universidad de la rioja régimen económico mercado eléctrico: liberalización; formación de...

Universidad de La Rioja

Régimen económico

Mercado Eléctrico:

Liberalización; formación de

precios y ofertas de suministro

Febrero 2011

Índice

• Sistema eléctrico Nacional

• Liberalización del mercado

• Actividades reguladas/no reguladas

• Generación RO/RE

• Financiación del sistema

• Derivados financieros

Sistema eléctrico Nacional

• Historia

• Evolución

Sistema eléctrico Nacional

• Tecnologías/cuotas

• Empresas

• Tecnologías

• Eólicas/CCGT

Cobertura de la demanda de Noviembre 2010 vs. 2009

Cobertura de la demanda de Diciembre 2010 vs. 2009

CUOTAS DE MERCADO

1.-ENDESA GENERACIÓN

2.-IBERDROLA GENERACIÓN

3.-UNIÓN FENOSA GENERACIÓN

4.-HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación

5.-ENDESA CICLOS COMBINADOS

6.-GAS NATURAL SDG

7.-VIESGO GENERACIÓN

8.-BAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD

9.-DETISA (Actividad: Agente Vendedor)

10.-NUEVA GENERADORA DEL SUR

Cuota generación final - Desde: 01/03/2005 - Hasta: 28/02/2006 (* Escala)

Liberalización del mercado

• Ley 54/97

• Necesidad de un Operador del sistema y de un Operador del mercado

FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO

Mercado Eléctrico

• Ley 54/97 liberaliza el mercado eléctrico

• Se crea el Operador del Mercado, encargado de los mercado económicos (diario e intradiarios).

• Se crea al Operador del Sistema, encargado de los mercado de seguridad y de tiempo real.

MERCADO DIARIO

Características del mercado Diario

• Mercado horario

• Horizonte diario

• Precio Marginal, última unidad de venta necesaria

• Cierre del mercado 10:00 día D-1

Agente productor

Agente externo vendedor

Agente distribuidor

Agente comercializador

OMEL

Consumidor a tarifa

También pueden realizar contratos bilaterales físicos los agentes productores con agentes externos compradores y los agentes externos vendedores con los consumidores, así como agentes externos vendedores y compradores entre sí

Contrato

bilateral físico

Agente autoproductor

Régimen especial

Agente externo comprador

Consumidor cualificado

TRANSACCIONES POSIBLES EN EL MERCADO

CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA DEL MERCADO DIARIO7/3/2005

CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA DEL MERCADO DIARIO7/2/2006

MERCADO INTRADIARIO

Características del mercado Intradiario

• Mercado horario

• Horizonte variable, 1º Intradiario 28 horas, 6º Intradiario 9 horas

• Precio Marginal, última unidad de venta necesaria

• Cierre del mercado 2:30 antes de la primera hora de negociación

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00

Intrad. 6 (9 horas)

Intrad. 5 (13 horas)

Intradiario 2 (24 horas)

Intrad. 4 (17 horas)Casación del M.Diario (D+1)

HORIZONTE DEL M.DIARIO (D+1)

(D)

Intradiario 1 (28 horas)

HORIZONTE DE CADA SESION

Intrad. 3 (20 horas)

Sesiones del mercado

HISTÓRICO DE PRECIO Y ENERGÍA NEGOCIADA EN EL MERCADO DIARIO DESDE EL INICIO DEL MERCADO

MERCADOS DE RESTRICCIONES Y TIEMPO REAL

SERVICIOS COMPLEMENTARIOSPrograma

Diario Viable

Resultado

Casación

Programas

Horarios Finales

Programas

Horarios Operativos

MERCADO RESTRICCIONES TÉCNICAS

Contratos Bilaterales Nacionales

OTROS PROCESOS GESTIÓN TÉCNICA

FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO

Programa

Base de

Funcionamiento

MERCADO DIARIO

+Contratos

Bilaterales

Internacionales

6 MERCADOS INTRADIARIOS

OPERADOR MERCADO OPERADOR SISTEMA

Procesos del sistema

• Restricciones técnicas• Regulación primaria• Regulación secundaria• Regulación terciaria• Gestión de desvíos• Emergencia en tiempo real• Gestión de reactiva• Reposición del servicio

MERCADOS DE RESTRICCIONES Y TIEMPO REAL

PRECIOS DE ELECTRICIDAD

Precios de mercado

• Tienen mucho que ver con la cobertura de la demanda.

• Tecnologías de base (nucleares, régimen especial, hidráulica fluyente)

• Tecnologías que marcan precio (carbón, ciclos combinado, hidráulicas controlables)

• Por lo tanto, precio en función de año seco o húmedo y función del precio del GN.

COBERTURA DE LA DEMANDA POR TECNOLOGÍAS

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

MWh

Días

NUCLEAR

REE_IMPORTACION

AGENTES_EXTERNOS

CARBON

FUELGAS

CICLO

HIDRAULICA

REG_ESPECIAL

POT_INDISPONIBLE

Producción horaria por tecnología - Septiembre 2005

PRODUCCIÓN CON CCGT E HIDRÁULICA

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

MWh

Días

HIDRAULICA

CICLO

Producción horaria por tecnología - Septiembre 2005

EVOLUCIÓN DE PRECIOS EN EL MERCADO DIARIO DESDE EL INICIO DEL MERCADO

2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998

ANUAL 3.783 6.443 3.935 5.053 5.368 2.794 2.896 3.740 3.013 3.057 2.594 2.506S1 4.001 6.139 3.645 5.689 4.880 2.537 2.543 4.228 2.333 3.011 2.643 2.422S2 3.49 6.743 4.219 4.428 5.847 3.048 3.243 3.259 3.681 3.102 2.546 2.588

T1 4.306 6.586 3.721 6.511 4.779 2.597 2.323 4.505 1.927 3.370 2.693 2.516T2 3.7 5.692 3.57 4.877 4.981 2.477 2.759 3.954 2.734 2.652 2.594 2.330T3 3.505 7.041 3.645 4.956 5.743 2.915 3.767 3.753 3.332 3.070 2.555 2.588T4 3.459 6.445 4.793 3.900 5.951 3.180 2.720 2.766 4.030 3.134 2.537 2.588

ENERO 4.993 7.022 4.586 7.314 4.269 2.405 2.000 6.197 2.068 3.073 2.334 2.622FEBRERO 4.071 6.853 3.596 7.262 4.669 2.424 2.543 3.820 1.957 3.383 2.854 2.375MARZO 3.831 5.901 2.968 5.027 5.388 2.952 2.448 3.431 1.757 3.655 2.908 2.536ABRIL 3.72 5.618 3.666 5.034 4.396 2.312 2.146 3.868 2.030 3.062 2.641 2.574MAYO 3.697 5.628 3.313 4.906 4.505 2.397 2.454 3.871 2.641 2.366 2.576 2.213JUNIO 3.682 5.834 3.74 4.689 6.057 2.725 3.687 4.124 3.535 2.537 2.565 2.207JULIO 3.462 6.819 3.848 5.052 6.440 2.732 3.724 4.562 3.456 2.823 2.604 2.602AGOSTO 3.468 7.01 3.505 4.577 5.116 2.637 3.798 3.059 2.894 2.671 2.437 2.741SEPTIEMBRE 3.587 7.303 3.58 5.247 5.671 3.390 3.780 3.634 3.657 3.736 2.628 2.414OCTUBRE 3.578 6.977 3.838 4.434 5.162 2.980 3.412 3.371 3.908 3.804 2.414 2.495NOVIEMBRE 3.15 6.653 4.73 3.654 5.752 3.128 2.582 2.829 3.481 3.538 2.637 2.818DICIEMBRE 5.711 5.811 3.605 6.935 3.433 2.160 2.100 4.684 2.071 2.562 2.459

EVOLUCIÓN DE PRECIOS EN EL MERCADO

PRIX DU MARCHÉ ESPAGNOL

0

10

20

30

40

50

60

70

80

janv

ier

févr

ier

mar

sav

ril mai

juin

juille

tao

ût

sept

embr

e

octo

bre

nove

mbr

e

déce

mbr

e

mois

Pri

x [€

/MW

h]

2008 2009 2010

EVOLUCIÓN DE LA ELECTRICIDAD. MERCADOS INTERNACIONALES

Precio de electricidad de los diferentes mercados europeos 2008-2009

0

20

40

60

80

100

120

enero 2008 marzo2008

mayo 2008 julio 2008 septiembre2008

noviembre2008

enero 2009 marzo2009

mayo 2009 julio 2009 septiembre2009

mes

Pri

x [€

/MW

h]

POWERNEXT OMEL IPEX NORDPOOL APX EEX MEDIA EUROPEA

Efectos del CO2 sobre el precio

• Factores de emisión por tecnología

Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares

• Comercialización: libre a precio de península

• Generación: precios regulados

Actividades reguladas y no reguladas

• Actividades reguladas: Distribución, transporte, OS, OM.

• Actividades no reguladas: Comercialización y Generación

RÉGIMEN ESPECIAL

• Legislación aplicable.– RD 661/2007. Opción de venta a tarifa o a

mercado.

RÉGIMEN ESPECIALACCESO AL MERCADO

• Directamente como agentes de mercado.• A través de otros:

REPRESENTANTE. Éste actuarían nombre de la cogeneración siendo la cogeneración la responsable de las transacciones con OMEL y REE.

AGENTE VENDEDOR. Éste presenta las ofertas agregadas de las cogeneradoras y liquida con OMEL y REE. El Agente Vendedor a su vez liquida con sus cogeneración-clientes.

Financiación del sistema

Derivados financieros

• OTC

• SWAPs

• Subastas (CESUR)

Ofertas de energía

• Fija Binóminas

• Indexadas

RÉGIMEN ESPECIAL EN EL MERCADO

RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO

Artículo 24. Mecanismos de retribución de la energía

eléctrica producida en régimen especial.

1. Para vender, total o parcialmente, su producción neta de

energía eléctrica, los titulares de instalaciones a los que resulte

de aplicación este real decreto deberán elegir una de las

opciones siguientes:

a) Ceder la electricidad al sistema a través de la red

de transporte o distribución, percibiendo por ella una

tarifa regulada, única para todos los períodos de

programación, expresada en céntimos de euro por

kilovatiohora.


b) Vender la electricidad en el mercado de

produccion de energía eléctrica. En este caso, el precio

de venta de la electricidad será el precio que resulte en

el mercado organizado o el precio libremente negociado

por el titular o el representante de la instalación,

complementado, en su caso, por una prima en céntimos

de euro por kilovatiohora


El titular de una instalación de régimen especial

podrá además, vender parte de su energía a

través de una línea directa, sin que a esta

energía le sea de aplicación el régimen

económico regulado en este real decreto.

Permanencia mínima obligatoria en cada opción: 1año

Opción tarifa con discriminación horaria: 1 año

obligatorio con discriminación.


TARIFA, partidas que forman parte:

Tarifa regulada

Complemento por energía reactiva

Discriminación horaria

Complemento por eficiencia

Actualización de tarifas: IPC y

combustible

Antigüedad de la planta

Suspensión voluntaria del régimen

económico

Desvíos


Complemento por energía reactiva:

Independientemente de la opción de venta elegida en el artículo

24.1, recibirá un complemento por energía reactiva por el

mantenimiento de unos determinados valores de factor de potencia.

Este complemento se fija como un porcentaje, en función del factor

de potencia con el que se entregue la energía del valor de 7,8441

c€/kWh, que será revisado anualmente. Dicho porcentaje, se

establece en el anexo V del presente real decreto.

Máximo: 6%. Normal 2%. Rango normal-máximo:1,57-4,7 €MWh


Discriminación horaria:

Valle Periodo 6, resto punta

La tarifa regulada a percibir en este caso, se calculará como el

producto de la tarifa que le corresponda por su grupo, subgrupo,

antigüedad y rango de potencia, multiplicada por 1,37 para el

periodo punta y 0,64 para el periodo valle. Permanencia mínima:1

año.


Complemento por eficiencia (independiente de la

opción elegida)Si el rendimiento eléctrico equivalente es superior al mínimo exigido, las

cogeneraciones, menores de 100 MW, percibirán un complemento por eficiencia,

aplicable únicamente sobre la energía cedida al sistema a través de la red de

transporte o distribución, calculado según:

Complemento por eficiencia = 1,1 x (1/REEminimo –1/REEi) x Cmp

REEminimo: Rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido que aparece en la

tabla del anexo I.

REEi: Rendimiento eléctrico equivalente acreditado por la instalación, en el año

considerado y calculado según el anexo I.

Cmp: coste unitario de la materia prima del gas natural(en c€/kWhPCS) publicado


COMPLEMENTO DE EFICIENCIAREE exigido 59%

0,001,002,003,004,005,006,007,008,009,0010,0011,0012,0013,00

55%

57%

59%

60%

62%

64%

66%

68%

70%

72%

74%

76%

78%

80%

REE real planta

€/M

Wh

e

Turbinas 59%-25€/MWh PCS




COMPLEMENTO DE EFICIENCIAREE exigido 55%

0,001,002,003,004,005,006,007,008,009,0010,0011,0012,0013,0014,0015,0016,0017,00

55%

57%

59%

60%

62%

64%

66%

68%

70%

72%

74%

76%

78%

80%

REE real planta

€/M

Whe

Motores 55%-25€/MWh PCS




Actualización de tarifas y primas:

Trimestral:

a.1.1, en función del IPC y del precio de gas natural,

aplicado por comercializadores a los cogeneradores: base tercer

trimestre 2006

a.1.2, en función del IPC y del precio medio CIF del crudo

importado. Base: tercer trimestre de 2006

Anual:

a.1.4 en función del IPC y a.2 del precio del carbón

a.1.3 en función del IPC menos 0,25% hasta 2012 y 0,5%

después


Factor multiplicador de tarifas y primas a.1.1 Gas natural

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

1,35

70%

80%

90%

100%

110%

120%

130%

140%

150%

Variación del precio del cobustible respecto a la base:100

Fa

cto

r m

ult

iplic

ad

or

IPC trimestral =0,556%


IPC trimestral = 1%



Factor multiplicador de tarifas y primas a.1.2Gasóleo y GLP

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

1,35

1,40

70%

80%

90%

100%

110%

120%

130%

140%

150%


Fa

cto

r m

ult

iplic

ad

or



IPC trimestral = 1%



Factor multiplicador de tarifas y primas a.1.2Fuelóleo

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

1,35

1,40

70%

80%

90%

100%

110%

120%

130%

140%

150%


Fa

cto

r m

ult

iplic

ad

or



IPC trimestral = 1%



Antigüedad de la planta:

Artículo 44. Aquellas instalaciones, de los subgrupos a.1.1 y a.1.2que hayan

cumplido diez años de explotación tendrán una corrección por antigüedad en la

actualización correspondiente a los años posteriores, de acuerdo a lo establecido en

el anexo VII apartado c)

No obstante lo anterior, aquella instalación que a la entrada en vigor del

presente real decreto se encuentre ya en explotación no experimentará la

mencionada corrección por antigüedad, bien hasta que cumpla quince años desde la

fecha de puesta en servicio o bien hasta pasados diez años desde la entrada en vigor

del presente real decreto, lo que antes ocurra.


Antigüedad de la planta ( Cont.)

Para a.1.3, las propias tablas de tarifas ya incluyen los valores de las tarifas y

primas después que hayan transcurrido 15 años

Corrección por antigüedad para las instalaciones de los grupos a.1.1 y a.1.2.

A aquellas instalaciones de los grupos a.1.1 y a.1.2 que hayan superado el

número de años de explotación que se indica en el artículo 44.1 se les aplicará una

corrección por antigüedad de manera que los valores de Pv y Cr vendrán expresados

como un producto de las tarifas o primas actualizados que les correspondan,

multiplicados por un coeficiente fijo de valor 0,83 corrector de la tarifa y por un

coeficiente “ " corrector de la prima, determinado a partir de la expresión siguiente:

1 – 0,17 (Pv /Cr) función de la relación Pv/Cr distinta para cada nivel de

potencia.

Aplicando a la prima, puede observarse que Cr2=cr(1-Pv/Cr) = Cr – 0,17*Pv


RD 661/2007 Antes de 10 ó 15 años de la P.M. Después de 10 ó 15 años

Subgrupo Combustible Potencia

Tarifa regulada c€/kWh

Prima de referencia c€/kWh



P≤0,5 MW 12,0400 9,9932

0,5<P≤1 MW 9,8800 8,2004

1<P≤10 MW 7,7200 2,7844 6,4076 1,4720

10<P≤25 MW 7,3100 2,2122 6,0673 0,9695

25<P≤50 MW 6,9200 1,9147 5,7436 0,7383

P≤0,5 MW 13,2900 11,0307

0,5<P≤1 MW 11,3100 9,3873

1<P≤10 MW 9,5900 4,6644 7,9597 3,0341

10<P≤25 MW 9,3200 4,2222 7,7356 2,6378

25<P≤50 MW 8,9900 3,8242 7,4617 2,2959

0,5<P≤1 MW 10,4100 8,6403

1<P≤10 MW 8,7600 3,8344 7,2708 2,3452

10<P≤25 MW 8,4800 3,3822 7,0384 1,9406

25<P≤50 MW 8,1500 2,9942 6,7645 1,6087

P≤10 MW 6,1270 3,8479 6,1270 3,8479

10<P≤25 MW 4,2123 1,5410 4,2123 1,5410

25<P≤50 MW 3,8294 0,9901 3,8294 0,9901

P≤10 MW 4,5953 1,9332 4,5953 1,9332

10<P≤25 MW 4,2123 1,1581 4,2123 1,158125<P≤50 MW 3,8294 0,6071 3,8294 0,6071

P≤10 MW 4,6000 1,9344 4,6000 1,9344

10<P≤25 MW 4,2100 1,1622 4,2100 1,162225<P≤50 MW 3,8300 0,6142 3,8300 0,6142

a.1.1

a.1.2

Gasoleo / GLP

Fuel

a.2

a.1.4

Carbón

Otros


Suspensión voluntaria del régimen económicoAquellas instalaciones a las que se le exija el cumplimiento de un REE mínimo, salvo las instalaciones del subgrupo a.1.3, podrán comunicar la suspensión del régimen económico asociado a su condición de instalación acogida al régimen especial de forma temporal. En caso de haber elegido la opción de venta de energía a tarifa regulada, la retribución a percibir será, durante ese periodo, un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa misma.Aquellas instalaciones del grupo a.1.3, podrán comunicar la suspensión del régimen económico asociado a dicho grupo, de forma temporal. En ese caso, percibirán, durante el periodo, la retribución correspondiente a la de las instalaciones de los grupos b.6, b.7 o b.8, de acuerdocon el combustible utilizado. El periodo suspensivo solo podrá ser disfrutado una sola vez por año y corresponderá a un plazo temporal mínimo de un mes y máximo de seis meses, durante el cual no le será exigible el cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente.No será de aplicación la obligación de comunicación a que hacen referencia el apartado 1 anterior a las instalaciones a que hace referencia el artículo 35.3.(edificación).


MERCAD0, partidas que forman parte:

Precio del mercado diario

Primas

Complemento por energía reactiva

Complemento por eficiencia

Desvíos


NOTA: Al bajar las primas a los 10 ó 15 años la misma cantidad que las tarifas , los precios de indiferencia del mercado

son iguales

RD 661/2007 Antes de 10 ó 15 años de la P.M.Después de 10 ó 15 años

Precio de indiferencia del mercado







Garantía de potencia c€/kWh

Antes de 10 ó 15 años desde P.M., c€/kWh

Después de 10 ó 15 años desde P.M., c€/kWh

P≤0,5 MW 12,0400 9,9932 0,27 11,7700 9,7232

0,5<P≤1 MW 9,8800 8,2004 0,27 9,6100 7,9304

1<P≤10 MW 7,7200 2,7844 6,4076 1,4720 0,27 4,6656 4,6656

10<P≤25 MW 7,3100 2,2122 6,0673 0,9695 0,27 4,8278 4,8278

25<P≤50 MW 6,9200 1,9147 5,7436 0,7383 0,27 4,7353 4,7353

P≤0,5 MW 13,2900 11,0307 0,27 13,0200 10,7607

0,5<P≤1 MW 11,3100 9,3873 0,27 11,0400 9,1173

1<P≤10 MW 9,5900 4,6644 7,9597 3,0341 0,27 4,6556 4,6556

10<P≤25 MW 9,3200 4,2222 7,7356 2,6378 0,27 4,8278 4,8278

25<P≤50 MW 8,9900 3,8242 7,4617 2,2959 0,27 4,8958 4,8958

0,5<P≤1 MW 10,4100 8,6403 0,27 10,1400 8,3703

1<P≤10 MW 8,7600 3,8344 7,2708 2,3452 0,27 4,6556 4,6556

10<P≤25 MW 8,4800 3,3822 7,0384 1,9406 0,27 4,8278 4,8278

25<P≤50 MW 8,1500 2,9942 6,7645 1,6087 0,27 4,8858 4,8858

P≤10 MW 6,1270 3,8479 6,1270 3,8479 0,27 2,0091 2,0091

10<P≤25 MW 4,2123 1,5410 4,2123 1,5410 0,27 2,4013 2,4013

25<P≤50 MW 3,8294 0,9901 3,8294 0,9901 0,27 2,5693 2,5693

P≤10 MW 4,5953 1,9332 4,5953 1,9332 0,27 2,3921 2,3921

10<P≤25 MW 4,2123 1,1581 4,2123 1,1581 0,27 2,7842 2,784225<P≤50 MW 3,8294 0,6071 3,8294 0,6071 0,27 2,9523 2,9523

P≤10 MW 4,6000 1,9344 4,6000 1,9344 0,27 2,3956 2,395610<P≤25 MW 4,2100 1,1622 4,2100 1,1622 0,27 2,7778 2,777825<P≤50 MW 3,8300 0,6142 3,8300 0,6142 0,27 2,9458 2,9458

a.1.1

a.1.2

Gasoleo / GLP

Fuel

a.1.4

Carbón

Otros

a.2


TMR, supuesta= 7,8441 RD 436/2004




Tarifa regulada

c€/kWh < 10 años

Tarifa regulada

c€/kWh > 10 años

RD 436/2004 Prima + incentivo c€/kWh Plantas < 10 años P.M.

RD436/2004 Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 10 y <15 años P.M.

RD 436/2004 Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 15 y <20 años P.M.

RD 436/2004Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 20 años P.M.

Garantía de potencia c€/kWh

RD 436/2004 edad menor de 10 años desde P.M., c€/kWh

RD 436/2004 edad mayor de 10 años y < 15 desde P.M., c€/kWh

P≤0,5 MW 7,0597 3,9221 0,27 6,79 3,65

0,5<P≤1 MW 7,0597 3,9221 0,27 6,79 3,65

1<P≤10 MW 6,2753 3,9221 3,1376 1,5688 1,5688 1,5688 0,27 2,87 2,08

10<P≤25 MW 3,9221 3,9221 1,5688 1,5688 1,1766 1,1766 0,27 2,08 2,08

25<P≤50 MW 3,9221 3,9221 1,9610 1,9610 1,9610 1,1766 0,27 1,69 1,69

P≤0,5 MW 7,0597 3,9221 0,27 6,79 3,65

0,5<P≤1 MW 7,0597 3,9221 0,27 6,79 3,65

1<P≤10 MW 6,2753 3,9221 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87

10<P≤25 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87

25<P≤50 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87

0,5<P≤1 MW 7,0597 3,9221 0,27 6,79 3,65

1<P≤10 MW 6,2753 3,9221 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87

10<P≤25 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87

25<P≤50 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87

P≤10 MW 6,2753 3,9221 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87

10<P≤25 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87

25<P≤50 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87

P≤10 MW 6,2753 3,9221 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87

10<P≤25 MW 4,3143 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 3,26 2,87

25<P≤50 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87P≤10 MW 4,7065 3,9221 1,1766 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 3,26 2,87

10<P≤25 MW 3,9221 3,9221 0,3922 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 3,26 2,8725<P≤50 MW 3,9221 3,9221 0,3922 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 3,26 2,87

a.1.1

a.1.2

Gasoleo / GLP

Fuel

a.1.4

Carbón

Otros

a,2

Nota: se supone que las partidas relacionadas con los CTCs no cobran la remuneración que está relacionada con ellos.


Nota: se supone que las partidas relacionadas con los CTCs no cobran la remuneración que está relacionada con ellos.

TMR, supuesta= 7,8441 RD 436/2004



RD436/2004 Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 10 y <15 años P.M.

RD 436/2004 Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 15 y <20 años P.M.

RD 436/2004Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 20 años P.M.

RD 661/2007 Prima de referencia c€/kWh <10 ó 15 años

RD 661/2007 Prima de referencia c€/kWh >10 ó 15 años


P≤0,5 MW 2,43490,5<P≤1 MW 2,43491<P≤10 MW 3,1376 1,5688 1,5688 1,5688 2,7844 1,4720 2,434910<P≤25 MW 1,5688 1,5688 1,1766 1,1766 2,2122 0,9695 025<P≤50 MW 1,9610 1,9610 1,9610 1,1766 1,9147 0,7383 0

P≤0,5 MW 4,44810,5<P≤1 MW 4,44811<P≤10 MW 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 4,6644 3,0341 4,448110<P≤25 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 4,2222 2,6378 025<P≤50 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 3,8242 2,2959 00,5<P≤1 MW 4,44811<P≤10 MW 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 3,8344 2,3452 4,448110<P≤25 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 3,3822 1,9406 025<P≤50 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 2,9942 1,6087 0

P≤10 MW 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 3,8479 3,8479 4,4481

10<P≤25 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 1,5410 1,5410 0

25<P≤50 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,9901 0,9901 0

P≤10 MW 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 1,9332 1,9332 2,4349

10<P≤25 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 1,1581 1,1581

25<P≤50 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,6071 0,6071P≤10 MW 1,1766 0,7844 0,7844 0,7844 1,9344 1,9344 2,4349

10<P≤25 MW 0,3922 0,7844 0,7844 0,7844 1,1622 1,1622 0

25<P≤50 MW 0,3922 0,7844 0,7844 0,7844 0,6142 0,6142 0

a.1.1

a.1.2

Gasoleo / GLP

Fuel

a.1.4

Carbón

Otros

a,2


PARA LAS PLANTAS MENORES DE 10 AÑOS Ó 15

AÑOS DESDE SU P.M. , ACOGIDAS AL RD 661/2007,

SUBGRUPOS a.1.1 y a.1.2, EL PRECIO DE

INDIFERENCIA DEL MERCADO OSCILA ENTRE 47 Y 49

€/MWh.

CON LAS INCERTIDUMBRES ACTUALES PARECE MAS

ATRACTIVA LA OPCION TARIFA.

RÉGIMEN ESPECIALCUOTA DE MERCADO

DETISA (Actividad: Agente Vendedor)

ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑA

WIND TO MARKET

ENDESA COGENERACIÓN Y RENOVABLES

ACCIONA ENERGIA

S.A. INDUSTRIAS CELULOSA ARAGONESA

SOGAMA

SOLAL COGENERACIÓN

MOLINOS DEL EBRO

Cuota generación mercado diario + restricciones - Desde: 01/03/2005 - Hasta: 28/02/2006 (* Escala)

universidad de la rioja régimen económico mercado eléctrico: liberalización; formación de...

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