 2,19% 3,36% 8,10% 12,24% 18,09% 23,48%

Incentivos Disponibilidad 0,00% 0,50% 1,30% 1,15% 1,00% 1,03%

Fuente: Informe 58/2003 sobre la Propuesto de RD de tarifa eléctrica de 2004 de la CNE.


bución. Observando el crecimiento de la retribución total destinada al transporte

en el periodo 2005-2010, se estima un crecimiento medio anual del 2%.

3º. La retribución destinada a los incentivos por la disponibilidad de las

instalaciones de transporte supone aproximadamente el 1% de la retribución

total destinada a esta actividad regulada.

4º. Se calcula el porcentaje destinado a retribuir las nuevas instalaciones

con entrada en funcionamiento en el año N-1 de acuerdo a partir de los datos

conocidos hasta el momento:

% nuevas instalaciones = 100% - % instalaciones anteriores a 1998 – 1%

incentivos a la disponibilidad.

La retribución estimada de la actividad de transporte en el periodo 2005-

2010 se recoge en las Tabla 6a y 6b del Anexo I.

Estimación de los costes de la actividad de distribución y gestión comercial

Las actividades de distribución y gestión comercial se regulan con un me-

canismo de regulación por incentivos basado en un esquema de limitación de

ingresos cuya evolución se determina de acuerdo con lo siguiente fórmula:

RN = RN-1 x (1 + IPC - X) x (1+ ∆D x Fe), donde

RN, es la retribución o los costes reconocidos del año N.

RN-1, es la retribución o los costes reconocidos del año N-1.

Los valores del IPC e incremento de demanda son los valores medios

previstos para el sistema cada año, X es un factor fijado actualmente en el 1% y

Fe es un “factor de eficiencia” que está fijado actualmente en el 30%.

La actualización de los costes de distribución mediante la expresión ante-

rior incluye los costes de distribución de las empresas peninsulares y extrapenin-

sulares hasta el año 2007, salvo los costes asociados a los distribuidores acogi-

dos a la DT 11ª. La retribución destinada a estos distribuidores hasta el año 2007

se ha estimado que evoluciona según el incremento estimado de la demanda del

sistema. El régimen económico establecido para estos distribuidores es un régi-

men retributivo diferente del régimen general aplicado al resto de las empresas

distribuidoras del sistema. La retribución que perciben estos pequeños distribui-


doras es el margen que resulta de los ingresos procedentes de la venta de ener-

gía a los clientes a tarifa acogidos a tarifa integral y los ingresos procedentes de

los consumidores cualificados conectados a sus redes y la compra de energía

eléctrica para satisfacer la demanda de sus clientes regulados a un precio espe-

cífico para ellos correspondiente a la tarifa D. Este régimen especial concluirá en

el año 2007 y, a partir de ese momento, estos distribuidores formarán parte del

régimen general explicado anteriormente(18).

Por lo tanto, los costes reconocidos a las actividades reguladas de distri-

bución y gestión comercial se actualizan cada año, hasta que no se apruebe el

nuevo modelo de retribución de la distribución, aplicando la fórmula anterior.

Los resultados obtenidos se presentan en la Tabla 7 del Anexo I

En los mecanismos de regulación por incentivos, ya sea siguiendo un es-

quema de límite de ingresos o de límite de precios, se suelen realizar revisiones

cada cuatro o cinco años. Por lo tanto, es probable que se modifiquen los resul-

tados anteriores durante el periodo 2005-2010 o que, incluso, se apruebe un

nuevo modelo de retribución de la distribución que se lleva tiempo desarrollando.

Estimación de la cuota anual por desajustes de ingresos de las acti-vidades reguladas anterior a 2003

El cálculo de la cuota anual que debe incorporar la tarifa media o de refe-

rencia de cada año por el desajuste de ingresos de las actividades reguladas en

los ejercicios 2000, 2001 y 2002 se realiza de acuerdo con el procedimiento es-

tablecido en la Orden ECO/2714/2003 y que se explica en detalle en la Segunda

Parte de esta tesis, en el Manual de la Tarifa Eléctrica.

La cuota anual estimada que se debe incorporar en la tarifa media o de

referencia en el periodo 2005-2010 se presenta en la Tabla 8 del Anexo I:

Las previsiones sobre la evolución del EURIBOR se han obtenido de la

información que disponía Gas Natural proporcionada por los Bancos de Inversión

en la que se prevé un aumento del EURIBOR al 3,50% en el medio plazo.

(18) En el Manual de la tarifa eléctrica en España se proporciona información más comple-ta acerca de los distintos regímenes económicos de la actividad de distribución.


Estimación de la cuota anual por revisión del sobrecoste extrape-ninsular

El proceso de cálculo de la cuota anual por revisión del sobrecoste extra-

peninsular correspondiente a los ejercicios 2001 y 2002 se fija también en la Or-

den ECO/2714/2003 que se explica en detalle en la segunda parte de esta tesis

y es similar al procedimiento de cálculo de la cuota anual anterior.

En este caso, el importe total pendiente de cobro a través de las cuotas

anuales incorporadas a la tarifa es, hasta el momento, una cantidad provisional.

En la Tabla 9 del Anexo I, se muestran las cantidades anuales por la re-

visión de los sobrecostes de generación en los sistemas insulares y extrapenin-

sulares así como la suma de ambas cuotas en el periodo 2005-2010.

Estimación de la Aportación al sobrecoste de generación extrape-ninsular

Como se explicó en el Capítulo 3 en el Apartado 3.2, a partir del año 2004

se introduce un nuevo concepto en la liquidación de las actividades reguladas

como consecuencia de la aplicación del Artículo 18.1 del RD 1747/2003, por el

que se regulan los sistemas insulares y extrapeninsulares(19).

La CNE es la encargada de liquidar este concepto y hasta el momento la

cantidad destinada a él es provisional ya que es necesario un posterior desarro-

llo normativo del citado Real Decreto 1747/2003. Por este motivo, no es posible

realizar una estimación de dicha Aportación y se utilizará en el periodo 2005-

2010 la misma cantidad prevista para el ejercicio de 2004. Dicha cantidad se

podrá modificar posteriormente si se dispone de nueva información y nuevo de-

sarrollo legislativo.

(19) En el Apartado 3.2 del Capítulo 3, se explica el concepto de Aportación al sobrecoste de generación extrapeninsular.



Gas Natural.


En el RD 2017/1997 se establece que la diferencia entre el importe a li-

quidar y el coste destinado a retribuir las actividades y costes regulados se des-

tinará a la retribución de los CTCs por diferencias.

Como se ha comentado en el epígrafe anterior, la ejecución del modelo

difiere ligeramente con respecto a lo establecido en el RD 2017/1997.

En el modelo se ha incluido la Prima por consumo de carbón autóctono

dentro del coste de las actividades reguladas. Como ya se ha explicado en va-

rias ocasiones, en caso de déficit de ingresos el cobro de esta prima está garan-

tizado ya que tiene el mismo nivel de prioridad en el cobro que las actividades

reguladas que aparecen en el esquema anterior y, en caso de superávit, siempre

existirá suficiente dinero para retribuir la totalidad de los CTCs por diferencias,

incluida dicha prima. Por lo tanto, el sistema eléctrico garantiza a las empresas

generadoras en cualquier situación y sea cual sea el nivel de ingresos el cobro

de la prima al producir electricidad empleando para ello carbón nacional.

En el caso del modelo desarrollado, la diferencia entre el importe a liqui-

dar y el coste de las actividades reguladas incluida la Prima y la reducción de

+ -

TARIFA INTEGRAL

TARIFA ACCESO

OTROS INGRESOS

CUOTAS ESPECÍFICAS


OSOMCNE



-


IMPORTE A LIQUIDAR

-





INGRESOSBRUTOS


prima por consumo de carbón autóctono se destina al resto de CTCs del carbón,

Stock del carbón y CTCs Tecnológicos (Plan de Financiación Extraordinario de

Elcogás, Asignación General y Asignación Específica) en este mismo orden de

asignación. Esta diferencia que en las liquidaciones de las actividades reguladas

recibe el nombre de “Resto CTCs por diferencias” en el modelo se pasa a llamar

“Déficit o superávit liquidatorio” ya que esta cantidad es la realmente destinada a

cubrir los CTCs por diferencias una vez retribuidos todos los costes con prioridad

de cobro.

En el caso de existir superávit liquidatorio, el “exceso de ingresos” se re-

parte entre el Stock del Carbón, la Asignación General y la Asignación Específica

en la que se incluye el Plan de Financiación Extraordinario de Elcogás. El reparto

de la cantidad destinada a los CTCs Tecnológicos entre sus distintos componen-

tes se realiza de acuerdo al RD 2017/1997 en el que se establece que el 80% de

esta cantidad se debe asignar a la Asignación General y el 20% restante a la

Asignación Específica, incluidos los planes de financiación extraordinaria que

existan. En este momento únicamente se encuentra el Plan de Financiación Ex-

traordinario de Elcogás.

En el caso de producirse un déficit liquidatorio o déficit de ingresos en el

sistema para cubrir la totalidad de los costes regulados, la cantidad destinada a

las partidas anteriores será nula.

El procedimiento anterior no es del todo exacto ya que la legislación es-

tablece en el RD 1432/2002, por el que se modifican algunos artículos del RD

2017/1997, que, en caso de no existir suficientes ingresos para retribuir la totali-

dad de los CTCs Tecnológicos, será el Plan de Financiación Extraordinario de

Elcogás el que tenga prioridad en el cobro frente a las Asignaciones General y

Específica. Sin embargo, debido a que no se dispone de la cantidad individual

destinada cada año a dicho Plan de Financiación Extraordinario, se ha optado

por englobar en todo caso dicha cantidad en el conjunto de la Asignación Espe-

cífica


Las cantidades para retribuir los CTCs del carbón, Prima por consumo del

carbón autóctono y Stock del carbón, son las previstas por el Ministerio en la

Memoria Económica de cada año.


La cantidad destinada a retribuir los CTCs Tecnológicos es la que resulte

del proceso de liquidación una vez retribuidas las actividades y costes regulados,

la Prima por consumo de carbón autóctono y el Stock del carbón. Esta cantidad

debe coincidir con la cantidad asignada en la Memoria Económica a “Resto

CTCs por diferencias” repartida entre la Asignación General y la Asignación Es-

pecífica.


En el caso del periodo 2005-2010, las cantidades destinadas a la cuota

por el sobrecoste del stock de carbón autóctono de cada año se obtienen de los

cálculos realizados por la CNE en el Informe 14/2001 sobre la Propuesta de Real

Decreto de Tarifa Eléctrica de 2002 con motivo del recálculo de dicho stock en

pesetas corrientes a 13 años aumentando así hasta el año 2010 el periodo de

recuperación de los CTCs.

Se ha tratado de reproducir el proceso de cálculo de la cuota anual de la

prima por consumo de carbón autóctono desde 1998. Sin embargo, la falta de

información existente así como los sucesivos déficits que se han producido des-

de el año 2000 ha hecho imposible calcular las cuotas restantes que se deben

incorporar en las tarifas de los años sucesivos para completar el pago del impor-

te pendiente. No obstante, debido a que el proceso de cálculo de las cuotas

anuales por consumo de carbón autóctono y por CTCs Tecnológicos es similar al

cálculo de la cuota del Stock del carbón de la que sí se dispone de las cantida-

des correspondientes al periodo 2005-2010, se estima que las cuotas anteriores

evolucionarán en este periodo de forma similar a esta última cuota por Stock del

carbón.

La reducción de la prima con motivo de la decisión de la Comisión Euro-

pea en 2001 se tiene en cuenta por última vez en la tarifa de 2005 por el mismo

importe que en los últimos tres años, 17.441 miles de euros.

La retribución de los CTCs Tecnológicos, al igual que ocurre en el corto

plazo, será la que resulte del proceso de liquidaciones después de cubrir los cos-

tes de las actividades reguladas, la Prima por consumo de carbón autóctono y la

cuota destinada al Stock del carbón.


4.5 Simulación de la Liquidación al cierre del ejercicio

La Liquidación estimada al cierre del ejercicio refleja la evolución real del

ejercicio tarifario en curso y, por este motivo, es una de las funciones principales

del modelo. A diferencia de la liquidación anterior el alcance temporal en esta

ocasión es único y se limita, como su propio nombre indica, al ejercicio tarifario

en curso.

Como ya se ha explicado anteriormente, el proceso de liquidaciones tiene

como misión repartir los ingresos regulados que se recaudan en el sistema eléc-

trico procedentes de cada uno de los consumidores de energía eléctrica entre las

distintas actividades reguladas y costes regulados del sistema.

El modelo simula la liquidación que resultaría al final de cada ejercicio

proporcionando información sobre el coste de adquisición de la energía, la canti-

dad percibida por las empresas generadoras por CTCs o su contribución al défi-

cit tarifario en el caso de que se produjera una situación de déficit de ingresos en

el sistema en función de una serie de variables de entrada (precio de mercado,

precio final de energía de los distribuidores, precio medio de retribución de la

energía del régimen especial, crecimiento real de la demanda o la participación

de los consumidores en el mercado). Los resultados obtenidos se actualizan

mensualmente a medida que se incorpora nueva información al modelo.

En este apartado se utiliza el mismo esquema empleado en el apartado

donde se explicaba la “Liquidación resultante de la Memoria Económica prevista

del Ministerio”. En el apartado siguiente, se explica en detalle qué datos de en-

trada son necesarios para realizar la liquidación de cierre de ejercicio y cómo se

han obtenido.

En el Capítulo 5 se muestran los resultados de las varias simulaciones

realizadas con el modelo de la liquidación estimada al cierre del ejercicio.

4.5.1 Datos de entrada

Al igual que ocurría en la Liquidación prevista por el Ministerio, la Memo-

ria Económica de cada año y el Real Decreto de Tarifas son las principales fuen-

tes de información de los costes y actividades reguladas del sistema. Es necesa-

rio recordar que los costes regulados del sistema tienen carácter de máximos y,

por tanto, la cantidad fijada por el Ministerio no varía a lo largo del ejercicio.


La gran diferencia con respecto a la liquidación anterior radica en el cál-

culo del coste de adquisición de la energía y en los datos de entrada necesarios

para calcularlos. En este caso, existen dos grandes variables de entrada que

sirven de base y que deben ser estimadas para evaluar el coste que supone a

los distribuidores la adquisición de la energía. Estas variables son, por una parte,

la energía vertida por el régimen especial durante el ejercicio en curso y, por

otra, el precio estimado de cierre del mercado diario. Como se puede observar,

en este caso el coste de adquisición de la energía depende directamente de la

evolución del mercado diario y cambiará y evolucionará paralelamente a él. No

existe a priori un precio cerrado de valoración de la energía como ocurría en el

caso anterior.

A lo largo de este apartado se explicará en detalle cómo se ha llegado a

estimar las dos variables anteriores para obtener el costes de adquisición de la

energía tanto en régimen ordinario como en régimen especial.

Los ingresos regulados dependerán en gran medida de la evolución real

del sistema en cuanto a crecimiento real de la demanda, apertura del mercado y

precio medio de las tarifas integrales y de acceso. La evolución de dichos pará-

metros a lo largo del ejercicio fijará el nivel de ingresos al cierre del mismo.

A continuación se presenta en la figura 23 un esquema de las fuentes de

información que alimentan la hoja de Datos de Entrada del modelo:


Figura 23. Esquema de la organización del modelo para simular la liquidación al

cierre del ejercicio.

Los datos de entrada del modelo se explicarán de nuevo siguiendo las

etapas del proceso liquidatorio. Al tratarse de las mismas etapas del apartado

anterior, se omiten en esta ocasión los gráficos indicando cada una de estas

etapas.

Ingresos brutos del sistema


+ Otros ingresos

Se emplean las mismas expresiones utilizadas en el apartado anterior pa-

ra obtener los ingresos brutos del sistema en la Liquidación prevista del Ministe-

rio.

Los datos de entrada necesarios para obtener los ingresos brutos del sis-

tema recaudados a través de las tarifas integrales y de acceso son los siguien-

tes:

Memoria Económica

Datos de Entrada

Estimación Régi-men Especial

Real Decreto de Tarifas

Corto plazo

Liquidación al cierre del

ejercicio

Estimación Mer-cado Diario

Evolución del sistema eléctrico

Corto plazo


• Crecimiento de la demanda real en barras de central.

Se incorpora el crecimiento real esperado de la demanda al cierre del

ejercicio. Para actualizar mensualmente el valor de la demanda en barras de

central estimada al cierre del ejercicio en general se parte de las previsiones de

demanda realizadas por REE y publicadas mensualmente por la CNE en los Bo-

letines Mensuales de Indicadores eléctricos y económicos.

En estos momentos, teniendo en cuenta la previsión de demanda penin-

sular realizada por REE con fecha 16 de Julio de 2004(20) y suponiendo que la

demanda en los sistemas insulares peninsulares y extrapeninsulares crecerá el

8,20% previsto por el Ministerio, la demanda en barras de central al cierre del

2004 ascendería a 247.867 GWh, es decir, habría aumentado un 5,8% con res-

pecto al año 2003. Este aumento es aproximadamente el mismo que el experi-

mentado en el sistema en el año anterior. Al actualizar el valor esperado de de-

manda bruta al final de cada ejercicio se actualizan también los ingresos del sis-

tema.

• Pérdidas medias del sistema.

Se consideran unas pérdidas medias del sistema para obtener la deman-

da en usuario final iguales a las pérdidas previstas por el Ministerio.

• Apertura del mercado.

El nivel de participación de los consumidores en el mercado liberalizado

estimado al cierre del ejercicio se obtiene en función de la información mensual

recogida en los distintos informes y liquidaciones publicados mensualmente por

la CNE (Boletín Mensual de Indicadores Eléctricos y Económicos, Informes so-

bre la evolución del mercado minorista, Boletines Estadísticos de REE, etc.).

• Precio medio de las tarifas integrales y de acceso

El precio medio de las tarifas también es una variable de entrada que

evoluciona con el sistema eléctrico y se actualiza a lo largo del ejercicio.

(20) Información obtenida del Boletín Mensual de Indicadores Eléctricos y Económicos de Julio de 2004 publicado por la CNE.


• Otros ingresos

Los ingresos recaudados por las empresas distribuidoras por los servicios

prestados por acometidas, enganches, verificaciones y alquiler de equipos, entre

otros, se obtienen de aplicar la misma expresión que se presentó en los datos de

entrada para la Liquidación prevista por el Ministerio.

Otros ingresos N = Otros ingresos N-1 x (1+IPC – X) x (1+ ∆D), donde el

IPC y el incremento de demanda siguen siendo los valores previstos para el

ejercicio en curso y el factor X, al igual que en la retribución de la distribución,

toma el valor del 1%.

Una vez obtenidos los datos anteriores, se calculan los ingresos proce-

dentes de la facturación integral y de acceso a los que se unirán los “Otros in-

gresos”.



Al ser las cuotas con destinos específicos un coste regulado del sistema,

los porcentajes para cada una de estas cuotas se fijan en la Memoria Económica

y Real Decreto de Tarifas. La diferencia con respecto a la liquidación anterior es

que el nivel de ingresos brutos puede ser distinto en ambas liquidaciones debido

a las diferencias existentes entre las previsiones realizadas por el Ministerio y la

evolución real del sistema.


El coste de adquisición de la energía en régimen especial se obtiene al

valorar la energía producida por las instalaciones acogidas a los distintos reales

decretos del régimen especial que no acuden al mercado al precio regulado para

cada una de ellas.

Como se explicó en el Capítulo 3 y en el apartado anterior, los regímenes

económicos que actualmente se encuentran en vigor son el RD 436/2004, el RD

2366/1994 con carácter transitorio hasta 2010 y un régimen transitorio del RD

2818/1998 hasta el 01.01.2007.

El cálculo del coste de adquisición por parte de los distribuidores de la

energía de régimen especial que se vierte en sus redes combina información real


del sistema procedente del Informe sobre Ventas del Régimen Especial que pe-

riódicamente publica la CNE a partir de la información proporcionada por las em-

presas distribuidoras sobre las facturaciones declaradas de compras al régimen

especial con estimaciones sobre dichas facturaciones. Esto es así porque el ci-

tado informe sólo contiene información de un periodo determinado del año y, por

lo tanto, para obtener el coste total de adquisición es necesario estimar la ener-

gía vertida y su precio de valoración en el periodo del año restante.

El cálculo del coste de adquisición de la energía en régimen especial se

divide en dos etapas:

1ª. Estimación del total de la energía vertida al cierre del ejercicio.

En general, se partirá siempre de la información disponible en el último in-

forme publicado por la CNE sobre las ventas de energía al régimen especial.

Del Informe anterior, se obtiene la energía del régimen especial que no

acude al mercado vertida mensualmente en las redes de los distribuidores. A

partir de esta información y comparando con información histórica es necesario

estimar la energía que se verterá en el periodo que transcurra hasta el cierre del

ejercicio.

Para ello se estima que la cantidad mensual vertida durante ese periodo

será similar a la energía media mensual vertida en los meses en los que se dis-

pone de información.

La energía total del régimen especial que se estima se verterá al cierre

del ejercicio actual de 2004 se muestra en la Tabla 10 del Anexo II.

2º. Desglosar la energía vertida en cada uno de los reales decretos y estimar su precio de valoración.

• RD 436/2004

La aplicación del nuevo real decreto en las liquidaciones de las activida-

des reguladas se ha producido por primera vez en la liquidación provisional del

mes de Abril de 2004.

La información de la energía vertida por las instalaciones acogidas al RD

436/2004 es escasa debido a la reciente entrada en vigor de esta legislación.

Por este motivo no existe información histórica con la que estimar cómo evolu-

cionará la energía del régimen especial acogida a este RD en los meses próxi-


mos. Hasta el momento esta energía es poco importante con respecto a la ener-

gía del régimen especial acogida a los RD 2366 y RD 2818. Se estima que la

proporción de energía vertida por el RD 436 al finalizar el año con respecto a la

totalidad de la energía del régimen especial que no acude al mercado será la

misma que en los meses anteriores.

Esta energía del régimen especial que se estima se verterá al cierre del

ejercicio se valora al último precio publicado en el Informe sobre ventas de ener-

gía del régimen especial al no disponer de suficiente información que permita

realizar una estimación más precisa.

• RD 2818/1998

Hasta el 01.01.2007, el RD 436/2004 establece un régimen económico

transitorio para las instalaciones acogidas al RD 2818/1998.

Para estimar qué proporción del total de la energía anterior será vertida

por las instalaciones acogidas al RD 2818/1998 en los meses restantes del año

sería necesario obtener la energía mensual vertida desglosada en los diferentes

reales decretos con el fin de estudiar si se produce una gran variación de unos

meses del año con respecto a otros. Sin embargo, esta información no es publi-

cada por la CNE.

El Informe sobre Ventas de Energía en Régimen Especial proporciona la

energía vertida hasta el último mes del que se dispone información sobre factu-

raciones de los distintos reales decretos. Se ha supuesto que la proporción de

energía del RD 2818/1998 que se verterá en los meses restantes del año será la

misma que se ha producido hasta este momento.

El precio de cesión de la energía cada hora será igual a la suma del pre-

cio final horario del mercado de producción más una prima. El cálculo de estas

primas se ha modificado con respecto al del RD 2818/1998 con motivo del régi-

men transitorio aprobado en el RD 436/2004.

Las primas que se aplican en el RD 2818/1998 dependen del grupo y

subgrupo al que pertenezca la instalación así como de su potencia instalada por

lo que son independientes del mercado. El Informe sobre ventas del régimen

especial proporciona el precio acumulado de la energía vertida acogida al RD

2818/1998 hasta el último mes del que se dispone información sobre las factura-

ciones. Este precio acumulado es la suma del precio final horario acumulado


hasta ese mes más el valor de la prima promedio de todas las instalaciones. Por

lo tanto, el valor de la prima media se obtiene de la diferencia del precio total y el

precio final horario acumulados hasta ese momento. Al ser esta prima indepen-

diente tanto de la energía cedida como del mercado, ya que depende exclusiva-

mente de la potencia y grupo al que pertenece la instalación, se estima que la

prima hasta final de año será similar a la cobrada hasta el último mes del que se

dispone información.

En lugar de emplear el precio final horario del mercado de producción se

ha referenciado este precio al precio del mercado diario que se toma como refe-

rencia. El precio final horario se puede descomponer en la suma del precio del

mercado diario más los sobrecostes por garantía de potencia, procesos del OS,

mercado intradiario, restricciones y servicios complementarios.

Estos sobrecostes se han obtenido como la diferencia entre el precio final

de retribución de la energía del RD 2818/1998 publicado en OMEL y el precio

medio del mercado diario ponderados horariamente por la energía. Se han calcu-

lado estos sobrecostes desde el año 1999. Como se puede observar en el cua-

dro que se presenta al final, estos sobrecostes sobre el precio del mercado diario

se mantienen aproximadamente constantes y estables desde el año 2001.

La estimación del precio del mercado resulta compleja ya que influyen

multitud de factores como la hidraulicidad, el precio de los combustibles, las es-

trategias propias de cada empresa, el mecanismo de retribución de CTCs..., en-

tre otros muchos factores.

En el ámbito de esta tesis se ha utilizado un procedimiento de previsión

sencillo basado exclusivamente en la información histórica de los precios men-

suales acumulados desde el año 1999 que se considera el más apropiado para

los fines propuestos. Se trata básicamente de un ejercicio de comparación entre

el perfil de precios del mercado diario del ejercicio tarifario actual y los perfiles de

precios de ejercicios anteriores. El usuario deberá seleccionar aquel perfil de

precios de los años anteriores que mejor responda y se aproxime al perfil actual,

es decir, se estima que el ejercicio en curso evolucionará de acuerdo con el perfil

de precios seleccionado. Este perfil de precios se traslada al ejercicio actual a

través del comportamiento de los precios acumulados de los distintos meses. Se

comprenderá mejor este procedimiento con el siguiente ejemplo.


Si se tratara de estimar qué precio del mercado diario resultaría el 31 de

Diciembre de 2004, habría que comparar la curva de precios acumulados del

mercado diario hasta la fecha con las curvas de ejercicios pasados. Aunque la

curva de precios del 2004 se encuentra superpuesta con la curva del ejercicio de

2001, la evolución de los precios acumulados del mercado diario a lo largo del

año se asemeja al ejercicio de 1999. Por lo tanto, el usuario seleccionaría el

ejercicio de 1999 para comparar con el ejercicio actual. Se podría decir entonces

que el precio estimado de cierre del ejercicio de 2004 sería igual al del ejercicio

de 1999, es decir, 26,724 €/MWh. Sin embargo, no se toma directamente el pre-

cio del ejercicio de 1999 sino que se debe tener en cuenta la evolución de los

precios del ejercicio en curso. El usuario deberá seleccionar además del año el

mes en el que está realizando la estimación ya que será con el precio acumulado

de ese mes con el que se ponderará el precio del ejercicio de 1999. Suponiendo

que sea Septiembre el mes en el que se realiza la estimación del precio al cierre

del ejercicio, éste se obtendría de la siguiente expresión:

Precio estimado de cierre 2004 = Precio cierre mercado diario AÑO SELECCIONADO x

34,39027,26735,08726,724

mes acumulado Preciomes acumulado Preciox

DOSELECCIONA AÑO

ACTUALEJERCICIO =⋅= €/MWh,

donde tanto el mes del ejercicio actual como del ejercicio seleccionado es el mes

de Septiembre.


Las curvas de precios acumulados del mercado diario desde el año 1999

son las siguientes:

Figura 24. Precios acumulados del mercado diario desde 1999.

Al seleccionar el año con el perfil de precios que mejor se aproxima a la

evolución del ejercicio en curso, el modelo añade al precio estimado del mercado

diario los sobrecostes por garantía de potencia y servicios complementarios co-

rrespondientes al año seleccionado. Si se considera que el perfil de precios del

ejercicio tarifario en curso evolucionará de acuerdo al perfil de precios de un año

anterior, parece lógico que los sobrecostes que se añadan al precio estimado del

mercado diario correspondan también a los sobrecostes que se produjeron en

dicho año.

El precio final de retribución de la energía acogida al RD 2818/1998 se

obtiene de la siguiente expresión:

Precio final RD 2818 = Precio mercado diario + Sobrecostes + Prima

Precio Acumulado del Mercado Diario (€/MWh)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

01/01

16/01

31/01

15/02

01/03

16/03

31/03

15/04

30/04

15/05

30/05

14/06

29/06

14/07

29/07

13/08

28/08

12/09

27/09

12/10

27/10

11/11

26/11

11/12

26/12Días

€/MWh

Diario 1999 Diario 2000 Diario 2001 Diario 2002Diario 2003 Diario 2004


En el ejemplo del ejercicio actual de 2004, el precio final de retribución de

la energía acogida al RD 2818/1998 sería:

Precio final RD 2818(21) = 34,390 + 8,41 + 27,322 = 70,122 €/MWh.

• RD 2366/1994

Cualquier instalación de régimen especial que haya entrado en funciona-

miento posteriormente a la aprobación del RD 2818/1998 no podía acogerse al

régimen económico anterior vigente hasta ese momento. Por lo tanto, ninguna

instalación que entrara en funcionamiento después de la entrada en vigor del RD

2818/1998 podía acogerse al RD 2366/1994 anterior. Por este motivo, la energía

vertida por las instalaciones del régimen especial acogidas al RD 2366/1994 se

ha mantenido aproximadamente constante desde el año 1999. Únicamente se

ha producido una disminución en la energía producida en el año 2003 debido a

instalaciones de cogeneración que probablemente se hayan acogido al mercado

ya que la producción de la energía del RD 2818/1998 en los grupos de cogene-

ración no aumentó durante ese año sino que incluso disminuyó con respecto al

año anterior.

Al igual que ocurría en el caso anterior, el Informe sobre Ventas de Ener-

gía del Régimen Especial elaborado por la CNE proporciona la energía vertida

por el RD 2366/1994 directamente a las empresas distribuidoras en el periodo en

el que se dispone información sobre las facturaciones. Se estima que la energía

vertida en los meses restantes del año acogida al RD 2366/1994 seguirá la mis-

ma proporción que en el periodo anterior.

El precio de valoración de la energía es un precio completamente regula-

do que se calcula mediante la expresión presentada en el Capítulo 3 y que de-

pende prácticamente de la potencia de la instalación y de la energía cedida. Por

lo tanto, se trata también de un precio completamente independiente del merca-

do. No se puede calcular el precio de retribución de esta energía ya que en la

expresión anterior aparecen conceptos de los que no se dispone información

tales como complementos por discriminación horaria o energía reactiva o desví-

os frente a una potencia garantizada. Al mantenerse aproximadamente constan-

te la energía vertida por este real decreto el precio se mantendrá también

(21) Los datos correspondientes a los sobrecostes y la prima se encuentran en el Anexo II: Energía vertida por el Régimen Especial al cierre de 2004.


aproximadamente el mismo a lo largo del año y se estima así que el precio de

valoración de la energía acogida a este real decreto sea el último precio acumu-

lado del que se disponga a través del citado Informe de la CNE.

La aplicación del nuevo real decreto supone también una disminución de

los costes de adquisición de la energía para las empresas distribuidoras ya que

repercute a las instalaciones productoras en régimen especial un coste de des-

vío por cada periodo de programación en el que la producción real se desvíe

más de la tolerancia permitida respecto a su previsión (Real Decreto 436/2004).

Sin embargo, es imposible cuantificar esta disminución en el coste total de ad-

quisición por este concepto ya que no se tiene acceso a la información necesa-

ria.

Para calcular el coste total de adquisición de la energía en régimen espe-

cial se deben incluir las primas e incentivos aplicadas sobre el total de la energía

producida en régimen especial, tanto ofertada en el mercado como la vendida

directamente a los distribuidores. Al igual que ocurre con el coste por desvíos, se

ha despreciado este concepto en el coste total de adquisición de la energía en

régimen especial.

El coste de adquisición de la energía al régimen especial por las empre-

sas distribuidoras se calcula valorando la energía vertida por cada uno de los

reales decretos al precio estimado para cada uno de ellos al cierre del ejercicio,

teniendo en cuenta que las pérdidas del régimen especial son nulas, según la

siguiente expresión:

Coste Adquisición Régimen Especial = Energía RD2366 x Precio

RD2366 + Energía RD2818 x (PMMD + Prima + Garantía Potencia + Otros Cos-

tes) = Energía RD2366 x Precio RD2366 + Energía RD2818 x (PMMD + Prima +

Diferencial (Precio RD2818 - PMMD)), donde

PMMD, es el precio estimado del mercado diario al cierre del ejercicio.

De esta forma se consigue separar la parte del coste de adquisición que

depende del precio del mercado—RD 2818/1998—de la parte que es totalmente

independiente de él, RD 2366/1994.

El reparto del total de la energía vertida por el régimen especial al cierre

del ejercicio de 2004 entre los distintos reales decretos y el precio de valoración

de cada uno de ellos se recoge en las Tablas 11, 12, 13a, 13b y 14 del Anexo II.



El coste de adquisición se obtiene según el RD 2017/1997 a través de la

siguiente expresión(22):


RECTCT ⋅

−+⋅∑

Como en el caso del coste de adquisición anterior, es necesario estimar

la energía que deben comprar los distribuidores en el mercado para satisfacer la

demanda de sus clientes a tarifa al cierre del ejercicio y el precio de valoración

de esta energía, es decir, el precio medio final para los distribuidores que publica

OMEL.

La energía estimada al cierre del ejercicio se obtiene de la diferencia en-

tre la demanda en usuario final a tarifa integral elevada a barras de central y la

energía estimada anteriormente procedente del régimen especial que no acude

al mercado. A diferencia de la Liquidación resultante de la Memoria Económica

prevista por el Ministerio, se consideran unas pérdidas propias para los consu-

midores a tarifa diferentes de las pérdidas medias del sistema. Este factor de

pérdidas es el mismo que aplica la CNE en las liquidaciones provisionales del

sistema y que para el año 2004 es del 9,72%.

Para estimar el precio medio final de los distribuidores al cierre del ejerci-

cio se procede de forma similar a la estimación del precio de valoración de la

energía del régimen especial del RD 2818. Se trata de estimar el precio final de

adquisición de la energía a partir del precio estimado de cierre del mercado dia-

rio añadiendo posteriormente los sobrecostes por garantía de potencia, restric-

ciones, mercado intradiario y servicios complementarios.

En función de la evolución de precios del ejercicio en curso el usuario se-

lecciona el año cuyo perfil de precios se aproxime mejor al ejercicio actual. Se

estima que el precio final de los distribuidores en el ejercicio actual evolucionará

como el perfil de precios del año seleccionado ponderado por el precio del mes

en el que se realiza la estimación.

(22) Los términos de esta expresión se explican en el Capítulo 3 de esta primera parte de la tesis.


El precio de valoración de dicha energía se obtiene de la siguiente expre-

sión:

Precio medio final distribuidores = (Precio cierre mercado diario distri-

buidores + Garantía Potencia + Otros costes)AÑO SELECCIONADO x

DOSELECCIONA AÑO

ACTUALEJERCICIO

mes acumulado Precio mes acumulado Precio = (Precio cierre mercado diario x Factor

de apuntamiento + Garantía Potencia + Otros costes)AÑO SELECCIONADO x

DOSELECCIONA AÑO

ACTUALEJERCICIO

mes acumulado Precio mes acumulado Precio , donde:

Factor de apuntamiento: es el factor que recoge la diferencia entre el pre-

cio del mercado diario y el precio medio del mercado diario de los distribuidores.

Esta diferencia es debida tanto al volumen de energía contratada como a las

distintas estrategias de los distribuidores a la hora de comprar su energía en el

mercado. Se ha calculado la media anual de este factor ponderado por la ener-

gía contratada por los distribuidores en el mercado desde el año 1999.

Otros costes: son los sobrecostes añadidos al precio del mercado diario

por la participación en el mercado intradiario, restricciones y servicios comple-

mentarios. No se ha incluido la garantía de potencia dentro del concepto Otros

costes, ya que el pago por Garantía de Potencia es independiente del mercado

y, lo correcto es separar los conceptos que dependan directa o indirectamente

del precio del mercado diario de los que son ajenos a él. Se ha obtenido la me-

dia anual por los conceptos anteriores ponderados por la energía contratada por

los distribuidores en el mercado desde el año 1999.

Garantía de potencia: se ha calculado la media anual del pago por garan-

tía de potencia que deben realizar los distribuidores ponderado por la energía

contratada en el mercado desde el año 1999.

Sin embargo, en la expresión anterior no existe ninguna relación entre el

precio final de adquisición de la energía de los distribuidores y el precio estimado

de cierre del mercado diario. Si se observa la expresión matemática, existe una

relación entre el precio medio final de los distribuidores y el precio de cierre del

mercado diario del ejercicio con el que el usuario compara el ejercicio en curso.

Por lo tanto, es necesario encontrar una relación en la expresión anterior con el


precio estimado de cierre del mercado diario que es la variable fundamental de la

Liquidación estimada al cierre del ejercicio.

A partir de la expresión que permite obtener la estimación del precio

acumulado del mercado diario al cierre del ejercicio, se obtiene dicha relación de

la siguiente forma:

Precio estimado cierre mercado diario EJERCICIO ACTUAL = Precio cierre

mercado diario AÑO SELECCIONADO DOSELECCIONA AÑO

ACTUALEJERCICIO

mes acumulado Precio mes acumulado Precio

x , donde

Precio cierre mercado diario AÑO SELECCIONADO =

DOSELECCIONA AÑO

ACTUALEJERCICIO ACTUALEJERCICIO

mes acumulado Preciomes acumulado Precio1xdiario mercado cierre estimado Precio

Por lo tanto, el precio medio final de los distribuidores se obtiene final-

mente a través de la siguiente expresión relacionada con el precio estimado de

cierre del mercado diario del ejercicio en curso:

Precio medio final distribuidores = (Precio cierre mercado diario distribui-

dores + Garantía Potencia + Otros costes) AÑO SELECCIONADO x

DOSELECCIONA AÑO

ACTUALEJERCICIO


= (Precio cierre mercado diario x Factor de

apuntamiento + Garantía Potencia + Otros costes) AÑO SELECCIONADO x

DOSELECCIONA AÑO

ACTUALEJERCICIO


=

= (Precio estimado cierre mercado diario EJERCICIO ACTUAL x

DOSELECCIONA AÑO

ACTUALEJERCICIO

mes acumulado Preciomes acumulado Precio1 x Factor Apuntamiento + Garantía de Potencia

+ Otros costes) AÑO SELECCIONADO x DOSELECCIONA AÑO

ACTUALEJERCICIO


De esta forma, al variar el precio estimado de cierre del ejercicio actual

varía también el precio estimado de adquisición de la energía para los distribui-

dores.

A continuación, se explican las expresiones anteriores a través de un

ejemplo.


Para estimar el precio medio final de adquisición de la energía en régi-

men ordinario a 31 de Diciembre de 2004 es necesario seleccionar el año que

mejor se aproxima al perfil de precios del ejercicio actual. Al igual que ocurría

con la estimación del precio estimado de cierre del mercado diario, el año 1999

parece ser el que mejor representa la evolución de precios del ejercicio de 2004.

La información necesaria para calcular el precio estimado final al cierre del ejer-

cicio se presenta en el cuadro siguiente.

Cuadro 4. Información histórica de mercado del ejercicio de 1999.

Precio final distribuidores = (34,597x

27,26735,087

1 x 1,004 + 8,936+

+1,260) AÑO 2001 x €/MWh ,63727,26735,087 47=

Al seleccionar el año con el perfil de precios que mejor se aproxima a la

evolución del ejercicio en curso, el modelo añade al precio estimado del mercado

diario los conceptos anteriores correspondientes al año seleccionado como ocu-

rre con la estimación del precio de retribución de la energía del RD 2818/1998.

Energía (GWh)

PHFD (€/MWh)

PMMD (€/MWh)

PMD (€/MWh) PMD/PMMD G.Pot

(€/MWh) G.Pot/PHFD Otros costes (€/MWh)

Otros costes/PHFD

Enero 13.406 33,699 23,936 24,131 1,008 7,933 23,54% 1,941 5,76%

Febrero 11.893 38,306 29,273 29,432 1,005 8,048 21,01% 0,871 2,28%

Marzo 11.775 38,606 29,600 29,648 1,002 8,408 21,78% 0,493 1,28%

Abril 10.099 36,371 26,786 26,799 1,000 8,865 24,37% 0,721 1,98%

Mayo 10.328 36,351 26,376 26,384 1,000 9,033 24,85% 0,914 2,51%

Junio 10.644 36,416 26,279 26,312 1,001 9,081 24,94% 1,004 2,76%

Julio 11.419 37,623 26,670 26,703 1,001 9,232 24,54% 1,761 4,68%

Agosto 10.577 36,124 24,954 25,044 1,004 9,442 26,14% 1,923 5,32%

Septiembre 10.185 38,257 27,267 27,400 1,005 9,562 24,99% 1,412 3,69%

Octubre 9.702 35,760 25,011 25,182 1,007 9,851 27,55% 0,920 2,57%

Noviembre 10.611 38,119 27,772 27,857 1,003 9,165 24,04% 1,154 3,03%

Diciembre 11.404 37,778 26,930 27,100 1,006 9,111 24,12% 1,821 4,82%

Anual 36,926 26,724Factores anuales 1,004 8,936 1,260

Año 1999


De aquí en adelante, no existe ninguna diferencia en el proceso de liqui-

daciones ni en los datos de entrada necesarios para realizarlos con respecto a la

Liquidación prevista por el Ministerio.

Importe a liquidar

El importe a liquidar se obtiene de acuerdo al RD 2017/1997 como al dife-

rencia entre los ingresos netos y el coste de adquisición de la energía.

Liquidación de las actividades y costes regulados

Los costes de las actividades reguladas de transporte, distribución y ges-

tión comercial así como las cuotas sobre el desajuste de ingresos de las activi-

dades reguladas y la revisión del sobrecoste de generación extrapeninsular se

obtienen de la Memoria Económica y del Real Decreto por el que se establece la

tarifa eléctrica de cada año.

Exceso o superávit liquidatorio

Al igual que en la Liquidación prevista por el Ministerio se aplica el mismo

procedimiento a la hora de liquidar los CTCs incluyendo la retribución de la Pri-

ma por consumo de carbón autóctono en la liquidación de las actividades y cos-

tes regulados del sistema.

La diferencia entre el importe a liquidar y el coste de las actividades regu-

ladas, siempre que ésta sea positiva, se reparte entre el Stock de carbón, la

Asignación General y la Asignación Específica siguiendo el mismo procedimiento

que el descrito en el apartado anterior.

CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 97

55.. AANNÁÁLLIISSIISS DDEE RREESSUULLTTAADDOOSS

En el presente capítulo se muestran los resultados obtenidos en las simu-

laciones realizadas con el modelo desarrollado en la tesis.

El primer apartado de este capítulo recoge los resultados obtenidos al si-

mular cada una de las funciones que ofrece el modelo: simulación de las Memo-

rias Económicas de 2004 y 2005, la liquidación resultante de dichas Memorias

Económicas analizando distintos precios del mercado diario previstos por el Mi-

nisterio y la liquidación al cierre del ejercicio de 2004 incorporando la evolución

real de las variables que intervienen en el proceso de liquidación y la estimación

del precio del mercado diario al cierre del ejercicio.

El segundo apartado se centra en los análisis de sensibilidad realizados

sobre distintos parámetros como la demanda en barras de central, el precio de

retribución del mercado diario, la apertura del mercado y la participación de los

consumidores cualificados en él y la distribución de los consumos entre las dis-

tintas tarifas integrales y de acceso existentes.

En el tercer y último apartado se ofrecen las conclusiones obtenidas a lo

largo del desarrollo de esta tesis apoyadas por los resultados presentados en los

dos primeros apartados de este capítulo.


55.. AANNÁÁLLIISSIISS DDEE RREESSUULLTTAADDOOSS

5.1 Resultados del caso base

En este apartado se recogen los resultados obtenidos de las simulacio-

nes realizadas con el modelo desarrollado para cada una de las siguientes fun-

ciones: simulación de la Memoria Económica de 2004, simulación de la Memoria

Económica de 2005, simulación de las liquidaciones resultantes de las Memorias

Económicas previstas para los ejercicios de 2004 y 2005 y simulación de la liqui-

dación prevista al cierre del ejercicio de 2004.

Aunque el modelo está preparado para simular las funciones anteriores

en el periodo 2005-2010, se ha optado por presentar únicamente los resultados

obtenidos para el ejercicio de 2005. Al ser este ejercicio el más próximo al ejerci-

cio tarifario actual, las estimaciones realizadas para el año 2005 se aproximarán

más a la realidad que aquellas estimadas para un alcance mayor.

Los resultados obtenidos de los análisis de sensibilidad realizados sobre

los distintos parámetros y variables que intervienen en el modelo se muestran en

el siguiente apartado.

5.1.1 Resultados de la simulación de la Memoria Económica del ejercicio en curso 2004.

La Memoria Económica prevista por el Ministerio para el ejercicio de 2004

se muestra en el Cuadro 5. Este cuadro no recoge la simulación completa de la

Memoria Económica, sino un resumen de las previsiones de los costes de las

actividades que intervienen en el suministro de energía. A partir de los costes

previstos e incorporando los desvíos frente a las previsiones de los dos ejercicios

tarifarios anteriores y los costes adicionales por modificación de normativa se

obtiene el coste unitario previsto de la energía en 2004, es decir, se obtiene la

tarifa media o de referencia del ejercicio de 2004. Los valores recogidos en este

cuadro incluyen las modificaciones posteriores que el Real Decreto 1802/2003,

por el que se establece la tarifa eléctrica de 2004, introdujo sobre la Memoria

Económica prevista.


Los resultados obtenidos de la simulación no coinciden exactamente con

los publicados en la Memoria Económica. Esto es debido a que la información

que maneja el Ministerio al realizar los cálculos de la tarifa media o de referencia

es más precisa que los datos que aparecen publicados. No obstante se ha ajus-

tado el modelo de forma que los resultados obtenidos se aproximen lo máximo

posible a la Memoria Económica de cada año. Por ejemplo, mientras que el in-

cremento de la tarifa media o de referencia establecido para el ejercicio de 2004

es del 1,72% con un precio de 1,2072 c€/kWh, el incremento obtenido de la si-

mulación es del 1,70% con un precio unitario por kWh de 7,2058 c€.


Cuadro 5. Simulación de la Memoria Económica de 2004 obtenida del modelo.

ENERGÍA PRECIO COSTEGWh c€/kWh miles de euros

COSTE DE PRODUCCIÓN 245.598 4,287 10.528.225

COSTE DE TRANSPORTECOSTE DE DISTRIBUCIÓNCOSTE DE GESTIÓN COMERCIALCOSTES PERMANENTES DEL SISTEMACOSTES DE SEGURIDAD Y DIVERSIFICACIÓN DEL SUMINISTROINGRESOS POR PEAJES DE EXPORTACIONESCOSTES DOBLEMENTE CONTABILIZADOS

COSTE TOTAL DEL SERVICIO

Precio medio necesario (c€/kWh)Precio medio anterior (c€/kWh)

INCREMENTO TARIFA AÑO 2004INCREMENTO TARIFA AÑO N (TOPE R.D. 1432/2002)INCREMENTO PERMITIDO TARIFA MEDIA AÑO 2004

Nuevos ingresos necesarios al incorporar desvíos (miles €)Precio medio necesario (c€/kWh)Precio medio anterior (c€/kWh)

VARIACIÓN POR DESVÍOS AÑO 2003VARIACIÓN TARIFA POR DESVÍOS DOS EJERCICIOS ANTERIORES (TOPE R.D. 1432/2002)

VARIACIÓN PERMITIDA TARIFA POR DESVÍOS AÑO 2004

Nuevos ingresos necesarios al incorporar modificación normativa (miles €)Precio medio necesario (c€/kWh)Precio medio anterior (c€/kWh)

VARIACIÓN POR MODIFICACIÓN NORMATIVA

INCREMENTO TARIFA MEDIA AÑO 2004 (TOTAL)

INCREMENTO TARIFA INTEGRAL AÑO 2004

INCREMENTO TARIFA ACCESO AÑO 2004

7,2038

0,29%

0,60%

1,38%

1,40%

1,60%

16.274.955

7,20587,2038

1,70%

1,54%

0,29%

0,03%

832.482

703.457

-2.500-240.542

16.270.410

7,18337,0854

3.283.657

285.613

1,38%

7,1833

TARIFA ELÉCTRICA AÑO 2004

833.608

16.224.000


5.1.2 Resultados de la simulación de la Memoria Económica del ejercicio de 2005.

Como se ha explicado en varias ocasiones, una de las funciones que

permite realizar el modelo desarrollado es simular las Memorias Económicas

previstas para los ejercicios del periodo 2005-2010 basándose en las hipótesis

explicadas en el capítulo anterior de forma que se pueda obtener una idea

aproximada acerca de cómo evolucionará la tarifa eléctrica media en este perio-

do.

Como ejemplo, se muestra la Memoria Económica prevista para el 2005.

Se han ajustado los ingresos regulados y, por tanto, los precios medios de las

tarifas integrales y de acceso de tal forma que permitan recuperar los costes

estimados para el ejercicio de 2005. Para ello se ha supuesto un grado de aper-

tura del 32%, similar al del ejercicio de 2004, se ha aumentado al máximo el in-

cremento permitido de las tarifas integrales y se ha disminuido en lo posible las

tarifas de acceso. Esta forma de proceder tendría sentido en un proceso en el

que la tarifa integral se acabe transformando en una tarifa de último refugio.

Se han modificado las cuotas destinadas a la retribución del Operador del

Sistema y del Operador del Mercado con respecto a las previsiones realizadas

en la Tabla 3 del Anexo I. Esto es debido a que el aumento de la retribución de

estos operadores con respecto al ejercicio de 2004 resultaba demasiado eleva-

do. Se ha estimado una retribución de 35.573 miles de euros para REE y una

cantidad de 10.537 miles de euros para retribuir las funciones de OMEL.

El incremento obtenido de la tarifa media para el ejercicio de 2005 es del

0,79%, incremento muy inferior al esperado. El incremento obtenido de las tarifas

integrales con respecto al ejercicio de 2004 es del 0,66% mientras que el incre-

mento de las tarifas de acceso resulta un 0,19%.

Estos resultados se muestran en los Cuadros 6 y 7.


Cuadro 6. Simulación de la Memoria Económica de 2005 obtenido del modelo.

ENERGÍA PRECIO COSTEGWh c€/kWh miles de euros

COSTE DE PRODUCCIÓN 258.002 4,346 11.196.626

COSTE DE TRANSPORTECOSTE DE DISTRIBUCIÓNCOSTE DE GESTIÓN COMERCIALCOSTES PERMANENTES DEL SISTEMACOSTES DE SEGURIDAD Y DIVERSIFICACIÓN DEL SUMINISTROINGRESOS POR PEAJES DE EXPORTACIONESCOSTES DOBLEMENTE CONTABILIZADOS

COSTE TOTAL DEL SERVICIO

Precio medio necesario (c€/kWh)Precio medio anterior (c€/kWh)

INCREMENTO TARIFA AÑO NINCREMENTO TARIFA AÑO N (TOPE R.D. 1432/2002)INCREMENTO PERMITIDO TARIFA MEDIA AÑO N

Nuevos ingresos necesarios al incorporar desvíos (miles €)Precio medio necesario (c€/kWh)Precio medio anterior (c€/kWh)

VARIACIÓN POR DESVÍOS AÑO N-1VARIACIÓN TARIFA POR DESVÍOS AÑO N (TOPE R.D. 1432/2002)

VARIACIÓN PERMITIDA TARIFA POR DESVÍOS AÑO N

Nuevos ingresos necesarios al incorporar modificación normativa (miles €)Precio medio necesario (c€/kWh)Precio medio anterior (c€/kWh)

VARIACIÓN POR MODIFICACIÓN NORMATIVA

INCREMENTO TARIFA MEDIA AÑO N (TOTAL)

7,26457,2645

0,00%

0,79%

0,27%

0,60%

0,27%

17.074.869

0,52%

17.074.8697,26457,2448

7,24487,2072

0,52%

1,40%

751.167

-2.500

-254.792

17.028.459

850.280

3.324.717

294.286

868.674

TARIFA ELÉCTRICA AÑO 2005


Cuadro 7. Simulación de los ingresos regulados estimados en la Memoria Eco-

nómica de 2005 obtenido del modelo.

Si en lugar de estimar un grado de apertura del mercado del 32% se

hubiera previsto una participación de los consumidores cualificados del 40% en

el ejercicio de 2005, no hubiera sido posible cubrir los costes previstos del siste-

ma cumpliendo la metodología del RD 1432/2002. Este RD permite exclusiva-

mente una variación máxima del 0,6% al alza o a la baja sobre la variación de la

tarifa media de cada ejercicio para establecer los precios de las tarifas integrales

y de acceso. Los incrementos obtenidos de las tarifas integrales y de acceso que

permitirían cubrir los costes previstos del sistema para el 2005 y un incremento

del 0,79% de la tarifa media superarían en gran medida los límites establecidos

en la metodología de tarifas.

Como se muestra en los resultados del apartado 5.2, a medida que au-

menta la participación de los consumidores en el mercado de producción, los

ingresos regulados del sistema disminuyen ya que los ingresos a través de las

tarifas de acceso no pueden recuperar la disminución de los ingresos por tarifa

integral.

DEMANDA PRECIO COSTEGWh c€/kWh miles de euros

CLIENTES CUALIFICADOS A MERCADO 75.214 5,26 3.953.442 POR ENERGÍA + SS.CC. + PÉRD. + M.N. 3,06 2.303.108

POR GARANTÍA DE POTENCIA 0,29 220.397

POR PEAJES 1,90 1.429.937

CLIENTES A TARIFA INTEGRAL 159.830 8,11 12.955.836 POR TARIFAS DE BAJA TENSIÓN 0 0

POR TARIFAS DE ALTA TENSIÓN 0 0

MARGEN DISTRIBUIDORES DE LA D.T.11ª DE LA LEY 165.443

TOTAL INGRESOS CONSUMIDORES AÑO N 235.044 7,2645 17.074.721

TOTAL INGRESOS CONSUMIDORES TARIFA AÑO N-1 7,2072 16.940.108

DIFERENCIA AÑO N - PREVISIÓN TARIFA AÑO N-1 0,06 134.613

DIFERENCIA AÑO N / AÑO N-1 (%) 0,79% 0,79%

INGRESOS PREVISTOS AÑO 2005


5.1.3 Simulación de la Liquidación resultante de la Memoria Econó-mica de 2004 prevista por el Ministerio.

La liquidación resultante de la Memoria Económica de 2004 tiene como

principal fuente de información la Memoria Económica de 2004. No obstante, y

como se explicó en el capítulo anterior, el proceso de liquidación de las activida-

des reguladas necesita otro dato de entrada fundamental que es el precio medio

del mercado diario previsto por el Ministerio.

Según la metodología vigente para el cálculo de la tarifa media o de refe-

rencia establecida en el RD 1432/2002 existen dos precios distintos de valora-

ción de la energía en función de cómo se obtenga esta energía. La energía ge-

nerada con centrales sujetas a CTCs se valora a un precio estimado del merca-

do diario de 3,05 (c€/kWh) que, complementado por el pago de garantía de po-

tencia y servicios complementarios, asciende a 3,61 (c€/kWh). Por otra parte, la

energía generada con el resto de centrales, actualmente centrales de ciclo com-

binado, se estima en función de las mejores previsiones del precio del gas como

combustible principal de estas centrales. La existencia de dos precios distintos

estimados del mercado contradice lo expuesto en la Ley del Sector Eléctrico

acerca del funcionamiento del mercado de producción en la que se establece

que “la energía eléctrica se retribuirá en función del precio marginal correspon-

diente a la oferta realizada por la última unidad de producción cuya entrada en el

sistema haya sido necesaria para atender a la demanda en el sistema...”, es de-

cir, el precio que resulta de cada una de las sesiones del mercado es único e

independiente de la tecnología de producción.

Por otra parte, en la metodología anterior se establece que la energía

procedente de importaciones o exportaciones así, como la energía destinada a

contratos bilaterales, se valora al precio previsto del mercado de producción.

Por lo tanto, se puede interpretar que la Memoria Económica ofrece dis-

tintos precios del mercado diario previstos. En el modelo se han incluido tres

opciones de cálculo de precio estimado del mercado diario que se explican a

continuación. Se ha simulado la Liquidación que resulta de la Memoria Económi-

ca de 2004 para cada uno de los precios anteriores obteniéndose resultados

muy diversos para cada una de estas tres opciones.


Los datos de entrada para cada una de las simulaciones de este aparta-

do se recogen en el Anexo IV.

Opción 1: Precio medio ponderado entre centrales sujetas a CTCs y CCGTs.

En esta primera opción, se ha estimado el precio medio previsto del mer-

cado de producción como el precio ponderado entre la energía generada por las

centrales sujetas al cobro de CTCs y las centrales de ciclo combinado. De esta

forma, se recogen los dos precios de retribución del mercado mayorista previstos

por el Ministerio en el RD 1432/2002.

Para comparar con los resultados obtenidos de la simulación con las pre-

visiones realizadas por el Ministerio en la Memoria Económica de 2004 hay que

fijarse en la retribución destinada a los CTCs Tecnológicos o por diferencias. Si

la Liquidación resultante de la Memoria Económica prevista para el 2004 simula-

ra correctamente las previsiones establecidas por el Ministerio, la cantidad desti-

nada a retribuir los CTCs Tecnológicos debería coincidir con la cantidad prevista

por este concepto en la Memoria Económica. Por este motivo, esta cuota permite

validar cómo de buenos son los resultados obtenidos de la simulación del mode-

lo.

Los resultados de la simulación de la Liquidación resultante de la Memo-

ria Económica de 2004 tomando como precio medio previsto del mercado diario

el precio explicado anteriormente se muestran en la Figura 25a. Observando la

cantidad destinada a CTCs Tecnológicos, 873,19 M€, y la cantidad destinada a

este concepto en la Memoria Económica, 134,75 M€, se puede concluir que este

precio estimado del mercado diario es inferior al precio que permitiría que estas

dos cantidades coincidieran.


616,44Compensación Régimen Especial e interrumplibles 16,70

Moratoria nuclear 484,27

Financiación 2º Ciclo C.N. 115,46

Stock estratégico C.N. 0,00

1.341,65Operador del Mercado 9,28Operador del Sistema 32,77C.N.E. 11,34Comp. Extrapeninsulares 240,54Retribución fija (CTCs) 1.047,71

Asignación General 698,55Asignación Específica 174,64Stock Carbón 2,14Prima Carbón 189,83Reducción prima carbón -17,44Plan de financiación extraordinario

Déficit/superávit liquidatorio 875,32

Desajuste de ingresos 229,27

Rev. Generación extrapeninsularAportación Generación Extrapeninsular 126,92

Generadores

COSTES PERMANENTES

COSTE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD ABASTECIMIENTO

Figura 25a: Ejercicio de 2004. Opción 1 obtenida del modelo.

CLIENTES A TARIFA

Volumen Energía Precio Medio

M€ GWh €/MWh

INGRESOS REGULADOS 13.731,15

Venta de energía 12.288,00 152.602 80,52

Peajes 1.390,07 73.256 18,98Peajes por interconexiones internacionalesTransportes intracomunitarios (ETSO)

Otros servicios 53,07

Distribuidoras y comercializadoras

CLIENTES CUALIFICADOS

COSTE DE ADQUISICIÓN ENERGÍA MERCADO

4.855,28

Generadores

COSTE DE ADQUISICIÓN ENERGÍA RÉGIMEN ESPECIAL

2.316,20Generadores

COSTE DEL TRANSPORTE833,61

REE 625,65Empresas eléctricas 207,96

COSTE DE DISTRIBUCIÓN 3.411,78

Distribuidores 3.066,16Gestión comercial 285,61Calidad de servicio 50,00Gestión de la demanda 10,00Distribuidores

Precio medio ponderado del mercado diario (€/MWh) 31,354

Precio ponderado final en régimen ordinario (€/MWh) 37,364

Precio ponderado en régimen especial (€/MWh) 64,344


Opción 2: Precio de contratos bilaterales, importaciones y exporta-ciones de energía.

La segunda opción estima el precio medio del mercado diario como el

precio previsto de valoración de los contratos bilaterales, las importaciones y

exportaciones de energía en la Memoria Económica de 2004.

Como en el caso anterior, el parámetro que permite validar los resultados

obtenidos de la simulación del modelo es la cuota destinada a retribuir los CTCs

Tecnológicos. En este caso, la cantidad por CTCs Tecnológicos obtenida de la

simulación es de 123,96 M€ que se aproxima bastante a la cantidad prevista por

el Ministerio en la Memoria Económica. Por lo tanto, el precio medio del mercado

diario previsto por el Ministerio debe ser similar al precio de valoración de los

contratos bilaterales, importaciones y exportaciones de energía para que se

cumplan las previsiones realizadas en la Memoria Económica.

Los resultados de esta segunda simulación de la Liquidación resultante

de la Memoria Económica de 2004 se muestran en la Figura 25b.






592,42Operador del Mercado 9,28Operador del Sistema 32,77C.N.E. 11,34Comp. Extrapeninsulares 240,54Retribución fija (CTCs) 298,49





Generadores

COSTES PERMANENTES


Figura 25b: Ejercicio de 2004. Opción 2.

CLIENTES A TARIFA


M€ GWh €/MWh


Venta de energía 12.288,00 152.602 80,52






5.604,51

Generadores


2.316,20Generadores









Opción 3: Precio libre introducido por el usuario

Esta tercera opción permite introducir distintos precios medios del merca-

do diario para observar cómo influye esta variable en los resultados de la Liqui-

dación.

Se han realizado dos simulaciones. En la primera de ellas se ha estimado

como precio medio del mercado diario el precio de valoración previsto por el Mi-

nisterio para la energía generada por las centrales sujetas a CTCs, es decir, 3,05

(c€/kWh). El resultado obtenido ha sido de 1.042,58 M€ destinados a la retribu-

ción de los CTCs Tecnológicos. Esta cantidad se aleja mucho de las previsiones

de la Memoria Económica por lo que este precio medio de mercado con el que el

Ministerio valora la mayor parte de la energía peninsular generada en régimen

ordinario dista también mucho del precio medio del mercado diario que haría que

se cumplieran las previsiones de la Memoria Económica.

Los resultados de esta primera simulación con un precio medio estimado

del mercado diario de 3,05 (c€/kWh) se muestran en la Figura 25c.

La última simulación se ha centrado en encontrar el precio medio del

mercado diario que haría que el déficit/superávit fuese nulo. Es decir, el precio

medio del mercado diario a partir del cual no serían suficientes los ingresos regu-

lados del sistema para retribuir los costes regulados que tienen máxima prioridad

en el cobro.

Los resultados de esta última simulación se muestran en la Figura 25d.






1.511,05Operador del Mercado 9,28Operador del Sistema 32,77C.N.E. 11,34Comp. Extrapeninsulares 240,54Retribución fija (CTCs) 1.217,11


Déficit/superávit liquidatorio 1.044,72



Generadores

COSTES PERMANENTES


Figura 25c. Ejercicio 2004. Opción 3.1.

CLIENTES A TARIFA


M€ GWh €/MWh


Venta de energía 12.288,00 152.602 80,52






4.685,89

Generadores


2.316,20Generadores













466,33Operador del Mercado 9,28Operador del Sistema 32,77C.N.E. 11,34Comp. Extrapeninsulares 240,54Retribución fija (CTCs) 172,39





Generadores

COSTES PERMANENTES


Figura 25d. Ejercicio de 2004. Opción 3.2.

CLIENTES A TARIFA


M€ GWh €/MWh


Venta de energía 12.288,00 152.602 80,52






5.730,61

Generadores


2.316,20Generadores









5.1.4 Simulación de la Liquidación resultante de la Memoria Econó-mica de 2005 prevista por el Ministerio.

En este caso, no tiene mucho sentido simular una liquidación de un ejer-

cicio tarifario futuro con distintos precios estimados del mercado diario, como

ocurría en el apartado anterior. A cada precio futuro con el que se simulara la

liquidación, le debería corresponder una Memoria Económica o una propuesta

de tarifas distinta. Una posible utilidad de simular la liquidación resultante de la

Memoria Económica de un ejercicio futuro con distintos precios del mercado dia-

rio podría ser someter la propuesta de tarifas a distintos escenarios de precios

para calibrar la magnitud de las desviaciones. Por estos motivos, no se ha consi-

derado apropiado realizar el mismo ejercicio presentado en el apartado anterior

con la Memoria Económica estimada para el 2005.

5.1.5 Simulación de la Liquidación estimada al cierre del ejercicio de 2004.

Los datos de entrada empleados en esta simulación se recogen en el

Anexo V.

Se han tomado el mes de Septiembre y el año 1999 como referencias pa-

ra el cálculo del precio estimado de cierre del mercado diario al igual que se hizo

en el ejemplo del capítulo anterior. Actualmente la evolución del precio acumula-

do del mercado diario se aproxima tanto al ejercicio de 1999 como al ejercicio de

2001. Al ser la evolución de los meses anteriores más próxima al ejercicio de

1999, se ha optado por tomar este último ejercicio como referencia con la que

estimar el precio de cierre del mercado diario del ejercicio actual. Al realizar este

cálculo, que se puede consultar en el capítulo anterior, se observa que el precio

de cierre obtenido resulta bastante alto teniendo en cuenta el precio actual acu-

mulado del ejercicio actual y hacia dónde parece que se encamina. De hecho, al

simular la liquidación prevista al cierre del ejercicio con este precio de cierre de

ejercicio se produce un déficit de 592,84 M€ debido al elevado coste de adquisi-

ción de la energía para los suministros a tarifa integral y el coste de adquisición

del régimen especial. Como se explicó en el capítulo anterior, el precio de valo-

ración de la energía vertida por el régimen especial y, en concreto, de la energía

vertida por el RD 2818/1998 depende del precio estimado de cierre del mercado


diario y del año que se tome como referencia para el cálculo de dicho precio. Al

ser el precio estimado del mercado diario al cierre del ejercicio elevado, el precio

de adquisición de la energía vertida por el régimen especial resulta igualmente

elevado.

El ejercicio de 2004 se está caracterizando por precios que no están

siendo demasiado altos por lo que no se prevé que se produzca déficit liquidato-

rio. Al contrario, se espera un exceso liquidatorio que permita recuperar al menos

la cantidad de CTCs Tecnológicos previstos por el Ministerio en la Memoria Eco-

nómica de 2004. El precio estimado del mercado diario anormalmente alto que

se obtiene al cierre del ejercicio de 2004 se debe a que el precio acumulado del

mes de Septiembre es bastante más elevado que el correspondiente del ejercicio

de 1999 y esto es lo que provoca que el precio al cierre del ejercicio aumente por

encima de lo esperado. Si en lugar de tomar el mes de Septiembre como refe-

rencia se hubiera tomado el mes de Agosto, los resultados obtenidos hubieran

sido más coherentes con la situación actual. Esto pone de manifiesto que el mo-

delo emplea un método sencillo para estimar el precio acumulado del mercado

diario al cierre de cada ejercicio y es necesario que el usuario evalúe los resulta-

dos de él obtenidos.

Los resultados de esta simulación se muestran en la Figura 26a.

Se han realizado posteriormente dos simulaciones más. En la primera de

ellas, se ha estimado como precio de cierre de ejercicio 30 (€/MWh) a partir de la

curva de precios acumulados del mercado diario del presente ejercicio. Obser-

vando esta curva, parece que la evolución de los precios en los meses restantes

de ejercicio se realizará de forma paralela al ejercicio de 2001 aunque con pre-

cios inferiores a los que resultaron en este ejercicio que se cerró con un precio

de 31,5 (€/MWh). Estos resultados se muestran en la Figura 26b.

La última de las simulaciones se ha realizado manteniendo el mes de

Septiembre como referencia para el cálculo del precio de cierre del mercado dia-

rio pero tomando ahora el ejercicio de 2001 como perfil de precios que mejor se

aproxima al ejercicio de 2004. Estos resultados se muestran en la Figura 26c.

En ambas simulaciones se obtiene, como es de esperar, un exceso liqui-

datorio que permite recuperar la partida de CTCs Tecnológicos ascendiendo

incluso esta cantidad a 934 M€ en la última simulación.


Para realizar las simulaciones anteriores se ha estimado el crecimiento

de la demanda real del sistema al cierre en un 5,8% frente al 4,82% previsto por

el Ministerio. Se han mantenido los precios medios de las tarifas integrales y de

acceso y se ha tomado el grado de apertura que estima la CNE para el ejercicio

actual que supone que el 32% de los consumidores ejerce su derecho de partici-

par en el mercado.

La variación entre las simulaciones anteriores radica únicamente en el

coste de adquisición de la energía de los distribuidores para los suministros a

tarifa integral y en el coste de adquisición de la energía en régimen especial que

dependen directamente del precio de cierre del mercado diario y en la cuota por

CTCs Tecnológicos.

El ejercicio realizado demuestra la importancia de que el usuario verifique

siempre los resultados obtenidos por el modelo y que se realicen varias simula-

ciones con distintos de precios de mercado para obtener aquella situación que

mejor se aproxime a la evolución de cada ejercicio tarifario.






469,58Operador del Mercado 9,39Operador del Sistema 33,13C.N.E. 11,47Comp. E. Extrapeninsulares 243,21Retribución fija (CTCs) 172,39


Déficit/superávit liquidatorio -592,84

Déficit liquidatorio objetivo (Millones de €)

Desajuste de ingresos 229,27Rev. Generación extrapeninsularAportación Generación Extrapeninsular 126,92

Generadores


COSTES PERMANENTES

Figura 26a. Cierre Ejercicio de 2004.

CLIENTES A TARIFA


M€ GWh €/MWh


Venta de energía 12.482,16 155.019 80,52






6.491,06

Generadores


2.325,86Generadores





35,087

Consulta Precios mercado diario

Gráfica Precios mercado diario

Mes y Año con los que comparar el precio mensual actual: 9

Precio estimado del mercado diario alcierre del ejercicio (€/MWh) 34,390

Precio estimado final de cierre delejercicio de los distribuidores (€/MWh) 47,637

Precio estimado al que se liquida laenergía del RD 2818 sin prima (€/MWh) 42,800

Precio medio mensual ponderado del mercado diario (€/MWh)

septiembre 1999






582,95Operador del Mercado 9,39Operador del Sistema 33,13C.N.E. 11,47Comp. E. Extrapeninsulares 243,21Retribución fija (CTCs) 285,76





Generadores


COSTES PERMANENTES

Figura 26b. Cierre Ejercicio de 2004.

CLIENTES A TARIFA


M€ GWh €/MWh


Venta de energía 12.482,16 155.019 80,52






5.890,67

Generadores


2.220,04Generadores





35,087








septiembre 1999






1.403,84Operador del Mercado 9,39Operador del Sistema 33,13C.N.E. 11,47Comp. E. Extrapeninsulares 243,21Retribución fija (CTCs) 1.106,64





Generadores


COSTES PERMANENTES

Figura 26c. Cierre Ejercicio de 2004.

CLIENTES A TARIFA


M€ GWh €/MWh


Venta de energía 12.482,16 155.019 80,52






5.127,39

Generadores


2.162,43Generadores





35,087








septiembre 2001


5.2 Análisis de sensibilidad

En este apartado se recogen los resultados obtenidos al realizar los aná-

lisis de sensibilidad sobre los distintos parámetros que intervienen tanto en la

Liquidación resultante de la Memoria Económica prevista por el Ministerio como

en la Liquidación estimada al cierre del ejercicio.

Cada uno de los resultados obtenidos de los análisis de sensibilidad se

muestran en una tabla que permite comparar directamente cómo influye la varia-

ción de los distintos parámetros sobre cada una de las liquidaciones.

5.2.1 Desviaciones entre la demanda prevista y la demanda real.

Al cierre del ejercicio de 2004 se estima un incremento en barras de cen-

tral del 5,8%, es decir, un 0,98% superior al incremento de demanda estimado

por el Ministerio al comienzo del ejercicio.

En el apartado anterior se realizó la simulación de la Liquidación al cierre

del ejercicio teniendo en cuenta este incremento de demanda estimado al cierre,

sin embargo no se aplicó este incremento a la Liquidación resultante de la Me-

moria Económica. En el Cuadro 8a se muestran los resultados obtenidos en am-

bas liquidaciones ante el incremento estimado de la demanda en b.c. al cierre

del 2004.

Si el Ministerio hubiera previsto un incremento de demanda del 5,8%

manteniendo constantes el resto de previsiones de costes e ingresos del siste-

ma, el incremento resultante de la tarifa media o de referencia hubiera sido el

0,82%, en lugar del 1,72% actual. Sin embargo, el incremento de demanda y los

ingresos regulados son dos conceptos relacionados y, por tanto, este incremento

de demanda hubiera supuesto también un descenso en los precios medios de

las tarifas integrales y de acceso que habría tenido como consecuencia otro in-

cremento distinto de la tarifa media o de referencia. La falta de metodología que

permita trasladar la variación de la tarifa media o de referencia a los precios de

las tarifas integrales y de acceso dificulta realizar este análisis sobre las previ-

siones del Ministerio ya que un análisis de sensibilidad sobre la demanda debe

llevar asociado una variación en los precios medios de las tarifas para obtener

resultados coherentes sobre las variaciones de la Memoria Económica y la Li-

quidación resultante de dicha Memoria Económica.


Por lo tanto, los resultados mostrados en el Cuadro 8a no son correctos

ya que, como se ha explicado en el párrafo anterior, una variación en la deman-

da debería llevar asociada, en el caso de realizar el análisis de sensibilidad so-

bre las previsiones del Ministerio, un estudio sobre los precios medios de las

tarifas integrales y de acceso de tal forma que el nuevo nivel de costes se recu-

pere con los ingresos del sistema. En esta simulación se han mantenido los pre-

cios medios de las tarifas integrales y de acceso previstos por el Ministerio al

comienzo del ejercicio.

Se han realizado dos simulaciones suponiendo una variación del incre-

mento de la demanda en b.c. del 0,98% tanto al alza, situación esperada de cie-

rre de 2004, como a la baja con respecto al crecimiento de la demanda previsto

por el Ministerio. Se ha supuesto, en el caso de la Liquidación resultante de la

Memoria Económica prevista por el Ministerio, un precio medio del mercado co-

rrespondiente al precio de valoración de la energía de contratos bilaterales, im-

portaciones y exportaciones que, como se explicó en el apartado 5.1.3, es el

precio que mejor se aproxima a las previsiones del Ministerio en la Memoria

Económica de 2004. Por otra parte, se ha estimado como precio del mercado al

cierre del 2004 un precio de 30 (€/MWh), por la misma razón que en el caso an-

terior.

Los primeros resultados corresponden al incremento de la demanda en

b.c. del 5,8% y, a continuación, se muestran los resultados correspondientes al

incremento del 3,84%.

La variación de los resultados entre los dos análisis estriba en los ingre-

sos regulados del sistema, el coste de adquisición de la energía para los sumi-

nistros a tarifa, los costes permanentes del sistema y los costes de seguridad y

diversificación del suministro, se recuerda que estos costes se obtienen de apli-

car las cuotas correspondientes sobre la facturación a tarifa integral y a tarifa de

acceso, y los CTCs.

En el caso de la Liquidación resultante de la Memoria Económica se ha

supuesto que cualquier variación de demanda sea absorbida por la producción

de los ciclos combinados ya que las centrales nucleares o de carbón funcionan

en base con una carga estable, la generación con centrales de fuel es más cara

que la generación con CCGTs y la generación con energía hidráulica depende

de la hidraulicidad de cada año.


En ambos casos se observa una situación de exceso liquidatorio aunque

no siempre los ingresos regulados del sistema son suficientes para recuperar la

cantidad total prevista por el Ministerio para la partida de CTCs Tecnológicos.

Cuadro 8a: Incremento de la demanda en b.c. del 5,8%.

Se cumplen las previsiones del Ministerio

No se cumplen las previsiones del Ministerio

CONCEPTO GWh miles € GWh miles € GWh miles €

Ingresos por facturación de clientes a tarifa 154.028 12.402.890 155.019 12.482.157 -991 -79.267

Otros ingresos 53.070 53.070 0

Ingresos por facturación de tarifas de acceso 73.941 1.403.069 72.950 1.384.596 991 18.473

TOTAL INGRESOS BRUTOS 227.970 13.859.029 227.970 13.919.823 0 -60.794CUOTAS 918.886 921.778 -2.892

Cuota compensación extrapeninsulares 242.791 243.210 -419

Cuota operador del sistema 33.077 33.134 -57

Cuota operador del mercado 9.370 9.386 -16

Tasa CNE 11.447 11.465 -18

Cuota moratoria nuclear 488.800 490.952 -2.152

Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 116.544 116.746 -201

Cuota compensación por int. y reg. especial 16.857 16.886 -29

TOTAL INGRESOS NETOS 12.940.143 12.998.045 -57.902Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 131.498 5.671.423 136.260 5.890.671 -219.247

Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.220.043 96.158

TOTAL COSTE ENERGÍA 167.495 7.987.624 170.087 8.110.714 -123.089IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 4.952.519 4.887.331 65.188

Transporte 833.608 833.608 0

Distribución y gestión comercial 3.351.775 3.351.775 0

Calidad de servicio 50.000 50.000 0

Gestión de la demanda 10.000 10.000 0

Desajuste de ingresos anteriores a 2003 229.273 229.273 0

Revisión generación extrapeninsular

Sobrecoste de generación extrapeninsular (Artículo 18.1 del RD 1747/2003) 126.919 126.919 0

Resto CTC Diferencias 178.554 113.366 65.188

Déficit de Ingresos 0 0 0

Desglose de CTC:Stock de carbón 2.136 2.136 0

Prima de carbón 189.831 189.831 0

Reducción de prima -17.441 -17.441 0

CTC Tecnológicos (Plan Financ. Extraord., Asig.Gral. y Asig. Esp.) 176.418 111.230 65.188

Cobertura del déficit 0 0 0

CTC TOTAL 350.944 285.756 65.188

Liquidación prevista Ministerio

Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA


Cuadro 8b: Incremento de la demanda en b.c. del 3,84%.




Ingresos por facturación de clientes a tarifa 151.175 12.173.120 152.148 12.250.918 -973 -77.799



TOTAL INGRESOS BRUTOS 223.746 13.603.266 223.746 13.662.934 0 -59.668CUOTAS 901.863 904.702 -2.839

Cuota compensación extrapeninsulares 238.293 238.704 -411



Tasa CNE 11.235 11.253 -18







Transporte 833.608 833.608 0










Prima de carbón 189.831 189.831 0




CTC TOTAL 246.031 182.163 63.869




5.2.2 Diferentes escenarios de precios del Mercado Mayorista.

En este apartado se van a realizar varias simulaciones de la Liquidación

resultante de la Memoria Económica y la Liquidación al cierre del ejercicio con

distintos precios de cierre del mercado diario.

El modelo está preparado para realizar análisis de sensibilidad relacio-

nando el precio al cierre del ejercicio del mercado diario con niveles de déficit o

exceso de ingresos determinados por el usuario previamente, es decir, el modelo

ante, por ejemplo, un nivel de déficit estimado al cierre del ejercicio establece

qué precio de mercado correspondería a ese déficit de ingresos previsto.

Se ha utilizado esta herramienta para realizar las simulaciones de este

apartado. Se ha estudiado para las dos liquidaciones qué precio de cierre del

mercado diario es aquel a partir del cual se produce una situación de déficit tari-

fario entendiendo por este concepto una falta de ingresos regulados que no

permita retribuir las cuotas de CTCs por Stock del carbón y CTCs Tecnológicos.

Estos precios “límite” de cierre del mercado diario son los siguientes:

Tabla 1. Precios límite del mercado diario.

Las simulaciones se han realizado utilizando un incremento de demanda

del 4,82% y un grado de apertura del mercado del 32,43% para la Liquidación

resultante de la Memoria Económica de 2004 y un incremento del 5,8% de la

demanda con un grado de apertura del 32% para la Liquidación estimada al cie-

rre del ejercicio. Los resultados obtenidos se muestran en los Cuadros 9a, 9b y

9c.

Liquidación Mes y año de referencia

Nivel de déficit tarifario

PMMD "límite" (€/MWh)

Liquidación resultante de la Memoria Económica de 2004 0 38,0896

Liquidación al cierre del ejercicio de 2004 Septiembre, 1999 0 30,611

Liquidación al cierre del ejercicio de 2004 Septiembre, 2001 0 34,869


Cuadro 9a: Precio límite para la Liquidación resultante de la Memoria Económica

de 2004.




Ingresos por facturación de clientes a tarifa 152.602 12.288.005 155.019 12.482.679 -2.418 -194.675



TOTAL INGRESOS BRUTOS 225.858 13.731.148 227.970 13.920.016 -2.112 -188.868CUOTAS 910.375 921.775 -11.400

Cuota compensación extrapeninsulares 240.542 243.204 -2.662



Tasa CNE 11.341 11.465 -124


Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 115.465 116.743 -1.278


TOTAL INGRESOS NETOS 12.820.773 12.998.241 -177.468Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 129.947 5.730.606 136.260 6.997.028 -1.266.422

Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.415.037 -98.836

TOTAL COSTE ENERGÍA 165.944 8.046.807 170.087 9.412.065 -1.365.258IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 4.773.966 3.586.176 1.187.789

Transporte 833.608 833.608 0







Resto CTC Diferencias 1 -1.187.789 1.187.789

Déficit de Ingresos 0 1.187.789 -1.187.789

Desglose de CTC:Stock de carbón 1 0 1

Prima de carbón 189.831 189.831 0


CTC Tecnológicos (Plan Financ. Extraord., Asig.Gral. y Asig. Esp.) 0 0 0

Cobertura del déficit 0 1.187.789 -1.187.789

CTC TOTAL 172.391 1.360.179 -1.187.788




Como se puede observar, la Liquidación prevista al cierre del 2004 pre-

senta un déficit de casi 1.200 M€ que se debe fundamentalmente al coste de

adquisición de la energía para los suministros a tarifa integral producido no sólo

por el alto precio del mercado diario, 38,089 (€/MWh) sino también por la mayor

demanda de los clientes acogidos a tarifa integral con respecto a las previsiones

de la Memoria Económica de 2004.

Cuadro 9b: Precio límite para la Liquidación al cierre de 2004. Septiembre 1999.











Tasa CNE 11.341 11.465 -124






TOTAL COSTE ENERGÍA 165.944 7.075.043 170.087 8.224.276 -1.149.233IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 5.745.730 4.773.965 971.765

Transporte 833.608 833.608 0







Resto CTC Diferencias 971.765 0 971.765


Desglose de CTC:Stock de carbón 2.136 0 2.136

Prima de carbón 189.831 189.831 0


CTC Tecnológicos (Plan Financ. Extraord., Asig.Gral. y Asig. Esp.) 969.629 0 969.629


CTC TOTAL 1.144.155 172.390 971.765




Como se explicó en el apartado anterior, a pesar de que el perfil de pre-

cios del ejercicio de 2004 se aproxima al comportamiento de los precios del mer-

cado diario del ejercicio de 1999, el mes de Septiembre no es una referencia

adecuada con la que obtener el precio del mercado diario al cierre del 2004. Por

lo tanto, el precio obtenido como precio “límite” a partir del cual se produciría una

situación de déficit tarifario resulta un precio bastante bajo. Este precio podría

llegar a alcanzarse al cierre de 2004 y, sin embargo, todo parece indicar que no

se producirá un déficit de ingresos al cierre del ejercicio tarifario de 2004. Por lo

tanto y como se indicaba anteriormente, hay que analizar cuidadosamente los

resultados obtenidos del modelo.

Al ser este precio límite inferior al precio límite a partir del cual se produce

una situación de déficit en la Liquidación resultante de la Memoria Económica de

2004, la recuperación de CTCs en esta liquidación es muy superior a las previ-

siones realizadas por el Ministerio al comienzo del ejercicio. Esto es debido a

que el precio “límite” de 30,611 (€/MWh) se encuentra bastante por debajo de

cualquiera de los posibles precios del mercado diario previstos por el Ministerio

discutidos en el apartado 5.1.3. Esto implica que el coste de adquisición de la

energía para los suministros a tarifa integral es sensiblemente inferior al coste

correspondiente de la Liquidación al cierre del 2004.


Cuadro 9c: Precio límite para la Liquidación al cierre de 2004. Septiembre 2001.











Tasa CNE 11.341 11.465 -124





Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.315.238 963


Transporte 833.608 833.608 0







Resto CTC Diferencias 418.571 0 418.571



Prima de carbón 189.831 189.831 0




CTC TOTAL 590.961 172.390 418.571




A pesar de que el ejercicio 2001 en su conjunto no es el que mejor se

aproxima al perfil de precios actual del ejercicio de 2004, sí proporciona un resul-

tado coherente del precio de cierre estimado del mercado diario en el ejercicio

actual. Como se explicó en el apartado 5.1.5, el precio acumulado del mercado

diario del ejercicio actual tiende a evolucionar paralelamente al ejercicio de 2001

aunque con un nivel de precio ligeramente inferior a este ejercicio. Por lo tanto,

el precio “límite” que puede esperarse para el ejercicio de 2004 a partir del cual

se produciría un déficit de ingresos será ligeramente inferior a 34,869 (€/MWh).

Se ha realizado un análisis más para tratar de contestar a la siguiente

pregunta, si el precio de cierre del mercado diario del ejercicio de 2004 coincidie-

ra con el precio previsto por el Ministerio correspondiente a la valoración de la

energía de los contratos bilaterales, importaciones y exportaciones, ¿qué liqui-

dación de las actividades reguladas se obtendría al cierre del ejercicio?

La respuesta a la pregunta anterior se puede observar en los Cuadros

10a y 10b. Se han tomado como referencia el mes de Septiembre de los ejerci-

cios de 1999 y 2001 en la Liquidación al cierre de 2004.

Al ser el precio de valoración de los contratos bilaterales, importaciones y

exportaciones de energía estimado por el Ministerio superior al “precio límite” en

ambos casos, si se alcanzase este precio de cierre del mercado diario en 2004

se produciría una situación de déficit de ingresos que podría ascender a los

1.000 M€.


Cuadro 10a: Liquidación al cierre de 2004 con un precio estimado de cierre del

mercado diario similar al precio de valoración de la energía de contratos bilaterales, im-

portaciones y exportaciones de energía. Septiembre 1999.











Tasa CNE 11.341 11.465 -124






TOTAL COSTE ENERGÍA 165.944 7.920.711 170.087 9.271.169 -1.350.458IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 4.900.063 3.727.072 1.172.990

Transporte 833.608 833.608 0







Resto CTC Diferencias 126.098 -1.046.893 1.172.990

Déficit de Ingresos 0 1.046.893 -1.046.893


Prima de carbón 189.831 189.831 0



Cobertura del déficit 0 1.046.893 -1.046.893

CTC TOTAL 298.488 1.219.283 -920.795




Cuadro 10b: Liquidación al cierre de 2004 con un precio estimado de cierre del

mercado diario similar al precio de valoración de la energía de contratos bilaterales, im-

portaciones y exportaciones de energía. Septiembre 2001.











Tasa CNE 11.341 11.465 -124







Transporte 833.608 833.608 0







Resto CTC Diferencias 126.098 -362.435 488.533

Déficit de Ingresos 0 362.435 -362.435


Prima de carbón 189.831 189.831 0



Cobertura del déficit 0 362.435 -362.435

CTC TOTAL 298.488 534.825 -236.337




5.2.3 Diferente participación de los consumidores elegibles.

El objetivo de este análisis de sensibilidad es comprobar la influencia del

grado de apertura del mercado en el principio de suficiencia que debe regir el

cálculo de las tarifas, integrales y de acceso, y simular cómo afecta al proceso

de liquidación de las actividades reguladas.

Para realizar el análisis se varían por igual en ambas liquidaciones, liqui-

dación resultante de la Memoria Económica de 2004 y liquidación al cierre del

2004, la participación de los consumidores cualificados en el mercado de pro-

ducción. Esta variación se realiza en torno a tres hipótesis: participación real en

el mercado en el primer trimestre del año 2004 (Boletín informativo sobre la evo-

lución del mercado minorista en la zona peninsular en el primer trimestre del año

2004 - CNE), participación de todos los consumidores en el mercado y nivel de

participación a partir del cual se produce un déficit de ingresos regulados.

Los datos de entrada para cada una de las simulaciones anteriores y para

cada una de las liquidaciones son similares a los de los apartados anteriores. Se

ha simulado la Liquidación resultante de la Memoria Económica de 2004 con un

incremento de demanda del 4,82% previsto por el Ministerio al comienzo del

ejercicio y un precio previsto del mercado diario correspondiente al precio de

valoración de la energía de contratos bilaterales, importaciones y exportaciones

de energía. Por otro lado, la simulación de la Liquidación al cierre de 2004 se ha

realizado con un incremento de demanda del 5,8% previsto para el cierre del

ejercicio y un precio estimado de cierre de 30 (€/MWh).

Los resultados obtenidos con este análisis de sensibilidad se presentan

en los cuadros siguientes:


Cuadro 11a. Participación de los consumidores cualificados en el mercado del

21%.






Ingresos por facturación de tarifas de acceso 47.430 900.010 47.874 908.425 -443 -8.415





Tasa CNE 11.799 11.909 -110







Transporte 833.608 833.608 0










Prima de carbón 189.831 189.831 0




CTC TOTAL 601.489 551.589 49.900




Cuadro 11b. Participación de los consumidores cualificados en el mercado del 37,19%.






Ingresos por facturación de tarifas de acceso 84.004 1.594.017 84.801 1.609.136 -797 -15.119





Tasa CNE 11.151 11.255 -104







Transporte 833.608 833.608 0







Resto CTC Diferencias 1 -34.361 34.361

Déficit de Ingresos 0 34.361 -34.361


Prima de carbón 189.831 189.831 0



Cobertura del déficit 0 34.361 -34.361

CTC TOTAL 172.391 206.751 -34.360




Cuadro 11c. Participación de los consumidores cualificados en el mercado del

100%.




Ingresos por facturación de clientes a tarifa 0 0 0 0 0 0


Ingresos por facturación de tarifas de acceso 225.858 4.285.764 227.970 4.325.833 -2.112 -40.069





Tasa CNE 8.636 8.717 -81




TOTAL INGRESOS NETOS 3.873.357 3.909.075 -35.717Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 0 0 0 0 0


TOTAL COSTE ENERGÍA 35.997 2.316.201 33.827 2.235.248 80.953IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 1.557.156 1.673.826 -116.670

Transporte 833.608 833.608 0







Resto CTC Diferencias -3.216.809 -3.100.139 -116.670

Déficit de Ingresos 3.216.809 3.100.139 116.670


Prima de carbón 189.831 189.831 0



Cobertura del déficit 3.216.809 3.100.139 116.670

CTC TOTAL 3.389.199 3.272.529 116.670




El resumen de los resultados anteriores junto con la previsión de partici-

pación prevista por el Ministerio al comienzo del ejercicio, 32,43%, se muestra en

la siguiente tabla:

Tabla 2: Resumen de los resultados del análisis de sensibilidad sobre la partici-

pación de los consumidores en el mercado.

Liquidación Memoria

Económica 2004

Liquidación cierre 2004


Económica 2004



Económica 2004



Económica 2004


Ingresos facturación tarifa integral 12.288,00 12.403,23 14.367,61 14.501,94 11.422,56 11.528,43 0,00 0,00

Ingresos facturación tarifa acceso 1.390,07 1.403,20 900,01 908,43 1.594,02 1.609,14 4.285,76 4.325,83

Coste adquisición energía suministros a tarifa integral

5.604,51 5.844,17 6.815,76 7.080,14 5.100,44 5.328,56 0,00 0,00

CTCs Diferencias 126,10 102,47 429,10 379,20 0,00 -34,36 -3.216,81 -3.100,14

32,43% participación 21% participación 37,19% participación 100% participación


En la tabla anterior se puede observar cómo un incremento del 4,76% en

la participación de los consumidores en el mercado implica un déficit de ingresos

regulados en la Liquidación resultante de la Memoria Económica de 2004. Un

escenario en el que todos los consumidores de energía ejercieran su condición

de cualificados produciría un gran déficit que no permitiría recuperar ni la canti-

dad destinada a CTCs ni los costes de varias actividades reguladas del sistema.

Se ha observado también en este análisis que a medida que disminuye la parti-

cipación de los consumidores en el mercado el nivel de ingresos regulados au-

menta, aumentando también la cantidad destinada a retribuir la partida de CTCs.

Este sencillo ejercicio permite apuntar el grave defecto que tienen el di-

seño actual de las tarifas. Los precios de las tarifas integrales y de acceso deben

reflejar los costes en los que los consumidores hacen incurrir al sistema y deben

permitir siempre la recuperación de los costes reconocidos del sistema. Esta

recuperación de costes no puede estar supeditada al grado de participación de

los consumidores en el mercado de producción.

5.2.4 Diferente composición de los consumos entre las distintas ta-rifas.

Este apartado tiene como objetivo analizar la influencia de la composición

de las distintas tarifas integrales y de acceso sobre los ingresos regulados y, por

tanto, sobre la liquidación de los ingresos regulados—Liquidación resultante de

la Memoria Económica prevista por el Ministerio y la Liquidación al cierre del

ejercicio de 2004. Se puede considerar como un análisis detallado del apartado

anterior.

Para realizar los análisis de sensibilidad de este apartado, se ha desarro-

llado una pequeña herramienta en Excel que permite modificar la composición

de las tarifas en función de los datos introducidos por el usuario según se explica

a continuación.

Se ha empleado como fuente de información las previsiones de consumo

de energía y potencia facturada realizadas por la CNE en el Informe 58/2003

sobre la Propuesta de Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica

para 2004 que se han adaptado posteriormente a las previsiones realizadas por

el Ministerio sobre la demanda acogida a tarifa integral y tarifa de acceso en baja

y alta tensión para el ejercicio de 2004.


Se mantiene durante este análisis la potencia facturada prevista por cada

una de las tarifas integrales y de acceso y ee permite únicamente la variación de

los términos de energía consumida del conjunto de las tarifas. Es decir, los in-

gresos por potencia facturada se mantienen constantes en todo el análisis va-

riando únicamente los ingresos asociados a la energía consumida.

En primer lugar, se han agrupado por niveles de tensión y de consumo

las distintas tarifas integrales y de acceso. También se ha asignado previamente

los movimientos que se pueden establecer entre las distintas tarifas, organizados

también por niveles de tensión, según se muestra en las siguientes interfaces

entre el usuario y la herramienta en Excel. Por ejemplo, se han agrupado las

tarifas integrales 1.0 y 2.0, ya que ambas tarifas corresponden a un nivel de baja

tensión y el consumo asociado a la tarifa 1.0 es despreciable frente al consumo

de la tarifa 2.0 permitiéndose únicamente que la energía acogida a estas tarifas

se acoja a la tarifa 2.0A en el caso de que el consumidor desee ejercer su condi-

ción de cualificado.


Cuadro 12. Variación de la composición de las tarifas integrales y las tarifas de

acceso en baja tensión.


Cuadro 13. Variación de la composición de las tarifas integrales generales y las

tarifas de acceso en alta tensión.


Cuadro 14. Variación de la composición de las tarifas integrales específicas y las

tarifas de acceso en alta tensión.

Como se muestra en las figuras anteriores, el usuario introduce qué por-

centaje de la energía consumida desea trasladar de una tarifa integral a otra de

acceso y viceversa.

En este análisis no se ha incluido la tarifa de acceso 6.5 como una de las

tarifas de acceso permitidas a la que pueda trasladarse una tarifa integral en alta

tensión debido a las condiciones particulares de aplicación de esta tarifa a los

consumidores cualificados (pueden consultarse en el Capitulo III del Manual de

la tarifa eléctrica en España). Esta tarifa 6.5 en principio está reservada para las

exportaciones y tránsitos de energía internacionales aunque bajo determinadas


condiciones pueden ser también aplicada a consumidores cualificados debido a

su bajo precio.

Se ha estimado que la energía prevista por la CNE acogida a la tarifa de

acceso 6.5 corresponde a la facturación por “peajes por interconexiones interna-

cionales” que se incluye en el proceso de liquidaciones. Esta estimación no es

del todo exacta ya que no toda la energía acogida a esta tarifa proviene de trán-

sitos internaciones. Sin embargo, debido a que los ingresos procedentes por la

energía transada en las interconexiones es mínimo con respecto a la facturación

total, el error introducido no es relevante.

Este análisis debe realizarse para el mismo nivel de demanda en usuario

final y el mismo nivel de apertura del mercado en ambas liquidaciones. Se ha

tomado como referencia las previsiones realizadas por el Ministerio en la Memo-

ria Económica de 2004 que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro 15. Datos de entrada del análisis de sensibilidad sobre la distinta compo-

sición de los consumos entre las distintas tarifas.

%

Demanda total consumidores 2004 225.851

Demanda consumidores a tarifa 152.597

Por tarifas de baja tensión 97.285

Por tarifas de alta tensión 55.312

Demanda consumidores cualificados 73.254

Porcentaje de consumidores a tarifa 67,57%

Por tarifas de baja tensión 63,75%

Por tarifas de alta tensión 36,25%

Porcentaje de consumidores cualificados 32,43%

COMPOSICIÓN DE LA DEMANDA


Como en los análisis anteriores, se ha simulado la Liquidación resultante

de la Memoria Económica de 2004 con un precio previsto del mercado diario

correspondiente al precio de valoración de los contratos bilaterales y las importa-

ciones y exportaciones de energía mientras que el precio al cierre del mercado

diario en la simulación de la Liquidación al cierre del ejercicio se ha estimado en

30 (€/MWh) tomando como referencia el mes de Septiembre y el ejercicio de

1999.

Para validar los resultados obtenidos con la herramienta desarrollada pa-

ra variar el reparto de los consumos entre las distintas tarifas se realizó una si-

mulación que consistió en obtener el nivel de ingresos regulados en ambas liqui-

daciones sin realizar para ello ningún movimiento de energía entre las distintas

tarifas. Es decir, se realizó la simulación con las previsiones realizadas por la

CNE. Posteriormente se compararon estos resultados con los resultados obteni-

dos al simular ambas liquidaciones sin emplea resta herramienta. Dado que los

datos de entrada para calcular los ingresos regulados en ambos casos debían

ser los mismos, los resultados obtenidos deberían haber sido también similares.

Sin embargo, los ingresos obtenidos por facturación de las tarifas integrales y de

acceso en el primer caso resultaron 2.000 M€ inferiores. Esto es debido funda-

mentalmente a que no hay que olvidar que se está trabajando con previsiones

de consumos de energía que pueden variar en la realidad afectando al nivel de

ingresos regulados del sistema. Por lo tanto, los resultados obtenidos con este

análisis sirven principalmente para comprender cómo el reparto de los consumos

entre las diferentes tarifas puede afectar al nivel de los ingresos regulados y, en

definitiva, al proceso de liquidación de las actividades reguladas.

Se han realizado tres análisis distintos en este apartado. El primero de

ellos consiste en simular el paso de todo el consumo de energía acogido a tarifa

integral en baja tensión a la tarifa de acceso correspondiente. La facturación co-

rrespondiente a las tarifas integrales de baja tensión supone aproximadamente

el 77% del total de la facturación por tarifas integrales. Aunque esta hipótesis no

es probable que se produzca en estos momentos, es significativo el peso que

tienen estos ingresos sobre la facturación total del sistema y los efectos que pro-

duciría un aumento de la participación en el mercado por parte de los consumi-

dores acogidos a las tarifas integrales en baja tensión. Los resultados de este

primer análisis se muestran en el Cuadro 16.


Cuadro 16. Traslado de la energía consumida en las tarifas integrales de BT a

las tarifas de acceso correspondientes en BT.




Ingresos por facturación de clientes a tarifa 55.314 2.685.149 55.314 2.685.149 0 0


Ingresos por facturación de tarifas de acceso 165.627 3.587.541 165.627 3.587.541 0 0

TOTAL INGRESOS BRUTOS 220.940 6.325.760 220.940 6.325.760 0 0CUOTAS 554.625 554.625 0

Cuota compensación extrapeninsulares 187.769 187.769 0

Cuota operador del sistema 25.599 25.599 0

Cuota operador del mercado 7.252 7.252 0

Tasa CNE 9.077 9.077 0

Cuota moratoria nuclear 221.772 221.772 0

Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 90.124 90.124 0

Cuota compensación por int. y reg. especial 13.032 13.032 0

TOTAL INGRESOS NETOS 5.771.135 5.771.135 0Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 24.153 1.041.692 26.863 1.161.319 -119.627



Transporte 833.608 833.608 0







Resto CTC Diferencias -2.360.723 -2.399.398 38.675

Déficit de Ingresos 2.360.723 2.399.398 -38.675


Prima de carbón 189.831 189.831 0



Cobertura del déficit 2.360.723 2.399.398 -38.675

CTC TOTAL 2.533.113 2.571.788 -38.675




En ambos casos, como era de esperar, se produce un déficit de ingresos

teniendo en cuenta los resultados previos obtenidos en el apartado anterior so-

bre la influencia del grado de apertura del mercado en el nivel de los ingresos

regulados. A la vista de estos resultados, el sistema eléctrico actual no soporta-

ría una liberalización completa del mercado en los suministros de baja tensión o,

dicho de otra forma, una participación en el mercado de todos los suministros

acogidos a tarifa integral en baja tensión con los precios de las tarifas que exis-

ten en estos momentos.

El segundo de los análisis realizados es similar al anterior aunque en este

caso son los suministros en alta tensión los que abandonan las tarifas integrales.

Así como la hipótesis anterior es poco realista, en el año 2007 está previsto que

desaparezcan las tarifas integrales en alta tensión y, por lo tanto, los suministros

acogidos a estas tarifas deben abandonar el mercado regulado y ejercer obliga-

toriamente la condición de consumidores cualificados. A estas tarifas integrales

en alta tensión se encuentran acogidas la mayor parte de la industria del país,

los distribuidores acogidos a la D.T. 11ª de la Ley del Sector Eléctrico o los su-

ministros para la tracción ferroviaria, entre otros.

Los resultados correspondientes a este segundo análisis se muestran en

el Cuadro 17.


Cuadro 17. Traslado de la energía consumida en las tarifas integrales de AT a

las tarifas de acceso correspondientes en AT.











Tasa CNE 9.029 9.029 0







Transporte 833.608 833.608 0










Prima de carbón 189.831 189.831 0




CTC TOTAL 1.230.290 1.291.339 -61.049




En este caso se sigue produciendo una situación de déficit de ingresos en

el sistema aunque este déficit se reduce aproximadamente en un 50% con res-

pecto al déficit que se producía en el análisis anterior. Esto es razonable puesto

que la facturación por tarifas integrales en alta tensión tiene un peso menor so-

bre la facturación total del sistema que la correspondiente a las tarifas integrales.

En el tercer análisis se simula una situación en la que se obliga el paso

de las tarifas generales de alta tensión al mercado pero se mantiene un periodo

transitorio hasta el 2010 en el que los suministros acogidos a las tarifas integra-

les específicas pueden permanecer en el mercado regulado. Esta situación po-

dría producirse debido a que varias de las empresas acogidas a estas tarifas

tienen en el precio de la electricidad un coste importante dentro del sistema de

producción. Por lo tanto, es posible que para estas empresas se aplace la obliga-

toriedad de acudir al mercado de producción a negociar la compra de energía

eléctrica.

Los resultados de este último análisis de este apartado se muestran en el

Cuadro 18.


Cuadro 18. Traslado de la energía consumida en las tarifas integrales generales

de AT a las tarifas de acceso correspondientes en AT.











Tasa CNE 9.491 9.491 0







Transporte 833.608 833.608 0










Prima de carbón 189.831 189.831 0




CTC TOTAL 1.482.687 1.558.103 -75.416




Observando los resultados de los dos últimos análisis se obtiene que los

ingresos facturados por las tarifas integrales generales de alta tensión,

1.147.078 M€, son ligeramente inferiores a los ingresos facturados por las tarifas

integrales específicas en ata tensión que ascienden a 1.280.247 M€.

En este caso de nuevo se produce una situación de déficit de ingresos,

aunque este nivel de déficit es superior al del caso anterior, ya que al aumentar

la energía acogida a tarifa integral con respecto al caso anterior aumenta tam-

bién el coste de adquisición de la energía. Se sigue comprobando con los resul-

tados obtenidos de estos análisis que a medida que aumenta la participación de

los consumidores en el mercado de producción el nivel de ingresos regulados del

sistema disminuye y, como consecuencia, aumenta la probabilidad de producirse

una situación de déficit tarifario.

5.3 Conclusiones

Las conclusiones obtenidas a lo largo del desarrollo de esta tesis y apo-

yadas por los resultados de este capítulo se resumen a continuación:

Existe una falta de metodología tarifaria que permita trasladar la va-

riación de la tarifa media o de referencia a los precios de las tarifas in-

tegrales y de acceso. Esta falta de metodología introduce incertidum-

bre a la hora de intentar predecir o estimar los ingresos regulados del

sistema de cada ejercicio tarifario.

La coexistencia de un entorno regulado y en un entorno liberalizado

interfiere en la formación del precio en el mercado de producción a

través de los procesos de cobro de CTCs y de la financiación del défi-

cit tarifario.

La metodología establecida en el RD 1432/2002 valora la energía ge-

nerada a precios distintos en función del tipo de tecnología empleado.

La energía generada con centrales sujetas a CTCs no se valora al

mismo precio que la energía producida con CCGTs. Esto contradice

el funcionamiento del mercado eléctrico establecido en la Ley del

Sector Eléctrico.


Existe actualmente un peso importante de la tarifa integral a pesar de

que desde el 1 de Enero del 2003 todos los consumidores pueden

ejercer su condición de cualificados. Aproximadamente el 68% de los

suministros se encuentran todavía acogidos al mercado regulado

siendo la facturación de las tarifas integrales en baja tensión la princi-

pal fuente de ingresos regulados del sistema eléctrico.

A medida que aumenta la participación de los consumidores en el

mercado de producción, aumenta la probabilidad de producirse un dé-

ficit de ingresos regulados. Esta probabilidad es aún mayor si la parti-

cipación en el mercado procede de los suministros acogidos a las tari-

fas integrales en baja tensión. Según las previsiones establecidas por

el Ministerio en la Memoria Económica de 2004, el límite en el grado

de apertura del mercado antes de producirse una situación de déficit

tarifario se encuentra en el 37,19%.

Las variables con mayor influencia en el proceso de liquidación de las

actividades reguladas son el precio del mercado diario y los ingresos

regulados del sistema en el que se incluyen la distribución de los

consumos entre las distintas tarifas y los precios de valoración de

estas tarifas establecidos por el Ministerio.

CAPÍTULO 6: BIBLOGRAFÍA 149

CCAAPPÍÍTTUULLOO 66:: BBIIBBLLIIOOGGRRAAFFÍÍAA

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[CNE_02a] Comisión Nacional de la Energía (CNE), “Informe 16/2002 sobre

la propuesta de Real Decreto por el que se establece la metodo-

logía para la aprobación o modifiación de la tarifa media o de refe-

rencia y se modifican algunos artículos del Real Decreto

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bre 2003.

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la propuesta de OM por la que se desarrolla el RD 1432/2002, de

27 de Diciembre, en lo referente a la cesión y/o titulización del

coste correspondiente al desajuste de ingresos de las actividades

reguladas anterior a 2003 y del coste correspondiente a las revi-

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determina la tarifa eléctrica de las Empresas gestoras del

servicio. Este Real Decreto se conoce como el Marco Le-

gal y Estable (MLE).

R.D. 2366/1994 Real Decreto 2366/1994, de 9 de Diciembre, sobre produc-

ción de energía eléctrica por instalaciones hidráulicas, de

cogeneración y otras abastecidas por recursos o fuentes

de energía renovables.

Ley 40/1994 Ley 40/1994, de 30 de Diciembre, de ordenación del Sis-

tema Eléctrico Nacional (LOSEN).

Orden 12/01/95 Orden de 12 de Enero de 1995.

Directiva 96/92/CE Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo,

de 10 de Diciembre de 1996, sobre normas comunes para

el mercado interior de electricidad.

Ley 54/1997 Ley 54/1997, de 27 de Noviembre, del Sector Eléctrico.


establece la tarifa eléctrica para 1998.


organiza y regula el procedimiento de liquidación de los

costes de transporte, distribución y comercialización a tari-

fa, de los costes permanentes del sistema y de los costes

de diversificación y seguridad de abastecimiento.


regulan las actividades de transporte y distribución de

energía eléctrica.


Orden 17/12/98 Orden de 17 de Diciembre de 1998, por la que se modifica

la de 29 de Diciembre de 1997, que desarrolla algunos as-

pectos del RD 2019/1997, de 26 de Diciembre, por el que

se organiza y regula el mercado de producción de energía

eléctrica.

R.D. 2818/1998 Real Decreto 2818/1998, de 23 de Diciembre, sobre pro-

ducción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas

por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y

cogeneración.


establece la tarifas de acceso a las redes.



R.D.L. 6/1999 Real Decreto – Ley 6/2000, de 16 de Abril, de medidas

urgentes de liberalización e incremento de la competencia.

Orden 14/06/99 Orden de 14 de Junio de 1999 por la que se establece la

retribución de la actividad de distribución de energía eléc-

trica.



R.D.L. 6/2000 Real Decreto – Ley 6/2000, de 23 de Junio, de medidas

urgentes de intensificación de la competencia en mercados

de bienes y servicios.

Orden 12/11/00 Orden de 21 de Noviembre de 2000 por la que se estable-

ce para el año 2000 y siguientes, la precedencia en la re-

percusión del déficit de ingresos en las liquidaciones de las

actividades reguladas.


regulan las actividades de transporte, distribución, comer-

cialización, suministro y procedimientos de autorización de

instalaciones de energía eléctrica.




R.D. 1164/2001 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.



ORDEN ECO/1588/2002 Orden Eco 1588/2002, de 12 de Junio, por la que

se establece para el año 2000 y siguientes la pre-

cedencia en la repercusión del déficit de ingreso en

las liquidaciones de las actividades reguladas.

R.D. 841/2002 Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regu-

la 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 adquisi-

ción por los comercializadores de su energía eléctrica pro-

ducida.


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.



ORDEN ECO/2714/2003 Orden de 25 de Septiembre, por la que se desarro-

lla el Real Decreto 1432/2002, de 27 de Diciembre ,

en lo referente a la cesión y/o titulización del coste

correspondiente al desajuste de ingresos de las ac-

tividades reguladas anterior a 2003 y del coste co-

rrespondiente a las revisiones derivadas de los cos-

tes extrapeninsulares.



regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsula-

res.



R.D. 436/2004 Real Decreto 436/2004, de 12 de Marzo, por el que se es-

tablece la metodología para la actualización y sistematiza-

ción del régimen jurídico y económico de la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial.

ANEXO I: RESULTADOS DE LAS ESTIMACIONES 2005-2010 157

AANNEEXXOO II:: RREESSUULLTTAADDOOSS DDEE LLAASS EESSTTIIMMAA--CCIIOONNEESS EENN EELL PPEERRIIOODDOO 22000055--22001100

En este anexo se recogen las estimaciones realizadas sobre los distintos

parámetros, variables y costes de las actividades reguladas necesarias para la

simulación de la Memoria Económica prevista en los ejercicios tarifarios del pe-

riodo 2005-2010 así como la simulación de la liquidación resultante de dichas

Memorias Económicas.

Tabla 3. Estimaciones de las cuotas con destinos específicos en el periodo 2005-2010.

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Estimación

Compensación extrap. tarifa 1,585 1,020 0,904 1,000 1,601 1,495 1,490 1,493Crecimiento resp. año anterior % -35,647 -11,373 10,619 60,100 -6,621 -0,334

Compensación extrap. peaje 3,640 2,662 2,465 2,889 3,892 4,241 4,128 4,185Crecimiento resp. año anterior % -26,868 -7,400 17,201 34,718 8,967 -2,664

OS Tarifa 0,053 0,053 0,053 0,069 0,103 0,104 0,203 0,302Crecimiento resp. año anterior % 0,000 0,000 30,189 49,275 0,971 95,192

OS Peaje 0,121 0,138 0,145 0,201 0,250 0,294 0,563 0,832Crecimiento resp. año anterior % 14,050 5,072 38,621 24,378 17,600 91,497

OM Tarifa 0,036 0,056 0,056 0,069 0,073 0,068 0,057 0,066Crecimiento resp. año anterior % 55,556 0,000 23,214 5,797 -6,849 -16,176

OM Peaje 0,083 0,146 0,153 0,201 0,178 0,192 0,159 0,176Crecimiento resp. año anterior % 75,904 4,795 31,373 -11,443 7,865 -17,188

CNE Tarifa 0,094 0,056 0,061 0,069 0,069 0,069 0,069 0,069Crecimiento resp. año anterior % -40,426 8,929 13,115 0,000 0,000 0,000

CNE Peaje 0,215 0,146 0,166 0,201 0,201 0,201 0,201 0,201Crecimiento resp. año anterior % -32,093 13,699 21,084 0,000 0,000 0,000

2ªParte comb. Nuclear Tarifa 0,800 0,800 0,800 0,800 0,865 0,727 0,715 0,769Crecimiento resp. año anterior % 0,000 0,000 0,000 8,125 -15,954 -1,651

2ªParte comb. Nuclear Peaje 1,837 2,087 2,182 2,311 2,102 2,062 1,981 2,048Crecimiento resp. año anterior % 13,609 4,552 5,912 -9,044 -1,903 -3,928

Interrumpibilidad Tarifa 0,039 0,063 0,059 0,148 0,139 0,113 0,103 0,118Crecimiento resp. año anterior % 61,538 -6,349 150,847 -6,081 -18,705 -8,850

Interrumpibilidad Peaje 0,089 0,165 0,161 0,428 0,263 0,319 0,286 0,289Crecimiento resp. año anterior % 85,393 -2,424 165,839 -38,551 21,293 -10,345


Tabla 4. Estimaciones de la energía vertida por el régimen especial en el periodo 2005-2010.

33.848

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

5.641 5.641 5.641 5.641 5.641 5.641

44.247 49.888 55.530 61.171 66.812 72.454 78.095

43.463 48.891 54.419 59.948 65.476 71.005 76.533

RD 2366 23,54%

RD 2818 61,11%

RD 436/2004 0,46%

Energía a mercado 14,89%

784 998 1.111 1.223 1.336 1.449 1.562

RD 2366 52,65%

RD 2818 46,94%

RD 436/2004 0,41%

Energía a mercado 0,00%

Energía producida por el RE en Sist. Peninsular (GWh)

Energía producida por el RE en Sist. Extrap. (GWh)

Crecimiento anual de energía del RE 2005-2010 (GWh)

Energía producida por el RE en 2005-2010 (GWh)

Crecimiento energía RE en el periodo 2005-2010 (GWh)


Tabla 5. Estimaciones del conjunto de la energía producida en el pe-riodo 2005-2010.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA

Demanda prevista en b.c. Nacional GWh 245.605 258.000 268.801 278.803 289.197 299.727 310.389∆D previsto en b.c. Nacional % 5,05% 4,19% 3,72% 3,73% 3,64% 3,56%

Demanda prevista en b.c. Peninsular GWh 233.714 243.063 252.788 261.637 270.795 280.001 289.242∆D previsto en b.c. Peninsular % 4,00% 4,00% 3,50% 3,50% 3,40% 3,30%

∆D previsto en b.c. en SEIE % 7,20% 7,20% 7,20% 7,20% 7,20% 7,20%

ENERGÍA PRODUCIDATotal GWh 245.605 258.000 268.801 278.803 289.197 299.727 310.389

Incremento respecto al año anterior % 5,047% 4,186% 3,721% 3,728% 3,641% 3,557%Energía Peninsular en Régimen Ordinario 186.001 191.752 195.835 199.043 202.560 206.124 209.724 Energía generadores sujetos a CTC's 160.664 148.194 137.327 128.125 117.545 115.255 115.597 Energía ciclos combinados 25.337 43.558 58.508 70.918 85.015 90.869 94.127Energía Peninsular en Régimen Especial 43.463 48.891 54.419 59.948 65.476 71.005 76.533 Régimen económico del R.D. 2366/1994 11.509 54.419 59.948 65.476 71.005 76.533 Régimen económico del R.D. 2818/1998 29.877 Régimen económico del R.D. 436/2004 225 Instalaciones que ofertan al mercado 7.280Energía procedente de otros países 1.423 1.423 1.423 1.423 1.423 1.423 1.423 Contrato REE anterior a Ley 54/1997 4.242 4.242 4.242 4.242 4.242 4.242 4.242 Energía incorporada al mercado 2.855 2.855 2.855 2.855 2.855 2.855 2.855 Contratos Bilaterales Físicos 2.122 2.122 2.122 2.122 2.122 2.122 2.122 Energía de exportaciones -7.796 -7.796 -7.796 -7.796 -7.796 -7.796 -7.796Energía Extrapeninsular 14.718 15.935 17.123 18.389 19.738 21.176 22.709 Régimen Ordinario 13.934 14.937 16.013 17.166 18.402 19.726 21.147 Régimen Especial 784 998 1.111 1.223 1.336 1.449 1.562 Acogidas al R.D. 2366/1994 525 1.111 1.223 1.336 1.449 1.562 Acogidas al R.D. 2818/1998 468 Acogidas al R.D. 436/2004 4 Instalaciones que ofertan al mercado 0

ESTIMACIÓN ENERGÍA PRODUCIDA 2005 - 2010


Tabla 6a. Estimación del coste de la actividad de transporte en el pe-riodo 2005-2010.

% Retribución instalaciones anteriores a 1998 70,00%

% Retribución nuevas instalaciones 29,00%

% Retribución incentivo disponibilidad instalaciones 1,00%

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Total transporte Tarifas 557,59 521,44 550,14 581,83 633,26 753,03 833,61Crecimiento resp. año anterior % -6,48 5,50 5,76 8,84 18,91 10,70

Total tte. Proyección 633,30 652,30 671,80Crecimiento resp. año anterior % 3,00 2,99

Instalac. antes 1998 507,24 516,87 532,38 541,43 557,67 570,50 578,49Crecimiento resp. año anterior % 1,90 3,00 1,70 3,00 2,30 1,40

% sobre total tarifas 88,06 75,76 69,40Crecimiento resp. año anterior % -13,97 -8,40

% sobre total proyección 88,06 87,46 86,11Crecimiento resp. año anterior % -0,68 -1,54

Total tte. Estimación 633,30 753,03 833,61Crecimiento resp. año anterior % 18,91 10,70

Nuevas instalaciones 10,92 18,95 33,98 70,43 124,38 179,95Crecimiento resp. año anterior % 73,50 79,33 107,24 76,60 44,68


Tabla 6b. Estimación del coste de la actividad de transporte en el pe-riodo 2005-2010.

% Retribución instalaciones anteriores a 1998 70,00%

% Retribución nuevas instalaciones 29,00%

% Retribución incentivo disponibilidad instalaciones 1,00%

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Total transporte TarifasCrecimiento resp. año anterior %

Total tte. Proyección 692,00 712,70 734,10 756,10 776,80 802,20Crecimiento resp. año anterior % 3,01 2,99 3,00 3,00 2,74 3,27

Instalac. antes 1998 589,48 600,68 612,09 623,72 635,57 647,65Crecimiento resp. año anterior % 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90

% sobre total tarifas 70,00% 70,00% 70,00% 70,00% 70,00% 70,00%Crecimiento resp. año anterior %

% sobre total proyección 85,18 84,28 83,38 82,49 81,82 80,73Crecimiento resp. año anterior % -1,07 -1,06 -1,07 -1,06 -0,82 -1,33

Total tte. Estimación 842,11 858,11 874,42 891,03 907,96 925,21Crecimiento resp. año anterior % 1,02 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90

Nuevas instalaciones 244,21 248,85 253,58 258,40 263,31 268,31Crecimiento resp. año anterior % 35,71 1,90 1,90 1,90 1,90 1,90

Total tte. Estimacion def. 850,28 858,95 875,27 891,90 908,85 926,12Crecimiento resp. año anterior % 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%

Instalac. antes 1998 def. 589,48 600,68 612,09 623,72 635,57 647,65% sobre retribución total 69,33% 69,93% 69,93% 69,93% 69,93% 69,93%

Nuevas instalaciones def. 246,58 249,10 253,83 258,65 263,57 268,57% sobre retribución total 29,67% 29,07% 29,07% 29,07% 29,07% 29,07%

Incentivo disponibilidad def. 8,50 8,59 8,75 8,92 9,09 9,26% sobre retribución total 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00%

Nota: Las celdas en negrita indican "valores estimados". Las celdas sin negrita indican valores reales publicados.


Tabla 7. Estimación del coste de la actividad de distribución y ges-tión comercial en el periodo 2005-2010.

Tabla 8. Estimación de la cuota por desajuste de ingresos de las ac-tividades reguladas anterior a 2003 en el periodo 2005-2010.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010DATOS DE ENTRADA

EURIBOR % 2,75% 3,00% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50%

EVOLUCIÓN FUTURA DE COSTESDesajuste de ingresos hasta 2003

Total a 31 de Diciembre Año N-1 miles € 1.341.352 1.165.695 988.527 802.334 611.979 414.962 211.050

Intereses Año N miles € 32.867 32.057 29.656 28.082 21.419 14.524 7.387

Total para cálculo de cuota Año N miles € 1.374.219 1.197.752 1.018.183 830.415 633.398 429.486 218.436

CUOTA Año N miles € 208.524 209.225 215.849 218.436 218.436 218.436 218.436

2005 2006 2007 2008 2009 2010DATOS DE ENTRADA

Demanda prevista en b.c. GWh 258.000 268.801 278.803 289.197 299.727 310.389∆D previsto en b.c. % 5,05% 4,19% 3,72% 3,73% 3,64% 3,56%

IPC % 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50%EURIBOR % 3,00% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50%

X (Distribución) % 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00%

Factor de eficiencia (Distribución) % 30,00% 30,00% 30,00% 30,00% 30,00% 30,00%

EVOLUCIÓN FUTURA DE COSTESCostes de Distribución

Total miles € 3.324.717 3.419.304 3.511.210 3.603.737 3.697.752 3.793.269Distribuidores peninsulares miles € 2.909.146 2.989.866 3.068.590 3.149.454 3.231.617 3.315.093

Distribuidores extrapeninsulares miles € 250.128 257.068 263.837 270.790 277.854 285.031

Margen de distribuidores DT 11ª miles € 165.443 172.369 178.783 183.494 188.281 193.145

Planes de mejora de la calidad de servicio miles €

Gestión de la demanda miles €Incremento respecto al año anterior % 1,2504% 2,8449% 2,6879% 2,6352% 2,6088% 2,5831%

Coste de Gestión ComercialTotal miles € 294.286 302.452 310.416 318.596 326.907 335.352

Gestión Comercial peninsular miles € 275.610 283.257 290.716 298.376 306.161 314.069

Gestión Comercial extrapeninsular miles € 18.676 19.195 19.700 20.219 20.747 21.283Incremento respecto al año anterior % 3,0368% 2,7747% 2,6330% 2,6352% 2,6088% 2,5831%


Tabla 9. Estimación de la cuota por revisión del sobrecoste extrape-ninsular y suma de las cuotas por desajuste de ingresos y revisión extrapeninsular en el periodo 2005-2010.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010DATOS DE ENTRADA

EURIBOR % 2,75% 3,00% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50%

EVOLUCIÓN FUTURA DE COSTESRevisión del sobrecoste extrapeninsular

Total a 31 de Diciembre Año N-1 miles € 115.956 100.803 85.121 69.088 52.697 35.732 18.173

Intereses Año N miles € 2.873 2.772 2.554 2.418 1.844 1.251 636

Total para cálculo de cuota Año N miles € 118.829 103.575 87.674 71.506 54.541 36.982 18.809

Fórmula pago anual miles € -18.026 -18.454 -18.587 -18.809 -18.809 -18.809 -18.809

CUOTA Año N miles € 18.026 18.454 18.587 18.809 18.809 18.809 18.809

Cuota: Revisión desajuste ingresos + Revisión sobrecoste extrapeninsular

Total miles € 226.550 227.679 234.436 237.246 237.246 237.246 237.246Incremento respecto al año anterior % 0,4984% 2,9678% 1,1984% 0,0000% 0,0000% 0,0000%

Nota: los valores correspondientes al año 2004 se han tomado del Informe de Tarifas de 2004 de la CNE. Sin embargo, el importe total pendiente de cobro aún es una cantidad provisional.

ANEXO II: ENERGÍA VERTIDA POR EL RÉGIMEN ESPECIAL AL CIERRE 2004 164

AANNEEXXOO IIII:: EENNEERRGGÍÍAA VVEERRTTIIDDAA PPOORR EELL RRÉÉGGIIMMEENN EESSPPEECCIIAALL AALL CCIIEERRRREE DDEELL EEJJEERRCCIICCIIOO DDEE 22000044..

En este anexo se recogen las estimaciones realizadas sobre la energía

vertida por el régimen especial que no acude al mercado al cierre del ejercicio de

2004. La fuente de información utilizada es el Informe sobre las ventas de ener-

gía del régimen especial actualizado hasta Agosto de 2004. Se trata del último

informe publicado por la CNE hasta el momento.


Tabla 10. Estimación del total de la energía vertida por el régimen especial al cierre de 2004 que no acude al mercado.


Tabla 11. Estimación del reparto del total de la energía vertida por el régimen especial que no acude al mercado al cierre del 2004 acogida a los RD 2366, RD 2818 y RD 436.

Tabla 12. Estimación del coste de adquisición de la energía acogida al RD 2366 a 31 de Diciembre de 2004.

SISTEMA LEGISLACIÓN Energía (GWh) % Energía

(GWh) % Energía (GWh) %

RD 2366/1994 6.360 28,19% 3.180 28,19% 9.540 28,20%

RD 2818/1998 16.070 71,23% 8.035 71,23% 24.104 71,26%

RD 436/2004 122 0,54% 61 0,54% 183 0,54%

TOTAL 22.551 99,96% 11.281 99,96% 33.827 100,00%

ESTIMACIÓN DE LA PROPORCIÓN DE ENERGÍA VERTIDA POR EL RD 2366/1994, RD 2818/1998 Y RD 436/2004 EN EL 2º PERIODO DEL AÑO

Año N

PENINSULAR Y EXTRAPENINSULAR

Información real del ejercicio en curso

Estimaciones del ejercicio en curso

Estimación cierre de ejercicio

Año N (1er Periodo) Año N (2º Periodo)

Energía vertida RD 2366 (GWh)

Enero 900Febrero 855Marzo 940Abril 827Mayo 815Junio 730Julio 745Agosto 548SeptiembreOctubreNoviembreDiciembre

Total Precio Medio RD 2366 (c€/kWh)

6,801

6,6726,7776,7286,692

Precio mensual RD 2366 (c€/kWh)

6,4906,5736,647

6,663


Tabla 13a. Estimación del coste de adquisición de la energía acogida al RD 2818 a 31 de Diciembre de 2004.

Tabla 13b. Sobrecostes para obtener el precio final de valoración del RD 2818/1998.


Enero 2.869 31,208Febrero 2.072 30,693Marzo 2.378 35,970Abril 2.487 28,822Mayo 2.024 29,728Junio 1.733 35,150Julio 1.392 35,721Agosto 1.114 34,468SeptiembreOctubreNoviembreDiciembre

Total Precio Medio RD 2366 y Uds.

Adquisición (c€/kWh)

Prima RD 2818 (c€/kWh)

6,2046,208

Precio Final Unidades Adquisición (c€/kWh)

6,100

5,8826,2965,6675,725


5,889

Precio Final Uds. Adquisición (c€/kWh)

3,1213,0693,5972,8822,9733,5153,5723,4470,0000,0000,0000,000

3,233

2,732

5,965

1999 2000 2001 2002 2003(P2818-PMMD)

(€/MWh) 8,41 7,21 6,86 6,84 6,82


Tabla 14. Estimación del coste de adquisición de la energía acogida al RD 436 a 31 de Diciembre de 2004.


Enero 0Febrero 0Marzo 0Abril 1Mayo 3Junio 4Julio 83Agosto 31SeptiembreOctubreNoviembreDiciembre

Total Precio Medio RD 2366 (c€/kWh)

0,00038,19421,568


0,0000,000

8,320

18,2637,2017,789

ANEXO III: DATOS ENTRADA SIMULACIÓN MEMORIA 2005 169

AANNEEXXOO IIIIII:: DDAATTOOSS DDEE EENNTTRRAADDAA PPAARRAA LLAA SSIIMMUULLAACCIIÓÓNN DDEE LLAA MMEEMMOORRIIAA EECCOONNÓÓMMIICCAA DDEELL EEJJEERRCCIICCIIOO DDEE 22000055

En este anexo se recogen los datos de entrada utilizados en la simulación

de la de la Memoria Económica de 2005.

Tabla 15. Hipótesis básicas estimadas para el ejercicio de 2005.

%

IPC Previsto Año N 2,50%Incremento de Demanda Año N 4,00%Factor de Eficiencia 1,00%

Incremento Real de Demanda Año N 4,00%Variación sobre incremento real de Demanda Año N 0,00%

HIPÓTESIS BÁSICAS


Tabla 16. Demanda estimada en barras de central y usuario final para el 2005.

Tabla 17. Composición estimada de la demanda para el 2005.

GWh Incremento Año N

DEMANDA en b.c. Año 2004 245.605 5,05%DEMANDA en b.c. Año 2005 258.008Pérdidas Tarifa Año 2005 8,90% 9,77%DEMANDA Año 2005 en Abonado Final 235.044

DEMANDA ELÉCTRICA AÑO 2005

%

Demanda total consumidores Año N (GWh) 235.044

Demanda consumidores a tarifa (GWh) 159.830

Por tarifas de baja tensión

Por tarifas de alta tensión

Demanda consumidores cualificados (GWh) 75.214

Porcentaje de consumidores a tarifa (%) 68,00%

Por tarifas de baja tensión

Por tarifas de alta tensión

Porcentaje de consumidores cualificados (%) 32,00%

COMPOSICIÓN DE LA DEMANDA


Tabla 18. Costes de producción estimados para el 2005.

En el capítulo 4 se explicó que distribuir la energía en régimen especial

entre los distintos Reales Decretos en el periodo 2005-2010 era complicado ya

que apenas se dispone de información acerca del nuevo Real Decreto 436/2004.

No obstante para el 2005 se ha supuesto que este reparto se realizará de acuer-

do a los porcentajes de reparto publicados por la CNE en el último Informe sobre

ventas de energía del régimen especial. Se ha valorado esta energía a los pre-

cios acumulados publicados en el informe anterior.

ENERGÍA PRECIO COSTE(GWh) (c€/kWh) (miles de euros)

Coste de generación Peninsular en Régimen Ordinario 191.753 3,222 6.179.015 Coste Generadores 148.194 3,005 4.453.217

Coste Nuevos Ciclos Combinados 43.559 3,962 1.725.798

Coste de generación Peninsular en Régimen Especial 48.891 6,012 2.922.431 Régimen Económico del R.D. 2366/1994 11.509 6,663 766.834

Régimen Económico del R.D. 2818/1998 29.877 5,965 1.782.165

Régimen Económico del RD 436/2004 225 8,320 1.871

Instalaciones que ofertan al mercado 7.280 5,104 371.561

Coste de energía procedente de otros países 1.423 5,689 80.961 Contrato de REE anterior a Ley 54/1997 4.242 4,294 182.171

Energía incorporada al mercado 2.855 3,832 109.411

Contratos Bilaterales Físicos 2.122 3,712 78.767

Coste de exportaciones -7.796 3,712 -289.388

Coste de generación Extrapeninsular 15.935 5,409 861.980 Régimen Ordinario 14.937 5,347 798.700

Régimen Especial 998 6,342 63.280 Acogidas al R.D. 2366/1994 525 6,663 35.002

Acogidas al R.D. 2818/1998 468 5,965 27.937

Acogidas al R.D. 436/2004 4 8,320 340

Pago por Capacidad 191.753 0,481 921.965

Servicios Complementarios 191.753 0,120 230.492

TOTAL COSTES DE PRODUCCIÓN (miles de euros) 258.002 4,346 11.196.844

COSTE DE PRODUCCIÓN

COSTE TOTAL DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA AÑO N

AÑO N


Tabla 19. Costes estimados de transporte, distribución y gestión co-mercial para el 2005.

COSTEEmpresa miles de eurosREE 850.280

Otras empresas transportistas

Empresas extrapeninsulares

TOTAL COSTES DE TRANSPORTE (miles de euros) 850.280

COSTE DE TRANSPORTE

COSTEmiles de euros

Costes de distribución 2.909.146

Costes de distribución extrapeninsular 250.128

Margen de distribuidores D.T.11ª 165.443

Planes de mejora de la calidad del servicio 0

Gestión de la demanda 0

TOTAL COSTES DE DISTRIBUCIÓN (miles de euros) 3.324.717

COSTEmiles de euros

Gestión comercial 275.610

Gestión comercial extrapeninsular 18.676

TOTAL COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL (miles de euros) 294.286

COSTE TOTAL DE DISTRIBUCIÓN

COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL


Tabla 20. Cuotas con destinos específicos estimadas para el 2005.

% % COSTEPEAJES TARIFAS miles de euros

Compensación Extrapeninsulares 4,185% 1,493% 253.545

Operador del Sistema 0,832% 0,302% 35.000

Operador del Mercado 0,176% 0,066% 10.000

CNE 0,201% 0,069% 11.826

Costes de Transición a la Competencia 328.209

Stock del carbón a la entrada del modelo 2.260

Prima implícita carbón autóctono 200.834

Reducción Prima Decisión Comisión Europea 25/7/01 -17.441

Resto de CTCs por diferencias 142.556Déficit hasta 31.12.02, incluyendo sobrecoste de generación extrapeninsular 227.679

TOTAL COSTES PERMANENTES (miles de euros) 866.259

% % COSTEPEAJES TARIFAS miles de euros

Moratoria nuclear 3,540% 3,540% 599.042

2ª Parte del ciclo de combustible nuclear 2,048% 0,769% 129.052

Interrumpibilidad, Régimen Especial y Otros 0,289% 0,118% 19.441

TOTAL COSTES DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD DE SUMINISTRO (miles de euros) 747.535

COSTES PERMANENTES DEL SISTEMA

COSTES DE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD DE SUMINISTRO

ANEXO IV: DATOS ENTRADA LIQUIDACIÓN MEMORIA 2004 174

AANNEEXXOO IIVV:: DDAATTOOSS DDEE EENNTTRRAADDAA PPAARRAA LLAA LLIIQQUUIIDDAACCIIÓÓNN RREESSUULLTTAANNTTEE DDEE LLAA MMEEMMOORRIIAA EECCOONNÓÓMMIICCAA DDEELL EEJJEERRCCIICCIIOO DDEE 22000044


de la Liquidación resultante de la Memoria Económica de 2004 siguiendo las

etapas del proceso de liquidación de las actividades reguladas explicadas en los

Capítulos 3 y 4 de la primera parte de esta tesis.

Ingresos brutos

Tabla 21. Datos de entrada para el cálculo de los ingresos bru-tos en la Liquidación resultante de la Memoria Económica de 2004.

PARÁMETROS

IPC Previsto Año N (%) 2,00%Crecimiento demanda previsto Ministerio en b.c. (%) 4,82%

Demanda en usuario final (GWh) 225.858% Clientes a tarifa 67,57%% Clientes cualificados que acuden al mercado 32,43%Demanda en usuario final de clientes a tarifa (GWh) 152.602Demanda en usuario final de clientes cualificados (GWh) 73.256Precio medio tarifas integrales (€/MWh) 80,52Precio medio tarifas de acceso (€/MWh) 18,98

Otros servicios 53.070



Tabla 22. Datos de entrada para el cálculo de los ingresos li-quidables en la Liquidación resultante de la Memoria Econó-mica de 2004.


Tabla 23. Datos de entrada para el cálculo del coste de adqui-sición de la energía en régimen especial en la Liquidación re-sultante de la Memoria Económica de 2004.

COSTES DE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO % Peajes % Tarifas

Compensación Régimen Especial e Interrumpibilidad 0,286% 0,103%Moratoria Nuclear 3,540% 3,540%Financiación del 2º ciclo de combustible nuclear 1,981% 0,715%

COSTES PERMANENTES DEL SISTEMA % Peajes % Tarifas

Compensación Extrapeninsulares 4,128% 1,490%Operador del Sistema 0,563% 0,203%Operador del Mercado 0,159% 0,057%C.N.E. 0,201% 0,069%

COSTE DE ADQUISICIÓN DEL RÉGIMEN ESPECIAL Energía (GWh) Precio (€/MWh)

Generación Peninsular en Régimen Especial 35.213 64,407Energía del régimen especial acogida al RD 2366/1994 10.601 64,885Energía del régimen especial acogida al RD 2818/1998 24.612 64,202Energía del régimen especial acogida al RD 436/2004 0,000

Generación Extrapeninsular en Régimen Especial 784 61,515Energía del régimen especial acogida al RD 2366/1994 437 58,744Energía del régimen especial acogida al RD 2818/1998 347 65,006Energía del régimen especial acogida al RD 436/2004 0,000

Energía RE y Precio medio ponderado del régimen especial (€/MWh) 35.997 64,344

Coste de adquisición de energía en régimen especial (miles €) 2.316.201



Tabla 24. Datos de entrada para el cálculo del coste de adqui-sición de la energía en régimen ordinario en la Liquidación re-sultante de la Memoria Económica de 2004.

COSTE DE ADQUISICIÓN DEL RÉGIMEN ORDINARIO Energía (GWh) Precio (€/MWh)

Opción 1: Coste de generación Peninsular en Régimen Ordinario 185.994 31,354 Coste Generadores 160.657 30,050 Coste Nuevos Ciclos Combinados 25.337 39,619

Opción 2: Precio contratos bilaterales/importaciones/exportaciones 37,119

Pago por Capacidad 4,808

Pago por Servicios Complementarios 1,202

Energía y Precio medio final ponderado del régimen ordinario 129.947 37,364

Pérdidas medias del sistema (%): usuario final a b.c. 8,74%

Coste de adquisición de energía en régimen ordinario (miles €) 4.855.282 Opción 1










Importe a liquidar

Tabla 25. Datos de entrada para el cálculo del importe a liqui-dar en la Liquidación resultante de la Memoria Económica de 2004.









COSTES DE TRANSPORTE Miles de euros

REE 625.653Empresas eléctricas 207.955

COSTES DE DISTRIBUCIÓN Miles de euros

Distribuidores 3.066.162Planes de mejora de la Calidad de servicio 50.000Gestión de la demanda 10.000

COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL Miles de euros

Gestión Comercial 285.613

Miles de eurosCTCs Stock de carbón 2.136Prima implícita de carbón autóctono 189.831Reducción de prima carbón -17.441Desajuste de ingresos y revisión sobrecoste extrapeninsular 229.273

ANEXO V: DATOS ENTRADA LIQUIDACIÓN CIERRE 2004 178

AANNEEXXOO VV:: DDAATTOOSS DDEE EENNTTRRAADDAA PPAARRAA LLAA LLIIQQUUIIDDAACCIIÓÓNN AALL CCIIEERRRREE DDEELL EEJJEERRCCIICCIIOO DDEE 22000044..


de la Liquidación al cierre del ejercicio de 2004 siguiendo las etapas del proceso

de liquidación de las actividades reguladas explicadas en los Capítulos 3 y 4 de

la primera parte de esta tesis.

Ingresos brutos

Tabla 26. Datos de entrada para el cálculo de los ingresos bru-tos en la Liquidación al cierre de 2004.

Crecimiento demanda previsto Ministerio en b.c. (%) 4,82%

Crecimiento demanda real en b.c. (%) 5,80%

Variación del incremento real de demanda con respecto al previsto (%) 0,98%

Demanda bruta en barras de central en Año N-1 (GWh) 234.311

Demanda bruta en barras de central en Año N (GWh) 247.901

Demanda en usuario final (GWh) 227.970

% Clientes a tarifa 68,00%

% Clientes cualificados que acuden al mercado 32,00%

Demanda en usuario final de clientes a tarifa (GWh) 155.019

Demanda en usuario final de clientes cualificados (GWh) 72.950

Precio medio tarifas integrales (€/MWh) 80,52

Precio medio tarifas de acceso (€/MWh) 18,98

Otros servicios 53.070



Tabla 27. Datos de entrada para el cálculo de los ingresos li-quidables en la Liquidación al cierre de 2004.


Tabla 28. Datos de entrada para el cálculo del coste de adqui-sición de la energía en régimen especial en la Liquidación al cierre de 2004.

COSTES DE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO % Peajes % Tarifas

Compensación Régimen Especial e Interrumpibilidad 0,286% 0,103%Moratoria Nuclear 3,540% 3,540%Financiación del 2º ciclo de combustible nuclear 1,981% 0,715%

COSTES PERMANENTES DEL SISTEMA % Peajes % Tarifas

Compensación Extrapeninsulares 4,128% 1,490%Operador del Sistema 0,563% 0,203%Operador del Mercado 0,159% 0,057%C.N.E. 0,201% 0,069%

COSTES DE ADQUISICIÓN ENERGÍA DEL RÉGIMEN ESPECIAL Energía (GWh) Precio (€/MWh)

Energía del régimen especial acogida al RD 2366/1994 9.540Estimación Precio valoración del RD 2366/1994 66,626

Energía del régimen especial acogida al RD 2818/1998 24.104Estimación Prima media mensual aplicada al RD 2818/1998 27,322Estimación Precio valoración del RD 2818/1998 56,094

Energía del régimen especial acogida al RD 436/2004 183Estimación Precio valoración del RD 436/2004 8,320

Pérdidas energía régimen especial (%) 0,00%

Coste de adquisición energía del régimen especial (miles de €) 1.987.712



Tabla 29. Datos de entrada para el cálculo del coste de adqui-sición de la energía en régimen ordinario en la Liquidación al cierre de 2004.

Importe a liquidar

Tabla 30. Datos de entrada para el cálculo del importe a liqui-dar en la Liquidación al cierre de 2004.

COSTE DE ADQUISICIÓN ENERGÍA DEL RÉGIMEN ORDINARIO

Pérdidas energía régimen ordinario (%) 9,72%

COSTES DE TRANSPORTE Miles de euros

REE 625.653Empresas eléctricas 207.955

COSTES DE DISTRIBUCIÓN Miles de euros

Distribuidores 3.066.162Planes de mejora de la Calidad de servicio 50.000Gestión de la demanda 10.000

COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL Miles de euros

Gestión Comercial 285.613

Miles de eurosCTCs Stock de carbón 2.136Prima implícita de carbón autóctono 189.831Reducción de prima carbón -17.441Desajuste de ingresos y revisión sobrecoste extrapeninsular 229.273

MANUAL DE LA TARIFA ELÉCTRICA

PPAARRTTEE IIII:: MMAANNUUAALL DDEE LLAA TTAARRIIFFAA EELLÉÉCCTTRRIICCAA EENN EESSPPAAÑÑAA

Esta segunda parte de la tesis se ha dedicado a elaborar un documento

de consulta sobre la tarifa eléctrica en España. Este manual es fruto del análisis

detallado que ha sido necesario realizar para el desarrollo del modelo objeto cen-

tral de esta tesis.

El manual consta de cuatro capítulos en los que se abordan sucesiva-

mente los temas que se consideran más importantes y que contienen toda la

información necesaria para obtener un buen conocimiento de la tarifa eléctrica.

El primer capítulo de este manual hace hincapié en la gran importancia

de la tarifa eléctrica como herramienta de comunicación entre el usuario final y el

sistema eléctrico, expone los criterios que deberían seguirse a la hora de diseñar

una metodología tarifaria ya que una metodología eficiente contribuye a asegurar

la viabilidad del sistema eléctrico. La segunda parte de este capítulo se dedica al

RD 1432/2002 que fija la metodología que actualmente se aplica en España para

calcular la tarifa media o de referencia de cada año incorporando una visión críti-

ca de aquellos aspectos que se considera que este Real Decreto no aborda ade-

cuadamente.

Una vez establecido el proceso de cálculo de la tarifa media o de referen-

cia, el segundo capítulo y núcleo central de este manual se dedica exclusiva-

mente a cada uno de los costes del sistema que intervienen en el proceso de

MANUAL DE LA TARIFA ELÉCTRICA

cálculo de la tarifa media. La estructura para cada uno de los apartados de este

capítulo es similar con el fin de facilitar la lectura y búsqueda de información al

lector. Cada uno de los apartados consta de una primera parte dedicada a la

definición y características generales de cada uno de los costes para explicar,

posteriormente, la retribución de cada uno de los costes reconocidos y el reparto

de la retribución entre las distintas empresas del sector. Este último punto no se

encuentra directamente relacionado con la tarifa eléctrica, no obstante se ha

considerado oportuno incluirlo dada su importancia en el proceso de liquidacio-

nes explicado en la primera parte de esta tesis. Puede ofrecer al lector una visión

de conjunto de los distintos procedimientos que forman parte de la regulación del

sistema eléctrico español. Una aportación que se considera útil de este manual

se encuentra al final de cada uno de estos apartados en los que se incluye un

resumen de toda la legislación relacionada con cada uno de los costes y un re-

sumen de todo lo explicado a lo lardo del apartado que pueden servir al lector

como una fuente rápida de información. Al finalizar los capítulos I y II se dispon-

drá de un conocimiento bastante detallado del cálculo de la tarifa media o de

referencia, de su proceso de cálculo que determina la variación anual de esta

tarifa y de los costes que intervienen en este proceso.

Los Capítulo III y IV se dedican a explicar cómo se traslada la variación

de la tarifa media entre las distintas tarifas existentes. El Capítulo III está dedica-

do a las tarifas de acceso como componente de las tarifas integrales que se ex-

plican posteriormente en el Capítulo IV. Ambos capítulos se estructuran de forma

similar ofreciendo primeramente una introducción en la que se muestra la impor-

tancia y objeto de ser de las tarifas integrales y de acceso junto con una evolu-

ción histórica de cada una de estas tarifas. Posteriormente se ofrece una visión

de la metodología que se aplica en el cálculo de estas tarifas, los costes que se

incluyen en cada una de ellas, los sujetos de aplicación de estas tarifas y la es-

tructura tarifaria que existe. Al igual que en el capítulo II, cada capítulo finaliza

con un resumen tanto de la legislación empleada como de los contenidos abor-

dados durante el mismo.

Se ha tratado de emplear un lenguaje de fácil comprensión acompañado

siempre que ha sido posible de valoraciones críticas y personales de forma que

el manual no se limitara a trasladar directamente la legislación vigente sino que

fuera capaz de aportar algún tipo de valor añadido al lector.

ÍNDICE MANUAL DE LA TARIFA ELÉCTRICA EN ESPAÑA

MMAANNUUAALL DDEE LLAA TTAARRIIFFAA EELLÉÉCCTTRRIICCAA EENN EESSPPAAÑÑAA..

ÍNDICE GENERAL

Página

CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA .... 1 1. DISEÑO DE UNA METODOLOGÍA TARIFARIA ......................... 2 2. REAL DECRETO 1432/2002 ........................................................ 6

2.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL RD 1432/2002 .................. 6 2.2 ETAPAS EN LA DETERMINACIÓN DE LA TARIFA

MEDIA O DE REFERENCIA .......................................................... 9 2.3 CRITERIOS DE REVISIÓN DE LA TARIFA MEDIA O DE

REFERENCIA, DE LAS TARIFAS INTEGRALES Y DE LAS TARIFAS DE ACCESO ................................................................ 12

CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA

TARIFA MEDIA O DE REFERENCIA .............. 14 1. COSTES DE PRODUCCIÓN ........................................................ 15

1.1 DESCRIPCIÓN ............................................................................ 16 1.2 COSTES PENINSULARES ........................................................... 17

1.2.1 Régimen Ordinario ............................................................... 18 1.2.2 Régimen Especial ................................................................ 18

1.3 COSTES EXTRAPENINSULARES E INSULARES ......................... 22 1.3.1 Régimen Ordinario ............................................................... 22 1.3.2 Régimen Especial ................................................................ 22

1.4 IMPORTACIONES ....................................................................... 23 1.5 EXPORTACIONES ...................................................................... 23 1.6 LEGISLACIÓN ............................................................................. 24 1.7 RESUMEN Y APLICACIÓN A LA TARIFA ELÉCTRICA

PARA EL 2004 ............................................................................. 25


2. COSTES DE TRANSPORTE ........................................................ 26 2.1 DESCRIPCIÓN ............................................................................ 26 2.2 COSTES RECONOCIDOS DE LA ACTIVIDAD DE

TRANSPORTE ............................................................................ 28 2.3 RETRIBUCIÓN DE LOS COSTES RECONOCIDOS ....................... 30 2.4 REPARTO DE LA RETRIBUCIÓN ENTRE LAS

EMPRESAS TRANSPORTISTAS ...................................................... 34 2.5 INSTALACIONES DE CIERRE .......................................................... 38 2.6 LEGISLACIÓN ................................................................................... 39 2.7 RESUMEN Y APLICACIÓN A LA TARIFA ELÉCTRICA

PARA EL 2004 .................................................................................... 40 3. COSTES DE DISTRIBUCIÓN ....................................................... 42

3.1 DESCRIPCIÓN ................................................................................... 42 3.2 COSTES RECONOCIDOS DE LA ACTIVIDAD DE

DISTRIBUCIÓN .................................................................................. 45 3.3 RETRIBUCIÓN DE LOS COSTES RECONOCIDOS ......................... 47 3.4 REPARTO DE LA RETRIBUCIÓN ENTRE LAS

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ........................................................ 54 3.5 LEGISLACIÓN .................................................................................... 56 3.6 RESUMEN Y APLICACIÓN A LA TARIFA ELÉCTRICA

PARA EL 2004 .................................................................................... 57 4. COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL .......................................... 58

4.1 DESCRIPCIÓN ................................................................................... 58 4.2 COSTES RECONOCIDOS DE LA ACTIVIDAD DE

GESTIÓN COMERCIAL ..................................................................... 60 4.3 RETRIBUCIÓN DE LOS COSTES RECONOCIDOS ......................... 60 4.4 REPARTO DE LA RETRIBUCIÓN ENTRE LAS

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ........................................................ 64 4.5 LEGISLACIÓN .................................................................................... 65 4.6 RESUMEN Y APLICACIÓN A LA TARIFA ELÉCTRICA

PARA EL 2004 .................................................................................... 66 5. COSTES PERMANENTES DEL SISTEMA .................................. 67

5.1 DESCRIPCIÓN ................................................................................... 67 5.2 COSTES RECONOCIDOS COMO COSTES

PERMANENTES DEL SISTEMA ........................................................ 70 5.3 RETRIBUCIÓN DE LOS COSTES PERMANENTES

DEL SISTEMA .................................................................................... 73


5.4 REPARTO DE LA RETRIBUCIÓN ENTRE LAS DISTINTAS EMPRESAS ............................................................... 82

5.5 LEGISLACIÓN ............................................................................. 84 5.6 RESUMEN Y APLICACIÓN A LA TARIFA ELÉCTRICA

PARA EL 2004 ............................................................................. 85 6. COSTES DE SEGURIDAD Y DIVERSIFICACIÓN

DEL ABASTECIMIENTO .............................................................. 87 6.1 DESCRIPCIÓN ............................................................................ 87 6.2 COSTES RECONOCIDOS POR SEGURIDAD Y

DIVERSIFICACIÓN DEL ABASTECIMIENTO ................................ 89 6.3 RETRIBUCIÓN DE LOS COSTES RECONOCIDOS

POR SEGURIDAD Y DIVERSIFICACIÓN DEL ABASTECIMIENTO ........................................................................ 90

6.4 REPARTO DE LA RETRIBUCIÓN ENTRE LAS DISTINTAS EMPRESAS ............................................................... 92

6.5 LEGISLACIÓN ............................................................................. 94 6.6 RESUMEN Y APLICACIÓN A LA TARIFA ELÉCTRICA

PARA EL 2004 ............................................................................. 95 7. DESCUENTO DE COSTES DOBLEMENTE

CONTABILIZADOS ...................................................................... 96 7.1 DESCRIPCIÓN ............................................................................ 96 7.2 DESCUENTO POR EL SOBRECOSTE INSULAR Y

EXTRAPENINSULAR ................................................................... 96 7.3 DESCUENTO POR EL SOBRECOSTE DEL RÉGIMEN ESPECIAL . 97 7.4 LEGISLACIÓN ............................................................................. 98

8. COSTE CORRESPONDIENTE AL DESAJUSTE DE

INGRESOS DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS ANTERIOR A 2003 ....................................................................... 99

8.1 DESCRIPCIÓN ............................................................................ 99 8.2 COSTE RECONOCIDOS POR EL DESAJUSTE DE

INGRESOS ANTERIOR A 2003 .................................................... 100 8.3 RETRIBUCIÓN DEL DESAJUSTE DE INGRESOS

ANTERIOR AL 2003 ...................................................................... 100 8.4 REPARTO DE LA RETRIBUCIÓN ENTRE LAS

EMPRESAS GENERADORAS CON DERECHO DE COBRO DE CTCs ................................................................. 103

8.5 LEGISLACIÓN ............................................................................ 104


8.6 RESUMEN Y APLICACIÓN A LA TARIFA ELÉCTRICA PARA EL 2004 ............................................................................ 105

9. COSTE CORRESPONDIENTE A LAS REVISIONES

DERIVADAS DE LOS COSTES DE GENERACIÓN EXTRAPENINSULAR .................................................................. 106

9.1 DESCRIPCIÓN ........................................................................... 106 9.2 COSTE RECONOCIDOS POR LA REVISIÓN DEL

SOBRECOSTE EXTRAPENINSULAR .......................................... 107 9.3 RETRIBUCIÓN DE LA REVISIÓN DEL SOBRECOSTE

EXTRAPENINSULAR .................................................................... 107 9.4 REPARTO DE LA RETRIBUCIÓN ENTRE LAS

EMPRESAS GENERADORAS DE LOS SEIEs ............................. 109 9.5 LEGISLACIÓN ............................................................................ 110 9.6 RESUMEN Y APLICACIÓN A LA TARIFA ELÉCTRICA

PARA EL 2004 ............................................................................ 111 CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO ........................................ 112 1. INTRODUCCIÓN ......................................................................... 113

1.1 ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL ................................... 113 1.2 METODOLOGÍA Y PRINCIPIOS TARIFARIOS ............................. 118

2. COSTES INCLUIDOS EN LA TARIFA DE ACCESO ................. 121 3. ÁMBITO DE APLICACIÓN .......................................................... 123 4. ESTRUCTURA GENERAL DE LAS TARIFAS DE ACCESO ................................................................................ 124

4.1 ESTRUCTURA TARIFARIA ......................................................... 124 4.2 TARIFAS DE ACCESO EXISTENTES .......................................... 125 4.3 FACTURACIÓN Y LIQUIDACIÓN DE LAS TARIFAS

DE ACCESO ............................................................................... 128 5. LEGISLACIÓN ............................................................................. 129


CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL ........................................... 130 1. INTRODUCCIÓN ......................................................................... 131

1.1 ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL ................................... 131 1.2 METODOLOGÍA Y PRINCIPIOS TARIFARIOS ............................. 132

2. COSTES INCLUIDOS EN LA TARIFA INTEGRAL .................... 135 3. ÁMBITO DE APLICACIÓN .......................................................... 138 4. ESTRUCTURA GENERAL DE LAS TARIFAS INTEGRALES .............................................................................. 138

4.1 ESTRUCTURA TARIFARIA ......................................................... 138 4.2 TARIFAS INTEGRALES EXISTENTES ......................................... 140 4.3 FACTURACIÓN Y LIQUIDACIÓN DE LAS TARIFAS

INTEGRALES ............................................................................. 147 5. LEGISLACIÓN ............................................................................. 149


ÍNDICE DE CUADROS

Página

CUADRO 1. LEGISLACIÓN DE LOS COSTES DE PRODUCCIÓN ................... 24 CUADRO 2. RESUMEN COSTES DE PRODUCCIÓN .................................... 25 CUADRO 3. LEGISLACIÓN DE LOS COSTES DE TRANSPORTE ................... 39 CUADRO 4A. RESUMEN COSTES DE TRANSPORTE ....................................... 40 CUADRO 4B. RESUMEN COSTES DE TRANSPORTE ....................................... 41 CUADRO 5. LEGISLACIÓN DE LOS COSTES DISTRIBUCIÓN ....................... 56 CUADRO 6. RESUMEN COSTES DE DISTRIBUCIÓN ................................... 57 CUADRO 7. LEGISLACIÓN DE LOS COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL ....... 65 CUADRO 8. RESUMEN COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL ........................ 66 CUADRO 9. LEGISLACIÓN DE LOS COSTES PERMANENTES DEL SISTEMA . 84 CUADRO 10A. RESUMEN COSTES PERMANENTES DEL SISTEMA .................. 85 CUADRO 10B. RESUMEN COSTES PERMANENTES DEL SISTEMA .................. 86 CUADRO 11. LEGISLACIÓN DE LOS COSTES DE SEGURIDAD Y

DIVERSIFICACIÓN DEL ABASTECIMIENTO ............................... 94 CUADRO 12. RESUMEN COSTES DE SEGURIDAD Y

DIVERSIFICACIÓN DEL ABASTECIMIENTO .............................. 95 CUADRO 13. LEGISLACIÓN DEL COSTE POR DESAJUSTE DEL INGRESO

DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS ANTERIOR A 2003 ............ 104 CUADRO 14. RESUMEN COSTE POR DESAJUSTE DE INGRESOS

ANTERIOR A 2003 ................................................................ 105 CUADRO 15. LEGISLACIÓN DEL COSTE POR REVISIÓN

EXTRAPENINSULAR ............................................................ 110 CUADRO 16. RESUMEN COSTE POR REVISIÓN EXTRAPENINSULAR ........... 111 CUADRO 17. LEGISLACIÓN TARIFAS DE ACCESO ..................................... 129 CUADRO 18. FACTURACIÓN TARIFAS INTEGRALES .................................. 148 CUADRO 19. LEGISLACIÓN TARIFAS INTEGRALES .................................... 149


ÍNDICE DE FIGURAS

Página

FIGURA 1. EVOLUCIÓN DE LA TARIFA MEDIA O DE REFERENCIA

EN EL PERIODO 1998-2004 .................................................... 11 FIGURA 2. CLASIFICACIÓN DE LOS COSTES DE PRODUCCIÓN ................ 15 FIGURA 3. COSTES DE PRODUCCIÓN EN 2004 ....................................... 16 FIGURA 4. REPARTO DE LOS COSTES DE PRODUCCIÓN

SEGÚN TECNOLOGÍAS EN 2004 ............................................. 16 FIGURA 5. CLASIFICACIÓN DE LOS COSTES RECONOCIDOS

A LAS EMPRESAS TRANSPORTISTAS .................................... 27 FIGURA 6. COMPONENTES DEL COSTE DE TRANSPORTE ....................... 28 FIGURA 7. EVOLUCIÓN DE LOS COSTES ACREDITADOS AL

TRANSPORTE POR NUEVAS INVERSIONES EN 1999-2004 ........ 37 FIGURA 8. COSTES RECONOCIDOS A LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS ................................................................. 43 FIGURA 9. REPARTO DE LOS COSTES DE DISTRIBUCIÓN EN 2004 ........... 44 FIGURA 10. REPARTO DE LA RETRIBUCIÓN DE DISTRIBUCIÓN

ENTRE LAS EMPRESAS EN 2004 ............................................ 55 FIGURA 11. REPARTO DE LOS COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL EN 2004 . 59 FIGURA 12. CLASIFICACIÓN DE LOS COSTES PERMANENTES

DEL SISTEMA ....................................................................... 68 FIGURA 13. REPARTO DE LOS COSTES PERMANENTES DEL

SISTEMA EN 2004 ................................................................. 69 FIGURA 14. COMPONENTES DE LOS COSTES DE TRANSICIÓN

A LA COMPETENCIA ............................................................. 76 FIGURA 15. CLASIFICACIÓN DE LOS COSTES DE SEGURIDAD Y

DIVERSIFICACIÓN DEL ABASTECIMIENTO .............................. 87 FIGURA 16. REPARTO DE LOS COSTES DE SEGURIDAD Y

DIVERSIFICACIÓN DEL ABASTECIMIENTO EN 2004 .................. 88 FIGURA 17. CALENDARIO DE ELEGIBILIDAD DE LOS CONSUMIDORES

CUALIFICADOS .................................................................... 115


FIGURA 18. EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA CONSUMIDA PENINSULAR

DESDE 1998 ........................................................................ 116 FIGURA 19. DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA CONSUMIDA EN 2002, 2003

Y EL PERIODO JUNIO 2003-MAYO 2004 .................................. 116 FIGURA 20. PARTICIPACIÓN DE LA ENERGÍA CONSUMIDA POR TARIFA

DE ACCESO SOBRE EL TOTAL DESDE 1998 ........................... 117 FIGURA 21. ESTRUCTURA TARIFARIA DE LAS TARIFAS DE ACCESO ......... 124


ÍNDICE DE TABLAS

Página

TABLA 1. PARÁMETROS PARA LA RETRIBUCIÓN DEL TRANSPORTE

1998-2004 ............................................................................ 31 TABLA 2. COSTE ACREDITADO A LAS INSTALACIONES ANTERIORES

A 1998 ................................................................................. 35 TABLA 3. DESGLOSE POR EMPRESAS DE LOS COSTES ACREDITADOS

AL TRANSPORTE POR INSTALACIONES ANTERIORES A 1998 ... 36 TABLA 4. DESGLOSE POR EMPRESAS DEL COSTE ACREDITADO AL

TRANSPORTE POR INSTALACIONES ANTERIORES A 1998 ........ 36 TABLA 5. EVOLUCIÓN DE LOS COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL

1998-2004 ............................................................................ 63 TABLA 6. REPARTO DE LA RETRIBUCIÓN POR DESAJUSTE DE

INGRESOS DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS ANTERIOR

A 2003 ENTRE LAS EMPRESAS ............................................. 103 TABLA 7. REPARTO DE LA RETRIBUCIÓN POR LA REVISIÓN DEL

SOBRECOSTE EXTRAPENINSULAR DE LOS EJERCICIOS

2001 Y 2002 ........................................................................ 109 TABLA 8A. RESUMEN DE TARIFAS DE ACCESO ..................................... 126 TABLA 8B. RESUMEN DE TARIFAS DE ACCESO ..................................... 127 TABLA 9A. RESUMEN DE TARIFAS INTEGRALES EN BAJA TENSIÓN .......... 141 TABLA 9B. RESUMEN DE TARIFAS INTEGRALES EN BAJA TENSIÓN .......... 142

TABLA 10A. RESUMEN DE TARIFAS INTEGRALES GENERALES EN

ALTA TENSIÓN.................................................................................. 143 TABLA 10B. RESUMEN DE TARIFAS INTEGRALES GENERALES EN

ALTA TENSIÓN.................................................................................. 144

TABLA 11A. RESUMEN DE TARIFAS INTEGRALES ESPECÍFICAS EN

ALTA TENSIÓN .................................................................... 145 TABLA 11B. RESUMEN DE TARIFAS INTEGRALES ESPECÍFICAS EN

ALTA TENSIÓN .................................................................... 146

CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 1

CCAAPPÍÍTTUULLOO II:: MMEETTOODDOOLLOOGGÍÍAA TTAARRIIFFAARRIIAA EENN EESSPPAAÑÑAA

Uno de los objetivos principales, tanto de este capítulo como del conjunto

del Manual, es poner de manifiesto la gran importancia de establecer una meto-

dología tarifaria sostenible y eficiente para asegurar la viabilidad del sistema

eléctrico.

En este capítulo, el lector comprenderá que la tarifa eléctrica es el punto

de encuentro entre el usuario final y el sistema eléctrico y su regulación, los crite-

rios que son necesarios para diseñar una metodología tarifaria eficiente y las

etapas que intervienen en la determinación de la tarifa eléctrica.

La segunda parte de este capítulo se dedica a la metodología de tarifas

que actualmente se encuentra en vigor en España y que se recoge en el RD

1432/2002. Se explican sus principales características y novedades con respecto

al cálculo de la tarifa eléctrica en ejercicios anteriores tales como nuevos con-

ceptos de costes incluidos en la tarifa o criterios de revisión tanto de parámetros

como de la evolución de las distintas tarifas. Se ha tratado que el lector com-

prenda la importancia de la tarifa eléctrica en el sistema eléctrico con un espíritu

crítico y posea un conocimiento necesario para abordar los siguientes capítulos

de este manual.


1. DISEÑO DE UNA METODOLOGÍA TARIFARIA

La introducción que se realiza en [RIVI03] ilustra perfectamente la misión

de la tarifa eléctrica, qué objetivos se deben cumplir con su aplicación así como

la importancia de un adecuado y correcto diseño tanto de las tarifas como de la

metodología tarifaria que las sustenta. Por esta razón, se expone a continuación

esta introducción ya que orienta adecuadamente al lector hacia la gran importan-

cia de la tarifa eléctrica y la gran interacción que existe entre la regulación que se

establece en cada momento y el cálculo de la tarifa eléctrica.

“Las tarifas constituyen el reflejo del conjunto de la regulación del sector y

son el interfaz para relacionarse con los consumidores.

Un correcto diseño de las mismas será fundamental tanto para el uso óp-

timo del sistema en el corto plazo como para marcar la evolución de la demanda

en el largo plazo. Ello es debido a que las tarifas son la herramienta que permite

transmitir a los distintos agentes el funcionamiento interno del sistema.

Las tarifas deben cumplir dos objetivos principales: el primero de ellos es

recaudar el dinero necesario para pagar el servicio completo de suministro de

energía eléctrica. El segundo objetivo es mandar las señales económicas ade-

cuadas a cada cliente para que éste haga un uso óptimo del servicio desde el

punto de vista socio-económico.

El primer objetivo liga profundamente el diseño de las tarifas con el estu-

dio de todas las actividades del sector eléctrico y sus costes, así como la regula-

ción de cada una de ellas. La cantidad de dinero a recaudar o nivel de la tarifa

dependerá de los costes de cada actividad y del modelo regulatorio elegido para

cada una de ellas.

Las tarifas o parte de ellas al menos se fijan ex-ante para un período pos-

terior, es decir, antes de que realmente se incurra en todos los costes. Por tanto,

se basarán en estimaciones sobre las cuales hay desviaciones. Por otro lado lo

recaudado no sólo dependerá de las tarifas fijadas, sino también de variables

propias de mercado: el consumo real, lo finalmente contratado, etc.


Evidentemente, ocurrirán desvíos entre lo previsto y real. Es necesario

decidir qué se hace con estos desvíos del nivel de ingresos real frente al diseña-

do inicialmente. El tratamiento de estos desvíos en el diseño tarifario depende

directamente de la propia regulación de cada una de las actividades. En algunos

casos no se hace nada y por tanto son absorbidos por la propia empresa eléctri-

ca (regulación tipo price-cap), en otras se repercute en la tarifa del siguiente pe-

ríodo (regulaciones tipo revenue-cap y cost-plus), etc.

El segundo objetivo, mandar señales económicamente óptimas, es con-

ceptualmente distinto del anterior. De hecho, en algunos casos es difícil compa-

tibilizar ambos objetivos: una señal económicamente óptima puede suponer un

ingreso distinto del necesario para remunerar las distintas actividades del sector.

En cualquier caso, el comportamiento de los consumidores desde un punto de

vista de contratación y consumo de energía eléctrica estará ligada a los precios

que se les oferte, así como a la previsible evolución de los mismos. A modo de

ejemplo, si un cliente tiene una tarifa plana durante todo el año, no verá ninguna

diferencia entre consumir energía eléctrica durante una hora punta de consumo,

o durante una hora valle. Claramente, esta tarifa plana no está transmitiendo al

cliente el hecho de que es mucho más costoso para el sistema suministrarle un

kWh durante las horas de punta del sistema que durante las horas de valle, lo

que lleva a una utilización de los recursos alejados del óptimo socio-económico.

El diseño tarifario puede por tanto resumirse en: determinar el nivel tarifa-

rio, y asignarlo a los distintos consumidores de forma que se induzca un uso efi-

ciente del sistema.”

Junto con determinar el nivel tarifario y asignarlo eficientemente, es

igualmente importante en el diseño tarifario establecer qué estructura tarifaria se

debe aplicar, es decir, determinar el número y formato de las distintas tarifas que

serán aplicables a los diferentes consumidores de acuerdo a sus características

específicas. La estructura tarifaria debe ser coherente con la caracterización del

consumo, es decir, los consumidores a los que se aplica, su capacidad de res-

puesta, las condiciones de medida de su consumo, etc. En los Capítulos III y IV

de este manual se proporciona información acerca de la estructura tarifaria que

se aplica en España tanto en las tarifas integrales como de acceso.

Para determinar correctamente la tarifa eléctrica siguiendo las etapas an-

teriores - determinar el nivel tarifario, fijar la estructura tarifaria y asignar eficien-


temente los costes incurridos por los consumidores entre las distintas tarifas

existentes - debe existir una metodología para cada una de estas etapas que

debe regirse por los siguientes principios regulatorios(1):

Sostenibilidad: garantía de recuperación de todos los costes reco-

nocidos de las actividades reguladas del sistema eléctrico. Es uno de

los principios fundamentales sobre los que se debe sustentar cual-

quier metodología tarifaria ya que su cumplimiento implica la viabili-

dad del sector eléctrico.

Equidad o no discriminación en la asignación de los costes a los

consumidores. A la misma utilización del bien, en este caso de la

energía eléctrica, le debe corresponder el mismo cargo con indepen-

dencia de la naturaleza del usuario, cualificado o acogido a tarifa inte-

gral, y del uso final de la energía eléctrica.

Eficiencia económica. Este principio está relacionado con el segun-

do de los objetivos que deben cumplir las tarifas eléctricas. Se consi-

deran dos tipos de eficiencia económica:

• Productiva: producir la energía eléctrica con el menor coste posi-

ble para una calidad prefijada.

• De asignación: fomentar la eficiencia en el consumo en el corto y

largo plazo. Para ello se deben asignar los costes entre los con-

sumidores que los originan aplicando el principio de causalidad o

“cost causality”. Si quedaran costes por asignar a los que no se

les puede aplicar este principio de causalidad, se deben asignar

de forma que distorsionen lo menos posible las decisiones eco-

nómicas de los consumidores.

Transparencia en la metodología tarifaria, haciendo públicos tanto

los procedimientos y criterios de cálculo como los resultados obteni-

dos.

Estabilidad en la metodología empleada de forma que los agentes

regulados tengan la menor incertidumbre regulatoria posible. Las tari-

fas se deben obtener como resultado de un procedimiento prestable- (1) Artículo “Aclaraciones sobre la Tarifa Eléctrica” [PERE03a] y Módulo “Tarifas” del Cur-so de Regulación del Sector Eléctrico del MSE. 2003-2004 [PERE03b].


cido que debe permanecer inalterado en lo posible. La estabilidad en

la metodología no es incompatible con la adaptación gradual a las

modificaciones que sea necesario realizar sobre las tarifas.

Sencillez en la metodología tarifaria y en su aplicación, en la medida

de lo posible.

Aditividad. Este principio deriva de los principios de eficiencia y sos-

tenibilidad. El principio de aditividad permite analizar de forma indivi-

dual cómo influye cada uno de los conceptos de retribución sobre la

tarifa. Las tarifas finales deben ser el resultado de la suma de cada

uno de los conceptos de costes reconocidos que se incluyen en el

cálculo de la tarifa eléctrica. Debe existir una concordancia entre las

tarifas de acceso aplicadas a los consumidores cualificados y las tari-

fas integrales destinadas a los consumidores que no desean acudir al

mercado a adquirir la energía eléctrica.

Consistencia con el proceso de regulación que afronte el sector en

cada país y en cada momento.

En algunos casos no es posible cumplir todos los principios regulatorios

al mismo tiempo ya que la aplicación de alguno de ellos puede ir en contra de

otros.

La existencia de unas tarifas eléctricas sostenibles y eficientes y una

asignación eficiente de costes se basan en una metodología tarifaria capaz de

trasladar los costes del sistema a cada una de las tarifas integrales y de acceso

existentes. De ahí la gran importancia de disponer de una correcta metodología

tarifaria para asegurar la viabilidad del sistema eléctrico.

En España, a lo largo de estos años y de los distintos contextos y marcos

regulatorios se han establecido diversas metodologías tarifarias. Estas metodo-

logías abarcan desde la establecida durante el periodo regulatorio del Marco

Legal y Estable basada en la remuneración del coste de servicio a través de la

aplicación de unos costes estándares a las actividades reguladas a la última me-

todología aplicada y publicada en el RD 1432/2002. Esta última metodología

vigente en la actualidad trata de fijar cada año la tarifa eléctrica media facilitando

la coexistencia de un mercado regulado y un mercado liberalizado, sin interferir

por ello en el mercado eléctrico, y garantizando una estabilidad regulatoria que


favorezca los procesos de inversión de las empresas. El siguiente apartado se

dedica precisamente a esta metodología que se aplica actualmente en España

para calcular la tarifa eléctrica media de cada año.

2. REAL DECRETO 1432/2002

2.1 Características generales del RD 1432/2002

La metodología tarifaria que actualmente se aplica para la aprobación o

modificación de la tarifa media o de referencia se recoge en el RD 1432/2002.

Esta metodología surge como consecuencia de la obligación contraída por el

Gobierno de establecer una metodología que permita determinar la tarifa media

del sistema. Esta tarifa media se define como la relación que existe entre los

costes previstos que intervienen en el suministro eléctrico en cada ejercicio tari-

fario desde la producción hasta la entrega de la energía al usuario final y la de-

manda en usuario final prevista para dicho ejercicio.

Esta metodología del RD 1432/2002 surge con el propósito de adaptarse

al periodo transitorio actual que finaliza en el año 2010 en el que conviven y co-

existen un mercado regulado con un entorno liberalizado, sin interferir por ello en

los mecanismos de mercado, y que abarca tanto al cálculo de la tarifa media

como a la determinación de la evolución de las tarifas integrales y de acceso.

Como se verá más adelante, este Real Decreto únicamente fija la evolución de

las tarifas integrales y de acceso olvidándose de establecer una metodología que

permita una asignación eficiente de los costes del sistema entre estas tarifas, es

decir, olvidándose del principio de eficiencia, principio fundamental en la deter-

minación de las tarifas.

Los principales objetivos que se persiguen y se desean satisfacer con es-

ta metodología, además del propósito anterior, son los siguientes:

Garantizar que el suministro eléctrico se presta en unas condiciones

adecuadas.

Dotar de estabilidad a la evolución de la tarifa media o de referencia

de tal forma que permita a las empresas planificar su proceso inversor

con garantías.

Contribuir a la estabilidad macroeconómica.


Esta metodología con un periodo de vigencia hasta el año 2010 introduce

nuevos conceptos de costes como el desajuste de ingresos de las actividades

reguladas anterior a 2003 resultantes del déficit tarifario acumulado durante los

ejercicios de 2000, 2001 y 2002 y la revisión de los sobrecostes extrapeninsula-

res durante los ejercicios de 2001 y 2002. En los apartados 8 y 9 del Capítulo II

de este manual se explican en detalle estos conceptos.

Se introduce también por primera vez en este Real Decreto desde la pu-

blicación de la Ley del Sector Eléctrico la posibilidad de revisar las previsiones

realizadas en el cálculo de la tarifa de los dos años anteriores al ejercicio para el

que se calcula la tarifa eléctrica de las variables fuera del alcance y control de las

empresas tales como la demanda, el tipo de interés, el sobrecoste del régimen

especial o el precio del gas. Estas revisiones se aplican a todas las partidas de

costes e ingresos que se vean afectadas por estos parámetros atendiendo a los

criterios siguientes:

Variación de la demanda en consumidor final en un 1% superior o in-

ferior con respecto a la demanda prevista. Se revisan todas las parti-

das de costes e ingresos afectadas por este parámetro.

Variación del tipo de interés en 50 puntos básicos por encima o deba-

jo con respecto a la previsión realizada en los dos ejercicios tarifarios

anteriores. En este caso, se revisan los costes asociados a las activi-

dades de transporte, distribución y gestión comercial.

Variación del sobrecoste de las primas del régimen especial en un 5%

superior o inferior con respecto a las previsiones realizadas en los dos

anteriores ejercicios tarifarios. Esta revisión afecta a los costes e in-

gresos relacionados con el régimen especial.

Variación del precio del gas en un 5% por encima o debajo con res-

pecto a las previsiones. La revisión afecta en este caso al coste de

generación de las nuevas centrales de ciclo combinado.

Las revisiones se realizan sobre los dos años anteriores al ejercicio tarifa-

rio en curso debido a la falta de información definitiva de las variables anteriores

en el año anterior al que se fija la tarifa media o de referencia. Para evitar esta

incertidumbre sobre los valores definitivos de estas variables se amplía el perio-

do de revisión a un segundo año. No obstante la metodología establece un límite


máximo a estas revisiones que no puede superar en un 0,6% la variación de la

tarifa media o de referencia. Cabe señalar también que la revisión de la deman-

da no se aplica a las actividades de distribución y gestión comercial a pesar de

que estas actividades se ven afectadas por esta variable como se explica en el

Capítulo II de este Manual.

Una de las características principales de esta metodología se encuentra

el Artículo 6 en el que se determina el precio medio previsto del mercado de pro-

ducción para las instalaciones de generación en régimen ordinario. Según dicho

artículo el Ministerio prevé dos precios distintos de valoración de la energía en

función del tipo de instalación de producción en régimen ordinario. Por una parte,

se prevé un precio de valoración medio del mercado de 3,05 c€/kWh y un precio

final de 3,6061 c€/kWh, incluido el pago de garantía de potencia y servicios

complementarios, por la energía producida por las centrales con derecho de co-

bro de CTCs hasta el año 2010. Por otro lado, el precio medio del mercado de

producción que se aplica a las centrales en régimen ordinario que entraron en

funcionamiento posteriormente a la liberalización del sector eléctrico se determi-

na en función de las mejores previsiones del precio del gas en cada ejercicio

tarifario. Estas nuevas centrales hasta el momento son centrales de ciclo combi-

nado que tienen como principal combustible y coste de producción el gas natural.

Esto supone una contradicción con lo expuesto en la Ley del Sector Eléc-

trico que establece que “la energía eléctrica se retribuirá en función del precio

marginal correspondiente a la oferta realizada por la última unidad de producción

cuya entrada en el sistema haya sido necesaria para atender a la demanda en el

sistema...”. Por lo tanto, el precio de retribución del total de la energía despacha-

da en cada sesión del mercado es el precio que resulta del mercado de produc-

ción que es un precio único e independiente del tipo de instalación con la que se

produce la energía eléctrica. Este precio se complementa posteriormente con el

pago por garantía de potencia y la participación en los servicios complementa-

rios.

Por otro lado, el Ministerio a través de esta metodología garantiza a las

instalaciones sujetas al cobro de CTCs un precio fijo de retribución de la energía

producida mientras que las nuevas centrales de ciclo combinado no tienen nin-

guna garantía de ser retribuidas conforme al precio de mercado estimado por el

Ministerio en cada ejercicio tarifario.


2.2 Etapas en la determinación de la tarifa media o de referencia

En este apartado se exponen las tres etapas que intervienen en la deter-

minación de la tarifa media o de referencia de cada año.

Primera etapa: determinación de la demanda prevista

La previsión de la demanda para cada uno de los ejercicios tarifarios se

determina aplicando la variación real de la demanda de cada sistema eléctrico,

peninsular e insular, en el año móvil correspondiente al último mes cerrado pre-

vio a la determinación de la tarifa eléctrica sobre el consumo real de este mismo

año móvil. La demanda en usuario final se obtiene aplicando las pérdidas en

transporte y distribución que se deben calcular conforme a los procedimientos

establecidos por Orden Ministerial.

La demanda que se tiene en cuenta en el cálculo de la tarifa media o de

referencia excluye la demanda correspondiente a los autoconsumos de los auto-

productores y de las unidades productor-consumidor acogidas al régimen espe-

cial acogidas al RD 2818/1998.

Por ejemplo, suponiendo que la tarifa eléctrica de 2005 se comienza a

preparar en el mes de Noviembre de 2004, el cálculo de la demanda prevista en

barras de central en el ejercicio tarifario de 2005 se realizará aplicando sobre el

consumo de energía eléctrica en los sistemas peninsulares y extrapeninsulares

en el periodo comprendido entre los meses de Octubre de los años 2003 y 2004

el crecimiento de demanda que se ha producido en estos sistemas eléctricos

durante este periodo. La demanda total en usuario final se obtiene aplicando los

coeficientes de pérdidas que se estimen para ese ejercicio tarifario sobre la de-

manda estimada en barras de central en ese ejercicio.

A pesar de lo establecido en la metodología referente al cálculo de la de-

manda estimada en cada ejercicio tarifario, se ha observado que en los ejercicios

anteriores de 2003 y 2004 el Ministerio no se ha ajustado estrictamente a lo es-

tablecido en dicha metodología debido fundamentalmente a dos razones que se

exponen a continuación. Mientras que en el ejercicio tarifario de 2003 se empleó

como mes de cierre previo a la determinación de la tarifa media el mes de Sep-

tiembre, tanto en los sistemas peninsulares como extrapeninsulares, en el ejerci-

cio de 2004 se ha empleado un mes de cierre distinto para cada uno de estos

sistemas eléctricos. Por otro lado, en el ejercicio tarifario de 2003 se empleó co-


mo fuente de información y de datos el Boletín de Energía Eléctrica para obtener

los consumos del año móvil tanto en el sistema eléctrico peninsular como en el

extrapeninsular. En el ejercicio de 2004 se han empleado fuentes de información

distintas para cada uno de estos sistemas. Se observa por tanto una falta de

criterio a la hora de aplicar la metodología de un ejercicio tarifario con respecto al

siguiente.

Segunda etapa: Estimación de los costes previstos para retribuir las actividades destinadas al suministro de energía

En esta etapa se estiman los costes previstos de todas las actividades

que intervienen en el suministro de energía desde la actividad de generación a la

entrega de la energía al usuario final.

El Capítulo II de este manual está dedicado a esta segunda etapa en el

cálculo de la tarifa media. En él se detallan cada uno de estos costes explicando

en profundidad en qué consisten y cómo se establece su retribución.

Tercera etapa: Cálculo de la tarifa media o de referencia

Una vez prevista la demanda en usuario final y los costes del sistema, la

tarifa media o de referencia se calcula como la relación que existe entre la previ-

sión de los costes del sistema y la demanda en usuario final en el sistema eléc-

trico nacional. La tarifa media o de referencia informa cada año del coste unitario

previsto de cada kWh producido en el sistema eléctrico nacional.

La evolución de la tarifa media o de referencia desde el comienzo del

proceso de liberalización del sistema eléctrico hasta el ejercicio de 2004 se

muestra en el siguiente gráfico:


Figura 1: Evolución de la tarifa media o de referencia en el periodo 1998-2004.

Fuente: Memoria Económica de 2004.

Evolución de la tarifa eléctrica desde 1998 a 2004

Evolución de las tarifas eléctricas 1998-2004

-10,00

-8,00

-6,00

-4,00

-2,00

0,00

2,00

4,00

6,001998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

años

% d

e va

riaci

ón a

nual

% Nominal% RealIPC %

∆ IPC = 21,9% ∆Real = - 36,69% ∆Nominal = - 14,79%


2.3 Criterios de revisión de la tarifa media o de referencia, de las tarifas integrales y de las tarifas de acceso

La metodología de tarifas del RD 1432/2002 establece una serie de crite-

rios de revisión de la tarifa media o de referencia y de las tarifas integrales y de

acceso de tal forma que no en todos los casos se puede trasladar íntegramente

la variación anual de estas tarifas, ya que existen unos límites máximos de varia-

ción. Los límites máximos establecidos en la metodología para la variación de

cada una de las tarifas anteriores son los siguientes:

La variación de la tarifa media o de referencia de cada año, sin tener

en cuenta las variaciones derivadas de las revisiones de los paráme-

tros, no podrá ser superior al 1,40%.

El Ministerio podrá fijar directamente cada año la variación máxima de

la tarifa media del 1,40% si, estableciendo una hipótesis de recupera-

ción lineal de CTCs hasta el año 2010, no se recuperara en este pe-

riodo el saldo de CTCs pendientes.

La variación adicional de la tarifa media debida a la revisión de las

previsiones con respecto a los dos ejercicios tarifarios anteriores de

las variables demanda, tipo de interés, sobrecoste del régimen espe-

cial y precio del gas no podrá ser superior al 0,60%. De esta forma, se

establecen límites a la revisión de estos parámetros pudiendo darse

el caso de no ser posible trasladar íntegramente las desviaciones que

se puedan producir entre las previsiones y la evolución real de estos

parámetros.

Las variaciones producidas en la tarifa media como consecuencia de

cambios o modificaciones en la normativa se consideran se tienen en

cuenta íntegramente.

La variación de las tarifas integrales y de acceso resultado de trasla-

dar la variación de la tarifa media a las distintas tarifas existentes no

puede ser superior en más del 0,60% a la variación de la tarifa media.

Según lo expuesto anteriormente, esta metodología establece un límite

máximo de variación de la tarifa media del 2%, al alza o a la baja, durante el pe-

riodo transitorio que finaliza en el año 2010, sin tener en cuenta las posibles va-


riaciones que se produzcan como consecuencia de la modificación de normativa.

Esto implica que la variación de las tarifas integrales y de acceso durante este

mismo periodo pueden sufrir como máximo una variación del 2,60%, sin tener en

cuenta también las variaciones por modificación de normativa. No obstante la

metodología no justifica en ningún momento cómo se establecen estos límites de

variación de las tarifas o qué criterios o metodología se ha empleado para obte-

ner estos límites. Por otro lado, la metodología fija los límites máximos de varia-

ción pero no establece una metodología que permita trasladar cada año la varia-

ción de la tarifa media y, como consecuencia, los costes previstos del sistema, a

las distintas tarifas integrales y de acceso. Por lo tanto, no se conoce la metodo-

logía que emplea el Ministerio cada año para establecer la variación de las tari-

fas que se aplican a los consumidores finales.

Como conclusión y opinión personal acerca del RD 1432/2002, establecer

un proceso de cálculo de la tarifa media o de referencia así como límites máxi-

mos a la variación de las tarifas contribuye a proporcionar una estabilidad regula-

toria. No obstante esta estabilidad puede verse afectada y empañada por la in-

certidumbre que causa cada año en las empresas la falta de una metodología

que permita obtener la variación de las tarifas integrales y de acceso conocida la

variación de la tarifa media.

CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 14

CCAAPPÍÍTTUULLOO IIII:: CCOOSSTTEESS RREECCOONNOOCCIIDDOOSS EENN LLAA TTAARRIIFFAA MMEEDDIIAA OO DDEE RREEFFEERREENNCCIIAA

Este capítulo se centra en el Artículo 4 de la metodología de tarifas apro-

bada en el RD 1432/2002 en el que se establecen los costes que se deben tener

en cuenta al calcular la tarifa media o de referencia de cada año.

Todos los apartados de este capítulo, a excepción del 1 y el 7, tienen el

mismo esquema para facilitar la lectura y búsqueda de información al lector. Ca-

da uno de estos apartados comienza con una breve descripción de cada uno de

los costes de que se trate en la que se proporciona información general así como

un esquema de lo que se expondrá en el resto de los apartados relacionados

con dicho coste. Los apartados siguientes se dedican a explicar cómo se esta-

blece la retribución de cada uno de los costes reconocidos y cómo se realiza

posteriormente el reparto de esta retribución entre las diferentes empresas del

sector. Este último punto, el reparto de la retribución, a pesar de no tener una

relación directa con el capítulo se ha considerado importante incluirlo ya que es

un concepto importante en el proceso de liquidaciones que se explica en la pri-

mera parte de esta tesis y contribuye a dar una idea más completa. Al concluir

cada uno de los apartados se proporciona un cuadro resumen con toda la legis-

lación empleada y relacionada con cada uno de los costes de este capítulo y un

cuadro resumen con los aspectos más importantes tratados en cada uno de los

apartados con una aplicación numérica a la tarifa eléctrica de 2004. Hay que

mencionar que todos los ejemplos prácticos de este capítulo se encuentran refe-

renciados al ejercicio tarifario de 2004 ya que es el primer ejercicio donde se

puede observar la metodología de tarifas del RD 1432/2002 aplicada en su tota-

lidad.


1. COSTES DE PRODUCCIÓN

1.1 Descripción

Los costes de producción incluidos en la tarifa media o de referencia son

los costes de generación necesarios para satisfacer la demanda prevista en el

conjunto del sistema eléctrico, incluyendo la demanda de los sistemas insulares

y extrapeninsulares (SEIE)(2).

Son los costes debidos a la actividad de generación para satisfacer la

demanda prevista en el sistema peninsular y en los SEIE.

Los costes de producción suponen aproximadamente el 60% del coste

total del sistema.

Los costes de producción se clasifican en:

Figura 2. Clasificación de los costes de producción

En la figura 3 se muestra el reparto del coste total de suministro previsto

por el Ministerio para el año 2004:

(2) SEIE: Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, según la terminología utiliza-dad en el Real Decreto 1747/2003 por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

Sistema Peninsular

Sistema Extrapeninsular

Costes de Producción

Contratos bilaterales físicos

Incorporación de energía al mercado

Régimen Ordinario

Régimen Especial

Régimen Ordinario

Exportaciones (con signo negativo)

Régimen Especial REE Incorporación al

mercado


Figura 3. Costes de producción en 2004. Fuente: Memoria Económica de 2004.

En la figura 4 se muestra el reparto del coste previsto de producción para

el ejercicio de 2004 desglosado entre las distintas tecnologías de generación en

los sistemas eléctricos peninsular y extrapeninsular.

Figura 4. Reparto de los costes de producción según tecnologías en 2004. Fuen-

te: Memoria Económica de 2004.

Costes de producción 2004

2%8%

1%

89%

Generadores Contrato REE-EDF y otros intercambiosGarantía de potencia Servicios complementarios

Reparto según tecnologías de producción 2004

51%

8%11%

30%

Generadores peninsulares Generadores extrapeninsularesNuevos Ciclos Combinados Régimen especial


En los siguientes apartados de este capítulo se explican en detalle los

costes presentados en la figura 2 que forman parte de la actividad de produc-

ción. La estimación de cada uno de estos costes que realiza el Ministerio consta

de dos partes: precio y energía. La estimación de la energía producida a partir

de las distintas tecnologías se basa en el dato inicial de partida de la demanda

prevista en el conjunto del sistema eléctrico, peninsular y extrapeninsular. A par-

tir de esta estimación, el operador del sistema se encarga de realizar la mejor

previsión del balance de energía del sistema. En el caso de la previsión de la

energía vertida por las instalaciones acogidas al régimen especial, la CNE es la

encargada de proporcionar dichas previsiones ya que dispone de toda la infor-

mación relacionada con las ventas de energía del régimen especial. La estima-

ción del precio al que se valora la energía eléctrica generada depende de la tec-

nología de producción así como del origen de esta energía como se explicará

más adelante.

1.2 Costes peninsulares

Los costes de generación peninsular se clasifican en función del régimen

bajo el que se produce la energía eléctrica: régimen ordinario y régimen especial.

Se engloba en el régimen ordinario la energía eléctrica generada con

centrales térmicas nucleares, de carbón y fuel así como las nuevas centrales de

ciclo combinado y la energía producida con centrales hidráulicas con potencia

instalada superior a 10 MW.

Por el contrario, pertenecen al régimen especial aquellas instalaciones

que utilizan fuentes de energía renovables o la cogeneración para la producción

de energía eléctrica. La clasificación detallada de los grupos y subgrupos a los

que pueden acogerse las instalaciones de régimen especial se encuentra en el

Artículo 2 del RD 436/2004(3).

(3) Real Decreto 436/2004 por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de ener-gía eléctrica en régimen especial.


1.2.1 Régimen ordinario

La estimación del coste de producción debido a la generación de energía

eléctrica con centrales de producción acogidas al régimen ordinario y ubicadas

en el sistema eléctrico peninsular debe tener en cuenta tanto la energía incorpo-

rada en el mercado de producción como la energía negociada a través de con-

tratos bilaterales.

A continuación se presentan los distintos tipos de instalaciones que per-

tenecen a este régimen y la estimación del coste de producción de cada una de

ellas.

• Instalaciones sujetas al cobro de CTCs:

Pertenecen a este grupo las instalaciones de producción que estaban au-

torizadas a 31 de Diciembre de 1997, es decir, que se encontraban en funcio-

namiento antes de la liberalización del sector eléctrico.

La valoración de la energía producida con este tipo de centrales durante

el régimen transitorio establecido para ellas hasta el año 2010 es de

3,6061c€/kWh, incluidos garantía de potencia y servicios complementarios.

• Resto de instalaciones de producción de energía en régimen or-dinario.

En este grupo se engloban las nuevas centrales de generación que en-

tren en funcionamiento en un momento posterior a la liberalización del sector

eléctrico. Actualmente, en este grupo se engloban las nuevas centrales de ciclo

combinado.

El precio medio de mercado a considerar para valorar la energía produci-

da con estas centrales se estima cada año teniendo en cuenta las previsiones

del precio del gas. La retribución de esta energía incluye además el pago por

garantía de potencia y servicios complementarios.

1.2.2 Régimen especial

Los costes de generación del sistema peninsular en régimen especial se

establecen dependiendo del real decreto al que se encuentren acogidas cada

una de las instalaciones de producción. Con la aprobación en Marzo de 2004 del

RD 436/2004, por el que se establece la metodología de retribución de la ener-


gía del régimen especial, queda modificado el Artículo 2 del RD 1432/2002 por el

que se establece el método de cálculo de los costes de producción.

El nuevo real decreto que regula el régimen especial deroga los reales

decretos RD 2818/1998 y RD 841/2002 y establece un periodo transitorio hasta

el 01/01/2007 para el RD 2818/1998. El RD 2366/1994 permanece con su régi-

men económico transitorio hasta el cese del cobro de los CTCs en el año 2010.

La previsión de la energía vertida por las instalaciones del régimen espe-

cial en cada uno de los reales decretos a los que se encuentren acogidas es

realizada por la CNE ya que es la que posee la información sobre las ventas de

energía del régimen especial.

A continuación se presentan los distintos tipos de instalaciones que per-

tenecen a este régimen y la estimación del coste de producción de cada una de

ellas.

• Instalaciones acogidas al RD 436/2004

El RD 436/2004 establece la metodología del régimen económico y jurídi-

co del régimen especial y es la legislación vigente en la actualidad. La metodolo-

gía de tarifas publicada con anterioridad al RD 436/2004 no recoge cómo se es-

timará el coste de producción asociado a las instalaciones de producción acogi-

das a este nuevo RD. No obstante es de suponer que se hará de forma similar a

los procedimientos establecidos para estimar el coste de la energía producida

por el resto de las instalaciones acogidas al régimen especial.

Se presentan las distintas opciones y regímenes económicos que ofrece

este nuevo real decreto y la retribución de cada uno de ellos aunque, como se

ha explicado anteriormente, no existe información que permita conocer cómo

actuará el Ministerio al fijar la tarifa media o de referencia del siguiente ejercicio

tarifario.

Este Real Decreto permite elegir entre dos opciones a la hora de vender

la energía eléctrica de las instalaciones acogidas a este RD.

Por una parte, ofrece la posibilidad de ceder directamente esta energía a

la empresa distribuidora a cambio de un precio regulado para todos los horarios

de programación fijado como un porcentaje de la tarifa media o de referencia en

función del grupo o subgrupo al que pertenezca la instalación.


Por otra parte, las instalaciones pueden optar por vender libremente la

energía en el mercado al precio que resulte del mercado de producción comple-

mentado por un incentivo y, en su caso, por una prima más el pago por garantía

de potencia correspondiente.

El precio de mercado empleado en el cálculo de la tarifa media o de refe-

rencia para valorar la energía acogida al RD 436/2004 que opta por acudir al

mercado es el mismo precio previsto para valorar la energía producida por las

centrales que entraron en funcionamiento posteriormente a la liberalización del

sector eléctrico. Este es el precio establecido en el RD 1432/2002 para la ener-

gía del régimen especial que oferta la energía en el mercado de producción. Es razonable suponer que éste será también el precio de valoración de la energía

que acude al mercado acogida al RD 436/2004.

Independientemente del régimen económico elegido, toda instalación

acogida al régimen especial recibirá un complemento por energía reactiva que se

fijará también como un porcentaje de la tarifa media o de referencia en función

del grupo o subgrupo al que pertenezca la instalación.

Este RD obliga a las instalaciones con potencia superior a 10 MW y que

opten por no acudir al mercado a realizar previsiones sobre la energía vertida en

las redes de las empresas distribuidoras repercutiéndoles un coste por desvío

frente a las previsiones realizadas más allá de una tolerancia fijada previamente.

Con este mecanismo se trata de incentivar la participación del régimen especial

en el mercado de producción y reducir el coste por desvíos que anteriormente

repercutía por entero sobre las empresas distribuidoras.

El cálculo de este coste por desvío no está previsto en la metodología del

RD 1432/2002 y, por tanto, no se conoce cómo se tendrá en cuenta a la hora de

valorar la energía del régimen especial en los próximos ejercicios tarifarios. Ac-

tualmente, la CNE calcula este coste por desvíos y se publica en los Informes

mensuales de ventas de energía del régimen especial.



Las instalaciones acogidas al RD 2366/1994 disponen de un régimen

económico transitorio hasta el año 2010.

Durante este periodo transitorio, las instalaciones podrán elegir entre

vender libremente su energía en el mercado o vendérsela directamente a la em-

presa distribuidora de su zona.

En el caso de optar por ofertar la energía libremente en el mercado, el ré-

gimen económico es el mismo que el establecido para las instalaciones acogidas

al RD 436/2004 que acuden al mercado. Se estima, de nuevo, que el precio de

venta de dicha energía será el precio al que se valora la energía producida por

las instalaciones que entraron en funcionamiento posteriormente a la liberaliza-

ción del sector eléctrico.

Sobre este precio de venta de la energía eléctrica se añaden el comple-

mento por energía reactiva así como el coste de desvíos frente a la previsión de

la producción de energía eléctrica más allá de una tolerancia predeterminada.

Si, por el contrario, el propietario de la instalación opta por ceder la ener-

gía a la empresa distribuidora, ésta le será retribuida al precio medio del año

móvil correspondiente al último mes cerrado previo a la determinación de la tarifa

media corregido por la variación de las tarifas para el nuevo ejercicio.


Como se ha explicado anteriormente, el RD 2818/1998 quedó derogado

con la aprobación del nuevo RD 436/2004 del régimen especial. Las instalacio-

nes acogidas al RD 2818/1998 disponen de un periodo transitorio hasta el

01/01/2007 durante el que pueden ceder su producción o excedentes de energía

eléctrica a la empresa distribuidora a cambio de un precio regulado. Posterior-

mente, estas instalaciones se regirán y quedarán acogidas al RD 436/2004.

El precio de cesión de la energía cada hora durante este periodo transito-

rio será igual a la suma del precio final horario del mercado de producción más una prima adicional que se establece en función del grupo o subgrupo al que

pertenezca la instalación y de su potencia instalada.

El método de cálculo y de actualización de cada una de las primas se en-

cuentra en la Disposición Transitoria Segunda del RD 436/2004.


No obstante estas instalaciones pueden optar por acogerse plenamente

desde un principio al RD 436/2004 bajo cualquiera de las dos modalidades que

permite, ceder la energía a la empresa distribuidora o participar en el mercado

de producción, bajo las condiciones explicadas en el epígrafe anterior.

1.3 Costes extrapeninsulares e insulares

1.3.1 Régimen ordinario

El RD 1747/2003 aprobado en Diciembre de 2003 regula los sistemas

eléctricos insulares y extrapeninsulares. Debido a que la aprobación de dicho

real decreto es posterior al RD 1432/2002, la metodología de tarifas no recoge el

método empleado para valorar la energía producida por las centrales de los

SEIE en régimen ordinario.

Según el RD 1747/2003, los generadores en los sistemas insulares y ex-

trapeninsulares se encuentran exentos de realizar ofertas en el mercado de pro-

ducción. En cada uno de estos sistemas eléctricos se realiza un despacho por

costes variables al que se aplica el orden de mérito para determinar las unidades

casadas en el despacho.

Los generadores reciben ingresos por tres conceptos:

i) Retribución de la energía con referencia al coste marginal del merca-

do peninsular.

ii) Prima de funcionamiento que retribuirá el sobrecoste de combustible

y operación y mantenimiento variable.

iii) Retribución por garantía de potencia que retribuye la inversión y la

operación y mantenimiento fijo.

1.3.2 Régimen especial

El coste de producción de las instalaciones del régimen especial situadas

en los sistemas insulares y extrapeninsulares se realiza en función del Real De-

creto al que se encuentre acogida la instalación igual que en el sistema peninsu-

lar.

Existe, sin embargo, una particularidad con respecto a la energía del ré-

gimen especial de los SEIE que opte por ofertar libremente su energía en el


despacho por costes variables. Esta energía, al igual que en el sistema peninsu-

lar, se retribuye al precio del mercado complementado con un incentivo y, en su

caso, con una prima. Sin embargo, en el caso de los SEIE el precio del mercado

que reciben las instalaciones pertenecientes al régimen especial es el que resul-

te del despacho por costes variables en lugar del precio del mercado peninsular.

1.4 Importaciones

Contratos de REE anteriores a la Ley 54/1997

Estos contratos se establecieron entre REE y EDF por una capacidad

máxima de 550 MW con fecha anterior a la aprobación de la Ley del Sector Eléc-

trico y actualmente siguen en vigor. El coste asociado a esta energía se calcula

valorando la energía prevista que se incorpora al sistema al precio del contrato.

Energía incorporada al mercado

El coste asociado a esta energía se calcula valorando la energía prevista

que se incorpora al mercado por sujetos nacionales o no nacionales al precio

previsto del mercado de producción, complementado con el pago por garantía de

potencia. Se excluye el pago por la participación en los servicios complementa-

rios.


El coste asociado a esta energía se calcula valorando la energía prevista

destinada a contratos bilaterales entre sujetos nacionales o no nacionales al pre-

cio previsto del mercado de producción.

Este precio no se complementa con el pago por garantía de potencia ni

con el pago por la participación en los servicios complementarios.

1.5 Exportaciones

El coste asociado a esta energía con signo negativo se calcula valorando

la energía prevista exportada a otros países al precio previsto del mercado de

producción. En este caso, la retribución de esta energía no se complementa con

el pago por garantía de potencia ni servicios complementarios.


1.6 Legislación

La legislación citada en este apartado es la siguiente:

Cuadro 1. Legislación de los Costes de Producción.

Legislación Artículo Qué se establece

Capítulo I Producción de energía eléctrica. Régimen Ordinario.

Capítulo II Producción de energía eléctrica. Régimen Especial.

Artículo 4.2 Cálculo de los costes de producción: previsión y valoración de la energía eléctrica

Artículo 6

Precio medio previsto del mercado de producción correspondiente a las instalaciones de generación en régimen ordinario.

Artículo 4Despacho técnico de generación: participantes, condiciones de las ofertas y cómo se realiza el despacho.

Artículo 6.4 Condiciones del pago por garantía de potencia.

Artículo 7

Se establece el coste individual de los generadores para cada hora de programación: coste de energía y garantía de potencia.

CAPÏTULO IV

Se establecen las condiciones de los dos régimenes económicos previstos: precio de cesión de la energía, cálculo, condiciones de revisión y liquidación de las primas, imputación y liquidación de desvíos,...

Disposición Transitoria Primera

Se fijan las condiciones económicas del régimen transitorio previsto hasta el año 2007 para las instalaciones acogidas al derogado RD 2818/1998.

Disposición Transitoria Segunda

Se fijan las condiciones económicas del régimen transitorio previsto hasta el año 2010 para las instalaciones acogidas al derogado RD 2366/1994.

Memoria Económica de 2004 Costes estimados de producción en 2004

RD 436/2004, de 12 de Marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

RD 1747/2003, de 19 de Diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

COSTES DE PRODUCCIÓN

RD 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.

Ley del Sector Eléctrico 54/1997


1.7 Resumen y aplicación a la Tarifa de 2004

Cuadro 2. Resumen Costes de Producción. Fuente: Memoria Económica de

2004.

ESTIMACIÓN COSTESInstalaciones con derecho a cobro de CTCs

3,6 c€ /kWh, incluidos servicios complementarios y garantía de potencia

Resto de instalacionesPrecio medio previsto del mercado, teniendo en cuenta el precio del gas, más garantía potencia y servicios complementarios

RD 2366/1994 Precio medio previsto para la venta de energía de este régimen

RD 2818/1998 Precio Final Horario del mercado + Prima

Ofertan voluntariamente al mercado

Precio medio previsto mercado + Incentivo + Prima + Garantía de potencia

Retribución individual y horaria para cada generador: precio mercado previsto en tarifa+Prima funcionamiento+Garantía de potencia

RD 2366/1994 Precio medio previsto para la venta de energía de este régimen

RD 2818/1998 Precio Final Horario del mercado + Prima

Ofertan voluntariamente al mercado

Precio medio previsto mercado + Incentivo + Prima + Garantía de potencia

Precio establecido en contrato

Precio medio previsto mercado + Servicios Complementarios y excluída Garantía de Potencia

Precio medio previsto mercado, excluidos Servicios Complementarios y Garantía de Potencia

Precio medio previsto mercado, excluidos Servicios Complementarios y Garantía de Potencia

1.580.131

22.597

COSTE TOTAL DE PRODUCCIÓN PREVISTO EN

2004: 10.528.275 (miles €)

182.171

109.411

78.767

-289.388

25.671

No aparece coste asociado a estas instalaciones en la memoria económica.

436.594

745.056

TARIFA 2004 (miles de €)

5.793.289

1.156.067

687.842

Coste Exportaciones (signo negativo)

Coste Incorporaciones

al mercado

Contratos REE

Incorporación al mercado


Coste Insular y Extrapeninsular (RD 1747/2003)

Régimen Ordinario

Régimen Especial

COSTES DE ENERGÍA

Coste Peninsular

Régimen Ordinario

Régimen Especial


2. COSTE DE TRANSPORTE

2.1 Descripción

La actividad de transporte está regulada debido tanto a su carácter de

monopolio natural como a la función estratégica que ocupa en el sistema eléctri-

co como elemento de unión entre la generación y el mercado de producción. No

obstante, el proceso de liberalización del sector eléctrico introdujo cierto “grado

de competencia” en esta actividad a través de dos mecanismos como son el ac-

ceso de terceros a las redes de transporte y la licitación de nuevas instalaciones

de transporte.

La regulación de esta actividad tiene como finalidad:

Adecuar el suministro de energía eléctrica a las necesidades de los

consumidores.

Asegurar la viabilidad económica de la actividad de transporte.

Promover las inversiones óptimas así como la operación eficiente de

las redes.

Los costes de la actividad de transporte son aquellos asociados al desa-

rrollo propio de la actividad que incluye la instalación, mantenimiento y operación

de las redes de transporte.

Los costes reconocidos a la actividad del transporte suponen aproxima-

damente un 5% del coste total de la tarifa.

Las empresas que actualmente tienen activos de transporte son REE,

Hidrocantábrico, Viesgo e Inalta. En el año 2002, Iberdrola vendió sus activos de

transporte a Inalta y Endesa y Unión FENOSA hicieron lo propio vendiendo sus

activos a REE.

La clasificación de los costes reconocidos a las empresas transportistas

se muestra en la figura 5:


Figura 5. Clasificación de los costes reconocidos a las empresas transportistas.

Se incluyen en el cálculo de la tarifa eléctrica media o de referencia los

costes incurridos tanto por las empresas transportistas peninsulares como por

las empresas transportistas que desarrollan su actividad en los sistemas insula-

res y extrapeninsulares

Actualmente, la mayor parte de los activos de transporte se concentran

en REE, empresa encargada de la operación de las redes de transporte así co-

mo de la gestión técnica del sistema eléctrico. Le siguen en volumen de activos

las empresas Inalta, Viesgo e Hidrocantábrico.

La participación de cada uno de los conceptos que forman parte del coste

reconocido a la actividad de transporte peninsular para el año 2004 en el coste

total de esta actividad regulada, según el informe 58/2003 de la CNE sobre la

propuesta de Real Decreto de tarifa eléctrica 2004, es el siguiente:

Costes reconocidos a las empresas transportistas

Instalaciones existentes antes de 1998

Adjudicación por libre concurrencia

Adjudicación de forma directa

Incentivo a la disponibilidad de las instalaciones

Nuevas inversiones con entrada en explotación entre 1998 y el año anterior a la

fijación de la tarifa


Figura 6. Componentes del coste de transporte. Fuente: Informe 18/2003 sobre

la Propuesta de Real Decreto de la tarifa de 2004 elaborado por la CNE.

Los apartados siguientes se dedican a explicar en qué consisten cada

uno de los componentes del coste reconocido a la actividad de transporte, cómo

se establece y se fija la retribución de esta actividad y cómo se reparte dicha

retribución entre las diversas empresas que poseen activos de transporte. Se

dedica al final un apartado al tratamiento de las instalaciones de cierre debido al

carácter particular de este tratamiento.

2.2 Costes reconocidos de la actividad de transporte

Los costes reconocidos y, por tanto, retribuidos a la actividad del trans-

porte están recogidos en la sección 2ª, artículo 4 del Real Decreto 2819/1998,

por el que se regulan las actividades de transporte y distribución.

El coste total reconocido y que debe ser retribuido adecuadamente está

formado, a su vez, por la suma de los costes que se desglosan a continuación y

que se recogen en el cuadro anterior.

Componentes del coste de transporte

76%

23%1%

Actualización del coste acreditado en 1998Nuevas inversiones desde 1998Incentivo de disponibilidad


Instalaciones existentes anteriores a 1998

Este coste reconocido corresponde al coste asociado a las instalaciones

de transporte de cada empresa o grupos de empresas transportistas existentes

antes de 1998, es decir, antes de la liberalización del sector eléctrico que se de-

be fundamentalmente a los costes de operación y mantenimiento de dichas ins-

talaciones.

Inversiones en nuevas instalaciones

Este coste corresponde a los costes de inversión y de explotación de las

nuevas inversiones realizadas en las instalaciones de transporte. Estas nuevas

inversiones pueden acometerse, a su vez, por procedimientos concurrenciales o

mediante autorización directa.

• Procedimiento de concurrencia

A pesar de ser la actividad de transporte una actividad regulada, se pue-

de introducir un cierto grado de liberalización a través de la adjudicación de la

construcción de nuevas instalaciones de transporte mediante el procedimiento

de concurrencia o subasta pública.

Los costes asociados a las nuevas inversiones que se asignen por este

método serán los que se fijen en las condiciones del concurso.

El coste reconocido en la tarifa eléctrica de cada año asociado a las nue-

vas inversiones en instalaciones de transporte adjudicadas por el procedimiento

de concurrencia incluye el coste debido al conjunto de las nuevas inversiones

realizadas por cada empresa o grupo de empresas con entrada en explotación

entre el 1 de Enero de 1998 y el 31 de Diciembre del año anterior al que se fija la tarifa.

Hasta el momento las nuevas instalaciones de transporte que han entra-

do en funcionamiento desde el año 1998 no han sido adjudicadas por este pro-

cedimiento. Sin embargo, sería recomendable utilizar este método para la asig-

nación de nuevas inversiones ya que los mecanismos de mercado, siempre que

puedan utilizarse, son los más eficientes.

• Método directo

Este concepto se refiere al coste asociado del conjunto de las nuevas in-

versiones autorizadas de forma directa. Se incluyen exclusivamente las inversio-


nes en instalaciones de transporte realizadas por cada empresa o grupo de em-

presas con entrada en explotación entre el 1 de Enero de 1998 y el 31 de

Diciembre del año anterior al que se fija la tarifa.

Incentivos a la disponibilidad

Las empresas transportistas son responsables de la calidad de servicio

de sus instalaciones de transporte. Esta calidad de servicio se exige a través del

cumplimiento del índice de disponibilidad que mide el porcentaje del tiempo total

que dicha instalación ha estado disponible para el servicio a lo largo de todo el

año.

2.3 Retribución de los costes reconocidos

La retribución de la actividad del transporte se fija con carácter anual y de

forma individualizada por instalación.

La retribución se fija de forma que permita recuperar los costes reconoci-

dos debidos a las instalaciones existentes anteriores a 1998, los costes de inver-

sión, operación y mantenimiento de las nuevas inversiones y los incentivos a la

disponibilidad de las instalaciones de transporte.

El Ministerio es el encargado de establecer cada año la cantidad destina-

da a cubrir los costes de esta actividad regulada. Esta cantidad es el resultado

de agregar las retribuciones correspondientes a cada empresa o grupo de em-

presas por cada uno de los costes reconocidos del apartado anterior. La retribu-

ción de la actividad del transporte fijada en la tarifa tiene carácter de máxima, es

decir, la retribución fijada es la máxima cantidad que pueden recibir las empre-

sas transportistas por el desarrollo de la actividad. No obstante, una vez audita-

das las instalaciones de transporte de cada empresa transportista para cada

año, el Ministerio puede modificar los costes de transporte de las empresas

transportistas previo informe de la CNE.

Los ingresos necesarios para remunerar los costes de transporte se ob-

tienen a partir de un cargo por el uso de las redes de transporte que se cobra a

los consumidores a través de las tarifas de acceso (clientes que ejercen su con-

dición de cualificados) y de la tarifa integral (clientes que no desean acudir al

mercado). En España, los generadores son eximidos del pago por el uso de di-

chas redes y todo el coste se carga a los consumidores.


Para establecer la retribución de los costes reconocidos de la actividad

del transporte es necesario establecer a priori una serie de hipótesis sobre el

valor de los parámetros relevantes en el cálculo de los costes. En el cuadro si-

guiente, se muestra la evolución de estos parámetros desde el año 1998 hasta el

ejercicio tarifario actual de 2004:

Parámetros 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 IPC previsto 1,40% 2,90% 4,00% 2,70% 4,00% 2,90% 2,00% X 1% 1% 1% 1% 1% 0,6% 0,6% Y 1% 1% 1% 1% 1% 0,6% 0,6% Tasa retribución 6,37% 5,25% 3,94% 5,38% 5,25% 6,46% 5,65% Disponibilidad objetivo 97% 97% 97% 97% 97% 97% 97%

Tabla 1. Parámetros para la retribución del transporte 1998-2004. Fuente: MI-

NECO.

A continuación se explica cómo se establece la retribución de cada uno

de los componentes que forman parte del coste total de la actividad del transpor-

te.


La retribución destinada a cubrir los costes acreditados debidos a las ins-

talaciones existentes anteriores al año 1998 se realiza cada año actualizando la

retribución del año anterior con el IPC previsto para ese año disminuido en un

factor de eficiencia X.

El factor de eficiencia está fijado por el Ministerio para un periodo máximo

de cuatro años. Hasta el año 2002, el factor de eficiencia tomó el valor del 1% y

durante los años 2003 y 2004 el valor ha sido del 0,6%.


Existen dos modalidades de retribución de los costes incurridos por inver-

siones en nuevas instalaciones en función del procedimiento adoptado en la ad-

judicación de dichas inversiones.

• Procedimiento de concurrencia

La retribución de las nuevas inversiones realizadas por el procedimiento

de libre concurrencia se fija de acuerdo a las condiciones establecidas en el con-

curso. Hasta el momento, no se han autorizado nuevas inversiones por este mé-

todo.


• Método directo

La retribución de los costes de las nuevas inversiones en instalaciones de

transporte adjudicadas de forma directa consta de dos términos:

i) Coste de las nuevas instalaciones que entraron en funcionamiento el

año n-1, siendo n el año para el que se fija la tarifa eléctrica.

La retribución del coste de cada instalación de transporte en el año poste-

rior a su entrada en funcionamiento consta de dos componentes: retribución de

la inversión y retribución del coste de explotación.

La retribución destinada a cubrir los costes de inversión se establece a su

vez de acuerdo a la siguiente expresión:

CIT(n)(4) = R(n) + A(n) = Vu

VAI(n) Tr(n) VAI(n) +⋅ , donde

CIT(n): anualidad del coste de inversión de cada una de las instalaciones

que entraron en funcionamiento en el año anterior al que se fija la tarifa, siendo n

el año para el que se establece la tarifa media o de referencia.

R(n): retribución anual del coste de la inversión que se calcula aplicando

la tasa de retribución correspondiente al valor de la inversión en el año n.

VAI(n): valor de la inversión en el año n. El coste total al que asciende la

inversión en cada una de las nuevas instalaciones de transporte se obtiene de

aplicar los valores unitarios de referencia fijados en el RD 2819/1998 actualiza-

dos al año n mediante el factor (0,75*IPC previsto) a cada uno de los componen-

tes que forman parte de la instalación.

Tr(n): tasa de retribución que se establece, a partir del año 2002, en la

media anual de los bonos del Estado a 10 años más el 1,5%.

A(n): amortización del coste de inversión que se obtiene cada año divi-

diendo la anualidad del valor de la inversión entre la vida útil de la instalación,

siendo Vu la vida útil de la instalación de transporte que se establece en 40 años

para las líneas, subestaciones y máquinas de potencia y en 14 años para los

despachos de maniobra y centros de control.

(4) Notación empleada en el RD 2819/1998.


La retribución destinada a cubrir los costes de explotación se establecen

fundamentalmente como la suma de los costes de operación y mantenimiento

más los costes de estructura y circulante de acuerdo a la siguiente expresión:

CET(n)(5) = Com(n) + Cea(n), donde

CET(n): coste total de explotación en el año n de las instalaciones de

transporte con entrada en servicio en el año n-1.

Com(n): coste de operación y mantenimiento en el año n de las líneas y

subestaciones de transporte que entraron en funcionamiento en el año n-1. Al

igual que el valor de la inversión, los costes de operación y mantenimiento se

calculan a partir de valores unitarios de referencia que se actualizan cada año

con el factor Y de eficiencia.

Cea(n): costes de estructura y circulante en el año n asociado con la ex-

plotación de las instalaciones que entraron en funcionamiento en el año n-1. Es-

te coste se establece como una fracción de los costes de operación y manteni-

miento que se fija en el 0,07.

ii) Coste de las nuevas instalaciones que entraron en funcionamiento

entre el 1 de Enero de 1998 y el año n-2, siendo n el año para el que

se fija la tarifa eléctrica.

A partir del segundo año después de la entrada en funcionamiento de ca-

da instalación de transporte, la retribución de la inversión de dichas instalaciones

se obtiene de actualizar la retribución del año anterior con el valor del IPC previs-

to para el año en el que se fija la tarifa eléctrica disminuido en el factor de efi-

ciencia Y.

Nota: la cesión de las instalaciones de transporte a otras empresas sólo

es retribuida por sus costes de operación y mantenimiento.


Las empresas transportistas, en función de los índices de disponibilidad

de sus instalaciones, pueden obtener una prima o una penalización en su retri-

bución.

(5) Notación empleada en el RD 2819/1998.


Las empresas transportistas no son responsables directas de la planifica-

ción de las redes de transporte. La planificación tiene carácter vinculante y es al

Congreso a quien le corresponde la decisión última de construcción de nuevas

instalaciones de transporte. Por esta razón, no se puede responsabilizar a estas

empresas de la calidad de la red de transporte y su responsabilidad se limita a

tener disponibles sus instalaciones.

El incentivo o penalización sobre la retribución de cada empresa o grupo

de empresas transportistas se asocia al grado de cumplimiento de una disponibi-

lidad objetivo fijada en el 97%. Cuanto mayor sea la disponibilidad real de las

instalaciones respecto a la disponibilidad objetivo, mayor será la prima a cobrar y

viceversa.

La prima o penalización aplicada sobre la retribución del transporte de

cada empresa se calcula como un porcentaje de los costes acreditados de todas

las instalaciones, antiguas y nuevas. Sin embargo, la prima correspondiente al

ejercicio n no puede conocerse hasta que no acabe dicho ejercicio ya que de-

pende de la disponibilidad real de las instalaciones de transporte durante ese

año. Por lo tanto, el incentivo a la disponibilidad que se incluye en la tarifa eléc-

trica de cada año se basa en la disponibilidad de las instalaciones en el año an-

terior.

2.4 Reparto de la retribución entre las empresas transportistas

La distribución de la retribución total de la actividad del transporte fijada

por el Ministerio entre los diferentes conceptos que forman parte del coste total

de dicha actividad y entre las distintas empresas transportistas se presenta a

continuación.


Para establecer el reparto de la cantidad destinada a la retribución de las

instalaciones anteriores al proceso de liberalización del sector eléctrico cada año

entre las distintas empresas transportistas es necesario partir de la cantidad ini-

cial fijada por este concepto en el año 1998 para cada una de las empresas.


Los costes acreditados a las empresas transportistas peninsulares por las

instalaciones de transporte existentes con anterioridad al año 1998 con los si-

guientes:

Tabla 2. Coste acreditado a las instalaciones anteriores a 1998. Fuente: RD

2819/1998

Partiendo de esta cantidad inicial establecida para cada una de las em-

presas en el año 1998, la retribución destinada a cubrir los costes incurridos por

estas instalaciones cada año es aquella que resulta de actualizar la cantidad

anterior conforme a lo explicado en el apartado 2.3.

La evolución de estos costes acreditados desglosados por empresas

transportistas peninsulares durante los años 1998 a 2004 es la siguiente:

miles € %Iberdrola 79.316 15,64%UEF 25.591 5,05%

31.806 6,27%19.529 3,85%24.449 4,82%2.554 0,50%4.886 0,96%6.389 1,26%

Endesa 5.427 1,07%REE 307.243 60,57%TOTAL 507.236 100%

Coste acreditado a las instalaciones anteriores a 1998

Compañía Sevillana de ElectricidadFuerzas eléctricas de Cataluña

Electra del ViesgoEléctricas reunidas de Zaragoza

Hidroeléctrica del CantábricoEmpresa Hidroeléctrica del Ribagorzana


Tabla 3. Desglose por empresas de los costes acreditados al transporte por ins-

talaciones anteriores a 1998. Fuente: Informe 58/2003 sobre la Propuesta de Real De-

creto de Tarifa Eléctrica de 2004 elaborado por la CNE.

En la tabla anterior se ha tenido en cuenta la venta en el año 2002 de los

activos de transporte de las empresas Endesa y Unión Eléctrica Fenosa a Red

Eléctrica de España y los activos de transporte de Iberdrola a INALTA.

Sin embargo, la evolución de los costes acreditados por las instalaciones

existentes anteriores a 1998 teniendo en cuenta la venta de activos anterior en-

tre las empresas anteriores y aplicando el factor de actualización correspondien-

te a cada año resulta ser la siguiente:

Tabla 4. Desglose por empresas del coste acreditado al transporte por instala-

ciones anteriores a 1998. Se ha considerado que los activos de INALTA en el año 2002

son resultado de una venta de instalaciones por parte de Iberdrola

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

IPC previsto 1,40% 2,90% 4,00% 2,70% 4,00% 2,90% 2,00%X 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 0,06% 0,06%

TOTAL 507.236 516.873 532.380 541.430 557.673 570.500 578.487REE 307.243 313.081 322.473 327.955 337.794 472.923 479.544IB 79.316 80.823 83.248 84.663 85.572 0 0UEF 25.591 26.077 26.860 27.316 28.136 0 0HC 2.554 2.603 2.681 2.726 3.692 3.777 3.830E.VIESGO 4.886 4.979 5.128 5.215 4.930 5.044 5.114INALTA 0 0 0 0 1.189 88.756 89.999G.ENDESA 87.646 89.311 91.991 93.554 96.361 0 0

Coste acreditado por instalaciones anteriores a 1.998

Coste acreditado actualizado (miles de €)

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

IPC previsto 1,40% 2,90% 4,00% 2,70% 4,00% 2,90% 2,00%X 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 0,06% 0,06%

TOTAL 507.236 516.873 532.380 541.430 557.673 633.033 645.314REE 307.243 313.081 322.473 327.955 337.794 534.941 545.319IB 79.316 80.823 83.248 84.663 86.014 0 0UEF 25.591 26.077 26.860 27.316 28.136 0 0HC 2.554 2.603 2.681 2.726 2.808 2.888 2.944E.VIESGO 4.886 4.979 5.128 5.215 5.372 5.524 5.632INALTA 0 0 0 0 1.189 89.679 91.419G.ENDESA 87.646 89.311 91.991 93.554 96.361 0 0

Coste acreditado actualizado (miles de €)

Coste acreditado por instalaciones anteriores a 1.998



El reparto de la cantidad destinada a la retribución de las inversiones en

nuevas instalaciones de transporte se realiza de forma individualizada por cada

nueva instalación a la empresa transportista correspondiente.

La evolución de los costes por nuevas inversiones de las empresas

transportistas peninsulares en el periodo 1999 – 2004 ha sido la siguiente:

Figura 7: Evolución de los costes acreditados al transporte por nuevas inversio-

nes en 1999-2004. Fuente: Informe 58/2003 sobre la Propuesta de Real Decreto de la

Tarifa Eléctrica de 2004 elaborado por la CNE.


Como se explicó en el apartado 2.4, los incentivos o penalizaciones en

función del grado de cumplimiento del índice de disponibilidad objetivo fijado

para las instalaciones de transporte se establecen de forma individual para cada

empresa o grupos de empresas transportistas y sus instalaciones.

La retribución fijada en la tarifa eléctrica de 2004 correspondiente a los

costes reconocidos a las empresas transportistas asciende a 833.608 miles de

euros repartidos entre REE (625.653 miles €), las empresas insulares y extrape-

ninsulares (67.306) y el resto de empresas peninsulares (140.649 miles €).

Costes por nuevas inversiones 1999-2004

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

1999 2000 2001 2002 2003 2004Año

mile

s €

REEIberdrolaUnión FenosaHidrocantábricoE. ViesgoInaltaEndesa


2.5 Instalaciones de cierre

El tratamiento que reciben las instalaciones de cierre merece un apartado

independiente debido al carácter particular de estas instalaciones. El coste acre-

ditado por el RD 2819/1998 a dichas instalaciones se determina en función del

procedimiento adoptado para su adjudicación.

Procedimiento de concurrencia

El coste acreditado de cierre de una instalación de transporte adjudicada

por el método de libre concurrencia es el que se establece en las condiciones del

concurso.

Método directo

El coste acreditado de cierre de una instalación de transporte adjudicada

de forma directa es el mismo que el coste acreditado de una nueva inversión

adjudicada de forma directa.

Como conclusión de este apartado, a la hora de fijar la retribución de la

actividad del transporte cada año, no se tiene en cuenta ni la amortización de las

instalaciones ni su posible cierre, es decir, la retribución del transporte es similar

a una bolsa que se actualiza cada año sin tener en cuenta lo que se encuentra

en su interior.


2.6 Legislación

La legislación utilizada en la realización de este apartado ha sido la si-

guiente:

Cuadro 3: Legislación de los costes de transporte.


Ley del Sector Eléctrico 54/1997 Título VI Transporte de energía eléctrica

Artículo 4.2 Características de la retribución de transporte, definición de costes reconocidos y su retribución.

Artículo 4.3 Determinación de los índices de eficiencia X e Y.

Artículo 4.6 Condiciones de la retribución de nuevas inversiones por procedimiento de concurrencia.

Artículo 4.7 Condiciones de la retribución de nuevas inversiones autorizadas de forma directa.

Artículo 4.8 Coste acreditado de instalaciones de cierre.

Anexo I Coste acreditado a las empresas transportistas por las instalaciones anteriores a 1998

Anexo IIValores unitarios de referencia y su actualización para el cálculo del coste de inversión de las nuevas instalaciones adjudicadas de forma directa.

Anexo III Cálculo de los costes de inversión de las nuevas instalaciones adjudicadas de forma directa.

Anexo IV Cálculo de los costes de explotación de las nuevas instalaciones adjudicadas de forma directa.

Anexo IVValores unitarios de referencia y su actualización para el cálculo del coste de explotación de las nuevas instalaciones adjudicadas de forma directa.

Anexo V Cálculo del incentivo a la disponibilidad de las instalaciones de transporte.

Artículo 25 Calidad individual por instalación de transporte.

Artículo 26 Calidad global de la red de transporte.

Artículo 27 Consecuencias del incumplimiento de la calidad de servicio.


Artículo 3.3 Cómo se deben determinar los costes de transporte y a qué sujetos o agentes del sistema les afecta.

RD 1802/2003, de 26 de Diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2004.

Artículo 1.2 Costes máximos reconocidos a la actividad de transporte para 2004.

RD 2819/1998, de 23 de Diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica.

RD 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

COSTES DE TRANSPORTE


2.7 Resumen y aplicación a la tarifa eléctrica para el 2004

Cuadro 4a. Resumen de los costes de transporte. Fuente: Informe 58/2003 sobre

la Propuesta de Real Decreto de la Tarifa Eléctrica de 2004 elaborado por la CNE.


Cuadro 4b. Resumen de los costes de transporte. Fuente: Informe 58/2003 sobre

la Propuesta de Real Decreto de la Tarifa Eléctrica de 2004 elaborado por la CNE.


3. COSTES DE DISTRIBUCIÓN

3.1 Descripción

La distribución de energía eléctrica es una actividad regulada debido a

sus características de monopolio natural. Cada empresa distribuidora tiene asig-

nada una zona geográfica de suministro ya que resulta altamente ineficiente es-

tablecer competencia en redes dentro de una misma zona geográfica de distri-

bución. Sin embargo, estas zonas tradicionales de distribución de cada empresa

no se consideran franquicias territoriales y, por tanto, queda abierta la posibilidad

de competencia para tender nuevas redes.

El proceso de liberalización obliga a las empresas distribuidoras a permitir

el libre acceso de terceros a sus redes a cambio del pago de un peaje. De esta

forma, se garantiza la competencia en las actividades de generación y comercia-

lización y se evita una posición dominante por parte de la empresa distribuidora

en su zona de distribución. Tanto los generadores como los consumidores deben

acceder sin discriminación a los puntos de conexión en las redes de distribución

para realizar sus transacciones de energía.

Las dos actividades principales que desempeñan las empresas distribui-

doras son:

Planificar, construir, operar y mantener las redes de distribución que

conectan las subestaciones de transporte con los consumidores fina-

les.

Comercializar la energía a consumidores finales que permanecen re-

gulados a tarifa sin ejercer su derecho de acudir al mercado liberali-

zado. Consiste en adquirir la energía en el mercado para satisfacer la

demanda de los consumidores acogidos a tarifa integral. Esta activi-

dad de comercialización es también una actividad regulada de tal

forma que se reconoce al distribuidor el coste de adquisición de la

energía, es decir, el coste de adquisición de la energía es un pass-

through de la distribuidora al regulador y se excluye de la retribución

de los costes de distribución y de los costes de gestión comercial que

se explicarán en el siguiente apartado.


Los costes reconocidos a la actividad de distribución son los siguientes:

Costes por inversiones en refuerzos y nuevas instalaciones de red.

Costes de operación y mantenimiento de las instalaciones de red.

Incentivos para la calidad de suministro y reducción de pérdidas.

Costes asociados a planes de gestión de la demanda y ahorro

energético.

Costes de comercialización de la energía a consumidores regulados a

tarifa (se explican en el siguiente apartado).

Los costes reconocidos a la actividad de distribución suponen aproxima-

damente un 20% del coste total de la tarifa.

Los costes reconocidos a la distribución que se van a tratar en este apar-

tado se muestran en la figura 8:

Figura 8: Costes reconocidos a las empresas distribuidoras.

Otras actividades tradicionalmente ejercidas por las empresas distribuido-

ras son la gestión comercial tanto de los clientes a tarifa integral como de los

clientes cualificados (lectura de equipos y facturación) que se explicará en el

siguiente apartado y el desarrollo de planes de demanda y ahorro energético.

El alquiler de equipos de contadores y otros equipos de medida, engan-

ches, verificaciones, acometidas, etc. son también actividades propias de las

empresas distribuidoras. Los precios y, por lo tanto, los ingresos recaudados por

estos conceptos se encuentran regulados y se excluyen de la retribución desti-

nada a la actividad de distribución. No obstante, las empresas tienen obligación

Costes de inversión en infraestructuras de red

Costes reconocidos a las empresas distribuidoras

Planes de gestión de la demanda y mejora calidad de servicio

Costes de operación y mantenimiento de las

redes

Costes de las pérdidas de distribución


de declarar estos ingresos para incluirlos en el proceso de liquidación aunque no

forman parte del cálculo de la tarifa media o de referencia.

En el cálculo de la tarifa media o de referencia se incluyen los costes de

distribución correspondientes a las empresas distribuidoras sometidas al proceso

de liquidaciones del RD 2017/1997(6) y a las empresas distribuidoras extrapenin-

sulares así como los costes de distribución de los pequeños distribuidores acogi-

dos a la DT 11ª de la Ley del Sector Eléctrico.

El reparto de los costes de distribución entre los distintos agentes que

forman parte del sistema en el ejercicio tarifario de 2004 ha sido el siguiente:

Figura 9. Reparto de los costes de distribución en 2004. Fuente: RD 1802/2003,

por el que se establece la tarifa eléctrica para 2004.

Los ingresos necesarios para retribuir la actividad de distribución se ob-

tienen con cargo a las tarifas de acceso e integrales que deben satisfacer todos

los consumidores de energía eléctrica del sistema.

En los apartados siguientes, se explica en qué consisten los costes reco-

nocidos a la actividad de distribución, cómo se establece la retribución de esta

actividad distinguiendo entre los distintos agentes que participan en ella así co-

(6) Estas empresas figuran en el Anexo I del RD 2017/1997.

Costes de distribución en 2004

2.823.406 miles de €

242.756 miles de €

157.495 miles de €

10.000 miles de €

50.000 miles de €

Empresas acogidas al RD2017/1997Empresas insulares yextrapeninsularesMargen de distribuidoresacogidos a DT 11ªPlanes de mejora de lacalidad de servicioPlanes de gestión de lademanda


mo el posterior reparto de dicha retribución entre las distintas empresas que se

dedican al desarrollo de esta actividad.

3.2 Costes reconocidos de la actividad de distribución

En este apartado se detallan los costes reconocidos recogidos en el cua-

dro anterior.


Son los costes necesarios para atender el suministro eléctrico en la zona

de distribución de cada empresa distribuidora con un nivel adecuado de calidad.

Entre estos costes se encuentra la construcción de subestaciones y lí-

neas eléctricas o la compra de equipos y aparallaje.

Costes de operación y mantenimiento

Son los costes asociados a la explotación de las instalaciones de distri-

bución de energía eléctrica.

En estos costes se incluyen los centros de control, brigadas de manteni-

miento, cursos de aprendizaje y formación continuada, etc.

Costes de las pérdidas de distribución

Los costes asociados a las pérdidas de energía por las redes de distribu-

ción están relacionados a su vez con la actividad de comercialización de energía

eléctrica de los clientes acogidos a tarifa integral conectados a las redes de los

distribuidores y, por lo tanto, a la adquisición de la energía en el mercado para

satisfacer la demanda de estos clientes.

Como se ha explicado anteriormente, la adquisición de la energía de los

distribuidores en el mercado es un coste reconocido aunque no en su totalidad.

Con respecto a las pérdidas, se reconoce a las empresas distribuidoras exclusi-

vamente unas pérdidas estándares asociadas a la energía comprada en el pool

de tal forma que la empresa distribuidora tiene un incentivo económico a reducir

sus pérdidas por debajo de las pérdidas estándares reconocidas.

Sin embargo, el coste de adquisición de la energía a las empresas distri-

buidoras en el que se incluye el coste por las pérdidas de energía en las redes

de distribución no se incluye en el coste de la actividad de distribución que se


tiene en cuenta en el cálculo de la tarifa media o de referencia pero sí forma par-

te del proceso de liquidaciones de las actividades reguladas.

Planes de gestión de la demanda y ahorro energético

Estos programas están destinados a incentivar la gestión de la demanda

a través del sistema tarifario con objeto de promover la eficiencia en el ahorro de

energía eléctrica y el desplazamiento de la curva de carga del sistema tratando

de aplanar dicha curva suavizando las puntas del sistema.

Planes de mejora de la calidad del suministro

Estos planes tienen como objeto mejorar la calidad de servicio en aque-

llas zonas donde se superen los índices de calidad establecidos para la actividad

de distribución. RD 1955/2000.

La calidad de servicio es un aspecto muy importante de la actividad de

distribución. Al contrario de lo que ocurre en la actividad de transporte, en la que

las empresas transportistas no son directamente responsables de la calidad de

servicio derivada del estado de las redes de transporte, las empresas distribuido-

ras son responsables de la planificación, operación y mantenimiento de las redes

de distribución. Esto conlleva su responsabilidad directa sobre la calidad de su-

ministro que reciben los clientes conectados a estas redes.

Existen dos tipos de índices encargados de medir la calidad de suminis-

tro: índices de calidad individuales por cada consumidor e índices de calidad

zonales por zona geográfica de suministro de cada empresa distribuidora.

Cada distribuidor está obligado a mantener los niveles de calidad zonal

asignados a aquellas zonas donde desarrolle su actividad. La medición de la

calidad zonal se efectuará sobre la base del TIEPI, el percentil 80 del TIEPI y el

NIEPI. En el RD 1955/2000 se establecen los valores máximos que pueden al-

canzar los índices anteriores para mantener un nivel mínimo de calidad obligato-

rio.

Así mismo, cada distribuidor está obligado a mantener una calidad de

suministro individual que se mide a través de un sistema de registro de inciden-

cias que debe disponer cada distribuidor. La calidad de suministro individual está

relacionada tanto con el número y duración de interrupciones como con la cali-

dad de la atención a cada cliente. El RD 1955/2000 fija los índices de referencia


que permitan mantener un nivel de calidad mínimo o estándar para todos los

clientes del sistema eléctrico.


El proceso de liberalización del sector eléctrico iniciado en 1998 condujo

a un cambio en el sistema de retribución de la actividad de distribución que pasó

de una retribución por coste de servicio a una retribución basada en un meca-

nismo de regulación por incentivos con un esquema de limitación de ingresos.

Los esquemas de limitación de ingresos utilizados en la regulación por in-

centivos permiten desacoplar durante un periodo de tiempo los ingresos de los

costes incurridos por las empresas distribuidoras. Con esta regulación, durante

un periodo regulatorio de 4 ó 5 años el regulador, en este caso el Ministerio, fija

los ingresos máximos permitidos con una evolución anual indexada al índice de

inflación menos un factor de productividad o eficiencia (IPC-X) y al crecimiento

del mercado afectado por un factor de escala (∆D x Fe)(7) según la siguiente

expresión:

Retribución N = Retribución N-1 x (1+ IPC – X) x (1+ ∆D x Fe)

Una etapa muy importante para establecer la regulación por incentivos es

la determinación del punto de partida de la fórmula de ingresos permitidos que

evolucionará anualmente de acuerdo a la expresión anterior durante el periodo

regulatorio de 4 ó 5 años. Para determinar esta situación de partida, el regulador

debe analizar y decidir los costes eficientes que permitirá recuperar a las empre-

sas distribuidoras dicho periodo. La retribución de la actividad de distribución se

debe fijar de forma que permita recuperar los costes eficientes en los que incu-

rren las empresas distribuidoras con una tasa de rentabilidad adecuada. Al finali-

zar cada periodo regulatorio, el regulador debe fijar de nuevo los costes eficien-

tes en los que las empresas distribuidoras se prevé que incurran durante el

próximo periodo(8).

Actualmente, existen dos regímenes económicos o retributivos diferentes

de la actividad de distribución en función del tipo de distribuidor del que se trate.

(7) Módulo 5B: La distribución de electricidad. CEDDET. Tomás Gómez San Román. (8) Módulo 2C: Fundamentos económicos de la regulación: Las actividades en régimen de monopolio. CEDDET. Tomás Gómez San Román.


Por una parte, se encuentran los grandes distribuidores entre los que se

incluyen las empresas distribuidoras peninsulares acogidas al proceso de liqui-

daciones del RD 2017/1997 y, desde la aprobación del RD 1747/2003(9), las em-

presas distribuidoras de los sistemas insulares y extrapeninsulares. A estos

grandes distribuidores se les aplica la regulación por incentivos basada en una

limitación de ingresos explicada anteriormente. La retribución de la actividad de

distribución en España actualizada anualmente según la expresión anterior es

similar a una “gran tarta” o a una bolsa única que crece cada año independien-

temente de la evolución, circunstancias y características de las empresas y del

sistema eléctrico. Actualmente, la retribución de la distribución no se fija de for-

ma individual por empresa atendiendo a las características propias de cada una

de ellas en cuanto a nivel de inversiones, características de sus zonas de distri-

bución, exigencias en el cumplimiento de la calidad de suministro, etc.

Para determinar la retribución de la actividad de distribución y, más con-

cretamente, la base retributiva al inicio de cada periodo regulatorio según la le-

gislación correspondiente se deben tener en consideración los siguientes ele-

mentos:

Modelo de red de referencia(10)

El modelo de red de referencia es un modelo que caracteriza las zonas

de distribución de todo el territorio nacional y permite enlazar la red de transporte

con los consumidores finales de electricidad. Los principales datos de entrada de

este modelo son la ubicación geográfica, potencia y tensión de alimentación de

los clientes, consignas de calidad y costes unitarios de inversión y operación y

mantenimiento. El resultado del modelo es una red teórica, ideal e inexistente

cuya principal utilidad es servir de herramienta regulatoria para determinar la

remuneración base al inicio de cada periodo regulatorio, es decir, es una herra-

mienta de valoración de activos. El modelo permite también determinar niveles

objetivos de pérdidas y calidad así como establecer tarifas eficientes.

El modelo anterior es un modelo denominado “Modelo Base 0” que, como

se ha explicado, planifica sin tener en cuenta la red existente una red de distri-

(9) Real Decreto 1747/2003, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y ex-trapeninsulares. (10) Modelos geográficos de cobertura geográfica de redes de distribución de energía eléctrica. Jesús Pascual Peco González. Apuntes del MSE. Curso 2003-2004.


bución óptima ideal adaptada a la demanda que conecta los clientes con las

subestaciones de transporte.

Por otra parte, existe un “modelo Incremental” que, partiendo de la red

real de las empresas, permite planificar las adiciones óptimas necesarias para

estimar los crecimientos verticales y horizontales de la demanda. La principal

utilidad de este modelo es ayudar a determinar el incremento de instalaciones

necesarias a partir de la evolución del mercado.

Los modelos de red de referencia son herramientas regulatorias y no

herramientas de planificación que sirven de ayuda para determinar la base de

remuneración base, costes de inversión, operación y mantenimiento, niveles

objetivo de pérdidas y calidad de suministro o medir la eficiencia de las empre-

sas.

En España se empleó el modelo Bulnes desarrollado por Hidrocantábrico

aunque únicamente se aplicó durante los ejercicios tarifarios de 1998 y 1999

como se explica en el siguiente apartado.

Costes de inversión, operación y mantenimiento de instalacio-nes.

• Los costes de inversión incluyen tanto las instalaciones existentes

como las instalaciones que resulten de un modelo de red de referen-

cia desarrollado para todo el territorio nacional. La valoración de las

inversiones realizadas en activos de distribución se realizará en base

a costes objetivos y de reposición.

• Los costes de operación y mantenimiento se fijan para cada tipología

de redes o elementos constitutivos de ellas aplicados tanto a las in-

versiones derivadas del modelo de red de referencia como a las insta-

laciones reales de distribución. Estos costes de operación y manteni-

miento se establecen atendiendo a dos conceptos: existencia de las

instalaciones asociadas tanto al modelo de red de referencia como a

inversiones reales y uso efectivo que se realice de ellas.

Se emplea, por tanto, un modelo mixto que tiene en cuenta tanto las

instalaciones existentes como las instalaciones derivadas de un mo-


delo de red de referencia para establecer los costes de inversión,

operación y mantenimiento de las instalaciones.

Energía circulada

La energía circulada se emplea como parámetro para fijar la retribución

tanto de los costes por inversión en nuevas instalaciones como los costes por

operación y mantenimiento. El valor de la energía circulada se obtiene tanto de

los suministros de los clientes a tarifa integral como de los suministros de los

clientes cualificados que usan las redes del distribuidor.

Incentivos para la calidad de suministro y la reducción de pérdi-das

Actualmente la retribución de la actividad de distribución no contempla la

mejora de la calidad de servicio ni la reducción de pérdidas como se puede ob-

servar en la formulación de dicha retribución:

Retribución N = Retribución N-1 x (1+ IPC – X) x (1+ ∆D x Fe)

Existen unos incentivos implícitos en el proceso de liquidación de las acti-

vidades reguladas para la reducción de pérdidas en las redes de las empresas

distribuidoras así como unos incentivos y/o penalizaciones por el cumplimiento o

no de unos determinados índices de calidad zonales e individuales estándares

fijados en el RD 1955/2000. Dichos incentivos y/o penalizaciones se aplican

desde el 1 de Enero de 2004.

El nuevo modelo de retribución de la actividad de distribución sí contem-

pla estos incentivos tanto para la calidad de servicio como para la reducción de

pérdidas.

Otros costes necesarios para desarrollar la actividad de distribu-ción

Entre estos costes se incluyen los costes de gestión comercial tanto de

los clientes acogidos a tarifa integral como de los clientes cualificados. El si-

guiente apartado se dedica precisamente a la actividad de gestión comercial

desarrollada por las empresas distribuidoras.

Por otra parte, se encuentran los pequeños distribuidores acogidos a la

DT 11ª de la Ley del Sector Eléctrico. Su retribución se establece hasta el año


2007 como el margen resultante entre la previsión de ventas de energía eléctrica

a los consumidores a tarifa integral conectados a las redes de estos distribuido-

res menos la previsión de facturación neta de las adquisiciones de energía eléc-

trica a una tarifa específica para estos distribuidores, la tarifa D, para satisfacer

la demanda de sus clientes a tarifa integral. Al margen anterior se debe añadir

también la previsión de la facturación por tarifas de acceso de estos distribuido-

res a sus clientes cualificados. En resumen, la retribución destinada a estos pe-

queños distribuidores es el margen que resulta entre los ingresos recaudados a

través de las tarifas integrales y de acceso de los clientes conectados a sus re-

des menos el coste de adquisición de la energía necesaria para satisfacer la

demanda de sus clientes a tarifa integral a un precio de adquisición específico

para ellos establecido en la tarifa D. No obstante, estos distribuidores pueden

comprar exclusivamente a tarifa D la energía que resulta de incrementar el con-

sumo realizado en el ejercicio anterior incrementado en el porcentaje del creci-

miento vegetativo que reglamentariamente se determine cada año en el Real

Decreto de Tarifas. La energía que exceda de esa cantidad y sea necesaria para

satisfacer la demanda de los consumidores a tarifa integral deben adquirirla obli-

gatoriamente en el mercado de producción. Finalizado este régimen transitorio

fijado hasta el año 2007, estos pequeños distribuidores formarán parte del régi-

men retributivo general explicado anteriormente.

Por ejemplo, la cantidad destinada a retribuir los costes de distribución en

el ejercicio tarifario de 2004 correspondiente a los grandes distribuidores se rea-

liza actualizando la retribución del año 2003 de acuerdo a los siguientes paráme-

tros:

Retribución 2004 = (2.755.605 + 236.927) x (1 + 100

1% - 2% ) x (1 +

10030% x 4,82% ) = 3.066.162 miles de euros, donde 2.823.406 miles de euros es

la retribución destinada a las empresas distribuidoras peninsulares y 242.726

miles de euros es la retribución destinada a las empresas distribuidoras de los

sistemas insulares y extrapeninsulares.

A esta cantidad hay que añadir el importe destinado a cubrir los costes de

los distribuidores acogidos a la DT 11ª (157.495 miles de euros) así como las


cantidades destinadas a los planes de gestión de la demanda (10.000 miles de

euros) y la mejora de la calidad de servicio (50.000 miles de euros).

La cantidad total destinada a retribuir los costes eficientes de las empre-

sas distribuidoras para el ejercicio de 2004 asciende a 3.283.657 miles de euros.

Cabe destacar que la normativa vigente no especifica el periodo a partir

del cual debe revisarse la base retributiva, ni la fórmula de actualización de la

retribución, ni el parámetro corrector del IPC, ni el factor de eficiencia o factor de

economía de escala. Se desconocen también los criterios que llevaron a esta-

blecer los valores tanto del factor de productividad o parámetro corrector del IPC

ni del factor de eficiencia a pesar de la sensibilidad que presenta la retribución

de la actividad de la distribución ante distintos valores de los parámetros anterio-

res(11).

En la actualidad se está desarrollando un nuevo modelo de retribución de

la actividad de distribución y gestión comercial que persigue los siguientes obje-

tivos:

Obtener información relevante sobre la actividad de distribución que

realizan las diferentes empresas distribuidoras.

Establecer un nivel retributivo adecuado para cada empresa distribui-

dora.

Implementar un mecanismo de evolución de la retribución que de in-

centivos claros y estabilidad regulatoria a las empresas distribuidoras.

Diseño del sistema retributivo de la actividad de distribución completo

y único, válido para todas las empresas distribuidoras y para todas las

funciones que las mismas realizan.

Para conseguir los objetivos anteriores es necesario romper con el con-

cepto de bolsa única que crece cada año para establecer una retribución indivi-

dual e independiente de cada una de las empresas distribuidoras. Para ello, el

regulador cuenta con dos herramientas básicas: la contabilidad regulatoria y un

modelo de red de referencia que permita fijar el reparto inicial de la bolsa retribu-

tiva y medir la evolución de la eficiencia técnica de la empresa con el paso del

tiempo.

(11) Informe 58/2003 sobre la Propuesta de Real Decreto de la Tarifa Eléctrica de 2004.


El esquema regulatorio expuesto se basa también en un esquema de lí-

mite de ingresos en el que cada 4 ó 5 años se procede a la revisión de la retribu-

ción de cada empresa en base a su realidad técnica y económica estableciendo

la senda de ingresos prevista durante ese periodo. La posible formulación del

nuevo esquema retributivo es la siguiente(12):

( ) i2-n 1,-n

i1-n

i1-n

in

in

i1-n

in DPQYX-IPC1 x RR +++++= , donde

inR : retribución de la empresa i en el año n.

i1-nR : retribución de la empresa i en el año n-1.

nIPC : tasa de variación porcentual del índice de precios al consumo pre-

visto para el año n.

iX : factor de eficiencia a aplicar a la empresa i durante el siguiente perio-

do regulatorio.

inY : retribución por inversiones eficientes para atender el incremento de la

actividad en el año n a la empresa i.

i1-nQ : incentivo/penalización a la empresa i derivado del grado de cumpli-

miento de la calidad estándar establecida para la misma en el año n-1.

i1-nP : incentivo/penalización a la empresa i derivado del grado de cumpli-

miento de la reducción de pérdidas establecida para la misma en el año n-1.

i2-n 1,-nD : desvíos en la retribución de la empresa i en los años n-1 y n-2

por errores de previsión en parámetros básicos.

(12) Normativa del Sector Eléctrico Español y de la UE. Transporte y distribución. Luis Maqueda Hernando. CNE. Apuntes del MSE. Curso 2003-2004.


3.4 Reparto de la retribución entre las empresas distribuidoras

El reparto de la retribución de la actividad de distribución emplea distintos

mecanismos en función del tipo de agente del que se trate.

Empresas distribuidoras sujetas al proceso de liquidación del RD 2017/1997

Para repartir la retribución de la actividad de distribución entre las distin-

tas empresas distribuidoras peninsulares se estableció un procedimiento que

tenía por objeto establecer un mecanismo gradual de transición entre el antiguo

y el actual marco regulatorio. A través de este mecanismo, la cantidad asignada

cada año a cada una de estas empresas se obtiene descontando de los costes

acreditados para cada una de ellas en el año 1997 un porcentaje del 6,22% en

concepto de amortización de los activos de distribución. La diferencia de esta

cantidad con respecto a la retribución global de distribución establecida en la

tarifa eléctrica se asigna a cada empresa en función del porcentaje que resulte

de aplicar el modelo de red de referencia que caracteriza a las zonas de distribu-

ción de cada sujeto. Con este mecanismo se pretende reducir paulatinamente el

peso de la regulación del Marco Legal y Estable para aumentar progresivamente

el peso del modelo de red de referencia. Sin embargo, sólo se llegó a aplicar

este método de reparto de la retribución global de la distribución entre los distin-

tos agentes en los ejercicios de 1998 y 1999. En los ejercicios de 2000 y 2001 se

aplicaron los mismos porcentajes de reparto que los establecidos para el ejerci-

cio de 1999 ya que se pretendían revisar durante este último año los criterios de

retribución de la distribución. Durante los ejercicios tarifario de 2002, 2003 y

2004 se vienen aplicando los mismos porcentajes de reparto de la distribución

creando una incertidumbre e inestabilidad regulatoria ante el método de reparto

que se empleará en futuros ejercicios tarifarios.

Actualmente, los porcentajes de reparto de la retribución de la distribución

entre las empresas distribuidoras peninsulares acogidas al RD 2017/1997 son

los siguientes:


Figura 10. Reparto de la retribución de distribución entre las empresas en 2004.

Fuente: Real Decreto 1802/2003, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2004.

Empresas distribuidoras insulares y extrapeninsulares

Según el Informe 58/2003 de la CNE sobre la Propuesta del Real Decreto

de la tarifa eléctrica de 2004, no son conocidos los criterios seguidos por el Mi-

nisterio para fijar la retribución de las empresas distribuidoras insulares y extra-

peninsulares.

Actualmente, es Endesa la empresa encargada de la actividad de distri-

bución en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

Empresas distribuidoras acogidas a la DT 11ª de la LSE

La retribución individual asignada a cada uno de estos pequeños distri-

buidores, como se explicó en el apartado 3.3, se corresponde directamente con

el margen resultante entre los ingresos y costes previstos para cada uno de es-

tos distribuidores.

La retribución global fijada por el Ministerio cada año en la tarifa eléctrica

para la actividad de distribución tiene carácter de máxima. Esto quiere decir que

la suma de las retribuciones individuales de cada uno de los agentes no puede

nunca superar la cantidad fijada previamente en la tarifa eléctrica.

Miles de euros Porcentaje %

Iberdrola Distribución, S.A.U ........................ 1.042.952 36,94%

Unión Fenosa Distribución, S.A. .................. 477.749 16,92%

Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. 90.062 3,19%

Electra de Viesgo I, S.A. .............................. 79.783 2,83%

Endesa ......................................................... 1.132.736 40,12%

Sociedad Coop. Valenciana Ltda. Benéfica de Consumo de Electricidad "San Francisco de Asís" .......................................

124 0,00%

Total 2.823.406 100,00%

Retribución de la actividad de distribución (año 2004 por empresas o agrupaciones de empresas peninsulares)


3.5 Legislación

La legislación relacionada con la actividad de distribución es la siguiente:

Cuadro 5. Legislación de los costes de distribución.


Título VII Distribución de energía eléctrica.

Título VIII: Capítulo I Suministro a los usuarios y gestión de la demanda.

Título VIII: Capítulo II Calidad del suministro eléctrico.

Artículo 14 Sujetos a los que les es de aplicación la retribución reconocida de la actividad de distribución.

Artículo 15 Elementos que se deben tener en cuenta a la hora de establecer la retribución de la distribución.

Artículo 16Cómo se deben determinar los costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones y la energía circulada.

Artículo 20Retribución global de la actividad de distribución: fórmula que actualiza de forma conjunta los costes de distribución y los costes de gestión comercial.

Artículo 1 Retribución de las empresas distribuidoras peninsulares sujetas al proceso de liquidaciones del RD 2017/1997.

Artículo 5 Carácter máximo de la retribución de la actividad de distribución.

Anexo

Ejemplo de cálculo de la retribución individual de las empresas distribuidoras peninsulares aplicando los porcentajes de reparto obtenidos del modelo de red de referencia.

Calidad de servicio del suministro individual

Calidad de servicio por zona de distribución

Consecuencias del incumplimiento de la calidad de servicio estándar.


Artículo 3.4 Cómo se deben determinar los costes de distribución y a qué sujetos o agentes del sistema les afecta.


Artículo 1.3 Costes máximos reconocidos a la actividad de distribución para 2004.


COSTES DE DISTRIBUCIÓN

RD 2819/1998, de 23 de Diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica.

RD 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

Artículos 99 - 110

Orden de 14 de Junio de 1999, por la que se establece la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica.


3.6 Resumen y aplicación a la tarifa eléctrica para el 2004.

Cuadro 6. Resumen de los costes de distribución. Fuente: Real Decreto

1802/2003, por el que se establece la tarifa eléctrica de 2004.

ESTIMACIÓN COSTES

Se determinan valorando las inversiones reales en instalaciones realizadas por las empresas distribuidoras como las instalaciones derivadas del modelo de red de referencia al coste de reposición.Se determinan teniendo en cuenta tanto las instalaciones existentes como las resultantes del modelo de red de referencia y la utilización efectiva que se realice de dichas instalaciones valorados a precio de mercado.

Los costes asociados a las pérdidas de energía eléctrica por las redes de distribución no intervienen en el cálculo de la tarifa media o de referencia.

Actualmente se desconoce los criterios seguidos por el Ministerio para fijar la retribución de las empresas distribuidoras de los SEIE

Margen resultante entre los ingresos procedentes de las tarifas integrales y de acceso de los clientes conectados a sus redes y el coste de adquisición de energía eléctrica de sus clientes regulados a tarifa D específica para estos distribuidores.

Partidas para el desarrollo de planes de gestión de la demanda o mejoras de la calidad de servicio en determinadas zonas. Estas partidas no se incluyen todos los años en la tarifa eléctrica y actualmente se desconoce cómo se repartirán estas partidas entre las empresas distribuidoras.

10.000

50.000

Otros costes

Planes de gestión de la demanda y ahorro energético

Planes de mejora de la calidad de servicio


Costes de operación y mantenimiento de las instalaciones

Costes de pérdidas en redes de distribución

2.823.406

Coste de las empresas distribuidoras insulares y extrapeninsulares 242.756

Retribución global de la actividad de distribución

Actualización del coste reconocido de las empresas distribuidoras peninsulares y extrapeninsulares del año anterior a través de una fórmula indexada al (IPC-1) y a la variación de demanda afectada por una factor de eficiencia del 30%.

3.283.657

Coste de las empresas acogidas a la DT 11ª de la Ley del Sector Eléctrico 157.495

COSTES DE DISTRIBUCIÓN TARIFA 2004 (miles de €)

Coste de las empresas distribuidoras acogidas al RD

2017/1997


4. COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL

4.1 Descripción

Los costes de gestión comercial son aquellos en los que incurren las em-

presas distribuidoras por la atención y el desarrollo del mercado tanto a los clien-

tes cualificados como a los clientes que permanecen acogidos a la tarifa integral.

Por ejemplo, se incluyen en estos costes el coste de lectura de contadores y

otros equipos de medida o el coste de emisión y cobro de facturas, entre otros.

La gestión comercial es una actividad desarrollada por las empresas dis-

tribuidoras que, al igual que la propia actividad de distribución de energía eléctri-

ca, se encuentra regulada.

Hay que distinguir y diferenciar entre la actividad regulada de gestión co-

mercial desarrollada por las empresas distribuidoras y la actividad liberalizada de

comercialización de energía eléctrica para los clientes cualificados desarrollada

por empresas ajenas a la actividad de distribución.

Los costes reconocidos por la gestión comercial de las empresas distri-

buidoras suponen aproximadamente un 2% del coste total de la tarifa.

Se incluyen en el cálculo de la tarifa media o de referencia los costes in-

curridos en la actividad de gestión comercial por parte de las empresas distribui-

doras sujetas al proceso de liquidaciones del RD 2017/1997(13) y las empresas

distribuidoras extrapeninsulares. Se excluyen del cálculo las empresas distribui-

doras acogidas a la DT 11ª de la Ley del Sector Eléctrico.

Como ejemplo, el reparto de estos costes entre el sistema peninsular y

extrapeninsular en la tarifa de 2004 ha sido el siguiente:

(13) Estas empresas se encuentran en el Anexo I del RD 2017/1997.


Figura 11. Reparto de los costes de gestión comercial en 2004. Fuente: RD

1802/2003, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2004.

En los siguientes apartados se explica en qué consisten los costes reco-

nocido a la actividad de gestión comercial, cómo se establece y se fija la retribu-

ción de esta actividad y cómo se reparte dicha retribución entre las diversas em-

presas que desarrollan esta actividad.

Costes de gestión comercial en 2004

18.126 miles de €

267.487 miles de €

RD 2017/1997Extrapeninsulares


4.2 Costes reconocidos de la actividad de gestión comercial

Como se ha explicado en el apartado anterior, los costes asociados a la

gestión comercial desarrollada por las empresas distribuidoras son aquellos cos-

tes relacionados con la atención al público y el desarrollo de los mercados a los

clientes tales como lectura de contadores y equipos o la facturación.

Los costes reconocidos de la actividad de gestión comercial se clasifican

en función del tipo de consumidor siendo distintos los costes en los que hacen

incurrir los clientes cualificados y los clientes que permanecen acogidos a tarifa

integral.

Los costes reconocidos a cada tipo de consumidor son los siguientes:

Costes de gestión comercial de los clientes acogidos a tarifa in-tegral:

Los costes de gestión comercial por atención a los consumidores que ad-

quieren su energía a tarifa integral son los siguientes:

• Coste por contrato de suministro o póliza de abono

• Coste por kilovatio (kW) contratado a tarifa integral

• Coste por recibo emitido por suministro a tarifa integral

Costes de gestión comercial de los clientes cualificados:

Los costes de gestión comercial por consumidores que adquieren su

energía mediante contrato como consumidor cualificado son los siguientes:

• Coste por contrato de tarifa de acceso

• Coste por recibo emitido por suministro por tarifas de acceso


La retribución de los costes de gestión comercial, al igual que anterior-

mente los costes de distribución, se establece a través de un mecanismo de re-

gulación por incentivos siguiendo un esquema de limitación de ingresos que de-

be permitir la recuperación de los costes incurridos por las empresas distribuido-

ras con una tasa de retribución adecuada.


Este esquema regulatorio pretende desacoplar durante un periodo de

cuatro o cinco años los ingresos recibidos por la empresa distribuidora de los

costes en los que incurre. Para aplicar este esquema es necesario partir de un

coste reconocido inicial de la actividad para el primer año, en este caso 1998.

Este coste se establece según la Orden de 14 de Junio de 1999, en el apartado

de reasignación de costes de distribución.

El Ministerio actualiza cada año la retribución de la actividad de gestión

comercial de acuerdo con la siguiente expresión:

RGC,N = RGC,N-1 x (1+IPC-X) x (1+∆D x Fe), donde

RGC,N : retribución de los costes de gestión comercial en el año N.

RGC,N-1 : retribución de los costes de gestión comercial en el año N-1.

IPC: índice de precios al consumo previsto por el Ministerio para el ejerci-

cio tarifario del año N.

X: factor de mejora de productividad fijado por el Ministerio para cada pe-

riodo de 4 ó 5 años para el que se establece la senda de ingresos. Actualmente,

este factor está fijado en el 1%.

∆D: incremento previsto de la demanda media del sistema para el ejerci-

cio tarifario del año N con respecto al ejercicio tarifario del año anterior. En el

caso de una disminución prevista de la demanda, el valor será nulo.

Fe: factor de eficiencia fijado por el Ministerio cuyo límite máximo está fi-

jado en un 40%. En realidad no se trata de un factor de eficiencia, como lo de-

nomina el Ministerio, sino de una factor de economía de escala. Actualmente, el

factor de eficiencia/economía de escala está fijado en el 30%.

Por ejemplo, la actualización de los costes de comercialización para el

año 2004 se ha realizado de la siguiente forma:

IPC previsto año 2004 = 2%.

∆D 2004-2003 = 4,82%.

Retribución año 2004 = 278.755 (miles €) x [1+100

1%2% − ] x

[1+100

0,3 x 4,82% ] = 285.614 miles €, que son exactamente los costes reconocidos


para esta actividad en la tarifa de 2004. Estos costes se reparten entre las distin-

tas empresas distribuidoras según se explica en el siguiente apartado.

Como se puede observar, la retribución de los costes de gestión comer-

cial se realiza actualizando cada año una “bolsa” que engloba los costes totales

reconocidos para esta actividad como ocurre con la actualización de la retribu-

ción de los costes de distribución. No existe una retribución individualizada por

empresa, sino que el mecanismo de retribución es similar a una gran tarta que

crece cada año independientemente de las circunstancias y características pro-

pias de cada empresa distribuidora.

Se ha empleado este esquema en el cálculo de la tarifa eléctrica durante

los últimos cinco años sin revisión de los factores que intervienen en la fórmula.

Actualmente la retribución de la distribución, incluyendo la actividad de gestión

comercial, está siendo objeto de revisión.

La retribución de los costes de gestión comercial, al igual que los costes

de las actividades anteriores, se obtiene a través de los ingresos recaudados de

todos los clientes del sistema con cargo a las tarifas de acceso y a las tarifas

integrales.

Se presenta a continuación una tabla en la que se puede observar la evo-

lución de los costes de gestión comercial en la tarifa eléctrica desde el año 1998

hasta el año 2004 y la evolución que resultaría de aplicar la fórmula de actuali-

zación explicada anteriormente a dichos costes.


Tabla 5. Evolución de los costes de gestión comercial 1998-2004. Fuente: Infor-

mes sobre la Propuesta de Real Decreto de Tarifa Eléctrica de los años 2002, 2003 y

2004 y Reales Decretos por los que se establece la tarifa eléctrica del periodo 1998 a

2004.

En la tabla anterior se observa que la retribución de los costes de gestión

comercial en los Reales Decretos por los que se establece la tarifa eléctrica para

los años 2002 y 2003 es inferior en un 0,8% y un 3,5% respectivamente a la re-

tribución que resultaría de aplicar la fórmula establecida para la actualización

cada año de la retribución de estos costes. Por ejemplo, la retribución reconocida

en la tarifa de 2002 asciende a 255.859 miles de euros mientras que la calculada

es de 265.233 miles de euros.

A partir del año 2003 la retribución reconocida en la tarifa es superior a la

que resultaría de seguir la formulación asociada a la regulación de límite de in-

Parámetros 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

IPC previsto 1,40% 2,90% 4,00% 2,70% 4,00% 2,90% 2,00%

X 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%

Factor (IPC - 1) 0,004 0,019 0,030 0,017 0,030 0,019 0,010

∆D 5,44% 6,50% 3,40% 4,82%

Fe (factor de eficiencia) 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30%

Factor (∆D *Fe) 0,016 0,020 0,010 0,014

Retribución de gestión comercial en tarifa eléctrica (miles €)

421.756 238.163 244.372 250.850 255.859 278.755 285.614

Retribución empresas peninsulares acogidas al RD 2017/1997 (miles €)

261.064 267.487

Retribución empresas insulares y extrapeninsulares (miles €)

17.691 18.126

273.029 279.747

278.755 285.614

Retribución empresas peninsulares acogidas al RD 2017/1997 (miles €)

261.064 267.487

Retribución empresas insulares y extrapeninsulares (miles €)

17.691 18.126

Nota: La evolución de los costes de gestión comercial siguiendo el esquema de limitación de ingresos sólo se ha podido calculara partir del año 2001 ya que sólo se dispone del dato de incremento de demanda previsto en la tarifa a partir de este año.

Retribución de gestión comercial actualizada según la limitación de ingresos (miles €)

244.372 252.582 265.233


gresos que se aplica a la actividad de gestión comercial. La diferencia entre las

dos cantidades, la reconocida por el Ministerio en la tarifa de los años 2003 y

2004 y la calculada, es de un 2,05% en ambos casos. Es también a partir de

este año cuando se tiene en cuenta por primera vez la retribución asociada a los

sistemas insulares y extrapeninsulares. Las cantidades que figuran en el año

2003 para los sistemas peninsular y extrapeninsular se han tomado de la Memo-

ria Económica de 2003 ya que se desconoce cómo ha calculado el Ministerio la

retribución para los sistemas insulares y extrapenisulares.

En la tabla anterior para los años 2003 y 2004 se compara la cantidad

calculada, en azul, y la cantidad que aparece en la tarifa eléctrica correspondien-

te a estos años, en negro. La cantidad fijada en la tarifa es la suma de la retribu-

ción de los dos sistemas que, como ya se ha explicado, no coincide con la canti-

dad calculada siguiendo la formulación de la regulación de límite de ingresos. Se

desconoce a qué se debe esta diferencia. Hay que destacar, sin embargo, que la

cantidad reconocida en la tarifa de 2004 coincide con la actualización de la can-

tidad reconocida para esta actividad en la tarifa eléctrica de 2003.

4.4 Reparto de la retribución entre las empresas distribuidoras

La retribución de cada una de las empresas distribuidoras por los gastos

en los que incurran debido a la gestión comercial de sus clientes se establece

distinguiendo entre consumidores que permanecen acogidos a tarifa integral y

los consumidores cualificados. Sin embargo, el RD 1432/2002 establece que los

costes de gestión comercial se determinarán como si la totalidad de los suminis-

tros se realizaran a tarifa integral unificando los costes de gestión comercial in-

dependientemente del tipo de consumidor de que se trate.

La Orden Ministerial de 14 de Junio de 1999 establece los costes unita-

rios que se deben aplicar a cada uno de los conceptos que forman parte del cos-

te de gestión comercial en función del tipo de consumidor del que se trate. Los

costes unitarios a considerar en el caso de los consumidores a tarifa integral se

refieren al coste anual por contrato de suministro, el coste anual por potencia

contratada en alta tensión y al coste anual por recibo emitido. En el caso de los

consumidores cualificados, se refieren al coste anual por contrato de peajes y al

coste anual por recibo emitido. Por lo tanto, en función del número de contratos

que establezca la compañía distribuidora a tarifa integral y a tarifa de acceso, el


número de recibos emitidos y la potencia contratada por los consumidores a tari-

fa integral y teniendo en cuenta los costes unitarios que se establezcan por cada

uno de estos conceptos así quedará fijada la retribución individual de cada em-

presa distribuidora.

Estos costes unitarios se actualizan cada año siguiendo la misma fórmula

de actualización aplicada a los costes de distribución y de gestión comercial in-

dexada al IPC previsto para el ejercicio tarifario, al factor de mejora de producti-

vidad, al incremento medio previsto de la demanda del conjunto del sistema eléc-

trico y al factor de eficiencia.

Por otra parte, la retribución fijada por el Ministerio cada año en la tarifa

eléctrica y calculada según el apartado 4.3 tiene carácter de máxima. Esto impli-

ca que si el importe global resultante de la suma de las retribuciones individuales

de cada una de las empresas distribuidoras obtenida aplicando los costes unita-

rios anteriores excede la cantidad fijada por el Ministerio cada año en la tarifa, se

aplica a la participación de cada empresa el coeficiente reductor que correspon-

da de forma que la retribución destinada a cubrir estos costes no supere el im-

porte establecido en la tarifa.

4.5 Legislación

La legislación empleada en la realización de este capítulo es la siguiente:

Cuadro 7. Legislación de los costes de gestión comercial.


Artículo 19Retribución de los costes de gestión comercial: definición de los costes y cómo se fija su retribución.

Artículo 20

Retribución global de la actividad de distribución: fórmula que actualiza de forma conjunta los costes de distribución y los costes de gestión comercial.

Orden de 14 de Junio de 1999, por la que se establece la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica.

Artículo 2

Fórmula de retribución individual de los costes de gestión comercial en función de costes unitarios, número de contratos de sumininstro t potencia contratada.


Artículo 3.5Cómo se deben determinar los costes de gestión y a qué sujetos o agentes del sistema les afecta.


Artículo 1.5 Costes máximos reconocidos a la gestión comercial para el 2004.

RD 2819/1998, de 23 de Diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución.

COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL



Cuadro 8. Resumen de los costes de gestión comercial. Fuente: Memoria eco-

nómica de la tarifa eléctrica de 2004 y RD 1802/2003 por el que se establece la tarifa

eléctrica para 2004.


5. COSTES PERMANENTES DEL SISTEMA

5.1 Descripción

Los costes permanentes del sistema son cargos regulados con destinos

específicos incluidos en la tarifa eléctrica y que según el regulador deben ser

satisfechos por todos los consumidores de energía.

Los destinos específicos de los costes permanentes del sistema se mues-

tran en la Figura 12 en la siguiente página.

Mención especial merecen el coste reconocido por desajuste de ingresos

de las actividades reguladas anterior al ejercicio del 2003 y el coste reconocido

por la revisión del sobrecoste de generación extrapeninsular de los ejercicios

2001 y 2002. Se considera que estos nuevos costes introducidos con la metodo-

logía de tarifas aprobada en el RD 1432/2002 pertenecen a los costes perma-

nentes del sistema ya que en las Memorias Económicas de los ejercicios 2003 y

2004 aparecen englobados como un componente más de estos costes. Sin em-

bargo, en la metodología de tarifas no se define explícitamente que estos nuevos

costes sean un componente más de los costes permanentes del sistema.

Debido a que estos nuevos conceptos se tratan de forma independiente

en la metodología de tarifas se ha optado por dedicar los dos últimos apartados

de este capítulo en exclusiva a explicarlos en detalle.

Los costes permanentes del sistema suponen aproximadamente un 5%

del coste total de la tarifa.


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Figura 12. Clasificación de los costes permanentes del sistema.


El reparto de los distintos componentes de los costes permanentes del

sistema en la tarifa de 2004 se muestra en el siguiente gráfico:

Figura 13: Reparto de los costes permanentes del sistema en 2004. Fuente:

Memoria Económica 2004

A continuación se explica en qué consiste cada uno de los componentes

que forman parte de los costes permanentes del sistema, cómo se fija su retribu-

ción y cómo se reparte posteriormente entre las empresas que tienen derecho a

percibirla.

Costes permanentes del sistema

1%1% 3%

39% 29%

27%

Compensación ExtrapeninsularesOperador del Sistema (REE)Operador del Mercado (OMEL)CNECTC'sDéficit hasta 31.12.02, incluyendo sobrecoste de generación extrapeninsular


5.2 Costes reconocidos como costes permanentes del sistema

Los costes reconocidos con destinos específicos que forman parte de los

costes permanentes del sistema incluidos en la tarifa eléctrica son los siguientes:

Compensación del sobrecoste de generación insular y extrape-ninsular

Los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares son sistemas pe-

queños y aislados en los que la generación de energía eléctrica tiene un coste

mayor que la generación en el sistema peninsular. Este aumento del coste se

debe principalmente al mayor nivel de reserva que es necesario mantener en

caso de fallo en el sistema, las propias tecnologías utilizadas en la producción de

energía y el mayor coste de los combustibles.

La cuota por compensación extrapeninsular permite recuperar los sobre-

costes derivados de la actividad de suministro en los sistemas insulares y extra-

peninsulares y garantizar que la tarifa eléctrica sea única para todos los consu-

midores.

Operador del Sistema (REE)

A través de esta cuota se retribuyen los servicios prestados por el Opera-

dor del Sistema (REE) que es el encargado de garantizar la continuidad y segu-

ridad de suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema de producción

y transporte. Sus funciones principales son las siguientes:

• Realizar un balance periódico de las previsiones de generación y de-

manda.

• Estimar, calcular y publicar los coeficientes de pérdidas.

• Evaluar la capacidad máxima de interconexión.

• Coordinar a los operadores de otros países.

• Establecer los planes de maniobra para la reposición de servicio.

• Analizar las solicitudes de conexión a la red de transporte.

• Velar por el cumplimiento de los parámetros de calidad.


Con la aprobación del RD 1747/2003, por el que se regulan los sistemas

eléctricos insulares y extrapeninsulares, REE es el encargado de operar tanto el

sistema eléctrico peninsular como los SEIE.

Operador del Mercado (OMEL)

Esta cuota se destina a retribuir los servicios prestados por el Operador

del Mercado (OMEL) que es el encargado de gestionar el sistema de ofertas de

compra y venta de energía eléctrica. De entre sus funciones destacan:

• La recepción de ofertas de venta emitidas para cada periodo de

programación por los titulares de las unidades de producción de

energía eléctrica.

• La recepción y aceptación de las ofertas de adquisición de energía.

• La casación de las ofertas de venta y de adquisición determinando los

precios finales de producción de la energía para cada periodo de pro-

gramación y la comunicación a todos los agentes implicados.

• La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deberán

realizarse en función del precio final de la energía resultante del sis-

tema, del funcionamiento efectivo de las unidades de producción, de

la disponibilidad de dichas unidades en los periodos de programación

y de aquellos otros costes que reglamentariamente se determinen.

OMEL desarrolla estas funciones tanto en el sistema peninsular como en

los SEIE aunque en estos sistemas no existe propiamente un mercado de ofer-

tas sino un despacho por costes variables.

CNE

Esta cuota se destina a la retribución de la Comisión Nacional de la Ener-

gía. Sus objetivos principales son velar por la competencia efectiva en los siste-

mas energéticos y por la objetividad y transparencia de su funcionamiento en

beneficio de todos los sujetos que operan en dichos sistemas y de los consumi-

dores. A estos efectos se entiende por sistemas energéticos el mercado eléctrico

así como los mercados de hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos.


Costes de transición a la competencia (CTCs)

Los CTCs son una compensación a las empresas eléctricas por aquellos

costes hundidos que pueden no ser recuperados como consecuencia de un

cambio regulatorio que pasa de una remuneración por coste de servicio, en el

que se establecía una senda de ingresos que permitía rentabilizar las inversio-

nes, a un sistema competitivo en el que la remuneración de las inversiones no

está garantizada.

A continuación se ofrece una breve reseña histórica y legislativa de los

CTCs desde la firma del Protocolo entre las empresas eléctricas en 1996 hasta

la situación actual pasando por los problemas con la Unión Europea.

1996. Se firma el protocolo de las eléctricas en el que ya se establecen

1997. Se aprueba la Ley del Sector Eléctrico en la que se reconoce el de-

recho de cobro de CTCs. Se establecen derechos de cobro de CTC para cada

central.

1997. Se aprueba el RD 2017/1997 en el que se regula el proceso de li-

quidación de los CTCs, se establece el carácter de estos costes, el importe glo-

bal base a recuperar, las diferentes partidas que componen los CTCs así como

el orden de asignación de las mismas en la recuperación.

1998: Se aprueba la Ley 50/1998 en la que las empresas eléctricas re-

nuncian a un 20% del total de los CTCs Tecnológicos, conocido como “la quita”,

a cambio de recibir el 80% restante con cargo a la tarifa aplicando un porcentaje

del 4,5% sobre la facturación por venta de energía a todos los consumidores. El

20% restante de los CTCs Tecnológicos se sigue cobrando por diferencias con

respecto a los 3,6 c€/kWh. Se permite titulizar el cobro de los CTC.

2000: Se aprueba la OM 21/11/2000 en la que se establece que en caso

de déficit de ingresos para retribuir al transporte, la distribución y las primas al

carbón, las empresas eléctricas con derecho de cobro de CTC aportarán las can-

tidades necesarias para cubrir el déficit, proporcionalmente a la cantidad indivi-

dual de CTCs cobrados y el exceso individual en los ingresos sobre los 3,6

c€/kWh.

2001: La UE elimina el método de recuperación de CTC con cargo a la ta-

rifa porque no considera que entre dentro de los requisitos del mercado interior


de electricidad. La prima por consumo de carbón autóctono se acoge a las ayu-

das de consumo de combustible nacional siempre con una producción inferior al

15% del total de la energía primaria consumida para la producción de electrici-

dad. Se elimina la titulización del cobro de los CTC y se establece que la venta

de activos con derecho a cobro de CTC implicará la transmisión de este derecho

descontando las plusvalías del saldo de CTC pendiente de cobro del vendedor.

2001. Por Decisión de la Comisión Europea se debe devolver parte de la

prima por consumo de carbón autóctono cobrada en los años 1998 y 1999 co-

rrespondiente al exceso sobre el umbral del 15% de energía primaria necesaria

para producir electricidad como consecuencia de haberse primado en dichos

años una cantidad de energía autóctona superior a dicho umbral, de acuerdo

con los establecido en la Directiva 96/92/CE.

2001: Se aprueba el RD Ley 2/2001 por el que se elimina la cuota del

4,5%.

2001: Se aprueba el Plan de Financiación Extraordinario de Elcogás en la

OM de 10 de Noviembre de 2001.

2002: Se aprueba la Ley 53/2002 en la que se establece que la tarifa en

el periodo 2003-2010 incluirá como coste, repartido linealmente, el déficit acumu-

lado desde el año 2000 hasta el año 2002, que asciende a 1.522 M€ (253.240

MPTAS).

2002: Se aprueba el RD 1432/2002 en el que se establece el desarrollo

normativo de la Ley anterior, En este RD se establece la recuperación de los

CTC hasta el 2010 a través de una cuota que permita su recuperación lineal.

2003: Se aprueba la OM 3/10/2003 que permite titulizar el déficit de in-

gresos de los ejercicios de 2000,2001 y 2002.

5.3 Retribución de los costes permanentes del sistema

La retribución de los costes permanentes del sistema se realiza con cargo

a todos los consumidores del sistema aplicando un porcentaje sobre los ingresos

recaudados a través de las tarifas integrales y de acceso que se determina en la

tarifa de cada año, salvo la retribución de los CTCs. El porcentaje aplicado sobre

cada uno de los ingresos, a tarifa integral y tarifa de acceso, es distinto debido a

la diferencia de volumen entre estos ingresos.


A continuación se detalla la retribución individual de cada una de las cuo-

tas del apartado anterior:

Compensación del sobrecoste de generación insular y extrape-ninsular.

La retribución del sobrecoste de generación extrapeninsular se establece

aplicando los porcentajes fijados en el Real Decreto de tarifas de cada año sobre

la facturación de los suministros acogidos a tarifa integral y a tarifa de acceso.

Se encuentran exentos del pago de esta cuota las empresas acogidas al

proceso de liquidaciones del RD 2017/1997 y la empresa Endesa Distribución

Eléctrica, S.L. por sus suministros a tarifas en Baleares, Canarias, Ceuta y Meli-

lla.

Las empresas distribuidoras acogidas a la DT 11ª que adquieran la ener-

gía a tarifa integral y pertenezcan al Grupo 2, según las condiciones establecidas

en la disposición adicional primera del RD por el que se fija la tarifa eléctrica de

cada año, pueden solicitar una reducción de los ingresos entregados para satis-

facer esta cuota.

Los porcentajes fijados en la tarifa de 2004 para satisfacer la cuota por

compensación del sobrecoste extrapeninsular son los siguientes:

Consumidores a tarifa integral: 1,490% sobre la facturación por estos su-

ministros.

Consumidores cualificados: 4,128% sobre la facturación por estos sumi-

nistros.


Los porcentajes aplicados sobre la facturación de los suministros a tarifa

integral y tarifa de acceso para satisfacer la cuota destinada a retribuir al Opera-

dor del Sistema se fijan cada año en el Real Decreto por el que se establece la

tarifa eléctrica.

Se encuentran exentas del pago de esta cuota las empresas acogidas al

proceso de liquidaciones del RD 2017/1997.



gía a tarifa integral y pertenezcan al Grupo 2 anterior pueden solicitar una reduc-

ción de los ingresos entregados para satisfacer esta cuota.

Los porcentajes fijados en la tarifa de 2004 para satisfacer la cuota del

Operador del Sistema son los siguientes:

Consumidores a tarifa integral: 0,203% sobre la facturación por estos

suministros.

Consumidores cualificados: 0,563% sobre la facturación por estos

suministros.


La retribución de los servicios prestados por el Operador del Mercado se

establece aplicando los porcentajes fijados en el Real Decreto por el que se es-

tablece la tarifa eléctrica de cada año sobre la facturación de los suministros a

tarifa integral y tarifa de acceso.

Se encuentran exentas del pago de esta cuota las empresas acogidas al

proceso de liquidaciones del RD 2017/1997.


gía a tarifa integral y pertenezcan al Grupo 2 anterior pueden solicitar una reduc-


Los porcentajes fijados en la tarifa de 2004 para satisfacer la cuota del

Operador del Mercado son los siguientes:

Consumidores a tarifa integral: 0,057% sobre la facturación por estos

suministros.

Consumidores cualificados: 0,159% sobre la facturación por estos sumi-

nistros.

Costes de transición a la competencia

La retribución fija total que recibirán las empresas eléctricas hasta el año

2010 por el concepto de Costes de Transición a la Competencia se calculó como

la diferencia entre los ingresos medios obtenidos por las empresas productoras

incluidas en el ámbito de aplicación del RD 1538/1987 a través de la tarifa eléc-

trica y la retribución reconocida para la producción que se establece en


3,6c€/kWh, incluidos los pagos por garantía de potencia y servicios complemen-

tarios. Se considera que un precio medio de mercado diario de 3,005 c€/kWh es

equivalente a la retribución que percibirían estas centrales por su energía produ-

cida en el marco regulatorio anterior caracterizado por la retribución del coste de

servicio. La retribución por CTCs no es más que una compensación por la dife-

rencia de ingresos que se estimó que se produciría debido al cambio regulatorio

a un entorno de mercado y libre competencia.

El importe base global máximo por CTCs establecido a 31 de Diciembre

de 1997 que debería ser recuperado en un plazo máximo de diez años y que

posteriormente se amplió tres años más se fijó en 11.951 miles de euros

(1.988.561 Millones de pesetas). Esta cantidad se fue modificando a lo largo de

los años debido a los diversos acuerdos entre las empresas y el Ministerio y las

intervenciones de la UE, como se puede observar a través de la breve evolución

histórica y legislativa de estos costes descrita en el apartado anterior.

Este importe global máximo se reparte entre dos grandes partidas que

componen los CTCs y que se diferencian por el destino al que se dirige la retri-

bución. Los distintos componentes de los CTCs a los que se destina esta retribu-

ción fija se muestran en la siguiente tabla:

Figura 14: Componentes de los Costes de Transición a la Competencia.

Cada una de estas partidas, CTCs del Carbón y CTCs Tecnológicos con

sus respectivos componentes, tiene un mecanismo de retribución diferente que

se explica a continuación.

Planes de Financiación Extraordinaria

CTCs del Carbón

CTCs Tecnológicos

COMPONENTES DE LOS CTCsAsignación por Stock del

carbónAsignación por Consumo del

carbón autóctono

Asignación General

Asignación Específica


• Retribución de los CTCs del Carbón

El importe máximo global destinado a la retribución de los CTCs del Car-

bón se fijó en 1.775 Millones de euros (295.276 Millones de pesetas). Esta canti-

dad se ha mantenido sin sufrir modificaciones a lo largo de estos años.

Esta cantidad se reparte, a su vez, entre los dos componentes que for-

man parte de los CTCs del Carbón: Asignación al Stock de carbón y Asignación

por consumo de carbón autóctono.

Retribución del Stock de carbón

La Asignación por Stock del carbón es una ayuda a la financiación de las

existencias de carbón en las centrales térmicas a 31 de Diciembre de 1997. El

sobrecoste de este carbón almacenado al inicio del nuevo marco regulatorio se

calcula como la diferencia entre el precio del carbón nacional para cada central y

el precio del carbón de importación situado en cada central, restándole el trans-

porte, por las toneladas existentes en el parque a 31 de Diciembre de 1997.

El importe global máximo asignado al Stock del carbón asciende a 246

Millones de euros (40.911 Millones de pesetas).

La recuperación de esta cantidad en el periodo 1998 al 2010 se realiza

con cargo a todos los consumidores de energía eléctrica a través de la incorpo-

ración en las tarifas integrales y de acceso de una cuota por Stock del carbón

como parte de los costes permanentes del sistema.

El proceso de cálculo de la cuota que se establece cada año en la tarifa

eléctrica se muestra a continuación:

Paso 1: Determinar el Importe pendiente de cobro a 31 de Diciembre del

año n-1, siendo n el año para el que se desea determinar la tarifa eléctri-

ca.

Importe 31.12 AÑO N-1 = Importe 31.12 AÑO N-2 – Cuota por Stock carbón AÑO

N-1 + Intereses AÑO N-1

Paso 2: Determinar la cuota anual por Stock de Carbón.

La cantidad destinada a retribuir la cuota por Stock de Carbón la fija el

Ministerio cada año. Sin embargo, en el Informe 14/2001 sobre la Pro-

puesta de Real Decreto de la tarifa eléctrica de 2002 elaborado por la


CNE en el apartado 4.6 se encuentran los cálculos realizados para de-

terminar la distribución del sobrecoste del Stock de carbón autóctono a 31

de Diciembre de 1997 en el periodo 1998-2010, siendo estas cantidades

las empleadas hasta el momento por el Ministerio para fijar la cuota por

Stock del Carbón.

Actualmente la cuota se calcula de forma que se recupere de forma lineal

hasta el año 2010 el importe pendiente de cobro a 31 de diciembre de 2002

momento en el que se comenzó a aplicar la metodología de tarifas.

Paso 3: Determinar los intereses devengados por el saldo pendiente de

cobro a 31 de Diciembre de cada año. El tipo de interés empleado para la

actualización del saldo pendiente de cobro a 31 de Diciembre de cada

año fue, hasta el año 2001, el MIBOR a tres meses. Actualmente, se ha

sustituido este tipo de interés por el EURIBOR a tres meses.

Paso 4: Determinar el saldo pendiente de cobro por Stock del Carbón a

31 de Diciembre del año N sobre el que se calculará la cuota que se in-

cluirá en la tarifa del año N+1.

Importe 31.12 AÑO N = Importe 31.12 AÑO N-1 – Cuota por Stock carbón AÑO N

+ Intereses AÑO N

El cobro de la cuota por Stock del Carbón está supeditado a la existencia

de ingresos suficientes a través de las tarifas una vez retribuidas las actividades

reguladas, el coste de adquisición de la energía en régimen ordinario y régimen

especial y la Prima por consumo de carbón autóctono que se explica a continua-

ción.

La cuota asignada al Stock de carbón en 2004, según la Memoria Eco-

nómica de 2004, asciende a 2.136 miles de euros.

Retribución del Consumo de carbón autóctono

La Asignación por Consumo de carbón autóctono es un incentivo que es-

tablece el Gobierno para conseguir que las instalaciones de producción consu-

man carbón autóctono hasta un límite fijado en el 15% del total de la energía

primaria necesaria para satisfacer la demanda nacional.

El importe global máximo asignado al Consumo de carbón autóctono as-

ciende a 1.529 Millones de euros (254.365 Millones de pesetas).


La recuperación de esta cantidad en el periodo 1998 al 2010 se realiza, al

igual que la Asignación por Stock de carbón, con cargo a todos los consumidores

de energía eléctrica a través de la incorporación en las tarifas integrales y de

acceso de una cuota por Consumo de carbona autóctono como parte de los cos-

tes permanentes del sistema.

El proceso de cálculo de la cuota que se establece cada año en la tarifa

eléctrica se realiza siguiendo el mismo proceso aplicado anteriormente al cálculo

de la cuota por Stock de carbón.

La cuota por consumo de carbón autóctono tiene la misma prioridad en el

cobro que el resto de las actividades reguladas por lo que en situación de déficit

de ingresos del sistema el cobro de esta cuota está garantizado.

La cuota asignada al Consumo de carbón autóctono en 2004, según la

Memoria Económica de 2004, asciende a 189.831 miles de euros. Hasta el año

2005 y por decisión de la Comisión Europea, se tiene que devolver parte de la

cantidad cobrada en los ejercicios de 1998 y 1999 debido a un exceso de con-

sumo de carbón autóctono por encima del límite fijado en el 15% de la energía

primaria necesaria para satisfacer la demanda nacional de energía eléctrica.

• Retribución de los CTCs Tecnológicos

Es la otra gran partida de la que se componen los Costes de Transición a

la Competencia. El importe máximo destinado a la retribución de los CTCs Tec-

nológicos era de 10.177 Millones de euros (1.693.285 Millones de pesetas) que

posteriormente se redujo en 1.577 Millones de euros (262.459 Millones de pese-

tas) con la “quita” del año 1998.

Esta cantidad se reparte, a su vez, entre la Asignación General, la Asig-

nación Específica y los Planes de Financiación Extraordinarios.

Retribución de la Asignación General

El importe máximo destinado a la retribución de la Asignación General fi-

jado a 31 de Diciembre de 1997 ascendía a 8.141 Millones de euros (1.354.628

Millones de pesetas) que posteriormente se reduciría al renunciar las empresas

a parte de esta retribución a cambio de cobrar gran parte de la Asignación Gene-

ral con cargo a la tarifa eléctrica aplicando un porcentaje del 4,5% sobre la factu-

ración total del sistema.


La retribución de la Asignación General se establece con cargo a todos

los consumidores del sistema a través de una cuota incluida en la tarifa eléctrica

y que forma parte de los costes permanentes del sistema.

El proceso de cálculo de la retribución anual se establece a partir de los

siguientes pasos partiendo del cálculo del importe pendiente de cobro al final de

cada año.

El importe máximo destinado a la retribución de la Asignación General a

31 de Diciembre de cada año tanto en términos globales como para cada una de

las empresas con derecho de cobro de CTCs se calcula deduciendo del importe

del año anterior la cuota recuperada por este concepto durante el año junto con

los ingresos anuales medios obtenidos que excedan de aquellos que se hubie-

ran obtenido con un precio medio del mercado de producción de 3,6 c€/kWh.

Todos los ingresos obtenidos por las empresas eléctricas por medio de un precio

medio de mercado superior a 3,6 c€/kWh, incluida garantía de potencia y servi-

cios complementarios, se descuentan del importe pendiente de cobro para la

Asignación General.

El importe final se obtiene al actualizar el saldo anterior, una vez deduci-

dos todos los ingresos, con una tasa de interés que resultó de aplicar el MIBOR

a tres meses hasta el año 2001 y, a partir de entonces, se sustituyó por el EURI-

BOR a tres meses. Sobre este importe, el Ministerio determina la cuota anual

que se establece en la tarifa eléctrica de cada año destinada a la retribución de

la Asignación General de forma que se recupere de forma lineal y hasta el año

2010 el saldo pendiente de cobro.

El cobro de la cantidad destinada cada año a retribuir este componente

de los CTCs Tecnológicos está supeditado a la existencia de ingresos suficientes

del sistema una vez retribuidas las actividades reguladas, el coste de adquisición

de la energía en régimen ordinario y régimen especial y el consumo de carbón

autóctono.

Se asigna a la retribución de la Asignación General el 80% de la cantidad

destinada a los CTCs Tecnológicos. La cuota correspondiente a la Asignación

General en 2004, según la Memoria Económica de 2004, asciende a 107.797

miles de euros.


Retribución de la Asignación Específica

El importe global máximo destinado a la retribución de la Asignación Es-

pecífica fijado a 31 de Diciembre de 1997 asciende a 2.035 Millones de euros

(338.657 Millones de pesetas) que posteriormente se reduciría al igual que en el

caso de la Asignación General con la “quita” del aprobada en 1998.

La retribución de la Asignación General se establece con cargo a todos

los consumidores del sistema a través de una cuota incluida en la tarifa eléctrica

y que forma parte de los costes permanentes del sistema.

El proceso de cálculo es similar al de la asignación general con la dife-

rencia de que, en este caso, se deducen los ingresos obtenidos durante el año

por la Asignación Específica y por los Planes de Financiación Extraordinarios

que se explican posteriormente.

Se asigna a la retribución de la Asignación General el 20% de la cantidad

destinada a los CTCs Tecnológicos. La cuota correspondiente a la Asignación

Específica en 2004, incluida la cantidad destinada al Plan de Financiación Extra-

ordinario, según la Memoria Económica de 2004, asciende a 107.797 miles de

euros.

Retribución del Plan de Financiación Extraordinario

Son planes que de manera excepcional autoriza el Ministerio con cargo a

la Asignación Específica a petición de las empresas debido a dificultades finan-

cieras o a paradas técnicas de larga duración en los grupos de generación.

Actualmente, existe un Plan de Financiación Extraordinario para la central

de gasificación de carbón de Elcogás con cargo a la Asignación Específica.

En general, los CTCs Tecnológicos se emplean por parte del Ministerio

como un colchón ante la falta de ingresos necesarios para retribuir las activida-

des reguladas, el coste de adquisición de la energía en régimen ordinario y régi-

men especial y el consumo de carbón autóctono debido a una mala previsión de

costes e ingresos del sistema. El cobro de las cantidades destinadas a retribuir

los CTCs Tecnológicos se encuentra supeditada, por tanto, a la existencia de

ingresos suficientes en el sistema una vez retribuidos todas las actividades regu-

ladas del sistema. Esto implica un riesgo importante de cobro de estas cantida-


des destinadas a compensar a las empresas eléctricas por los costes hundidos

consecuencia del cambio regulatorio.

En el caso de existir ingresos suficientes para retribuir los CTCs, el orden

de prioridad en el cobro se establece de la siguiente manera: Stock de carbón,

Consumo de carbón autóctono, Plan de Financiación Extraordinario de Elcogás,

Asignación General y Asignación Específica.

La metodología de tarifas aprobada en el RD 1432/2002 permite realizar

revisiones anuales de las cantidades asignadas a CTCs en función de la evolu-

ción de los siguientes parámetros: variación de la media anual del EURIBOR a

tres meses real sobre el previsto para el año anterior al que se fija la tarifa, la

variación anual de la demanda real sobre la prevista para el año anterior al que

se calcula la tarifa y la variación anual del precio medio horario final real resultan-

te del mercado de producción sobre el previsto para el año anterior al que se

calcula la tarifa.

5.4 Reparto de la retribución entre las distintas empresas

El reparto de la retribución de cada uno de los componentes de los costes

permanentes entre las empresas destinatarias de dicha retribución se explica en

este apartado.

Compensación del sobrecoste extrapeninsular

La cuantía recaudada del sistema destinada a compensar el sobrecoste

de generación de energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsula-

res se reparte entre Gas y Electricidad Generación, S.A., Unión Eléctrica de Ca-

narias Generación, S.A. y Endesa Generación, S.A.


La retribución se destina a la empresa Red Eléctrica de España, S.A. por

operar el sistema eléctrico nacional.


La retribución de esta cuota se destina a la empresa OMEL por gestionar

el mercado de ofertas y demandas del sistema peninsular así como publicar el

precio resultante del despacho por costes variables de los sistemas eléctricos

insulares y extrapeninsulares.


Comisión Nacional de la Energía (CNE)

La retribución de esta cuota constituye la fuente de financiación de la

CNE por su labor como ente regulador de los sistemas energéticos.

Costes de transición a la competencia

El reparto de la retribución asignado a los CTCs entre las empresas con

derecho de cobro se explica a continuación:

• CTCs del Carbón

El reparto de la retribución de la cuota por Stock de carbón se realiza en-

tre las centrales térmicas con existencias de carbón a 31 de Diciembre de 1997.

Estas centrales se encuentran en el citado informe 14/2001 elaborado por la

CNE sobre la propuesta de Real Decreto de la tarifa eléctrica de 2002.

El reparto de la retribución de la cuota por consumo de carbón autóctono

se realiza estableciendo una prima máxima promedio de 6 c€/kWh con cargo a

esta cuota para aquellos grupos de producción que realmente hayan consumido

carbón autóctono y por la cuantía equivalente a su consumo de carbón autócto-

no. El Ministerio fija cada año el importe de dicha prima.

• CTCs Tecnológicos

La Asignación General se reparte entre las empresas con derecho de co-

bro de CTCs de acuerdo a unos porcentajes establecidos por el Ministerio y que

varían cada año en función de la evolución de las empresas y del precio medio

de venta de energía en el mercado de cada una de ellas.

El reparto de la Asignación Específica se realiza atendiendo a los mismos

porcentajes salvo en la cantidad destinada al Plan de Financiación Extraordinario

de Elcogás.


5.5 Legislación

La legislación empleada en la realización de este apartado se presenta

en el Cuadro 9:


Disposición transitoria cuarta

Incentivos a las centrales de producción por consumo de carbón autóctono.

Disposición transitoria sexta

Reconocimiento de los CTCs, importes máximos globales, periodo de recuperación, carácter de los costes, mecanismos de retribución y sujetos de aplicación.

Ley 50/1998, de 30 de Diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden Social

Capítulo VI: Artículo 107

Se aprueba "la quita" de parte de la retribución de CTCs Tecnológicos a cambio de recaudar gran parte de esta cantidad con cargo a la tarifa eléctrica aplicando el 4,5% sobre la facturación total del sistema.

Artículo 4Se establecen los costes permanentes como costes reconocidos del sistema que son objeto de liquidación.

Artículo 5 Se definen los costes que se calcularán como cuotas con destinos específicos.

Artículo 6 Se establece el mecanismo de recaudación e ingreso de las cuotas con destinos específicos.

Artículo 9 Se establece el cálculo de la retribución fija por CTCs y el carácter de estos costes.

Artículo 10 Se determinan las condiciones del importe máximo anual que se incorpora en la tarifa.

Artículo 12Se fija el importe bas global másximo a 31 de Diciembre de 1997: 11.951 Millones € (aprox. 1 billón de pesetas)

Artículo 13

Se definen los componentes del importe base global: CTCs del carbón (Stock y prima) y CTCs Tecnológicos (Asignación General, Específica y Planes de Financiación)

Artículo 14 Se determina cómo se calcula el importe pendiente de cobro a 31 de Diciembre de cada año.

Artículo 15Criterio de reparto de la asignación por consumo de carbón autóctono: prima por consumo de carbón para las centrales de producción.

Artículo 16 Criterio de reparto de la Asignación General entre las empresas con derechos de cobro de CTCs.

Artículo 17Criterio de reparto de la Asignación Específica entre las empresas con derechos de cobro de CTCs.

Artículo 18 Planes de Financiación Extraordinarios

Artículo 4.6 Se establece qué costes o cuotas forman parte de los costes permanentes del sistema.

Artículo 5 Criterios de revisión de la anualidad incorporada en la tarifa de cada año por CTCs

Memoria Económica 2004 Cantidades estimadas por el Ministerio destinadas a CTCs en 2004.

Artículo 1.5 Se establece la retribución fija a percibir por las empresas con derecho de cobro de CTCs.

Artículo 3

Se fijan para el año 2004 los porcentajes por costes permanentes que se deben aplicar sobre la facturación de los consumidores acogidos a tarifa integral y de los consumidores cualificados.


RD 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 seguridad y diversificación de abastecimiento.




5.6 Resumen

Cuadro 10a. Resumen de los costes permanentes del sistema.


ESTIMACIÓN COSTES

Ayudas al carbón almacenado en centrales térmicas a 31.12.1997 que se recuperan con cargo a la tarifa eléctrica hasta 2010. Su cobro depende de la existencia de ingresos suficientes en el sistema.Importe base global máximo asignado: 246 Millones de euros.Importe a 31.12 Año N = Importe a 31.12 Año N-1 - Cuota Stock carbón + Intereses Año N (EURIBOR a tres meses).Incentivos a las centrales térmicas a consumir carbón autóctono que se obtienen con cargo a la tarifa eléctrica hasta 2010. Su cobro está garantizado incluso en situación de déficit de ingresos. Hasta año 2005, se devuelve exceso cobrado por este concepto.Importe base global máximo asignado: 1.529 Millones de euros.Importe a 31.12 Año N = Importe a 31.12 Año N-1 - Cuota Stock carbón + Intereses Año N (EURIBOR a tres meses).La asignación de esta partida se realiza a través de primas por consumo de carbón realmente consumido por las centrales térmicas por la cuantía equivalente a dicho consumo.

Importe base global máximo asignado: 8.141 Millones de euros. Este importe se modifica por la "quita" de 1998 (renuncia a parte de este importe a cambio de cobrar gran parte con cargo a la tarifa aplicando el 4,5% sobre facturación total del sistema. Su cobro no está garantizado y depende del nivel de ingresos del sistema.

Importe a 31.12 Año N = Importe a 31.12 Año N-1 - Cuota Asignación General - Exceso sobre 3,6 c€/kWh + Intereses Año N (EURIBOR a tres meses).

Costes de Transición a la Competencia (CTCs)

El reparto de esta asignación entre las empresas con derechos de cobro de CTCs se realiza a través de porcentajes que publica el Ministerio y que varían en función de los CTCs cobrados y del precio medio de venta de energía de cada empresa en el mercado.

CTCs Tecnológicos

Importe base global máximo asignado: 2.035 Millones de euros. Este importe se modifica por la "quita" de 1998 (renuncia a parte de este importe a cambio de cobrar gran parte con cargo a la tarifa aplicando el 4,5% sobre facturación total del sistema. Su cobro no está garantizado y depende del nivel de ingresos del sistema.

Importe a 31.12 Año N = Importe a 31.12 Año N-1 - Cuota Asignación General - Plan Financiación Extraordinario Elcogás + Intereses Año N (EURIBOR a tres meses).El reparto de esta asignación entre las empresas con derechos de cobro de CTCs se realiza a través de los mismos porcentajes de reparto de la Asignación General, salvo la cantidad destinada a Planes de Financiación Extraordinarios.

Plan de Financiación Extraordinario de Elcogás

Planes excepcionales aprobados por el Ministerio debido a dificultades económicas de las empresas o paradas técnicas de los grupos de producción de larga duración. Se asignan con cargo a la Asignación Específica. Actualmente, existe el Plan de Financiación Extraordinario de Elcogás. Su cobro no está garantizado y depende del nivel de ingresos del sistema.

Stock de carbón, Prima por consumo de carbón autóctono, Plan de Financiación Extraordinario Elcogás, Asignación General y Asignación Específica.

-17.441

Stock de carbón

Consumo carbón autóctono

Costes permamentes del sistema estimados en la Memoria Económica de 2004 615.696

CTCs del Carbón

Orden de asignación y prioridad de los diferentes componentes

de los CTCs

2.136

189.831

144.746

Asignación General

Asignación Específica

COSTES PERMANENTES DEL SISTEMA TARIFA 2004 (miles de €)

Cuadro 10b. Resumen de los costes permanentes del sistema.


6. COSTES DE SEGURIDAD Y DIVERSIFICACIÓN DE ABASTECIMIENTO

6.1 Descripción

Los costes de seguridad y diversificación de abastecimiento son cargos

regulados con unos destinos específicos relacionados, como su propio nombre

indica, con la diversificación del suministro energético y que la autoridad regula-

toria considera que deben ser cubiertos por el consumidor eléctrico.

Los destinos específicos de las cuotas por seguridad y diversificación del

suministro eléctrico con los siguientes:

* El Stock estratégico del combustible nuclear formó parte de los costes de segu-

ridad y diversificación del suministro hasta el año 2001.

Figura 15. Clasificación de los costes de seguridad y diversificación del abaste-

cimiento.

El coste reconocido por los costes de seguridad y diversificación de abas-

tecimiento supone aproximadamente el 4,5% del coste total de la tarifa.

El reparto del coste destinado a la diversificación del suministro entre los

distintos componentes para el ejercicio tarifario de 2004 es el siguiente:

Costes de seguridad y diversificación de abastecimiento

Moratoria Nuclear

Financiación del 2º Ciclo del combustible

nuclear

Stock estratégico del combustible nuclear*

Sobrecoste del régimen especial

Compensaciones a los distribuidores

acogidos a la DT 11ª


Figura 16. Reparto de los costes de seguridad y diversificación del abastecimien-

to en 2004. Fuente: Memoria Económica 2004

En los siguientes apartados se explica en qué consisten cada uno de los

componentes que forman parte de los costes de seguridad y diversificación de

abastecimiento, cómo se retribuyen y cómo se reparte posteriormente esta retri-

bución entre los destinatarios.

Costes de seguridad y diversificación del abastecimiento

0%2%

16%

82%

Moratoria nuclearFinanciación 2º Ciclo del combustible nuclearStock estratégico de combustible nuclearCompensación distribuidores DT 11ª


6.2 Costes reconocidos por seguridad y diversificación del abas-tecimiento

Los costes reconocidos con destinos específicos relacionados con la di-

versificación del suministro incluidos en la tarifa eléctrica son los siguientes:

Moratoria nuclear

La cuota por moratoria nuclear tiene por objeto compensar a las empre-

sas titulares de los proyectos de construcción de las centrales nucleares de Le-

móniz, Valdecaballeros y la unidad II de Trillo por los costes de inversión y finan-

ciación realizados debido a la paralización definitiva de dichos proyectos.

Financiación del segundo ciclo del combustible nuclear

Esta cuota tiene por objeto cubrir los costes estimados para el tratamiento

y gestión de los residuos nucleares radiactivos.

Stock estratégico del combustible nuclear

La cuantía de esta cuota está destinada a financiar los costes asociados

al stock estratégico del combustible nuclear.

Compensaciones a los distribuidores acogidos a la DT 11ª

Esta cuota está destinada a compensar a los distribuidores acogidos a la

DT 11ª por las adquisiciones de energía de instalaciones acogidas al régimen

especial, los contratos interrumpibles y la existencia de consumidores cualifica-

dos conectados a sus redes. Hasta el año 2007, los distribuidores acogidos a la

DT 11ª pueden solicitar que se les compense la diferencia entre los ingresos

obtenidos por tarifas de acceso a las redes y el margen entre los ingresos que

les hubiera correspondido de continuar el suministro a tarifa integral.


Esta cuota recoge el sobrecoste debido al mayor coste de producción que

supone generar energía eléctrica en régimen especial a partir de fuentes reno-

vables y/o cogeneración.


6.3 Retribución de los costes reconocidos por seguridad y diversi-ficación de abastecimiento

La retribución de las cuotas con destinos específicos que forman parte de

los costes de seguridad y diversificación de abastecimiento se realiza con cargo

a todos los consumidores del sistema aplicando un porcentaje sobre los ingresos

recaudados a través de las tarifas integrales y de acceso que se determina en la

tarifa de cada año. El porcentaje aplicado sobre cada uno de los ingresos, a tari-

fa integral y tarifa de acceso, suele ser distinto debido a la diferencia de volumen

entre estos ingresos.

A continuación se detalla la retribución individual de cada una de las cuo-

tas del apartado anterior:

Moratoria nuclear

El porcentaje sobre la facturación total a tarifa integral y tarifa de acceso

que se aplica para satisfacer la cuota por moratoria nuclear es como máximo del

3,54%. A diferencia de la retribución del resto de estas cuotas, desde el año

1998 se ha aplicado este porcentaje máximo tanto a los ingresos recaudados a

través de las tarifas de acceso como de las tarifas integrales.

Otra particularidad de la cuota por moratoria nuclear es que el 3,54% se

debe aplicar, además de a los ingresos por tarifa integral y de acceso, a las can-

tidades resultantes de la energía adquirida por los comercializadores o consumi-

dores cualificados en el mercado de electricidad o a las energías suministradas a

través de contratos bilaterales físicos.


proceso de liquidaciones del RD 2017/1997, las empresas distribuidoras que

adquieren su energía a tarifa integral y los consumidores cualificados acogidos a

la tarifa de acceso 6.5 aplicada a las exportaciones y tránsitos internacionales de

energía.

Las empresas distribuidoras acogidas a la DT 11ª que adquieren su

energía a tarifa integral que pertenecen al Grupo 2, según las condiciones esta-

blecidas en la Disposición adicional primera del RD 1802/2003, por el que se

establece la tarifa de 2004, pueden solicitar una reducción de los ingresos entre-

gados para satisfacer esta cuota.


Financiación del segundo ciclo del combustible nuclear

Los porcentajes que se aplican sobre la facturación a tarifa integral y tari-

fa de acceso para satisfacer la cuota por financiación del segundo ciclo del com-

bustible nuclear se establecen cada año en el Real Decreto de tarifas.


proceso de liquidaciones del RD 2017/1997 y los consumidores cualificados

acogidos a la tarifa de acceso 6.5 aplicada a las exportaciones y tránsitos inter-

nacionales de energía.

Las empresas distribuidoras acogidas a la DT 11ª que adquieren la ener-

gía a tarifa integral y pertenecen al Grupo 2 anterior pueden solicitar una reduc-


Los porcentajes fijados en la tarifa de 2004 para satisfacer la cuota por fi-

nanciación del segundo ciclo de combustible nuclear son los siguientes:

Consumidores a tarifa integral: 0,715% sobre los ingresos facturados por


Consumidores cualificados: 1,981% sobre los ingresos facturados por las

tarifas de acceso.

Stock estratégico del combustible nuclear

La cantidad establecida para la financiación del stock estratégico del

combustible nuclear se recuperó por completo en el año 2001. Desde el ejercicio

tarifario de 2002, no se incluye esta cuota como parte de los costes de seguridad

y diversificación de abastecimiento.

Compensación a los distribuidores de la DT 11ª

Los porcentajes que se aplican sobre la facturación a tarifa integral y tari-

fa de acceso para satisfacer la cuota por compensación a los distribuidores aco-

gidos a la DT 11ª se establecen cada año en el Real Decreto de tarifas.


proceso de liquidaciones del RD 2017/1997 y los consumidores cualificados

acogidos a la tarifa de acceso 6.5 aplicada a las exportaciones y tránsitos inter-

nacionales de energía.


Las empresas distribuidoras acogidas a la DT 11ª que adquieren la ener-

gía a tarifa integral y pertenecen al Grupo 2 anterior pueden solicitar una reduc-


Los porcentajes fijados en la tarifa de 2004 para satisfacer la cuota por

compensación de los distribuidores acogidos a la DT 11ª son los siguientes:

Consumidores a tarifa integral: 0,103% sobre los ingresos facturados por


Consumidores cualificados: 0,286% sobre los ingresos facturados por las

tarifas de acceso.


La retribución del sobrecoste del régimen especial no se obtiene de apli-

car un porcentaje sobre la facturación de los consumos a tarifa integral y tarifa de

acceso como en los casos anteriores. La retribución de este sobrecoste es aque-

lla que permita cubrir el coste que resulta de multiplicar la producción total pre-

vista en régimen especial por la diferencia entre el precio medio previsto del total

de la producción en régimen especial y el precio medio previsto de la generación

en régimen ordinario peninsular.

6.4 Reparto de la retribución entre las distintas empresas

El reparto de las cantidades recaudadas a través de cada una de las cuo-

tas que forman parte de los costes reconocidos por seguridad y diversificación

del suministro es el siguiente:

Moratoria nuclear

La cuantía recaudada a través de la cuota por moratoria nuclear se repar-

te entre las empresas titulares de los proyectos paralizados de construcción de

centrales nucleares de forma que se recuperen las cantidades que se establecie-

ron en 1995 como valores base a recuperar por cada uno de estos proyectos:

Central nuclear de Vandecaballeros: 2.128 Millones de euros.

Central nuclear de Lemóniz: 2.273 Millones de euros.

Unidad II de Trillo: 66 Millones de euros.


Estas cantidades no eran definitivas y se han podido modificar a lo largo

de estos años debido, por ejemplo, a desinversiones, ventas de equipos, gastos

de desmantelamiento, etc.

Estos importes determinados en 1995 devengan intereses y tienen un

plazo máximo de recuperación a través de la tarifa eléctrica de 25 años desde el

momento en que se fijaron.

Financiación del segundo ciclo de combustible nuclear

El Fondo de Financiación del segundo ciclo de combustible nuclear se

destina a financiar los servicios ofrecidos por la Empresa Nacional de Residuos

Radiactivos, S.A. (ENRESA) para la gestión de los residuos nucleares radiacti-

vos derivados de la producción de energía eléctrica.

Compensación a los distribuidores acogidos a la DT 11ª

La cuantía recaudada a través de esta cuota se repartirá entre los distri-

buidores acogidos a la DT 11ª en función de los costes incurridos por adquisición

de energía al régimen especial, interrumpibilidad y por la existencia de consumi-

dores cualificados conectados a sus redes de distribución.


Los destinatarios de la cuantía recaudada a través de la cuota por sobre-

coste del régimen especial son los distribuidores, tanto acogidos al régimen ge-

neral de retribución como los distribuidores acogidos a la DT 11ª, que previa-

mente han debido abonar este sobrecoste a los propietarios de instalaciones de

producción de energía acogida al régimen especial.

Aunque el sobrecoste del régimen especial es un coste reconocido que

forma parte de los costes de seguridad y diversificación de abastecimiento, esta

cuota no se recoge en la tarifa eléctrica ya que se descuenta del coste total de

servicio, como se explicará en el apartado 7 “Descuento de costes doblemente

contabilizados”.


6.5 Legislación

La legislación empleada en este apartado se presenta a continuación:

Cuadro 11. Legislación de los costes de seguridad y diversificación del abaste-

cimiento.


Disposición adicional sexta

Fondo para la financiación del segundo ciclo del combustible nuclear. Se establece el valor base de referencia, los intereses de actualización y el proceso de incorporación de esta cuota en la tarifa eléctrica.

Disposición adicional séptima

Paralización de centrales nucleares en moratoria. Se establece el proceso de incorporación de esta cuota en la tarifa eléctrica.

Disposición adicional décimotercera

Costes de Stock estratégico del combustible nuclear. Se establece el proceso de incorporación de esta cuota en la tarifa eléctrica.

Disposición transitoria undécima

Régimen retributivo especial para determinados distribuidores

Artículo 4

Se establecen los costes de seguridad y diversificación de abastecimiento como costes reconocidos del sistema que son objeto de liquidación.

Artículo 5 Se definen los costes que se calcularán como cuotas con destinos específicos.

Artículo 6 Se establece el mecanismo de recaudación e ingreso de las cuotas con destinos específicos.


Artículo 4.7Se establece qué costes o cuotas forman parte de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.


Artículo 3

Se fijan para el año 2004 los porcentajes que se deben aplicar sobre la facturación de los consumidores acogidos a tarifa integral y de los consumidores cualificados.


RD 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 seguridad y diversificación de abastecimiento.

COSTES DE SEGURIDAD Y DIVERSIFICACIÓN DEL SUMINISTRO



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7. DESCUENTO DE COSTES DOBLEMENTE CONTABI-LIZADOS

7.1 Descripción

El descuento de costes doblemente contabilizados es un nuevo concepto

que surge como consecuencia de la aplicación de la metodología establecida en

el RD 1432/2002 para el cálculo, aprobación y modificación de la tarifa media o

de referencia.

A diferencia de los apartados anteriores y como su propio nombre indica,

no se trata de un nuevo coste del sistema sino, todo lo contrario, de un descuen-

to que se debe aplicar a la previsión del coste total de servicio como consecuen-

cia de contabilizar por duplicado los costes que se presentan a continuación en

el cálculo de los costes totales previstos y necesarios para realizar el suministro

eléctrico.

Los costes del sistema contabilizados por partida doble en la metodología

de tarifas del RD 1432/2002 son los siguientes:

Compensación del sobrecoste de los sistemas insulares y

extrapeninsulares.

Compensación de la totalidad de las primas del régimen especial.

7.2 Descuento por el sobrecoste insular y extrapeninsular

El sobrecoste de generación de los sistemas eléctricos de los sistemas

insulares y extrapeninsulares debe ser abonado por todos los consumidores del

sistema eléctrico para cumplir con el principio de tarifa única para todos los con-

sumidores del territorio español.

Con la aplicación de la metodología que se expone en este capítulo, des-

de el año 2003 este sobrecoste de generación se incluye por partida doble en el

cálculo del coste de generación en régimen ordinario de los sistemas extrapenin-

sulares y en la cuota “Compensación extrapeninsulares” que forma parte de los

costes permanentes del sistema.


Por este motivo, se descuenta del coste total de servicio previsto para el

ejercicio tarifario de cada año la cantidad correspondiente a la cuota anterior por

“Compensación extrapeninsulares”.

7.3 Descuento por el sobrecoste del régimen especial

La generación en régimen especial, al igual que ocurre con los sistemas

insulares y extrapeninsulares, tiene un coste mayor de generación que la ener-

gía producida en régimen ordinario. Para fomentar y desarrollar la producción de

energía eléctrica con fuentes renovables y cogeneración es necesario fijar unas

primas que permitan recuperar la diferencia entre el precio medio del mercado y

el coste real de generación con estas tecnologías.

El sobrecoste generado por las compensaciones al régimen especial se

tiene en cuenta en el cálculo del coste de producción de las instalaciones acogi-

das al régimen especial. Así mismo este sobrecoste se recoge también en la

cuota “Compensación distribuidores acogidos a la DT 11ª” por la que se com-

pensa a estos distribuidores la adquisición de energía al régimen especial y en el

“Sobrecoste del régimen especial” que engloba el coste debido a las primas por

el total de la energía acogida al régimen especial. Estas dos últimas cuotas, co-

mo se explica en el apartado 6, forman parte de los costes de seguridad y diver-

sificación de abastecimiento.

Según la metodología del RD 1432/2002, se debe descontar del monto

resultante del coste total de servicio la totalidad de las compensaciones del ré-

gimen especial, es decir, la cuota “Sobrecoste del régimen especial” ya que este

sobrecoste se contabiliza por una parte en los costes de producción y, por otra,

en la “Compensación a los distribuidores acogidos a la DT 11ª”, como se explica

en el párrafo anterior(14).

(14) En los costes de seguridad y diversificación de suministro se incluye un coste por “Sobrecoste del régimen especial”. Este coste se vuelve a tener en cuenta en la metodo-logía de tarifas del RD 1432/2002 pero, sin embargo, no aparece en las Memorias Eco-nómicas ni en el RD de tarifas. Mi interpretación de la legislación es la que se explica en este párrafo.


7.4 Legislación

La legislación a que hace referencia este apartado es la siguiente:

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 De-

creto 2017/1997.


8. COSTE CORRESPONDIENTE AL DESAJUSTE DE IN-GRESOS DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS ANTE-RIOR AL 2003

8.1 Descripción

El coste correspondiente al desajuste de ingresos de las actividades re-

guladas es un nuevo concepto que se incorpora en la metodología de tarifas

debido a que los ingresos sujetos a liquidación en los ejercicios tarifarios anterio-

res al 2003 resultaron insuficientes para cubrir los costes de las actividades regu-

ladas.

En situaciones de déficit tarifario las empresas generadoras con derecho

de cobro de CTCs tienen la obligación de hacer frente a la falta de ingresos del

sistema en función de la cantidad individual cobrada por CTCs y del exceso del

precio de mercado de cada empresa sobre los 3,6 c€/kWh.

Para compensar a estas empresas por el desembolso anterior, la tarifa

eléctrica incorpora desde el ejercicio tarifario de 2003 esta cuota por “desajuste

de ingresos de las actividades reguladas” que tiene por objeto recuperar de for-

ma lineal - hasta el año 2010 - el déficit incurrido a 31 de Diciembre de 2002. La

metodología de tarifas no hace referencia, sin embargo, a posibles déficits tarifa-

rios que puedan producirse en los años futuros.

El coste reconocido por el desajuste de ingresos de las actividades regu-

ladas anterior al 2003, incluida la revisión del sobrecoste extrapeninsular(15), su-

pone aproximadamente el 1% del coste total de la tarifa.

A continuación se explica cómo se fija la cuota que debe incorporarse ca-

da año en la tarifa eléctrica así como el reparto de la retribución de este coste

con cargo a las tarifas integrales y de acceso entre las distintas empresas gene-

radoras con derecho de cobro de CTCs.

(15) La revisión del sobrecoste peninsular se explica en el siguiente apartado. En la Me-moria Económica así como en el RD de tarifas no se desglosa la cantidad individual que corresponde a cada uno de estos conceptos.


8.2 Coste reconocido por el desajuste de ingresos anterior al 2003

Como se ha explicado en el apartado anterior, el desajuste de ingresos

de las actividades reguladas anterior al 2003 es un coste reconocido debido al

déficit de ingresos que se produjo en los ejercicios tarifarios de los años 2000,

2001 y 2002 y que no permitió cubrir el coste de las actividades reguladas, la

prima por consumo de carbón autóctono, el coste de adquisición de la energía

en régimen especial y el coste de adquisición de la energía de los suministros a

tarifa integral.

Los dos factores principales por los que se produce un déficit de ingresos

o déficit tarifario son los siguientes:

Los ingresos por tarifas de acceso e integrales son menores que los

previstos en el expediente de tarifas por desviaciones en las previsio-

nes (consumo, desglose en los distintos grupos tarifarios, participa-

ción efectiva de clientes que acuden al mercado respecto a los previs-

to en el expediente de tarifas) y/o,

Los costes que se necesitan cubrir con los ingresos anteriores son

superiores a los previstos en el ejercicio tarifario.

El déficit que se produjo en los años 2000, 2001 y 2002 tiene su origen,

fundamentalmente, en el gran aumento del precio del mercado con respecto a la

previsión de los precios de la generación considerados en la Memoria Económi-

ca con los que se fijaron las tarifas integrales y de acceso.

8.3 Retribución del desajuste de ingresos anterior al 2003

El primer paso para establecer la retribución del desajuste de ingresos de

las actividades reguladas anterior al 2003 es fijar el importe pendiente de cobro

debido al déficit de ingresos a 31 de Diciembre de 2002 correspondiente a los

ejercicios tarifarios de los años 2000, 2001 y 2002 que debe ser retribuido con

cargo a la tarifa eléctrica. Este importe se fijó en 1.522.322,04 miles de euros.

Esta cantidad obtenida de la liquidación anual del año 2000 así como de

las liquidaciones provisionales nº 14 de los ejercicios 2001 y 2002 es provisional

y, por tanto, puede ser corregida hasta que no se realicen las liquidaciones

anuales y definitivas de los ejercicios 2000, 2001 y 2002. No obstante la legisla-

ción establece este importe como definitivo aunque admite la posibilidad de que


existan modificaciones sobre esta cantidad que se corregirán a través de la

cuenta de retribución fija en el sistema de liquidaciones. La experiencia de liqui-

daciones anteriores muestra que en las liquidaciones anuales y definitivas el

volumen de ingresos aumenta con respecto a la liquidación provisional nº 14 y,

por lo tanto, el déficit de ingresos de las actividades reguladas podría disminuir.

La retribución del importe pendiente de cobro se realiza incorporando ca-

da año en la tarifa una cuota que permita recuperar de forma lineal y hasta el

año 2010 el valor actual neto del desajuste de ingresos de las actividades regu-

ladas anterior al 2003, es decir, 1.522.322,04 miles de euros.

Se aplican intereses de actualización del valor sobre el importe pendiente

de cobro a 31 de Diciembre de 2002 y sobre el saldo pendiente de cobro a 31 de

Diciembre de cada ejercicio, para los años sucesivos hasta el 2010. El importe

de los intereses será anual siendo el interés de referencia que se debe aplicar el

EURIBOR a tres meses que se obtendrá como promedio de las cotizaciones del

mes de Noviembre anterior al año de la tarifa a determinar.

Como ejemplo, se presenta el proceso de cálculo para obtener la anuali-

dad por desajuste de ingresos que se debería incluir en la tarifa de 2005. A mo-

do de comparación, este proceso se asemeja al cálculo de las cuotas que se

deben abonar en una hipoteca.

Paso 1: Establecer el importe pendiente de cobro a 31 de Diciembre de

2004. Este importe se obtiene de la siguiente forma:

Importe 31.12.2004 = Importe 31.12.2003 + Intereses devengados 2003 –

Cuota incluida tarifa 2003

Paso 2: Cálculo de la cuota que se debe incorporar en la tarifa. Como se

ha explicado, esta cuota es la que resulta de recuperar el importe pen-

diente a 31.12.2004 de forma lineal hasta el año 2010.

Paso 3: Calcular los intereses devengados por el importe pendiente de

cobro a 31 de Diciembre de 2004 durante el año 2005.

Paso 4: Establecer el importe pendiente de cobro a 31 de Diciembre de

2005 del que se obtendrá la cuota que se incluirá en la tarifa eléctrica pa-

ra el año 2006.


Importe 31.12.2005 = Importe 31.12.2004 + Intereses devengados 2005 –

Cuota incluida tarifa 2005

Este ejemplo aplicado al caso concreto del cálculo de la cuota que se in-

cluirá en la tarifa eléctrica de 2005 se aplicará de forma general al cálculo de las

cuotas que se incluirán en la tarifa eléctrica hasta la retribución total en el año

2010.

La cuota incluida en la tarifa de 2004 destinada a satisfacer el déficit de

ingresos de las actividades reguladas y la revisión del sobrecoste extrapeninsu-

lar asciende a 229.273 miles de euros. En la previsión de la liquidación de las

actividades reguladas para el 2004 por la CNE, se establece la cuota destinada

al desajuste de ingresos en 208.524 miles de euros.

Como se explica en el siguiente apartado, la cuota incluida en la tarifa

engloba tanto el déficit de ingresos como la revisión del sobrecoste extrapeninsu-

lar debido a que no existe un importe provisional pendiente de cobro a 31 de

Diciembre de 2002 por este último concepto.

Si bien la metodología de tarifas establece que el coste reconocido por

desajuste de ingresos debe asimilarse al ingreso de cualquiera de las activida-

des reguladas, no se fija la categoría de este coste y, por tanto, no se define qué

consumidores deben satisfacerlo, consumidores cualificados, a tarifa integral o

ambos.

En la Memoria Económica de 2003 y 2004, la cuota por desajuste de in-

gresos se engloba dentro de los costes permanentes del sistema como un con-

cepto más. Esto implica que tanto los consumidores cualificados a través de las

tarifas de acceso como los consumidores regulados a través de la tarifa integral

deben satisfacer este nuevo coste del sistema.

No obstante es discutible que los consumidores cualificados deban pagar

un coste que es debido fundamentalmente al aumento del precio de la energía

en el mercado ya que ellos ya abonaron en su día este precio. En este caso,

correspondería exclusivamente a los consumidores a tarifa integral abonar este

coste aunque suponga un aumento de las tarifas.


8.4 Reparto de la retribución entre las empresas generadoras con derecho de cobro de CTCs

El reparto de la cantidad recaudada a través de las tarifas integrales y de

acceso para satisfacer la cuota por el déficit de ingresos se reparte entre las em-

presas generadoras que posean derechos de cobro de CTCs de acuerdo con los

siguientes porcentajes publicados en la ORDEN ECO/2714/2003(16).

Tabla 6: Reparto de la retribución por desajuste de ingresos de las actividades

reguladas anterior a 2003 entre las empresas. Fuente: ORDEN ECO 2714/2003.

Según el Informe 16/2002 de la CNE sobre la Propuesta de Real decreto

por el que se establece la metodología para la aprobación y modificación de la

tarifa media o de referencia, se desconoce el método empleado por el Ministerio

para realizar el cálculo de estos porcentajes.

Se permite a los titulares iniciales de estos derechos de cobro la cesión

sin limitación a terceros de estos derechos. Actualmente, se encuentran cedidos

a entidades bancarias la totalidad de estos derechos de cobro.

(16) ORDEN ECO/2714/2003, por la que se desarrolla el RD 1432/2002 en lo referente a la cesión y/o titulización del coste correspondiente al desajuste de ingresos de las activi-dades reguladas anterior a 2003 y del coste correspondiente a las revisiones derivadas de los costes extrapeninsulares.

Empresa Porcentaje (%)

Importe en miles de €

Iberdrola, S.A. 34 517.592,89

Unión Fenosa Generación, S.A. 11,7 178.112,85

Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A. 4,28 65.155,81

Viesgo Generación, S.L. 4,59 69.875,04

Endesa, S.A: 43,22 657.951,91

Elcogás, S.A. 2,21 33.643,54

Total 100 1.522.332,04


8.5 Legislación

La legislación a la que hace referencia este apartado es la siguiente:

Cuadro 13. Legislación del coste por desajuste de ingresos de las actividades

reguladas anterior a 2003.


OM de 21 de Noviembre de 2000, por la que se establece para el año 2000 y siguientes, la precedencia en la repercusión del déficit de ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas.

Artículo 1

Se establece por primera vez con qué porcentaje debe responder cada empresa sujeta al cobro de CTC en caso de déficit tarifario.

ORDEN ECO 1588/2002, de 12 de Junio, por la que se establece para el año 2000 y siguientes la precedencia en la repercusión del déficit de ingreso en las liquidaciones de las actividades reguladas.

Artículos 1 y 2

Se incorpora Viesgo al cobro de CTCs, se deroga la OM de 21 de Noviembre de 2000 y se establece la regulación que permanece vigente sobre la participación en el déficit de las empresas sujetas al cobro de CTCs.


Artículo 4.9

Coste correspondiente al desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003: anualidad correspondiente a cada año y sujetos de aplicación

Ley 53/2002, de 30 de Diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden Social.

Artículo 94Se debe incluir como nuevo coste en la tarifa la recuperación del desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003.

Capítulo I / Artículo 1.3Valor base a 31 de Diciembre de 2002 del desajuste de ingresos deactividades reguladas anterior a 2003

Capítulo I / Artículo 1.4Intereses devengados por el valor base: tipo de interés de referencia y periodo de pago del importe.

Capítulo II / Artículo 5.1Porcentaje de reparto de los ingresos obtenidos por este nuevo coste entre las empresas titulares iniciales.

Capítulo V / Artículo 15 Cálculo de la anualidad que se debe incorporar cada año en la tarifa.

Capítulo V / Artículo 16 Cálculo del importe pendiente de cobro a 31 de Diciembre de cada año.

Disposición adicional segunda

Se establece que la cuantía del valor base a 31 de Diciembre de 2002 es definitiva aunque puede ser modificada.


Artículo 1.6

Se fija para el año 2004 la anualidad correspondiente al desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003, incluida la revisión del sobrecoste extrapeninsular

ORDEN ECO 2714/2003, de 25 de Septiembre, por la que se dearrolla el Real Decreto 1432/2002 en lo referente a la cesión y/o titulización del ocste correspondiente al desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003 y del coste correspondiente a las revisiones derivadas de los costes extrapeninsulares.

DESAJUSTE DE INGRESOS DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS ANTERIOR A 2003



Cuadro 14. Resumen del coste por desajuste de ingresos de las actividades re-

guladas anterior a 2003. Fuente: RD 1802/2003, por el que se establece la tarifa eléctrica

de 2004.


9. COSTE CORRESPONDIENTE A LAS REVISIONES DERIVADAS DE LOS COSTES DE GENERACIÓN EX-TRAPENINSULAR.

9.1 Descripción

El coste correspondiente a las revisiones derivadas de los costes de ge-

neración extrapeninsular es un nuevo coste que se incorpora en la metodología

de tarifas debido a las revisiones que se han realizado de las cantidades provi-

sionales asignadas a cubrir el sobrecoste de generación de los sistemas insula-

res y extrapeninsulares.

Es un concepto similar al desajuste de ingresos de las actividades regu-

ladas aplicado a la actividad de generación de los SEIE. La incorporación en la

tarifa eléctrica del coste de revisión de los sobrecostes extrapeninsulares tiene

por objeto compensar a las empresas generadoras de los SEIE el déficit de in-

gresos debido a una previsión deficiente de estos sobrecostes en los ejercicios

de 2001 y 2002.

El coste reconocido por el desajuste de ingresos de las actividades regu-

ladas anterior al 2003, incluida la revisión del sobrecoste extrapeninsular, supo-

ne aproximadamente el 1% del coste total de la tarifa.

A continuación se explica cómo se fija la cuota que debe incorporarse ca-

da año en la tarifa eléctrica así como el reparto de la retribución de este coste

con cargo a las tarifas integrales y de acceso entre las distintas empresas gene-

radoras de los SEIE.


9.2 Coste reconocido por la revisión del sobrecoste extrapeninsular

Como se ha explicado a lo largo de este capítulo, el carácter único de la

tarifa eléctrica en todo el territorio nacional es el motivo por el que se deben com-

pensar los sobrecostes de generación en los SEIE con respecto al coste de

generación peninsular de manera que los consumidores de los SEIE disfruten de

las mismas tarifas eléctricas que los consumidores peninsulares. Sin embargo, al

no disponer de una legislación que regulara estos sistemas hasta hace muy po-

co tiempo, no existía ninguna metodología de cálculo que permitiera establecer

la cuantía de estas compensaciones.

Por este motivo, las cantidades destinadas a la compensación del sobre-

coste extrapeninsular en los expedientes de tarifas de los años 2000, 2001 y

2002 eran provisionales hasta que no se desarrollara la reglamentación que re-

gulara estos sistemas y permitiera calcular el sobrecoste realmente incurrido por

las centrales de generación de los SEIE. Esta reglamentación se aprobó en Di-

ciembre de 2003 en el Real Decreto 1747/2003, por el que se regulan los siste-

mas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

El coste reconocido por la revisión de los sobrecostes extrapeninsulares

tiene por objeto compensar una previsión a la baja en la cantidad destinada a

cubrir estos sobrecostes en los ejercicios de 2001 y 2002. La metodología no

hace referencia, sin embargo, a la revisión de las cantidades destinadas a los

sobrecostes de generación extrapeninsular de los ejercicios anteriores a 2001.

Aunque no se establece explícitamente el carácter provisional de las cantidades

destinadas a este concepto en esos ejercicios, parecería lógico que fueran tam-

bién objeto de revisión al no haberse publicado aún la regulación de los SEIE.

9.3 Retribución de la revisión del sobrecoste extrapeninsular

El mecanismo de retribución de este coste es similar al mecanismo de re-

tribución de coste por desajuste de ingresos de las actividades reguladas expli-

cado en el apartado anterior.

El primer paso para establecer la retribución de la revisión del sobrecoste

extrapeninsular de los ejercicios de 2001 y 2002 es fijar el importe pendiente de

cobro a 31 de Diciembre de 2002 que debe ser retribuido con cargo a la tarifa


eléctrica. A diferencia del apartado anterior, no existe tal importe inicial y se pos-

pone su cálculo hasta tanto no se apruebe la regulación de estos sistemas eléc-

tricos(17). No obstante la CNE establece esta cantidad inicial pendiente de cobro

en 133.049 miles de euros obtenida de la información que acompaña la propues-

ta de RD por el que se establece la metodología para la aprobación o modifica-

ción de la tarifa media o de referencia. Es por este motivo por el que tanto en la

Memoria Económica como en el RD por el que se establece la tarifa eléctrica de

cada año aparecen siempre unidas las cantidades destinadas a estos costes del

sistema eléctrico.

La retribución del importe pendiente de cobro se realiza incorporando ca-

da año en la tarifa una cuota que permita recuperar de forma lineal y hasta el

año 2010 el valor actual neto del desajuste de ingresos de las actividades regu-

ladas anterior al 2003, es decir, la cantidad estimada y provisional de 133.049

miles de euros.

Al igual que en el caso anterior, se aplican intereses de actualización del

valor sobre el importe pendiente de cobro a 31 de Diciembre de 2002 y sobre el

saldo pendiente de cobro a 31 de Diciembre de cada ejercicio, para los años

sucesivos hasta el 2010. El importe de los intereses es anual siendo el interés de

referencia que se debe aplicar el EURIBOR a tres meses que se obtiene como

promedio de las cotizaciones del mes de Noviembre anterior al año de la tarifa a

determinar.

El ejemplo de cálculo de la anualidad incorporada en la tarifa de cada año

por la revisión del sobrecoste extrapeninsular se realiza exactamente de la mis-

ma forma que en el caso del desajuste de ingresos de actividades reguladas, ya

que el mecanismo de retribución de ambos costes es exactamente el mismo.

La cuota incluida en la tarifa de 2004 destinada a satisfacer el déficit de

ingresos de las actividades reguladas y la revisión del sobrecoste extrapeninsu-

lar asciende a 229.273 miles de euros. No obstante, en la liquidación prevista de

las actividades reguladas para el 2004 publicada por la CNE, se establece la

cantidad destinada a la cuota por revisión del sobrecoste de generación extrape-

ninsular en 20.749 miles de euros.

(17) El primer ejercicio tarifario en el que se incorpora la cuota por revisión del sobrecoste extrapeninsular es el ejercicio del año 2003 en el que todavía no se había publicado el RD 1747/2003 por el que se regulan los SEIE.


Al igual que ocurría con el coste por el desajuste de ingresos de las acti-

vidades reguladas, la metodología de tarifas no establece el carácter de este

nuevo coste aunque sí asimila esta cuantía, a efectos de su cobro, al ingreso de

las actividades reguladas.

En la Memoria Económica de 2003 y 2004, la cuota por revisión extrape-

ninsular se engloba junto con la cuota por desajuste de ingresos dentro de los

costes permanentes del sistema. Esto implica que tanto los consumidores cuali-

ficados a través de las tarifas de acceso como los consumidores regulados a

través de la tarifa integral deben satisfacer este nuevo coste del sistema.

9.4 Reparto de la retribución entre las empresas generadoras de los SEIEs

El reparto de la cantidad recaudada a través de las tarifas integrales y de

acceso para satisfacer la cuota por la revisión extrapeninsular se reparte entre

las empresas generadoras de los SEIE de acuerdo con los siguientes porcenta-

jes publicados en la ORDEN ECO/2714/2003.

Tabla 7. Reparto de la retribución por la revisión del sobrecoste extrapeninsular

de los ejercicios 2001 y 2002. Fuente: ORDEN ECO 2714/2003.

Según el Informe 16/2002 de la CNE sobre la Propuesta de Real decreto

por el que se establece la metodología para la aprobación y modificación de la

tarifa media o de referencia, se desconoce el método empleado por el Ministerio

para realizar el cálculo de estos porcentajes.

Se permite a los titulares iniciales de estos derechos de cobro la cesión

sin limitación a terceros de estos derechos. Actualmente, se encuentran cedidos

a entidades bancarias la totalidad de estos derechos de cobro.

Empresa Porcentaje (%)

Importe en miles de €

Gas y Electricidad Generación, S.A. 8,96 11.921Unión Eléctrica de Canarias Generación, S.A. 78,79 104.829

Endesa Generación, S.A. 12,25 16.299

Total 100 133.049


9.5 Legislación

La legislación a la que hace referencia este apartado es la siguiente:

Cuadro 15. Legislación del coste por revisión del sobrecoste extrapeninsular.



Artículo 4.10

Coste correspondiente a las revisiones derivadas de los costes de generación extrapeninsular: anualidad correspondiente a cada año y sujetos de aplicación

Ley 53/2002, de 30 de Diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden Social.

Artículo 94Se debe incluir como nuevo coste en la tarifa la recuperación del desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003.

Capítulo I / Artículo 1.3

Valor base a 31 de Diciembre de 2002 del derecho de compensación por revisiones de costes extrapeninsulares correspondientes a los ejercicios de 2001 y 2002.

Capítulo I / Artículo 1.4Intereses devengados por el valor base: tipo de interés de referencia y periodo de pago del importe.

Capítulo II / Artículo 5.2Porcentaje de reparto de los ingresos obtenidos por este nuevo coste entre las empresas titulares iniciales.

Capítulo V / Artículo 15 Cálculo de la anualidad que se debe incorporar cada año en la tarifa.

Capítulo V / Artículo 16 Cálculo del importe pendiente de cobro a 31 de Diciembre de cada año.


Artículo 1.6

Se fija para el año 2004 la anualidad correspondiente al desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003, incluida la revisión del sobrecoste extrapeninsular.

ORDEN ECO 2714/2003, de 25 de Septiembre, por la que se dearrolla el Real Decreto 1432/2002 en lo referente a la cesión y/o titulización del ocste correspondiente al desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003 y del coste correspondiente a las revisiones derivadas de los costes extrapeninsulares.

REVISIÓN DEL SOBRECOSTE EXTRAPENINSULAR DE LOS EJERCICIOS 2001 Y 2002



Cuadro 16. Resumen del coste por revisión del sobrecoste extrapeninsular de los

ejercicios 2001 y 2002. Fuente: RD 1802 por el que se establece la tarifa eléctrica de

2004.

CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 112

CCAAPPÍÍTTUULLOO IIIIII:: TTAARRIIFFAA DDEE AACCCCEESSOO

Este capítulo tiene como principales objetivos explicar qué son las tarifas

de acceso, qué costes se incluyen en estas tarifas, quién debe pagarlas, así có-

mo su facturación y liquidación.

El Capítulo se inicia con una breve panorámica del proceso de liberaliza-

ción a lo largo de estos años y de las reformas normativas que se produjeron

como consecuencia de la participación de los consumidores en el mercado du-

rante ese periodo. Se ofrecen a continuación las etapas y principios regulatorios

que deben regir la metodología que permita determinar las tarifas de acceso y

cuya existencia es indispensable para asignar eficientemente los costes del sis-

tema entre las distintas tarifas y recuperar los costes de las actividades regula-

das. Posteriormente se expone qué costes se recogen en la tarifa de acceso y

qué sujetos deben abonar esta tarifa. Para concluir se explica la estructura tarifa-

ria que se aplica actualmente a las tarifas de acceso, los tipos de tarifas existen-

tes y sus principales características y condiciones de contrato así como la factu-

ración y posterior liquidación de los ingresos recaudados a través de estas tari-

fas. Al igual que en el Capítulo II, se concluye este capítulo con un breve resu-

men de la legislación relacionada con las tarifas de acceso y empleada en la

realización del capítulo.


1. INTRODUCCIÓN

1.1 Antecedentes y situación actual

Con motivo de la liberalización del sector eléctrico y la creación de la figu-

ra del comercializador y del consumidor cualificado es necesario establecer unas

tarifas para estos nuevos agentes del sistema eléctrico.

La tarifa de acceso es la aplicada a aquellos consumidores que adquie-

ren la energía en el mercado ejerciendo su condición de cualificados. Está dise-

ñada para cubrir el coste de acceso a las redes de transporte y distribución y

aquellos costes de naturaleza hundida que deben ser satisfechos por todos los

consumidores del sistema.

La Ley del Sector Eléctrico establece que los precios de las tarifas de ac-

ceso son precios regulados por el Ministerio, con carácter de máximos y únicos

en todo el territorio nacional para cumplir así con el principio de tarifa única para

todos los consumidores de energía.

Según se explicó en el Capítulo II de este Manual, las redes de transporte

y distribución, a pesar de ser actividades reguladas debido a su carácter de mo-

nopolio natural, no proporcionan a las empresas que las poseen un derecho ex-

clusivo de utilización. Por eso se permite un libre acceso de terceros a estas re-

des a cambio del pago de una tarifa de acceso o peaje de red regulado. En otros

países el acceso de terceros a las redes se negocia con las propias empresas

propietarias de las redes.

Los peajes por el uso de las redes de transporte se establecen sin perjui-

cio de los niveles de tensión y del uso que se haga de la red mientras que los

peajes por el uso de las redes de distribución se determinan atendiendo a los

niveles de tensión y a las características de los consumos indicados por horario y

potencia.

Se entiende por consumidor cualificado aquel que tiene derecho a elegir

la forma y el suministrador con el que contratar la electricidad. El consumidor

cualificado puede adquirir directamente su energía en el mercado de producción,

a través de una empresa comercializadora o estableciendo un contrato bilateral


con un generador. Desde el 1 de Enero de 2003 todos los consumidores penin-

sulares tienen la consideración de cualificados. Sin embargo, la participación de

los consumidores en el mercado ha sufrido cambios desde que se inició el pro-

ceso de liberalización en 1998.

Las primeras tarifas de acceso se establecen en el RD 2016/1997(18) con

una estructura basada en las tarifas integrales existentes. Sus precios resultaban

de aplicar unos porcentajes de descuento sobre los precios de las tarifas integra-

les. La participación de los consumidores cualificados, limitado a aquellos clien-

tes con un consumo superior a los 15 GWh al año, fue escaso debido fundamen-

talmente a la estructura compleja de precios existente y al coste elevado de ga-

rantía de potencia que debían abonar estos consumidores al adquirir la energía

en el mercado. Durante ese año se compró en el mercado algo más del 2% de la

energía potencialmente adquirible siendo los muy grandes consumidores y los

suministros al transporte por ferrocarril los que ejercieron por primera vez su

condición de cualificados.

Debido a la escasa participación en el mercado durante el año anterior se

realizaron una serie de reformas normativas en 1999 con objeto de fomentar el

desarrollo y la participación de los consumidores en el recién creado mercado de

producción. Entre estas reformas destaca el adelanto por cuatro veces del ca-

lendario de elegibilidad finalizando el año 1999 con un grado de apertura del

43,4% otorgando la condición de elegibles o cualificados a todos los suministros

con consumos anuales superiores a 1 GWh. Por otra parte, en el RD

2820/1998(19) se determinan las nuevas tarifas de acceso que siguen vigentes en

la actualidad con una estructura más racional y con precios diferenciados por

niveles de tensión y periodos tarifarios en los que se produjera el consumo. La

principal ventaja que presentaban estas tarifas era su completa desvinculación,

por otra parte innecesaria, con las tarifas integrales. Por último, se aprueba una

reducción significativa del coste de garantía de potencia para los consumidores

cualificados que pasaron de pagar, en promedio, de 0,8 a 0,18 c€/kWh. Estos

cambios en la normativa tuvieron como resultado una adquisición en el mercado

del 37% de la energía con capacidad de acceso al mismo durante 1999. Los

consumidores cualificados seguían perteneciendo, en su mayor parte, al sector (18) RD 2016/1997, de 26 de Diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica de 1998. (19) RD 2820/1998, de 23 de Diciembre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes.


industrial (67%), siguiendo el sector servicios (24%) y, por último, el sector pri-

mario (9%).

Durante el año 2000 se aceleró de nuevo la apertura del mercado previs-

ta otorgando la condición de elegibles a todos los consumidores conectados en

alta tensión y aprobando la apertura total del mercado a todos los consumidores

en Enero de 2003. Durante este año se facilitó la contratación de energía con los

comercializadores y se establecieron incentivos al régimen especial para acudir

al mercado.

Los sucesivos adelantos del calendario de elegibilidad con respecto a las

previsiones establecidas se pueden observar en el siguiente gráfico:

Calendario de Elegibilidad para los consumidores de electricidad

Figura 17. Calendario de elegibilidad de los consumidores cualificados.

La energía adquirida en el mercado de producción en los años 2001 y

2002 ascendió a 57.062 GWh y 60.380 GWh, respectivamente. Durante los años

2003 y 2004 no se ha observado un aumento apreciable en la participación de

los consumidores cualificados en el mercado manteniéndose en el año 2004

aproximadamente el mismo grado de participación que en el año anterior. El

consumo de energía por tarifa de acceso en estos últimos años se mantiene es-

table y con un crecimiento lento como se puede observar en las figuras siguien-

tes:

Marco Jurídico

Fecha efecto Niveles de consumo Apertura Mercado

Ley 54/1997 01/01/1998 Superior a 15 GWh 26% 700 suministros

01/01/1999 Superior a 5 GWh 33,4% 2.300 suministros

01/04/1999 Superior a 3 GWh 37% 3.800 suministros

01/07/1999 Superior a 2 GWh 39,6% 5.600 suministros

RD 2820/1998

01/10/1999 Superior a 1GWh 43,4%

10.000 suministros

RD-L 6/1999 01/07/2000 Tensión de suministro supe-rior a 1000 V

52,3% 65.000 suministros

RD-L 6/2000 01/01/2003 Todos los consumidores

100% 21.500.000 suministros


Figura 18: Evolución de la energía consumida peninsular desde 1998. Fuente:

Boletín Mensual de Indicadores Eléctricos y Económicos. Septiembre 2004.

Figura 19: Distribución de la energía consumida en 2002, 2003 y el periodo Junio

2003-Mayo 2004. Fuente: Boletín Mensual de Indicadores Eléctricos y Económicos. Sep-

tiembre 2004.


Como resumen de estos seis años de liberalización se muestra la partici-

pación de la energía facturada por tarifas de acceso sobre el total de la energía

consumida en el sistema desglosada por niveles de tensión. Como se puede

observar, la mayor parte del consumo radica en la alta tensión y principalmente

en el escalón de tensión inferior a 36 kV.

Figura 20: Participación de la energía consumida por tarifa de acceso sobre el to-

tal desde 1998. Fuente: Boletín Mensual de Indicadores Eléctricos y Económicos. Sep-

tiembre 2004.


1.2 Metodología y principios tarifarios

Como se ha explicado en el apartado anterior, las tarifas de acceso están

reguladas por el Ministerio y sus precios se revisan anualmente en el Real De-

creto por el que se establece la tarifa eléctrica de cada año. Estas revisiones se

realizan en función de la variación de la tarifa media del año correspondiente, es

decir, de la variación de la demanda y de los costes del sistema previstos para

cada año. Para determinar las tarifas de acceso hay que partir necesariamente

de una metodología que permita, por una parte, trasladar esta variación de la

tarifa media de cada año a los precios de las tarifas de acceso de forma que

permitan recuperar los costes reconocidos de las actividades reguladas incluidos

en dichas tarifas y, por otra, asignar eficientemente estos costes a cada una de

las tarifas de acceso.

El desarrollo de una metodología que permita una asignación eficiente de

costes debe pasar por considerar las tarifas de acceso como un componente

más de las tarifas integrales en las que todos los consumidores, cualificados y

acogidos a tarifa integral, deben pagar por los costes en los que hacen incurrir al

sistema por el uso de las redes de transporte y distribución, los costes perma-

nentes y de seguridad y diversificación del suministro. La diferencia, por tanto,

entre las tarifas integrales y las tarifas de acceso radica exclusivamente en el

coste de adquisición de la energía de los consumidores que no desean ejercer

su condición de cualificados.

Un adecuado diseño de las tarifas de acceso debe constar de las siguien-

tes etapas(20):

Determinar el nivel tarifario, esto es, determinar tanto los costes acre-

ditados totales de las actividades reguladas como los costes hundidos

que se incluyen en la tarifa.

Determinar la estructura tarifaria fijando el número de tarifas aten-

diendo a niveles de tensión, periodos tarifarios, cargos de potencia

y/o energía, tipos de consumidores y factor de utilización.

Asignar eficientemente los costes acreditados a cada una de las tari-

fas. (20) Artículo “Aclaraciones sobre la Tarifa Eléctrica” [PERE03a] y Módulo “Tarifas” del Curso de Regulación del Sector Eléctrico del MSE. 2003-2004 [PERE03b].


Para ello es fundamental desarrollar una metodología que permita reali-

zar una asignación eficiente de costes de forma que el consumidor pague el uso

que efectivamente realiza de las redes de transporte y distribución y que los pre-

cios resultantes reflejen los costes de red proporcionando señales al consumidor

de forma que se incentive el uso de las redes en los periodos de menor deman-

da y se desincentive su uso en los periodos de máxima demanda.

Los principios regulatorios básicos en los que debe basarse cualquier me-

todología son los siguientes(21):

Suficiencia en la recuperación de los costes regulados.

Equidad en la asignación de los costes a los consumidores, es decir,

consumidores similares deben realizar pagos iguales por el uso de las

redes, independientemente de si se encuentran acogidos a tarifa inte-

gral o a tarifa de acceso. La no discriminación guarda una estrecha

relación con la existencia o no de subsidios cruzados entre tarifas.

Los subsidios ocurren cuando se asignan los costes sin respetar el

principio de no discriminación.

Transparencia en la metodología haciendo públicos tanto los proce-

dimientos y criterios de cálculo como los resultados obtenidos.

Estabilidad regulatoria de forma que el grado de incertidumbre de los

consumidores sea el mínimo posible.

Sencillez en la metodología aplicada empleando variables y criterios

objetivos y fáciles de aplicar.

Eficiencia en la asignación de costes de forma que la tarifas de acce-

so los costes realmente incurridos en el sistema. Los costes corres-

pondientes al acceso y uso de las redes de transporte se deben asig-

nar aplicando el principio de causalidad, es decir, asignando a cada

consumidor los costes en los que hace incurrir al sistema. Por otro la-

do, los costes hundidos que deben satisfacer todos los consumidores

del sistema se deben asignar de forma que distorsionen lo menos po-

sible el consumo global de electricidad. Se puede aplicar como meca-

nismo de asignación de estos costes de naturaleza hundida los pre- (21) Artículo “Aclaraciones sobre la Tarifa Eléctrica” [PERE03a] y Módulo “Tarifas” del Curso de Regulación del Sector Eléctrico del MSE. 2003-2004 [PERE03b].


cios “Ramsey” asignando los costes de forma inversamente propor-

cional a la elasticidad de la demanda de cada consumidor.

En resumen y como establece la CNE en su “Propuesta final de metodo-

logía para establecer tarifas de acceso a redes eléctricas” se deben calcular tari-

fas de acceso globales que serán de aplicación directamente a los consumidores

elegibles que acuden al mercado por acceder a las redes o que estarán incluidas

implícitamente en las tarifas integrales de los consumidores que no acuden al

mercado”.

Sin embargo, la regulación española carece de este principio de aditivi-

dad entre las tarifas integrales y de acceso así como de una metodología que

permita una asignación eficiente de los costes del sistema en las distintas tarifas

de acceso que garantice la suficiencia de ingresos y la recuperación de los cos-

tes reconocidos de las actividades reguladas.

Actualmente, los precios de cada una de las tarifas de acceso se revisan

anualmente por el Ministerio sin que estas revisiones puedan superar la varia-

ción de la tarifa media o de referencia en más de un 0,6%, según se establece

en la metodología de tarifas aprobada en el Real Decreto 1432/2002. Se desco-

noce, sin embargo, qué metodología emplea el Ministerio para trasladar la varia-

ción anual de la tarifa media o de referencia en las distintas tarifas de acceso.

En el año 2001, el Ministerio publicó el RD 1164/2001, por el que se es-

tablecen las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución en el que

se cita que el método empleado por el Ministerio para determinar las tarifas de

acceso atenderá a los principios de suficiencia y eficiencia pero sin llegar a con-

cretar en ningún momento qué metodología se seguirá a la hora de fijar los pre-

cios de las tarifas de acceso de cada año. Al igual que ocurriera anteriormente

con las tarifas integrales(22), en dicho Real Decreto se establece únicamente la

estructura tarifaria que se aplicará a las tarifas de acceso así como la descripción

y condiciones de contrato de cada una de las tarifas.

(22) El caso de las tarifas integrales se estudia en el Capítulo IV de este Manual.


2. COSTES INCLUIDOS EN LA TARIFA DE ACCESO

Los costes incluidos en la tarifa de acceso tienen dos componentes: los

costes de las actividades reguladas (transporte, distribución y gestión comercial)

y los costes hundidos que deben satisfacer todos los consumidores del sistema

independientemente de su condición de regulados o libres (costes permanentes

del sistema y costes de seguridad y diversificación del suministro. Se pueden

incluir en este apartado los costes por desvíos ya que estos deben ser también

satisfechos por todos los consumidores).

Costes de transporte

• Peninsular

• Extrapeninsular

Costes de distribución

• Peninsular sujeto al RD 2017/1997

• Extrapeninsular

• Margen de los distribuidores acogidos a la DT 11ª

• Planes de gestión de la demanda

• Calidad de servicio

Costes de gestión comercial reconocidos a los distribuidores por

atender a los suministros de los consumidores cualificados conecta-

dos a sus redes que ejercen su condición de cualificados.


• Compensación del sobrecoste extrapeninsular

• Operador del Sistema (REE)

• Operador del Mercado (OMEL)

• Comisión Nacional de la Energía (CNE)

• Desajuste de ingresos anterior al 2003

• Revisiones del sobrecoste extrapeninsular


• Costes de Transición a la Competencia (Stock del carbón, Prima

por consumo de carbón autóctono, CTCs Tecnológicos).

Costes de seguridad y diversificación del suministro:

• Moratoria nuclear

• Financiación del segundo ciclo de combustible nuclear

• Compensación a los distribuidores acogidos a la DT 11ª por la ad-

quisición de la energía en régimen especial a las instalaciones que

vierten su producción en las redes de estos distribuidores así como la

compensación por interrumpibilidad y los consumidores cualificados

conectados a las redes de estos distribuidores.

• Sobrecoste del régimen especial.

Desvíos frente a las previsiones de años anteriores

• Demanda

• Primas del régimen especial

• Tipo de interés

• Precio del gas

Se incluyen también como costes pertenecientes a las tarifas de acceso,

además de los citados anteriormente, los pagos o ingresos resultantes de los

transportes intracomunitarios o de las conexiones internacionales, incluidos los

derivados del mecanismo de gestión de restricciones.

La descripción de todos los costes anteriores se encuentra en el Capítulo

II de este manual. En él, se proporciona información de cada uno de los costes

anteriores, de cómo se establece su retribución y cómo se reparte posteriormen-

te entre las diversas empresas así como una relación de la legislación principal

relacionada con estos conceptos.


3. ÁMBITO DE APLICACIÓN

Las tarifas de acceso se aplican a los siguientes sujetos:

Consumidores cualificados que ejercen esta condición.

Comercializadores en nombre de los consumidores cualificados que

contratan sus servicios.

Distribuidores acogidos a la DT 11ª por la energía que adquieren ejer-

ciendo su condición de cualificados destinada a la venta a sus clien-

tes a tarifa cuando para ello deban utilizar las redes de otros distribui-

dores.

Autoproductores para el abastecimiento de sus propias instalaciones

siempre que utilicen las redes de transporte o distribución.

Agentes externos y otros sujetos por las exportaciones de energía

eléctrica que realicen.

Quedan exentos del pago de tarifas de acceso los consumos de las em-

presa eléctricas destinados a sus actividades de producción, transporte, distribu-

ción y consumo de las instalaciones de bombeo. Los tránsitos de energía eléctri-

ca que se realicen a través del sistema eléctrico nacional que tengan su origen

destino en países de la Unión Europea quedan también exentos del pago de

tarifas de acceso.


4. ESTRUCTURA GENERAL DE LAS TARIFAS DE ACCESO

4.1 Estructura tarifaria

La estructura tarifaria que se aplica a las tarifas integrales se aprobó en la

consta de cinco niveles de tensión separados en baja y alta tensión con uno, dos

y tres periodos tarifarios en baja tensión y tres y seis periodos tarifarios en alta

tensión según se indica en la figura 16:

Figura 21. Estructura tarifaria de las tarifas de acceso.

Los niveles de tensión en los que se divide la tarifa de acceso son los si-

guientes:

NT0: Baja tensión, U < 1 kV

NT1: Alta tensión, 1 kV ≤ U < 36 kV

NT2: Alta tensión, 36 kV ≤ U < 72,5 kV

NT3: Alta tensión, 72,5 kV ≤ U < 145 kV

NT4: Alta tensión, U ≥ 145 kV

Periodo horario

Periodo horario

Periodo horario

Periodo horario

Periodo horario

Periodo horario

1 2 3 4 5 6NT0 €/kW

€/kWh€/kW €/kW€/kWh €/kWh€/kW €/kW €/kW€/kWh €/kWh €/kWh

NT1 €/kW €/kW €/kW€/kWh €/kWh €/kWh€/kW €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW€/kWh €/kWh €/kWh €/kWh €/kWh €/kWh

NT2 €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW€/kWh €/kWh €/kWh €/kWh €/kWh €/kWh



DH6

DH6

DH3

DH3

DH6

DH6

Tarifas

DH1

DH2


Los periodos tarifarios permiten establecer distintas tarifas atendiendo a

la diferenciación temporal adoptada en la estructura tarifaria. Estos periodos de-

ben ser coherentes con los medidores disponibles y deben servir para proporcio-

nar el consumidor información sobre cuándo consumir resulta más costoso o

económico para el sistema.

En cada periodo se puede discriminar, a su vez, por meses del año (tem-

porada alta, media o baja), tipo de día de la semana (festivos o no festivos) y

número de horas por cada tipo de día.

Cada una de las tarifas de acceso a las que da lugar la combinación de

niveles de tensión y periodos tarifarios presenta un diseño binómico con un tér-

mino de facturación por potencia contratada y otro por energía consumida. Ade-

más, en su caso, se puede añadir también un término de facturación por energía

reactiva.

4.2 Tarifas de acceso existentes

Se incluye a continuación una tabla resumen con las principales caracte-

rísticas de las tarifas de acceso existentes. Los detalles relacionados con perio-

dos tarifarios establecidos para cada una de las modalidades tarifarias se pue-

den consultar en el Artículo 8 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de Octubre, por

el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución.


Tabla 8a. Resumen de tarifas de acceso.

Condiciones kW

Tarifa 2.0A: Tarifa simple de baja tensión.

Cualquier suministro en baja tensión (U < 1 kV) No superior a 15 kW P ? 15 kW Potencia contratada. Se factura por doceavas

partes.

Tarifa 2.0NA: Tarifa simple de baja tensión nocturna.

Cualquier suministro en baja tensión (U < 1 kV)

Potencia correspondiente a las horas diurnas.

P ? 15 kW Potencia contratada en horas diurnas. Se factura por doceavas partes.

Tarifa 3.0A: Tarifa general para baja tensión.

Cualquier suministro en baja tensión (U < 1 kV)

Sin límite de potencia.

La potencia facturada depende de la potencia máxima cuartohoraria demandada en el periodo de facturación y de su relación con la potencia contratada.

Tarifa 3.1A: Tarifa de tres periodos para tensiones de 1 a 36 kV.

1 kV ? U < 36 kVPn+1 ? Pn ,siendo n el periodo tarifario

Pn ? 450 kW

La potencia facturada depende de la potencia máxima cuartohoraria demandada en el periodo de facturación y de su relación con la potencia contratada.

Suministro con 1?U?36 kV con P?450 kW en algún periodo tarifario oCualquier suministro con tensiones superiores a 36 kV, salvo tarifa de conexiones internacionales.

Tarifa 6.1 1 kV ? U < 36 kV

Tarifa 6.2 36 kV ? U < 72,5 kV

Tarifa 6.3 72,5 kV ? U < 145 kV

Tarifa 6.4 U ? 145 kV

Conexiones Internacionales

Consumidores cualificados bajo ciertas condiciones y que ejerzan esta condición por la totalidad de su consumo.

P6 ? 50 GWh

Estos consumidores deben poder conectarse en tensiones superiores a 145 kV cuando lo requiera el sistema, gestionar los equipos de corrección de energía reactiva y disponer de relé de frecuencia de desconexión automática instalado para el caso de fallo del sistema.

Tarifa 6.5

Potencia facturada

Potencia contratada más los excesos registrados en cada periodo entre la potencia demandada y la potencia contratada. Se factura por doceavas partes.

Tarifas 6: tarifas generales para alta tensión con seis periodos tarifarios en que se dividen la totalidad de las horas anuales.

Pn+1 ? Pn ,siendo n el periodo tarifario

Potencia contratadaTipo de Tarifa Suministro


Tabla 8b. Resumen de tarifas de acceso.

Número Diferenciación de precios

Nº términos de potencia

Nº términos de energía

Tarifa 2.0A: Tarifa simple de baja tensión.

Sólo si el consumo es superior al 50% del consumo de energía activa durante el periodo de facturación.

- - 1 1

Tarifa 2.0NA: Tarifa simple de baja tensión nocturna.

Sólo si el consumo es superior al 50% del consumo de energía activa durante el periodo de facturación.

2Horas diurnas (punta y llano) y horas nocturnas

(valle)1 2

Tarifa 3.0A: Tarifa general para baja tensión.

Se aplica sobre todos los periodos tarifarios, salvo el periodo 3 siempre que el consumo de reactiva exceda el 33% del consumo de energía activa en dicho periodo.

3Punta, llano y valle diferenciando entre invierno y verano.

3 3

Tarifa 3.1A: Tarifa de tres periodos para tensiones de 1 a 36 kV.


3Punta, llano y valle diferenciando entre invierno y verano.

3 3

Tarifa 6.1

Tarifa 6.2

Tarifa 6.3

Tarifa 6.4

Estos consumidores deben poder conectarse en tensiones superiores a 145 kV cuando lo requiera el sistema, gestionar los equipos de corrección de energía reactiva y disponer de relé de frecuencia de desconexión automática instalado para el caso de fallo del sistema.

Tipo de Tarifa

Tarifas 6: tarifas generales para alta tensión con seis periodos tarifarios en que se dividen la totalidad de las horas anuales.

Tarifa 6.5

Facturación Energía ReactivaPeriodos tarifarios Estructura binómica

6 6


6

Punta, llano y valle diferenciando por zonas, temporadas y tipos de

día.


4.3 Facturación y liquidación de las tarifas de acceso

La factura de los consumidores en el mercado liberalizado integra, con

carácter general, los siguientes componentes:

Importe de la tarifa de acceso que se liquida al distribuidor y se inclu-

ye en el proceso de liquidación de las actividades reguladas realizado

por la CNE. Este proceso de liquidación tiene por objeto recaudar los

ingresos regulados del sistema vía tarifas de acceso, tarifas integrales

y otros servicios (acometidas, verificaciones, enganches, alquiler de

equipos, lectura de contadores, etc.) y retribuir con ellos los costes

reconocidos de las actividades reguladas del sistema.

Importe por la adquisición de energía en el periodo de facturación en

el caso de contratar el suministro con un comercializador que sirve de

intermediario entre el consumidor y el mercado de producción. Este

importe se liquida en OMEL y forma parte del proceso de liquidacio-

nes de las actividades reguladas realizado por la CNE.

Impuesto especial sobre la electricidad que aplica a la suma de los

dos conceptos anteriores en el caso de contratar el suministro con un

comercializador o exclusivamente al importe de la tarifa de acceso en

el caso de contratar directamente la energía en el mercado de pro-

ducción o a través de un contrato bilateral.

En su caso, importe del alquiler del equipo de medida que se liquida

al distribuidor a un precio regulado. Este importe se incluye poste-

riormente como un ingresos regulado en el proceso de liquidación de

las actividades reguladas.

Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) que grava con el 16% el impor-

te de todos los términos anteriores.

El Capítulo 3 de la primera parte de esta tesis ofrece información más de-

tallada del proceso de liquidaciones.


5. LEGISLACIÓN

La legislación empleada en este Capítulo se relaciona a continuación:

Cuadro 17. Legislación de las tarifas de acceso.


Ley del Sector Eléctrico 54/1997 TíTULO III

Régimen Económico: retribución de las actividades reguladas, tarifas eléctricas, peajes de transporte y distribución y cobro y liquidación de las tarifas y precios.


Se introducen por primera vez las tarifas de acceso con una estructura basada en las tarifas integrales existentes.

RD 2820/1998, de 23 de Diciembre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes.

Se establece la estructura tarifaria de las tarifas de acceso existente en estos momentos en alta tensión. Se adelanta por primera vez el calendario de elegibilidad.

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 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

Se reduce significativamente el pago de garantía de potencia que deben abonar los consumidores cualificados.

RD - Ley 6/1999, de 16 de Abril, de Medidas Urgentes de Liberalización e Incremento de la Competencia.

Se otorga la condición de elegibles a todos los consumidores conectados en alta tensión.

RD - Ley 6/2000, de 23 de Junio, de Medidas Urgentes de intensificación de la competencia en mercados de bienes y servicios.

Apertura completa del mercado a todos los consumidores el 1 de Enero de 2003.

RD 1164/2001, de 26 de Octubre por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución.

Establece una estructura simple para facilitar la aplicación de las tarifas de acceso a todos los consumidores a partir del 1 de Enero de 2003 en especial a lo que se refiere a tarifas de acceso en baja tensión.


Artículo 8.5

Se establecen los criterios de revisión de los precios de las tarifas de acceso. La variación de los precios no podrá ser superior en un 0,6% a la variación de la tarifa media o de referencia.

TARIFAS DE ACCESO

CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 130

CCAAPPÍÍTTUULLOO IIVV:: TTAARRIIFFAA IINNTTEEGGRRAALL

Los principales objetivos de este Capítulo son explicar qué son las tarifas

de integrales, qué costes se incluyen en estas tarifas, quién debe pagarlas y có-

mo se facturan y liquidan estos ingresos.

Como se ha visto en el Capítulo III, la razón por la que se explican en pri-

mer lugar las tarifas de acceso es porque éstas deberían ser la base sobre la

que se construyen las tarifas integrales. Sin embargo, este principio de aditividad

no se aplica en el caso español.

El Capítulo se estructura de forma similar al capítulo anterior dedicado a

las tarifas de acceso de manera que al lector le resulte más cómoda la lectura y

la búsqueda de información.

El papel que actualmente juega la tarifa integral en el entorno liberalizado

es objeto de discusión. Por este motivo se dedica el primer apartado de este

capítulo a presentar una breve evolución de la función que desempeña la tarifa

integral en el sistema eléctrico, antes y después del proceso de liberalización. A

continuación se ofrece una perspectiva de la metodología para determinar las

tarifas integrales y de cómo contribuye este hecho a mantener el peso que la

tarifa integral posee en el entorno liberalizado. Al igual que en el apartado ante-

rior, se presentan los costes regulados que deben cubrir las tarifas integrales así

como quién debe abonar estas tarifas por el consumo de energía. El apartado 4

se dedica a explicar la estructura tarifaria aplicada a las tarifas integrales inclu-

yendo las principales características y condiciones de contratación de cada una

de estas tarifas. El Capítulo concluye, como en capítulos anteriores, con una

relación de la principal legislación empleada.


1. INTRODUCCIÓN

1.1 Antecedentes y situación actual

Como se explicó en el Capítulo III, la liberalización del sector trajo consi-

go la creación de la actividad de comercialización y la figura del consumidor cua-

lificado que puede adquirir la energía libremente en el mercado de producción

bien directamente, a través de un comercializador que hace el papel de interme-

diario o firmando un contrato bilateral con un generador.

Sin embargo y a pesar de que desde el 1 de Enero de 2003 todos los

consumidores pueden ejercer su condición de cualificados, sigue coexistiendo

en la actualidad un mercado regulado con un entorno liberalizado en el que casi

el 70% del consumo de energía permanece acogido al marco regulado. En estos

momentos, por tanto, coexisten y dos tipos de consumidores de energía. Por una

parte, los consumidores que efectivamente ejercen su condición de cualificados

y que tienen la obligación de satisfacer los costes regulados del sistema a través

de la tarifa de acceso. Para estos consumidores el precio que pagan por la ener-

gía es el precio que resulta del mercado de producción o el precio libremente

pactado con el comercializador o establecido en el contrato. Por otra parte, se

encuentra el consumidor que, aún pudiendo ejercer su condición de elegible,

decide permanecer acogido al mercado regulado pagando además de los costes

regulados que deben satisfacer todos los consumidores del sistema un precio fijo

y regulado por la energía que consume.

Se puede definir la tarifa integral como la aplicada a aquellos consumido-

res que no desean ejercer su condición de cualificados y adquirir la energía en el

mercado de producción. Estas tarifas únicas para todo el territorio nacional tie-

nen carácter de máximas y son establecidas por el Gobierno anualmente.

Todos los países que han iniciado el proceso de liberalización del sector

eléctrico han optado por mantener un precio regulado por el suministro de ener-

gía. La razón principal que ha motivado mantener un precio regulado por el con-

sumo de electricidad es evitar que las empresas puedan ejercer un abuso de

posición dominante en situaciones de falta de competencia y asegurar así que el


consumidor siempre dispondrá de un bien tan necesario y básico como es el

suministro eléctrico a un precio razonable. Sin embargo, mantener un precio re-

gulado no implica mantener la tarifa integral como se concibe actualmente. Se

pretende que la tarifa integral tal y como se conoce actualmente evolucione

hacia una tarifa refugio o tarifa por defecto a la que se no se encuentre acogido

la mayor parte del consumo. La tarifa refugio o por defecto está destinada para

que aquellos consumidores que no quieran elegir entre las ofertas de varios co-

mercializadores y prefieran que la regulación les asigne un comercializador por

defecto o que por cualquier circunstancia pierdan su comercializador y no tengan

tiempo de encontrar otro puedan ser suministrados a cambio de pagar un precio

superior al que pagarían acudiendo al mercado. La tarifa refugio debería plan-

tearse, en definitiva, como una tarifa que garantiza siempre al consumidor un

precio regulado por la electricidad pero sin competir por ello con el mercado eléc-

trico. Esto no es lo que en la actualidad ocurre en España donde no puede

hablarse de momento de tarifa refugio ya que la mayor parte del consumo per-

manece en el mercado regulado.

Actualmente la tarifa integral con casi un 70% del consumo de energía

acogido a ella tiene un peso importante en el actual entorno liberalizado.

1.2 Metodología y principios tarifarios

Una de las causas de que en estos momentos la mayor parte del consu-

mo eléctrico permanezca acogido a la tarifa integral es precisamente la falta de

una metodología eficiente que asigne correctamente entre las distintas tarifas

integrales los costes en los que los consumidores hacen incurrir al sistema.

El desarrollo de una metodología que permita determinar y calcular las ta-

rifas integrales debería basarse en los mismos principios establecidos en el capí-

tulo anterior para las tarifa de acceso. De hecho, la metodología para determinar

tarifas integrales debe partir de la metodología establecida previamente para

determinar tarifas de acceso, ya que las tarifas integrales se diferencian de las

de acceso únicamente en el coste de la energía. La tarifa integral se debe consi-

derar como la suma la tarifa de acceso más los costes de adquisición de la ener-

gía para los consumidores a tarifa integral que no acuden al mercado a comprar

su energía. Por lo tanto, una vez asignados eficientemente los costes asociados

a las redes de transporte y distribución y los costes de naturaleza hundida entre


todos los consumidores únicamente sería necesario asignar entre los consumi-

dores acogidos a tarifa integral el coste de adquisición de la energía destinada a

su suministro. De esta forma, se obtendrían unas tarifas integrales que reflejarí-

an el coste que los consumidores a tarifa integral realmente hacen incurrir al sis-

tema. Un ejemplo de tarifas eléctricas bien calculadas en base a una metodolo-

gía como la explicada podría ser Portugal. Sin embargo, esto no existe en Espa-

ña actualmente.

En el caso de España, las tarifas integrales actuales están reguladas por

el Ministerio y sus precios se revisan anualmente en el Real Decreto por el que

se establece la tarifa eléctrica de cada año. Estas revisiones se realizan en fun-

ción de la variación de la tarifa media del año correspondiente, es decir, de la

variación de la demanda y de los costes del sistema previstos para cada año. Se

desconoce el método que emplea el Ministerio para trasladar esta variación de la

tarifa media a los precios de las tarifas integrales de forma que se recuperen los

costes reconocidos de las actividades reguladas incluidos en dichas tarifas.

La ausencia de una metodología eficiente, equitativa, suficiente y transpa-

rente provoca que se puedan producir subsidios cruzados entre distintas tarifas

integrales. Por ejemplo, no cumplir el principio de equidad - consumidores simila-

res pagan lo mismo por servicios similares - supone que consumidores conecta-

dos a una misma tensión paguen distintos precios por la potencia contratada y

energía consumida en función de los usos de esta energía. La falta de transpa-

rencia puede, por ejemplo, favorecer que ciertos sectores industriales que tienen

en la electricidad su mayor coste de producción (acerías, fundiciones, etc.) dis-

fruten de tarifas específicas con precios más bajos que pudieran ser

subvencionadas con cargo a otros consumidores.

A lo largo de estos años se han publicado en el B.O.E. varias “metodolo-

gías de tarifas” que, por una parte establecían cómo se determinaba el cálculo

de la tarifa media o de referencia y, por otra, asignaban la variación de la tarifa

media o de referencia a las tarifas existentes.

En 1987 se aprobó el RD 1538/1987, por el que se determinaba la tarifa

eléctrica de las Empresas gestoras del servicio. En este Real Decreto se esta-

blecía cómo se debía calcular la tarifa eléctrica atendiendo a los siguientes obje-

tivos: planificar correctamente la actividad del suministro eléctrico, recuperar las

inversiones en activos fijos a lo largo de su vida útil, proporcionar un marco de


referencia estable para el sistema de ingresos de las empresas y un suministro

de energía al mínimo coste e incentivar la eficiencia en el sector eléctrico. Se

establecían los costes que se incluían como parte de la actividad del suministro

eléctrico, la determinación de los mismos y el cálculo de la tarifa eléctrica. En

ningún caso se determinaba cómo trasladar posteriormente esta variación de la

tarifa eléctrica a las tarifas existentes.

En 1995 se publicó la Orden de 12 de Enero, por la que se establecen las

tarifas eléctricas. Esta Orden tenía por objeto establecer cómo llevar a cabo los

distintos cometidos que debía realizar el Ministerio y que se habían establecido

previamente. Entre estos cometidos se encontraba realizar la distribución del

promedio global tarifario para 1995 entre las distintas tarifas existentes para la

venta de energía eléctrica. En esta Orden también se establece la estructura

tarifaria aplicada actualmente a las tarifas integrales pero en ningún caso se

hace mención de cómo distribuir la variación de la tarifa media entre las distintas

tarifas existentes.

Por último en 1992 se aprobó el RD 1432/2002, por el que se establece

la metodología para la aprobación o modificación de la tarifa media o de referen-

cia. Al igual que en los casos anteriores, en este Real Decreto se establece có-

mo determinar la tarifa media o de referencia del sistema, qué costes intervienen

y cómo se deben calcular. Sin embargo, y al igual también que en los casos an-

teriores, se desconoce el método que empleará el Ministerio a la hora de actuali-

zar cada año los precios de las tarifas integrales. No obstante este Real Decreto

introduce una novedad con respecto a los anteriores que quizá pueda contribuir

a proporcionar cierta estabilidad. La nueva “metodología de tarifas” establece

que las revisiones anuales que se realicen de cada una de las tarifas no podrá

ser superior a la variación de la tarifa media o de referencia más de un 0,6%. Por

lo tanto, aunque se desconoce cómo variará anualmente el precio de las tarifas

integrales, al menos se fija una variación máxima para las mismas.


2. COSTES INCLUIDOS EN LA TARIFA INTEGRAL

Los costes incluidos en la tarifa integral se obtienen de sumar a los cos-

tes incluidos en las tarifas de acceso el coste de adquisición de la energía. Estos

costes son los siguientes:

Costes de transporte

• Peninsular

• Extrapeninsular

Costes de distribución

• Peninsular sujeto al RD 2017/1997

• Extrapeninsular

• Margen de los distribuidores acogidos a la DT 11ª

• Planes de gestión de la demanda

• Calidad de servicio

Costes de gestión comercial reconocidos a los distribuidores por

atender a los suministros de los consumidores cualificados conecta-

dos a sus redes que ejercen su condición de cualificados.


• Compensación del sobrecoste extrapeninsular

• Operador del Sistema (REE)

• Operador del Mercado (OMEL)

• Comisión Nacional de la Energía (CNE)

• Desajuste de ingresos anterior al 2003

• Revisiones del sobrecoste extrapeninsular

• Costes de Transición a la Competencia (Stock del carbón, Prima

por consumo de carbón autóctono, CTCs Tecnológicos).


Costes de seguridad y diversificación del suministro:

• Moratoria nuclear

• Financiación del segundo ciclo de combustible nuclear

• Compensación a los distribuidores acogidos a la DT 11ª por la ad-

quisición de la energía en régimen especial a las instalaciones que

vierten su producción en las redes de estos distribuidores así como la

compensación por interrumpibilidad y los consumidores cualificados

conectados a las redes de estos distribuidores.

• Sobrecoste del régimen especial.

Desvíos frente a las previsiones de años anteriores

• Demanda

• Primas del régimen especial

• Tipo de interés

• Precio del gas

Coste de adquisición de la energía.


La relación que existe entre la tarifa integral y al tarifa de acceso se pue-

de observar claramente en el siguiente gráfico:

Fuente: Elaboración propia.

Los costes de gestión comercial pertenecen tanto a la tarifa de acceso

como a la tarifa integral.

La descripción de todos los costes anteriores se encuentra en el Capítulo

II de este manual. En él, se proporciona información acerca de cada uno de los

costes anteriores, de cómo se establece su retribución y su reparto posterior

entre las diversas empresas así como una relación de la legislación principal

relacionada con estos conceptos.

EnergíaGarantía de PotenciaServicios ComplementariosPérdidas de RedCostes de Transporte y DistribuciónCostes regulados

• Compensación Extrapeninsulares• Operador del Sistema (REE), Operador del Mercado (OMEL)

y CNE.• Moratoria nuclear y financiación del segundo ciclo del

combustible nuclear.• Sobrecoste del régimen especial.• Compensación por interrumpibilidad, régimen especial y

consumidores cualificados.• Desajuste de ingresos anteriores a 2003.• Revisión del sobrecoste extrapeninsular.• Costes de Transición a la Competencia (CTCs).

Costes de Gestión Comercial

Actividades reguladas Actividades liberalizadas

Coste Energía

TarifaAcceso

TarifaIntegral


3. ÁMBITO DE APLICACIÓN

Los sujetos a los que se aplica la tarifa integral son todos aquellos con-

sumidores que no desean ejercer su condición de cualificados y permanecen

acogidos al mercado regulado. Entre estos sujetos se encuentran las empresas

distribuidoras acogidas a la DT 11ª de la Ley del Sector Eléctrico por la energía

que adquieran a tarifa integral para los consumidores conectados a sus redes.

4. ESTRUCTURA GENERAL DE LAS TARIFAS INTE-GRALES

4.1 Estructura tarifaria

La estructura tarifaria que se aplica a las tarifas integrales está formada

por unas tarifas básicas que se establecen en función de la tensión de suministro

(baja y alta tensión), del uso de la potencia contratada (generales y específicas)

y de la utilización de la potencia máxima medida en horas (corta, media y larga

utilización).

Las tarifas de uso general son aquellas a las que cualquier consumidor

puede acogerse mientras que para acogerse a una tarifa de uso específico se

debe cumplir algún requisito.

La utilización de las tarifas se mide, como se ha explicado anteriormente,

en función de la utilización de la potencia máxima medida en horas. Por ejemplo,

si alguien tiene una potencia contratada elevada y consume poco, tendrá pocas

horas de utilización mientras que si alguien consume siempre a plena potencia,

tendrá unas horas de utilización muy altas.

Las tarifas integrales resultantes pueden ser una combinación de varias

condiciones anteriores. Por ejemplo, existen tarifas generales de utilización cor-

ta, media y larga, tarifas específicas sin uso o tarifas específicas por uso. Dentro

de estas últimas, se encuentran las tarifas para alumbrado público, riegos, trac-

ción, etc.

La facturación de las tarifas integrales tiene una fórmula binomial con un

término función de la potencia demandada y otro función de la energía consumi-


da. A esta facturación básica se le suman los recargos o descuentos correspon-

dientes a los cuatro complementos que se explican a continuación.

Complemento por discriminación horaria

El complemento por discriminación horaria tiene en cuenta el distinto cos-

te de la energía eléctrica en cada periodo horario. Su objetivo fundamental es

lograr el aplanamiento de la curva de carga diaria y, dependiendo de la modali-

dad, de la monótona del sistema eléctrico nacional.

Se valora como un descuento o recargo en función de la forma de con-

sumo y del término de energía de media utilización del escalón de tensión co-

rrespondiente.

Existen cinco tipos de discriminación horaria siendo un derecho del con-

sumidor elegir el que más se ajuste a sus necesidades. La aplicación de cada

uno de estos complementos por discriminación horaria se realiza distinguiendo

entre distintas zonas geográficas, distintos meses del año, distintos días de la

semana y del año y distintas horas al día.

Complemento por energía reactiva

Está basado en unos recargos y descuentos porcentuales en función del

factor de potencia y se aplica a la totalidad de la facturación básica.

Complemento de estacionalidad

Este complemento prevé un descuento del 10% sobre el término de

energía para los consumos efectuados en temporada baja (Mayo, Junio, Agosto

y Septiembre) y un recargo del 10% durante la temporada alta (Enero, Febrero,

Noviembre y Diciembre). Sólo se aplica a los consumidores que facturen por el

Modo Estacional y es incompatible con la discriminación horaria tipo 5.

Complemento de interrumpibilidad

Se aplica únicamente sobre la facturación básica de los grandes consu-

midores en alta tensión con una potencia mínima contratada en punta y llano de

5 MW y consiste en que el cliente, a cambio de unos determinados descuentos

en la factura, se compromete, durante 5 años, a reducir su demanda y no super-

ar una potencia preestablecida en los periodos que se le solicite por parte de la

empresa suministradora.


Existen cuatro tipos de interrupciones a los que pueden acogerse los

consumidores (Tipos A, B, C y D).

Los descuentos sobre la totalidad de la facturación básica que pueden

obtenerse por este complemento son función del tipo o tipos de interrupción a los

que se encuentre acogido, de las horas de utilización, de la menor de las poten-

cias contratadas en punta o llano en temporada alta y de la potencia residual.

La aplicación del sistema de interrumpibilidad se puede consultar en el

RD 1802/2003, por el que se establece la tarifa eléctrica de 2004.

Se puede obtener una información más detallada de cada uno de los

complementos tarifarios en el Artículo séptimo del Titulo Primero del Anexo I de

la Orden de 12 de Enero de 1995.

4.2 Tarifas integrales existentes

Se incluyen a continuación unas tablas resumen con las principales ca-

racterísticas de las tarifas integrales existentes resultantes de la aplicación de la

estructura tarifaria anterior clasificadas por tarifas integrales en baja tesión, tari-

fas integrales generales en alta tensión y tarifas integrales específicas en alta

tensión. Para obtener una información más detallada se debe consultar los Títu-

los I y II del Anexo I de la Orden de 12 de Enero de 1995.


Tabla 9a. Resumen de tarifas integrales en baja tensión.


Tabla 9b. Resumen de tarifas integrales en baja tensión.


Tabla 10a. Resumen de tarifas integrales generales en alta tensión.

Condiciones kW

Tarifas Generales en Alta Tensión

Tarifa 1.1: Tarifa general de corta utilización. 1 kV < U ? 36 kV Sin límite de

potencia. P < 770 W Sin uso

Tarifa 1.2: Tarifa general de corta utilización. 36 kV < U < 72,5 kV Sin límite de

potencia. P < 15 kW Sin uso

Tarifa 1.3: Tarifa general de corta utilización. 72,5 kV < U < 145 kV Sin límite de

potencia. Sin uso

Tarifa 1.4: Tarifa general de corta utilización. U ? 145 kV Sin límite de

potencia. Sin uso

Tarifa 2.1: Tarifa general de media utilización. 1 kV < U ? 36 kV Sin límite de

potencia. Sin uso

Tarifa 2.2: Tarifa general de media utilización. 36 kV < U < 72,5 kV Sin límite de

potencia. Sin uso

Tarifa 2.3: Tarifa general de media utilización. 72,5 kV < U < 145 kV Sin límite de

potencia. Sin uso

Tarifa 2.4: Tarifa general de media utilización. U ? 145 kV Sin límite de

potencia. Sin uso

Tarifa 3.1: Tarifa general de larga utilización. 1 kV < U ? 36 kV Sin límite de

potencia. Sin uso

Tarifa 3.2: Tarifa general de larga utilización. 36 kV < U < 72,5 kV Sin límite de

potencia. Sin uso

Tarifa 3.3: Tarifa general de larga utilización. 72,5 kV < U < 145 kV Sin límite de

potencia. Sin uso

Tarifa 3.4: Tarifa general de larga utilización. U ? 145 kV Sin límite de

potencia. Sin uso

Tipo de Tarifa SuministroPotencia contratada Usos de la

energía


Tabla 10b. Resumen de tarifas integrales generales en alta tensión.

Discriminación Horaria Energía reactiva Estacionalidad Interrumpibilidad

Tarifas Generales en Alta Tensión

Tarifa 1.1: Tarifa general de corta utilización. Corta utilización Sí, salvo la

discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 Sí Sí







Tarifa 2.1: Tarifa general de media utilización. Media utilización Sí, salvo la








Tarifa 3.1: Tarifa general de larga utilización. Larga utilización Sí, salvo la








Utilización de la potencia máxima medida en horas

Complementos TarifariosTipo de Tarifa


Tabla 11a. Resumen de tarifas integrales específicas en alta tensión.

Condiciones kW

Tarifas Específicas en Alta Tensión

Tarifa T.1: Tarifa específica de tracción en alta tensión. 1 kV < U ? 36 kV Sin límite de

potencia. P < 770 W

Tarifa T.2: Tarifa específica de tracción en alta tensión. 36 kV < U < 72,5 kV Sin límite de

potencia. P < 15 kW

Tarifa T.3: Tarifa específica de tracción en alta tensión. 72,5 kV < U < 145 kV Sin límite de

potencia.

Tarifa R.1: Tarifa específica de riegos en alta tensión. 1 kV < U ? 36 kV Sin límite de

potencia.

Tarifa R.2: Tarifa específica de riegos en alta tensión. 36 kV < U < 72,5 kV Sin límite de

potencia.

Tarifa R.3: Tarifa específica de riegos en alta tensión. 72,5 kV < U < 145 kV Sin límite de

potencia.

Tarifa G.4: Tarifa específica para grandes consumidores. U ? 145 kV

Utilización anual superior a ocho mil horas de la potencia contratada y Utilización mensual superior a la correspondiente a 22 horas diarias de la potencia contratada.

Tarifa D.1: Tarifa específica para venta a distribuidores en alta tensión.

1 kV < U ? 36 kV Sin límite de potencia.


36 kV < U < 72,5 kV Sin límite de potencia.


72,5 kV < U < 145 kV Sin límite de potencia.


U ? 145 kV Sin límite de potencia.

Tipo de Tarifa SuministroPotencia contratada

Usos de la energía

Potencia contratada en un solo punto superior a 100.000 kW

Se pueden aplicar a suministros de energía eléctrica para tracción de ferrocarriles, ferrocarriles metropolitanos, tranvías y trolebuses así como a la energía destinada a los servicios auxiliares y alumbrado de estaciones transformadoras para tracción y a los sistemas de señalización que se alimentan de ellas, siempre que estos sercicios sean de titularidad pública.

Se podrán aplicar a los suministros de energía en alta tensióncon destino a riegos agrícolas o forestales, exclusivamentepara la elevación y distribución del agua del propio consumo.

Las tarifas D serán de aplicación a las ventas de energía en alta tensión a aquellos distribuidores a quienes se les viniese facturando por las mismas, no siendo de aplicación a los consumosde energía eléctrica de las industrias propias del distribuidor,para los que la tarifa aplicable será la general correspondiente.


Tabla 11b. Resumen de tarifas integrales específicas en alta tensión.

Discriminación Horaria

Energía reactiva Estacionalidad Interrumpibilidad

Tarifas Específicas en Alta Tensión

Tarifa T.1: Tarifa específica de tracción en alta tensión.



Tarifa R.1: Tarifa específica de riegos en alta tensión.



Tarifa G.4: Tarifa específica para grandes consumidores. Sin utilización Sí, salvo la

discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 - -





Si cos φ < 0,55

Tipo de Tarifa

- -

Utilización de la potencia máxima medida en horas

Complementos Tarifarios

Sin utilización

Sin utilización Sí, salvo la discriminación Tipo 0. - -

Sin utilización Sí, salvo la discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 - -

Si cos φ < 0,55Sí, salvo la discriminación Tipo 5.


Además de las tarifas anteriores, desde 1994 existe una tarifa para gran-

des consumidores que se denomina Tarifa Horaria de Potencia (THP). La tarifa

horaria de potencia está basada en siete períodos tarifarios en que se dividen las

8.760 horas anuales. Se compone de un término de facturación de potencia y un

término de facturación de energía, y cuando proceda, por un término de factura-

ción por energía reactiva y un término de descuento por interrumpibilidad.

Esta tarifa será única para cualquier tensión y utilización de la potencia

contratada y se podrá aplicar a los suministros de energía eléctrica en alta ten-

sión cuando la potencia contratada por el abonado en un único punto de toma en

alguno de los períodos tarifarios establecidos sea igual o superior a 20 MW y no

inferior a 5 MW en ninguno de los citados períodos tarifarios.

Actualmente ningún suministro puede acogerse ya a esta tarifa horaria de

potencia y desaparecerá el 1 de Enero de 2007 junto con todas las tarifas inte-

grales en alta tensión.

4.3 Facturación y liquidación de las tarifas integrales

La factura de los consumidores a tarifa incluye los siguientes conceptos:

Término fijo que es función de la potencia contratada.

Término variable que es función de la electricidad consumida en el

periodo de facturación.

Impuesto especial sobre la electricidad que aplica a la suma de los

dos conceptos anteriores.

Importe del alquiler del equipo de medida (contador, interruptor de

control de potencia, etc.).

Impuesto sobre el Valor Añadido (I.V.A.) que grava con el 16% el im-

porte de todos los términos anteriores.


Se resume el proceso de facturación de los distintos conceptos que lo in-

tegran en el siguiente gráfico:

Cuadro 18: Facturación tarifas integrales. Fuente: MINECO.

Las empresas distribuidoras son las encargadas de recaudar los ingresos

procedentes de las tarifas integrales y del alquiler de equipos de medida. Estos

ingresos posteriormente se liquidan en el proceso de liquidaciones de las activi-

dades reguladas realizado por la CNE y contribuyen a retribuir los costes de las

actividades reguladas, los costes permanentes del sistema y de seguridad y di-

versificación del suministro, el coste de adquisición de la energía en régimen

ordinario y régimen especial, la prima por consumo de carbón autóctono y el

resto de los costes de transición a la competencia.

El Capítulo 3 de la primera parte de la tesis ofrece una información más

detallada del proceso de liquidaciones.

Energía reactiva Interrumpibilidad

IMPUESTOS Y ALQUILER DE EQUIPOS

FACTURA TOTAL

COMPLEMENTOS TARIFARIOS

GENERALES:Discriminación horaria

OPCIONALES:Estacionalidad

TÉRMINO DE POTENCIA TÉRMINO DE ENERGÍA

c€/kW y mes x Potencia a facturar en kW c€/kWh x Consumo kWh

ESTRUCTURA DE TARIFAS INTEGRALES TIPO BINOMIO

FACTURACIÓN BÁSICA


5. LEGISLACIÓN

La legislación empleada en este Capítulo se relaciona a continuación:

Cuadro 19. Legislación de las tarifas integrales.


RD 1538/1987, de 11 de Diciembre, por el que se determina la tarifa eléctrica de las Empresas gestoras del servicio.

Se establecen los criterios para determinar la tarifa eléctrica como retribución global y conjunta del sistema eléctrico. Se determinan los costes que se deben incluir y cómo calcularlos.

Orden de 12 de Enero de 1995 Se establece la estructura tarifaria aplicada a las tarifas integrales existentes en la actualidad.

Ley del Sector Eléctrico 54/1997 TíTULO III

Régimen Económico: retribución de las actividades reguladas, tarifas eléctricas, peajes de transporte y distribución y cobro y liquidación de las tarifas y precios.


Artículo 8.5

Se establecen los criterios de revisión de los precios de las tarifas integrales. La variación de los precios no podrá ser superior en un 0,6% a la variación de la tarifa media o de referencia.

TARIFAS INTEGRALES

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