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Curso de gestión energética industrial Junio 2011

INDICE Contratación del suministro eléctrico

1. El mercado eléctrico español

2. Mercado mayorista de electricidad 2.1. Los mercados de energía

2.2. Los procesos de operación técnica

2.3. Presentación de ofertas al mercado mayorista de OMEL

2.4. Procedimiento de Casación

2.5. Otras formas de compra de electricidad en el mercado mayorista

2.6. Evolución de los precios del mercado eléctrico mayorista

3. Mercado minorista de electricidad 3.1. Opciones de los consumidores.

3.2. Tarifas eléctricas de último recurso CONTRATACIÓN DEL SUMINISTRO DE ÚLTIMO RECURSO

COMPONENTES DE LA FACTURACIÓN DE LAS TARIFAS DE ÚLTIMO RECURSO

3.3. Contratación del suministro eléctrico en el mercado liberalizado TARIFAS DE ACCESO

ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN DE LAS TARIFAS DE ACCESO

3.4. Ofertas de suministro eléctrico en el mercado liberalizado

4. Contadores de energía y maxímetros 4.1. Contadores de energía activa y reactiva

4.2. Maxímetros

4.3. Contadores electrónicos

4.4. Reglamento de puntos de medida (RD 1110/2007)

4.5. Potencias a contratar en baja tensión

4.6. Potencias a contratar en alta tensión

JOSE MARIA YUSTA LOYO

www.unizar.es/jmyusta

CONTRATACIÓN DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO

(Documento actualizado en Junio de 2011)

1. El mercado eléctrico español

En la actualidad son muchos los países que se encuentran inmersos en procesos de liberalización y apertura a la competencia de sus respectivos mercados eléctricos. En España este proceso comenzó en 1997 con la promulgación de la Ley del Sector Eléctrico 54/1997 (reformada por la Ley 17/2007).

La liberalización persigue una mayor eficiencia en las inversiones y la operación de los sistemas eléctricos, con el objetivo de reducir los costes. El resultado final debe ser la reducción del precio que los usuarios finales pagan por la electricidad y el incremento en la calidad y fiabilidad del suministro.

Esta reestructuración del sector eléctrico ha significado el paso de una estructura vertical, donde todas las actividades estaban agrupadas, a otra organización donde generación, transporte, distribución y comercialización operan independientemente.

FIGURA 1: Estructura actual del mercado eléctrico español.

La generación y la comercialización de electricidad se realizan en competencia en el nuevo mercado eléctrico, mientras que el transporte y la distribución se mantienen como actividades en monopolio reguladas por el Gobierno. La comercialización es una actividad nueva desde 1998, realizada por empresas que tienen como función la compra de energía en el mercado mayorista y su venta a los clientes cualificados o a otros agentes del sistema. Las comercializadoras no pueden poseer redes de distribución, pero tienen derecho de uso de las redes de transporte y distribución para llevar la energía hasta sus clientes, a cambio del pago de un peaje o tarifa de acceso a la red.

JOSE MARIA YUSTA LOYO 2

Las empresas distribuidoras mantienen su función de distribuir la energía eléctrica, así como construir, mantener y operar las instalaciones de distribución destinadas a situar la energía en los puntos de consumo.

2. Mercado mayorista de electricidad En el mercado mayorista se determinan el precio y la cantidad de energía eléctrica que

producirá cada central eléctrica. Los generadores actúan como vendedores, y los comercializadores y consumidores cualificados lo hacen como compradores. Puede haber agentes externos actuando tanto como vendedores como compradores.

El Estado define los procedimientos de autorización de nuevas centrales eléctricas, pero no convoca ninguna licitación ni obliga a ninguna empresa a construirlas. Existen dos tipos de centrales generadoras:

• los productores en Régimen Ordinario, que compiten entre sí en el mercado mayorista para vender electricidad cada hora (centrales eléctricas nucleares, de carbón, de ciclo combinado a gas, fuel-gas, hidráulicas, etc.).

• los productores en Régimen Especial (energías renovables y cogeneradores < 50 MW) tienen preferencia de venta, aunque también pueden competir en el mercado mayorista desde 2004.

FIGURA 2: Generación eléctrica en España (fuente: CNE)

En el mercado mayorista de producción de energía eléctrica se establecieron, desde

1998, dos formas de contratación: a) Mediante competencia entre los productores y los compradores de electricidad, a

través de los mercados de energía (también denominado “pool”), gestionados por el Operador del Mercado (OMEL), y los mercados de operación técnica, gestionados por el Operador del Sistema (REE).

b) Mediante contratos que se establecen directamente entre los generadores y los consumidores cualificados. Los términos económicos son acordados libremente por las partes, pero su ejecución debe ser comunicada al Operador del Mercado. Estos

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contratos forman parte del mercado minorista, pero también del mayorista, por estar implicada la generación.

2.1. Los mercados de energía Los mercados de energía son gestionados por el Operador del Mercado (la empresa

OMEL), y son el mercado diario y el mercado intradiario. El mercado diario tiene por objeto llevar a cabo las transacciones de energía eléctrica

para cada una de las horas del día siguiente, mediante la presentación de ofertas de venta y adquisición por parte de los agentes del mercado. En él actúan como vendedores los generadores y como compradores los comercializadores y clientes cualificados. Los agentes externos pueden ser tanto compradores como vendedores, según se trate de importaciones o exportaciones de electricidad.

El mercado intradiario es un mercado de ajustes que consta de seis sesiones. Su cometido es que cada agente pueda ajustar con mayor precisión la energía negociada en el mercado diario, ya que se dispone de más información que en la sesión de aquél. Por ejemplo, si se produce una avería en un grupo generador, éste puede recomprar la energía que ha vendido en la sesión del mercado diario.

2.2. Los procesos de operación técnica Su objetivo es garantizar la seguridad y fiabilidad del sistema de generación y

transporte de electricidad. Estos procesos son la resolución de restricciones técnicas y los servicios complementarios, y están gestionados en su mayor parte por el Operador del Sistema (la empresa REE).

Las restricciones técnicas aparecen debido a las limitaciones existentes dentro del propio sistema de transporte de electricidad. Éstas no se tienen en cuenta en el mercado diario, por lo que el resultado del mismo puede no ser viable técnicamente. Por ello, el operador del sistema comprueba si el suministro está garantizado de forma fiable, y en caso negativo modifica el programa de producción de las centrales.

El cometido de los servicios complementarios es dotar al sistema de capacidad para mantener el equilibrio entre generación y demanda en todo momento. Estos servicios son tres: la regulación secundaria, la regulación terciaria y la gestión de desvíos.

FIGURA 3: Flujos en el sistema eléctrico español (fuente: REE)


FIGURA 4: Mapa de la red de transporte eléctrico gestionada por el Operador del Sistema (fuente: REE)

2.3. Presentación de ofertas al mercado mayorista de OMEL Las ofertas de venta y compra en OMEL pueden realizarse considerando de 1 a 25

tramos en cada hora, en cada uno de los cuales se oferta energía y precio de la misma, siendo creciente el precio en cada tramo en el caso de las ventas, y decreciente en el caso de las compras.

Las ofertas económicas de venta de energía eléctrica que los vendedores presenten al operador del mercado pueden ser simples o incorporar condiciones complejas en razón de su contenido. Las ofertas simples son ofertas económicas de venta de energía que los vendedores presentan para cada periodo horario y unidad de producción de la que sean titulares con expresión de un precio y de una cantidad de energía. Las ofertas que incorporan condiciones complejas de venta son aquellas que, cumpliendo con los requisitos exigidos para las ofertas simples, incorporan además todas, algunas o alguna de las condiciones técnicas o económicas siguientes:

• Condición de indivisibilidad • Gradiente de carga • Ingresos mínimos • Parada programada

La condición de indivisibilidad permite fijar en el primer tramo de cada hora un valor mínimo de funcionamiento. Este valor solo puede ser dividido por la aplicación de los gradientes de carga declarados por el mismo agente, o por aplicación de reglas de reparto en caso de ser el precio distinto de cero.

El gradiente de carga permite establecer la diferencia máxima entre la potencia inicio de hora y la potencia final de hora de la unidad de producción, lo que limita la energía máxima a casar en función de la casación de la hora anterior y la siguiente, para evitar cambios bruscos en las unidades de producción que no pueden, técnicamente, seguir las mismas.


La condición de ingresos mínimos permite la realización de ofertas en todas las horas, pero respetando que la unidad de producción no participe en el resultado de la casación del día, si no obtiene para el conjunto de su producción en el día, un ingreso superior a una cantidad fija, establecida en pesetas o euros, más una remuneración variable establecida en pesetas o céntimos de euro por cada kWh casado.

La condición de parada programada permite que si la unidad de producción ha sido retirada de la casación por no cumplir la condición de ingresos mínimos solicitada, realice una parada programada en un tiempo máximo de tres horas, evitando parar desde su programa en la última hora del día anterior a cero en la primera hora del día siguiente, mediante la aceptación del primer tramo de las tres primeras horas de su oferta como ofertas simples, con la única condición de que la energía ofertada sea decreciente en cada hora. 2.4. Procedimiento de Casación

El operador del mercado OMEL realiza la casación de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica (recibidas antes de las 10 horas del día para las 24 horas del día siguiente), por medio del método de casación simple o compleja, según el tipo de ofertas que concurran. De esta forma se determinan los precios horarios y las producciones y demandas horarias asignadas a cada agente.

El método de casación simple obtiene de manera independiente el precio marginal y el volumen de energía eléctrica que se acepta para cada unidad de producción y adquisición para cada hora. El método de casación compleja obtiene el resultado de la casación a partir del método de casación simple, al que se añaden las condiciones de indivisibilidad y gradiente de carga, obteniéndose la casación simple condicionada. Después se realiza un proceso iterativo hasta que se cumplen las condiciones de ingresos mínimos y parada programada, y se consigue no superar la capacidad máxima de interconexión internacional.

El precio en cada período horario es igual al precio del último tramo de la oferta de venta de la última unidad de producción cuya aceptación haya sido necesaria para atender la demanda casada. Es el precio de corte de las curvas de oferta y demanda agregadas, también conocido como precio marginal. Las centrales eléctricas que han ofertado precios por encima del precio marginal quedan fuera del mercado en esa hora, es decir, no producirán electricidad. Idénticamente, los demandantes que presentaron ofertas de adquisición a precios inferiores al precio marginal resultante, quedarán sin suministro eléctrico en esa hora. Ambos, generadores y compradores, tienen oportunidad de acudir todavía a los mercados intradiarios para satisfacer sus necesidades de venta y compra.

FIGURA 5: Ejemplo de casación horaria del Operador del Mercado (fuente: CNE)


El resultado de este proceso es el Resultado de la Casación, que da la programación de entrada en la red establecida por el Operador del Mercado y en el que se determina, para cada hora del día siguiente, el volumen de energía eléctrica que producirá cada central eléctrica que ha entrado en la casación para cubrir la demanda. En la figura 6 se muestran los precios del mercado diario de 24 horas de un día completo, precios marginales horarios resultado del proceso de casación de las ofertas de venta y compra de electricidad en el mercado mayorista de generación de OMEL.

FIGURA 6: Ejemplo de PRECIOS HORARIOS de la electricidad en el Mercado Mayorista (fuente: OMEL)

A continuación, una vez recibidas las comunicaciones de las ejecuciones de los

contratos bilaterales físicos y la información sobre la producción en régimen especial que no ha presentado ofertas, se obtiene el Programa Diario Base de Funcionamiento, a las 11 horas. Éste es enviado al Operador del Sistema, quien determina las posibles restricciones técnicas que existan en el mismo. Una vez resueltas, por parte de los dos operadores, se obtiene el Programa Diario Viable Provisional.

Tras la asignación del servicio complementario de regulación secundaria por parte del Operador del Sistema (basada en ofertas presentadas por los agentes generadores), se obtiene el Programa Diario Viable Definitivo para las 24 horas del día siguiente.

A partir de ese momento se convocan las sesiones de los mercados intradiarios, para los agentes que necesiten todavía comprar o vender energía (se negocia un volumen muy pequeño de energía en comparación con el mercado diario). El mercado intradiario se estructura actualmente en seis sesiones con la siguiente distribución de horarios por sesión:

SESION 1º 2ª 3ª 4ª 5ª 6ª

Apertura de Sesión 16:00 21:00 01:00 04:00 08:00 12:00 Cierre de Sesión 17:45 21:45 01:45 04:45 08:45 12:45 Casación 18:30 22:30 02:30 05:30 09:30 13:30 Recepción de desagregaciones de programa 19:00 23:00 02:45 05:45 09:45 13:45

Análisis de Restricciones 19:10 23:10 03:10 06:10 10:10 14:10 Análisis de Restricciones 19:20 23:20 03:20 06:20 10:20 14:20 Horizonte de Programación (Periodos horarios)

28 horas(21-24)

24 horas(1-24)

20 horas(5-24)

17 horas (8-24)

13 horas (12-24)

9 horas(16-24)


Resultado de la casación (10:00 h)

Programa diario base (11:00 h)

Programa diario viable provisional

Programa diario viable definitivo (16:00 h)

Programa horario final (00:00 h)

FIGURA 7. Procesos del mercado mayorista

2.5. Otras formas de compra de electricidad en el mercado mayorista Además del mercado de OMEL, existen otras cuatro opciones de contratación de

energía eléctrica al por mayor:

a) Mercado Organizado de Derivados (contratos a plazo). Los tipos de productos financieros están normalizados en el mercado organizado de

derivados (gestionado por OMIP/OMIClear): se pueden contratar futuros con o sin entrega física de energía eléctrica. Existen dos mecanismos básicos de contratación, uno mediante subastas y otro mediante mercado continuo. OMIClear es la cámara de compensación que asegura la liquidación de los contratos registrados, tanto la liquidación diaria de ganancias y pérdidas de los contratos de futuros durante el periodo de negociación como la liquidación financiera de las operaciones en el periodo de entrega, y si es el caso de futuros con entrega física de la energía, la notificación y envío de las posiciones a la entidad responsable de la liquidación física de los contratos.

b) Mercado no Organizado de Derivados (OTC). La negociación y contratación de productos financieros a plazo se hace directamente

entre las partes, sin cámara de compensación, y los contratos no están normalizados. La negociación de derivados energéticos (por ejemplo, swaps o contratos por diferencias, etc.) permite la gestión del riesgo de precio que aparece por la liberalización de los mercados de la electricidad, el gas o el petróleo. Esta negociación va surgiendo de manera espontánea entre los


agentes del mercado de forma bilateral y no organizada (contando típicamente con la colaboración de un broker), por lo que estos mercados se denominan OTC (Over The Counter).

c) Subastas virtuales de capacidad de los operadores dominantes, Endesa e Iberdrola. Son opciones de compra de electricidad, asociada a una potencia horaria preestablecida

de Endesa e Iberdrola, que se reparte al 50% entre ambas empresas y se asigna entre los sujetos de mercado que las demandan, mediante un proceso de subasta competitiva. Las subastas se convocan cada 3 meses, con horizontes de potencia subastada a 3, 6 y 12 meses.

Es un instrumento regulatorio que tiene como objeto controlar el poder de mercado de los agentes de mayor tamaño.

d) Subastas especiales para la compra de energía por los comercializadores de último recurso (CESUR).

Los comercializadores de último recurso (CUR) pueden comprar contratos de adquisición de energía en las subastas CESUR y en las subastas OMIP-OMIClear. Los precios de las subastas CESUR son las referencias de precios a plazo en el cálculo de la tarifa de último recurso (TUR), que afecta a más de 23 millones de consumidores de electricidad, en su mayor parte domésticos.

2.6. Evolución de los precios del mercado eléctrico mayorista La Figura 8 muestra la evolución del precio de la electricidad en el mercado de

generación en los últimos años, apreciándose la existencia de períodos con gran volatilidad en los precios. En los años 2002, 2006 y 2008 los precios se dispararon al alza.

Los factores que determinan la variabilidad de los precios del mercado eléctrico de generación son: la hidraulicidad anual (disponibilidad de agua en las centrales hidroeléctricas), la cotización del petróleo (los precios del gas y del carbón están correlacionados también con el precio del petróleo), el coste de los derechos de emisión, las temperaturas (en las olas de frío o de calor los precios del mercado eléctrico aumentan significativamente), las indisponibilidades no programadas de instalaciones de generación (especialmente de centrales nucleares), las congestiones de las interconexiones eléctricas internacionales, y otros factores especulativos de los mercados.

Así, el mercado eléctrico muestra falta de competencia y precios elevados debido a: el relativo aislamiento del sistema eléctrico español, que impide aumentar la competencia a través de las interconexiones con Francia; la concentración empresarial del sector derivada de su estructura industrial tradicional, que otorga a las empresas un poder de mercado del que pueden abusar; y la alta volatilidad de los precios eléctricos, que hace poco competitivo al mercado eléctrico.

FIGURA 8. Evolución de los precios de la electricidad en el Mercado Mayorista español (fuente:CNE)


En el mercado español, el precio marginal suele estar por debajo de los precios registrados en otros países europeos. Los precios europeos siguen más o menos la misma trayectoria, a no ser que influyan hechos puntuales del propio país, como se puede observar en la figura 9.

FIGURA 9. Evolución de los precios de la electricidad en el Mercado Mayorista en países europeos

Relación entre los precios del mercado de OMEL y los precios de los mercados a plazo

Los Comercializadores de Último Recurso (CUR) pueden comprar contratos de adquisición de energía en las subastas CESUR y en las subastas OMIP-OMIClear.

El análisis de la diferencia entre los precios resultantes de las subastas CESUR y los precios spot (OMEL) –ver figura 10– está motivado porque los precios de las subastas CESUR son las referencias de precios a plazo en el cálculo de la tarifa de último recurso (TUR), que afecta a más de 23 millones de consumidores de electricidad, en su mayor parte domésticos.

FIGURA 10. Precios de la electricidad en OMEL y en OMIP (2006-2010) (fuente: CNE)


El hecho de que la electricidad no sea un bien almacenable hace que la evolución de las cotizaciones de los contratos a plazo no siga estrechamente la evolución del precio spot, aunque sí su tendencia. Por tanto, las cotizaciones a plazo de la electricidad, en especial para los plazos de entrega más alejados en el tiempo, siguen en mayor medida la evolución de variables explicativas como los combustibles, mientras que la del precio spot está condicionada, además, por la evolución de otros factores como la demanda, o la hidraulicidad y eolicidad.

El mercado no organizado financiero (mercado OTC), registra un elevado volumen de negociación, muy superior al del mercado de futuros del MIBEL. El OTC es la referencia más líquida que está influyendo en la formación de precios en las subastas CESUR. Precisamente porque el OTC es la referencia líquida del mercado a plazo que incide en la formación del precios de las subastas CESUR, una recomendación reiterada por parte de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) al respecto es la necesaria supervisión de la formación de precios en los mercados a plazo, tanto de futuros como el OTC, de forma coordinada entre el regulador sectorial y el financiero.

3. Mercado minorista de electricidad.

3.1. Opciones de los consumidores. En el marco legal actual del sector eléctrico español TODOS LOS CONSUMIDORES

pueden elegir libremente su suministrador de electricidad (negociando su contrato con una empresa comercializadora de energía) o comprar directamente la energía en el mercado de producción. En cualquier caso es obligatorio el pago, adicional al de la energía comprada en el mercado horario de producción, de un peaje o tarifa de acceso a las redes eléctricas de las empresas de transporte y distribución, regulado por el Gobierno. Aunque el proceso de liberalización comenzó en 1998, no fue hasta 2003 cuando se completó el acceso para todos los consumidores al mercado libre (tabla 1).

Las tarifas eléctricas de alta tensión desaparecieron el 1 de julio de 2008, y las tarifas de baja tensión el 1 de julio de 2009, por lo que ya no existe la posibilidad de seguir contratando a tarifa con la empresa distribuidora, tal como se hacía históricamente. El 1 de julio de 2009 desaparecieron todas las tarifas eléctricas como las conocíamos hasta ahora, y todos los consumidores están obligados a buscar un contrato de suministro en el mercado libre.

El Gobierno ha dejado únicamente como refugio una Tarifa de Último Recurso (TUR), publicada en el Boletín Oficial del Estado, para consumidores de potencia contratada no superior a 10 kW, que en todo caso se contrata con unas nuevas empresas eléctricas, denominadas comercializadoras de último recurso (Endesa Energía XXI, S.L., Iberdrola Comercialización de Último Recurso, S.A.U., Unión Fenosa Metra, S.L., Hidrocantábrico Energía de Último Recurso, S.A.U. y E.On Comercializadora de Último Recurso, S.L). Así, la mayoría de los consumidores domésticos podrán optar entre acogerse a la TUR, con un precio fijo, o buscar una oferta de suministro de energía eléctrica en el mercado libre.

Para el resto de consumidores con potencia contratada superior a 10 kW, la única alternativa es el mercado libre. Aquí los consumidores pueden elegir su suministrador, habitualmente eligiendo alguna de las ofertas realizadas por las empresas comercializadoras de electricidad, o incluso comprar directamente la electricidad en el pool (opción minoritaria).

Durante los tres primeros años de la liberalización del sector eléctrico, los consumidores cualificados se beneficiaron de un descenso de un 20% en los precios de la energía en el mercado libre. Sin embargo, no todos los consumidores han optado por ejercer la condición de consumidor cualificado y adquirir la energía eléctrica en el mercado. Los elevados precios del mercado de producción a partir de 2002 provocaron que resultara más barato para muchos consumidores, especialmente para los industriales, comprar la electricidad a tarifa integral a través de su distribuidor en vez de negociar un contrato de suministro con un


comercializador. A mediados de 2008, apenas el 30% de los consumidores adquiría su energía en el mercado libre, es decir, casi el 70% de los consumidores seguía a tarifa regulada (siendo que el 100% de los consumidores pueden contratar en mercado libre desde 2003) . La extinción de las tarifas de alta tensión en 2008 y las de baja tensión en 2009 ha producido el paso obligatorio de todos estos consumidores a contratar el suministro en el mercado de comercialización.

Fecha Condición de

acceso Número de

consumidores Consumo elegible

(GWh) Porcentaje del mercado (%)

1 Enero 1998 > 15 GWh/año 558 40.235 26 1 Enero 1999 > 5 GWh/año 1.926 51.380 34 1 Abril 1999 > 3 GWh/año 3.254 56.549 37 1 Julio 1999 > 2 GWh/año 4.706 60.011 39 1 Octubre 1999 > 1 GWh/año 9.900 65.011 45 1 Julio 2000 > 1 kV 65.000 78.880 55 1 Enero 2003 Todos 23.000.000 168.000 100

TABLA 1: Acceso a la condición de consumidor cualificado en el mercado eléctrico

Puede afirmarse que el mercado minorista no se ha desarrollado como cabía esperar, debido sobre todo a la excesiva concentración empresarial, ya que cinco grupos empresariales poseen más del 95% del sector eléctrico, estando presentes, además de en el ámbito de la comercialización, en el de generación y distribución, aunque a través de entidades jurídicas diferenciadas.

Hasta el momento la entrada de nuevos agentes con la intención de arrancar cuota de mercado a los agentes tradicionales ha tenido poco éxito. Como ejemplo basta observar la figura 11, donde se muestran las cuotas de mercado de las empresas comercializadoras en el primer semestre de 2008. Los nuevos agentes comercializadores distintos a los grupos eléctricos tradicionales apenas suman el 10% del total.

Estos resultados están motivados por la reticencia de los clientes a cambiar de suministrador, y por el hecho de que la mayoría de las nuevas empresas comercializadoras no disponen de generación asociada, circunstancia que conlleva una vulnerabilidad más elevada al depender de las oscilaciones de precios en el mercado mayorista, que, por otro lado, puede ser controlado por los operadores con mayor presencia en el mercado español.

FIGURA 11. Cuotas de mercado de empresas comercializadoras de electricidad en 2008 (fuente: CNE).


El comercializador es un agente económico cuyo principal objetivo es comprar energía eléctrica en el mercado mayorista y venderla a consumidores finales de su cartera de clientes. Para ello busca oportunidades en el mercado, para comprar al precio más bajo y vender al más alto posible.

La energía que las comercializadoras compran en el mercado mayorista para venderla a sus clientes tiene que fluir necesariamente por las redes eléctricas. Los consumidores pagan, en concepto del tránsito de esa energía por las redes de las empresas eléctricas de transporte y distribución, un cargo denominado tarifas de acceso o peajes, cuyas cantidades están reguladas por el estado, de forma similar a las tarifas eléctricas integrales.

En resumen, los comercializadores:

- Adquieren la electricidad en el mercado mayorista (pool), o directamente mediante contratos bilaterales físicos, contratos financieros, subastas, etc.

- Gestionan en nombre del consumidor el contrato de acceso a las redes.

- Venden electricidad a los clientes cualificados, en condiciones libremente pactadas.

- También pueden ofrecer otros productos y servicios.

Es importante destacar que, si bien la empresa comercializadora gestiona el contrato de acceso a redes con la empresa distribuidora, el titular de dicho contrato es el consumidor.

Por lo que respecta al negocio de las empresas distribuidoras, éste se ha quedado limitado al cobro de peajes por el tránsito de energía por sus redes eléctricas a los consumidores.

Las principales empresas eléctricas distribuidoras españolas son Endesa, Iberdrola, Unión Fenosa, Hidrocantábrico y Viesgo (E.ON).

FIGURA 12. Zonas geográficas de las empresas de distribución eléctrica

3.2. Tarifas eléctricas de último recurso Desde el 1 de julio de 2009 los consumidores conectados en baja tensión, con tensión

inferior a 1000 Voltios y potencias contratadas igual o inferior a 10 kW (casi todos los consumidores domésticos) pueden recibir el suministro eléctrico de dos maneras:


a) Mediante contrato de suministro de último recurso a través de un Comercializador de último recurso (entre una lista de comercializadores autorizados por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo), cuyo precio viene determinado por la tarifa de último recurso (Precio regulado establecido periódicamente por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo).

b) Mediante contrato de suministro en el mercado libre.

Para los consumidores acogidos a la modalidad de suministro mediante Tarifa de Último Recurso, el suministro es contratado con el comercializador de último recurso que elijan entre la lista de comercializadores autorizados, con el que establecerán la relación comercial para la contratación, facturación, planteamiento de consultas y reclamaciones.

En este caso, el comercializador de último recurso sustituye la función anteriormente realizada por la empresa distribuidora a la que el consumidor está físicamente conectado. La empresa distribuidora solo realizará la operación y el mantenimiento de la red de distribución y será responsable de la medida del consumo. Por tanto el distribuidor seguirá siendo responsable de los aspectos técnicos del suministro, entre ellos la calidad del suministro (calidad del producto y continuidad, cortes e interrupciones).

CONTRATACIÓN DEL SUMINISTRO DE ÚLTIMO RECURSO Los consumidores conectados en baja tensión con potencias contratadas igual o inferior

a 10 kW, acogidos a la tarifa de último recurso, contratarán el suministro con comercializadores de último recurso.

A partir del 1 de julio de 2009 los consumidores tenían dos posibilidades:

a) Si no se adoptó ninguna decisión, la empresa distribuidora con la que se tenía contratado el suministro a tarifa regulada trasladó el contrato al comercializador de último recurso de su mismo grupo empresarial, quien se subrogó en todas la condiciones, y quien facturará el suministro de acuerdo con la tarifa de último recurso que sea de aplicación.

b) De forma optativa, el consumidor, podrá contratar con otros comercializadores de último recurso entre los designados por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo (Endesa Energía XXI, S.L., Iberdrola Comercialización de Último Recurso, S.A.U., Unión Fenosa Metra, S.L., Hidrocantábrico Energía de Último Recurso, S.A.U. y E.On Comercializadora de Último Recurso, S.L).

En este caso, el consumidor comunicará al distribuidor al que tiene conectado el suministro, el comercializador con el que desea contratar el suministro de último recurso. A continuación el distribuidor trasladará el contrato al comercializador de último recurso elegido, quien se subrogará en todas la condiciones, y quien facturará el suministro de acuerdo con la tarifa de último recurso que sea de aplicación.

En ningún caso será necesario realizar cambio en la potencia contratada o actuaciones en el equipo de medida, el contador.

El consumidor, en su caso, podrá ser beneficiario de las condiciones de contratación para el caso que pudiera acogerse a la tarifa social o en el bono social.

Tarifas de último recurso

Las tarifas eléctricas de último recurso vigentes en 2011 se muestran en la tabla 2.


TTAARRIIFFAASS EELLEECCTTRRIICCAASS UULLTTIIMMOO RREECCUURRSSOO TÉRMINO DE POTENCIA

TÉRMINO DE ENERGÍA

BAJA TENSIÓN Tp: € / kW año Te: € / kWh

Potencia contratada ≤ 10 kW 20,633129 0,140069 Potencia contratada ≤ 10 kW con discriminación horaria Punta (periodo 1) 20,633129

0,168743

Valle (periodo 2) 0,060896 TABLA 2. Tarifas Último Recurso vigentes en 2011. Resolución 28/12/2010, BOE nº 316/2010

Los consumidores acogidos a esta tarifa que dispongan del equipo de medida adecuado, podrán acogerse a la modalidad con discriminación horaria que diferencie dos periodos tarifarios al día, periodo 1 (horas punta) y periodo 2 (horas valle).

Se consideran como horas del periodo tarifario 1 y 2 en todas las zonas, las indicadas en la tabla 3. Los cambios de horario de invierno a verano o viceversa coinciden con la fecha del cambio oficial de hora.

INVIERNO VERANO

Periodo 1 (punta) Periodo 2 (valle) Periodo 1 (punta) Periodo 2 (valle)

12 a 22 h 0 a 12 h

22 a 24 h

13 a 23 h 0 a 13 h

23 a 24 h TABLA 3. Periodos de discriminación horaria. Orden ITC/1659/2009

El bono social

Desde el 1 de julio de 2009, tienen derecho al bono social (mantenimiento de la tarifa actual sin variación de su precio durante 2 años) los siguientes colectivos:

a) Personas físicas con potencia contratada < 3 kW en su vivienda habitual

b) Pensionistas con 60 ó más años que perciban pensión mínima por:

• Jubilación • Incapacidad permanente • Viudedad

c) Familias numerosas

d) Familias con todos sus miembros en situación de desempleo

Se solicita en la empresa distribuidora o por correo postal o correo electrónico en la comercializadora de último recursos, mediante los impresos correspondientes, y acreditando su condición de beneficiario del bono social.


TABLA 4. Tarifas Bono Social. Julio 2009. Orden ITC/1723/2009.

TABLA 5. Tarifas Bono Social. Julio 2009. Orden ITC/1723/2009.

Tarifa social

La tarifa social es de aplicación desde 2008 a suministros domésticos en baja tensión contratados en viviendas con potencia contratada inferior a 3 kW. La potencia contratada resulta gratuita, es decir, el consumidor no paga un término fijo de potencia y sólo paga por lo que consume. Esta tarifa ya no se puede solicitar, aunque sí la pueden seguir manteniendo aquellos consumidores que la tuvieran con anterioridad, aunque con los nuevos precios (precios en tabla 4).

Disposición transitoria para los consumidores que sin tener derecho a acogerse a la tarifa de último recurso, transitoriamente carecen de un contrato de suministro en vigor con un comercializador

Según la ITC/3353/2010, en su disposición transitoria segunda, los consumidores conectados en alta tensión que a 1 de enero de 2011 carezcan de un contrato de suministro en el mercado libre, así como los consumidores conectados en baja tensión sin derecho a tarifa de último recurso (potencia contratada > 10 kW) que a 1 de octubre de 2011 carezcan de un contrato de suministro en el mercado libre, podrán seguir siendo suministrados por su comercializador de último recurso hasta el 31 de diciembre del 2011, aplicándose la facturación de la tarifa de último recurso sin la modalidad de discriminación horaria e incrementado sus términos un 20 por ciento. Si el 1 de enero de 2012 dichos consumidores no han procedido a contratar su suministro en el mercado libre, se considerará rescindido el contrato entre el consumidor y el comercializador de último recurso.


FIGURA 13. Ejemplo de factura eléctrica en baja tensión con tarifa de último recurso.


COMPONENTES DE LA FACTURACIÓN DE LAS TARIFAS DE ÚLTIMO RECURSO

1. Término de facturación de potencia

El término de facturación de potencia será el producto de la potencia a facturar, Pot expresada en kW, por el precio del término de potencia de la tarifa de último recurso, TPU expresado en Euros/kW y año, de acuerdo con la fórmula siguiente:

FPU = TPU x Pot

La potencia a facturar (Pot) será la potencia contratada, en aquellos casos en que el control de potencia se realice con un interruptor de control de potencia. En los casos previstos en el artículo 8 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre en que el control de potencia se realice por medio de un maxímetro la potencia a facturar se calculará según las fórmulas siguientes (figura 14):

a) Si la potencia máxima demandada registrada estuviere dentro del 85 al 105 % respecto a la contratada dicha potencia registrada será la potencia a facturar (Pot).

b) Si la potencia máxima demandada registrada fuere superior al 105 % de la potencia contratada, la potencia a facturar (Pot) será igual al valor registrado más el doble de la diferencia entre el valor registrado y el valor correspondiente al 105 % de la potencia contratada.

c) Si la potencia máxima demandada fuere inferior al 85 % de la potencia contratada, la potencia a facturar (Pot) será igual al 85 % de la citada potencia contratada.

1,05 Pc

Pc

0,85 Pc

Pc = Potencia contratadaPR = Potencia registrada en el maxímetroPF = Potencia facturada

PF = P R

PF = P R + 2(P R - 1,05 PC)

PF = 0,85 PC

FIGURA 14. Facturación de la potencia con Modo 2.

El registro de una demanda de potencia superior a la solicitada en contrato, a efectos de acometida, autoriza a la empresa suministradora a facturar al cliente los derechos de acometida correspondientes a este exceso, cuyo valor quedará adscrito a la instalación.

La facturación se realizará de forma proporcional al número de días del año incluidos en el período de facturación correspondiente.

La potencia contratada será la máxima potencia prevista a demandar considerando todos los períodos tarifarios.


2. Término de facturación de energía activa

El término de facturación de energía activa será el sumatorio resultante de multiplicar la energía consumida en cada período tarifario por el precio término de energía correspondiente, de acuerdo con la fórmula siguiente:

Donde:

Ep = Energía consumida en el período tarifario p expresada en kWh.

TEUp = Precio del término de energía del período tarifario p, expresado en Euros/ kWh.

3. Término de facturación de energía reactiva

Las condiciones que se establecen para la aplicación de este término, así como las obligaciones en relación con el mismo, serán las fijadas para la tarifa 2.0.A en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica (ver más adelante). 4. Impuestos y otros conceptos que completan la facturación

Por último, forman parte de las facturas eléctricas los gastos de alquiler de equipos de medida y los impuestos que gravan el consumo de energía eléctrica.

- El IMPUESTO SOBRE LA ELECTRICIDAD: establecido por la Ley 66/1997, tiene como objetivo básico la obtención de los ingresos necesarios para compensar la supresión del recargo en concepto de «coste específico asignado a la minería del carbón», y se expresa como el 4,864% de la facturación total (complementos incluidos).

La base imponible del impuesto está constituida por el resultado de multiplicar por el coeficiente 1,05113 el importe total que, con ocasión del devengo del impuesto, se habría determinado como base imponible del Impuesto sobre el Valor Añadido, excluidas las cuotas del propio Impuesto sobre la Electricidad.

Impuesto sobre la electricidad = 1,05113 x 4,864% x [Term. Pot. + Term. Energía + Compl. Reactiva]

- El IMPUESTO SOBRE EL VALOR AÑADIDO (IVA): la base imponible incluye el importe de la facturación básica, los complementos si los hubiera, el Impuesto sobre la Electricidad y el alquiler de los equipos de medida. El tipo impositivo vigente es el 18%.

IVA = 18% x [Term. Pot. + Term. Energía + Compl. Reactiva + Impto. Electricidad + Alquileres]

Al consumidor que haya cambiado voluntariamente de tarifa, potencia contratada o sus modos de aplicación o de otros complementos, podrá negársele pasar a otra mientras no hayan transcurrido, como mínimo, doce meses, excepto si se produce algún cambio en la estructura tarifaria que le afecte.


3.3. Contratación del suministro eléctrico en el mercado liberalizado Los consumidores que escojan la opción de contratar el suministro en el mercado

liberalizado pagarán los siguientes conceptos:

• Peajes de acceso. Se trata de una tarifa de acceso a las redes, establecida por el gobierno. El consumidor podrá contratar el acceso a las redes con la empresa comercializadora (incluyéndose por tanto en la factura) o mantenerlo con la empresa distribuidora (debiendo pagar a ésta el concepto de peaje, y por tanto, no estando incluido en la factura de la comercializadora). En cualquiera de los dos casos el titular del contrato de acceso a redes es el consumidor.

• Un precio pactado libremente con el comercializador por la adquisición de la electricidad en el mercado mayorista (incluidas las pérdidas eléctricas y el pago por capacidad, regulados en 2011 por la ITC/3353/2010).

• Alquiler del equipo de medida y servicio de lectura. Este concepto podría venir incluido en la factura en caso de que se alquile. Si el consumidor decide comprarlo, no deberá pagar este concepto.

• El impuesto especial de la electricidad, que se calcula igual que en tarifa TUR.

• IVA (18%). Aplicado sobre los conceptos incluidos en la factura.

En el mercado liberalizado el comercializador tiene libertad para elegir los términos incluidos en el contrato y por tanto en la factura, por lo que será de gran importancia tener claro qué conceptos están incluidos en la oferta del comercializador.

Si se descompone el precio de la electricidad en el mercado liberalizado se obtiene la estructura de costes que se indica en la figura 15.

FIGURA 15. Formación del precio de consumidores finales en contratos con comercializadores.

TARIFAS DE ACCESO

Las tarifas de acceso constituyen el cargo por el uso de las redes de transporte y distribución. Dichas tarifas se estructuran según los niveles de tensión y periodos tarifarios que define el RD 1164/2001 por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. Los precios vigentes se modificaron por última vez el 30 de marzo de 2011 mediante la orden ministerial ITC 688/2011.

El nivel de tensión y la discriminación horaria caracterizan la estructura de tarifas de acceso a redes de los distintos suministros: tarifas de acceso en uno, dos y tres periodos tarifarios en baja tensión (menos de 1 kV), tres y seis periodos tarifarios en media tensión (de 1 a 36 kV), y seis periodos tarifarios en alta tensión (más de 36 kV).

Dichas tarifas se han de pagar por el consumidor al distribuidor a cuya red eléctrica esté conectado, o bien formarán parte del precio pactado por el consumidor con el


comercializador y será éste quien abone las tarifas de acceso al distribuidor en nombre de su cliente. Tarifa 2.0A

Es una tarifa de acceso simple para baja tensión, para suministros con potencia contratada no superior a 10 kW (tabla 7).

TÉRMINO DE POTENCIA (€/kW año)

TÉRMINO DE ENERGÍA (€/kWh)

16,633129 0,064139

TABLA 7. Precios de la tarifa de acceso 2.0A vigentes desde Abril de 2011. Orden ITC 688/2011.

Tarifa 2.0DHA

Los suministros acogidos a la tarifa 2.0A pueden optar también por la modalidad de tarifa de acceso nocturna (2.0DHA). En esta modalidad se aplican precios diferenciados para la energía consumida en el periodo 1 de horas punta (10 horas/día) de la consumida en el periodo 2 de horas valle (14 horas/día). En cualquier caso, para estos suministros la potencia a contratar será la máxima potencia prevista a demandar considerando tanto las horas punta como las horas valle.

TARIFA 2.0DHA Período tarifario 1 Período tarifario 2

TERMINO DE POTENCIA (€/kW y año)

16,633129 16,633129

TERMINO DE ENERGIA (€/kWh)

1,40 x 0,064139 0,05 x 0,064139

TABLA 8. Precios de la tarifa de acceso 2.0DHA vigentes desde Abril de 2011. Orden ITC 688/2011.

Se considerarán como horas punta y horas valle, en horario de invierno y horario de verano, las definidas en la tabla 9 (Orden ITC 2794/2007).

TABLA 9. Definición de los periodos horarios de la tarifa de acceso 2.0DHA.

Tarifa 2.1A

Esta tarifa es de aplicación a los suministros efectuados en baja tensión con potencia contratada mayor de 10 kW y menor o igual a 15 kW.

TÉRMINO DE POTENCIA (€/kW año)

TÉRMINO DE ENERGÍA (€/kWh)

31,773045 0,052670

TABLA 10. Precios de la tarifa de acceso 2.1A vigentes en 2011.


Tarifa 2.1DHA

Los suministros acogidos a la tarifa 2.1A pueden optar también por la modalidad de tarifa de acceso nocturna (tarifa 2.1DHA). Se aplican las mismas condiciones horarias de la tarifa 2.0A.

TARIFA 2.1DHA Período tarifario 1 Período tarifario 2


31,773045 31,773045


0,073264 0,012962

TABLA 11. Precios de la tarifa de acceso 2.1DHA vigentes desde Abril de 2011.

Tarifa 3.0A

Tarifa de acceso general para baja tensión (tabla 12). Se puede aplicar a cualquier suministro de baja tensión. A esta tarifa le es de aplicación la facturación del complemento por consumo de energía reactiva. Los periodos horarios de aplicación de los términos de potencia y energía se muestran en la tabla 13 (Orden ITC 2794/2007).

TARIFA 3.0A Período tarifario 1 Período tarifario 2 Período tarifario 3


14,093457

8,456074

5,637383


0,061027 0,040904 0,015192

TABLA 12. Precios de la tarifa de acceso 3.0A vigentes desde Abril de 2011.

TABLA 13. Definición de los periodos horarios de la tarifa de acceso 3.0A.

Tarifa 3.1A

Tarifa de tres períodos para tensiones de 1 a 36 kV. Será de aplicación a los suministros en tensiones comprendidas entre 1 y 36 kV con potencia contratada en todos los períodos tarifarios igual o inferior a 450 kW. A esta tarifa le es de aplicación la facturación por energía reactiva. Las potencias contratadas en los diferentes períodos serán tales que la potencia contratada en un período tarifario (Pn+1) sea siempre mayor o igual que la potencia contratada en el período tarifario anterior (Pn).


TARIFA 3.1A Período tarifario 1 Período tarifario 2 Período tarifario 3


24,012760 14,808024 3,395649


0,040720 0,036230 0,022172

TABLA 14. Precios de la tarifa de acceso 3.1A vigentes desde Abril de 2011.

TABLA 15. Definición de los periodos horarios de la tarifa de acceso 3.1A (la península es Zona 1).

Tarifas 6.1, 6.2, 6.3, 6.4 y 6.5

Tarifas de acceso generales para alta tensión. Serán de aplicación a cualquier suministro en tensiones comprendidas entre 1 y 36 kV con potencia contratada en alguno de los períodos tarifarios superior a 450 kW y a cualquier suministro en tensiones superiores a 36 kV, en el escalón de tensión que corresponda en cada caso. Estas tarifas se diferencian por niveles de tensión y están basadas en seis períodos tarifarios en que se dividen la totalidad de las horas anuales. Las potencias contratadas en los diferentes períodos serán tales que la potencia contratada en un período tarifario (Pn+1) sea siempre mayor o igual que la potencia contratada en el período tarifario anterior (Pn).

Cada tarifa corresponde a un nivel de tensión determinado, según se indica en la tabla 16. Los precios de los términos de potencia y energía se muestran en las tablas 17 y 18.

TARIFA 6.1 > 1 kV y < 36 kV

TARIFA 6.2 > 36 kV y < 72,5 kV

TARIFA 6.3 > 72,5 kV y < 145 kV

TARIFA 6.4 > 145 kV

TARIFA 6.5 Conexiones internacionales

TABLA 16. Clasificación de las tarifas de acceso generales de alta tensión.


TABLA 17. Precios de las tarifas de acceso generales de alta tensión vigentes en 2011. TERMINO DE POTENCIA (€/kW y año)

TABLA 18. Precios de las tarifas de acceso generales de alta tensión vigentes en 2011. TERMINO DE ENERGIA (€/kWh)

Los precios de los términos de potencia y energía son distintos en cada periodo tarifario

P1 a P6 de las tarifas de acceso. Los periodos tarifarios se clasifican según bandas horarias en distintos días tipo a lo largo del año, según la Orden ITC/2794/2007 (tabla 19). A su vez los tipos de días (tabla 20) dependen de la temporada eléctrica correspondiente (tabla 21).

TABLA 19. Bandas horarias de los periodos tarifarios P1 a P6 de las tarifas de acceso generales de alta tensión.

Tipo A De lunes a viernes no festivos de temporada alta con punta de mañana y tarde. Tipo A1 De lunes a viernes no festivos de temporada alta con punta de mañana. Tipo B De lunes a viernes no festivos de temporada media con punta de mañana. Tipo B1 De lunes a viernes no festivos de temporada media con punta de tarde. Tipo C De lunes a viernes no festivos de temporada baja, excepto agosto para el sistema

peninsular, abril para el sistema balear y mayo para los sistemas de Canarias, Ceuta y Melilla.

Tipo D Sábados, domingos, festivos y agosto para el sistema peninsular, abril para el sistema balear y mayo para los sistemas de Canarias, Ceuta y Melilla.

TABLA 20. Definición de TIPOS DE DIAS de las tarifas de acceso generales de alta tensión.

Temporada alta con punta de mañana y tarde Diciembre, Enero y Febrero. Temporada alta con punta de mañana 2ª quincena de Junio y Julio. Temporada media con punta de mañana 1ª quincena de Junio y Septiembre. Temporada media con punta de tarde Noviembre y Marzo Temporada baja Abril, Mayo, Agosto y Octubre.

TABLA 21. Definición de TEMPORADAS ELECTRICAS EN ZONA 1 de las tarifas de acceso generales de alta tensión.


DIS

0 a 1

1 a 2

2 a 3

3 a 4

4 a 5

5 a 6

6 a 7

7 a 8

8 a 9

9 a 10

10 a

11 a

12 a

13 a

14 a

15 a

16 a

17 a

18 a

19 a

20 a

21 a

22 a

23 a TR

IBUCION HORARIA ANUAL DE TA

RIFAS DE ACCESO GEN

ERALES DE ALTA TEN

SIÓN EN 6 PER

IODOS (ORDEN

ITC/2794/2007

)

ENER

OFEBRER

OMARZO

ABRIL

MAYO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEM

BRE

OCTU

BRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

1ª quincena

2ª quincena

h h h h h h h h hP4

P4

h 11 h

12 h

13 h

14 h

15 h

16 h

17 h

18 h

19 h

20 h

21 h

22 h

23 h

24 h

NOTA

: El PER

IODO 6 incluye, adem

ás de las horas señaladas, todas las horas de fines de semana y fiestas nacionales

Nº HORAS POR PER

IODO TARIFARIO

PER

IODO 1

PER

IODO 2

PER

IODO 3

PER

IODO 4

PER

IODO 5

PER

IODO 6

Total

631

876

448

747

1019

5039

8760

P6

P6

P2

P2

P1

P1

P2

P1

P1

P2

P6

P6

P6

P6

P6

P6

P5

P4

P3

P4

P2

P1

P2

P1

P2

P6

P3

P4

P2

P4

P3

P4

P5

P5

JUNIO

P2

P2

P3

P4

P2

P1

P1

P6

P6

P6

P6

P6

P2

P2


ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN DE LAS TARIFAS DE ACCESO

Las tarifas de acceso se componen de un término de facturación de potencia y un término de facturación de energía y, en su caso, un término por la facturación de los excesos de potencia y un término de recargo por el consumo de energía reactiva, que se determinan tal como se detalla a continuación.

Término de facturación de potencia

Para cada uno de los períodos tarifarios aplicables a las tarifas, se contratará una potencia, aplicable durante todo el año. El término de facturación de potencia será el sumatorio resultante de multiplicar la potencia a facturar en cada período tarifario, que se define más adelante, por el término de potencia correspondiente, según la fórmula siguiente:

∑=

=

=ni

ifiPpitFP

1

Donde: Pfi = potencia a facturar en el período tarifario i, expresada en kW. tpi = precio anual del término de potencia del período tarifario i.

Se facturará mensualmente la doceava parte del resultado de aplicar la fórmula.

La facturación de potencia de las tarifas de acceso 3.0A y 3.1A se realiza, para cada periodo de facturación y cada periodo tarifario, mediante las fórmulas del modo 2 de facturación de potencia con un maxímetro de las tarifas reguladas (figura 14). En las tarifas de acceso de 6 periodos se factura directamente la potencia contratada en cada uno de los 6 periodos.

Las potencias contratadas en los diferentes períodos serán tales que la potencia contratada en un período tarifario (Pn+1) sea siempre mayor o igual que la potencia contratada en el período tarifario anterior (Pn). En tarifas de acceso de 3 periodos (3.0A, 3.1A), el periodo P2 debe tener potencia contratada igual o mayor a la potencia contratada en el periodo P1, etc.:

PotP1 ≤ PotP2 ≤ PotP3 En tarifas de acceso de 6 periodos (6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.5):

PotP1 ≤ PotP2 ≤ PotP3 ≤ PotP4 ≤ PotP5 ≤ PotP6

Término de facturación de excesos de potencia

Se calcula en función de las potencias contratadas en cada período tarifario y, en su caso, dependiendo de cada tarifa, las potencias realmente demandadas mediante los equipos correspondientes.

La facturación de los excesos de potencia para las tarifas de acceso 6.X se calcula según la fórmula establecida en el Real Decreto 1164/2001, en caso de que la potencia demandada sobrepase en cualquier período horario la potencia contratada en el mismo:

∑=

=

××=6

1

1,4064i

ieiAiKEPF

Donde Ki = coeficiente que tomará los siguientes valores dependiendo del periodo tarifario:

Periodo 1 2 3 4 5 6

Ki 1 0,5 0,37 0,37 0,37 0,17


Donde Aei = se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

∑=

=

−=

nj

j

PciPdjeiA

1

2)(

Siendo: Pdj = potencia demandada en cada uno de los cuartos de hora del periodo i, en

que se haya sobrepasado Pci. Pci = potencia contratada en el periodo i considerado.

Estas potencias se expresan en kW. Los excesos de potencia se facturan mensualmente. Término de facturación de energía activa

Será el sumatorio resultante de multiplicar la energía consumida y medida por el contador en cada período tarifario por el precio del término de energía correspondiente, de acuerdo con la fórmula siguiente:

∑=

=

ieitiEFE

1

=ni

Donde: Ei = energía consumida en el período tarifario i, expresada en kWh. tei = precio del término de energía del período tarifario i.

El término de facturación de energía activa se facturará mensualmente, incluyendo la energía consumida en el mes correspondiente a cada período tarifario i. En la tarifa simple de baja tensión, la facturación podrá ser bimestral, e incluirá la energía consumida en el período de facturación correspondiente a cada período tarifario i.

Término de facturación de energía reactiva

Será de aplicación a cualquier tarifa, para lo cual se deberá disponer del contador de energía reactiva permanentemente instalado, excepto en el caso de las tarifas simples de baja tensión (2.0A, 2.1A).

Este término se aplicará sobre todos los períodos tarifarios, excepto en el período 3, para las tarifas 3.0A y 3.1A, y en el período 6, para las tarifas 6.X, siempre que el consumo de energía reactiva exceda el 33% del consumo de activa durante el período de facturación considerado (es decir, cos ϕ<0,95) y únicamente afectará a dichos excesos. El precio del consumo de reactiva en exceso de este valor se establece en €/kVArh.

Las tarifas 2.0A y 2.1A contemplan recargo cuando la energía reactiva medida supera el 50% de la energía activa consumida en el mismo periodo de facturación y la tarifa 3.0A contempla recargo cuando la energía medida en los dos primeros periodos exceda el 33% de la energía activa consumida en esos mismos periodos. Los precios para la facturación de este complemento se indican en la tabla 22.

TABLA 22. Precios del recargo por consumo de energía reactiva vigentes en 2011.


Ejemplo 1:

Calcular el coste anual de la facturación de acceso de un consumidor cualificado conectado en 45 kV, con el perfil de la curva de carga diaria de la figura (conocido el consumo de energía previsto a lo largo del año en los 6 periodos P1 a P6).

FIGURA 16. Curva de carga diaria de empresa industrial

.

Solución:

CALCULO DEL COSTE DE TARIFAS DE ACCESO

P1 P2 P3 P4 P5 P6

(1) Potencia contratada 8000 8000 8000 8000 8000 8000 kW

(2) Consumo energía 2640000 5984000 4224000 4400000 6468000 12620000 kWh

(3) Tarifa acceso potencia 6.2 14,291414 7,151891 5,233997 5,233997 5,233997 2,388088 €/kW año

(4) Tarifa acceso energía 6.2 0,023697 0,017697 0,009432 0,004692 0,00303 0,001897 €/kWh

(5) = (1) x (3) 114331,31 57215,13 41871,98 41871,98 41871,98 19104,7 €

(6) = (2) x (4) 62560,08 105898,85 39840,77 20644,8 19598,04 23940,14 €

(7) = (5) + (6) 176891,39 163113,98 81712,75 62516,78 61470,02 43044,84 588.749,76 €


Ejemplo 2: El registro de potencia máxima mensual de una instalación industrial con suministro

eléctrico en alta tensión (10 kV), ha sido, en los tres periodos horarios punta, llano y valle de cada mes:

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio 20 kW 20 kW 20 kW 200 kW 240 kW 250 kW

Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

300 kW 192 kW 192 kW 20 kW 20 kW 20 kW

La potencia contratada actualmente es 200 kW en los tres periodos punta, llano y valle. Determinar la modalidad de tarifa de acceso que corresponde a este suministro, y la potencia contratada óptima para minimizar el coste de la tarifa de acceso de potencia.

Solución: Dado que el suministro se realiza en alta tensión, a 10 kV, y la potencia contratada es

inferior a 450 kW, correspondería aplicar la tarifa de acceso 3.1A, que discrimina tres periodos horarios: punta (1), llano (2) y valle (3).

El enunciado indica la potencia máxima registrada cada mes, idéntica en los tres periodos horarios.

Será preciso aplicar las fórmulas de la figura 14, y encontrar el valor de la potencia mensual facturada correspondiente a cada valor de potencia máxima registrada, para una determinada potencia contratada.

MES POTENCIA

registrada (kW) POTENCIA

facturada (kW) POTENCIA

facturada (kW) Pcontratada: 200 kW Pcontratada: 226 kW

Enero 20 170 192,1 Febrero 20 170 192,1 Marzo 20 170 192,1 Abril 200 200 200 Mayo 240 300 245,4 Junio 250 330 275,4 Julio 300 480 425,4 Agosto 192 192 192,1 Septiembre 192 192 192,1 Octubre 20 170 192,1 Noviembre 20 170 192,1 Diciembre 20 170 192,1 Suma anual 2714 kW Suma anual 2683 kW

Con la potencia contratada actual de 200 kW, el resultado de aplicar las fórmulas que

permiten el cálculo de la potencia facturada conduce a una suma total anual de 2714 kW facturados.

Si se aumentara la potencia contratada, por ejemplo a 226 kW, se observa que la suma anual se reduce a 2683 kW. Este es el valor óptimo de potencia a contratar, aunque será preciso observar las condiciones de contratación de la empresa distribuidora y contratar el valor más próximo posible.


Ejemplo 3:

Entre la información de la factura del mes de julio emitida por la empresa comercializadora FACTOR ENERGIA S.A. a la empresa MOLDES ACT S.A. se indica que se han producido excesos de potencia en varios periodos cuartohorarios a lo largo del mes. Un exceso de demanda eléctrica de 100 kW se ha repetido todos los días del mes entre las 9.00 y las 10.30 horas. Calcular el valor de los recargos por excesos de potencia en la facturación, sabiendo que tiene contratada la tarifa de acceso 6.1 y que las potencias contratadas son 600 kW en los periodos tarifarios 1 y 2, y 800 kW en los periodos 3 a 6 (considerar para el mes de julio 22 días laborables, 4 sábados, 4 domingos, 1 festivo).

Solución:

Por tratarse de la factura del mes de julio, corresponde a todos los días laborables del mes la categoría de días de Tipo A1, y los días sábado, domingo y festivos como Tipo D. De la tabla 19 se extraen entonces las bandas horarias correspondientes a cada periodo tarifario P1 a P6 en cualquier día del mes de julio.

Con la información anterior de la tabla 19, el exceso de potencia se ha producido, en los días laborables, en el periodo tarifario P2. En los días sábado, domingo y festivo los excesos coinciden con el periodo P6.

Dado que el exceso de demanda eléctrica de 100 kW ha sucedido cada día entre las 9.00 y las 10.30 horas, el número de periodos cuartohorarios de exceso diarios es 6.

La fórmula de cálculo del coste de facturación de los excesos de potencia es:

∑=

=

××=6

1

1,4064i

ieiAiKEPF

donde:

∑=

−=

njPciPdjeiA 2)(

=j 1

siendo: Pdj = potencia demandada en cada uno de los cuartos de hora del periodo i, en

que se haya sobrepasado Pci. Pci = potencia contratada en el periodo i considerado.

El cálculo de los valores Aei para los periodos tarifarios P2 y P6 en que se han producido los excesos (22 días laborables tipo A1, 9 no laborables tipo D) resulta entonces:

91,11482)600700(6222 =−××=eA ; 85,734)800900(69 26 =−××=eA

€61,98385,7341,406417,091,11481,40645,0

1,40646

=××+××=

×=

eAi

Y la facturación de los excesos de potencia, considerando los coeficientes Ki definidos para cada periodo tarifario (0,5 en P2, 0,17 en P6):

61,406462 =××+ eAK21

1,4064 ×

=

=××=∑ K

ieiAiKEPF

Es decir, a la facturación de las tarifas de acceso de potencia y energía en el mes de julio se le sumará el coste de los excesos de potencia de 983,61 €.


3.4. Ofertas de suministro eléctrico en el mercado liberalizado Los comercializadores realizan ofertas a los consumidores cualificados para contratar

el suministro eléctrico. Las estrategias de las compañías comercializadoras pueden caracterizarse, por ejemplo, por una política comercial agresiva para incrementar su cuota de mercado, por una segmentación de su mercado para captar determinado tipo de cliente (grandes clientes, clientes de consumo medio, empresas pequeñas, etc.), por una concentración geográfica, etc. Los precios y claúsulas de las ofertas dependerán también de las características del consumo del cliente (consumidores con curvas de carga plana, consumidores en horas valle), de modo que el comercializador pueda gestionar y controlar sus costes y riesgos.

Las ofertas contemplan normalmente los siguientes aspectos:

o Periodo de contratación y vigencia de la oferta.

o Potencia a contratar y consumo anual contratado.

o Tratamiento de los excesos de potencia y conceptos regulados.

o Estructuras de precios: precio único, precio en 3 ó 6 periodos, precio indexado...

o Precio y otros conceptos como por ejemplo el Impuesto de Electricidad.

o Definición del perfil de consumo y penalizaciones / bonificaciones.

o Revisión de precio para años sucesivos de contrato.

o Condiciones de pago.

o Calidad de suministro.

o Medición y equipos de medida (su alquiler).

o Acceso a la información, es decir, concretar si el comercializador está obligado a suministrar información y que información está disponible.

El proceso de negociación comprende habitualmente las siguientes etapas:

o Análisis de la situación actual.

o Petición de ofertas o Licitación.

o Evaluación de ofertas.

o Negociación con uno o varios de los comercializadores ofertantes.

o Decisión por parte del cliente.

o Formalización del contrato.

Las ofertas se ajustan a distintas tipologías de contratos. Se presentan a continuación, a modo de ejemplo, algunas modalidades habituales.

- Contrato con precio fijo

Ambas partes llegan a un acuerdo en un precio único del kWh. En el contrato se fija no sólo el precio sino el volumen de energía a consumir. La liquidación de energía, de peajes, recargos, etc., son a cargo del Agente Comercial. Esta modalidad de contratación es adecuada cuando los consumidores son poco sofisticados.

Muchos clientes prefieren esta forma de contratación por su simplicidad. Multiplican los kWh consumidos por el precio con independencia del periodo de consumo. En principio la revisión de facturas es más fácil en lo relativo al precio. Sin embargo, las comercializadoras ofrecen este precio en base a unas estimaciones anuales de consumo y de energía consumida en


el periodo P6, a veces también en P1, por lo que las desviaciones en el perfil de consumo pueden suponer una penalización.

Hay que tener precaución porque normalmente en este precio está incluido el coste de la tarifa de acceso de potencia. Hay que valorar que las ofertas a precio fijo disponibles hagan referencia a la misma potencia contratada. Si las potencias son diferentes, los precios no se pueden comparar directamente.

Estos contratos suelen incorporar dos cláusulas. Estas cláusulas habituales en este tipo de contratación se denominan “complementos por volumen de consumo” y “desviaciones de la curva de carga”.

o El Complemento por Volumen es el resultado de valorar un volumen de consumo (estimación del consumo para cada periodo fijado en el tiempo). El cliente se compromete a consumir al menos un tanto por ciento del consumo durante el periodo de vigencia del contrato. En caso de desviaciones puede recibir un recargo o una bonificación, según el sentido de la variación.

o El Complemento por Curva de Carga se deriva de que el precio contratado es el resultado de la valoración de un perfil de consumo en horas del periodo 6 (en ocasiones también del periodo 1) que alcanza un determinado porcentaje del consumo durante la vigencia del contrato. Las alteraciones en el perfil horario del consumo modifican el peso relativo de los consumos en cada periodo, dando lugar a un porcentaje distinto del valorado y por tanto, afectado al precio medio de la energía suministrada. Puede suponer un recargo o una bonificación, según el sentido de la variación.

- Contrato con un precio fijo con discriminación horaria.

Se diferencia del anterior en que se fija el precio para cada uno de los periodos tarifarios o para periodos de tiempos definidos arbitrariamente. Los periodos pueden ser los tradicionales punta, llano y valle, los 6 periodos de la tarifa de acceso, ó cualesquiera que se establezcan entre las partes. Es también, como la modalidad anterior, una contratación a precio fijo. Los peajes de acceso, incluida la potencia, se incluyen en este caso dentro del precio. Al igual que en el caso anterior, se debe tener precaución a la hora de comparar los precios si las potencias entre las ofertas no son idénticas. La liquidación de energía, peajes, recargos, etc. son a cargo de la compañía comercializadora.

- Contratos binómicos por periodos (ver ejemplo 5).

Se fija el precio por kWh de energía y precio por kW de potencia para distintos periodos, es decir, se extrae del precio total el coste de la tarifa de acceso de potencia. Se dirige a clientes con riesgo de variación, tanto en el perfil del consumo, como en volumen de consumo. El precio medio puede ser distinto para cada mes. Permiten al cliente optimizar continuamente el coste de la energía.

Existen varias posibilidades, en los que los periodos pueden ser: punta, llano y valle ó los 6 periodos de la tarifa de acceso.

En general, una estructura de precios en seis periodos se ajusta mucho mejor a las fluctuaciones de consumo del cliente. Se paga exactamente por lo que se está demandando.

- Contratos con precios indexados a pool.

Este tipo de contratos se ofertaron con mayor intensidad al principio de la liberalización y de nuevo ahora vuelven a aparecer con fuerza. En este tipo de contratos en vez de pactar precios fijos, el precio es variable y depende del precio de adquisición de la energía en el mercado mayorista. De este modo el riesgo, en vez de ser asumido por la comercializadora, se


traslada parcialmente al cliente. El cliente debe informar de sus previsiones diarias de demanda eléctrica, y pagar las penalizaciones fijadas en el contrato por los desvíos incurridos entre la energía eléctrica solicitada y la realmente consumida.

LISTADO DE COMERCIALIZADORES registrados (Septiembre 2009)

COMERCIALIZADORA MERCADO LIBRE TELEFONO DIRECCION WEB

Aduriz Energía SLU 902 106 199 www.adurizenergia.es

Bassols Energía Comercial S.L. 972 260 082 www.bassolsenergia.com

Céntrica Energía Generación, S.L.U. 902 306 130 www.centricaenergia.es

Céntrica Energía S.L.U. 902 306 130 www.centricaenergia.es

Céntrica Energías Especiales S.L.U. 902 306 130 www.centricaenergia.es

Cide Hcenergía, S.A. 902 02 22 92 www.chcenergia.es

Comercializadora Eléctrica de Cádiz, S.A.U. 956 071 100 www.electricadecadiz.es

Comercializadora Lersa, S.L. 972 700 094 www.lersaenergia.com

Comercial. Suministros Especiales Alginetenses, S.L. 961 751 134 www.electricadealginet.com

Compañía Escandinava de Electricidad de España S.L 963 512 338 www.companiadeenergia.es

Electra Caldense Energía, S.A. 938 650 585 www.electracaldense.com

Electra del Cardener Energía, S.A. 973 480 000 www.ecardener.com

Electra Energía, S.A.U. 964 160 250 www.electraenergia.es

Electracomercial Centelles, S.L.U. 938 810 931 www.electradis.cat

Eléctrica Sollerense, S.A.U. 971 638 145 www.electricasollerense.es

Elektrizitäts‐Gesellschaft Laufenburg España, S.L. 915 947 170 www.egl‐espana.com

Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. 956 511 901 www.electricadeceuta.com

Endesa Energía, S.A.U. 902 530 053 www.endesaonline.com

Enerco Cuellar, S.L. 921 144 871 www.enercocuellar.com

Eon Energía, S.L 902 902 323 www.eon‐espana.com

Estabanell y Pahisa Mercator, S.A. 902 472 247 www.estabanell.com

Factor Energía, S.A. 902 501 124 www.factorenergia.com

Gas Natural Servicios SDG, S.A. 902 200 850 www.gasnatural.es

Gesternova, S.A. 902 431 703 www.gesternova.com

Hidrocantábrico Energía, S.A.U 902 860 860 www.hcenergia.com

Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A. 902 860 860 www.hcenergia.com

Hidroeléctrica del Valira, S.L. 973 350 044 www.peusa.es

Iberdrola Generación, S.A.U. 901 202 020 www.iberdrola.es

Iberdrola S.A. 901 202 020 www.iberdrola.es

Naturgas Energía Comercializadora, S.A.U. 902 123 456 www.naturgasenergia.com

Nexus Energía, S.A. 902 023 024 www.nexusenergia.com

Unión Fenosa Comecial, S.L. 901 380 220 www.unionfenosa.es


Ejemplo 4: Ejemplos de ofertas de comercializadoras a un consumidor cualificado

Para mostrar la diversidad que existe en cuanto a las condiciones de los contratos ofrecidos por las diferentes compañías comercializadoras, a continuación se muestran distintas ofertas realizadas por Endesa, Iberdrola, Hidrocantábrico y Gas Natural a un mismo consumidor industrial.

Oferta de Endesa Energía ♦ Estructuras de precios: a) precio fijo, b) precio con tres períodos ♦ Uno o dos períodos de contratación (1 o 2 años) ♦ Vigencia de la oferta: un mes ♦ Potencia a contratar 780 kW (P1 y P2), 890 kW (P3 – P6) ♦ Consumo es estimado (2,1 GWh/año) ♦ Precio incluye impuesto de electricidad ♦ Definición de perfil de consumo en Punta y Valle ♦ Revisión del precio en función del pool para el segundo año de contrato ♦ Otros servicios: acceso a la información

Oferta de Iberdrola ♦ Estructuras de precios: a) precio en tres períodos b) precio en seis períodos ♦ Un año de contrato, 0,5 % descuento si son dos años ♦ Vigencia de la oferta un mes ♦ Potencia a contratar 950 kW en todos los períodos ♦ Consumo es estimado (2,1 GWh/año) ♦ El precio incluye el impuesto de electricidad ♦ Término de potencia y término de energía ♦ Sin revisión del precio para el segundo año de contrato ♦ Otros servicios: acceso a la información de consumos registrados por internet

Oferta de Hidrocantábrico ♦ Estructuras de precios: a) precio fijo, b) precio con tres períodos ♦ Período de contratación de un año y vigencia de la oferta un mes ♦ Dos posibles potencias a contratar, 900 y 950 kW ♦ El consumo anual es contratado (2,18 GWh) y establece multas o bonificaciones para

diferencias superiores a ± 5% ♦ Precio fijo para 900 kW, otro precio fijo para 950 kW ♦ Establece un 30% del consumo en periodo P6 y hay penalizaciones/bonificaciones para

diferencias superiores a ± 1% ♦ Alquiler de equipos de medida 30 €/mes ♦ Se ofrece crear un Plan de estudio de calidad de suministro

Oferta de Gas Natural ♦ Estructura de precio en tres períodos ♦ Período de contratación de un año y validez de la oferta de un mes ♦ Potencia a contratar: 880 kW ♦ Consumo anual estimado de 2,1 GWh. Se establecen penalizaciones o bonificaciones para

diferencias superiores a ± 2% ♦ Sin penalizaciones/bonificaciones por perfil de consumo ♦ Alquiler de equipos de medida 30 €/mes

Se puede observar que no existe un modelo establecido para la realización de las ofertas, de ahí la gran heterogeneidad existente.


Ejemplo 5: Ejemplo de precios de oferta de comercializadora a un consumidor cualificado con término de potencia desagregado y seis precios de energía.


4. Contadores de energía y maxímetros. Potencias a contratar

4.1. Contadores de energía activa y reactiva Los contadores de energía son los aparatos encargados de medir y registrar el consumo

de energía eléctrica. A partir de este consumo y de las tarifas eléctricas, las compañías eléctricas determinan las facturas de los usuarios.

Existen dos tipos de contadores atendiendo al suministro en corriente alterna: • Contador de energía activa: Registra la energía activa que la empresa

suministradora entrega al usuario. La unidad es el kilovatio hora (kWh). • Contador de energía reactiva: Proporciona la energía reactiva consumida por la

instalación y permite calcular el factor de potencia. La unidad es el kilovoltamperio reactivo hora (kVArh).

Atendiendo a la forma de conexión en la instalación, pueden ser: • Contador de medida directa: Se conecta directamente en la línea en la que se

quiere medir.

kWh

RED USUARIO

FIGURA 17: Medida directa.

• Contador de medida indirecta: Si la tensión o la intensidad en la línea son elevadas, las señales a los contadores llegan a través de transformadores de medida.

kWh

RED USUARIOTransformadores de intensidad y/o tensión

FIGURA 18: Medida indirecta de intensidad

Para explicar el funcionamiento de los contadores electromecánicos de energía es necesario conocer las distintas partes que lo componen (figura 19).

FIGURA 19: Circuito eléctrico del contador.


Los elementos fundamentales del contador de inducción son dos circuitos magnéticos, con sendas bobinas arrolladas, una conectada a la tensión, bobina voltimétrica, y otra que es atravesada por la intensidad del circuito, o por una intensidad proporcional a ésta, que la proporciona un transformador de intensidad, denominada bobina amperimétrica.

La bobina de tensión genera un flujo magnético proporcional a la tensión que tiene aplicada, mientras que la bobina amperimétrica genera un flujo proporcional a la intensidad. Estos dos flujos crean en el disco de aluminio corrientes de Foucault (corrientes circulares inducidas en el disco metálico), que crean a su vez un par que produce el giro del disco sobre su eje.

Para evitar que el disco se embale, el contador dispone de un imán permanente, que actúa como dispositivo de frenado, generando otras corrientes inducidas en sentido contrario, y manteniendo así una velocidad de giro constante. La energía consumida es proporcional al número de vueltas.

El integrador es el encargado de traducir el número de vueltas a unidades de energía (kWh ó kVArh), que se registran en varios rodillos numerados.

Existen también contadores electrónicos, capaces de medir y registrar un gran número de magnitudes y valores, con capacidad de comunicación remota.

Las características fundamentales de todo contador de energía vienen reflejadas en su placa de características: Intensidad nominal, tensión nominal, frecuencia nominal, clase de precisión, constante de verificación y constante de lectura.

• Tensión nominal: Valor eficaz de la tensión para el que se construye el contador, y de la instalacion a la que puede ser conectado. Los valores normalizados de tensiones son:

63,5 – 110 – 127 – 220 – 380 voltios • Intensidad nominal: Valor eficaz de la intensidad para la que ha sido construido.

Los valores están normalizados en una norma UNE, que se recogen en la siguiente tabla:

CONEXIÓN INTENSIDAD NOMINAL (Amperios)

Directa 5-10-15-20-30-50 Con transformador de intensidad /5, /1

TABLA 23: Intensidades nominales de conexión.

Además del concepto de intensidad nominal, existen otras dos intensidades de igual importancia:

• Intensidad límite: Es el valor máximo que puede llegar a alcanzar la intensidad sin que se deteriore la bobina.

• Intensidad máxima de precisión: Valor para el que el contador mantiene la curva de errores, dentro de los límites que fija su clase de precisión. Su valor corresponde al 400% de INOMINAL.

-2-1

012

0 100 200 300 400

IN (%)

Erro

r (%

)

FIGURA 20. Errores de intensidad


• Frecuencia nominal: Este valor está fijado en 50 Hz. El margen de tolerancia es de 10% del valor nominal.

• Clase de precisión: Indica el límite de error relativo de intensidad permitido, en porcentaje respecto a la intensidad nominal.

• Constante de verificación: Relación entre la energía registrada por el integrador y el número de revoluciones del disco. Se expresa en kWh por vuelta.

• Constante de lectura: Tiene aplicación cuando su valor es inferior a la unidad. Por ejemplo, si su valor es 0,1 vueltas por kWh, el contador debe disponer de un integrador capaz de registrar 1 kWh cuando el disco dé 0,1 vueltas, de forma que al multiplicar el valor de la lectura por esta constante quede determinado el consumo real en kWh.

Finalmente, es importante conocer cómo se conectan los contadores en la red de distribución eléctrica.

En el caso de baja tensión, algunas de las opciones son la conexión monofásica (figura 21), la conexión monofásica con transformador de intensidad (figura 22) y la conexión trifásica (figuras 23 y 24).

En el caso de alta tensión se utilizan tanto la conexión a tres hilos (figura 23) como la conexión a cuatro hilos (figura 24), introduciendo al contador señales eléctricas de baja tensión, proporcionales a las de alta tensión, a través de transformadores de tensión e intensidad.

L1

N

FIGURA 21: Conexión monofásica del contador de energía en baja tensión (BT).

L1

N

S1 S2

FIGURA 22: Conexión monofásica con transformador de intensidad en BT.


L1

L2

L3

FIGURA 23: Conexión trifásica a 3 hilos del contador de energía.

L1

L2

L3

N

FIGURA 24: Conexión trifásica a 4 hilos del contador de energía.

4.2. Maxímetros En algunas modalidades de facturación de tarifas eléctricas se utiliza la demanda

máxima de potencia, además de las cantidades correspondientes a los términos de energía, para determinar el precio final que debe pagar el consumidor. Para poder medir esta demanda se utilizan contadores con indicador de máxima potencia, o maxímetro.

Para evitar que consumos muy elevados durante tiempos muy cortos, como ocurre en el arranque de un motor, perjudiquen la facturación, la demanda se mide como potencia media en un intervalo, que se denomina periodo de integración. En la legislación vigente son 15 minutos.

El funcionamiento se basa en el desplazamiento de una aguja motriz que al cabo de un periodo de 15 minutos indica la potencia media. Transcurrido el tiempo de barrido, la aguja motriz vuelve a cero para comenzar un nuevo ciclo

Esta aguja motriz desplaza a otra, que es la aguja indicadora y marca siempre el valor más alto del periodo de facturación (generalmente un mes).

En el esquema de la figura 25 se observa la distribución de las dos agujas en el maxímetro.


AGUJA INDICADORA

AGUJA MOTRIZ

FIGURA 25: Detalle de la disposición de las agujas del maxímetro.

4.3. Contadores electrónicos La transformación del sector eléctrico español se completa con la reforma del sistema

metrológico de medida de la energía eléctrica (RD 1110/2007). Los nuevos equipos de medida de energía eléctrica son electrónicos, integran más funciones de medida y registro de parámetros, y disponen de prestaciones avanzadas en comunicaciones para la lectura de las medidas a distancia (telegestión).

Los contadores miden, registran y almacenan información de: • Energía activa y reactiva • Máxima potencia cuartohoraria • Curvas horarias de energía activa y reactiva • Lectura remota y local de los registros de potencia, energía activa y energía

reactiva • Parámetros de calidad del suministro • Parametrización del equipo de medida de forma remota: configuración de los

periodos de discriminación horaria y la potencia contratada

FIGURA 26: Contadores electrónicos para facturación eléctrica

Los contadores electrónicos son también obligatorios a nivel doméstico desde el 1 de

julio de 2007 para nuevos suministros hasta una potencia de 15 kW. Los actuales deberán ser sustituidos antes de diciembre de 2018. La sustitución de los contadores antiguos no supondrá ningún coste adicional para los consumidores que decidan mantenerlos en régimen de alquiler.


4.4. Reglamento de puntos de medida (RD 1110/2007)

En este Reglamento se establecen las características de los equipos de medida a utilizar, los protocolos de comunicaciones entre ellos, y otros procedimientos necesarios para el funcionamiento del proceso de medidas, que permitan la obtención de los datos requeridos para la liquidación de la energía y servicios asociados, así como para el cálculo de la facturación de las tarifas de acceso y suministro.

Los consumidores cualificados de energía eléctrica, es decir, aquellos que contratan el suministro en el mercado libre, se clasifican, a efectos de los requisitos que tienen que cumplir sus equipos de medida, como tipo 1 a tipo 5, siendo los consumidores en alta tensión de tipos 1, 2 o 3, y en baja tensión de tipos 4 o 5.

Tipo 1 Potencia contratada > 10 MW

Energía intercambiada anual > 5GWh Tipo 2 Potencia contratada > 450 kW

Energía intercambiada anual > 750MWh Tipo 3 Energía intercambiada anual < 750MWh Tipo 4 Potencia contratada > 15 kW y < 50 kW Tipo 5 Potencia contratada < 15 kW

TABLA 24: Clasificación de puntos de medida.

El responsable de la lectura de los contadores es la empresa distribuidora a la que está conectado el punto de suministro del cliente. Los equipos de medida se pueden adquirir o bien alquilar, siendo este concepto uno de los que puede ser facturado por las empresas eléctricas a los consumidores (regulado para consumidores a tarifa, precio negociable para consumidores cualificados).

Los requisitos técnicos que deben cumplir los contadores de energía eléctrica y transformadores de medida para cada tipo de punto de medida se resumen, en cuanto a su clase de precisión, en la tabla 25 (las características de error máximo permitido A, B y C dependen de la temperatura de funcionamiento de los contadores, se pueden consultar en el Reglamento).

Tipo de punto

Clase de precisión Transformadores de medida Contadores Tensión Intensidad Activa Reactiva

1 0,2 0,2 S ≤ 0,2 S ≤ 0,5 2 ≤ 0,5 ≤ 0,5 S ≤ C ≤ 1 3 ≤ 1 ≤ 1 ≤ B ≤ 2 4 ≤ 1 ≤ 1 ≤ B ≤ 2 5 ≤ A ≤ 3

TABLA 25: Clase de precisión de contadores y transformadores de medida.


4.5. Potencias a contratar en baja tensión La potencia a contratar en baja tensión está normalizada en función del calibre del

interruptor automático magnetotérmico que limita la potencia, hasta un valor de 63 A. Suministros monofásicos Potencia (kW) Suministros trifásicos Potencia (kW)ICP-M Bipolar 1,5 A 0,35 ICP-M Tetrapolar (III+N) 1,5 A 1,04 ICP-M Bipolar 3 A 0,69 ICP-M Tetrapolar (III+N) 3 A 2,08 ICP-M Bipolar 3,5 A 0,81 ICP-M Tetrapolar (III+N) 3,5 A 2,42 ICP-M Bipolar 5 A 1,15 ICP-M Tetrapolar (III+N) 5 A 3,46 ICP-M Bipolar 7,5 A 1,73 ICP-M Tetrapolar (III+N) 7,5 A 5,20 ICP-M Bipolar 10 A 2,30 ICP-M Tetrapolar (III+N) 10 A 6,93 ICP-M Bipolar 15 A 3,45 ICP-M Tetrapolar (III+N) 15 A 10,39 ICP-M Bipolar 20 A 4,60 ICP-M Tetrapolar (III+N) 20 A 13,86 ICP-M Bipolar 25 A 5,75 ICP-M Tetrapolar (III+N) 25 A 17,32 ICP-M Bipolar 30 A 6,90 ICP-M Tetrapolar (III+N) 30 A 20,78 ICP-M Bipolar 35 A 8,05 ICP-M Tetrapolar (III+N) 35 A 24,25 ICP-M Bipolar 40 A 9,20 ICP-M Tetrapolar (III+N) 40 A 27,71 ICP-M Bipolar 45 A 10,35 ICP-M Tetrapolar (III+N) 45 A 31,18 ICP-M Bipolar 50 A 11,50 ICP-M Tetrapolar (III+N) 50 A 34,64 ICP-M Bipolar 63 A 14,49 ICP-M Tetrapolar (III+N) 63 A 43,65

TABLA 26: Tabla de potencias normalizadas a contratar en baja tensión (kW)

Si la potencia a contratar es superior a los valores de la tabla 26, es posible contratar valores mayores mediante la utilización de transformadores de intensidad (T.I.), uno por cada fase. En la tabla 27 se indican los valores mínimo y máximo de la potencia a contratar en función del calibre de los transformadores de intensidad y de la tensión de suministro trifásico.

TABLA 27: Tabla de potencias mínima y máxima a contratar en baja tensión (W) con transformadores de intensidad


4.6. Potencias a contratar en alta tensión La potencia a contratar en alta tensión dependerá de los transformadores de medida

instalados. En función del calibre de los transformadores de intensidad (T.I.) y de la tensión de suministro, el consumidor podrá contratar la potencia para su instalación entre dos valores límite de potencia mínima y potencia máxima, como se indica en la tabla 28 para el caso de la compañía eléctrica Endesa.

P áx = √3•U•I• cos ϕ •1,2 m

i( ) Se admitirán también transformadores de intensidad de doble relación primaria de los siguientes valores: 2,5-5/5A, 10-20/5A, 30-60/5A, 100-200/5A, y 500-1000/5A.

S endo: U e I; los valores nominales indicados en la tabla, y considerando cos ϕ = 1

TABLA 28: Tabla de potencias mínima y máxima a contratar en alta tensión (kW)

contratacion suministro electrico coiiar 20111

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