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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
ÍNDICE MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA
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
ÍNDICE MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA
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 MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA
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
ÍNDICE MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA
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 MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA
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
ÍNDICE MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA
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 MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA
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
ÍNDICE MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA
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
ÍNDICE MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA
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.
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 2
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
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 3
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.
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 4
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 %
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 5
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.
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 6
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-
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 7
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
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 8
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.
CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 10
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
CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 11
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.
CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 12
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
CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 13
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.
CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 14
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.
CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 15
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.
CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 16
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.
CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 17
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
CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 18
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)
CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 19
• 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.
CAPÍTULO 2: LA TARIFA ELÉCTRICA. ANTECEDENTES Y SITUACIÓN ACTUAL 20
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.
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 22
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
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 23
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.
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 24
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
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 25
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
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 26
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
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 27
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.
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 28
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
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 29
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.
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 30
• Real Decreto 2818/1998
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.
• Real Decreto 2366/1994
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.
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 31
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
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 32
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.
3. LIQUIDACIONES. PROCESO Y CÁLCULO 33
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 35
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 36
• 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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 37
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 38
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 39
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 40
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 41
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-
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 42
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 43
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 44
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 45
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 46
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 47
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:
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 48
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).
Figura 5. Etapas del proceso de liquidación de las actividades reguladas. Fuente:
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
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
Corto plazo Largo plazo Cualquier alcance temporal
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 49
Ingresos brutos
Los ingresos brutos del sistema se obtienen como la suma de los siguien-
tes conceptos:
Ingresos brutos = Facturación tarifa integral + Facturación tarifa acceso
+ 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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 50
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 51
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:
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 52
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.
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 53
Ingresos liquidables
Los ingresos liquidables se obtienen de acuerdo a la siguiente expresión:
Ingresos liquidables = Ingresos brutos – Cuotas con destinos específicos
• Alcance de corto plazo
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.
• Alcance de largo plazo
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:
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 54
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 55
• 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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 56
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 57
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 58
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:
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 59
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 60
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 61
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.
Figura 5. Etapas del proceso de liquidación de las actividades reguladas. Fuente:
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.
• Alcance de corto plazo
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
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 62
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.
• Alcance de largo plazo
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-
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 63
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 64
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 65
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):
Coste adquisición reconocido = ( ) PmEk1Ei
RECTCT ⋅
−+⋅∑
• Alcance de corto plazo
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.
• Alcance de largo plazo
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 66
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:
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 67
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 68
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 69
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 70
Figura 5. Etapas del proceso de liquidación de las actividades reguladas. Fuente:
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
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 71
Figura 5. Etapas del proceso de liquidación de las actividades reguladas. Fuente:
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
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 72
• Alcance de corto plazo
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.
• Alcance de largo plazo
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 73
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 74
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-
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 75
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 76
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 77
Figura 5. Etapas del proceso de liquidación de las actividades reguladas. Fuente:
Gas Natural.
Resto CTCs por diferencias
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
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 78
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
• Alcance de corto plazo
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 79
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.
• Alcance de largo plazo
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 80
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 81
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:
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 82
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
Ingresos brutos = Facturación tarifa integral + Facturación tarifa acceso
+ 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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 83
• 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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 84
• 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”.
Ingresos liquidables
Ingresos liquidables = Ingresos brutos – Cuotas con destinos específicos
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.
Coste de adquisición de la energía en régimen especial
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 85
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-
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 86
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 87
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 88
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 89
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 90
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 91
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 92
Coste de adquisición de la energía en régimen ordinario
El coste de adquisición se obtiene según el RD 2017/1997 a través de la
siguiente expresión(22):
Coste adquisición reconocido = ( ) PmEk1Ei
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 93
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 94
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
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
=
= (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
mes acumulado Precio mes acumulado Precio
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.
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 95
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
CAPÍTULO 4: MODELO DE SIMULACIÓN TARIFARIA 96
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 98
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 99
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€.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 100
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
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 101
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 102
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
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 103
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
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 104
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 105
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 106
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
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 107
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 108
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
592,42Operador del Mercado 9,28Operador del Sistema 32,77C.N.E. 11,34Comp. Extrapeninsulares 240,54Retribución fija (CTCs) 298,49
Asignación General 99,17Asignación Específica 24,79Stock Carbón 2,14Prima Carbón 189,83Reducción prima carbón -17,44Plan de financiación extraordinario
Déficit/superávit liquidatorio 126,10
Desajuste de ingresos 229,27
Rev. Generación extrapeninsularAportación Generación Extrapeninsular 126,92
Generadores
COSTES PERMANENTES
COSTE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD ABASTECIMIENTO
Figura 25b: Ejercicio de 2004. Opción 2.
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
5.604,51
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) 37,119
Precio ponderado final en régimen ordinario (€/MWh) 43,129
Precio ponderado en régimen especial (€/MWh) 64,344
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 109
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 110
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
1.511,05Operador del Mercado 9,28Operador del Sistema 32,77C.N.E. 11,34Comp. Extrapeninsulares 240,54Retribución fija (CTCs) 1.217,11
Asignación General 834,07Asignación Específica 208,52Stock Carbón 2,14Prima Carbón 189,83Reducción prima carbón -17,44Plan de financiación extraordinario
Déficit/superávit liquidatorio 1.044,72
Desajuste de ingresos 229,27
Rev. Generación extrapeninsularAportación Generación Extrapeninsular 126,92
Generadores
COSTES PERMANENTES
COSTE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD ABASTECIMIENTO
Figura 25c. Ejercicio 2004. Opción 3.1.
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
4.685,89
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) 30,050
Precio ponderado final en régimen ordinario (€/MWh) 36,060
Precio ponderado en régimen especial (€/MWh) 64,344
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 111
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
466,33Operador del Mercado 9,28Operador del Sistema 32,77C.N.E. 11,34Comp. Extrapeninsulares 240,54Retribución fija (CTCs) 172,39
Asignación General 0,00Asignación Específica 0,00Stock Carbón 0,00Prima Carbón 189,83Reducción prima carbón -17,44Plan de financiación extraordinario
Déficit/superávit liquidatorio 0,00
Desajuste de ingresos 229,27
Rev. Generación extrapeninsularAportación Generación Extrapeninsular 126,92
Generadores
COSTES PERMANENTES
COSTE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD ABASTECIMIENTO
Figura 25d. Ejercicio de 2004. Opción 3.2.
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
5.730,61
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) 38,090
Precio ponderado final en régimen ordinario (€/MWh) 44,100
Precio ponderado en régimen especial (€/MWh) 64,344
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 112
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
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 113
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 114
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 115
624,58Compensación Régimen Especial e interrumplibles 16,89
Moratoria nuclear 490,95
Financiación 2º Ciclo C.N. 116,75
Stock estratégico C.N. 0,00
469,58Operador del Mercado 9,39Operador del Sistema 33,13C.N.E. 11,47Comp. E. Extrapeninsulares 243,21Retribución fija (CTCs) 172,39
Asignación General 0,00Asignación Específica 0,00Stock Carbón 0,00Prima Carbón 189,83Reducción prima carbón -17,44Plan de financiación extraordinario
Déficit/superávit liquidatorio -592,84
Déficit liquidatorio objetivo (Millones de €)
Desajuste de ingresos 229,27Rev. Generación extrapeninsularAportación Generación Extrapeninsular 126,92
Generadores
COSTE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD ABASTECIMIENTO
COSTES PERMANENTES
Figura 26a. Cierre Ejercicio de 2004.
CLIENTES A TARIFA
Volumen Energía Precio Medio
M€ GWh €/MWh
INGRESOS REGULADOS 13.919,82
Venta de energía 12.482,16 155.019 80,52
Peajes 1.384,60 72.950 18,98Peajes por interconexiones internacionalesTransportes intracomunitarios (ETSO)
Otros servicios 53,07
Distribuidoras y comercializadoras
CLIENTES CUALIFICADOS
COSTE DE ADQUISICIÓN ENERGÍA MERCADO
6.491,06
Generadores
COSTE DE ADQUISICIÓN ENERGÍA RÉGIMEN ESPECIAL
2.325,86Generadores
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
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
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 116
624,58Compensación Régimen Especial e interrumplibles 16,89
Moratoria nuclear 490,95
Financiación 2º Ciclo C.N. 116,75
Stock estratégico C.N. 0,00
582,95Operador del Mercado 9,39Operador del Sistema 33,13C.N.E. 11,47Comp. E. Extrapeninsulares 243,21Retribución fija (CTCs) 285,76
Asignación General 88,98Asignación Específica 22,25Stock Carbón 2,14Prima Carbón 189,83Reducción prima carbón -17,44Plan de financiación extraordinario
Déficit/superávit liquidatorio 113,37
Déficit liquidatorio objetivo (Millones de €)
Desajuste de ingresos 229,27Rev. Generación extrapeninsularAportación Generación Extrapeninsular 126,92
Generadores
COSTE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD ABASTECIMIENTO
COSTES PERMANENTES
Figura 26b. Cierre Ejercicio de 2004.
CLIENTES A TARIFA
Volumen Energía Precio Medio
M€ GWh €/MWh
INGRESOS REGULADOS 13.919,82
Venta de energía 12.482,16 155.019 80,52
Peajes 1.384,60 72.950 18,98Peajes por interconexiones internacionalesTransportes intracomunitarios (ETSO)
Otros servicios 53,07
Distribuidoras y comercializadoras
CLIENTES CUALIFICADOS
COSTE DE ADQUISICIÓN ENERGÍA MERCADO
5.890,67
Generadores
COSTE DE ADQUISICIÓN ENERGÍA RÉGIMEN ESPECIAL
2.220,04Generadores
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
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) 30,000
Precio estimado final de cierre delejercicio de los distribuidores (€/MWh) 43,231
Precio estimado al que se liquida laenergía del RD 2818 sin prima (€/MWh) 38,410
Precio medio mensual ponderado del mercado diario (€/MWh)
septiembre 1999
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 117
624,58Compensación Régimen Especial e interrumplibles 16,89
Moratoria nuclear 490,95
Financiación 2º Ciclo C.N. 116,75
Stock estratégico C.N. 0,00
1.403,84Operador del Mercado 9,39Operador del Sistema 33,13C.N.E. 11,47Comp. E. Extrapeninsulares 243,21Retribución fija (CTCs) 1.106,64
Asignación General 745,69Asignación Específica 186,42Stock Carbón 2,14Prima Carbón 189,83Reducción prima carbón -17,44Plan de financiación extraordinario
Déficit/superávit liquidatorio 934,25
Déficit liquidatorio objetivo (Millones de €)
Desajuste de ingresos 229,27Rev. Generación extrapeninsularAportación Generación Extrapeninsular 126,92
Generadores
COSTE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD ABASTECIMIENTO
COSTES PERMANENTES
Figura 26c. Cierre Ejercicio de 2004.
CLIENTES A TARIFA
Volumen Energía Precio Medio
M€ GWh €/MWh
INGRESOS REGULADOS 13.919,82
Venta de energía 12.482,16 155.019 80,52
Peajes 1.384,60 72.950 18,98Peajes por interconexiones internacionalesTransportes intracomunitarios (ETSO)
Otros servicios 53,07
Distribuidoras y comercializadoras
CLIENTES CUALIFICADOS
COSTE DE ADQUISICIÓN ENERGÍA MERCADO
5.127,39
Generadores
COSTE DE ADQUISICIÓN ENERGÍA RÉGIMEN ESPECIAL
2.162,43Generadores
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
35,087
Consulta Precios mercado diario
Gráfica Precios mercado diario
Mes y Año con los que comparar el precio mensual actual: 33
Precio estimado del mercado diario alcierre del ejercicio (€/MWh) 29,160
Precio estimado final de cierre delejercicio de los distribuidores (€/MWh) 37,629
Precio estimado al que se liquida laenergía del RD 2818 sin prima (€/MWh) 36,020
Precio medio mensual ponderado del mercado diario (€/MWh)
septiembre 2001
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 118
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 119
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 120
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
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 121
Cuadro 8b: Incremento de la demanda en b.c. del 3,84%.
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 151.175 12.173.120 152.148 12.250.918 -973 -77.799
Otros ingresos 53.070 53.070 0
Ingresos por facturación de tarifas de acceso 72.571 1.377.077 71.599 1.358.946 973 18.131
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
Cuota operador del sistema 32.464 32.520 -56
Cuota operador del mercado 9.196 9.212 -16
Tasa CNE 11.235 11.253 -18
Cuota moratoria nuclear 479.745 481.857 -2.113
Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 114.385 114.583 -197
Cuota compensación por int. y reg. especial 16.545 16.573 -29
TOTAL INGRESOS NETOS 12.701.403 12.758.232 -56.829Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 128.395 5.537.596 133.109 5.754.452 -216.856
Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.220.043 96.158
TOTAL COSTE ENERGÍA 164.392 7.853.797 166.936 7.974.495 -120.698IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 4.847.606 4.783.738 63.869
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 73.641 9.773 63.869
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.) 71.505 7.637 63.869
Cobertura del déficit 0 0 0
CTC TOTAL 246.031 182.163 63.869
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 122
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
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 123
Cuadro 9a: Precio límite para la Liquidación resultante de la Memoria Económica
de 2004.
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 152.602 12.288.005 155.019 12.482.679 -2.418 -194.675
Otros ingresos 53.070 53.070 0
Ingresos por facturación de tarifas de acceso 73.256 1.390.073 72.950 1.384.267 306 5.806
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
Cuota operador del sistema 32.771 33.133 -363
Cuota operador del mercado 9.283 9.385 -103
Tasa CNE 11.341 11.465 -124
Cuota moratoria nuclear 484.272 490.959 -6.687
Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 115.465 116.743 -1.278
Cuota compensación por int. y reg. especial 16.701 16.885 -185
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
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 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
Reducción de prima -17.441 -17.441 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
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 124
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.
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 152.602 12.288.005 155.019 12.482.679 -2.418 -194.675
Otros ingresos 53.070 53.070 0
Ingresos por facturación de tarifas de acceso 73.256 1.390.073 72.950 1.384.267 306 5.806
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
Cuota operador del sistema 32.771 33.133 -363
Cuota operador del mercado 9.283 9.385 -103
Tasa CNE 11.341 11.465 -124
Cuota moratoria nuclear 484.272 490.959 -6.687
Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 115.465 116.743 -1.278
Cuota compensación por int. y reg. especial 16.701 16.885 -185
TOTAL INGRESOS NETOS 12.820.773 12.998.241 -177.468Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 129.947 4.758.842 136.260 5.974.290 -1.215.448
Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.249.986 66.215
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
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 971.765 0 971.765
Déficit de Ingresos 0 0 0
Desglose de CTC:Stock de carbón 2.136 0 2.136
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.) 969.629 0 969.629
Cobertura del déficit 0 0 0
CTC TOTAL 1.144.155 172.390 971.765
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 125
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 126
Cuadro 9c: Precio límite para la Liquidación al cierre de 2004. Septiembre 2001.
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 152.602 12.288.005 155.019 12.482.679 -2.418 -194.675
Otros ingresos 53.070 53.070 0
Ingresos por facturación de tarifas de acceso 73.256 1.390.073 72.950 1.384.267 306 5.806
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
Cuota operador del sistema 32.771 33.133 -363
Cuota operador del mercado 9.283 9.385 -103
Tasa CNE 11.341 11.465 -124
Cuota moratoria nuclear 484.272 490.959 -6.687
Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 115.465 116.743 -1.278
Cuota compensación por int. y reg. especial 16.701 16.885 -185
TOTAL INGRESOS NETOS 12.820.773 12.998.241 -177.468Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 129.947 5.312.036 136.260 5.909.038 -597.002
Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.315.238 963
TOTAL COSTE ENERGÍA 165.944 7.628.237 170.087 8.224.276 -596.039IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 5.192.536 4.773.965 418.571
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 418.571 0 418.571
Déficit de Ingresos 0 0 0
Desglose de CTC:Stock de carbón 2.136 0 2.136
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.) 416.435 0 416.435
Cobertura del déficit 0 0 0
CTC TOTAL 590.961 172.390 418.571
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 127
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€.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 128
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.
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 152.602 12.288.005 155.019 12.482.679 -2.418 -194.675
Otros ingresos 53.070 53.070 0
Ingresos por facturación de tarifas de acceso 73.256 1.390.073 72.950 1.384.267 306 5.806
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
Cuota operador del sistema 32.771 33.133 -363
Cuota operador del mercado 9.283 9.385 -103
Tasa CNE 11.341 11.465 -124
Cuota moratoria nuclear 484.272 490.959 -6.687
Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 115.465 116.743 -1.278
Cuota compensación por int. y reg. especial 16.701 16.885 -185
TOTAL INGRESOS NETOS 12.820.773 12.998.241 -177.468Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 129.947 5.604.510 136.260 6.864.317 -1.259.807
Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.406.852 -90.651
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
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 126.098 -1.046.893 1.172.990
Déficit de Ingresos 0 1.046.893 -1.046.893
Desglose de CTC:Stock de carbón 2.136 0 2.136
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.) 123.962 0 123.962
Cobertura del déficit 0 1.046.893 -1.046.893
CTC TOTAL 298.488 1.219.283 -920.795
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 129
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.
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 152.602 12.288.005 155.019 12.482.679 -2.418 -194.675
Otros ingresos 53.070 53.070 0
Ingresos por facturación de tarifas de acceso 73.256 1.390.073 72.950 1.384.267 306 5.806
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
Cuota operador del sistema 32.771 33.133 -363
Cuota operador del mercado 9.283 9.385 -103
Tasa CNE 11.341 11.465 -124
Cuota moratoria nuclear 484.272 490.959 -6.687
Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 115.465 116.743 -1.278
Cuota compensación por int. y reg. especial 16.701 16.885 -185
TOTAL INGRESOS NETOS 12.820.773 12.998.241 -177.468Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 129.947 5.604.510 136.260 6.217.221 -612.711
Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.369.490 -53.289
TOTAL COSTE ENERGÍA 165.944 7.920.711 170.087 8.586.711 -666.001IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 4.900.063 4.411.530 488.533
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 126.098 -362.435 488.533
Déficit de Ingresos 0 362.435 -362.435
Desglose de CTC:Stock de carbón 2.136 0 2.136
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.) 123.962 0 123.962
Cobertura del déficit 0 362.435 -362.435
CTC TOTAL 298.488 534.825 -236.337
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 130
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:
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 131
Cuadro 11a. Participación de los consumidores cualificados en el mercado del
21%.
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 178.428 14.367.608 180.096 14.501.936 -1.668 -134.328
Otros ingresos 53.070 53.070 0
Ingresos por facturación de tarifas de acceso 47.430 900.010 47.874 908.425 -443 -8.415
TOTAL INGRESOS BRUTOS 225.858 15.320.689 227.970 15.463.431 -2.112 -142.742CUOTAS 985.668 994.884 -9.215
Cuota compensación extrapeninsulares 251.306 253.656 -2.350
Cuota operador del sistema 34.233 34.553 -320
Cuota operador del mercado 9.697 9.788 -91
Tasa CNE 11.799 11.909 -110
Cuota moratoria nuclear 540.550 545.604 -5.054
Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 120.634 121.762 -1.128
Cuota compensación por int. y reg. especial 17.449 17.612 -163
TOTAL INGRESOS NETOS 14.335.021 14.468.548 -133.527Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 158.031 6.815.756 163.774 7.080.135 -264.379
Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.235.248 80.953
TOTAL COSTE ENERGÍA 194.028 9.131.957 197.601 9.315.384 -183.427IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 5.203.064 5.153.164 49.900
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 429.099 379.199 49.900
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.) 426.963 377.063 49.900
Cobertura del déficit 0 0 0
CTC TOTAL 601.489 551.589 49.900
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 132
Cuadro 11b. Participación de los consumidores cualificados en el mercado del 37,19%.
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 141.854 11.422.558 143.169 11.528.434 -1.315 -105.876
Otros ingresos 53.070 53.070 0
Ingresos por facturación de tarifas de acceso 84.004 1.594.017 84.801 1.609.136 -797 -15.119
TOTAL INGRESOS BRUTOS 225.858 13.069.645 227.970 13.190.640 -2.112 -120.995CUOTAS 879.040 887.226 -8.185
Cuota compensación extrapeninsulares 236.062 238.265 -2.202
Cuota operador del sistema 32.162 32.462 -300
Cuota operador del mercado 9.110 9.195 -85
Tasa CNE 11.151 11.255 -104
Cuota moratoria nuclear 460.852 465.136 -4.284
Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 113.314 114.371 -1.057
Cuota compensación por int. y reg. especial 16.389 16.542 -153
TOTAL INGRESOS NETOS 12.190.605 12.303.415 -112.810Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 118.259 5.100.438 123.258 5.328.562 -228.124
Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.235.248 80.953
TOTAL COSTE ENERGÍA 154.256 7.416.639 157.085 7.563.810 -147.171IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 4.773.966 4.739.604 34.361
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 1 -34.361 34.361
Déficit de Ingresos 0 34.361 -34.361
Desglose de CTC:Stock de carbón 1 0 1
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.) 0 0 0
Cobertura del déficit 0 34.361 -34.361
CTC TOTAL 172.391 206.751 -34.360
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 133
Cuadro 11c. Participación de los consumidores cualificados en el mercado del
100%.
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 0 0 0 0 0 0
Otros ingresos 53.070 53.070 0
Ingresos por facturación de tarifas de acceso 225.858 4.285.764 227.970 4.325.833 -2.112 -40.069
TOTAL INGRESOS BRUTOS 225.858 4.338.834 227.970 4.378.903 -2.112 -40.069CUOTAS 465.477 469.829 -4.352
Cuota compensación extrapeninsulares 176.938 178.592 -1.654
Cuota operador del sistema 24.129 24.354 -226
Cuota operador del mercado 6.836 6.900 -64
Tasa CNE 8.636 8.717 -81
Cuota moratoria nuclear 151.737 153.156 -1.419
Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 84.922 85.716 -794
Cuota compensación por int. y reg. especial 12.279 12.394 -115
TOTAL INGRESOS NETOS 3.873.357 3.909.075 -35.717Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 0 0 0 0 0
Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.235.248 80.953
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
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 -3.216.809 -3.100.139 -116.670
Déficit de Ingresos 3.216.809 3.100.139 116.670
Desglose de CTC:Stock de carbón 0 0 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.) 0 0 0
Cobertura del déficit 3.216.809 3.100.139 116.670
CTC TOTAL 3.389.199 3.272.529 116.670
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 134
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
Liquidación Memoria
Económica 2004
Liquidación cierre 2004
Liquidación Memoria
Económica 2004
Liquidación cierre 2004
Liquidación Memoria
Económica 2004
Liquidación cierre 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
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 135
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 136
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 137
Cuadro 12. Variación de la composición de las tarifas integrales y las tarifas de
acceso en baja tensión.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 138
Cuadro 13. Variación de la composición de las tarifas integrales generales y las
tarifas de acceso en alta tensión.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 139
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
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 140
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
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 141
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 142
Cuadro 16. Traslado de la energía consumida en las tarifas integrales de BT a
las tarifas de acceso correspondientes en BT.
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 55.314 2.685.149 55.314 2.685.149 0 0
Otros ingresos 53.070 53.070 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
Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.235.248 80.953
TOTAL COSTE ENERGÍA 60.150 3.357.893 60.690 3.396.568 -38.675IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 2.413.242 2.374.567 38.675
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 -2.360.723 -2.399.398 38.675
Déficit de Ingresos 2.360.723 2.399.398 -38.675
Desglose de CTC:Stock de carbón 0 0 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.) 0 0 0
Cobertura del déficit 2.360.723 2.399.398 -38.675
CTC TOTAL 2.533.113 2.571.788 -38.675
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 143
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 144
Cuadro 17. Traslado de la energía consumida en las tarifas integrales de AT a
las tarifas de acceso correspondientes en AT.
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 97.288 7.905.241 97.288 7.905.241 0 0
Otros ingresos 53.070 53.070 0
Ingresos por facturación de tarifas de acceso 123.652 1.763.346 123.652 1.763.346 0 0
TOTAL INGRESOS BRUTOS 220.940 9.721.657 220.940 9.721.657 0 0CUOTAS 679.101 679.101 0
Cuota compensación extrapeninsulares 190.262 190.262 0
Cuota operador del sistema 25.926 25.926 0
Cuota operador del mercado 7.344 7.344 0
Tasa CNE 9.029 9.029 0
Cuota moratoria nuclear 342.003 342.003 0
Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 91.328 91.328 0
Cuota compensación por int. y reg. especial 13.209 13.209 0
TOTAL INGRESOS NETOS 9.042.557 9.042.557 0Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 69.797 3.010.291 72.917 3.152.292 -142.001
Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.235.248 80.953
TOTAL COSTE ENERGÍA 105.794 5.326.492 106.744 5.387.541 -61.049IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 3.716.065 3.655.016 61.049
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 -1.057.900 -1.118.949 61.049
Déficit de Ingresos 1.057.900 1.118.949 -61.049
Desglose de CTC:Stock de carbón 0 0 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.) 0 0 0
Cobertura del déficit 1.057.900 1.118.949 -61.049
CTC TOTAL 1.230.290 1.291.339 -61.049
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 145
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 146
Cuadro 18. Traslado de la energía consumida en las tarifas integrales generales
de AT a las tarifas de acceso correspondientes en AT.
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 124.241 9.185.488 124.241 9.185.488 0 0
Otros ingresos 53.070 53.070 0
Ingresos por facturación de tarifas de acceso 96.700 1.550.828 96.700 1.550.828 0 0
TOTAL INGRESOS BRUTOS 220.940 10.789.387 220.940 10.789.387 0 0CUOTAS 735.139 735.139 0
Cuota compensación extrapeninsulares 200.571 200.571 0
Cuota operador del sistema 27.328 27.328 0
Cuota operador del mercado 7.741 7.741 0
Tasa CNE 9.491 9.491 0
Cuota moratoria nuclear 379.806 379.806 0
Cuota 2ª parte ciclo combustible nuclear 96.277 96.277 0
Cuota compensación por int. y reg. especial 13.925 13.925 0
TOTAL INGRESOS NETOS 10.054.248 10.054.248 0Coste energía en el mercado consumidores a tarifa 99.106 4.274.379 102.490 4.430.748 -156.368
Coste energía adquirida al régimen especial 35.997 2.316.201 33.827 2.235.248 80.953
TOTAL COSTE ENERGÍA 135.103 6.590.580 136.317 6.665.996 -75.416IMPORTE A LIQUIDAR ACTIVIDADES REGULADAS Y CTC's RESTO 3.463.668 3.388.252 75.416
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 -1.310.297 -1.385.713 75.416
Déficit de Ingresos 1.310.297 1.385.713 -75.416
Desglose de CTC:Stock de carbón 0 0 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.) 0 0 0
Cobertura del déficit 1.310.297 1.385.713 -75.416
CTC TOTAL 1.482.687 1.558.103 -75.416
Liquidación prevista Ministerio
Liquidación estimada cierre ejercicio DIFERENCIA ABSOLUTA
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 147
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.
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE RESULTADOS 148
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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la propuesta de OM por la que se desarrolla el RD 1432/2002, de
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coste correspondiente al desajuste de ingresos de las actividades
reguladas anterior a 2003 y del coste correspondiente a las revi-
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cogeneración y otras abastecidas por recursos o fuentes
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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
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R.D. 2818/1998 Real Decreto 2818/1998, de 23 de Diciembre, por el que se
regulan las actividades de transporte y distribución de
energía eléctrica.
CAPÍTULO 6: BIBLOGRAFÍA 154
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.
R.D. 2020/1998 Real Decreto 2020/1998, de 23 de Diciembre, por el que se
establece la tarifas de acceso a las redes.
R.D. 2021/1998 Real Decreto 2021/1998, de 23 de Diciembre, por el que se
establece la tarifa eléctrica para 1999.
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. 2066/1999 Real Decreto 2066/1999, de 30 de Diciembre, por el que se
establece la tarifa eléctrica para 2000.
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.
R.D. 1955/2000 Real Decreto 1955/2000, de 1 de Diciembre, por el que se
regulan las actividades de transporte, distribución, comer-
cialización, suministro y procedimientos de autorización de
instalaciones de energía eléctrica.
CAPÍTULO 6: BIBLOGRAFÍA 155
R.D. 3490/2000 Real Decreto 3490/2000, de 29 de Diciembre, por el que se
establece la tarifa eléctrica para 2001.
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.
R.D. 1483/2001 Real Decreto 1483/2001, de 27 de Diciembre, por el que se
establece la tarifa eléctrica para 2002.
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.
R.D. 1432/2002 Real Decreto 1432/2002, de 27 de Diciembre, por el que se
establece la metodología para la aprobación o modificación
de la tarifa eléctrica media o de referencia y se modifican
algunos artículos del Real Decreto 2017/1997.
R.D. 1436/2002 Real Decreto 1436/2002, de 27 de Diciembre, por el que se
establece la tarifa eléctrica para 2003.
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.
CAPÍTULO 6: BIBLOGRAFÍA 156
R.D. 1747/2003 Real Decreto 1747/2003, de 17 de Diciembre, por el que se
regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsula-
res.
R.D. 1802/2003 Real Decreto 1802/2003, de 26 de Diciembre, por el que se
establece la tarifa eléctrica para 2004.
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
ANEXO I: RESULTADOS DE LAS ESTIMACIONES 2005-2010 158
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)
ANEXO I: RESULTADOS DE LAS ESTIMACIONES 2005-2010 159
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
ANEXO I: RESULTADOS DE LAS ESTIMACIONES 2005-2010 160
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
ANEXO I: RESULTADOS DE LAS ESTIMACIONES 2005-2010 161
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.
ANEXO I: RESULTADOS DE LAS ESTIMACIONES 2005-2010 162
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%
ANEXO I: RESULTADOS DE LAS ESTIMACIONES 2005-2010 163
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.
ANEXO II: ENERGÍA VERTIDA POR EL RÉGIMEN ESPECIAL AL CIERRE 2004 165
Tabla 10. Estimación del total de la energía vertida por el régimen especial al cierre de 2004 que no acude al mercado.
ANEXO II: ENERGÍA VERTIDA POR EL RÉGIMEN ESPECIAL AL CIERRE 2004 166
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
ANEXO II: ENERGÍA VERTIDA POR EL RÉGIMEN ESPECIAL AL CIERRE 2004 167
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.
Energía vertida RD 2818 (GWh)
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
Precio mensual RD 2818 (c€/kWh)
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
ANEXO II: ENERGÍA VERTIDA POR EL RÉGIMEN ESPECIAL AL CIERRE 2004 168
Tabla 14. Estimación del coste de adquisición de la energía acogida al RD 436 a 31 de Diciembre de 2004.
Energía vertida RD 436 (GWh)
Enero 0Febrero 0Marzo 0Abril 1Mayo 3Junio 4Julio 83Agosto 31SeptiembreOctubreNoviembreDiciembre
Total Precio Medio RD 2366 (c€/kWh)
0,00038,19421,568
Precio mensual RD 436 (c€/kWh)
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
ANEXO III: DATOS ENTRADA SIMULACIÓN MEMORIA 2005 170
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
ANEXO III: DATOS ENTRADA SIMULACIÓN MEMORIA 2005 171
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
ANEXO III: DATOS ENTRADA SIMULACIÓN MEMORIA 2005 172
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
ANEXO III: DATOS ENTRADA SIMULACIÓN MEMORIA 2005 173
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
En este anexo se recogen los datos de entrada utilizados en la simulación
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
ANEXO IV: DATOS ENTRADA LIQUIDACIÓN MEMORIA 2004 175
Ingresos liquidables
Tabla 22. Datos de entrada para el cálculo de los ingresos li-quidables en la Liquidación resultante de la Memoria Econó-mica de 2004.
Coste de adquisición de la energía en régimen especial
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
ANEXO IV: DATOS ENTRADA LIQUIDACIÓN MEMORIA 2004 176
Coste de adquisición de la energía en régimen ordinario
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
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 43,129
Pérdidas medias del sistema (%): usuario final a b.c. 8,74%
Coste de adquisición de energía en régimen ordinario (miles €) 5.604.510 Opción 2
ANEXO IV: DATOS ENTRADA LIQUIDACIÓN MEMORIA 2004 177
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.
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 36,060
Pérdidas medias del sistema (%): usuario final a b.c. 8,74%
Coste de adquisición de energía en régimen ordinario (miles €) 4.685.888 Opción 3
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..
En este anexo se recogen los datos de entrada utilizados en la simulación
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
ANEXO V: DATOS ENTRADA LIQUIDACIÓN CIERRE 2004 179
Ingresos liquidables
Tabla 27. Datos de entrada para el cálculo de los ingresos li-quidables en la Liquidación al cierre de 2004.
Coste de adquisición de la energía en régimen especial
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
ANEXO V: DATOS ENTRADA LIQUIDACIÓN CIERRE 2004 180
Coste de adquisición de la energía en régimen ordinario
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
ÍNDICE MANUAL DE LA TARIFA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
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
ÍNDICE MANUAL DE LA TARIFA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
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
ÍNDICE MANUAL DE LA TARIFA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
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
ÍNDICE MANUAL DE LA TARIFA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
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 MANUAL DE LA TARIFA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
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 MANUAL DE LA TARIFA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
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
ÍNDICE MANUAL DE LA TARIFA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
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 MANUAL DE LA TARIFA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
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.
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 2
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.
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 3
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-
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 4
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].
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 5
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
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 6
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.
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 7
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
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 8
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.
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 9
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-
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 10
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:
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 11
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%
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 12
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-
CAPÍTULO I: METODOLOGÍA TARIFARIA EN ESPAÑA 13
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 15
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 16
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 17
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 18
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-
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 19
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 20
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 21
• Instalaciones acogidas al RD 2366/1994
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.
• Instalaciones acogidas al RD 2818/1998
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 22
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 23
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.
Contratos bilaterales físicos
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 24
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 25
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
Contratos bilaterales físicos
Coste Insular y Extrapeninsular (RD 1747/2003)
Régimen Ordinario
Régimen Especial
COSTES DE ENERGÍA
Coste Peninsular
Régimen Ordinario
Régimen Especial
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 26
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:
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 27
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 28
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 29
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-
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 30
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 31
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.
Instalaciones existentes anteriores a 1998
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%.
Inversiones en nuevas instalaciones
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 32
• 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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 33
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.
Incentivos a la disponibilidad
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 34
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.
Instalaciones existentes anteriores a 1998
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 35
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 36
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 37
Inversiones en nuevas instalaciones
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.
Incentivos a la disponibilidad
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 38
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 39
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.
Legislación Artículo Qué se establece
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.
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.
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 40
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 41
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 42
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 43
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 44
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 45
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.
Costes de inversión en infraestructuras de red
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 46
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 47
que permitan mantener un nivel de calidad mínimo o estándar para todos los
clientes del sistema eléctrico.
3.3 Retribución de los costes reconocidos
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 48
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 49
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-
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 50
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 51
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 52
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 53
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 54
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:
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 55
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)
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 56
3.5 Legislación
La legislación relacionada con la actividad de distribución es la siguiente:
Cuadro 5. Legislación de los costes de distribución.
Legislación Artículo Qué se establece
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.
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.
Artículo 3.4 Cómo se deben determinar los costes de distribución 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 1.3 Costes máximos reconocidos a la actividad de distribución para 2004.
Ley del Sector Eléctrico 54/1997
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 57
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 inversión en infraestructuras de red
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 58
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 59
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 60
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
4.3 Retribución de los costes reconocidos
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 61
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 62
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 63
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 64
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 65
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.
Legislación Artículo Qué se establece
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.
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.
Artículo 3.5Cómo se deben determinar los costes de gestión 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 1.5 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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 66
4.6 Resumen y aplicación a la tarifa eléctrica para el 2004.
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 67
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 68
Cos
tes
de T
rans
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la C
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CTC
's T
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lógi
cos
Asig
naci
ón E
spec
ífica
Figura 12. Clasificación de los costes permanentes del sistema.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 69
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 70
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 71
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 72
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 73
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 74
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.
Operador del Sistema (REE)
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 75
Las empresas distribuidoras acogidas a la DT 11ª que adquieran la ener-
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.
Operador del Mercado (OMEL)
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.
Las empresas distribuidoras acogidas a la DT 11ª que adquieran la ener-
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 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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 76
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 77
• 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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 78
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).
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 79
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 80
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 81
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-
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 82
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.
Operador del Sistema (REE)
La retribución se destina a la empresa Red Eléctrica de España, S.A. por
operar el sistema eléctrico nacional.
Operador del Mercado (OMEL)
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 83
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 84
5.5 Legislación
La legislación empleada en la realización de este apartado se presenta
en el Cuadro 9:
Legislación Artículo Qué se establece
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.
Ley del Sector Eléctrico 54/1997
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.
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.
RD 1802/2003, de 26 de Diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2004.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 85
5.6 Resumen
Cuadro 10a. Resumen de los costes permanentes del sistema.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 86
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 87
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 88
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 89
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.
Sobrecoste del régimen especial
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 90
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.
Se encuentran exentos del pago de esta cuota las empresas acogidas al
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 91
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.
Se encuentran exentos del pago de esta cuota las empresas acogidas al
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-
ción de los ingresos entregados para satisfacer esta cuota.
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
las tarifas integrales.
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.
Se encuentran exentos del pago de esta cuota las empresas acogidas al
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 92
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-
ción de los ingresos entregados para satisfacer esta cuota.
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
las tarifas integrales.
Consumidores cualificados: 0,286% sobre los ingresos facturados por las
tarifas de acceso.
Sobrecoste del régimen especial
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 93
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.
Sobrecoste del régimen especial
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”.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 94
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.
Legislación Artículo Qué se establece
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.
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.
Artículo 4.7Se establece qué costes o cuotas forman parte de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.
RD 1802/2003, de 26 de Diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2004.
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.
Ley del Sector Eléctrico 54/1997
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 95
6.6 Resumen y aplicación a la tarifa eléctrica para el 2004
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CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 96
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 97
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 98
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 99
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 100
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 101
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 102
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 103
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 104
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.
Legislación Artículo Qué se establece
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.
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.
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.
RD 1802/2003, de 26 de Diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2004.
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 105
8.6 Resumen y aplicación a la tarifa eléctrica para el 2004.
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 106
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 107
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 108
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.
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 109
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 110
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.
Legislación Artículo Qué se establece
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.
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.
RD 1802/2003, de 26 de Diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2004.
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
CAPÍTULO II: COSTES RECONOCIDOS EN LA TARIFA MEDIA 111
9.6 Resumen y aplicación a la tarifa eléctrica para el 2004
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.
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 113
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
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 114
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.
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 115
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
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 116
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.
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 117
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.
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 118
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].
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 119
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].
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 120
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.
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 121
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.
Costes permanentes del sistema
• 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
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 122
• 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.
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 123
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.
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 124
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
NT3 €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW€/kWh €/kWh €/kWh €/kWh €/kWh €/kWh
NT4 €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW€/kWh €/kWh €/kWh €/kWh €/kWh €/kWh
DH6
DH6
DH3
DH3
DH6
DH6
Tarifas
DH1
DH2
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 125
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.
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 126
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
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 127
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.
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 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
Se aplica sobre todos los periodos tarifarios, salvo el periodo 6 siempre que el consumo de reactiva exceda el 33% del consumo de energía activa en dicho periodo.
6
Punta, llano y valle diferenciando por zonas, temporadas y tipos de
día.
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 128
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.
CAPÍTULO III: TARIFA DE ACCESO 129
5. LEGISLACIÓN
La legislación empleada en este Capítulo se relaciona a continuación:
Cuadro 17. Legislación de las tarifas de acceso.
Legislación Artículo Qué se establece
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.
RD 2016/1997, de 26 de Diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para 1998.
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.
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.
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.
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 131
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
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 132
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
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 133
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
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 134
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.
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 135
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.
Costes permanentes del sistema
• 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).
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 136
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.
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 137
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
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 138
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-
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 139
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.
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 140
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.
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 141
Tabla 9a. Resumen de tarifas integrales en baja tensión.
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 142
Tabla 9b. Resumen de tarifas integrales en baja tensión.
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 143
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
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 144
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 1.2: Tarifa general de corta utilización. Corta utilización Sí, salvo la
discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 Sí Sí
Tarifa 1.3: Tarifa general de corta utilización. Corta utilización Sí, salvo la
discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 Sí Sí
Tarifa 1.4: 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
discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 Sí Sí
Tarifa 2.2: Tarifa general de media utilización. Media utilización Sí, salvo la
discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 Sí Sí
Tarifa 2.3: Tarifa general de media utilización. Media utilización Sí, salvo la
discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 Sí Sí
Tarifa 2.4: Tarifa general de media utilización. Media utilización Sí, salvo la
discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 Sí Sí
Tarifa 3.1: Tarifa general de larga utilización. Larga utilización Sí, salvo la
discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 Sí Sí
Tarifa 3.2: Tarifa general de larga utilización. Larga utilización Sí, salvo la
discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 Sí Sí
Tarifa 3.3: Tarifa general de larga utilización. Larga utilización Sí, salvo la
discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 Sí Sí
Tarifa 3.4: Tarifa general de larga utilización. Larga utilización Sí, salvo la
discriminación Tipo 0. Si cos φ < 0,55 Sí Sí
Utilización de la potencia máxima medida en horas
Complementos TarifariosTipo de Tarifa
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 145
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.
Tarifa D.2: Tarifa específica para venta a distribuidores en alta tensión.
36 kV < U < 72,5 kV Sin límite de potencia.
Tarifa D.3: Tarifa específica para venta a distribuidores en alta tensión.
72,5 kV < U < 145 kV Sin límite de potencia.
Tarifa D.4: Tarifa específica para venta a distribuidores en alta tensión.
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.
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 146
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 T.2: Tarifa específica de tracción en alta tensión.
Tarifa T.3: Tarifa específica de tracción en alta tensión.
Tarifa R.1: Tarifa específica de riegos en alta tensión.
Tarifa R.2: Tarifa específica de riegos en alta tensión.
Tarifa R.3: 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 - -
Tarifa D.1: Tarifa específica para venta a distribuidores en alta tensión.
Tarifa D.2: Tarifa específica para venta a distribuidores en alta tensión.
Tarifa D.3: Tarifa específica para venta a distribuidores en alta tensión.
Tarifa D.4: Tarifa específica para venta a distribuidores en alta tensión.
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.
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 147
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.
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 148
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
CAPÍTULO IV: TARIFA INTEGRAL 149
5. LEGISLACIÓN
La legislación empleada en este Capítulo se relaciona a continuación:
Cuadro 19. Legislación de las tarifas integrales.
Legislación Artículo Qué se establece
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.
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.
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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