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OMEL Y EL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN 2000
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11.. EEVVOOLLUUCCIIÓÓNN DDEELL MMEERRCCAADDOO DDEE EELLEECCTTRRIICCIIDDAADD DDUURRAANNTTEE 22000000 ............................................. 5
22..NNOORRMMAATTIIVVAA SSOOBBRREE EELL MMEERRCCAADDOO DDEE EELLEECCTTRRIICCIIDDAADD .............................................................. 1 12.1 Directiva 96/92/CE sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad....... 132.2 La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico y otras disposiciones legales...... 132.3 Desarrollo normativo. ............................................................................................................... 162.4 Las Reglas de Funcionamiento del Mercado. ...................................................................... 192.5 Funciones de OMEL. ................................................................................................................ 21
33..OORRGGAANNIIZZAACCIIÓÓNN YY CCAARRAACCTTEERRÍÍSSTTIICCAASS DDEELL MMEERRCCAADDOO DDEE EELLEECCTTRRIICCIIDDAADD ............................. 233.1 Organización del mercado de electricidad. .......................................................................... 253.2 Principios por los que se rige el mercado de electricidad, de acuerdo
con su regulación..................................................................................................................... 283.3 Secuencia y procesos del mercado. ..................................................................................... 283.4 Mercados diario e intradiario. ................................................................................................. 303.5 Procesos de gestión técnica del sistema.............................................................................. 353.6 Liquidaciones. .......................................................................................................................... 36
44..LLOOSS AAGGEENNTTEESS DDEELL MMEERRCCAADDOO..................................................................................................... 434.1 La participación de los agentes en el mercado................................................................... 454.2 Los productores. ...................................................................................................................... 464.3 Los comercializadores............................................................................................................. 484.4 Los distribuidores..................................................................................................................... 484.5 Los agentes externos. ............................................................................................................. 494.6 Los consumidores cualificados.............................................................................................. 504.7 Requisitos para adquirir la condición de agente del mercado........................................... 504.8 Calendario de liberalización del suministro. ......................................................................... 5 1
55.. LLAA CCOONNTTRRAATTAACCIIÓÓNN DDEE EELLEECCTTRRIICCIIDDAADD EENN 22000000 ........................................................................ 535.1 La contratación en el mercado de electricidad. ................................................................... 555.2 Mercado diario. ......................................................................................................................... 605.3 Mercado intradiario................................................................................................................... 665.4 Procesos de operación técnica del sistema......................................................................... 705.5 Precio horario final. .................................................................................................................. 7 15.6 Intercambios internacionales de electricidad. ...................................................................... 83
66..LLAA LLIIBBEERRAALLIIZZAACCIIÓÓNN YY LLOOSS MMEERRCCAADDOOSS DDEE EELLEECCTTRRIICCIIDDAADD EENN EELL CCOONNTTEEXXTTOO IINNTTEERRNNAACCIIOONNAALL .............................................................................................. 9 16.1 Factores que influyen en el funcionamiento de los mercados organizados
y análisis realizados por la Asociación de Operadores de Mercado APEX. ..................... 936.2 Los mercados de electricidad en la Unión Europea............................................................ 986.3 Importancia del mercado español en el contexto europeo................................................. 101
77.. MMEEDDIIOOSS YY TTEECCNNOOLLOOGGÍÍAA DDEE OOMMEELL .............................................................................................. 1057.1 El equipo humano de OMEL.................................................................................................... 1077.2 El sistema de información de OMEL....................................................................................... 1077.3 Principales modificaciones durante 2000.............................................................................. 1107.4 Tecnología y cooperación. ...................................................................................................... 113
88..LLAA IINNFFOORRMMAACCIIÓÓNN EENN EELL MMEERRCCAADDOO DDEE LLAA EELLEECCTTRRIICCIIDDAADD ...................................................... 1158.1 La información sobre el mercado de electricidad y sus resultados. ................................. 1178.2 Los flujos de información. ....................................................................................................... 1198.3 La actividad de formación de OMEL. ..................................................................................... 119
ÍNDICE
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD DURANTE 2000
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Nuestro mercado, con más de tres años de experien-cia en los que ha funcionado con normalidad y efica-cia, ofrece a los agentes del mercado participantes enel mismo, la posibilidad de contratar energía eléctricaen siete sesiones, la primera y principal del mercadodiario y seis sesiones posteriores del mercado intra-diario o mercado de ajustes sobre el mercado diario,distribuidas a lo largo de las 24 horas del día.
Las liquidaciones del mercado, los cobros y pagos refe-ridos a los precios finales de la energía y por tanto resul-tado de las transacciones en los mercados diario e intra-diario y en los procesos de operación técnica del siste-ma, se han producido conforme a las Reglas delMercado. Las liquidaciones de 1998 y 1999 incorporanademás medidas. Desde febrero de 1999 OMEL prestaa los agentes del mercado el servicio de facturación men-sual de la energía comprada y vendida en el mercado.
El año 2000 ha constituido un ejercicio de consolidacióndel proceso de liberalización del sistema eléctrico, nosólo por el incremento de la contratación a precios libresque se ha producido en el mismo, sino también y muyfundamentalmente por la ampliación de la liberalizacióndel suministro a todos los consumidores en enero de2003 establecida en el Real Decreto-Ley 6/2000 deMedidas Urgentes de Intensificación de la Competenciaen Mercados de Bienes y Servicios.
Esta disposición contiene así mismo otras medidas queprofundizan en la liberalización, de gran importanciapara el mercado. Cabe destacar en este sentido, las nue-vas formas de contratación tanto en el ámbito de lacomercialización de energía, como en lo que se refiereal suministro a plazo hasta de un año a través del ope-rador del mercado. También reviste importancia lo esta-blecido en materia de promoción para la incorporaciónde nuevos agentes al mercado y en particular lo relativoa los productores en régimen especial.
La regulación que el citado Real Decreto-Ley da a la infor-mación confidencial y la que debe ser puesta a disposi-ción del público en general por el operador del mercadoy por el operador del sistema, es así mismo trascendentepara un correcto desarrollo de nuestro mercado.
En el ámbito institucional debe señalarse el normal yfructífero funcionamiento de las sesiones del Comité deAgentes del Mercado.
También en este ámbito debe hacerse mención a laimbricación de nuestro mercado en el desarrollo de la
liberalización y de los mercados eléctricos organiza-dos en el contexto internacional a través de la partici-pación en la asociación mundial de operadores demercado, APEX y en su rama europea, EuroPEX, asícomo en los ámbitos de participación que para estasinstituciones ha abierto la Unión Europea para elfomento del mercado interior de la electricidad y delgas en el seno de los foros de Florencia y Madrid.
En el año 2000 nuestro mercado sigue siendo unareferencia importante en el contexto internacional. Elloes debido a la implantación y funcionamiento conplena operatividad de todos sus procesos y funciones,a su organización de medios humanos y tecnológicos,a la dimensión del propio mercado, a sus característi-cas de incorporación de la demanda y de apertura ala negociación a agentes externos y al propio gradode liberalización del suministro en comparación conotros países de nuestro entorno.
Tras la creación del mercado español, tercero en laUnión Europea, tras el Reino Unido y los países nórdi-cos, otros países han ido creando mercados organiza-dos como es el caso de Holanda, Alemania, Polonia eIrlanda que en un plazo de tiempo breve está previstoque sean seguidos por otros como Italia, Francia yotros países del Este.
Las características de nuestro mercado organizadoestán suscitando una atención creciente constatablepor los numerosos contactos mantenidos por OMEL,con empresas, tanto de Europa como de otros paísesamericanos y asiáticos.
El interés mostrado por las autoridades españolas yportuguesas en potenciar las actuaciones encaminadasa la creación de un mercado ibérico no puede dejarde mencionarse como un aspecto relevante para eldesa-rrollo de nuestro mercado.
La ampliación previsible a corto plazo de la capacidadcomercial en la frontera hispano-francesa, puede teneruna entidad significativa para el incremento de losintercambios en el mercado español con otros sistemaseuropeos, lo que permitiría mayores importaciones yexportaciones por parte de los agentes del mercado.
Durante el año 2000 se han negociado en el mercado192.930 GWh de energía, por un valor de 1.236.495millones de pesetas, lo que ha supuesto un incrementode 7,5% y 21,3% respectivamente respeto del añoanterior.
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD DURANTE 2000
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Estas magnitudes y los siguientes datos y considera-ciones constituyen una expresión significativa de losavances producidos.
• En el mercado participa en torno al 87% de la gene-ración del parque eléctrico. Además, se ha creado unclima favorable para nuevas inversiones en generacióncon proyectos en tramitación de 27.220 MW de ciclo
combinado de gas natural, como potencia adicional ode sustitución del parque eléctrico actual y de proyec-tos de nueva potencia eólica por 24.369 MW, algunosde ellos avanzados. La incorporación de nueva gene-ración al mercado incentivará la competencia y permi-tirá cubrir los requerimientos de la demanda de ener-gía eléctrica cuya tasa de crecimiento para el sistemaeléctrico peninsular en el año 2000 ha sido del 5,5%.
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PTA/kWh EVOLUCIÓN DEL PRECIO FINAL
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2000
PRECIO MÁXIMO PRECIO MEDIO PRECIO MINÍMO
PRECIO MEDIO FINAL PONDERADO 6,511 PTA/kWh
El precio horario final medio ponderado se ha situadoen el año 2000 en 6,511 PTA/kWh, con la evoluciónque a continuación figura y que ha venido determina-da por el crecimiento de la demanda, por la evolución
de los precios de determinadas materias primas parala producción de electricidad y por la disponibilidadde reserva de capacidad.
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PERÍODO ENERO 1998 A MARZO 2001
1998 1999 2000 2001
PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ORDINARIO, RÉGIMEN ESPECIAL E IMPORTACIONES
RÉGIMEN ESPECIAL RÉGIMEN ORDINARIO IMPORTACIONES
GWh
Fuente: REE
Rég. ordinario 99/98 3,6%Rég. especial 99/98 22,7%Importaciones 99/98 77,1%
Total oferta 99/987,7%
190.499 GWh
Rég. ordinario 00/99 6,8%Rég. especial 00/99 7,8%Importaciones 00/99 5,4%
Total oferta 00/996,8%
203.539 GWh
Rég. ordinario E-M01/E-M00 3,9%Rég. especial E-M01/E-M00 15,0%Importaciones E-M01/E-M00 -41,6%
Total oferta E-M01/E-M003,5%
53.808 GWh
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• El número de agentes del mercado ha aumentado demanera significativa. En la actualidad 12 empresaspueden participar en el mercado como vendedores,siendo 7 de ellas agentes externos. El número deagentes que pueden actuar como compradoresasciende a 37, siendo reseñable el aumento delnúmero de comercializadores en el mercado, en laactualidad 26, la mayoría de ellos comercializadoresindependientes.
• Se ha seguido desarrollando, en consecuencia, unaactividad de comercialización y "trading" de electri-cidad que no existía en España antes de la liberali-zación del sector eléctrico. La contratación de electri-cidad entre comercializadores y consumidores cuali-ficados ha crecido de manera notable en un clima decompetencia, lo que está dando lugar a que lasempresas comercializadoras ofrezcan a sus clientesuna gama de contratos nuevos y condiciones de pre-cios favorables.
• Los precios del mercado organizado constituyen unareferencia necesaria para los distintos tipos de con-tratación que se están produciendo. La habilitación,al operador del mercado, para ofrecer nuevas for-mas de contratación como ha sucedido en el caso deotros operadores de mercados eléctricos europeos,sin duda permitirá profundizar en este proceso.
• Más de 65.000 empresas, cuyo volumen de consumode energía supone el 54% del consumo de electrici-dad del país, pueden optar en la actualidad por aco-gerse a una modalidad de contratación libre,
mediante contratos bilaterales físicos con producto-res, mediante contratos con comercializadores o acu-diendo directamente al mercado organizado. Estacapacidad de elección ha sido utilizada por un altonúmero de consumidores cualificados, por lo quemás del 70% del consumo de electricidad que puedeser adquirida en régimen de contratación libre, lo hasido según esta opción.
En enero de 2003 todos los consumidores podránadquirir la condición de cualificados, condición queafectará al 100% del consumo de electricidad. Elloestá suponiendo que la apertura de nuestro mercadode electricidad sea de las más altas en relación con lospaíses de nuestro entorno, apertura que además seestá produciendo en un corto período de tiempo.
La plena operatividad del mercado organizado ges-tionado por OMEL desde su creación, supone un hitoimportante alcanzado en un tiempo breve, en compa-ración con la experiencia de los procesos de liberali-zación seguidos en otros países de nuestro entorno.
La continuidad de este proceso de liberalización,madurez y profundidad del mercado, mediante la par-ticipación de nuevos agentes del mercado, nuevas for-mas de contratación e incremento de los intercambios,constituirá, sin duda, la mejor garantía de consolida-ción de la libre contratación y de la competencia, demanera que se mantenga la posición avanzada actualen el marco de la Unión Europea y la contribución delmercado español a la ampliación del mercado interioreuropeo.
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PERÍODO ENERO 1998 A MARZO 2001DEMANDA PENINSULAR, EXPORTACIONES Y CONSUMOS EN BOMBEO
DEMANDA EXPORTACIONES CONSUMOS EN BOMBEO
GWh
Fuente: REE
1998 1999 2000 2001
Demanda penin. 99/98 6,5%Exportaciones 99/98 100,8%Cons. bombeo 99/98 41,8%
Demanda penin. 00/99 5,5%Exportaciones 00/99 67,8%Cons. bombeo 00/99 33,9%
Demanda penin. E-M01/E-M00 2,7%Exportaciones E-M01/E-M00 24,3%Cons. bombeo E-M01/E-M00 16,8%
Total demanda 99/987,7%
190.499 GWh
Total demanda 00/996,8%
203.539 GWh
Total demanda E-M01/E-M003,5%
53.808 GWh
2.1Directiva 96/92/CE sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad
2.2 La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico y otrasdisposiciones legales
2.3 Desarrollo normativo
2.4 Las Reglas de Funcionamiento del Mercado
2.5Funciones de OMEL
2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
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Las disposiciones que afectan a la liberalización delsector eléctrico y a la creación y regulación del mer-cado de electricidad, tienen como antecedente ladirectiva 96/92/CE sobre normas comunes para elmercado interior de electricidad y el protocolo eléctri-co suscrito el 11 de noviembre de 1996.
La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico constituye la basenormativa para la creación y desarrollo del mercadode electricidad y la norma por la que se transpone alordenamiento jurídico español la citada directivacomunitaria.
Otras disposiciones legales posteriores complementanalgunos aspectos de la base anterior.
2.1. DIRECTIVA 96/92/CE SOBRE NORMASCOMUNES PARA EL MERCADO INTERIORDE LA ELECTRICIDAD
El contenido básico de esta Directiva puede resumirsecomo sigue.
• Principio de libertad de establecimiento de instalacio-nes de generación (ya sea mediante licitación omediante autorización administrativa).
• Despacho de grupos de generación por criteriosde precedencia económica.
• Libre acceso de terceros a las redes de transportey distribución (ya sea regulado o negociado).
• Separación contable y de gestión de las activi-dades eléctricas.
• Libertad de elección de suministrador para los con-sumidores cualificados siguiendo un calendarioque permitirá que en enero de 2003, todos losconsumidores con un consumo anual superior a 9GWh sean cualificados.
En la actualidad ya se ha producido la transposiciónde la directiva a todos los países miembros de la UniónEuropea, aunque para 3 de ellos faltan todavía algu-nos desarrollos considerados necesarios por la Comisióneuropea.
En nuestro caso, la publicación de la Ley 54/1997 diolugar a la transposición de la directiva, con notableadelanto sobre los requerimientos de la misma y enrelación con la mayoría de los países, eligiéndose una
liberalización del suministro más amplia que la previs-ta como mínima en dicha directiva.
La Comisión Europea ha elaborado propuestas demodificación de la directiva con objeto de ampliar laliberalización en los países miembros de la UniónEuropea y facilitar los intercambios de electricidadentre los mismos mediante las adecuadas normas dearmonización.
2.2. LA LEY 54/1997, DE 27 DE NOVIEMBRE,DEL SECTOR ELÉCTRICO Y OTRASDISPOSICIONES LEGALES
Objeto, principios y contenido de la Ley
La Ley del Sector Eléctrico introdujo una profundareforma en el funcionamiento del sistema eléctricoespañol, declarando la libertad de contratación yestableciendo como base económica del mismo elmercado organizado de electricidad, con separaciónde la gestión económica y técnica que se encomien-dan al operador del mercado y al operador del siste-ma, respectivamente.
El objeto básico de la ley se expresa en su preámbulode la forma siguiente: "La presente Ley tiene, como finbásico, establecer la regulación del sector eléctrico,con el triple y tradicional objetivo de garantizar elsuministro eléctrico, garantizar la calidad de dichosuministro y garantizar que se realice al menor costeposible, todo ello sin olvidar la protección del medioambiente, aspecto que adquiere especial relevanciadadas las características de este sector económico".
Más adelante se anuncia una progresiva reducción dela intervención estatal: "Sin embargo, a diferencia deregulaciones anteriores, la presente Ley se asienta enel convencimiento de que garantizar el suministro eléc-trico, su calidad y su coste no requiere de más inter-vención estatal que la que la propia regulación espe-cífica supone. No se considera necesario que elEstado se reserve para sí el ejercicio de ninguna de lasactividades que integran el suministro eléctrico."
"La explotación unificada del sistema eléctrico nacio-nal deja de ser un servicio público de titularidad esta-tal desarrollado por el estado mediante una sociedadde mayoría pública y sus funciones son asumidas pordos sociedades mercantiles y privadas, responsablesrespectivamente, de la gestión económica y técnica delsistema".
2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
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A continuación se explicita la línea liberalizadora queinforma la modernización del sistema y la creación delmercado de electricidad: "El propósito liberalizador deesta Ley no se limita a acotar de forma más estricta laactuación del Estado en el sector eléctrico. A través de laoportuna segmentación vertical de las distintas activida-des necesarias para el suministro eléctrico, se introducencambios importantes en su regulación. En la generaciónde energía eléctrica, se reconoce el derecho a la libreinstalación y se organiza su funcionamiento bajo el prin-cipio de libre competencia. La retribución económica dela actividad se asienta en la organización de un merca-do mayorista."
Se exponen seguidamente, de manera esquemática losprincipios de liberalización que subyacen en la refor-ma del sector y el nuevo modelo de funcionamiento delmismo:
• Libertad para establecer nueva capacidad de genera-ción.
• Suministro de fuentes de energía primarias paraproducir electricidad negociado sobre la base deacuerdos voluntarios.
• Establecimiento de un mercado competitivo de genera-ción.
• Introducción gradual de la liberalización de contra-tos de suministro y de apertura del mercado.
• Acceso regulado de terceros a las redes de trans-porte y distribución, a clientes cualificados y distri-buidores.
• Libertad para establecimiento de compañías decomercialización.
• Compatibilidad de las medidas de liberalización conla promoción de las energías renovables y de instala-ciones que utilizan residuos o de cogeneración.
• Establecimiento de los necesarios períodos transito-rios para la transición a la competencia de produc-tores y consumidores.
• Separación jurídica entre las actividades liberali-zadas (generación y comercialización) y las regu-ladas.
En lo referente a la creación y funcionamiento del mer-cado de electricidad podemos mencionar las siguien-tes previsiones de la Ley:
• Ordenación del suministro, estableciendo las basespara el funcionamiento del sistema de ofertas de com-pra y venta de electricidad (artículo 11).
• Principios del régimen económico, que servirán debase para la retribución de los sujetos del sector.Las actividades liberalizadas serán retribuidas por elmercado y las no liberalizadas, mediante criteriosde regulación administrativa (artículo 16).
• Creación del mercado de producción de energíaeléctrica; criterios para el despacho de los grupos degeneración, que se realizará, básicamente por cri-terios de precedencia económica; declaración de lalibertad de contratación e integración de la deman-da en el mercado organizado (artículos 23 y 24).
• Establecimiento de las bases para efectuar la ges-tión económica y técnica del sistema eléctrico, con-fiando aquélla al operador del mercado y ésta, aloperador el sistema (artículo 32).
• Características y funciones correspondientes alOperador del Mercado (artículo 33).
Dedica especial atención al comercializador y al con-sumidor final, especialmente en lo que se refiere a sulibertad de acceso al suministro, al mercado y a lasredes de transmisión, así como a la calidad del mismo(artículo 44 y siguientes).
Otras disposiciones legales
• Ley 34/1998 de 7 de octubre, del sector dehidrocarburos (BOE 8/10/98)
Esta Ley deroga, en su única disposición de esta natu-raleza, los artículos 6, 7 y 8 de la Ley 54/1997 delsector eléctrico que regulan la Comisión Nacional delSistema Eléctrico y los sustituye por las disposicionesadicionales undécima, duodécima y decimoterceraque regulan la nueva Comisión Nacional de Energíacon las mismas atribuciones en materia de energíaeléctrica. La transición entre ambas comisiones se regu-la mediante las disposiciones transitorias décima yundécima.
• Ley 50/1998, de 30 de diciembre, deMedidas Fiscales, Administrativas y delOrden Social (BOE 31/12/98)
El artículo 106 sobre modificación de la Ley 54/1997,de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, modifica laredacción del apartado 1 del artículo 33, relativo aloperador del mercado, especialmente en lo que serefiere a su accionariado. El artículo 107, también
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modifica la ley estableciendo el marco para una posi-ble titulización de una parte de los costes de transicióna la competencia.
La disposición transitoria decimotercera restituye lascompetencias a la Comisión Nacional del SistemaEléctrico hasta la creación de la nueva ComisiónNacional de Energía. La disposición adicional trigési-ma facilita la separación de actividades reguladas yno reguladas.
• Real Decreto-Ley 6/1999, de 16 de abril, deMedidas Urgentes de Liberalización e Incre-mento de la Competencia (BOE 17/4/99)
En este Real Decreto-Ley se establecen una serie demedidas, en distintos sectores económicos, con el obje-to de provocar un impacto positivo tanto sobre los pre-cios como sobre las condiciones de competencia en laeconomía nacional. En relación con el sector eléctricose sigue profundizando en la liberalización mediantela disminución del umbral legal para adquirir la con-dición de consumidor cualificado, de manera que, apartir de 1 de julio del año 2000, han adquirido talconsideración, todos los consumidores cuyo suministrose realice a tensiones nominales superiores a 1.000voltios.
Además se establece una rebaja media de la tarifa del1,5% adicional al 2,5% consignado en el Real Decreto2821/1998, que incidirá especialmente sobre los con-sumidores domésticos.
• Ley 55/1999, de 29 de diciembre de Medidasfiscales, Administrativas y de Orden Social(BOE 31/12/99)
Su Artículo 71, modifica algunas disposiciones de laLey 34/1998 sobre la CNE y la Disposición Adicional27 establece algunos condicionantes sobre participa-ciones públicas en el sector energético.
• Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, deMedidas Urgentes de Intensificación de laCompetencia en Mercados de Bienes yServicios (BOE 24/6/2000)
Este Real Decreto-Ley forma parte de un importante yamplio paquete de medidas liberalizadoras de distin-tos sectores de la economía española.
Las disposiciones sobre el sector eléctrico están conte-nidas en el capítulo III del Título I, incluyéndose a con-tinuación una breve referencia a las mismas:
- Limitación del incremento de la capacidad de produc-ción de los grupos empresariales eléctricos queostentan una cuota de mercado superior al 20% (3años) o al 40% (5 años).
- Tratamiento, para determinadas instalaciones deproducción en régimen especial con derecho aincentivo, similar a las unidades de producción enrégimen ordinario en cuanto a su participación en elmercado para verter sus excedentes de energía eléc-trica (aquellas con una potencia instalada superior a50 MW, acogidas al Real Decreto 2366/1994).
- Total liberalización del suministro de energía eléc-trica a partir del 1 de enero del año 2003. (Semodificará la estructura y precios de las tarifas deacceso, para adaptarse al nuevo marco de liberali-zación).
- Simplificación del ejercicio de la condición de con-sumidor cualificado.
- Desaparición el 1 de enero del año 2007 de las tari-fas integrales de alta tensión.
- Habilitación a los comercializadores para com-prar energía a productores en régimen especial y aagentes externos, además de la contratación a tra-vés del mercado organizado, pudiendo incorporar-se esta energía mediante ofertas a dicho mercadoo venderse directamente a consumidores cualifi-cados. A partir de 2003 los comercializadorespodrán comprar energía eléctrica, además, a cual-quier productor.
- Introducción de la contratación de suministro aplazo en el mercado de producción de energíaeléctrica mediante ofertas realizadas al operadordel mercado.
- Creación del marco adecuado para que los gran-des consumidores puedan ir accediendo al merca-do como consumidores cualificados a precios com-petitivos con sus actuales tarifas integrales, a travésde la aplicación de la tarifa de acceso del escalón6 de tensión a determinados consumidores cualifi-cados.
- Reducción del importe a cobrar del concepto degarantía de potencia, desde 1,15 pesetas/kWh a0,80 pesetas/kWh, incrementándose la retribuciónde los productores en régimen especial. Se estable-ce asimismo, a los productores en régimen ordina-rio, un requerimiento mínimo de horas de funciona-miento de 480 horas anuales para sus centrales.
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- Nueva regulación de la publicidad de la informacióny confidencialidad para el operador del mercadoy operador del sistema.
- Reducción de las tarifas de baja tensión 2.0 y 2.0.Nen un 9% máximo durante el período 2001-2003(tomando en consideración la evolución de los tiposde interés, la demanda y la eficiencia debida a lacompetencia).
• Real Decreto-Ley 2/2001, de 2 de febrero,por el que se modifica la disposición transito-ria sexta de la Ley 54/1997, de 27 denoviembre, del sector eléctrico, y determina-dos artículos de la Ley 16/1989, de 17 dejulio de defensa de la competencia
2.3. DESARROLLO NORMATIVO
En los poco más de tres años transcurridos desde laentrada en vigor de la Ley, hasta la fecha de redacciónde este documento, se ha producido un importantedesarrollo de la misma. Sin ánimo de exhaustividadpueden clasificarse las mencionadas disposiciones endos grandes grupos, que serán objeto separadamentede un breve análisis.
a) Disposiciones sobre el mercado de electri-cidad
• Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciem-bre, por el que se organiza y regula el mer-cado de producción de energía eléctrica (BOE27/12/97)
El objeto de esta pieza reglamentaria es desarrollar elcontenido de la Ley 54/1997, en lo que se refiere almercado de producción, y constituye el núcleo de suregulación, que posteriormente se completaría, a suvez, mediante disposiciones de menor rango.
En primer lugar establece la estructura básica del mer-cado de producción, distinguiendo cuatro unidadesdentro de él: el mercado diario, el mercado intradia-rio, el de servicios complementarios y los contratosbilaterales físicos.
A continuación consigna la tipología y requisitos quedeben reunir los agentes del mercado para poder par-ticipar en cada uno de los mercados integrantes del deproducción.
Después de referirse a la forma de presentar las ofer-tas, de efectuar la casación de las mismas y de comu-nicar sus resultados, aborda la resolución de las res-tricciones técnicas, la prestación de los servicios com-plementarios, el programa intradiario, la programa-
ción final y los sistemas de contratación bilateral, sen-tando los principios generales para el detallado desa-rrollo posterior de dichas cuestiones.
Dedica un capítulo a la liquidación de las transaccio-nes efectuadas en el mercado de producción de elec-tricidad, encomendando esta labor al operador delmercado.
En el artículo 27 completa y amplía el conjunto de fun-ciones que la Ley había asignado al operador del mer-cado, funciones que debidamente ordenadas y agru-padas se incluyen más adelante en este documento.
Se ocupa también del Comité de Agentes del merca-do, del operador del sistema y, con bastante énfasis,de los fundamentos de los intercambios internaciona-les, ya sean comunitarios como con países terceros.
En la Disposición Adicional Primera encomienda a laCompañía Operadora del Mercado Español deElectricidad realizar las funciones correspondientes aloperador del mercado.
En las Disposiciones Transitorias se adoptan algunasdisposiciones provisionales relativas a los RegistrosAdministrativos, al mercado intradiario, a los inter-cambios internacionales vigentes con anterioridad a laentrada en vigor de la ley, etc.
La Disposición Final Segunda establece el carácterbásico del Real Decreto de acuerdo con lo establecidoen el artículo 149.1.13ª y 25ª de la Constitución.
• Orden de 29 de diciembre de 1997 por laque se desarrollan algunos aspectos del RealDecreto 2019/1997, de 26 de diciembre, porel que se organiza y regula el mercado de pro-ducción de energía eléctrica (BOE 31/12/97)
El Real Decreto 2019/1997 desarrolló la Ley en susaspectos relativos a la constitución del mercado, esta-bleciéndose a su vez por Orden Ministerial la regula-ción más específica relativa a:
- Forma de presentación de las ofertas.
- Retribución e imputación de la garantía de potencia.
- Tratamiento a efectos de casación y liquidación delos contratos internacionales suscritos por REE conanterioridad a la promulgación de la Ley.
• Orden de 17 de diciembre de 1998, por lase modifica la de 29 de diciembre de 1997,que desarrolla algunos aspectos del RealDecreto 2019, de 26 de diciembre, por el que
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se organiza y regula el mercado de produc-ción de energía eléctrica (BOE 28/12/98)
Esta disposición modifica la de 29 de diciembre de1997, antes citada, que desarrolla algunos aspectosdel Real Decreto 2019/1997, reduciendo el coste ysimplificando la aplicación de la garantía de potenciapara los consumidores cualificados.
• Orden de 14 de julio de 1998 por la que seestablece el régimen jurídico aplicable a losagentes externos para la realización de inter-cambios intracomunitarios e internacionalesde energía eléctrica (BOE 23/7/98)
Esta Orden regula el régimen jurídico de los agentesexternos, su inscripción en el registro, así como losaspectos siguientes:
- Forma de participación en el mercado de producciónde energía eléctrica.
- Retribución de las ventas y abono de las adquisicio-nes, incluidos peajes.
- Regulación de los contratos bilaterales físicos.
- Participación en las restricciones técnicas, tanto enel sistema eléctrico español como en las intercone-xiones internacionales.
• Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciem-bre, por el que se aprueba el Reglamento dePuntos de Medida de los Consumos yTránsitos de Energía Eléctrica (BOE 30/12/97)
En este Real Decreto y en la Orden de 12 de abril de1999 por la que se dictan sus instrucciones técnicascomplementarias se regulan las condiciones de funcio-namiento, tanto desde el punto de vista administrativocomo desde el técnico, del sistema de medidas y de losequipos que lo integran en orden a efectuar las liqui-daciones de la energía y de los servicios a ella aso-ciados.
El Real Decreto se ocupa fundamentalmente de lascaracterísticas generales de los equipos y de los siste-mas y protocolos de comunicación de las mismas, asícomo del tratamiento de la información.
En la Orden Ministerial se exponen los principios parala determinación de los puntos frontera entre activida-des eléctricas y de los puntos de medición, así comolos aspectos y condiciones técnicas que deben reunir
los equipos y transformadores y registradores de medi-da, la transmisión de datos, los concentradores princi-pal y secundarios, etc.
b) Otras disposiciones que inciden en el mer-cado de electricidad
• Real Decreto 3490/2000, de 29 de diciem-bre, por el que se establece la tarifa eléctricapara 2001 (BOE 30/12/2000)
• Real Decreto 2820/1998, de 23 de diciem-bre, por el que se establecen tarifas de acce-so a las redes (BOE 30/12/98)
Aunque este Real Decreto no se refiere a operacionesde mercado propiamente dichas, comoquiera que esta-blece pagos por el uso de las redes de transporte y dis-tribución por parte de los consumidores cualificadosque acudan al mercado, rebajando sustancialmente losincluidos en el R.D. 2016, de tarifas para 1998, facili-ta la posibilidad de éstos para abandonar el régimende tarifa integral y acudir al mercado, ya sea directa-mente, o a través de un comercializador.
En él se fijan las tarifas de acceso a las redes para altatensión, para baja tensión, así como para los distribui-dores y para la tracción en alta tensión. Las tarifas deacceso a las redes para alta tensión tienen una estruc-tura binomia, formadas por un término fijo y otro varia-ble en cada uno de los seis períodos tarifarios en quese dividen las 8.760 horas del año, que incluyen paracada uno de ellos todos los componentes del precio.Para los clientes de baja tensión, se mantiene la estruc-tura de las tarifas de acceso actuales, así como paralos distribuidores y para la tracción en alta tensión porincluir en su estructura su forma de consumo conve-niente.
Por otra parte, en este Real Decreto se adelantó nota-blemente el calendario de liberalización establecidoen la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, de modo quea partir del 1 de octubre de 1999, han adquirido lacondición de consumidores cualificados aquellos cuyoconsumo anual, por punto de suministro o instalación,sea igual o superior a 1 GWh.
• Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciem-bre por el que se organiza y regula el proce-dimiento de liquidación de los costes detransporte, distribución y comercialización atarifa, de los costes permanentes del sistemay de los costes de diversificación y seguridadde abastecimiento (BOE 27/12/97)
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La regulación y retribución de las actividades de trans-porte y distribución también son tratadas por el RealDecreto 2819/98 de 23 de diciembre (regulación delas actividades de transporte y distribución) y por laOrden Ministerial de 14 de junio de 1999 (retribuciónde la actividad de distribución).
La Orden Ministerial citada establece la retribución delos distribuidores integrantes de los antiguos subsiste-mas eléctricos, así como las bases para determinar lade aquellos a los que se refiere la disposición transito-ria undécima de la Ley del sector y la de los constitui-dos con posterioridad a la entrada en vigor de la Ley.
Sendas circulares de la CNSE, de 17 de febrero de1998 y de 30 de julio del mismo año, inciden sobre elmismo tema, estableciendo determinadas provisionesrelativas a la recaudación e ingresos de las cuotas condestinos específicos establecidos y a la obtención deinformación para el ejercicio de la función de liquida-ción de las actividades y costes regulados por el siste-ma eléctrico.
• Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciem-bre, sobre producción de energía eléctricapor instalaciones abastecidas por recursos ofuentes de energía renovables, residuos ycogeneración (BOE 30/12/98)
• Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre,por el que se regulan las actividades detransporte, distribución, comercialización,suministro y procedimientos de autorizaciónde instalaciones de energía eléctrica
Este Real Decreto tiene por objeto desarrollar el marconormativo en el que han de desarrollarse las activida-des relacionadas con el sector eléctrico, bajo el mode-lo establecido en la Ley 54/1997, de 27 de noviem-bre, del Sector Eléctrico.
La planificación de las instalaciones de transporte deenergía eléctrica queda regulada en el Título II del pre-sente Real Decreto, considerando entre sus objetivos:
- Mantenimiento de un adecuado nivel de conexiónentre producción y demanda.
- Garantía de la seguridad y calidad del suminis-tro eléctrico al menor coste posible para los consu-midores.
- Compatibilidad con el respeto al medio ambiente.
En el Título III se desarrolla el marco normativo en elque se desenvolverá la actividad de distribución deenergía eléctrica. A este fin, se establecen principios
comunes que garanticen su adecuada relación con lasrestantes actividades eléctricas, determinando las con-diciones de tránsito de la energía eléctrica por lasredes de distribución, estableciendo la suficiente igual-dad entre quienes realizan la actividad en todo el terri-torio y fijando condiciones comunes equiparables paratodos los usuarios de la energía.
También, se establecen los criterios para la definicióny delimitación de la red de transporte de energía eléctrica.
En el Título IV, se establecen las condiciones de acce-so, tanto de generadores como de consumidores, alas redes de transporte y distribución, defendiendolos intereses de los consumidores a través de un desa-rrollo y uso adecuado de las redes de transporte ydistribución.
El Título V se refiere a la actividad de comercializa-ción, a los requisitos para ejercer dicha actividad y alos consumidores cualificados.
El Título VI contempla el suministro eléctrico y la cali-dad del mismo. El suministro puede realizarse median-te contratos de suministro a tarifa o mediante la librecontratación de la energía y el correspondiente con-trato de acceso a las redes, regulando los requisitosmínimos que deben incluir dichos contratos.
En lo que se refiere a calidad de suministro eléctrico,se definen una serie de parámetros representativos deniveles de calidad que sirven para el establecimientode incentivos y penalizaciones aplicables a las com-pañías eléctricas, en orden a fomentar el manteni-miento de unos adecuados niveles de calidad.
El Título VII, introduce novedades en lo que se refie-re al régimen de autorización de instalaciones eléc-tricas, previendo la posibilidad de autorizar instala-ciones mediante un procedimiento que asegure laconcurrencia. Los procedimientos regulados en esteTítulo mantienen la estructura de los anteriormentevigentes, establecidos en el Decreto 2617/1966, de20 de octubre, sobre autorización de instalacioneseléctricas, así como en el Decreto 2619/1966, de20 de octubre, por el que se aprueba el Reglamentode la Ley 10/1966, de 18 de marzo, sobre expro-piación forzosa y sanciones en materia de instala-ciones eléctricas.
Otro aspecto de necesario desarrollo, abordado por elTítulo VIII, es la cuestión relativa a los distintosRegistros establecidos por la Ley 54/1997, de 27 denoviembre, del Sector Eléctrico, relativos a las instala-ciones de producción de energía eléctrica y las activi-dades de distribuidores, comercializadores y consumi-dores cualificados.
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• Real Decreto 215/1999, de 5 de febrero,por el que se modifican los Reglamentos dePlanes y Fondos de Pensiones, del Impuestosobre Sociedades y del Impuesto sobre elValor Añadido y otras normas tributarias(BOE 9/2/1999)
Esta disposición parece ajena al sector eléctrico, peroen su artículo 3 añade la disposición adicional quintaal RD 2402/1985, de 18 de diciembre, por el que seregula el deber de expedir y entregar factura queincumbe a los empresarios y profesionales, refiriéndo-se exclusivamente a las entregas de energía eléctrica através del operador del mercado. Con ello se simplifi-ca notablemente la facturación de las operaciones decompra y venta a través del mercado organizado, yaque OMEL, en nombre de los agentes, extiende unafactura para cada vendedor (por todas sus ventas almercado), y una para cada comprador (también portodas sus compras al mercado), evitando el cruce entretodos los vendedores y todos los adquirentes.
• Información sobre el mercado
En esta materia debe mencionarse la regulación sobresolicitud de información del mercado contenida en laResolución de la Dirección General de la Energía, de14 de julio de 1998 sobre el acceso a la informaciónrelativa al mercado de electricidad en poder de OMELy de Red Eléctrica de España y en la Circular 2/1999de la CNSE, de 16 de febrero.
• Procedimientos de operación del sistema
Hasta la fecha se han aprobado, medianteResoluciones de la Secretaría de Estado de fechas 30de julio de 1998, 28 de diciembre de 1998, 25 defebrero de 1999, 24 de julio de 1999, 10 de marzode 2000, así como por la Circular de la CNSE de 29de diciembre de 1998, procedimientos de operacióndel sistema relativos a:
- Funcionamiento del sistema.
- Previsión de la cobertura.
- Programación de la Operación.
- Gestión de las interconexiones internacionales.
- Determinación de las pérdidas de transporte.
- Gestión de los servicios complementarios.
- Operación de la red de transporte.
- Flujos de información técnica del sistema.
- Equipos de protección y control.
- Acceso a la red de transporte.
2.4. LAS REGLAS DE FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO
Las Reglas vigentes fueron aprobadas por Resoluciónde 15 de febrero de 1999, de la Secretaría de Estadode Industria y Energía, por la que se modifican lasreglas de funcionamiento del Mercado de Producciónde Energía Eléctrica y se prorroga la vigencia del con-trato de adhesión a dichas reglas (BOE 25/2/99).
La Ley 54/1997, el Real Decreto 2019/1997 y laOrden de 29 de diciembre de 1997, antes citados,establecen la regulación y las normas fundamentalespor las que ha de regirse el mercado de producción deenergía eléctrica; pero dicha regulación, por su propianaturaleza no puede alcanzar el detalle necesariopara el funcionamiento diario del mismo.
De hecho para realizar la gestión económica referidaal eficaz desarrollo del mercado, tanto la Ley54/1997 como el Real Decreto 2019/1997 estable-cen la aprobación por el Ministerio de Industria, en laactualidad por el Ministerio de Economía, de lasreglas y condiciones de funcionamiento y liquidacióndel mercado de producción, a las que deben adherir-se expresamente los compradores y vendedores en elmercado por medio de la suscripción del correspon-diente contrato de adhesión.
A propuesta de OMEL, las Reglas de Funcionamientodel Mercado, han experimentado varios cambios reco-giendo, por una parte adaptaciones a la nueva legis-lación que se ha ido publicando y por otra, determi-nadas modificaciones a la primera redacción que laexperiencia hacía aconsejable adoptar.
Las Reglas contienen los procedimientos y condicionesde carácter general que resultan necesarios para el efi-caz desarrollo del mercado de producción de energíaeléctrica, y específicamente para el mercado diario eintradiario, su gestión económica, la participación enel mismo de los sujetos que realizan actividades desti-nadas al suministro de energía eléctrica y de los con-sumidores cualificados, y, en particular, sobre:
1. La definición, desarrollo y funcionamiento de los sis-temas informáticos necesarios para garantizar la trans-parencia en las transacciones que se realicen en elmercado y que incluyen:
- la presentación de ofertas de venta y adquisiciónde energía eléctrica,
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- el procedimiento de casación, en el mercado diario e intradiario, de las ofertas de venta y adquisición deenergía eléctrica,
- la determinación y comunicación a los agentesdel mercado y al operador del sistema de los resul-tados de la casación de las ofertas y del precio mar-ginal de la energía eléctrica en los mercados diario eintradiario,
- la determinación y comunicación a los agentesdel mercado y al operador del sistema del programadiario base de funcionamiento derivado de la casa-ción en el mercado diario, de los contratos bilatera-les físicos comunicados por los agentes, y los exce-dentes de producción de los autoproductores,
- la determinación y comunicación a los agentesdel mercado y al operador del sistema del programahorario final derivado de cada sesión del mercadointradiario,
- la determinación y comunicación a los agentesdel mercado y al operador del sistema de los preciosfinales de la energía eléctrica,
- la liquidación y comunicación de los pagos ycobros que deben realizarse en virtud del precio finalde la energía eléctrica,
- el procedimiento de cálculo y aceptación de garan-tías que deben prestar quienes realicen adquisicionesen el mercado de producción de energía eléctrica,
Directiva 96/92/CEMercado interior
Ley 54/1997, R.D. Ley 6/1999 y R.D. Ley 6/2000
Contrato de Adhesión y Reglas de Funcionamiento
del Mercado
R.D. 2018/97Medidas
R.D. 2019/97Mercado
R.D. 2820/98Acceso a las redes
Orden de 29-XII-97Mercado
Orden de 17-XII-98Garantía de Potencia
Orden de 14-VII-98Agentes Externos
Orden de 12-IV-99Medidas
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2. Procedimientos para la realización de las opera-ciones mencionadas anteriormente, horarios, plazos,reclamaciones, formatos, etc.
3. Las condiciones de adhesión a las Reglas deFuncionamiento del Mercado de Producción deEnergía Eléctrica.
4. La forma de constitución y determinación del mon-tante de las garantías que deben prestar los compra-dores en el mercado de producción de energía eléctri-ca.
5. El procedimiento de revisión de las Reglas deFuncionamiento del Mercado.
6. El procedimiento de resolución de los conflictos quepuedan presentarse.
En la actualidad está en tramitación una propuesta demodificación de las Reglas de Funcionamiento delMercado para adaptarlas al Real Decreto-Ley6/2000.
2.5. FUNCIONES DE OMEL
Las funciones que la Ley 54/97, de 27 de noviem-bre, del Sector Eléctrico y el Real Decreto 2019/97,de 26 de diciembre, por el que se organiza y regulael mercado de producción de energía eléctrica, enco-miendan a la Compañía Operadora del MercadoEspañol de Electricidad, S.A., se pueden clasificarcomo sigue:
a) Sobre el funcionamiento de los mercados
Asumir las funciones necesarias para realizar la ges-tión económica referida al eficaz desarrollo del mer-cado de producción de electricidad.
La recepción de las ofertas de venta emitidas paracada período de programación por los titulares de lasunidades de producción de energía eléctrica.
La recepción y aceptación de las ofertas de adquisi-ción de energía y las garantías que, en su caso, pro-ceden.
La casación de las ofertas de venta y de adquisición.
La comunicación a los titulares de las unidades de pro-ducción, así como a los distribuidores, comercializa-dores, consumidores cualificados y al operador del sis-tema de los resultados de la casación de las ofertas, laprogramación de entrada en la red derivada de lamisma y el precio marginal de la energía.
Recibir del operador del sistema la información relati-va a las modificaciones introducidas sobre la casa-ción, en razón de alteraciones técnicas o situacionesexcepcionales en la red de transporte o, en su caso, dedistribución.
La determinación de los precios finales de la energíapara cada período de programación y la comunica-ción a todos los agentes implicados.
La liquidación y comunicación de los pagos y cobrosque deberán realizarse en virtud del precio final de laenergía resultante del sistema, del funcionamiento efec-tivo de las unidades de producción, de la disponibili-dad de unidades de producción en cada período deprogramación y de aquellos otros costes que regla-mentariamente se determinen.
Recibir la información relativa a los sujetos que se handirigido al operador del sistema, a fin de que éste con-firme las incidencias que justifiquen la excepción de ofer-tar.
La definición, desarrollo y operación de los sistemasinformáticos necesarios para garantizar el funciona-miento y la transparencia de las transacciones que serealicen en el mercado de producción de energíaeléctrica.
b) Sobre la información adicional o de otrastransacciones que se precisa para efectuar laprogramación
Recibir de los productores en régimen especial, lainformación relativa a la producción prevista paracada período de programación.
Recibir la información relativa a las producciones pre-vistas para cada unidad de producción (cuando inclu-ya más de una unidad física) correspondiente a lasofertas casadas y los insumos que hayan de efectuarseen cada uno de los nudos de conexión a la red, paraatender las demandas aceptadas.
c) Sobre la información de otras transaccio-nes liberalizadas
Recibir de los titulares de contratos bilaterales físicosinformación relativa a los mismos, con indicación delos períodos temporales en que éstos se ejecuten.
Recibir de los titulares de otros tipos de contratos loselementos de los mismos que reglamentariamente sedeterminen.
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d) Sobre las Reglas del Mercado y el Contratode Adhesión
Proponer al Ministerio de Economía para su aproba-ción las Reglas de Funcionamiento del Mercado.
La presentación para su aprobación de las modifica-ciones de las Reglas y del Contrato de Adhesión a lasmismas.
La exigencia a los agentes del mercado de acreditarel cumplimiento de las condiciones reglamentariaspara su actuación.
e) Sobre la información a los agentes delmercado
Hacer público el resultado de la casación de los mer-cados diario e intradiario.
Hacer público, en el ámbito de su competencia, losdatos agregados comprensivos de volúmenes y precios,así como los datos relativos a las capacidades comer-ciales, intercambios intracomunitarios e internacionalespor frontera y, en su caso, por país, así como las cur-vas agregadas de oferta y demanda correspondientes.
Garantizar el secreto de la información de carácterconfidencial que le haya sido puesta a su disposiciónpor los agentes del mercado, de acuerdo con las nor-mas aplicables.
f) Sobre la información a terceros
Informar públicamente sobre la evolución del mercadocon la periodicidad que se determine.
Publicar en medios de difusión nacional aquella infor-mación que, teniendo carácter público, se considerede interés general.
g) Sobre los principios de independencia,transparencia y objetividad
Adoptar las medidas y acuerdos que sean necesariospara el efectivo cumplimiento de las limitaciones departicipación directa o indirecta en el capital social dela Compañía, incluso mediante la compraventa, obli-gada para el partícipe interesado, de la participacióndeterminante del incumplimiento de dicha disposiciónlegal.
Elaborar y hacer público el código de conducta deloperador del mercado.
Comunicar a la autoridad competente cualquier com-portamiento de los agentes del mercado que puedasuponer una alteración del correcto funcionamiento delmismo.
h) Sobre previsiones a corto y medio plazo
Prever a corto y medio plazo, en coordinación con eloperador del sistema, la utilización del equipamientode producción, en especial del uso de las reservashidroeléctricas, de acuerdo con la previsión de lademanda, la disponibilidad del equipamiento eléctricoy las distintas condiciones de hidraulicidad que pudie-ran presentarse dentro del período de previsión.
3.1 Organización del mercado de electricidad
3.2 Principios por los que se rige el mercado de electricidad, de acuerdo con su regulación
3.3 Secuencia y procesos del mercado
3.4 Mercados diario e intradiario
3.5Procesos de gestión técnica del sistema
3.6Liquidaciones
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
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El principio básico que preside la organización delmercado de electricidad, es la libertad de contrata-ción, declarada por la Ley 54/1997, para pro-ductores, comercializadores y consumidores. Parahacer viable y facilitar esta libertad de contratación, laLey crea el mercado de electricidad, cuyas caracte-rísticas y organización se describen a continua-ción.
3.1. ORGANIZACIÓN DEL MERCADODE ELECTRICIDAD
El mercado de producción de energía eléctrica se con-figura en la actualidad, como el conjunto de transac-
ciones económicas derivadas de la participación delos agentes del mercado en las sesiones, del mercadodiario, incluidos contratos bilaterales, del mercadointradiario y de la aplicación de los procedimientos deoperación técnica del sistema.
Los agentes del mercado son las empresas habilitadaspara actuar directamente en el mercado eléctricocomo vendedores y compradores de electricidad.Pueden actuar como agentes del mercado los produc-tores, distribuidores y comercializadores de electrici-dad así como los consumidores cualificados de ener-gía eléctrica y las compañías eléctricas o consumido-res, residentes en otros países.
3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Agente productor
Contratobilateral físico
Agente autoproductor
Régimen especial
Agente externo
vendedor
Consumidorcualificado
Agente comercializador
Agente distribuidor
Consumidor a tarifa
Agente externo
comprador
OOMMEELL
También pueden realizar contratos bilaterales los productores con agentes externoscompradores y los agentes externos vendedores con los consumidores, así comoagentes externos vendedores y compradores entre sí.
TRANSACCIONES DE LOS AGENTES DEL MERCADO
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Los productores, comercializadores, agentes externosy consumidores cualificados pueden acudir al mercadocomo agentes del mercado o celebrar contratos bilate-rales, que deberán ser declarados al operador delmercado. Una vez declarados, su ejecución pasa a serfirme con los mismos derechos y obligaciones que lastransacciones del mercado organizado.
De esta manera, el modelo de liberalización en nues-tro país se configura como un modelo en el que pue-den coexistir la contratación en un mercado organiza-do oficial, con la contratación externa al mercadoorganizado, siendo una finalidad primordial de dichomercado organizado posibilitar a los agentes un siste-ma de contratación en condiciones de igualdad paratodos ellos, proporcionando una correcta formación delos precios.
La gestión económica del sistema eléctrico está enco-mendada a la Compañía Operadora del MercadoEspañol de Electricidad, S.A., OMEL, que es respon-sable de la gestión de los mercados diario e intradia-rio, de la solución de restricciones técnicas, en cola-boración con el operador del sistema, de la obtencióndel precio final de la energía para cada agente y delas liquidaciones y facturación de todos los mercadosy procesos.
Red Eléctrica de España, S.A. tiene encomendadas lasfunciones del operador del sistema, y, en consecuen-cia, es responsable de los procesos de gestión técnicadel sistema, debiendo utilizar mecanismos competiti-vos, siempre que sean compatibles con la salvaguardade la adecuada seguridad y calidad del suministro.
GESTIÓN ECONÓMICA Y TÉCNICA DEL SISTEMA ESPAÑOL
GESTIÓN ECONÓMICA - OM
- Operación de los mercados
- Comunicaciones derivadas de la operación de los mercados
- Liquidaciones y pagos de los mercados, sscc y otros procesosde operación técnica
- Difusión de la información pública
- Coordinación con otros mercados internacionales
- Fomento del desarrollo del mercado
- Cooperación con otras entidades en materia de previsiónde la cobertura de demanda
- Información a las administraciones públicas sobre compor-tamientos contrarios al correcto funcionamiento del mercado
GESTIÓN TÉCNICA - OS
- Garantizar el equilibrio técnico en las redes
- Proponer y aplicar los criterios de seguridad
- Garantizar el acceso a la red de transporte
- Proponer la planificación de la red de transporte
- Establecer los requerimientos para la regulación del sistema
- Servicios complementarios y otros procesos de operacióntécnica
- Previsión de la cobertura de la demanda
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En el mercado diario se realizan la mayoría de lastransacciones. En él participan como vendedores todaslas unidades de producción disponibles por la parte depotencia no vinculada a un contrato bilateral físico ylos comercializadores que dispongan de energíaadquirida a agentes externos o a productores en régi-men especial. Los compradores en el mercado diarioson los distribuidores, comercializadores y consumido-res cualificados. Los agentes externos pueden partici-par como compradores y vendedores.
Una vez celebrada la sesión del mercado diario, eloperador del sistema estudia la viabilidad técnica delprograma de funcionamiento para garantizar la segu-ridad y fiabilidad del suministro. Si la programaciónresultante del mercado diario más los contratos bilate-rales no cumple los requisitos de seguridad, el proce-dimiento conjunto del operador del mercado y del ope-rador del sistema da solución a dichas restriccionestécnicas modificando el programa de las unidades deproducción resultante del mercado diario y de los con-tratos bilaterales.
El mercado intradiario consta actualmente de seissesiones que se celebran a lo largo de las 24 horas deldía, pudiendo acudir al mismo como compradores yvendedores los titulares de unidades de producción,
los distribuidores, comercializadores y consumidorescualificados que tengan la condición de agentes delmercado, así como los agentes externos y los titularesde contratos bilaterales físicos.
Los procesos de gestión técnica tienen por objeto queel suministro se realice en las condiciones de calidad yfiabilidad establecidas y que la producción y el consu-mo se encuentren permanentemente equilibrados. Songestionados por el operador del sistema mediantemecanismos de subasta entre unidades de producción,siempre que esto sea posible.
Como resultado de estas transacciones y procesos eloperador del mercado efectúa la liquidación, es decirla determinación de los derechos de cobro y obliga-ciones de pago correspondientes a cada agente queha participado en el mercado, según el precio finalque le haya correspondido.
Las opciones de contratación en el mercado dan lugara que el precio de la electricidad en el punto de sumi-nistro del consumidor cualificado tenga dos compo-nentes, el precio final del mercado y la tarifa o peajea satisfacer por el uso de las redes de transporte y dis-tribución, tal como se muestra en la figura siguiente.
EL PRECIO DE LA ELECTRICIDAD
Peajes
Precio de laelectricidad en cada punto
de suministro
OMEL factura el precio final del mercado
Los distribuidores facturan los peajes por el uso de las redes
Los comercializadores facturan sólo la energía, o ambos
Pago por potencia
Pago por energía
I.V.A.
+
=
Precios del mercado diario e intradiario
Precio/costes de los procesos de operación técnicadel sistema gestionados por REE
Garantía de potencia
Recargo de moratoria nuclear (3,54%) , impuesto sobre la electricidad (4,864%) e I.V.A.
Precio final del mercado
Nivel de tensión
Período de suministro
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La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico encomienda alMinisterio de Economía, la aprobación de las Reglasde Funcionamiento del Mercado de Producción deEnergía Eléctrica y del Contrato de Adhesión a las mis-mas, previo informe de la Comisión Nacional deEnergía, y a propuesta del operador del mercado.
La Comisión Nacional de Energía tiene por misiónvelar por que las actividades del mercado se lleven acabo en régimen de libre competencia.
El Comité de Agentes del Mercado, órgano privadoque integra a los representantes de todos los sujetosque tienen acceso al mercado, al operador del merca-do y al operador del sistema, tiene funciones de super-visión de funcionamiento del mercado y de asesora-miento al operador del mercado.
3.2. PRINCIPIOS POR LOS QUE SE RIGEEL MERCADO DE ELECTRICIDAD,DE ACUERDO CON SU REGULACIÓN
La gestión del mercado de electricidad debe realizar-se observando principios de transparencia, objetivi-dad e independencia, de acuerdo con la Ley delSector Eléctrico y sus disposiciones de desarrollo.
La participación en el mercado se realiza a través deun sistema electrónico de contratación que posibilita laincorporación de un gran número de agentes de com-pra y venta de electricidad en un lapso reducido detiempo, la realización de un alto número de transac-ciones y la elaboración de las liquidaciones corres-pondientes, con eficacia y transparencia.
Características del mercado
Similitud a otros mercados
El mercado de electricidad es un mercado reguladosimilar a otros mercados organizados de mercancías,e incluso, a los mercados financieros, que garantiza laobjetividad y transparencia de las operaciones reali-zadas en el mismo.
Mercado público
Se trata de un mercado público, al que pueden acce-der todas las entidades y personas que cumplan lascondiciones de acceso establecidas con carácter gene-ral en las disposiciones y normas reguladoras, igualespara todos, con expresa previsión temporal de accesode todos los consumidores, que será plena el 1 deenero de 2003.
Garantía de los participantes
La garantía de los participantes en el mercado seapoya fundamentalmente en cinco puntos:
• Las Reglas de Funcionamiento del Mercado y, en gene-ral, toda la normativa son públicas y conocidas portodos los agentes o por quienes deseen adquirir talcondición. Además, los cursos sobre el mercado deelectricidad impartidos por la Compañía Opera-dora, en algunas ocasiones en colaboración conotras instituciones, aseguran la difusión de la nor-mativa a todas las personas interesadas, junto alsistema general de información al público estable-cido por OMEL, vía Internet y medios públicos dedifusión, que se expone posteriormente.
• Las Reglas son únicas para todos los participantes,con independencia del volumen de operaciones ode la naturaleza de su actividad, producción, dis-tribución, comercialización o consumo.
• Los derechos y las obligaciones de todos los partici-pantes en el mercado están contenidos en lasReglas, y aceptados expresamente en el Contratode Adhesión, sin que quepa discrecionalidad porparte de la Compañía Operadora. Tanto las cues-tiones relativas a las ofertas presentadas y a su casa-ción, como las que se refieren a los derechos econó-micos derivados de ella, están regulados y detalla-dos en las Reglas de manera que todas las actua-ciones de los agentes y de la Compañía son repro-ducibles por los participantes en el mercado.
• Las Reglas prevén todas las contingencias posiblespara poder efectuar la casación y las operacio-nes subsiguientes en cualquier caso. Incluso paralas eventualidades de fuerza mayor se prevén meca-nismos de emergencia para concluir los procesos.
• El sistema de garantías de pago, establecido enlas reglas, asegura el correcto funcionamiento y la efec-tividad económica de las transacciones en benefi-cio de todos los participantes.
3.3. SECUENCIA Y PROCESOS DEL MERCADO
El conjunto de sesiones del mercado de producción deenergía eléctrica que se celebran el día anterior alcorrespondiente al suministro, tiene por finalidad ladeterminación de las transacciones de electricidad y laprogramación de las unidades de producción necesa-rias para que se realicen dichos intercambios.
De conformidad con las Reglas de Funcionamiento delMercado, el esquema de funcionamiento es el siguiente:
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• El mercado diario, al que se pueden enviar ofertasen todo momento, con el límite de la hora de cie-rre del período de recepción de las mismas, publi-ca los resultados de la sesión correspondiente a las11 horas. Las transacciones derivadas de la sesióndel mercado diario, junto a los contratos bilateralesy los contratos internacionales suscritos por REEdan lugar al programa diario base de funciona-miento.
• Una vez celebrada la sesión del mercado diario seprocede a estudiar y a dar solución a las restriccio-nes técnicas que pudieran derivarse del resultadodel mercado diario. Este proceso finaliza a las 14horas.
• Sobre la base del programa diario viable provisio-nal, el operador del sistema asigna, mediante subas-
ta basada en el precio marginal, las bandas de regu-lación secundaria a subir y a bajar a las unidadesde producción participantes. El resultado, que sepublica a las 16 horas, es el programa diario viable.
• A continuación se produce la convocatoria de lasdistintas sesiones, seis en la actualidad, del mercadointradiario. El resultado de cada sesión del merca-do intradiario es el programa horario final.
• El equilibrio físico en la red entre la producción yel consumo de electricidad, en cada momento,sobre la base de los resultados del mercado, serealiza por el operador del sistema, mediante laaplicación de servicios complementarios.
La secuencia de las operaciones del mercado y elhorario correspondiente figuran a continuación:
Contratos Bilaterales Nacionales
SOLUCIÓN RESTRICCIONES TÉCNICAS
SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
OTROS PROCESOS DE GESTIÓNTÉCNICA EN TIEMPO REAL
ResultadoCasación
ContratosBilaterales
Internacionales
MERCADO DIARIO
6 MERCADOS INTRADIARIOS
Programa Base de Funcionamiento
Programa Diario Viable
Programas HorariosFinales
Programas HorariosOperativos
+
SECUENCIA DE OPERACIONES DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
OPERADOR MERCADO OPERADOR SISTEMA ENERGÍA CONTRATADA
30
MERCADOS INTRADIARIOS
MERCADO DIARIO SESIÓN SESIÓN SESIÓN SESIÓN SESIÓN SESIÓN
1ª 2ª 3ª 4ª 5ª 6ª
APERTURA DE SESIÓN 16:00 21:00 01:00 04:00 08:00 12:00
RECEPCIÓN C. BILATERALES INTERNACIONALES 10:00
CIERRE DE SESIÓN 10:00 17:45 21:45 01:45 04:45 08:45 12:45
CASACIÓN 11:00 18:30 22:30 02:30 05:30 09:30 13:30
RECEPCIÓN C. BILATERALES NACIONALES 11:00
RECEPCIÓN Y ENVÍO DE AUTOPRODUCTORES 11:00
PUBLICACIÓN DEL PROGRAMA BASE DE 11:00FUNCIONAMIENTO (PBF)
RECEPCIÓN Y ENVÍO DE DESGLOSES 12:00 18:45 22:45 02:45 05:45 09:45 13:45DE PRODUCCIÓN E INSUMOS DE DEMANDA
ANALISIS DE RESTRICCIONES 14:00 19:20 23:10 03:10 06:10 10:10 14:10
RECUADRE POR RESTRICCIONES 14:00
PUBLICACIÓN DEL PROGRAMA VIABLE 16:00DEFINITIVO (PVD)
RECUADRE POR RESTRICCIONES Y PUBLICACIÓN 19:35 23:20 03:20 06:20 10:20 14:20DEL PROGRAMA HORARIO FINAL (PHF)
HORIZONTE DE PROGRAMACIÓN 24 horas 28 horas 24 horas 20 horas 17 horas 13 horas 9 horas(Períodos horarios) (1-24) (21-24) (1-24) (5-24) (8-24) (12-24) (16-24)
HORARIO DE LAS SESIONES DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
3.4. MERCADOS DIARIO E INTRADIARIO
Ambos mercados están basados en la formación deuna curva de oferta y otra de demanda, que se cons-truyen a partir de las ofertas de venta y adquisición res-pectivamente, cuya intersección, determinada informá-ticamente, permite establecer el punto de equilibrio delmercado y el resultado de la casación.
3.4.1. El mercado diario
El mercado diario, como parte integrante del mercadode producción de energía eléctrica, tiene por objetollevar a cabo las transacciones de energía eléctricapara el día siguiente mediante la presentación de ofer-tas de venta y adquisición de energía eléctrica porparte de los agentes del mercado, con garantía desuministro.
Las ofertas de venta y compra pueden realizarse con-siderando de 1 a 25 tramos en cada hora, en cadauno de los cuales se oferta energía y precio paradicha hora, siendo creciente el precio en cada tramoen el caso de las ventas, y decreciente en el caso delas compras.
Las ofertas de venta pueden ser simples o incorporaropcionalmente condiciones adicionales.
Las ofertas simples se presentan para cada períodohorario y unidad de producción con expresión de unprecio y de una cantidad de energía.
Las ofertas complejas son aquellas que, cumpliendocon los requisitos exigidos para las ofertas simples,incorporan además todas, algunas o alguna de lascondiciones técnicas o económicas indicadas en elcuadro siguiente:
OOffee rr tt aass ss ii nn pprreecc iioo
Curva de demandarígida
OOffee rr tt aass ccoonn pprreecc iioo
Curva de demandadecreciente
No incorpora condiciones complejas
OOffee rr tt aass ss iimmpp ll eess
Curva de ofertacreciente
OOffee rr tt aass ccoommpp ll ee jjaass
IndivisibilidadIngresos mínimos
Gradiente de cargaParada programada
OFERTAS DE VENTA OFERTAS DE COMPRA
31
OMEL realiza la casación de las ofertas de compra yventa de energía eléctrica, recibidas antes de las10:00 horas del día, de manera que el precio en cadaperíodo horario será igual al precio del último tramo
de la oferta de venta de la última unidad de produc-ción cuya aceptación haya sido necesaria para aten-der la demanda que haya resultado casada.
PTA/kWh
MWh
Preciomarginal
diario
Ofertas deventa
Energía casada
Ofertas deadquisición
Punto de corte.Precio de la última
oferta de venta
MERCADO DIARIOCurvas de oferta y demanda
Para incorporar las ofertas de los agentes externos, sereparte la capacidad de la interconexión afectadaentre, contratos bilaterales por una parte y operacio-nes del mercado organizado por otra, de una formaproporcional. El resultado de la casación incorporará,de acuerdo con la precedencia económica, aquellasofertas que no sobrepasen la capacidad de intercone-xión asignada a las operaciones de mercado.
El resultado de la casación contiene el precio marginaly la programación de entrada en la red establecidapor OMEL, a partir de la casación de las ofertas deventa y adquisición, para cada hora.
El programa diario base de funcionamiento se obtienea las 11 horas, una vez recibidas las comunicacionesde las ejecuciones de los contratos bilaterales, asícomo la información sobre la producción en régimenespecial que no ha presentado ofertas al mercado.
El programa base de funcionamiento incorpora lossiguientes elementos:
• El precio marginal para cada hora.• La energía eléctrica casada para las unidades de producción y adquisición en cada hora. • Orden de precedencia económica de las ofertas de venta. • Energía eléctrica programada para las unidades de producción exceptuadas de la obligación de presentar ofertas.
- Excedente de los productores en régimen especial.- Ejecución de los contratos bilaterales según comunicación de sus titulares.
• Comunicación del detalle de la producción e insumos de las ofertas casadas por unidad de producción o nudo de conexión a la red.
INFORMACIÓN DEL PROGRAMA BASE DE FUNCIONAMIENTO
32
3.4.2. Solución de las restricciones técnicas
Si el programa base de funcionamiento no respeta lacapacidad máxima de intercambio entre sistemas eléc-tricos, o los requisitos de seguridad, el procedimientode solución de restricciones técnicas opera de lasiguiente manera:
• Modifica el programa base de funcionamientoincorporando o retirando la producción necesariapara resolver los problemas técnicos.
• Restituye el equilibrio entre la producción y la deman-da.
• El criterio para las operaciones anteriores es la prece-dencia económica de las ofertas del mercado diario.
PTA/kWh
MWh
Precio Marginal
Er Er
Energía asignada por restriccionesEr, a precio de oferta Pof
Demanda
Pof
SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES
33
3.4.3. El mercado intradiario
El mercado intradiario se estructura actualmente enseis sesiones. Por cada unidad de producción o adqui-
sición se pueden presentar múltiples ofertas de compray/o venta. En la figura siguiente se recoge gráfica-mente el horario de las mismas.
Intrad. 1 (28 horas)
Intrad. 2 (24 horas)
Intrad. 3 (20 horas)
Intrad. 4 (17 horas)
Intrad. 5 (13 horas)
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
SESIONES DEL INTRADIARIO
Horarios
Intrad. 6 (9 horas)
Pueden presentar ofertas a las diferentes sesiones delmercado intradiario:
• Los titulares de unidades de producción habilita-dos para presentar ofertas en el mercado diario.
• Los titulares de unidades de adquisición habilita-dos para presentar ofertas en el mercado diario.
• Los titulares de contratos bilaterales que hayan co-municado la ejecución de los mismos a efectos delprograma diario de funcionamiento correspondien-te.
La participación en este mercado puede realizarse conel único requisito de respetar los compromisos previossobre prestación de servicios complementarios y lacondición, para las unidades de adquisición, de haberparticipado en el mercado diario o ejecutado un con-trato bilateral.
Las ofertas de venta o de compra pueden realizarseconsiderando de 1 a 5 tramos en cada hora, en cadauno de los cuales los precios deben ser crecientes para
las ofertas de venta y decrecientes para las decompra.
Las ofertas simples contienen un precio y una cantidadde energía para cada hora, pudiendo incorporar,opcionalmente, condiciones adicionales. Dichas condi-ciones pueden ser las siguientes:
• Gradiente de carga.
• Ingreso mínimo o pago máximo.
• Aceptación completa en la casación del tramo pri-mero de la oferta.
• Aceptación completa en cada hora en la casacióndel tramo primero de la oferta.
• Condición de mínimo número de horas consecuti-vas de aceptación completa del tramo primero dela oferta.
• Energía máxima.
34
CURVA AGREGADA DE OFERTA
CURVA AGREGADA DE DEMANDA
Ofertas de venta de unidadesde producción y ofertas de ventade la energía previamente adquiridapor los distribuidores, consumidorescualificados y comercializadores
Ofertas de adquisición presenta-das por los distribuidores, consu-midores cualificados y comerciali-zadores y ofertas de compra de laenergía previamente vendida porlas unidades de producción
PTA/kWh
Energía casada MWh
Precio marginalintradiario
PROCESO DE CASACIÓN
OMEL realiza la casación de las ofertas de compra yventa, de manera que el precio en cada período hora-rio de programación sea igual al precio del últimotramo de la oferta de venta, cuya aceptación haya
sido necesaria para atender total o parcialmente lasofertas de adquisición a un precio igual o superior alprecio marginal.
El operador del sistema, en caso de identificar algunarestricción que impida que el programa horario finalque resultaría de la aplicación de la casación del mer-cado intradiario se realizase manteniendo los criteriosde calidad, seguridad y fiabilidad, resuelve dicha res-tricción seleccionando el conjunto de ofertas casadasde compra o de venta que resuelva las restricciones,retirándolas de la casación.
El operador del mercado mantiene el equilibrio entrelas compras y las ventas de energía, retirando la ener-gía necesaria al efecto, sobre la base de la preceden-cia económica del mercado intradiario.
Como proceso final el operador del mercado estable-ce el programa horario final cuyos componentes figu-ran a continuación:
• El precio marginal intradiario para cada hora.• La energía eléctrica casada para las unidades de producción y adquisición incluyendo la incorporada en los
programas anteriores. • Orden de precedencia económicas en las ofertas de venta y de compra del intradiario. • Detalle de la producción e insumos de las ofertas casadas por unidad de producción o nudo de conexión
a la red.
INFORMACIÓN DEL PROGRAMA HORARIO FINAL DE CADA SESIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO (6 SESIONES)
35
Subastas:Gestión de desvíos
Regulación secundaria
Precedencia económica:Regulación terciaria
Asignaciones en tiempo realRequerimiento
Precio Precio
Energía/Potencia Potencia
OfertasOfertas
PROCESOS DE GESTIÓN TÉCNICA
3.5. PROCESOS DE GESTIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA
Los procesos de gestión técnica del sistema son aque-llos que resultan necesarios para asegurar el suministrode energía eléctrica en las condiciones de calidad, fia-bilidad y seguridad necesarias, mediante gestión dedesvíos y servicios complementarios que pueden ser decarácter obligatorio o potestativo:
• Servicios complementarios obligatorios: regula-ción primaria y control de tensión (requisito míni-mo).
• Servicios complementarios potestativos: regula-ción secundaria, regulación terciaria, control detensión y reposición de servicio.
Estos procesos, siempre que es posible, se gestionanmediante subastas de requerimientos de potencia oenergía demandados por el operador del sistema, alas que las unidades de producción presentan ofertasque se ordenan por orden de precedencia económica,salvo el servicio complementario de control de tensión,que se basa en precios regulados.
36
3.6. LIQUIDACIONES
La liquidación del mercado de producción de energíaeléctrica es el proceso mediante el cual OMEL deter-mina, sobre la base del precio final para cada agen-te, el importe a pagar por los compradores y a perci-bir por los vendedores, así como la comunicación delas obligaciones de pago y derechos de cobro y la fac-turación correspondiente.
3.6.1. Determinación del precio final
El precio final de la energía se calcula por OMEL concarácter horario, incorporando los siguientes compo-nentes:
• Precio de casación del mercado diario.
• Coste o ingreso resultante del proceso de soluciónde restricciones técnicas.
• Coste o ingreso de la subasta de regulación secunda-ria.
• Precio de casación del mercado intradiario.
• Coste o ingreso de la garantía de potencia.
• Coste o ingreso de los procesos de operación técni-ca del sistema necesarios para regulación y paracompensar los desvíos sobre la contratación.
• Exceso o déficit de los contratos internacionales suscri-tos por Red Eléctrica.
OMEL realiza la liquidación con la información resul-tante de los procesos de casación de los mercados dia-rio e intradiario, de la solución de restricciones técnicasy de la información que el operador del sistema ponea disposición del operador del mercado sobre los resul-tados de los procesos que son de su responsabilidad.
De esta manera cada agente del mercado tiene un preciohorario final que es función de su participación en cadauno de los mercados y procesos de operación técnica.
3.6.2. Garantía de potencia
El coste por garantía de potencia o de capacidad esun componente del precio final de la electricidad, cuyoobjeto es que dicho precio pueda identificarse comouna señal correcta a medio plazo para los participan-tes en el mercado y que exprese, asimismo, el coste dela garantía de suministro a todos los consumidores,prevista en la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico.
El volumen total de cobros y pagos previsto en la nor-
mativa vigente por este concepto es el que resulta deaplicar 0,80 PTA/kWh al volumen de energíademandada, en barras de central, en el mercadoorganizado de producción por los consumidores fina-les nacionales.
Las unidades de producción de energía eléctrica delrégimen ordinario, que estén obligadas a presentarofertas en el mercado de producción tendrán derechoa obtener la retribución por garantía de potencia,siempre que acrediten un funcionamiento mínimo de480 horas anuales a plena carga o equivalentes si nofunciona a plena carga. La asignación a las distintasunidades de producción se realiza de manera propor-cional al producto de los factores siguientes:
• Coeficiente de disponibilidad.
• Potencia equivalente, que es la media de la po-tencia neta instalada y de la potencia limitada pordisponibilidad de materias primas.
En el caso de centrales hidráulicas este último términoes función de la producción de los últimos cinco añosnaturales.
Los autoproductores, con una potencia superior a 5MW, que utilicen la cogeneración u otras formas deproducción térmica de electricidad asociadas a activi-dades no eléctricas, acogidos a los Reales Decretos2366/1994 y 2818/1998, que voluntariamente rea-licen ofertas al mercado, así como los titulares de ins-talaciones en régimen especial con potencia superior a50 MW acogidos al Real Decreto 2366/1994, ten-drán derecho a percibir por su producción o exceden-tes de energía la cantidad de 1,50 PTA/kWh en con-cepto de garantía de potencia.
A efectos del pago por garantía de potencia, los distin-tos sujetos que adquieren energía en el mercado de pro-ducción de energía eléctrica se dividen en dos grupos:
• Consumidores cualificados, comercializadores para suventa a consumidores cualificados y agentes externos.
• Distribuidores.
El pago por garantía de potencia es proporcional a lademanda en barras de central de los distintos sujetos.
Los sujetos del primer grupo efectúan el pago por garan-tía de potencia, calculado como la suma de productosde su demanda en cada hora por el precio de lagarantía de potencia correspondiente a la misma.Dicho precio es función del período tarifario definidoen la tarifa de acceso que se aplique; las tarifas pue-den ser de 6, 3, 2, ó 1 períodos. Para la tarifa de 6
37
PERÍODOS TARIFARIOSCOMPRADORES: COMERCIALIZADORES, CONSUMIDORES CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
L VENERO
S, D, F
L VFEBRERO
S, D, F
L VMARZO
S, D, F
L VABRIL
S, D, F
L VMAYO
S, D, F
L VJUNIO
S, D, F
L VJULIO
S, D, F
L VAGOSTO
S, D, F
L VSEPTIEMBRE
S, D, F
L VOCTUBRE
S, D, F
L VNOVIEMBRE
S, D, F
L VDICIEMBRE
S, D, F
períodos, el precio varía entre 1,3 PTA/kWh para elperíodo 1 y las 0 PTA/kWh del período 6. Para la de3 períodos los precios son de 1,3; 0,7, y 0,0 PTA/kWh.Para la de 2 períodos los precios son de 2,2 y 0,0PTA/kWh, siendo de 2,2 PTA/kWh para tarifas deacceso de un solo período.
Los distribuidores pagan el mismo precio unitariotodas las horas del mes. Este precio se calcula divi-diendo el total del cobro mensual, deducidos los pagosrealizados por los sujetos del primer grupo indicado,por la demanda en barras de central de los distribui-dores.
El pago total de estos agentes por garantía de potenciase calcula como el producto de su demanda mensual enbarras de central por el precio unitario medio mensualcalculado como se indica en el párrafo anterior. Al ser eltotal de los pagos función del realizado por el resto de lossujetos su precio unitario puede ser diferente cada mes.
El cuadro siguiente contiene los precios para comer-cializadores, clientes cualificados y agentes externosen los diferentes períodos tarifarios para la tarifa deseis períodos.
Período 11,3 PTA/kWh
Período 20,6 PTA/kWh
Período 30,4 PTA/kWh
Período 40,3 PTA/kWh
Período 50,3 PTA/kWh
Período 60,0 PTA/kWh
38
LiquidaciónMedidas
Medidas
Medidas
- Puntos frontera- Medidas de puntos frontera- Pérdidas de transporte- Desvíos internacionales deregulación
- Asignación puntos frontera aunidades
SISTEMA DE INFORMACIÓN DE MEDIDAS ELÉCTRICAS
Agentes delmercado
Operador del mercado
Operador del sistema
3.6.3. Medidas y desvíos de medidas
El Mercado de Electricidad tiene la característica espe-cífica de que la contratación y la liquidación no sondefinitivas, mientras no se produzca efectivamente elsuministro y quede reflejado en el correspondiente con-tador, que debe ser capaz de proporcionar medidashorarias para adaptarse al funcionamiento de los mer-cados.
El operador de mercado recibe los datos de medidasdel concentrador principal de medidas eléctricas ges-tionado por el operador del sistema, a efectos dedeterminación del precio final para cada agente y desu liquidación, de acuerdo con el siguiente esquema.
Concentradorsecundario
Concentradorprincipal
Los requerimientos vigentes para la medida son:
• Medida encriptada y firmada en el contador registrador.
• Recibida individualmente y sin ningún tipo de mani-pulación en el concentrador principal.
• Posible existencia de concentradores secundarios yentidades encargadas del traslado de las medidasentre el contador/registrador y el concentrador prin-cipal.
Se considera desvío la diferencia entre la energía medi-da y la energía contratada, es decir a la diferencia entrela contratación y la producción o el consumo efectiva-mente realizados. La energía medida incluye, en sucaso, la parte que le corresponde de las pérdidas dela red de transporte.
A todos los desvíos producidos, independientemente desu signo, les corresponden los costes de los procesosde gestión técnica del sistema que hayan provocado.
Análisisde la
medidasRegistradores
de los contadores
39
D1G1
G2
G3D3
D2
D4
Día D(D ía 15 de l mes o anter ior laborable )
DEUDORES10:00 10:30
ACREEDORES
Comunicación de los derechos de cobro y obligaciones de pago
Notificación deórdenes de cobros
y pagos
Notificación albanco de cobros y
pagos
Cobros ypagos
Fechacobros ypagos
¿Reclamaciones?
Fecha cobros ypagos - 2 días
hábiles
Fecha cobros ypagos - 3 días
hábiles
Fin mes + 3 díashábiles
LIQUIDACIÓN MENSUAL
FUNCIONAMIENTO DE LA CUENTABANCARIA DE LIQUIDACIONES
Cuentabancaria
deliquidaciones
3.6.4. Procedimiento y plazos de la liquidaciónmensual
El operador del mercado pone, diariamente, a dispo-sición de los agentes la liquidación provisional corres-pondiente al período transcurrido del mes. Una vez ter-minado éste, se efectúa la liquidación mensual quedará origen a las notas de cargo y abono asociadas.
Los procesos de realización de la liquidación por eloperador del mercado, la comprobación de la mismay reclamación, si procede, por los agentes, y la reso-lución, en su caso, de dichas reclamaciones por el ope-rador del mercado, tienen un plazo de tres días, cadauno, para efectuarse. Estos procesos y plazos soncomunes a las liquidaciones que se efectúen diariamentey mensualmente.
Los pagos y cobros deben realizarse el último díahábil de la primera quincena del mes posterior al quecorresponde la liquidación.
Los mencionados cobros y pagos se hacen efectivos através de una cuenta bancaria abierta por OMEL afavor de los agentes del mercado para estos efectos.
40
3.6.5. Facturación
La contratación a través del mercado de electricidades una contratación que se considera multilateral, demodo que todos los vendedores contratan con todos ycada uno de los compradores. En consecuencia, cadauno de los vendedores debería expedir facturas inde-pendientes para todos los compradores, repartiendoproporcionalmente entre ellos el total de su produccióny de su venta. Este procedimiento crearía un sinnúme-ro de facturas, algunas de ellas con cantidades muypequeñas.
Para resolver este problema, el artículo tercero delReal Decreto 215/1999, de 5 de febrero, modifica elReal Decreto 2402/1985, de 18 de diciembre, por elque se regula el deber de expedir y entregar facturaque incumbe a los empresarios y los profesionales,
estableciendo, entre otras cosas, que las entregas deenergía realizadas a través del mercado se documen-tarán mediante facturas expedidas por OMEL en nom-bre y por cuenta de las entidades suministradoras,remitiendo a éstas una copia de dicha factura y con-servando el original; paralelamente, OMEL expediráfacturas a los adquirentes de energía, enviándoles eloriginal de la misma y conservando una copia.
De este modo se simplifican notablemente las obliga-ciones fiscales de los agentes del mercado relativas ala expedición de facturas.
En las figuras siguientes se recogen facsímiles deambos tipos de facturas, las correspondientes a losadquirentes y las correspondientes a los vendedores.
41
F A C T U R A
DESTINATARIO ADQ UIREN TE DE LA EN ERGIA
Nombre :
Dirección : Localidad : Provincia : C.I.F. : A la Att. :
NOTA:
Factura expedida en nombre y por cuenta de las entidades suministradoras de acuerdo con la Disposición adicional quinta del Real Decreto 2402/1985, de 18 de diciembre.
Serie Nº Factura Vencimiento Código empresa Nº Hoja
Mes facturado
Cod. Concepto Energía MWh Base Imponible Importe
CPR Compras nacionales excepto (CO) y (CC)
CCO Compras a comercializadoras (CO)
CCC Compras a clientes cualificados (CC)
CAX Compras intracomunitarias
CAT Compras a terceros países
BMN Base cuota moratoria nuclear operaciones nacionales
IMN Cuota moratoria nuclear = (BMN) * 0,0354
BMX Base cuota moratoria nuclear operac. intracomunitarias
IMX Cuota moratoria nuclear = (BMX) * 0,0354
BMT Base cuota moratoria nuclear operac. con terceros países
IMT Cuota moratoria nuclear = (BMT) * 0,0354
BIE Base imponible impuesto electricidad = 1,05113 * [(BMN) + (IMN)]
IIE Impuesto electricidad = (BIE) * 0,04864
STO Subtotal
BAI Base I.V.A. = (CPR)+ (CCO)+ (CCC)+ (IMN)+ (IIE)
IVA I.V.A. = (BAI) * 0,16
TOT Total pesetas
EUR Total euros
Fecha factura
Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad, S.A.
OFICINAS: Alfonso XI, 6 - 28014 Madrid
TELEFONO: 91.659.89.00 - FAX: 91.524.0806
Inscrita Registro Mercantil de Madrid, Tomo 12530, Folio 71, Sección 8, Hoja M-199944 - C.I.F.: A-81845414
42
ES COPIA
F A C T U R A
ENTIDAD SU M INISTRADO RA
Nombre :
Dirección : Localidad : Provincia : C.I.F. : A la Att. :
NOTA:
Factura expedida en nombre y por cuenta de las entidades suministradoras de acuerdo con la Disposición adicional quinta del Real Decreto 2402/1985, de 18 de diciembre.
Serie Nº Factura Vencimiento Código empresa Nº Hoja
Mes facturado
Cod. Concepto Energía MWh Base Imponible Importe
VPR Ventas nacionales excepto (CO) y (CC)
VCO Ventas a comercializadoras (CO)
VCC Ventas a clientes cualificados (CC)
VAX Ventas intracomunitarias
VAT Ventas a terceros países
BMN Base cuota moratoria nuclear operaciones nacionales
IMN Cuota moratoria nuclear = (BMN) * 0,0354
BMX Base cuota moratoria nuclear operac. intracomunitarias
IMX Cuota moratoria nuclear = (BMX) * 0,0354
BMT Base cuota moratoria nuclear operac. con terceros países
IMT Cuota moratoria nuclear = (BMT) * 0,0354
BIE Base imponible impuesto electricidad = 1,05113 * [(Saldo acreedor con (CC) + (IMN) de (CC)]
IIE Impuesto electricidad = (BIE) * 0,04864
STO Subtotal
BAI Base I.V.A. = (VPR)+ (VCO)+ (VCC)+ (IMN)+ (IIE)
IVA I.V.A. = (BAI) * 0,16
TOT Total pesetas
EUR Total euros
Fecha factura
Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad, S.A.
OFICINAS: Alfonso XI, 6 - 28014 Madrid
TELEFONO: 91.659.89.00 - FAX: 91.524.0806
Inscrita Registro Mercantil de Madrid, Tomo 12530, Folio 71, Sección 8, Hoja M-199944 - C.I.F.: A-81845414
4.1La participación de los agentes en el mercado
4.2 Los productores
4.3 Los comercializadores
4.4 Los distribuidores
4.5Los agentes externos
4.6Los consumidores cualificados
4.7 Requisitos para adquirir la condición de agentes del mercado
4.8 Calendario de liberalización del suministro
4. LOS AGENTES DEL MERCADO
45
Los agentes del mercado son las empresas habilitadaspara actuar directamente en el mercado eléctricocomo vendedores y compradores de electricidad. Paraejercer el derecho a comprar y vender energía en elmercado, los agentes deberán, además de cumplir elrequisito de inscripción en los Registros Administrati-vos, haberse adherido a las Reglas de Funcionamientodel mercado de producción de energía eléctrica sus-cribiendo el correspondiente Contrato de Adhesión.
Pueden ser agentes del mercado:
• los productores de energía eléctrica;
• los autoproductores y productores de energía eléc-trica en régimen especial;
• los distribuidores de energía eléctrica;
• los comercializadores;
• los consumidores cualificados, siempre que ejerzansu derecho de adquirir electricidad en el mercado;
• los agentes externos, que entregan o toman energíade otros sistemas exteriores.
4.1. LA PARTICIPACIÓN DE LOS AGENTES EN EL MERCADO
El mercado español de electricidad está diseñado parafacilitar al máximo el acceso de los agentes. Los mediostécnicos de acceso al mercado no requieren la incorpo-ración por parte de los agentes de productos específicoso programas especiales con la única excepción de la in-fraestructura asociada a los procedimientos de seguridad.
• Pueden acceder al mismo todos los agentes interesa-dos: productores, distribuidores, comercializadores,consumidores cualificados y agentes externos. Paraello, únicamente se requiere disponer de un equipoinformático sencillo y de fácil manejo, compuesto porun ordenador personal y un acceso a Internet. Se uti-lizan medios de acceso normalizados y de fácil ma-nejo. Los agentes pueden acceder al mercado a tra-vés de un acceso a Internet, por medio de un módemanalógico (RTB), un acceso a través de línea digital(RDSI) o incluso, si realizan un gran número de trans-acciones mediante líneas dedicadas.
4. LOS AGENTES DEL MERCADO
Hardware:- PC estándar
- Lector de tarjetas de seguridad
Comunicaciones:- RTB - RDSI
- Internet - Línea dedicada
Software:- Windows 95, 98, 2000 ó NT
- Netscape 4.72 ó superior
DESCRIPCIÓN GENERAL SIOM - AM - Requerimientos
46
• Es un mercado electrónico que incorpora todaslas ventajas y facilidades de la tecnología Internet.
• El sistema de información facilita las operaciones alos agentes mediante procesos de verificación y vali-dación en tiempo real, eliminando las posibilidadesde error.
• Cualquier agente puede efectuar las comprobacio-nes que estime oportunas.
• Permite a los participantes el acceso al mercado, alos resultados del mismo y a las liquidaciones que lesafecten.
4.2. LOS PRODUCTORES
La producción de electricidad es una actividad que seejerce en libre competencia. La normativa distinguedos tipos de productores: los productores en régimenordinario y los productores en régimen especial.
Autorización administrativa de las instalacio-nes de producción
Para ejercer su actividad los productores deberánobtener la autorización administrativa de las instala-ciones de producción de las que sean titulares. (RealDecreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que seregulan las actividades de transporte, distribución,comercialización, suministro y procedimientos de auto-rización de instalaciones de energía eléctrica).
Los productores en régimen especial además de obte-ner la autorización como cualquier productor debenobtener la inclusión en alguna de las modalidades delrégimen especial actualmente regulado por el RealDecreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre pro-ducción de energía eléctrica por instalaciones abasteci-das por recursos o fuentes de energía renovables, resi-duos y cogeneración.
Registro Administrativo de instalaciones deproducción
La regulación vigente crea el Registro Administrativode Instalaciones de Producción de Energía Eléctricaque se encuentra en el Ministerio de Economía.
En dicho registro habrán de estar inscritas todas aque-llas instalaciones de producción de energía eléctricaque hayan sido autorizadas, las condiciones de dichainstalación y, en especial, la potencia de la instala-ción. En este registro también deberán inscribirse lasinstalaciones del régimen especial y las correspon-dientes a los agentes externos vendedores.
A tal efecto, este Registro se estructura en las siguien-tes Secciones:
a) Sección Primera: Instalaciones de Producción deEnergía Eléctrica en régimen ordinario.
b) Sección Segunda: Instalaciones de Producción deEnergía Eléctrica en régimen especial.
c) Sección Tercera: Agentes Externos.
La inscripción de los productores consta de una fasede inscripción previa y una fase de inscripción defini-tiva, salvo para las instalaciones de potencia menor de1 MW, que solo precisarán la fase previa.
Participación de los productores en el merca-do y contratación
Los productores pueden participar en el mercado, siem-pre que su potencia instalada sea mayor a 1MW.
Los productores cuya potencia supere los 50 MW par-ticiparán en el mismo, debiendo presentar oferta almercado, siempre que su producción no esté vinculadaa un contrato bilateral físico con un consumidor cuali-ficado o a un contrato bilateral con un comercializa-dor, si se trata de un productor en régimen especial.
En cualquier caso, aunque para un productor toda suproducción esté comprometida en dicho contrato bila-teral, puede participar en el mercado intradiario.
Los productores también pueden incorporar energíadesde el exterior en las mismas condiciones que losagentes externos.
Los productores en régimen especial con instalacionesde potencia inferior a 50 MW tienen además lossiguientes derechos:
• Vender su producción o excedente a los distribui-dores a un precio establecido por laAdministración (Reales Decretos 2366/1994 y2818/1998).
• Percibir un pago por garantía de potencia de1,50 PTA/kWh si se encuentran en los supuestosestablecidos en el artículo 17 del Real Decreto-Ley6/2000, si participan en el mercado directamente oa través de agente vendedor.
47
Agentes productores en el mercado español ynuevos proyectos de inversión previstos
Los agentes productores de acuerdo con el directoriode agentes de Omel, figuran a continuación.
A partir de la creación del mercado de electricidad seha creado un clima favorable para la instalación denuevas unidades de producción, en especial de ciclocombinado de gas y de energía eólica.
Los proyectos existentes que han solicitado informa-ción sobre condiciones de acceso a las redes a REEson los siguientes.
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• Elcogas • Endesa Generación • Hidrocantábrico Generación • Iberdrola Generación • Unión Fenosa Generación
PRODUCTORES
Fuente: REE
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4.3. LOS COMERCIALIZADORES
La comercialización de electricidad es una actividadque surge con la Ley 54/1997 y, al igual que la pro-ducción se ejerce en libre competencia.
Autorización administrativa
Para ejercer esta actividad, las empresas comerciali-zadoras deben obtener la autorización administrativacorrespondiente, cuyo procedimiento está contempla-do en el Título V del Real Decreto 1955/2000, de 1 dediciembre, antes citada en el epígrafe correspondientea los productores.
Son requisitos indispensables la inscripción en elRegistro mercantil así como el cumplimiento de las con-diciones legales, técnicas y económicas en la formaque establece el Real Decreto citado.
Registro Administrativo de Distribuidores Co-mercializadores y Consumidores Cualificados
La ley 54/1997 del Sector Eléctrico crea, además deldescrito para las instalaciones de producción, elRegistro Administrativo de Distribuidores, Comercia-lizadores y Consumidores Cualificados, con sede en elMinisterio de Economía.
Este Registro se estructura en las cuatro secciones si-guientes:
a) Sección Primera: Empresas distribuidoras.
b) Sección Segunda: Empresas comercializadoras.
c) Sección Tercera: Consumidores cualificados.
d) Sección Cuarta: Agentes externos.
Para los comercializadores, al igual que para los dis-tribuidores, el procedimiento de inscripción consta deuna fase de inscripción previa y de una fase de ins-cripción definitiva.
Participación de los comercializadores en elmercado y contratación
Inicialmente, las empresas comercializadoras sola-mente podían comprar la energía eléctrica que preci-sasen para sus ventas en el mercado organizado y lavendían, exclusivamente, a consumidores cualificadosy a los compradores extranjeros. Sin embargo, el RealDecreto-Ley 6/2000 les permite adquirir electricidaden el mercado de producción, directamente a empre-sas vendedoras extranjeras o a productores nacionalesen régimen especial (cuando todos los consumidores
nacionales sean cualificados, también podrán comprardirectamente a productores nacionales en régimenordinario). Esta energía puede venderse, no sólo a losconsumidores cualificados, sino también integrarse enlos mercados diarios o intradiarios existentes.
Agentes comercializadores en el mercadoespañol
Los agentes comercializadores, de acuerdo con eldirectorio de agentes de Omel, figuran a continuación.
4.4. LOS DISTRIBUIDORES
La actividad de distribución se ejerce en régimen regu-lado por sociedades mercantiles y tiene por objeto latransmisión de energía eléctrica desde las redes detransporte hasta los puntos de consumo, así como laventa de la electricidad a los consumidores a tarifa y alos distribuidores que se suministren de acuerdo con latarifa D, según la Disposición transitoria 11 de la Ley54/1997.
Autorización de las instalaciones de distribu-ción
Los distribuidores deberán tener sus instalaciones dedistribución autorizadas de acuerdo con la mismalegislación mencionada para los productores (RealDecreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que seregulan las actividades de transporte, distribución,comercialización, suministro y procedimientos de auto-rización de instalaciones de energía eléctrica).
• Agri Energía• Asturalter, S.L. • BP Amoco Gas España • Electrabel España • Enbw Energía España S.L. • Endesa Energía• Energy Factory Group, S.L. • Enron España Energía, S.L.• Estabanell y Pahisa Mercator• Gas Natural Comercializadora • Hidrocantábrico Energía• Hispaelec Energía • Iberdrola• Navarro Generación • Saltea Comercial, S.L. • Sempra Energy Europe España, S.L. • Shell España • Unión Fenosa Generación• Unión Fenosa Multiservicios, S.L.
COMERCIALIZADORES
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Para ello, los solicitantes deberán acreditar el cumpli-miento de unas determinadas condiciones de capaci-dad legal, técnica y económica.
Inscripción en el Registro Administrativo
Los distribuidores deben inscribirse en la Sección prime-ra del Registro Administrativo de Distribuidores, Comer-cializadores y Consumidores Cualificados.
El procedimiento de inscripción es similar al descritosomeramente para los comercializadores constandotambién de una fase previa y de otra definitiva.
Participación de los distribuidores en el mer-cado y contratación
Los distribuidores participan en el mercado de electri-cidad para adquirir la energía eléctrica que necesitenpara venderla a los consumidores a tarifa integral asícomo a los distribuidores acogidos a la disposicióntransitoria 11 de la Ley 54/1997 que estén conecta-dos a su red de distribución.
Agentes distribuidores en el mercado español
Los agentes distribuidores, de acuerdo con el directo-rio de agentes de Omel, figuran a continuación.
4.5. LOS AGENTES EXTERNOS
Los agentes externos también nacen con la Ley
54/1997. Su normativa especifica está constituida porla Orden de 14 de julio de 1998 por la que se estable-ce el régimen jurídico aplicable a los agentes externospara la realización de intercambios intracomunitarios einternacionales de energía eléctrica (BOE 23/7/98).
Existen dos clases de agentes externos, los comprado-res y los vendedores; naturalmente una misma entidadpuede realizar ambos tipos de operaciones.
Autorización administrativa de los agentesexternos
Esta actividad está sujeta a la autorización administrati-va previa de la Dirección General de Política Energéticay Minas.
Los solicitantes de la autorización deben estar habilitadosen su país de origen o residencia para comprar o venderenergía eléctrica. En el caso de que el solicitante sea resi-dente de un país comunitario, la resolución tan sólo puedeser negativa cuando en su país de origen o residencia lossujetos equivalentes y, en especial los consumidores cuali-ficados, no tengan la misma capacidad de contratación.
Inscripción en los Registros Administrativos
Para los agentes externos solo existe una inscripción.La solicitud debe dirigirse a la Dirección General dePolítica Energética y Minas del Ministerio de Economía,acompañada de la autorización administrativa previaotorgada por dicha Dirección General, así como de lacertificación de haber formalizado la adhesión a lasreglas y condiciones de funcionamiento y liquidaciónen el mercado de producción en el contrato a que serefiere el artículo 4 del Real Decreto 2019/1997.
Los agentes externos vendedores se inscribirán en laSección tercera del registro Administrativo de Instala-ciones de Producción y los compradores en la sec-ción Cuarta del Registro Administrativo deDistribuidores, Comercializadores y ConsumidoresCualificados.
Participación de los agentes externos en elmercado y contratación
Pueden participar en el mercado organizado, com-prando o vendiendo electricidad según su naturaleza.También pueden suscribir contratos bilaterales conproductores nacionales, con consumidores cualifi-cados, también nacionales, o con otros agentes externos. A raíz de la publicación del Real Decreto-Ley 6/2000también pueden suscribir contratos bilaterales con agen-tes comercializadores.
• Compañía Sevillana de Electricidad I
• Electra de Viesgo I
• Eléctricas Reunidas de Zaragoza I
• Energías de Aragón I
• Fecsa-Enher I
• Hidrocantábrico Distribución Eléctrica
• Iberdrola Distribución Eléctrica
• Sociedad Cooperativa Limitada Benéfica deConsumo de Electricidad 'San Francisco deAsís'
• Unión Fenosa Distribución
DISTRIBUIDORES
Agentes externos que operan en el mercadoespañol
Los agentes externos, de acuerdo con el directorio deagentes de Omel, figuran a continuación:
4.6. LOS CONSUMIDORES CUALIFICADOS
Los consumidores que hayan adquirido la condición decualificados pueden adquirir libremente la energía eléc-trica, ya sea acudiendo directamente al mercado, com-prando a un comercializador o suscribiendo un contra-to bilateral con un productor o un agente externo.
En la actualidad son cualificados los consumidores enalta tensión y aquellos que consuman por encima de 1GWh/año. A partir de 1 de enero de 2003 la totali-dad de los consumidores serán cualificados.
Inscripción en el Registro Administrativo
Los consumidores cualificados que pretendan adquirirenergía eléctrica en el mercado de producción organi-zado para su propio consumo deberán inscribirse en laSección Tercera del Registro Administrativo deDistribuidores, Comercializadores y ConsumidoresCualificados, pero aquellos que deseen comprar acomercializadores o mediante contratos bilaterales noprecisan realizar el trámite de inscripción.
El procedimiento de inscripción constará de una fasede inscripción previa y una fase de inscripción definitiva.
Participación de los consumidores cualifica-dos en el mercado y contratación
Los consumidores cualificados pueden contratar enel mercado de producción de energía eléctrica latotalidad de su suministro o aquella parte del mismoque no tuvieran cubierto por un contrato de sumi-nistro a tarifa, o por un contrato libremente pactadocon un comercializador, un productor o un agenteexterno.
Agentes consumidores cualificados
Los agentes del mercado consumidores cualificados,de acuerdo con el directorio de agentes de OMEL figu-ran a continuación.
4.7. REQUISITOS PARA ADQUIRIR LA CONDICIÓN DE AGENTE DEL MERCADO
El artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, de 26 dediciembre , por el que se organiza y regula el mer-cado de producción de energía eléctrica, estableceque, para adquirir la condición de agentes del mer-cado, es precisa la inscripción en alguno de losRegistros Administrativos creados por la Ley54/1997, la adhesión a las reglas y condiciones defuncionamiento y liquidación del mercado y la cons-titución de garantías para dar cobertura a las obli-gaciones económicas derivadas de su actuación enel mercado.
Naturalmente los agentes deberán satisfacer otra seriede condiciones técnicas, entre las que merece especialmención, disponer de equipos de medida.
Adhesión a las Reglas de Funcionamiento
El artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, establececomo segundo requisito para adquirir la condición deagente del mercado, el siguiente:
"Haberse adherido expresamente a las reglas y con-diciones de funcionamiento y liquidación del merca-do de producción de energía eléctrica en el corres-pondiente contrato de adhesión, que será único yhabrá de ser aprobado por el Ministerio deEconomía, previo informe de la Comisión Nacionalde Energía".
• Aare-Tessin Ltd. for Electricity
• Electrabel
• Electricité de France
• Enbw Gesellschaft für Stromhandel Mbh
• Enron Energie Gmbh
• Office National de L'Electricité
• Rede Electrica Nacional
AGENTES EXTERNOS VENDEDORES
• Aare-Tessin Ltd. for Electricity
• Electrabel
• Electricité de France
• Enbw Gesellschaft für Stromhandel Mbh
• Enron Energie Gmbh
• Office National de L'Electricité
• Rede Electrica Nacional
AGENTES EXTERNOS COMPRADORES• Compañía Española de Laminación, S.L. • Global Steel Wire
CONSUMIDORES CUALIFICADOS
50
51
Se trata de un contrato vinculante para las partes quelo firman, de una parte el agente del mercado que sequiere adherir y de otra parte la CompañíaOperadora del Mercado que acepta la adhesión.
La condición de adherirse a las Reglas de Funcio-namiento del Mercado para todos los participantes enel mismo constituye una garantía de seguridad y obje-tividad para el conjunto de los agentes que operan enel mismo.
Las garantías
Se establece asimismo, para los agentes del mercado,la obligación de prestar al Operador del Mercadogarantía suficiente para dar cobertura a las obligacio-nes económicas que se puedan derivar de su actua-ción en el mercado de electricidad.
La falta de prestación de esta garantía impedirá alagente del mercado intervenir en el mercado de pro-ducción de energía eléctrica.
Las garantías se establecen a favor de Omel, según lasindicaciones de la Regla 23 de las de Funcionamientodel Mercado, en alguna de las formas siguientes:
• Mediante depósito en efectivo en el banco desig-nado por el operador del mercado a estos efectos.
• Mediante aval o fianza de carácter solidario pres-tado por banco, caja de ahorros o cooperativa decrédito a favor de OMEL.
• Mediante autorización irrevocable de utilización,hasta el importe máximo de obligaciones de pagocontraídas en el período a liquidar, de una ovarias líneas de crédito suscritas por el compradorde energía.
• Mediante la cesión de derechos de cobro del mer-cado de producción, pendientes de abono, que elvendedor haga a favor de quienes compran.
Este requisito asegura la liquidez del mercado de pro-ducción de energía eléctrica, y ofrece garantías eco-nómicas a todos los participantes, garantizando lainmediata liquidez del mismo.
Equipos de medida
Los agentes del mercado deben disponer de equiposde medida adecuados para su participación en elmercado y regulados en el Real Decreto 2018/1997,relativo a puntos de medida. También deben satisfacereste requisito, los consumidores cualificados que nocompren electricidad a tarifa integral.
Está previsto, sin perjuicio de los períodos transitoriosestablecidos, que el conjunto de equipos de medida delos participantes en el mercado funcione con total auto-matismo, transmitiéndose las medidas al operador delsistema a través de un concentrador de medidas, loque garantiza la transparencia total de las mismas.
En la Regla 21.14.3 se establece la posibilidad deefectuar liquidaciones definitivas para aquellos consu-midores que dispongan de los equipos adecuados,aun cuando no se haya podido realizar dicha liquida-ción para la totalidad de los agentes, debido a la faltade información o firmeza para algunas medidas.
4.8. CALENDARIO DE LIBERALIZACIÓN DEL SUMINISTRO
A la entrada en vigor de la ley, tenían la condición deconsumidores cualificados aquellos cuyo volumen deconsumo anual superaba los 15 GWh. También lostitulares de instalaciones de transportes por ferrocarril,incluido el ferrocarril metropolitano.
Según establecía la Ley, a partir del 1 de enero delaño 2000, tendrían la condición de consumidores cua-lificados aquellos que consumieran 9 GWh anuales; apartir del 1 de enero del año 2002, el límite se redu-ciría hasta 5 GWh, y a partir del 1 de enero del año2004, a 1 GWh.
En todo caso, a partir del año 2007 tendrían la consi-deración de consumidores cualificados todos los con-sumidores de energía eléctrica.
• Formato único aprobado por resolución de la Secretaría de Estado, conjuntamente con las reglas.
• Suscrito por el operador del mercado y los agentes.
• Compromiso expreso de los agentes de cumplir:
- Reglas de funcionamiento y liquidación del mercado.
- Normativa aplicable al mercado.
- Programas y documentación asociada al SIOM.
- Modificación de las antedichas Reglas.
• Incluye:
- Anexo I. Relación de filiales y participadas.
- Anexo II. Relación de unidades de producciónde las que es titular o a las que representa a efectos de presentación de ofertas.
CONTRATO DE ADHESIÓN
52
01/I/98 01/I/99 01/IV/99 01/VII/99 01/X/99 01/VII/00 01/I/03
16
14
12
10
8
6
4
2
0GW
h/añ
o re
quer
idos
par
a se
r co
nsum
idor
cua
lific
ado
* Incluye suministros a tensión superior a 1.000 voltios01/VII/07 Desaparecerán las tarifas de alta tensión
15
28% 36% 39% 42% 45% 54% 100%
5
3
21 * 0
LIBERALIZACIÓN DEL SUMINISTRO
La Ley autorizó al Gobierno a modificar los límitesestablecidos si así lo recomendasen las condicionesdel mercado. El Gobierno hizo uso de esta autoriza-ción adelantando notablemente el calendario de libe-ralización en el artículo 1.3 del R.D. 2820/1998 de23 de diciembre (BOE 30/12/98), por el que se esta-blecen tarifas de acceso a las redes, de modo que apartir de 1/4/99 el límite de cualificación fue de 3GWh/año; a partir de 1/7/99, de 2 GWh/año, y apartir de 1/10/99, de 1 GWh/año.
El Real Decreto-Ley 6/1999, confirió, a partir de 1 dejulio del año 2000, la condición de cualificados, a losconsumidores cuya tensión nominal de suministro seasuperior a 1.000 voltios.
Finalmente, el Real Decreto-Ley 6/2000, en su artículo19.1 establece que a partir de 1 de enero de 2003,todos los consumidores de energía eléctrica tendrán laconsideración de cualificados y que en 1 de enero de2007 desaparecerán las tarifas de alta tensión.
La organización y los sistemas de información deOMEL serán adaptados para poder prestar los servi-cios que dicho proceso de liberalización demande, encuanto a información, libertad de elección y acceso almercado en las distintas formas de contratación.
5.1 La contratación en el mercado de electricidad
5.2 Mercado diario
5.3 Mercado intradiario
5.4 Procesos de operación técnica del sistema
5.5Precio horario final
5.6Intercambios internacionales de electricidad
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2000
55
5.1. LA CONTRATACIÓN EN EL MERCADO DE ELECTRICIDAD
Durante el año 2000, tercero de funcionamiento delmercado de electricidad, ha continuado la plena ope-ratividad de los mercados y procesos que lo integran,lo que se refleja en la energía negociada en los mis-mos, en el volumen económico derivado de las trans-acciones, en el desarrollo creciente del mercado intra-diario, en el aumento de transacciones asociadas acontratos a precios libres, así como en la consolida-ción de la actividad de los agentes externos en el mer-cado.
La energía negociada para el conjunto del mercadode electricidad ascendió en el año 2000 a 192.930GWh correspondiente a una contratación total neta de1.236.495 millones de pesetas, un 7,5% y un 21,3%más que el año anterior respectivamente.
La energía negociada durante el año se ve influencia-da tanto por la actividad económica como por uncomponente estacional que determina variacionesimportantes en la misma y su correspondiente efecto enel volumen económico de contratación.
En el mercado de producción se negocian como mediaal mes 16.077 GWh y en torno a 103.038 millonesde pesetas.
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
AÑOS 1998 A 2000
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
2.000
0
CONTRATACIÓN EN EL MERCADO DE PRODUCCIÓN (GWh)
1998 15.150 13.293 13.747 13.087 12.940 13.710 15.643 15.438 14.470 13.641 14.138 16.035 14.2741999 16.135 14.590 14.537 13.243 13.844 14.380 16.267 14.779 14.996 14.517 15.365 16.852 14.9592000 17.746 15.223 15.790 14.671 14.984 16.079 16.593 15.970 16.413 15.686 16.640 17.133 16.077
5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2000
56
La contratación en los mercados está referida a períodosy precios horarios, lo que origina variacionesmuy importantes de estas variables para las 24 horasdel día, diferenciándose determinados periodos depunta, llano y valle, y un comportamiento de la contra-tación diferente para los días festivos y fines de sema-na que para el resto.
El número de transacciones registrado para el conjun-to de procesos del mercado de producción, a efectosde liquidación para el año asciende a una media men-sual de 242.696 transacciones y una media diaria de7.957 transacciones.
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
AÑOS 1998 A 2000 130.000
120.000
110.000
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
CONTRATACIÓN EN EL MERCADO DE PRODUCCIÓN VALOR ECONÓMICO (MPTA)
1998 88.143 72.048 76.041 72.177 63.876 68.848 89.487 84.929 77.565 73.390 88.329 94.119 79.0791999 85.497 87.632 88.312 73.701 76.613 80.682 93.876 80.196 86.617 77.215 90.790 96.476 84.8172000 117.304 105.320 117.246 93.470 78.289 91.814 98.804 90.071 124.371 119.904 119.429 80.472 103.038
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
May
o
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
1998 1999 2000 2001
ENERGÍA DIARIA CONTRATADA (MWh)
AÑOS 1998 A MARZO 2001
57
Atendiendo a los mercados y procedimientos de ope-ración técnica que integran el mercado de producción,la energía, objeto de transacción, en cada uno de ellosha sido la siguiente:
Por lo que hace referencia a los volúmenes económi-cos de contratación, la distribución por merca-dos y procesos del mercado de producción son lossiguientes:
AÑOS 1998 A 2000 AÑOS 1998 A 2000
AÑOS 1998 A 2000AÑOS 1998 A 2000
180.000
160.000
140.000
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
0
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
80
70
60
50
40
30
20
10
1.200.000
1.100.000
1.000.000
900.000
800.000
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
1998 1999 2000 1998 1999 2000
1998 1999 20001998 1999 2000
Mercado Diario
154.456
90 91
1
70
2 3 2 1 1
21
13
20
55
1 21
45
7371
1 25 6 7
3 32
89
162.764171.556
1.632
658.977
723.733
199.466207.165
164.234
908.703
13.908
22.99558.865
13.67735.287
58.55443.891
23.652
36.599
19.033 4.776
9.533
2.154
3.6573.876
8.744
11.49011.328
5.8436.227
R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS
Mercado Diario R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS Banda Garantía de potencia
Mercado Diario R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS Banda Garantía de potencia
Mercado Diario R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS
0
0
ENERGÍA CONTRATADA (GWh)
ENERGÍA CONTRATADA (%)
VOLUMEN ECONÓMICO (MPTA)
VOLUMEN ECONÓMICO (%)
58
Esta energía no coincide con la producción total a laque se refieren los párrafos anteriores, esencialmenteporque en el mercado intradiario y en los procesos deoperación técnica para la regulación del sistema, secontratan tanto incrementos como disminuciones de laproducción y el consumo.
A su vez y con referencia a la contratación derivadade la producción y el consumo neto, las cifras econó-micas son las siguientes:
1.200.000
1.000.000
900.000
800.000
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
1998 1999 2000
Mercado Diario R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS Banda Garantía de potencia
AÑOS 1998 A 2000180.000
160.000
140.000
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
1998
154.456
162.764
171.556
908.703
723.733
658.977
6.420
11.8635.576 14.020
19.188
9.861 8.19317.816
27.328
4.740 9.399
199.466 208.029
164.234
34.979
0 1.584 3.693 4.193658 389 1.5460 0
1999 2000
Mercado Diario R. Técnicas M. Intradiario Procesos OS
GWh
MPTA
ENERGÍA NETA
VOLUMEN ECONÓMICO NETOAÑOS 1998 A 2000
59
En cuanto a la contratación, atendiendo a la que pro-cede de las unidades de producción y de las unidadesde adquisición, debe tenerse en cuenta lo siguiente:
• Con excepción de los productores en régimen espe-cial y de una pequeña proporción de energía vin-culada a la contratación bilateral, ha sidoobjeto de negociación en el mercado la energíaprocedente del parque eléctrico convencional, entorno al 88% de la producción eléctrica, a la quese ha sumado la procedente de intercambios inter-nacionales.
• El consumo de electricidad de distribuidores, comer-cializadores y consumidores cualificados se ha sumi-nistrado en el mercado, excepto la demanda cubier-
ta por los excedentes de los productores en régimenespecial, que son adquiridos por los distibuidores.Junto a este consumo habría que considerar el auto-consumo de los autoproductores.
• Es significativo el análisis de la evolución de la ener-gía contratada por comercializadores, consumido-res cualificados y agentes externos comprado-res directa e indirectamente al mercado, exclu-yendo, por tanto, de la totalidad del consumo, laenergía contratada por distribuidores cuyo destinoes la venta a consumidores a tarifa regulada y laprocedente de las instalaciones de bombeo. El con-sumo a precio libre ha seguido desde el inicio deoperaciones del mercado y hasta la actualidad lasiguiente evolución:
PERÍODO DEL 01/01/1998 AL 31/03/2001
Ene
- 98
Feb
- 98
Mar
- 98
Feb
- 01
Mar
- 01
Abr
- 98
Jun
- 98
Jul -
98
Ago
- 98
Sep
- 98
Oct
- 98
Nov
- 98
Dic
- 98
May
- 98
Ene
- 99
Feb
- 99
Mar
- 99
Abr
- 99
Jun
- 99
Jul -
99
Ago
- 99
Sep
- 99
Oct
- 99
Nov
- 99
Dic
- 99
May
- 99
Ene
- 00
Feb
- 00
Mar
- 00
Abr
- 00
Jun
- 00
Jul -
00
Ago
- 00
Sep
- 00
Oct
- 00
Nov
- 00
Dic
- 00
Ene
- 01
May
- 00
1998 1999 2000
2001
1.200
1.050
900
750
600
450
300
150
0
Energía a precio libre (período): 94,314 GWh Energía a precio libre (última semana): 1.206 GWh (37,1%)Energía total adquirida (periodo)(*): 527.339 GWh Energía total adquirida (última semana): 3.249 GWh* Excluido consumo de bombeo y autoproductores
COMPRAS DE COMERCIALIZADORES, CONSUMIDORES CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS
Diario Intradiario
GWh/semana
60
5.2. MERCADO DIARIO
El mercado diario ha funcionado con normalidaddurante todo el año 2000. Todos los días se ha reali-zado la sesión correspondiente del mercado diarioproduciéndose el resultado de la casación, en la quese han fijado los precios marginales de cada unade las horas, y la energía casada para cada unidadde producción y adquisición.
Las ofertas de venta en el mercado diario se hancaracterizado por no incluir en su gran mayoría con-diciones complejas, habiéndose producido unaumento muy significativo de las transacciones a tra-vés de agentes externos durante el año 2000.
Las ofertas de adquisición, que en el mercado diariono pueden incorporar condiciones complejas, han teni-do las siguientes características durante el año:
• Las compañías distribuidoras, en su gran mayo-ría, realizan ofertas de compra según un patrón de
demanda rígida, es decir, al precio instrumentalestablecido, aunque la normativa aplicable almercado permite la realización de ofertas con pre-cio a todas las unidades de adquisición.
• Los titulares de centrales de bombeo, los comer-cializadores y los consumidores cualificados queacuden al mercado vienen realizando ofertas decompra con precio o con precio diferente del ins-trumental.
Los precios medios mensuales ponderados del merca-do diario han variado, desde el mayor del año corres-pondiente al mes de octubre (6,633 PTA/kWh), almenor del año correspondiente al mes de diciembre(3,630 PTA/kWh). Para el 27,6% de las sesiones delmercado, la diferencia entre precios máximos y míni-mos oscila entre 1 y 3 PTA/kWh. No obstante, enperíodos de precios bajos, la diferencia entre preciosmáximos y mínimos es de menor entidad. El preciomedio del periodo es de 5,086 PTA/kWh y el preciomedio ponderado de 5,297 PTA/kWh.
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia8
7
6
5
4
3
2
1
0
Incremento 2000sobre 1999: 19,1%
PTA/kWhPRECIO MEDIO DEL MERCADO DIARIO
1998 4,363 3,952 4,220 4,282 3,682 3,673 4,329 4,561 4,017 4,150 4,688 4,091 4,1691999 3,883 4,749 4,839 4,394 4,286 4,268 4,333 4,055 4,372 4,016 4,388 4,263 4,3162000 5,114 5,629 6,081 5,096 3,937 4,221 4,698 4,445 6,217 6,330 5,887 3,447 5,086
AÑOS 1998 A 2000
61
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
1998 4,527 4,025 4,280 4,392 3,779 3,774 4,411 4,633 4,104 4,206 4,812 4,196 4,2661999 3,983 4,871 4,925 4,457 4,389 4,372 4,437 4,152 4,537 4,161 4,621 4,481 4,4472000 5,379 5,832 6,246 5,335 4,054 4,380 4,915 4,599 6,441 6,633 6,103 3,630 5,297
7
6
5
4
3
2
1
0
PTA/kWh
PRECIO PONDERADO DEL MERCADO DIARIOAÑOS 1998 A 2000
PTA/kWh MWh
16
14
12
10
8
6
4
2
0
800.000
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
Energía Diaria Precio Máximo Precio Medio Precio Mínimo
PRECIO MEDIO PONDERADO DEL MERCADO DIARIO: 4,576 PTA/kWh
ENERGÍA Y PRECIOS DEL MERCADO DIARIO
PERÍODO DE ENERO DE1998 A MARZO 2001
Ene
- 98
Feb
- 98
Mar
- 98
Abr
- 98
Jun
- 98
Jul -
98
Ago
- 98
Sep
- 98
Oct
- 98
Nov
- 98
Dic
- 98
May
- 98
Ene
- 99
Feb
- 99
Mar
- 99
Abr
- 99
Jun
- 99
Jul -
99
Ago
- 99
Sep
- 99
Oct
- 99
Nov
- 99
Dic
- 99
May
- 99
Ene
- 00
Feb
- 00
Mar
- 00
Abr
- 00
Jun
- 00
Jul -
00
Ago
- 00
Sep
- 00
Oct
- 00
Nov
- 00
Dic
- 00
May
- 00
Ene
- 01
Feb
- 01
Mar
- 01
62
Incremento 2000sobre 1999: 5,4%
Incremento 2000sobre 1999: 25,6%
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
1998 62.479 50.089 55.110 52.129 44.649 47.050 60.264 57.567 54.016 53.076 61.890 60.659 54.9151999 58.582 65.333 65.192 53.862 55.944 57.824 63.595 54.529 61.734 55.154 64.337 67.648 60.3112000 84.225 81.466 90.314 70.948 54.117 62.348 72.497 63.788 91.500 92.652 90.524 54.325 75.725
1998 13.800 12.445 12.875 11.869 11.814 12.466 13.664 12.425 13.163 12.619 12.860 14.455 12.8711999 14.710 13.414 13.237 12.086 12.747 13.225 14.332 13.133 13.608 13.254 13.923 15.097 13.5642000 15.658 13.969 14.459 13.297 13.349 14.234 14.750 13.870 14.205 13.968 14.832 14.965 14.296
MPTA
El volumen de contratación en el mercado diario haascendido en el año 2000 a 908.703 MPTA y a171.556 GWh, un 25,6% y un 5,4% más que elaño anterior respectivamente. Las cantidades deenergía máxima casadas en el mercado diario
acumuladas por meses iniciaron el año con un valoren enero de 15.658 GWh. Decrecen en febrero hasta13.969 GWh y tras oscilar en los siguientes meses,alcanzan en el mes de diciembre el segundo valormáximo del año situándolo en 14.965 GWh.
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
GWh
CONTRATACIÓN DEL MERCADO DIARIO
ENERGÍA DEL MERCADO DIARIO
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
AÑOS 1998 A 2000
AÑOS 1998 A 2000
63
Durante 2000, se han alcanzado los valores máximosde potencia y energía programados del siste-ma, incluida la producción en régimen especial.
• La máxima potencia en el año 2000, de 33.236MW se alcanzó en la hora 20 del día 25 del mesde enero; en la temporada estival, se alcanzaron28.875 MW en la hora 13 del día 21 del mes dejulio.
• Por lo que se refiere al volumen de energía deman-dada en transporte, la cifra máxima en inviernocorresponde al mes de enero con 17.834 GWh yen la temporada de verano son de destacar los16.723 GWh correspondientes al mes de julio.
Las adquisiciones correspondientes a comercializadoresy consumidores cualificados en el mercado diario endiciembre de 2000 representan el 27,7% en ener-
gía, sobre el total adquirido en el mercado diario, asícomo el 27,9% en volumen económico de la demandamensual en este mercado.
Las adquisiciones realizadas por los agentes externosen el mercado diario han sido de 156,3 GWh en elmes de diciembre de 2000.
La formulación de ofertas y el resultado de la casaciónha sido sensible, no sólo a la evolución de la deman-da de electricidad, sino también a las condiciones dehidraulicidad y producible hidroeléctrico que hancaracterizado el período enero - diciembre.
En los tres últimos años la producción por tecnologíasderivada de la contratación de los titulares de las uni-dades de producción en el mercado diario ha sido lasiguiente:
GWh
750700 650 600 550 500 450 400350300250200150100
500
AUTOPRODUCTORES NUCLEAR IMPORTACIONES HIDRÁULICA CARBÓN FÚEL-GAS
ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍASPERÍODO DE ENERO 1998 A MARZO 2001
Ene
- 98
Feb
- 98
Mar
- 98
Abr
- 98
Jun
- 98
Jul -
98
Ago
- 98
Sep
- 98
Oct
- 98
Nov
- 98
Dic
- 98
May
- 98
Ene
- 99
Feb
- 99
Mar
- 99
Abr
- 99
Jun
- 99
Jul -
99
Ago
- 99
Sep
- 99
Oct
- 99
Nov
- 99
Dic
- 99
May
- 99
Ene
- 00
Feb
- 00
Mar
- 00
Abr
- 00
Jun
- 00
Jul -
00
Ago
- 00
Sep
- 00
Oct
- 00
Nov
- 00
Dic
- 00
May
- 00
Ene
- 01
Feb
- 01
Mar
- 01
64
PERÍODO DEL 01/01/1998 AL 31/03/2001 SEMANAL
El número de horas que cada tecnología ha marcadoprecio marginal, agrupando los datos por semanas, serefleja en el siguiente gráfico desde el comienzo delmercado de producción.
En los últimos cuatro meses la energía ofertada por losagentes externos ha marcado el precio marginal en elmercado diario el 3,56% de las horas.
160
140
120
100
80
60
40
20
0
BOMBEO CONSUMO BOMBEO CONTRATO REE-EDF AGENTES EXTERNOS HIDRÁULICAS TÉRMICAS
HORAS
37,5%
2,2%
30,0%
12,9%
4,0%
13,4%
1998 1999 2000
33,5%
2,3%33,1%
17,9%
2,7%
10,5%
36,9%
3,5%
30,6%
12,4%
4,4%
12,2%
ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS
TECNOLOGÍA QUE MARCA PRECIO
CARBÓN FÚEL-GAS NUCLEAR HIDRÁULICA IMPORTACIONES AUTOPRODUCTORES
Ene
- 98
Feb
- 98
Mar
- 98
Abr
- 98
Jun
- 98
Jul -
98
Ago
- 98
Sep
- 98
Oct
- 98
Nov
- 98
Dic
- 98
May
- 98
Ene
- 99
Feb
- 99
Mar
- 99
Abr
- 99
Jun
- 99
Jul -
99
Ago
- 99
Sep
- 99
Oct
- 99
Nov
- 99
Dic
- 99
May
- 99
Ene
- 00
Feb
- 00
Mar
- 00
Abr
- 00
Jun
- 00
Jul -
00
Ago
- 00
Sep
- 00
Oct
- 00
Nov
- 00
Dic
- 00
Ene
- 01
May
- 00
Feb
- 01
Mar
- 01
65
PERÍODO DE ENERO 1998 A MARZO 2001
La incidencia de las restricciones técnicas sobre elmercado desde el 1 de enero de 1998 ha pasado pordiversos niveles, como refleja el gráfico adjunto. Desdemayo de 1999 la energía involucrada en la soluciónde restricciones técnicas se incrementó significativa-mente, alcanzando el 4,08% de la correspondiente al
mercado diario en el mes de julio, descendiendo hastael 0,42% en octubre y subiendo, en el año 2000,hasta el 2,8% en enero. Tras un descenso en los 3meses siguientes, ha subido un 1,17% en mayo, paraalcanzar un 4,43% en septiembre y descender a un1,83% en diciembre.
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
ENERGÍA VOLUMEN COSTE TOTAL COSTE UNITARIO PRECIO MEDIOECONÓMICO
GWh MPTA MPTA PTA/kWh PTA/kWhMES 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000
ENERO 45 60 438 439 847 5.360 205 599 2.438 0,015 0,040 0,149 9,667 14,204 12,224
FEBRERO 7 28 106 66 384 1.413 34 238 674 0,003 0,018 0,047 9,449 13,595 13,355
MARZO 31 10 44 243 123 543 120 76 239 0,009 0,006 0,016 7,966 12,810 12,261
ABRIL 1 7 37 6 60 499 3 31 285 0,000 0,003 0,021 10,334 8,820 13,657
MAYO 29 27 156 257 300 2.225 133 175 1.507 0,011 0,014 0,105 8,945 11,187 14,286
JUNIO 252 196 431 1.908 1.762 7.229 885 831 4.920 0,070 0,062 0,334 7,578 9,011 16,786
JULIO 369 585 516 3.189 5.617 8.476 1.456 2.674 5.270 0,104 0,181 0,346 8,650 9,599 16,412
AGOSTO 423 399 485 3.467 4.182 7.236 1.427 2.300 4.620 0,112 0,172 0,319 8,190 10,468 14,935
SEPTIEMBRE 320 246 629 2.766 2.691 9.638 1.384 1.369 4.777 0,105 0,099 0,322 8,638 10,925 15,317
OCTUBRE 41 56 199 386 631 3.837 191 337 2.101 0,015 0,025 0,145 9,335 11,211 19,276
NOVIEMBRE 35 223 343 335 2.593 7.049 138 1.218 4.413 0,010 0,084 0,287 9,646 11,640 20,565
DICIEMBRE 80 318 273 846 3.806 5.360 449 2.013 3.967 0,030 0,132 0,255 10,598 11,985 19,618
TOTAL 1.632 2.154 3.657 13.908 23.049 58.866 6.424 11.916 35.212 0,041 0,072 0,198 8,521 10,700 16,098
ENERGÍA DIARIA ASIGNADA POR RESTRICCIONES TÉCNICAS (MWh)
PROCESO DE RESTRICCIONES
Ene
- 98
Feb
- 98
Mar
- 98
Abr
- 98
Jun
- 98
Jul -
98
Ago
- 98
Sep
- 98
Oct
- 98
Nov
- 98
Dic
- 98
May
- 98
Ene
- 99
Feb
- 99
Mar
- 99
Abr
- 99
Jun
- 99
Jul -
99
Ago
- 99
Sep
- 99
Oct
- 99
Nov
- 99
Dic
- 99
May
- 99
Ene
- 00
Feb
- 00
Mar
- 00
Abr
- 00
Jun
- 00
Jul -
00
Ago
- 00
Sep
- 00
Oct
- 00
Nov
- 00
Dic
- 00
May
- 00
Ene
- 01
Feb
- 01
Mar
- 01
ENERGÍA TENDENCIA QUINCENAL
66
5.3. MERCADO INTRADIARIO
El mercado intradiario inició su funcionamiento el díauno de abril de 1998. Durante los tres primeros mesesla contratación se realizó en dos sesiones. A partir dejulio de 1998 y hasta el día 15 de septiembre delmismo año el mercado contó con cuatro sesiones.Desde esta fecha incorporó cinco sesiones hasta el día8 de marzo de 1999 que se añadió la sextasesión. El mercado ha funcionado todos los días entodas las sesiones.
Las características de las ofertas han sido las siguientes:
• La contratación en este mercado por parte delas unidades de producción ha sido muy supe-rior a la correspondiente a las unidades de adqui-sición.
• El mercado ha solucionado adecuadamentelas indisponibilidades de los grupos y las infacti-bilidades derivadas de procesos de asignaciónde energía anteriores al mercado intradiario.
• El número de ofertas es muy numeroso, si bien elde ofertas casadas es más reducido. Debe tenerseen cuenta que en este mercado puede realizarsemás de una oferta por unidad de producción oadquisición.
Los precios medios en el mercado intradiario han sidodel orden de 5 PTA/kWh. A partir del mes de noviem-bre se observa una disminución del precio medio pon-derado respecto al mes anterior, alcanzando las3,362 PTA/kWh en diciembre. La diferencia entre losprecios máximos y mínimos es generalmente supe-rior a la del mercado diario, produciendose en deter-minadas períodos una votalidad significativa.
Del estudio de las diferencias entre el precio máximoy el mínimo de cada día, se observa que ninguno delos días la diferencia es menor que 1 PTA/kWh, el23,8% de los días esta diferencia se sitúa entre 3 y5 PTA/kWh y el 73,5% de los días es superior a 5PTA/kWh.
1998 2,741 2,564 2,409 2,916 3,008 3,418 3,107 3,839 4,055 3,1171999 3,557 4,376 4,530 3,713 4,037 4,228 4,247 3,750 4,375 3,995 4,291 4,266 4,1142000 5,312 5,780 6,634 5,124 3,858 4,206 4,566 4,430 6,419 6,634 5,746 3,252 5,164
7
6
5
4
3
2
1
0
PTA/kWh
Incremento 2000sobre 1999: 25,5%
PRECIO MEDIO DEL MERCADO INTRADIARIO
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
iaAÑOS 1998 A 2000
67
E l volumen diario de contratación en el merca-do intradiario ha seguido una tendencia creciente,siendo el valor medio del volumen de negociación en
el año 2000 alrededor de 160 millones de pesetas, un41,6% más que el año anterior.
PERÍODO DEL 02/04/1998 AL 31/03/2001PTA/kWh MPTA
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Precio medio ponderado de la energía en el mercado intradiario de electricidad 4,270 PTA/kWhVolumen total de negocio 119.401 MPTA
Precio medio Volumen negociado
PRECIOS EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD
Ene
- 98
Feb
- 98
Mar
- 98
Ene
- 01
Feb
- 01
Mar
- 01
Abr
- 98
Jun
- 98
Jul -
98
Ago
- 98
Sep
- 98
Oct
- 98
Nov
- 98
Dic
- 98
May
- 98
Ene
- 99
Feb
- 99
Mar
- 99
Abr
- 99
Jun
- 99
Jul -
99
Ago
- 99
Sep
- 99
Oct
- 99
Nov
- 99
Dic
- 99
May
- 99
Ene
- 00
Feb
- 00
Mar
- 00
Abr
- 00
Jun
- 00
Jul -
00
Ago
- 00
Sep
- 00
Oct
- 00
Nov
- 00
Dic
- 00
May
- 00
1998 3,043 2,867 2,591 2,955 3,225 3,396 3,174 4,015 4,181 3,5291999 3,693 4,455 4,408 3,738 3,925 4,171 4,115 3,768 4,231 3,692 4,059 4,143 4,0362000 5,229 5,713 6,689 4,848 3,845 4,162 4,564 4,461 6,676 6,859 5,762 3,362 5,097
7
6
5
4
3
2
1
0
PTA/kWh
Incremento 2000sobre 1999: 26,3%
PRECIO PONDERADO DEL MERCADO INTRADIARIO
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
AÑOS 1998 A 2000
68
1998 191 182 258 292 260 477 543 808 865 4311999 761 720 858 683 543 563 809 750 708 816 689 846 7292000 1.029 776 797 917 1.038 898 892 984 925 970 979 1.285 957
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
GWh
En el año 2000, la energía negociada en el mercadointradiario se situa en torno al 6,7% de la energía y el
6,4% del volumen económico negociados en el mer-cado diario, respectivamente.
Incremento 2000sobre 1999: 31,4%
ENERGÍA DEL MERCADO INTRADIARIO
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
iaAÑOS 1998 A 2000
1998 580 520 669 862 840 1.619 1.723 3.244 3.617 1.5191999 2.808 3.206 3.781 2.551 2.130 2.347 3.328 2.825 2.995 3.013 2.797 3.502 2.9402000 5.379 4.430 5.332 4.445 3.990 3.736 4.070 4.390 6.173 6.651 5.639 4.319 4.880
7.000
6.500
6.000
5.500
5.000
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
MPTA
Incremento 2000sobre 1999: 66%
CONTRATACIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
AÑOS 1998 A 2000
69
PERÍODO DEL 02/04/1998 AL 31/12/2000
Las unidades de adquisición tienen una presencia toda-vía escasa, sobre todo en el caso de las distribuidorascuyo peso es mayoritario en el conjunto de unidadesde adquisición.
La energía negociada por comercializadoresy consumidores cualificados representa, para el con-
junto del período, el 7,1% de la energía total nego-ciada en este mercado, y el 25,0% de la energíanegociada por las unidades de adquisición,habiendo seguido una tendencia creciente desde lacreación del mercado intradiario.
MWh
Venta
Compra
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
-10.000
-20.000
-30.000
-40.000
-50.000
-60.000
-70.000
-80.000
U. ADQUISICIÓN U. BOMBEO U. PRODUCCIÓN
VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD
Abr
- 98
Jun
- 98
Jul -
98
Ago
- 98
Sep
- 98
Oct
- 98
Nov
- 98
Dic
- 98
May
- 98
Ene
- 99
Feb
- 99
Mar
- 99
Abr
- 99
Jun
- 99
Jul -
99
Ago
- 99
Sep
- 99
Oct
- 99
Nov
- 99
Dic
- 99
May
- 99
Ene
- 00
Feb
- 00
Mar
- 00
Abr
- 00
Jun
- 00
Jul -
00
Ago
- 00
Sep
- 00
Oct
- 00
Nov
- 00
Dic
- 00
May
- 00
70
5.4. PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA
Durante el año 2000, los procesos de operación téc-nica gestionados por el operador del sistema, ges-tión de desvíos y servicios complementarios, han re-querido la contratación de una potencia media men-sual de banda por valor de 1.190 MW, y una con-
tratación media mensual de energía por valor de516 GWh. En volumen económico, estos servicioshan supuesto una contratación de 9.535 MPTA parala banda y de 36.405 MPTA para retribuir a lasenergías de gestión de desvíos y servicios comple-mentarios. El coste de estos servicios para el consu-midor ha sido de 26.752 MPTA.
No obstante, como figura en los cuadros siguientes,las variaciones de los diferentes procesos y en los dis-tintos meses son significativos.Del análisis de estos procesos pueden obtenerse lassiguientes conclusiones:
• El volumen de energía necesario para la opera-ción técnica del sistema se sitúa en torno al3,5% del conjunto de la energía contratada en elmercado de producción.
• Este volumen de energía corresponde:
- A la diferencia entre los programas horarios resultadode la contratación en las diferentes sesiones del mer-cado y la oferta-demanda de energía en tiempo real.
- A la gestión de la energía necesaria para garantizarla igualdad de flujos de oferta y demanda dentro decada período horario.
• El volumen de energía desviada es significa-tivo aunque se trata de cifras que se encuentrandentro de los márgenes de error en las previsiones dela demanda.
POTENCIA MEDIA VOLUMEN COSTE UNITARIO PRECIO MEDIO BANDA ECONÓMICO MEDIO PONDERADO
MW MPTA PTA/kWh PTA/kW/h
MES 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000
ENERO 920 1.166 1.268 1.250 1.293 788 0,091 0,087 0,048 1,827 1,490 0,836
FEBRERO 951 1.180 1.206 1.271 369 554 0,104 0,027 0,039 1,987 0,466 0,665
MARZO 984 1.136 1.223 990 188 917 0,077 0,014 0,061 1,354 0,223 1,009
ABRIL 979 1.113 1.160 2.539 175 815 0,209 0,014 0,060 3,602 0,219 0,976
MAYO 1.006 1.074 1.167 2.989 170 372 0,246 0,013 0,026 3,993 0,213 0,429
JUNIO 1.051 1.125 1.150 1.649 213 283 0,130 0,016 0,019 2,178 0,263 0,342
JULIO 1.029 1.152 1.160 3.304 154 273 0,236 0,010 0,018 4,316 0,180 0,317
AGOSTO 1.012 1.124 1.148 5.869 285 325 0,462 0,021 0,022 7,797 0,341 0,381
SEPTIEMBRE 975 1.125 1.196 944 391 876 0,072 0,028 0,059 1,344 0,482 1,052
OCTUBRE 1.064 1.119 1.178 559 395 1.015 0,043 0,029 0,070 0,706 0,474 1,157
NOVIEMBRE 1.130 1.193 1.221 1.398 471 903 0,105 0,032 0,059 1,718 0,548 1,028
DICIEMBRE 1.100 1.241 1.204 4.636 672 2.412 0,315 0,044 0,155 5,664 0,727 2,693
TOTAL 1.017 1.146 1.190 27.398 4.776 9.535 0,175 0,029 0,053 3,075 0,476 0,915
COSTE FIJO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA
5.5. PRECIO HORARIO FINAL
El valor de la energía contratada en el mercado deelectricidad que depende para cada agente de lastransacciones que haya realizado en los distintos mer-cados y procesos, de los costes de sus desvíos, y de laaplicación de los cobros o pagos por garantía depotencia, constituye una referencia fundamental en elmercado de electricidad a la que se denomina preciofinal y que se determina con carácter horario paracada agente como resultado de la liquidación.
5.5.1. Garantía de potencia
El coste por garantía de potencia se calculaba duran-te 1998 de acuerdo con la orden de 29 de diciembrede 1997 que desarrolla algunos aspectos del RealDecreto 2019/1997.
La orden antes citada ha sido modificada por la de 17de diciembre de 1998. Como consecuencia de dichaorden se producen dos cambios sustanciales:
• Los consumidores cualificados, comercializado-res y agentes externos conocen previamente supago por garantía de potencia en cada hora.
• Las distribuidoras tienen un precio único horariocada mes.
El Real Decreto 2066/1999 por el que se establece latarifa para el año 2000 dispone en su artículo 1º queel valor de 1,3 PTA/kWh que se aplicaba para el cál-culo del importe mensual a cobrar por garantía depotencia tomaría el valor de 1,15 PTA/kWh desde el1 de enero de 2000. El Real Decreto-Ley 6/2000, de23 de junio, sustituye este valor por el de 0,8PTA/kWh desde el 1 de julio de 2000, además dealterar los criterios de cobros y pagos por el conceptode garantía de potencia, si bien su aplicación queda-ba sujeta a un posterior desarrollo reglamentario.
Para los consumidores cualificados, comercializadoray agentes externos la variación del coste por garantíade potencia fué la siguiente: en enero de 2000, el pre-cio fue de 0,479 PTA/kWh y en los meses siguientesse situó alrededor de 0,175 PTA/kWh pasando a ser0 PTA/kWh en agosto de 2000. En octubre el precioascendió hasta 0,189 PTA/kWh, alcanzando un valorde 0,487 PTA/kWh en noviembre y de 0,435PTA/kWh en diciembre. Los distribuidores, por suparte, tienen un precio medio que varía entre 0,934PTA/kWh en noviembre de 2000 y el máximo demayo de 1,538 PTA/kWh.
A su vez, el ingreso por garantía de potencia para lasunidades de producción depende de la disponibilidadde las mismas y su aplicación difiere para centrales tér-micas y para centrales hidráulicas.
71
ENERGÍA VOLUMEN COSTE COSTE UNITARIO PRECIO MEDIO PRECIO MEDIO ECONÓMICO MEDIO A SUBIR A BAJAR
GWh MPTA MPTA PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWhMES 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000
ENERO 785 605 621 2.458 3.552 3.559 1.934 2.729 1.291 0,094 0,131 0,070 6,194 8,698 6,937 1,170 1,002 2,193
FEBRERO 374 428 373 1.355 1.429 1.782 880 1.265 986 0,045 0,066 0,058 6,126 6,348 6,931 1,178 1,343 2,825
MARZO 420 433 489 1.780 1.818 3.831 767 859 1.679 0,031 0,046 0,098 5,882 6,047 9,919 1,696 1,938 2,239
ABRIL 508 468 420 2.253 1.508 2.014 1014 1.011 1.017 0,054 0,055 0,059 5,833 5,448 7,647 1,422 1,613 2,689
MAYO 368 527 442 1.189 1.841 2.240 467 975 1.404 0,023 0,046 0,061 4,577 5,661 6,254 1,075 1,705 2,111
JUNIO 427 397 516 1.336 1.574 2.238 671 515 1.176 0,037 0,029 0,067 4,495 5,111 6,510 1,042 2,333 2,167
JULIO 398 541 434 1.791 2.624 1.912 812 841 866 0,030 0,040 0,046 6,074 5,846 6,335 1,364 2,005 3,071
AGOSTO 653 497 631 2.266 1.720 3.345 1.806 982 1.460 0,096 0,047 0,081 6,239 5,538 6,317 0,774 1,613 2,709
SEPTIEMBRE 510 434 625 1.703 1.831 4.665 1.301 849 1.958 0,061 0,040 0,113 6,190 6,350 9,112 1,104 2,077 3,767
OCTUBRE 438 390 549 2.223 1.411 4.713 1.236 717 2.211 0,055 0,033 0,131 7,087 6,012 10,046 1,234 1,893 3,997
NOVIEMBRE 435 530 487 2.679 2.449 3.625 1.631 701 1.694 0,071 0,035 0,094 8,874 5,676 9,205 1,235 1,827 2,869
DICIEMBRE 635 592 610 5.137 1.895 2.481 3.660 1.275 1.875 0,165 0,060 0,102 11,739 5,756 6,264 1,075 1,647 0,983
TOTAL 5.951 5.843 6.197 26.170 23.652 36.405 16.180 12.718 17.217 0,065 0,053 0,082 6,871 6,142 7,623 1,158 1,709 2,635
COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA
72
5.5.2. Desvíos del programa final
Durante el año 2000 y principios de 2001 se recibie-ron medidas firmes de cada uno de los meses delaño 1999 lo que permitió realizar liquidaciones conmedidas.
Los datos de medición permiten conocer la magnitudde los desvíos y el coste unitario de los mismos.
Del análisis de la energía de desvíos entre los valoresde consumo o producción medidos y el progra-ma contratado cabe resaltar que el valor medio pon-derado del porcentaje de los desvíos en valor absolu-to sobre lo contratado fue en el año 1998 del 2,9%, yen 1999 se sitúa en el 3,6%.
• El valor medio del porcentaje de desvío de los gene-radores respecto a su contratación ha sido de1,7% en 1998 y de un 1,3% en 1999. Cabeseñalar que los desvíos de los generadores semantienen en valores porcentualmente bajos, entorno al 1,5% sobre lo contratado, a excepción de
los meses de enero y febrero de 1998 en los que losdesvíos fueron singularmente elevados debido a lainmadurez del mercado.
• Para los distribuidores el porcentaje de desvío fue deun 4,1% en 1998 y un 5,2% en 1999.
• Los desvíos de comercializadores, consumido-res cualificados y agentes externos son los máselevados, siendo el valor medio del porcentaje dedesvío respecto a su contratación en el mercado deun 9,5% en 1998, alcanzando un 11,7% en 1999.El desvío en valor absoluto es lógicamente muy dife-rente de los primeros meses a la actualidad ya quesu volumen de contratación se ha incrementado con-siderablemente. El desvío porcentual respecto de lacontratación se mantiene aún en valores eleva-dos, con máximos del 59,7% en julio de 1998 ymínimos de 6,1% en noviembre de 1999.
En los cuadros que se muestran a continuación figurael desvío en valor absoluto total y en porcentaje sobreel programa contratado para cada actividad.
VOLUMEN COSTE UNITARIO MEDIO INGRESOECONÓMICO CONJUNTO MERCADO MERCADO LIBRE DISTRIBUIDORES UNITARIO
MPTA PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWhMES 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000
ENERO 20.187 18.416 17.992 1,474 1,234 1,101 0,536 0,479 1,511 1,334 1,325 0,755 0,686 0,661
FEBRERO 18.486 16.912 15.675 1,506 1,249 1,104 0,527 0,490 1,528 1,366 1,374 0,772 0,734 0,626
MARZO 16.750 17.211 16.309 1,309 1,262 1,099 0,196 0,196 1,326 1,435 1,510 0,662 0,709 0,641
ABRIL 13.839 15.545 14.750 1,137 1,264 1,089 2,149 0,187 0,171 1,163 1,503 1,537 0,561 0,663 0,605
MAYO 13.702 16.227 15.345 1,130 1,254 1,084 2,223 0,166 0,170 1,153 1,533 1,538 0,532 0,659 0,618
JUNIO 15.837 16.962 15.981 1,247 1,262 1,090 1,910 0,175 0,173 1,264 1,551 1,531 0,627 0,702 0,639
JULIO 18.189 18.554 11.575 1,301 1,259 0,765 2,033 0,193 0,175 1,325 1,573 1,050 0,695 0,735 0,444
AGOSTO 12.547 16.656 10.986 0,987 1,246 0,760 1,070 0,000 0,000 1,014 1,575 1,073 0,486 0,661 0,420
SEPTIEMBRE 16.518 16.976 11.322 1,255 1,225 0,766 1,246 0,176 0,169 1,275 1,610 1,082 0,669 0,690 0,472
OCTUBRE 15.423 16.609 11.037 1,196 1,223 0,768 1,177 0,181 0,189 1,213 1,650 1,091 0,610 0,658 0,441
NOVIEMBRE 18.779 18.143 11.688 1,414 1,250 0,766 1,473 0,482 0,487 1,440 1,584 0,934 0,757 0,709 0,464
DICIEMBRE 19.210 18.955 11.574 1,303 1,244 0,745 1,696 0,480 0,435 1,337 1,517 0,936 0,749 0,710 0,426
TOTAL 199.466 207.165 164.233 1,274 1,247 0,926 1,402 0,266 0,261 1,299 1,509 1,247 0,656 0,693 0,538
GARANTÍA DE POTENCIA
73
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
900.000
800.000
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
1998 1999
1998 1999 1998 1999
1998 1999
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
1998 1999 1998 1999
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
DESVÍOS MEDIDOS DE LA GENERACIÓN (MWh) DESVÍOS MEDIDOS DE LA GENERACIÓN (%)
DESVÍOS MEDIDOS DE LA DISTRIBUCIÓN (MWh) DESVÍOS MEDIDOS DE LA DISTRIBUCIÓN (%)
DESVÍOS MEDIDOS DE LA COMERCIALIZACIÓN,CLIENTES CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS (MWh)
DESVÍOS MEDIDOS DE LA COMERCIALIZACIÓN,CLIENTES CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS (%)
500.000
450.000
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
74
En general, la media mensual ponderada del sobre-coste de los desvíos medidos no alcanza 1 PTA/kWh,no obstante ha habido algunas excepciones, en espe-cial en el mes de diciembre de 1998 y en el mes deenero de 1999. En ambos casos ha coincidido con unimporte total del sobrecoste a pagar por los desvíosespecialmente elevado. En los meses de los que aún no
se dispone de medidas, todo el año 2000, elimporte total a pagar como sobrecoste por los des-víos medidos es superior al de los mismos meses del año1998, salvo en julio, agosto y septiembre, inferior casien todos los meses del primer semestre al importe delos meses correspondientes de 1999 y superior en losmeses del segundo semestre.
1998 1999 2000
4
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
1998 1999
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
SOBRECOSTE MEDIO DESVÍOS MEDIDOS (PTA/kWh)
SOBRECOSTE TOTAL DESVÍOS MEDIDOS (MPTA)
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
75
lo son los valores por encima de 5 PTA/kWh. Elvalor más probable es en torno a 0,5 PTA/kWh. Elsiguiente cuadro muestra cómo se distribuyen lossobrecostes unitarios de cada mes. La primera co-
lumna muestra el valor que es superado en un 90%de los casos, la segunda el valor medio y la tercerael valor que es superado solo en un 10% delos casos.
En cuanto a la distribución estadística del sobrecos-te unitario que han de pagar los desvíos, el gráficoque figura a continuación muestra el porcentaje deltotal de casos, desde enero de 1998 a diciembre de
1999, en que el sobrecoste se ha situado dentro deun intervalo dado. Como se puede apreciar, hahabido casos en los que el sobrecoste ha sido nega-tivo aunque con muy baja ocurrencia, como también
40
35
30
25
20
15
10
5
0
% h
oras
1998 1999
MES >= 90% >=50% >=10% >= 90% >=50% >=10%ENERO 0,102 0,539 1,753 0,113 1,133 3,933
FEBRERO 0,077 0,492 1,717 0,053 0,558 1,913
MARZO 0,121 0,502 1,508 -0,036 0,462 1,502
ABRIL 0,080 0,685 2,127 -0,014 0,731 2,211
MAYO 0,039 0,378 1,635 0,038 0,651 1,765
JUNIO -0,127 0,360 1,487 -0,003 0,322 1,003
JULIO -0,010 0,700 2,010 -0,040 0,328 1,348
AGOSTO 0,097 1,434 3,420 0,062 0,760 1,921
SEPTIEMBRE 0,118 1,160 2,467 0,092 0,749 2,224
OCTUBRE 0,019 1,048 3,253 0,101 0,623 1,711
NOVIEMBRE -0,067 0,791 2,563 -0,011 0,309 1,201
DICIEMBRE 0,148 1,881 6,778 0,043 0,762 2,273
TOTAL 0,061 0,726 2,510 0,023 0,596 1,938
SOBRECOSTE DE LOS DESVÍOS MEDIDOS
SOBRECOSTE POR DESVÍO (PTA/kWh)
PTA/kWh
-4-3
.5 -3-2
.5 -2-1
.5 -1-0
.5 00.
5 11.
5 22.
5 33.
5 44.
5 55.
5 66.
5 77.
5 88.
5 99.
5 10
76
PTA/kWh
PTA/kWh
Incremento 2000sobre 1999: 10,3%
Incremento 2000sobre 1999: 11,5%
5.5.3. Precio horario final, energías y contra-tación correspondientes
Como resultado de la valoración de la energía para
compradores y vendedores y de la aplicación dela garantía de potencia y del coste de los desvíos, pue-den obtenerse los precios finales medios del mer-cado de producción de energía eléctrica.
8
7
6
5
4
3
2
1
0
8
7
6
5
4
3
2
1
0
1998 6,205 5,704 5,714 5,732 5,149 5,239 6,041 6,189 5,598 5,495 6,369 6,010 5,7991999 5,469 6,217 6,225 5,778 5,730 5,751 5,924 5,636 5,922 5,453 6,002 5,952 5,8392000 6,709 7,016 7,461 6,494 5,316 5,869 6,045 5,752 7,658 7,682 7,273 4,876 6,511
1998 5,898 5,508 5,505 5,504 4,915 5,001 5,818 6,003 5,369 5,282 6,088 5,720 5,5511999 5,369 6,095 6,145 5,721 5,622 5,639 5,796 5,526 5,757 5,317 5,752 5,718 5,7052000 6,428 6,819 7,302 6,272 5,182 5,673 5,814 5,582 7,404 7,359 7,003 4,652 6,291
PRECIO PONDERADO HORARIO FINAL
PRECIO MEDIO HORARIO FINAL
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
AÑOS 1998 A 2000
AÑOS 1998 A 2000
77
En el funcionamiento del mercado de produc-ción, además de lo señalado en los apartados ante-riores, cabe mencionar:
• El volumen de energía total negociado en las dife-rentes sesiones del mercado de producción haalcanzado el máximo en los meses de enero ydiciembre, seguido de los meses de noviembre yjulio de 2000, por este orden.
• El volumen económico de contratación ha alcanza-do su máximo en el mes de septiembre de 2000,pero esta vez seguido de los meses de noviembre,marzo y octubre. El mes de abril ha sido mínimo encontratación de energía y el mes de mayo en volumeneconómico.
• Los procesos de liquidación se han realizado enel plazo previsto, y en la forma establecida en lasReglas del Mercado con la colaboración del operadordel sistema.
• Se está produciendo un desarrollo apreciablede la actividad de comercialización y de la contra-tación libre de los consumidores cualificados, por loque la participación de estos agentes en el merca-do está creciendo a tasas elevadas.
Las cantidades mensuales de energía final disminuyerondesde enero de 2000 con 16.335 GWh hasta julio de2000 donde se produjo un repunte con 15.138 GWh,alcanzando en diciembre su segundo máximo con15.545 GWh. El mínimo del período corresponde almes de abril de 2000 con 13.546 GWh.
PTA/kWh
PRECIO MEDIO FINAL PONDERADO:1998 5,799 PTA/kWh1999 5,839 PTA/kWh2000 6,511 PTA/kWh
PERÍODO DE ENERO 1998 A MARZO 2001
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
EVOLUCIÓN DEL PRECIO FINAL
PRECIO MÁXIMO PRECIO MEDIO PRECIO MÍNIMO
Ene
- 98
Feb
- 98
Mar
- 98
Abr
- 98
Jun
- 98
Jul -
98
Ago
- 98
Sep
- 98
Oct
- 98
Nov
- 98
Dic
- 98
May
- 98
Ene
- 99
Feb
- 99
Mar
- 99
Abr
- 99
Jun
- 99
Jul -
99
Ago
- 99
Sep
- 99
Oct
- 99
Nov
- 99
Dic
- 99
May
- 99
Ene
- 00
Feb
- 00
Mar
- 00
Abr
- 00
Jun
- 00
Jul -
00
Ago
- 00
Sep
- 00
Oct
- 00
Nov
- 00
Dic
- 00
May
- 00
Ene
- 01
Feb
- 01
Mar
- 01
78
1998 13.693 12.276 12.792 12.167 12.129 12.696 13.978 12.711 13.165 12.894 13.282 14.740 13.0441999 14.927 13.536 13.634 12.299 12.944 13.442 14.734 13.367 13.863 13.581 14.510 15.232 13.8392000 16.335 14.195 14.846 13.546 14.150 14.665 15.138 14.463 14.778 14.377 15.257 15.545 14.775
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
Incremento 2000sobre 1999: 6,8%
1998 84.970 70.027 73.096 69.735 62.452 66.511 84.440 78.661 73.703 70.856 84.594 88.581 75.6361999 81.645 84.157 84.872 71.064 74.164 77.304 87.283 75.341 82.091 74.058 87.085 90.654 80.8092000 109.586 99.599 110.773 87.971 75.227 86.073 91.515 83.200 113.166 110.443110.963 75.788 96.192
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
Incremento 2000sobre 1999: 19,0%
El precio final medio difiere del correspondiente a cadaagente y ha sido obtenido sobre la base de las siguien-tes hipótesis:
• Se ha calculado como precio de adquisición de ener-gía en el mercado de producción y se calcula tenien-do en cuenta todos los pagos y cobros que han
efectuado todos los compradores, siendo lospagos de garantía de potencia los correspon-dientes a la normativa en vigor en cada periodo.
• En este precio se incluyen los sobrecostes de las ener-gías de regulación secundaria y terciaria. Una vezconocidas las medidas, se repercutirán dichos
GWh
MPTA
ENERGÍA CORRESPONDIENTE AL PRECIO HORARIO FINAL
CONTRATACIÓN CORRESPONDIENTE AL PRECIO HORARIO FINAL
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
AÑOS 1998 A 2000
AÑOS 1998 A 2000
79
1998 7,286 6,718 6,046 7,224 6,346 5,459 5,074 6,186 6,754 5,9591999 5,154 5,682 5,228 4,742 4,673 4,687 4,906 4,428 4,950 4,478 5,311 5,258 4,9222000 6,196 6,489 6,578 5,636 4,414 4,945 5,517 4,983 7,186 7,322 7,088 4,553 5,946
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Incremento 2000sobre 1999: 20,8%
1998 6,307 5,759 5,763 5,820 5,226 5,287 6,120 6,331 5,652 5,552 6,453 6,092 5,8731999 5,607 6,374 6,423 6,052 6,048 6,059 6,260 6,011 6,366 5,950 6,342 6,286 6,1442000 6,978 7,351 7,961 7,051 5,837 6,396 6,397 6,149 8,034 8,063 7,553 5,219 6,907
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Incremento 2000sobre 1999: 12,4%
• De acuerdo con los datos de medida para el períodoenero 98-diciembre 99, el sobrecoste por desvíos puede
variar desde algunos céntimos a más de 32 PTA/kWh,siendo su valor medio 1,103 PTA/kWh.
PTA
/kW
hPT
A/k
Wh
PRECIO HORARIO FINAL DE LOS CLIENTES CUALIFICADOS,COMERCIALIZADORES Y COMPRAS DE AGENTES EXTERNOS
PRECIO HORARIO FINAL DE LOS DISTRIBUIDORES Y CONTRATOS REE
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
AÑOS 1998 A 2000
AÑOS 1998 A 2000
80
5.5.4. Componentes del precio horario final
Los componentes del precio medio horario final parael conjuto del mercado de producción figuran enel cuadro inferior. Como promedio dicho precio finalincorpora:
• El precio del mercado diario que representa el 81,35%del precio final.
• El coste derivado de la solución de restricciones técni-cas y de los procesos de operación técnica quesuponen alrededor del 4,42% del precio final.
• La garantía de potencia que supone, en promedio,el 14,22% del precio final.
Garantía de Potencia
Operación Técnica Mercado Intradiario
Restricciones Técnicas
Mercado Diario
14,2%
1,6%3%
81,4%
0,926
0,1070,197
5,297
-0,017
MERCADO RESTRICCIONES BANDA DE MERCADO OPERACIÓN GARANTÍA PRECIO HORARIOMES DIARIO TÉCNICAS REGULACION INTRADIARIO TÉCNICA DE POTENCIA FINAL
PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000 1998 1999 2000
ENERO 4,527 3,983 5,379 0,015 0,040 0,149 0,112 0,086 0,048 -0,004 -0,019 0,076 0,131 0,051 1,474 1,234 1,101 6,205 5,469 6,709
FEBRERO 4,025 4,871 5,832 0,003 0,018 0,047 0,131 0,027 0,038 -0,013 -0,013 0,039 0,066 0,008 1,506 1,249 1,104 5,704 6,217 7,016
MARZO 4,280 4,925 6,246 0,009 0,006 0,016 0,104 0,014 0,061 -0,023 -0,001 0,011 0,042 0,042 1,309 1,262 1,099 5,714 6,225 7,461
ABRIL 4,392 4,457 5,335 0,000 0,003 0,021 0,175 0,014 0,060 - 0,003 -0,023 -0,040 0,030 0,064 0,029 1,137 1,264 1,089 5,732 5,778 6,494
MAYO 3,779 4,389 4,054 0,011 0,014 0,105 0,211 0,013 0,026 - 0,008 -0,011 -0,014 0,025 0,071 0,060 1,130 1,254 1,084 5,149 5,730 5,316
JUNIO 3,774 4,372 4,380 0,070 0,062 0,334 0,114 0,016 0,019 -0,013 -0,006 -0,013 0,046 0,045 0,060 1,247 1,262 1,090 5,239 5,751 5,869
JULIO 4,411 4,437 4,915 0,104 0,181 0,346 0,206 0,010 0,018 -0,010 -0,011 -0,020 0,029 0,047 0,022 1,301 1,259 0,765 6,041 5,924 6,045
AGOSTO 4,633 4,152 4,599 0,112 0,172 0,316 0,383 0,021 0,022 -0,005 -0,010 -0,008 0,078 0,055 0,063 0,987 1,246 0,760 6,189 5,636 5,752
SEPTIEMBRE 4,104 4,537 6,441 0,105 0,099 0,322 0,071 0,028 0,059 -0,007 -0,019 0,014 0,070 0,052 0,056 1,255 1,225 0,766 5,598 5,922 7,658
OCTUBRE 4,206 4,161 6,633 0,015 0,025 0,145 0,043 0,029 0,069 -0,018 -0,026 0,006 0,053 0,041 0,061 1,196 1,223 0,768 5,495 5,453 7,682
NOVIEMBRE 4,812 4,621 6,103 0,010 0,084 0,287 0,104 0,032 0,058 -0,029 -0,022 0,001 0,057 0,037 0,058 1,414 1,250 0,766 6,369 6,002 7,273
DICIEMBRE 4,196 4,481 3,630 0,030 0,132 0,254 0,313 0,043 0,153 -0,005 -0,014 -0,016 0,171 0,064 0,109 1,303 1,244 0,745 6,010 5,952 4,876
TOTAL 4,266 4,447 5,297 0,041 0,071 0,197 0,166 0,029 0,053 -0,008 -0,014 -0,017 0,059 0,060 0,054 1,274 1,241 0,926 5,799 5,839 6,511
COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL (PTA/kWh)
81
4,4%1,2%3,5%
90,5%
0,3%
0,2610,0740,209
5,383
0,020
Los componentes del precio horario final para comer-cializadores y consumidores cualificados figuran enel cuadro inferior.
El desglose del precio final, que a continuación figu-ra, es el correspondiente al precio final de comercia-lizadores, consumidores cualificados y agentes exter-nos y ha sido obtenido sobre la base de las mismashipótesis antes citadas, excepto que se han conside-rado los pagos, cobros y la energía de estos agentes.
Como promedio dicho precio final de comercializa-dores y clientes cualificados tiene los siguientes com-ponentes:
• El precio del mercado diario que representa el90,53% del precio final.
• El coste derivado de la solución de restricciones téc-nicas y de los procesos de operación técnica quesuponen un 5,08% del precio final.
• La garantía de potencia que supone, en prome-dio, el 4,39% del precio final.
MERCADO RESTRICIONES BANDA DE MERCADO OPERACIÓN GARANTÍA DE PRECIODIARIO TÉCNICAS REGULACIÓN INTRADIARIO TÉCNICA POTENCIA HORARIO FINAL
MES PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh
ENERO 5,494 0,159 0,047 0,007 0,010 0,479 6,196
FEBRERO 5,889 0,046 0,039 0,016 0,009 0,490 6,489
MARZO 6,289 0,016 0,061 0,000 0,015 0,196 6,578
ABRIL 5,382 0,023 0,062 -0,014 0,012 0,171 5,636
MAYO 4,074 0,111 0,027 0,008 0,024 0,170 4,414
JUNIO 4,381 0,340 0,019 0,011 0,020 0,173 4,945
JULIO 4,937 0,347 0,018 0,022 0,018 0,175 5,517
AGOSTO 4,591 0,315 0,023 0,023 0,030 0,000 4,983
SEPTIEMBRE 6,533 0,330 0,061 0,061 0,032 0,169 7,186
OCTUBRE 6,852 0,152 0,074 0,036 0,019 0,189 7,322
NOVIEMBRE 6,205 0,296 0,062 0,018 0,019 0,487 7,088
DICIEMBRE 3,643 0,287 0,157 0,016 0,014 0,435 4,553
TOTAL 5,383 0,209 0,055 0,020 0,019 0,261 5,946
COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES, C. CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS
Garantía de Potencia
Operación Técnica Mercado Intradiario
Restricciones Técnicas
Mercado Diario
82
18,1%
2,2%2,9%
76,8%
0%
1,247
0,1510,201
5,306
0,002
El precio final para los distribuidores se ha obtenidosobre la base de las mismas hipótesis antes citadas,excepto que se han considerado los pagos y cobrosy la energía para los distribuidores. Los componentesdel precio horario final para distribuidoras y contra-tos de exportación de REE, son los siguientes:
• El precio del mercado diario que representa el76,82% del precio final.
• El coste derivado de la solución de restricciones téc-nicas y de los procesos de operación técnica quesuponen el 5,13% del precio final.
• La garantía de potencia que supone, en prome-dio, el 18,05% del precio final.
MERCADO RESTRICIONES BANDA DE MERCADO OPERACIÓN GARANTÍA DE PRECIODIARIO TÉCNICAS REGULACIÓN INTRADIARIO TÉCNICA POTENCIA HORARIO FINAL
MES PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh
ENERO 5,375 0,150 0,050 0,003 0,076 1,325 6,978
FEBRERO 5,861 0,049 0,039 0,002 0,026 1,374 7,351
MARZO 6,283 0,017 0,063 0,014 0,074 1,510 7,961
ABRIL 5,363 0,021 0,062 -0,002 0,069 1,537 7,051
MAYO 4,066 0,111 0,027 0,001 0,095 1,538 5,837
JUNIO 4,392 0,344 0,020 0,005 0,104 1,531 6,396
JULIO 4,923 0,358 0,018 0,002 0,046 1,050 6,397
AGOSTO 4,617 0,326 0,022 0,006 0,104 1,073 6,149
SEPTIEMBRE 6,446 0,328 0,059 0,005 0,113 1,082 8,034
OCTUBRE 6,643 0,147 0,070 -0,001 0,114 1,091 8,063
NOVIEMBRE 6,162 0,295 0,059 0,002 0,101 0,934 7,553
DICIEMBRE 3,671 0,260 0,163 0,000 0,189 0,936 5,219
TOTAL 5,306 0,201 0,054 0,002 0,097 1,247 6,907
COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA DISTRIBUIDORES Y EXPORTACIÓN DE REE
Garantía de Potencia
Operación Técnica Mercado Intradiario
Restricciones Técnicas
Mercado Diario
83
A continuación figuran los datos mensuales de lasimportaciones y exportaciones de energía negociadasen los mercados diario e intradiario, incluyendo la ener-gía de los contratos suscritos por REE, la energía de loscontratos bilaterales físicos y la energía retirada en lasolución de restricciones técnicas y en los procesos deoperación técnica en tiempo real.
El porcentaje de las importaciones sobre el volumende producción de energía del conjunto del mercadooscila entre el 2,57% y el 6,46%, situándose el por-centaje medio en el 2,94% para el año 1998, en el4,85% en 1999 y 4,85% para el año 2000.
5.6. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
Los intercambios internacionales de electricidadestán regulados por la Orden de 14 de julio de 1998por la que se establece el régimen jurídico aplicablea los agentes externos para la realización de inter-cambios intracomunitarios e internacionales de ener-gía eléctrica.
Previamente sólo existían los contratos suscritos por"Red Eléctrica de España, S.A" a que se refiere ladisposición transitoria novena de la Ley 54/1997 yla disposición transitoria sexta del Real Decreto2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se orga-niza y regula el mercado de energía eléctrica.
La citada Orden de 14 de julio de 1998 establece enel epígrafe noveno que el operador del sistema harápública, con antelación de una semana la capaci-
dad máxima de importación y exportación con cadauno de los países vecinos para cada período de pro-gramación, deducida la capacidad reservada para losintercambios de apoyo.
Desde el 18 de mayo de 1999 los agentes delmercado disponen de las capacidades haciéndo-se posible la puesta en valor de cada una de lasinterconexiones e iniciándose el intercambio co-mercial en el mercado de producción de energíaeléctrica.
5.6.1. Volumen de intercambios internacionales
La energía negociada en los diferentes merca-dos correspondiente a importaciones y exportacionesqueda reflejada en el gráfico siguiente desde elinicio del mercado de producción:
1.000.000
900.000
800.000
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
MWh
ENERGÍA TOTAL DE IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES
ENERGÍA TOTAL DE IMPORTACIONES ENERGÍA TOTAL DE EXPORTACIONES
PERÍODO DE ENERO 1998 A MARZO 2001
Ene
- 98
Feb
- 98
Mar
- 98
Feb
- 01
Mar
- 01
Abr
- 98
Jun
- 98
Jul -
98
Ago
- 98
Sep
- 98
Oct
- 98
Nov
- 98
Dic
- 98
May
- 98
Ene
- 99
Feb
- 99
Mar
- 99
Abr
- 99
Jun
- 99
Jul -
99
Ago
- 99
Sep
- 99
Oct
- 99
Nov
- 99
Dic
- 99
May
- 99
Ene
- 00
Feb
- 00
Mar
- 00
Abr
- 00
Jun
- 00
Jul -
00
Ago
- 00
Sep
- 00
Oct
- 00
Nov
- 00
Dic
- 00
Ene
- 01
May
- 00
84
MWh
1998 358.320 351.075 408.650 392.646 356.401 336.013 386.836 421.647356.469 370.434 396.000 497.8531999 469.246 503.973 580.074 795.232 840.041 738.224 694.310 717.489626.782 679.692 845.776 704.2602000 532.495 773.964 810.474 810.483 925.154 643.132 666.436 668.612685.542 745.553 813.723 579.9572001 451.341 367.518 412.416
En torno al 40% del porcentaje máximo está constitui-do por el volumen de importaciones derivado de loscontratos suscritos por Red Eléctrica antes citados.
En lo que se refiere a la exportación los porcentajessobre la demanda de energía del mercado se sitú-an entre el 0,09% y el 3,29%, siendo la media para1998 del 0,78%, para 1999 del 1,53% y del 2,47%para el año 2000.
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
IMPORTACIONES
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
MWh
1998 17.563 15.169 14.869 11.312 18.666 83.366 88.969 91.328 362.162 181.510 121.764 248.6671999 235.000 145.500 125.368 83.208 210.050 180.972 190.052 233.587 411.487 261.566 223.369 267.9282000 342.815 368.830 408.798 294.561 252.023 476.050 416.990 475.568 359.492 314.906 296.272 310.0092001 515.761 368.310 508.192
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
EXPORTACIONES
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
PERÍODO DE ENERO 1998 A MARZO 2001
PERÍODO DE ENERO 1998 A MARZO 2001
85
5.000
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
El volumen económico de importación y exportaciónnegociado en el mercado de producción de ener-gía figura a continuación:
En los volúmenes económicos no se han consideradolas energías correspondientes a los contratos bila-terales físicos, y las correspondientes a los contra-tos suscritos por REE se han valorado al preciodel mercado ó proceso correspondiente.
En volumen económico las importaciones representanentre el 2,54% y el 6,24% de la facturación del mer-cado. Como media este porcentaje es del 2,79% en1998, el 4,72% para 1999 y el 4,45% para el año2000.
En lo que se refiere al volumen económico de lasexportaciones éste ha representado entre el 0,10% y el2,94% de la facturación del mercado. Por años dichoporcentaje se situó como media en el 0,43% para1998, el 1,38% para 1999 y el 1,62% para el año2000.
MPTA
VOLUMEN ECONÓMICO TOTAL DE IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES
VOLUMEN ECONÓMICO TOTAL DE IMPORTACIÓN VOLUMEN ECONÓMICO TOTAL DE EXPORTACIÓN
PERÍODO DE ENERO 1998 A MARZO 2001
Ene
- 98
Feb
- 98
Mar
- 98
Feb
- 01
Mar
- 01
Abr
- 98
Jun
- 98
Jul -
98
Ago
- 98
Sep
- 98
Oct
- 98
Nov
- 98
Dic
- 98
May
- 98
Ene
- 99
Feb
- 99
Mar
- 99
Abr
- 99
Jun
- 99
Jul -
99
Ago
- 99
Sep
- 99
Oct
- 99
Nov
- 99
Dic
- 99
May
- 99
Ene
- 00
Feb
- 00
Mar
- 00
Abr
- 00
Jun
- 00
Jul -
00
Ago
- 00
Sep
- 00
Oct
- 00
Nov
- 00
Dic
- 00
Ene
- 01
May
- 00
86
1998 1.655 1.418 1.724 1.688 1.403 1.322 1.684 1.924 1.500 1.612 1.856 2.028 1.6511999 1.929 2.393 2.799 3.450 3.601 3.069 2.980 2.968 2.789 2.869 3.827 3.123 2.9832000 2.901 4.594 4.966 4.163 3.650 2.392 2.729 2.896 4.301 4.752 4.944 2.059 3.6952001 1.635 1.319 1.319
5.000
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
1998 84 64 66 54 84 322 421 478 397 362 400 435 2641999 302 568 453 335 917 809 873 1.021 1.931 1.096 1.089 1.231 8852000 1.689 1.057 1.504 925 560 1.682 1.268 1.901 1.915 1.196 1.134 1.103 1.3282001 1.485 1.070 1.465
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
MPTA
MPTA
VOLUMEN ECONÓMICO DE LAS IMPORTACIONES
VOLUMEN ECONÓMICO DE LAS EXPORTACIONES
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
PERÍODO DE ENERO 1998 A MARZO 2001
PERÍODO DE ENERO 1998 A MARZO 2001
87
5.6.2. Saldo de los intercambios internacionales
Los intercambios internacionales han producidoun saldo neto importador y se han repartido durante elaño 2000 con Portugal, Francia, Andorra y Marruecosdel siguiente modo:
• Las importaciones de Portugal han ascendido a709.519 MWh y las exportaciones a 1.655.892MWh.
• Las importaciones por la frontera francesa han ascen-dido a 7.940.827 MWh y las exportaciones aFrancia han sido de 89.604 MWh.
• Las exportaciones a Andorra han ascendido a278.192 MWh sin que hayan existido importaciones.
• Las exportaciones a Marruecos han ascendido a2.327.078 MWh, y las importaciones han sido de5.181 MWh.
En el año 2000 se observa que tanto las importacio-nes como las exportaciones se mantienen a un ritmocreciente respecto a los dos años anteriores, mientrasque el saldo de los intercambios disminuye.
MWhSALDO DE INTERCAMBIOS DE ENERGÍA
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
1998 340.757 335.906 393.781 381.334 337.735 252.647 297.867 330.319 -5.693 188.924 274.236 249.186 281.417 1999 234.246 358.473 454.706 712.024 629.991 557.270 504.240 483.863 215.058 436.126 622.407 436.338 470.3952000 189.680 405.133 401.677 515.922 673.131 167.082 249.446 193.044 326.050 430.647 517.451 269.948 305.2862001 -64.420 -792 -95.777
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
-100.000
PERÍODO DE ENERO 1998 A MARZO 2001
88
Los flujos económicos no son comparables al noconocerse los precios a los que se intercambian laenergía a través de contratos bilaterales físicos. Noobstante, teniendo en cuenta que los contratos bilate-
rales no tienen un volumen significativo, a continua-ción se incluye el saldo en volumen económico, exclu-yendo dichos contratos.
SALDO DE INTERCAMBIOS DE ENERGÍA
Ener
o
Febr
ero
Mar
zo
Abr
il
May
o
Juni
o
Julio
Ago
sto
Sept
iem
bre
Oct
ubre
Nov
iem
bre
Dic
iem
bre
Med
ia
1998 1.571 1.354 1.658 1.634 1.319 1.000 1.263 1.446 1.103 1.250 1.456 1.593 1.387 1999 1.627 1.825 2.346 3.115 2.684 2.260 2.107 1.947 858 1.773 2.738 1.892 2.0982000 1.212 3.537 3.462 3.238 3.090 710 1.461 995 2.386 3.556 3.810 956 2.3682001 150 249 -146
5.000
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
-500
MPTAPERÍODO DE ENERO 1998 A MARZO 2001
89
5.6.3. Grado de ocupación de la capacidadcomercial de intercambio
Desde el 18 de mayo de 1999, el operador del sis-tema publica la capacidad comercial disponible encada hora por cada una de las interconexiones inter-nacionales del sistema eléctrico español. Esta capa-cidad comercial es utilizada tanto por los agentes queefectúan contrataciones mediante ofertas enviadas aloperador del mercado, como por los agentes que eje-cutan contratos bilaterales físicos. Este valor de lacapacidad se utiliza durante los procesos de casa-ción y resolución de restricciones técnicas, paraobtener un resultado de los mercados que respete elvalor máximo de capacidad con cada uno de los sis-tema eléctricos colindantes.
En el cuadro siguiente figura el grado de ocupaciónde la capacidad hasta el 31 de marzo del año 2001,siendo el valor de la capacidad libre el obtenido tenien-do en cuenta el valor final, antes de los mercados dia-rio e intradiario, de la capacidad comercial de inter-cambio.
MEDIA DESDE EL 18/5/1999 CON PORTUGAL
Capacidad Comercial Exportación 680,6 MWhCapacidad Libre Exportación 553,3 MWh
Exportación 127,4 MWh
Importación 114,2 MWh
Capacidad Libre Importación 443,9 MWhCapacidad Comercial Importación 558,2 MWh
MEDIA DESDE EL 18/5/1999 CON FRANCIA
Capacidad Comercial Exportación 694,2 MWhCapacidad Libre Exportación 645,5 MWh
Exportación 48,8 MWh
Importación 825,2 MWh
Capacidad Libre Importación 131,5 MWhCapacidad Comercial Importación 956,7 MWh
MEDIA DESDE EL 18/5/1999 CON MARRUECOS
Capacidad Comercial Exportación 339,9 MWhCapacidad Libre Exportación 82,2 MWh
Exportación 257,7 MWh
Importación 0,5 MWh
Capacidad Libre Importación 386,0 MWhCapacidad Comercial Importación 386,5 MWh
6.1Factores que influyen en el funcionamiento de los mercados organizadosy análisis realizados por la Asociación de Operadores de Mercado APEX
6.2Los mercados de electricidad en la Unión Europea
6.3Importancia del mercado español en el contexto europeo
6. LA LIBERALIZACIÓN Y LOS MERCADOS DE ELECTRICIDAD EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
92
El proceso de liberalización de los sectores eléctricosse ha acelerado en los últimos años. Dicho proceso seha iniciado bien como consecuencia de decisionesautónomas adoptadas a principios de los años noven-ta, (casos de Estados Unidos, Argentina, Noruega,Reino Unido, Australia y Nueva Zelanda) o bien comoresultado de decisiones internacionales más recientesque son de aplicación a una multiplicidad de Estados,como es el caso de la Unión Europea, después de laadopción de las directivas sobre normas comunespara la electricidad (96/92/CE) y el gas natural(98/30/CE).
En estos procesos, el período temporal durante el cualse lleva a cabo la elaboración de las leyes o directivases largo. Pero una vez adoptadas estas disposicioneslegales, las actuaciones de liberalización y las dife-rentes formas de llevarlas a cabo, se producen en perí-odos relativamente cortos de tiempo, y ello da lugar asinergias y cambios, a veces muy importantes, en lasestrategias de las empresas para hacer frente a losnuevos escenarios planteados por la liberalización.
En el año 2000 se ha completado el proceso por elcual todos los miembros de la Unión Europea, hanincorporado a su derecho interno las disposiciones dela Directiva sobre normas comunes para el mercadointerior de la electricidad. Sin embargo, en algunosEstados, como la propia comisión europea reconoce,(Francia y Bélgica), los actos jurídicos de desarrollo ydecretos de aplicación, que son necesarios para laefectiva entrada en vigor de las leyes, fueron adopta-dos con mucho retraso y algunos no han sido todavíapublicados, o existen dudas sobre la adecuación alderecho comunitario.
En España, la liberalización del sector eléctrico se pro-duce como consecuencia de la aprobación de la Ley54/1997 del Sector Eléctrico, que supuso un adelantonotable en la transposición al ordenamiento interno dela Directiva en relación a la mayor parte de los esta-dos miembros de la Unión Europea, y a disposicioneslegislativas posteriores que han acelerado el proceso,avanzando en el tiempo el calendario inicialmente pre-visto en la Ley 54/1997. Así ha sido en los RealesDecreto-Ley 6/1999 y 6/2000.
Aunque España sigue manteniendo una posición avan-zada en el proceso de liberalización de los sistemaseléctricos europeos, habiendo sido el tercer país enimplantar un mercado organizado después del ReinoUnido y los países nórdicos, otros países han ido crean-
do mercados organizados como Holanda, Alemania,Polonia e Irlanda, que en un plazo de tiempo breve estáprevisto que sean seguidos por Italia, Francia y otrospaíses del Este.
Todas estas experiencias se caracterizan por el esta-blecimiento por parte de entidades que actúan comooperadores de mercado, de mercados a plazo de undía y mercados intradiarios, para pasar luego a desa-rrollar la posibilidad de contratos de suministro entreun día y el medio plazo y en los casos más avanzadosa la implantación de mercados de futuros.
Este proceso es también común en otras áreas distin-tas de la europea, como América y Australia, estan-do determinados países de Asia inmersos en la ela-boración de proyectos de liberalización en el mismosentido.
Por ello, puede decirse que la creación de mercadosde electricidad gestionados por operadores de merca-do constituye un elemento común para casi todas lasexperiencias de liberalización de los sistemas eléctri-cos. Ello obedece a la necesidad de garantizar la librecontratación y una correcta formación de los precios,compatible con un acceso en condiciones iguales parael más amplio número de posibles participantes dedichos sistemas eléctricos.
6.1. FACTORES QUE INFLUYEN EN ELFUNCIONAMIENTO DE LOS MERCADOSORGANIZADOS Y ANÁLISIS REALIZADOSPOR LA ASOCIACIÓN DE OPERADORES DEMERCADO APEX
Como se ha mencionado anteriormente, el proceso deliberalización de los sistemas eléctricos se está produ-ciendo en una buena parte de los países sobre la basede la creación de mercados organizados. Como va-riante de este modelo está el de la contratación bilate-ral, que parte del supuesto de que basta con la decla-ración de libertad de los consumidores para elegirsuministrador, para llegar a un mercado diversificadoen cuanto a número de suministradores y a una correc-ta formación de los precios en competencia.
En muchos países coexisten la contratación en merca-do organizado con la contratación bilateral.
La existencia en casi todos estos mercados, especial-mente en sus inicios, de un número limitado de parti-cipantes, el establecimiento de períodos transitoriosprevios a la liberalización plena de suministro a con-
6. LA LIBERALIZACIÓN Y LOS MERCADOS DE ELECTRICIDAD EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL
93
sumidores cualificados, las barreras a los intercam-bios entre sistemas, así como las leyes físicas querigen el suministro de electricidad, sin duda estándeterminando la liquidez y características de desa-rrollo de estos mercados. La finalidad es que consti-tuyan una alternativa de contratación para los distin-tos agentes del mercado en condiciones de igualdad,objetividad y no discriminación.
Para ello se considera imprescindible por la mayoríade los expertos, que se eliminen las posibles estreche-ces de los mercados y se evite su fragmentación, tantoen lo que se refiere a los volúmenes de energía comoen cuanto a los plazos a los que se puede contratar enlos mismos.
Factores relevantes analizados por la Asocia-ción de Operadores de Mercado APEX
Desde el año 1998 OMEL ha venido participando enla sucesivas conferencias internacionales que han teni-do lugar con ocasión de la celebración de las corres-pondientes asambleas generales, al principio comomiembro de la Asociación y desde la última reunióncelebrada en Kananaskis (Alberta-Canadá), además,como miembro del Consejo de Administración deAPEX.
Las Conferencias celebradas desde que OMEL formaparte de la Asociación, han sido las siguientes:
• Conferencia celebrada en Pasadena (California) en1998, organizada por CALPX.
• Conferencia APEX/OMEL, celebrada en Madrid enoctubre del año 1999, organizada por OMEL
• Conferencia APEX 2000, celebrada en Kananaskis(Alberta-Canadá) organizada por el Operador delMercado de Alberta
La próxima conferencia está previsto que se celebre enHolanda, siendo la entidad encargada de su organi-zación el operador de Mercado APX de Amsterdam.
A dichas conferencias asisten representantes de losprincipales operadores del mercado del mundo:
Inglaterra y Gales (ELEXON), Argentina (Cammesa),Países Escandinavos (NordPool), Australia (NEMM-CO), Nueva Zelanda (M-Co), Alemania (LPX), España(OMEL), Canadá (Power Pool de Alberta), EstadosUnidos (CALPX y PJM), Colombia (ISA), Holanda(APX), y El Salvador (UT).
Los principales temas tratados en dichas conferenciashan sido los siguientes:
• Experiencias en el desarrollo de los distintos merca-dos gestionados por los miembros de la Asociación.
• Evolución de las transacciones y de los diferentestipos de contratos en los mercados eléctricos: trans-acciones "spot", suministro a plazo, "swaps" y futurosy opciones.
• Variabilidad de los precios en los mercados orga-nizados.
• Aspectos relativos a la medición y a las liquidacio-nes en los mercados organizados.
• Relación con las entidades supervisoras de losmercados con especial referencia a los mercadosamericanos.
• Relaciones entre operadores del mercado y operado-res del sistema.
• Órganos de gobierno y neutralidad e independenciade los mercados organizados.
• Difusión de información a los participantes en losmercados y al público en general, por parte de losoperadores del mercado.
• Cooperación entre los operadores del mercado.
• Efecto de los problemas derivados del ejercicio delpoder de mercado en los mercados organizados yanálisis de los comités de vigilancia establecidos enlos mismos con especial referencia a los mercadosamericanos.
• Experiencia en la Unión Europea en relación con eltratamiento de la gestión de congestiones y de lastarifas de acceso y posible aplicación de estas expe-riencias a otras áreas interconectadas como los mer-cados sudamericanos.
• Actividades de la rama europea de APEX, EuroPEX.
Evolución de los precios en los principalesmercados organizados durante el año 2000
A continuación se presenta la evolución de los pre-cios de un conjunto significativo de operadores demercado a lo largo del año 2000, cuya principalrelevancia es la evolución de los mismos pues el valorabsoluto de los precios puede presentar diferencias,que se producen como consecuencia del distinto tra-tamiento de componentes del precio, como son pér-didas, desvíos, existencia o no del concepto garantíade potencia, etc.
94
NORDPOOLPERÍODO DE ENERO 1999 A DICIEMBRE 2000
MERCADO ELSPOT AÑO 1999 MERCADO ELSPOT AÑO 2000
201816141210
86420
10.0009.0008.0007.0006.0005.0004.0003.0002.0001.000
0
Demanda 2000/199913,71 %
Ene-Dic 99 = 78.196 GWhEne-Dic 00 = 88.914 GWh(*)
(*) Hasta el 26/12/2000
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene-
Dic
Incremento: -5,30%
Euro
/MW
h
DEMANDA
INGLATERRA Y GALESPERÍODO DE ENERO 1999 A DICIEMBRE 2000
MERCADO EPEW AÑO 1999 MERCADO EPEW AÑO 2000
70
60
50
40
30
20
10
0
16.00014.00012.00010.000
8.0006.0004.0002.000
0
Demanda E-N00/E-N993,1 %
Ene - dic 99= 147.877 GWhEne - dic 00= 137.988 GWh
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene-
Dic
Incremento: 4,32%
Euro
/MW
h
DEMANDA
PJM EN ESTADOS UNIDOSPERÍODO DE DICIEMBRE 1998 A NOVIEMBRE 2000
MERCADO PJM AÑO1998 - 1999 MERCADO PJM AÑO1999 - 2000
120
100
80
60
40
20
0
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
Demanda E-N00/E-N991,03 %
Ene-Dic 99 = 259.644 GWhEne-Dic 00 = 239.809 GWh
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
NovDic
Dic
-Nov
Incremento: -7,60%
$/M
Wh
DEMANDA
LPX EN ALEMANIAPERÍODO DE JUNIO 2000 A DICIEMBRE 2000
MERCADO LPX AÑO 2000
25
20
15
10
5
0
800700600500400300200100
0
Demanda DIC / JUN1627,33 %
Jun - dic 00 = 2.307 GWh(*)
(*) Hasta el 27/12/2000
Incremento: 43,36%
Euro
/MW
h
DEMANDA
Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
PRECIOS MERCADOS LIBERALIZADOS
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene-
Dic
CALPX EN ESTADOS UNIDOSPERÍODO DE ENERO 1999 A DICIEMBRE 2000
MERCADO CALPX AÑO 1999 MERCADO CALPX AÑO 2000
500450400350300250200150100
500
Demanda de CaIISOE-N00/E-N99 5,40 %
Ene - dic 99 = 227.389 GWhEne - dic 00 = 219.353 GWh
Demanda de CaLPX2000/1999 = -2,13 %
Ene - dic 99 = 192.952 GWhEne - dic 00=188.833GWh(*)(*) Hasta el 26/12/2000
Incremento: 363,55%
Euro
/MW
h
DEMANDA
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene-
Dic
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
01999 2000
ALBERTA (CANADA)PERÍODO DE DICIEMBRE 1999 A NOVIEMBRE 2000
MERCADO ALBERTA AÑO1998 - 1999 MERCADO ALBERTA AÑO1999 - 2000
275250225200175150125100
755025
0
5.0004.5004.0003.5003.0002.5002.0001.5001.000
5000
Demanda E-N00/E-N995,55 %
Ene - dic 99 = 51.161 GWhEne -.nov 00 = 49.147 GWh
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
NovDic
Dic
-Nov
Incremento: 187,44%$C
AN
/MW
h
DEMANDA
NEMMCO EN VICTORIA (AUSTRALIA)PERÍODO DE DICIEMBRE 1998 A NOVIEMBRE 2000
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
800700600500400300200100
0
Demanda E-N00/E-N999,4 %
Ene - dic 99 = 85.866 GWhEne - nov 99 = 85.261 GWh
Incremento: 34.64%
$AU
S/M
Wh
DEMANDA
Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
NovDic
Dic
-Nov
MERCADO VICTORIA AÑO1998 - 1999 MERCADO VICTORIA AÑO 1999 - 2000
APX EN HOLANDAPERÍODO DE JUNIO DE 1999 A DICIEMBRE 2000
130120110100
908070605040302010
0
600
500
400
300
200
100
0
Demanda J-D00/J-D99158,13 %
Jun - dic 99 = 1.188 GWhEne - dic 00 = 4.626 GWh
Incremento: 124,86%
Euro
/MW
h
DEMANDA
MERCADO APX AÑO 1999 MERCADO APX AÑO 2000
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene-
Dic
1999
1999
2000
2000
1999 2000 1999 2000
1999 2000
En esta evolución se observa que los mercados con uncomportamiento más estable de los precios son merca-dos maduros, líquidos, no segmentados, y sin tensio-nes derivadas de la producción o de limitaciones en lared de transporte.
Los mercados de reciente creación y muy estrechos osegmentados presentan incrementos de precios en elperíodo entre el 30% y el 50%.
Los mercados con restricciones de producción, proble-mas de estructura competitiva y presión de la deman-da presentan incrementos de precio en el período porencima del 100%.
La evolución del mercado español presenta un nivelintermedio, con una posición más cercana a los mer-cados más estables.
Situación del sector eléctrico de California
La reciente situación crítica de abastecimiento eléctricode California es en este momento objeto de interés.
En dicho sistema, que se encontraba en fase de transi-ción a la liberalización plena del suministro, se ha pro-ducido la continuidad de procesos previos de estanca-miento de las inversiones en generación y transporte,una alta volatilidad de los precios derivada de dichoestancamiento, así como de la propia evolución de losprecios del gas y de los certificados de emisiones y unescaso desarrollo de la contratación a plazo y de lacobertura de riesgos.
El propio gobernador de la reserva federal americanaha manifestado que "no es posible liberalizar una mer-cancía como es la electricidad, que no puede almace-narse, si no se dispone de un exceso de oferta sobre lademanda".
A continuación se enumeran las etapas más significa-tivas del proceso seguido en la liberalización del sec-tor eléctrico en California y la situación de crisis que sepuso de manifiesto por los reguladores a partir delverano de 2000.
Las etapas principales han sido las siguientes:
• Puesta en marcha del mercado organizado: 1 de abrilde 1998.
• Las características del período transitorio hasta la totalliberalización del suministro han sido las siguientes:
- Obligación de acudir al mercado "spot" a las gran-des empresas eléctricas, con imposibilidad por éstasde suscribir contratos bilaterales o contratar a plazoen el mercado organizado.
- Separación jurídica entre generación y suministro ynegocio de redes.
- Existencia de límites máximos en las tarifas aplicadasa los consumidores finales.
- Incentivos al cierre y/o venta de centrales eléctricas liga-dos a los CTC.
- Áreas excluidas de la liberalización.
- Insuficiente incorporación de la demanda al mercado.
- Inexistencia de pagos por capacidad.
CAPACIDAD INSTALADA (%)
ENERO DE 2001
27%
8%
53%
1%
5%
2%1%
3%
SOLAR CARBÓN RESIDUOS GEOTÉRMICA
EÓLICA NUCLEAR FÚEL-GAS HIDRÁULICA
CAPACIDAD INSTALADA (MW)
48.149 55.134 52.788 54.422 54.156 52.349 53.847 53.204
1986 1988 1991 1993 1996 1998 1999 2000
EMPRESAS ELÉCTRICAS PRODUCTORES INDEPENDIENTES
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
96
• A partir del verano del año 2000 se pone de mani-fiesto la situación de crisis, con las característicassiguientes:
- Volatilidad y nivel de precios extraordinariamenteelevados en el mercado organizado.
- Se producen interrupciones de suministro, debido a:
* La capacidad de generación disponible es insuficien-te para satisfacer la demanda en el mercado.
* Estrangulamientos en la red de transporte y menoresimportaciones.
* Insuficiente participación activa de la demanda.
* Situación próxima a la suspensión de pagos de lasdos empresas distribuidoras más importantes.
* Posible ejercicio del poder de mercado por parte dedeterminados agentes.
En la página anterior figura la evolución de la capacidadinstalada en California y su composición en enero de 2001.
En el cuarto trimestre del año 2000, se consideró nece-saria la adopción de una serie de medidas, tanto anivel federal como estatal.
• ESTUDIOS E INFORMES PREVIOS.- Investigación de la CPUC de agosto de 2000.- Investigación de la F.E.R.C. de septiembre de 2000.- Informe de CAPLX de septiembre de 2000.- Audiencia pública por parte de la F.E.R.C.- Propuesta de distintos senadores de intervención del Estado en el sector electrico.
• MEDIDAS ADOPTADAS- Resolución provisional de la F.E.R.C. de 1 de noviembrede 2000.
- Resolución definitiva de la F.E.R.C. de 15 de diciembrede 2000.
- Adopción de Medidas de crisis por el gobernador y el Senado de California en enero de 2001.
- Petición de ofertas a largo plazo de hasta 100.000 GWh por año a través del departamento de Recursos Hidráulicos.
- Ley de 1 de febrero facultando a dicho departamentoa realizar contratos con el menor precio medio posibley venta directa o indirecta a consumidores
SECUENCIA DE INFORMES Y MEDIDAS EN CALIFORNIA
• Eliminación de la obligación de compra y venta de energía por las grandes empresas eléctricas en el mercado "spot"- 25.000 MW bajo regulación estatal- Incentivación de contratos bilaterales a largo plazo
- Fomento de la contratación "forward" en el mercado organizado
• Precios de referencia para contratos bilaterales
• Penalización por negociar más de un 5% de la demanda en losmercados en tiempo real ISO
• "CAPS" a los precios del mercado organizado de 150 $/MWh
• Mejora de los procedimientos de interconexión entre los generadores y el ISO
• Sustitución del Consejo del ISO
MEDIDAS ADOPTADAS POR LA F.E.R.C.
• RECOMENDACIÓN DE ELIMINAR LAS LIMITACIONES DEEMISIONES DE LAS PLANTAS EN OPERACIÓN
• TRAMITACIÓN RÁPIDA DE LA OBTENCIÓN DE LICENCIASPARA CONSTRUIR CENTRALES- Período estimado de puesta en servicio anterior: 10 años.- Período estimado con posterioridad a estas modificaciones: 4 años.
- Plantas en tramitación con fecha de puesta en marcha entre2001 y 2004: 6.235 MW
• PROGRAMA DE AHORRO ENERGÉTICO DE LA ADMINISTRACIÓN DE CALIFORNIA- Departamento de Recursos Hidráulicos: Reducción de la demanda punta entre 450 - 1245 MW.
- Departamento de Servicios Generales: Reducción de la demanda punta al menos en 200 MW.
- Ayuntamientos: Reducción de la demanda punta al menosen 300 MW.
• Programación de interrupciones de suministro rotatorias de 2 horas• Compra de energía por el Estado para 12 días • Petición de ofertas de energía por el Estado a largo plazo
- Plazo: 1-10 años- Procedimiento: petición de ofertas previas a todos los generadores
- Ofertas de energía:- 69.000 - 100.000 GWh en punta- 26.000 - 40.000 GWh en valle
- Precio medio: 6,9 centavos / kWh excepto horas superpunta
• Creación del "Electricity Oversight Board" y sustitución del Consejode Administración del ISO
• Contratos a largo plazo para suministrar energía a las distribuidorascon problemas de pago
• Prohibición de ventas de activos de generación a empresas eléctricas• Aumento de las tarifas a los consumidores finales entre el 7% y el
15% para PG&E y SCE
LA GESTIÓN DE LA CRISIS: MEDIDAS ADOPTADASPOR EL GOBERNADOR Y EL SENADO DE
CALIFORNIA
MEDIDAS ADOPTADAS POR EL GOBERNADORY EL SENADO DE CALIFORNIA DE FLEXIBILIZACIÓN
Y TRAMITACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE
97
Resulta al menos sorprendente que los estudios yactuaciones para corregir la situación se produjerancon tanto retraso, de manera que finalmente la inter-vención del Estado, como adquirente de energía, yposteriormente como adquirente también de líneas detransporte, haya resultado inevitable a juicio de lasautoridades de California.
La existencia de contratos de compra de energía porel estado a generadores a muy largo plazo o inclusode redes de transporte pueden suponer serias limita-ciones para el correcto funcionamiento del sistemaeléctrico de California a medio y largo plazo.
De hecho, aunque la experiencia de California estásiendo analizada por muchos países cuyo sector eléctri-co se encuentra en proceso de liberalización, sus cir-cunstancias no se pueden extrapolar con carácter gene-ral. En Estados Unidos otros procesos de liberalizacióncontinúan avanzando.
En cualquier caso debe tenerse en cuenta que las situa-ciones de racionamiento no permiten que los mercadossirvan al objetivo de una asignación eficiente de la elec-tricidad. Además, las medidas que evitan estas situa-ciones favorecen al mismo tiempo una mayor garantíadel suministro y el correcto funcionamiento de los pro-pios mercados.
6.2. LOS MERCADOS DE ELECTRICIDAD EN LA UNIÓN EUROPEA
El mercado interior de la electricidad
Desde la publicación, en 1988, del informe de laComisión Europea sobre los obstáculos al estableci-miento del mercado interior de la energía, no se haavanzado con rapidez sino en los últimos años.
La adopción de las Directivas 96/92/CE sobre nor-mas comunes para el mercado interior de la electrici-dad y la 98/30/CE sobre normas comunes para elsector del gas natural, han marcado el verdaderopunto de inflexión en la acción decidida hacia la con-secución del mercado interior en un sector clave de laeconomía, que va retrasado en relación con otros sec-tores y en relación al objetivo definido en 1985, dealcanzar, en 1992, un mercado europeo sin fronterasinteriores.
Al más alto nivel, el Consejo Europeo de Lisboa, del23 y 24 de marzo de 2000, decidió acelerar la libe-ralización, entre otros, en los sectores del gas y de laelectricidad, y el Consejo de Ministros de la UE de 30de mayo de 2000 invitó a la Comisión a presentar, enel plazo más breve, propuestas con las medidas que seconsideren necesarias.
En paralelo, desde el año 1997 la comisión europeaha propiciado que, en el Foro de Florencia (para laelectricidad) y desde el año 1999 en el de Madrid(para el gas), se profundice en el análisis de posiblessoluciones a los problemas más importantes que se hanpuesto de manifiesto, como son el acceso a las redes,la tarificación transfronteriza y la gestión de las con-gestiones.
Por otra parte, los diferentes servicios de la comisióneuropea, en especial las direcciones generales de laEnergía por una parte y de la Competencia, por otra,han abordado el análisis y ciertas acciones en relacióncon determinados problemas planteados, como son, elmantenimiento de contratos a largo plazo y su compa-tibilidad con los artículos 81 y 82 del Tratado de laUnión Europea y, en general, la influencia sobre lapolítica de la competencia de ciertas prácticas queinfluyen en el comercio intracomunitario y en su limita-do desarrollo.
Todo ello ha llevado a la comisión europea a presen-tar unas medidas legislativas, con el objetivo de alcan-zar en el seno de la Unión un mercado interior verda-deramente operativo en los sectores del gas y de laelectricidad.
Propuesta de modificación de la Directiva 96/92/CEy de la Directiva 98/30/CE sobre las reglas comunesdel mercado de la electricidad y del gas, respectiva-mente.
Las propuestas de directivas contienen modificacio-nes que se consideran esenciales para cubrir necesi-dades que se han considerado relevantes para elmercado interior de la electricidad. A continuaciónfiguran los principales aspectos contenidos en dichadirectiva:
• Acceso progresivo de todos los consumidores a lalibre elección de suministradores:
- Para la industria y el comercio la liberalización totaldel suministro debe producirse el 1º de enero de2003, en el caso de la electricidad y un año más tardeen el caso del gas.
- Para el resto de los consumidores dicha liberalizacióndebe entrar en vigor, el 1º de enero de 2005, tantopara consumidores de gas como de electricidad.
• Separación de actividades con objeto de establecerun mínimo común en Europa en cuanto a la creaciónde la figura de un verdadero gestor de transporteindependiente de otros intereses comerciales, concre-tando un conjunto de derechos y obligaciones, asícomo medidas de transparencia.
98
• Acceso de terceros a las redes regulado medianteel establecimiento de tarifas públicas para el accesoa las redes de transporte y distribución en condicio-nes de no discriminación a todos los usuarios dedichas redes.
• Potenciación del papel de las autoridades nacio-nales de regulación.
• Fomento de los intercambios comerciales con países nomiembros de la Unión Europea, con el fin de potenciarlas ventajas que éstos puedan suponer para las empre-sas de la Unión Europea.
• Disposiciones de actualización relativas a la separa-ción de cuentas y derogación de las directivas relati-vas al tránsito del gas y electricidad (90/547/CE y91/296/CE, respectivamente).
• Mantenimiento de los objetivos de servicio público,con vistas a la protección de los consumidores, elmantenimiento del servicio universal, la proteccióndel medio ambiente y la seguridad del aprovisionamiento.
Propuesta de Reglamento sobre las condiciones deacceso a la red para los intercambios transfronterizosde electricidad.
El reglamento que se propone supone una medida inte-resante desde el punto de vista jurídico y político, queconcede a la comisión europea un papel activo muyimportante en las actividades relativas a las condicio-nes de acceso a las redes para intercambios transfron-terizos de electricidad.
La comisión europea considera absolutamente insufi-ciente el nivel de intercambios entre países, evaluadoen el 8% de la producción total de los países de laUnión Europea. Para equiparar dicho nivel de inter-cambios al de otros bienes y servicios, que circulanlibremente, la comisión europea propone las siguientesmedidas:
• Compensaciones económicas entre gestores de redespor los costes derivados de los flujos de electricidad,fijando reglas para la determinación de los costes, yorientaciones para la determinación de las tarifasnacionales aplicadas a los productores y a los con-sumidores.
• Establecimiento de métodos para la asignación dela capacidad comercial disponible de las intercone-xiones transfronterizas, de forma que sean compati-bles con las condiciones de competencia del merca-do interior. A este respecto se establece que, a cortoplazo, pueden utilizarse los métodos de subastasimplícitas o explícitas. Sin embargo a medio y largoplazo, el único método que cumple las condiciones
establecidas en el propio reglamento es el de subastasimplícitas o "market spliting".
Los principios generales, que establece la comisióneuropea en su propuesta de reglamento sobre lagestión de las situaciones de congestión, son los si-guientes:
• Los problemas de congestión se tratarán con solucio-nes no discriminatorias basadas en el mercado y queproporcionen señales económicas eficaces a los queoperan en los mercados y a los gestores de las redes.
• Los procedimientos de restricción de transaccionessólo se utilizarán en casos de emergencia, cuando elgestor de la red tenga que actuar de forma inmediatay el redespacho o los intercambios en sentido contra-rio no sean posibles.
• Los operadores en los mercados a los que se lesha atribuido capacidad, si sufren restricciones sobreesta capacidad serán indemnizados.
• La capacidad total de las interconexiones debeser puesta a disposición de los operadores en el mer-cado, respetando las normas de seguridad y deexplotación de la misma, normas que deben hacerpúblicas los gestores de las redes junto con los prin-cipios de planificación.
• Se debe facilitar y tener en cuenta el flujo opuesto alsentido de saturación, con el fin de que las líneaspuedan utilizarse a su máxima capacidad.
• Los ingresos que se pudieran producir por atribuciónde la capacidad comercial se podrán utilizar paragarantizar la fiabilidad, invertir en la red paraaumentar su capacidad, y reducir las tarifas. Dichosingresos no pueden ser una fuente de beneficios paralos gestores de la red, que los pueden gestionar, perono pueden apropiarse de ellos.
• Se debe ofrecer al mercado toda la capacidad dis-ponible, incluyendo aquella fracción que tenga unafiabilidad limitada. El grado de fiabilidad debe sertambién público.
• No se puede conceder derecho preferente ni a contra-tos que infrinjan los artículos 81 y 82 del Tratado dela Unión Europea ni a la renovación de los mismos,con relación al acceso a la red.
• Los gestores de la red deben publicar un procedi-miento para el cálculo de la capacidad comercial detransporte y el margen de fiabilidad asociado a lamisma, que debe ser aprobado por las autoridadesde los Estados miembros.
99
En el contexto de la aceleración de la reforma econó-mica, los Jefes de Estado y de Gobierno de la U.E.,reunidos en la cumbre de Estocolmo los días 23 y 24de marzo, han considerado necesario avanzar en elaprovechamiento de las posibilidades del mercadointerior, y con esos fines han concluido que “es vitalque los mercados funcionen bien para incrementar losbeneficios de los consumidores y crear un entornoemprendedor”.
La creación de un mercado interior de servicios quefuncione con eficacia es una de las prioridades másimportantes de Europa. Para ello es necesario que setenga debidamente en cuenta la situación especificade los servicios de interés general, como son, porejemplo, el servicio universal, la seguridad, la conti-nuidad y la garantía de abastecimiento. Estos princi-pios deben ir acompañados de un marco para el des-arrollo de unos mercados transfronterizos eficaces,respaldados por una capacidad suficiente de infraes-tructuras.
Concretamente con relación a la propuesta de la comi-sión sobre el gas y la electricidad, la cumbre, invitó alconsejo de la U.E. a estudiarlas rápidamente y refren-dó el objetivo de abrir los mercados de estos sectoreslo antes posible.
Asimismo insistieron los Jefes de Estado y de Gobiernoen la necesidad de que la comisión europea se encar-gue de que se respete plenamente lo dispuesto en elTratado, en particular los artículos 81 y 82 y de queen la aplicación de las decisiones no se generen dis-torsiones de la competencia. La comisión europeavelará por que las empresas que aún disfrutan de unasituación de monopolio en el mercado nacional no sebeneficien indebidamente de la situación.
En este sentido, la Comisión europea continúa sus pro-cedimientos de infracción contra tres estados miembrospor la falta de transposición correcta de las directivasde electricidad (Bélgica y Francia) y de gas (Francia yLuxemburgo).
Con relación a las propuestas de la comisión europea,es necesario constatar que para los mercados ofrecenindudable interés, ya que contienen aportaciones posi-tivas en relación a la transparencia, como es la nece-sidad de publicación de la capacidad comercial y delos procedimientos de seguridad.
También son importantes las propuestas para mejorarla separación de actividades y de cuentas, el favora-ble tratamiento de los flujos en sentido inverso al queproduce la congestión y las medidas que tienden amejorar la armonización de tarifas y la armonizacióndel acceso a las redes y calendarios de liberalización.
No obstante, en este proceso de liberalización, seríaconveniente profundizar en ciertas reglas para evitarefectos como el ¨panckaking¨, así como poner énfasisen la bondad de la contratación en mercados organi-zados ya existentes, y los que se crearan en el futuro,sin perjuicio de la contratación bilateral.
Los efectos beneficiosos de la coordinación entre ope-radores de mercado, operadores de sistemas, asícomo una coordinación reglada entre ambos tipos deoperadores resultaría de indudable interés. Todo ellofacilitaría las actuaciones en favor del comercio deelectricidad, como podría ser, entre otros, la creaciónde mercados de ajustes o intradiarios coherentes paralos distintos sistemas eléctricos a nivel europeo.
Actividades de EuroPEX
La celebración de la Conferencia APEX/OMEL, en octu-bre de 1999, en Madrid, marcó un hito importante enel desarrollo de las actividades de APEX, y en la nece-sidad de enfocar su actividad de forma más eficaz yselectiva, en defensa de los intereses de sus miembros.
Por primera vez, la comisión europea estuvo represen-tada en la conferencia, reconociendo el papel que losoperadores de mercado europeos pueden jugar en laimplantación efectiva de la Directiva de la UniónEuropea sobre el mercado interior de la electricidad.
Por otra parte, las reuniones del Foro de Florencia, alcual ha estado asistiendo una representación de OMELdesde 1998, ha puesto de manifiesto la necesidad decontar con una voz, reconocida y aceptada por lacomisión europea, como interlocutor válido en relacióncon los múltiples problemas que se plantean.
Por todo ello, OMEL y NordPool, propusieron a APEXla creación de una rama europea, aceptándose ladecisión de crear ésta, con el nombre de EuroPEX, conobjeto de concretar un papel más activo de los opera-dores de mercado en el ámbito europeo y disponer deun instrumento de representación, diálogo e interlocu-ción eficaz. Para presidir el Comité Ejecutivo deEuroPEX fue designada la presidenta de OMEL.
En las últimas tres reuniones del Foro de Florencia haestado representado EuroPEX, lo que ha permitidomaterializar la colaboración de los operadores delmercado en relación con las propuestas que la comi-sión europea ha considerado oportuno tratar. Dichaspropuestas han sido analizadas en el propio Foro deFlorencia y en otros grupos de trabajo o reunionesderivadas del mismo, en relación con:
• Capacidad comercial de las interconexiones y con-tratos de reserva de capacidad a largo plazo.
100
• En el caso de la frontera hispano-francesa, la capaci-dad comercial disponible con el resto de Europaasciende a 1.100 MW en sentido importador y a
800 MW en sentido exportador. Si se compara conla punta máxima del sistema español en torno a33.000 MW, esta capacidad es escasa. Ello con-
• Precios o tarifas por la utilización de las redes.
• Valoración de los métodos de asignación de la capa-cidad comercial como son las subastas explícitas ylas subastas implícitas o el "market splitting".
EuroPEX ha analizado no sólo los procedimientos desubastas implícitas y "market splitting", sino también elde subastas explícitas coordinadas.
En sus conclusiones pondera la superioridad de losprocedimientos de subastas implícitas y "market split-ting", lo que ha sido transmitido y presentado en rei-teradas ocasiones ante diversas instancias comunita-rias e internacionales.
6.3. IMPORTANCIA DEL MERCADO ESPAÑOLEN EL CONTEXTO EUROPEO
Si bien el mercado de electricidad en España fue elprimero que se creó después de la adopción de laDirectiva, los intercambios internacionales, aunquehan tenido una evolución creciente, se mantienentodavía muy limitados, debido, entre otras causas, a laexistencia de una escasa capacidad de interconexión,especialmente con el norte de Europa.
La integración de los intercambios en el mercado seproduce de forma eficaz y es consecuencia de la par-
ticipación de los agentes del mercado, al realizartransacciones que tienen su origen en el mercadoorganizado o en contratos bilaterales o tránsitos deelectricidad.
El desarrollo del mercado español, que es un mer-cado interesante para las principales compañíaseléctricas de la Unión Europea, no podrá realizarseen todo su potencial si esta situación, de prácticoaislamiento, no se ve modificada a corto y a medioplazo.
El comercio internacional en el mercadoespañol en la actualidad
El examen de la situación del sistema eléctrico penin-sular español nos indica lo siguiente, en relación a losintercambios de electricidad:
• Con Portugal, se producen habitualmente operacio-nes de importación y exportación. El tamaño relativodel sistema eléctrico portugués con relación al restodel sistema europeo hace que la capacidad comer-cial de intercambio con relación a la demanda puntade Portugal, que es del 12%, sea significativa a efec-tos comerciales. El grado de ocupación de la capa-cidad comercial para los intercambios en el mercadoorganizado y derivado de contratos bilaterales figu-ra a continuación:
PERÍODO OCTUBRE DE 2000 A MARZO 2001
CAPACIDAD DE IMPORTACIÓN NO OCUPADACAPACIDAD DE EXPORTACIÓN NO OCUPADA
IMPORTACIÓNEXPORTACIÓN
1.6001.4001.2001.000
800600400200
0-200-400-600-800
-1.000-1.200-1.400-1.600
MWh
OCT 00 NOV 00 DIC 00 ENE 01 FEB 01 MAR 01
CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON PORTUGAL Y ENERGÍA CASADA EN LOS MERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES FÍSICOS
101
PERÍODO OCTUBRE DE 2000 A MARZO 2001
CAPACIDAD DE IMPORTACIÓN NO OCUPADACAPACIDAD DE EXPORTACIÓN NO OCUPADA
IMPORTACIÓNEXPORTACIÓN
600
400
200
0
-200
-400
-600
MWh
OCT 00 NOV 00 DIC 00 ENE 01 FEB 01 MAR 01
CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON MARRUECOS Y ENERGÍA CASADA EN LOS MERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES FÍSICOS
PERÍODO OCTUBRE DE 2000 A MARZO 2001
CAPACIDAD DE IMPORTACIÓN NO OCUPADACAPACIDAD DE EXPORTACIÓN NO OCUPADA
IMPORTACIÓNEXPORTACIÓN
1.6001.4001.2001.000
800600400200
0-200-400-600-800
-1.000-1.200-1.400-1.600
MWh
OCT 00 NOV 00 DIC 00 ENE 01 FEB 01 MAR 01
CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON FRANCIA Y ENERGÍA CASADA EN LOSMERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES FÍSICOS
duce a una situación cercana al aislamiento comer-cial con respecto al resto de Europa. No obstante elcomercio se ha desarrollado con normalidad y enfunción, en gran medida, de la evolución de los pre-
cios en el mercado español. El grado de ocupaciónde la capacidad comercial para los intercambios enel mercado organizado y derivado de contratos bila-terales figura a continuación:
• Los intercambios a través de la interconexióncon Marruecos se producen también habitualmente,
dentro de los límites de la interconexión existente ygeneralmente en sentido exportador.
102
En este sentido pueden producirse, tanto a corto comoa medio plazo, oportunidades importantes:
• En el comercio con Portugal, la propuesta deun mercado ibérico con un mayor grado de libera-lización, el incremento de la capacidad de interco-nexión, e incluso la formación de un "pool" ibérico,son factores que aportarían ventajas a los agentesde ambos mercados.
• Con Francia, cuya situación no puede dejar de men-cionarse, se podría producir un incremento de la
capacidad comercial nada desdeñable incluso enel corto plazo. Si se alcanzara un crecimiento amedio plazo de la capacidad comercial, que dieralugar a una capacidad en torno al 15% - 20% dela punta máxima, podríamos considerar que nues-tra situación de intercambios internacionales seríasatisfactoria.
• Con Marruecos, las posibilidades están limitadaspor la capacidad de la interconexión, aunquepodrían surgir nuevas oportunidades si ésta seampliara.
Importancia del incremento del comercio inter-nacional para el mercado español a corto ymedio plazo
Es interesante recordar los efectos beneficiosos que elcomercio internacional tiene para la economía, y comoconsecuencia, la importancia de disponer en un sectorcomo el eléctrico, de capacidad comercial significativa.
Los incrementos de capacidad comercial en las interco-nexiones dotarían al sistema eléctrico español de unamayor reserva de capacidad.
En un sistema débilmente interconectado y con deman-da creciente, este incremento facilitaría el desarrollo delmismo, mejoraría la seguridad del suministro y daríaoportunidades a los agentes del mercado español.
300 300
IrGB
Fr
Hol
Su
It
Sue FiNo
Di
CENTREL
Esl
Al
Au
Be
P
Es850
350
725300
1.100
200
1.400
300
1.000
550
610460
100
950
800400
460
390
600
70
2.000
1.9502.000
2.000
2.500
1.800
1.700
1.400
2.850
1.450
2.450
1.150
2.250
*
*
1.000
2.000
2.250 1.200
1.200
1.300
1.000
2.400
1.350
2.800
1.850
600
1.350
1.650
2.000
2.950
2.900
1.850
CAPACIDAD COMERCIAL APROXIMADAINVIERNO 2000 - 2001 (MW)
1.700
Fuente ETSO y elaboración propia* Datos no proporcionados por los operadores de las redes correspondientes
370
550
**
***
103
Para alcanzar estos objetivos es conveniente que seadopten medidas a corto plazo y se aborden inversio-nes en nuevas interconexiones. En los aspectos de ges-tión, parecen preferibles los métodos basados en laprecedencia económica de las ofertas de energía almercado que, con el posible complemento de nego-ciaciones de energías en los países vecinos por mediode nodos o de otros instrumentos, sería un elementodinamizador del comercio transfronterizo. De estamanera se obtendrían las señales de precio adecua-das para que los agentes y operadores en los mer-cados adoptaran las decisiones más adecuadas.
Así pues, para el futuro deberían configurarse nor-mas, procedimientos y actuaciones que tendieran alobjetivo considerado como vital antes citado, que eshacer que los mercados funcionen eficientemente,para incrementar los beneficios de los consumidoresde electricidad y crear un entorno emprendedor paratodos los agentes que operan en los citados merca-dos.
7.1 El equipo humano de OMEL
7.2El sistema de información de OMEL
7.3 Principales modificaciones durante 2000
7.3 Tecnología y cooperación
7. MEDIOS Y TECNOLOGÍA DE OMEL
107
La implantación y operación del mercado de electrici-dad realizada por OMEL a lo largo de los tres años defuncionamiento del mercado, con plena operatividad detodos sus procesos y funciones, se basa en una organi-zación de medios humanos y tecnológicos que se hancombinado con un alto grado de eficacia.
7.1. EL EQUIPO HUMANO DE OMEL
El equipo humano de OMEL ha demostrado, en relacióncon las funciones desarrolladas por la Compañía, unaalta capacitación referida, tanto a la tecnología infor-mática innovadora aplicable a los mercados electróni-cos en general, como al funcionamiento de los mercadoseléctricos.
Esta cualificación se ha puesto de manifiesto en el dise-ño y gestión de los mismos, en su relación con los agen-tes del mercado y las entidades interesadas en el mismo,así como en sus iniciativas de propuesta de regulaciónde mercado, de formación interna y externa y en lacolaboración para el desarrollo de mercados eléctricosen otros países.
La política de capacitación y formación continuas yde incentivo de actitudes innovadoras basado en lacooperación e integración de esfuerzos y el desarro-llo de capacidades personales, para incorporar losprogresos tecnológicos al acervo de la Compañía,constituyen directrices estratégicas fundamentales deOMEL.
A finales de 2000, la plantilla de la empresa ascendíaa 51 personas, lo que supone su mantenimiento sobrela del año anterior. A 31 de diciembre, la edad mediade la misma era de 35 años. Se trata de una estructu-
ra organizativa sencilla y orientada a la consecuciónde objetivos para conseguir la participación de todo elpersonal.
La alta participación de titulados, especialmente supe-riores, es típica de mercados organizados, basados ensistemas informáticos avanzados.
7.2. EL SISTEMA DE INFORMACIÓN DE OMEL
La operación de los mercados y la realización de lasliquidaciones, funciones fundamentales de OMEL, seapoyan en el sistema de información del operador demercado (SIOM), constituyendo un mercado electrónicode contratación donde se llevan a efecto todas las trans-acciones.
Las funciones fundamentales soportadas por el sistemaSIOM son:
• Recepción de ofertas de compra y de venta.Esta función incluye una serie de verificaciones parala ayuda a los agentes en la realización de las ofertassin errores.
• Casación de las ofertas y obtención de precios mar-ginales en cada una de las horas para los mercadosdiario e intradiario.
• Recepción de la información relativa a la ejecución delos contratos bilaterales físicos.
• Realización, en colaboración con el operador delsistema, de los procesos de análisis de restricciones.
• Realización de las liquidaciones de energía y factu-ración a los agentes.
• Suministro a los agentes del mercado de la informa-ción necesaria sobre los resultados de los mercados yde las liquidaciones.
• Intercambio con el operador del sistema de la infor-mación necesaria para el funcionamiento del merca-do de producción y la realización de las liquidacio-nes.
• Capacidad de análisis de la información existentey generación de informes.
• Generación y distribución automática de informesde carácter público, principalmente a través del ser-vidor “web” del mercado.
60
50
40
30
20
10
0Titulado superior
PORC
ENTA
JE
Titulado medio Administrativo
57
24
19
DISTRIBUCIÓN DE LA PLANTILLAPOR CATEGORÍAS
7. MEDIOS Y TECNOLOGÍA DEL OMEL
108
Principios de diseño
El diseño del sistema SIOM permite la participación enel mercado de agentes con unas necesidades y requeri-mientos muy distintos. Por un lado, facilita la participa-ción de multitud de agentes de pequeña dimensión, conunas necesidades principales de simplicidad en el acce-so y que potencialmente no tengan conocimientos infor-máticos. Por otro lado, se adapta también a las necesi-dades de aquellos agentes que realizan un gran núme-ro de transacciones, y, por tanto, introducen otro tipo decondicionantes.
La solución adoptada, basada en la utilización de latecnología Internet, posibilita la incorporación de un
gran número de agentes en un lapso reducido de tiem-po. El diseño del puesto del agente es simple, robusto yfiable. Únicamente se utiliza software estándar basadoen ordenadores compatibles PC, con una necesidad demantenimiento prácticamente inexistente.
SIOM tiene una configuración en estrella, redundanteen todos sus equipos a fin de cubrir todo fallo simple, enla que todas las transacciones son registradas en unabase de datos centralizada.
En la tabla siguiente se muestra un resumen de losrequerimientos de diseño de la solución del sistemaSIOM, las respuestas dadas a los mismos y las solucio-nes adoptadas en cada caso.
Requerimientos Respuestas Soluciones
Número ilimitado de agentes Diseño modular Tecnología internet
Requisitos mínimos del puesto de agente Software standard Evitar el uso de productos especiales
Accesible por todo tipo de agentes Comunicaciones standard Utilización de medios de comunicación disponibles
Seguridad controlada Medios de seguridad actualizados Firewalls, Smart cards, SSL
Capacidad de crecer el número de agentes Solución escalable Todos los módulos son ampliables
Tolerar el fallo simple Redundancia de los elementos Duplicar todos los equipos
AAAAAAAA
AAA
AAA
AAAAAAAA
AAA
AAA
AAAAAAAAAAAAAAAAA
AAAAAAAAAAAAA
AAAAAAA
AAAAAAAAAAAAAAAAA
AAAAAAAAA AAAAA AA AAAAA
AAAAAAAAA AAA A
AAAAAAAAA AAAAA
RTBAAAAAAAA
AAAAAA
RED AOS
RDSI
MA3NET
PublicData
Network MA1NET
MA2NET
PC
PC
PC
INTERNET
AAAAAAAAA
AAAAAAAAAAA A
AAA AAA
CONFIGURACIÓN DE SIOM
109
Con objeto de que las comunicaciones con el SIOM nosupongan ningún tipo de barrera de entrada para losagentes del mercado, se ha dotado al sistema SIOMde acceso a través de cuatro tipos distintos de comu-nicaciones:
• Red telefónica básica (RTB).
• Red digital de servicios integrados (RDSI).
• Red Internet.
• Líneas dedicadas
Los agentes pueden utilizar cualquiera de los mediosanteriores o varios de ellos según sus necesidades espe-cíficas. Todas los elementos que soportan las comunica-ciones están preparados para soportar el fallo simple decualquiera de sus componentes al estar todos ellosduplicados y preparados para la conmutación automá-tica en caso de fallo.
Para cumplir con los altos requerimientos de seguridadde un mercado electrónico, se utilizan técnicas defirma electrónica, habituales en el comercio electróni-co a través de Internet, y que se basan en el uso:
• Tarjetas inteligentes personalizadas para cadaagente.
• Control de niveles de acceso mediante certifica-dos emitidos por OMEL.
• Utilización del protocolo de comunicaciones segurohtml, siguiendo el standard “Secure Sockets Layer”(SSL).
A fin de dotar de una mayor seguridad al sistema,OMEL se ha constituido como entidad certificadoradel mercado, gestionando los certificados electrónicosde identificación de los agentes, tanto para el accesoal mercado como a los procesos de operación del sis-tema.
En la figura siguiente se describe la arquitectura modulardel sistema SIOM.
DESCRIPCIÓN GENERAL - ARQUITECTURA MODULAR
Casación
SIOM-AM(Agentes)
Interfaces
Base de datos
Liquidación
Mto. BD & Ejecución
Consultas & Informes
Monitorización
OM
SIOM
OM
OS
AM
Los módulos se denominan y tienen las funciones que seindican a continuación:
• SIOM-Agente: encargado de las comunicaciones agen-te-OMEL. Permite el envío de las ofertas, la validaciónde las mismas, y la obtención de los resultados de lascasaciones de las sesiones y de las liquidaciones porlos agentes. Las figuras de la página siguiente mues-tran un ejemplo de pantallas de acceso al sistema.
• Casación: encargado de realizar la casación de lasofertas realizadas por los agentes en los mercados dia-rio e intradiario, obteniendo tanto los precios margi-nales de cada hora, como las energías casadas y losordenes de precedencia económica de las ofertas.
• Liquidaciones: encargado de realizar las anotacionesen cuenta de todas las transacciones que se llevan acabo en el mercado de producción, incluyendo tantolos procesos gestionados por OMEL como aquellosgestionados por el OS. Asimismo, se encarga de lafijación para cada agente de la energía transacciona-da en cada proceso y su precio horario final, gestio-nando finalmente la facturación del mercado.
• Interfases externas: encargado de las comunicacio-nes con entidades externas a OMEL, especialmente,el operador del sistema. La información intercambia-da incluye aquella necesaria para la operación de losprocesos de gestión compartida entre el OM y el OS,los resultados de los mercados, que son necesariospara la operación técnica del sistema, así como a los
resultados de los procesos gestionados por el opera-dor del sistema, que son necesarios para realizar suliquidación económica.
• Operación y mantenimiento: encargado de la realiza-ción de las labores de operación y mantenimiento delsistema y de su base de datos, por parte del personalde OMEL.
7.3. PRINCIPALES MODIFICACIONESDURANTE 2000
Dentro del desarrollo tecnológico de los sistemas deloperador del mercado, el ejercicio 2000 constituye unaño de consolidación de la infraestructura de sistemas ycomunicaciones.
Destaca en este año por su especial importancia el tras-lado de la empresa y de todos los sistemas a la nuevasede corporativa. Este traslado ha venido acompañadode la implantación de un moderno centro de proceso dedatos, dotado de las máximas seguridades y mediosque permiten asegurar el servicio las 24 horas al día los7 días a la semana. La realización del traslado fue unproceso complejo debido a la necesidad de mantener elservicio del mercado durante el mismo, objetivo que secumplió satisfactoriamente.
Este proceso ha servido de base adicionalmente pararealizar las adaptaciones precisas del sistema de emer-gencia SIOME que en la actualidad se encuentra tam-bién en una ubicación distinta.
ARQUITECTURA DEL SISTEMA
Agentes
Ofertas decompra/venta
Casación y Liquidaciones
Operador del Mercado Operador del sistema
Sistema demedidas
SIOM
Operaciones de mercado
Red privada
Red privadaInternetInternet
Sistema demedidas
SIOSSIOS
111
A finales de 2000 se implantó una nueva versión de laaplicación que modifica de modo completo la interac-ción de los agentes con el sistema. Esta nueva versión,con utilización amplia de nuevas herramientas de con-
sulta de la información, supone un nuevo paso en lafacilidad de uso y funcionalidad proporcionada por elmercado a los agentes.
112
Se han introducido también diversas modificacionesde importancia para el funcionamiento del mercado.Entre ellas destacan:
• La introducción de un nuevo sistema capaz de gestio-nar todas las potenciales consultas y reclamacionesa los procesos del mercado y liquidaciones de unaforma electrónica.
• La mejora de la potencia de cálculo del sistema y surobustez ante fallos.
• La migración a la versión 8i de ORACLE y el parti-cionamiento de las estructuras de datos asociadas alas liquidaciones que ha permitido mantener y poten-ciar los niveles de respuesta de la aplicación.
• La modificación de los procesos de carga y valida-ción de la información asociada a las medidas, quefueron recodificados y optimizados para gestionarlos contadores asociados al nuevo escalón de libera-lización
• La mejora de los procesos de facturación, abor-dando la complejidad inherente a los agentes perte-necientes a países no miembros de la Unión Europea.
GeoNetwork
Enlace FO100 Mbps
Enlace FO100 Mbps
Red de base de datos
Red de WEB
Oficina Principal Oficina Emergencia
Red de usuarios
Red de usuarios
SWITCH
SWITCHCPD
BD2_OMBD1_OM
HUB 100 Mb
HUB
WEB OM
FORE1_OM
Demarc 100 Demarc 100
FORE2_OM34Mbps
Vc 5 Mbps
Vc 29 Mbps
E3 link
CPD
BD1_EM
WEB1_EM
GeoNetwork
2
1 1
2
SWITCH
SWITCH
CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE EMERGENCIA
FW1_EM
FW3-FW4
FW1-FW2
113
7.4. TECNOLOGÍA Y COOPERACIÓN
El continuo impulso al mantenimiento, adquisición deconocimientos y tecnologías aplicados a la adaptacióndinámica de nuestro sistema de información, ha per-mitido que la tecnología del SIOM sea un instrumentoidóneo para el desarrollo de nuestro mercado, queademás está siendo implantada en otros mercadosorganizados de electricidad de reciente creación.
La tecnología de OMEL ya ha sido exportada conéxito al mercado holandés, APX y al sistema de “tra-ding” de Portugal.
Durante 2000 las actuaciones de cooperación deOMEL se han centrado en la firma de contratos marcopara la prestación de servicios en otros países, comoel suscrito con SOLUZIONA, en los que está prevista la
liberalización del sistema eléctrico. También se hanmantenido numerosas reuniones de presentación denuestro mercado con entidades interesadas en la crea-ción de un mercado eléctrico en la Europa del Este,América y determinados países asiáticos. En este ámbi-to se han presentado solicitudes en el marco de pro-yectos de cooperación de la Unión Europea, cuyos pri-meros resultados ya se están produciendo.
Además nuestra base tecnológica constituye un pilarimportante para el propio desarrollo del mercado y laampliación de las actividades de OMEL como es elcaso de la adopción de nuevas formas de contrataciónya anunciados en el Real Decreto-Ley 6/2000 o losretos en la relación con los agentes del mercado yotras entidades, que nos puede plantear la liberaliza-ción del suministro prevista para el 1 de enero de2003.
8.1La información sobre el mercado de electricidad y sus resultados
8.2Los flujos de información
8.3La actividad de formación de OMEL
8. LA INFORMACIÓN EN EL MERCADO DE LA ELECTRICIDAD
117
La Ley del Sector Eléctrico y sus disposiciones de desarrollo encomiendan al operador del mercadola difusión de información de los resultados y operacio-nes propias del mismo que sean relevantes, tanto paralos agentes del mercado, como para terceros interesa-dos en su evolución.
Esta función, que es característica de las institucionesque gestionan mercados organizados de mercancías ofinancieros, adquiere una especial relevancia enlos procesos de creación y consolidación de los mismos.
OMEL, consciente de la transcendencia que tienen estasactividades para el desarrollo del mercado de la elec-tricidad, ha desarrollado una estrategia específica, inte-grando esta función como básica y propia de laCompañía.
8.1. INFORMACIÓN SOBRE EL MERCADODE ELECTRICIDAD Y SUS RESULTADOS
Desde el inicio de funcionamiento del mercado, OMELha desarrollado una actividad continuada de distribu-ción de información referida a las características y fun-cionamiento del mercado de electricidad y a sus resul-tados mediante publicaciones en la prensa, difusión através de conferencias organizadas por institucionesinteresadas en el sector eléctrico y publicaciones enrevistas nacionales y extrajeras especializadas en elmismo.
OMEL considera que la utilización de la red Internet esen la actualidad el modo más eficiente de difundir infor-mación con gran rapidez y accesibilidad, tanto en tiem-po real como de carácter histórico, lo que ha determi-nado la publicación a través de dicha red de las infor-maciones básicas de la Compañía y del mercado eléc-trico organizado.
La Compañía actualiza de forma permanente la informa-ción suministrada habiéndola incorporado, en idiomainglés además del español.
En la actualidad se publican, de modo inmediato, losresultados de los mercados diario e intradiario conexpresión de volúmenes de energía y precios en cadaperíodo horario de programación, como resultado delas transacciones en dichos mercados. Figura así mismoinformación similar, como resultado de las liquidacio-nes, referida a la solución de restricciones técnicas y alos procesos de operación técnica, gestionados por eloperador del sistema, como parte integrante del preciofinal de la energía, responsabilidad de OMEL, que tam-bién es objeto de publicación junto con el detalle detodos sus componentes.
Desde el 1 de marzo de 2001 el mercado opera exclu-sivamente en Euros. En orden a simplificar la consultapor los agentes del mercado y para facilitar las compa-raciones internacionales, las variables monetarias sepublican en pesetas y en euros.
OMEL publica también, a través de Internet, y actualizapermanentemente, además de la legislación básicasobre el mercado de electricidad, las Reglas deFuncionamiento del Mercado de Producción de EnergíaEléctrica, el Contrato de Adhesión a éstas, el Código deConducta de la Compañía, la relación de agentes delmercado y la información relativa a los cursos de for-mación que imparte la Compañía, entre los que cabemencionar un curso a distancia, a través del propioInternet.
El interés de los consumidores, agentes, consultores ydel público en general por nuestra página web se cifraen un volumen de trescientas mil páginas mensuales con-sultadas.
Deben destacarse asimismo los informes de coyunturaanuales y mensuales del mercado organizado de elec-tricidad.
8. LA INFORMACIÓN EN EL MERCADO DE LA ELECTRICIDAD
118
119
8.2. LOS FLUJOS DE INFORMACIÓN
En todo mercado organizado es esencial la correctaestructuración y gestión de los flujos de información quese establecen entre la entidad gestora del mercado y losagentes participantes en el mismo, en garantía de losprincipios de transparencia y competencia.
Asimismo, en el caso del mercado eléctrico, resultaesencial la existencia de una comunicación adecuada yregulada convenientemente entre el operador del mer-cado y el operador del sistema.
El sistema de información de OMEL ha posibilitado,desde el inicio de las operaciones del mercado, la exis-tencia de un alto grado de eficacia y seguridad en lascomunicaciones de OMEL con los agentes del mercadoy de OMEL con el operador del sistema.
OMEL comunica a los agentes del mercado informa-ción sobre las ofertas, sobre resultados de la casaciónde los mercados diario e intradiario, programación,liquidación, pagos, facturación, reclamaciones, con-sultas, etc.
Gran parte de esta información se distribuye a todos losagentes con la periodicidad indicada, por venir así esta-blecido por la normativa vigente.
La información sobre otras materias, (liquidaciones yfacturación, etc.) tienen como destinatario exclusivo alagente interesado en la misma.
Debe destacarse la importancia que un tratamiento ade-cuado de la información tiene para el desarrollo de losmercado eléctricos y de la libertad de transacciones.
A estos efectos el Real Decreto-Ley 6/2000 ha estable-cido los principios básicos que deben aplicarse a lainformación confidencial y a la información de quedebe disponer el público en general en el mercado deproducción de energía eléctrica, tanto en lo que hacereferencia al operador del mercado, como al operadordel sistema.
8.3. LA ACTIVIDAD DE FORMACIÓN DE OMEL
Durante el año 2000 OMEL ha intensificado su activi-dad de formación al ser considerada como una activi-dad necesaria y muy importante para el desarrollocorrecto del mercado de electricidad y complementaria,con la más amplia, de información y atención adecua-
da a los agentes del mercado y a entidades interesadasen el mismo.
Se han impartido los siguientes tipos de cursos:
• Curso de Funcionamiento del Mercado (uno de ellosen inglés)
• Curso de Introducción al Mercado en colaboracióncon el Club Español de la Energía
• Curso de Nociones Básicas sobre el Mercado
• Cursos sectoriales específicos
• Curso interactivo en Internet
Además se ha realizado una actividad de formación einformación, en colaboración con la Comisión Nacionalde Energía y con la cooperación de las correspondien-tes Consejerías de Economía de diferentes comunidadesautónomas.
Durante el año 2000 se han impartido 27 Cursos, inclu-yendo los propios y los realizados en colaboración a losque han asistido 966 alumnos. A ello debe añadirse elcurso interactivo de Internet de OMEL que durante elaño 2000 ha sido realizado por 600 nuevos usuarios.
Las entidades asistentes pueden clasificarse de lasiguiente manera:
• Compañías eléctricas 25%
• Comercializadores y Consumidores Cualificados 42%
• Agentes Externos 3%
• Pequeños distribuidores 3%
• Autoproductores 1%
• Administración Pública 4%
• Consultores y Otras empresas 22%
OMEL ha continuado impulsando la calidad y la objeti-vidad de la docencia y las publicaciones necesarias yasean éstas impartidas o elaboradas por personal de laCompañía, o por expertos de las Compañías eléctricas,instituciones especializadas o representantes de consu-midores.
120
Una buena parte de los cursos contienen aplicacionesprácticas para las que OMEL se ha dotado de un simu-lador para formación cuyo comportamiento es idénticoal sistema principal SIOM, donde pueden simularse lasoperaciones del mercado, de forma que los alumnospueden actuar como compradores o vendedores y obte-ner resultados en los diferentes mercados pudiendo rea-lizar consultas y reclamaciones, como si fueran agentesdel mercado.
La actividad de formación está diseñada de forma quese puede adaptar a las demandas de los distintos inte-resados, y a la evolución del mercado, incluyendo losrequerimientos que puedan derivarse de la implanta-ción de nuevas formas de contratación, la liberalizacióndel suministro previsto para el 1 de enero de 2003 o dela participación creciente de agentes externos y nuevosagentes en nuestro mercado.
