Entender el mercado eléctrico y optimizar la factura de la luz

Transcripción

1 JORNADA TÉCNICA Entender el mercado eléctrico y optimizar la factura de la luz DIPUTACION PROVINCIAL DE TERUEL Abril de 2016 JOSÉ MARÍA YUSTA LOYO Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad unizar.es/jmyusta Campus Río Ebro Edif. Torres Quevedo María de Luna, Zaragoza (España) Tel Fax jmyusta@unizar.es WEB: unizar.es/jmyusta

2 1 Denmark 0,3035 Germany 0,2974 Ireland 0,2536 Spain 0,2367 Cyprus 0,2356 Italy 0,2338 Portugal 0,2231 Belgium 0,2043 United Kingdom 0,2013 Austria 0,1987 Sweden 0,1867 Greece 0,1785 France 0,1751 Luxembourg 0,1738 Netherlands 0,1732 Norway 0,1661 Slovenia 0,1632 Liechtenstein 0,1548 Finland 0,1538 Slovakia 0,1523 Poland 0,1408 Estonia 0,1325 Croatia 0,1324 Lithuania 0,1319 Turkey 0,1310 Latvia 0,1301 Czech Republic 0,1274 Romania 0,1248 Fuente: Eurostat, precios 2014

3 Satisfacción del consumidor de electricidad en los países de la UE 2 España

4 Reclamaciones electricidad y gas natural CNMC 2014 Fuente: CNMC Blog March 16, 2015 Energía

5 3

6 Costes de producción de la energía Mercados de compra de energía (OMIE, OMIP, OTC) Servicios complementarios y restricciones (REE) Servicio interrumpibilidad Pagos por capacidad Retribución OM y OS Pérdidas de energía Costes de tarifas de acceso Término de potencia Término de energía + + Complemento por consumo de reactiva Penalizaciones por excesos de potencia Margen beneficio comercializador Impuesto eléctrico Alquiler equipo de medida IVA

7 Costes de producción de la energía Mercados de compra de energía (OMIE, OMIP, OTC) Servicios complementarios y restricciones (REE) Servicio interrumpibilidad Pagos por capacidad Retribución OM y OS Pérdidas de energía Costes de tarifas de acceso Término de potencia Término de energía + + Complemento por consumo de reactiva Penalizaciones por excesos de potencia Margen beneficio comercializador Impuesto eléctrico Alquiler equipo de medida IVA

8 Costes de producción de la energía Mercados de compra de energía (OMIE, OMIP, OTC) Servicios complementarios y restricciones (REE) Servicio interrumpibilidad Pagos por capacidad Retribución OM y OS Pérdidas de energía Costes de tarifas de acceso Término de potencia Término de energía + + Complemento por consumo de reactiva Penalizaciones por excesos de potencia Margen beneficio comercializador Impuesto eléctrico Alquiler equipo de medida IVA

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13 José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad unizar.es/jmyusta 1. Mercado eléctrico español. Formación del precio de la electricidad 2. Tarifas de acceso a la red 3. Opciones de contratación para potencia contratada inferior a 10 kw 4. Contratación del suministro eléctrico con una comercializadora 5. Seguimiento y optimización de facturas eléctricas 6. Derechos de acometida, equipos de medida, potencias a contratar

14 José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad unizar.es/jmyusta 1. Mercado eléctrico español. Formación del precio de la electricidad 2. Tarifas de acceso a la red 3. Opciones de contratación para potencia contratada inferior a 10 kw 4. Contratación del suministro eléctrico con una comercializadora 5. Seguimiento y optimización de facturas eléctricas 6. Derechos de acometida, equipos de medida, potencias a contratar

15 Liberalización del mercado eléctrico

16 EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL LIBERALIZADO Actividades GENERADOR Generación en competencia GENERADOR Comercialización en competencia Transporte y distribución regulados MERCADO ELÉCTRICO COMERCIALIZADORA COMERCIALIZADORA COMERCIALIZADORA REFERENCIA PVPC Consumidores mercado libre Consumidores PVPC < 10 kw

17 EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL LIBERALIZADO Ejemplo:

18 18,15 c /kwh sin impuestos Producción centrales eléctricas 37% Mercado mayorista: PRECIO VARIABLE CADA DIA, CADA HORA 23% Redes eléctricas Peajes BOE 63% 26% Energías renovables PEAJES DE ACCESO REGULADOS POR EL GOBIERNO 10% Déficit años anteriores 4% Otros Consumidor (2014) Fuente: CNMC

19 Fuente: OMIE

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21 PROCEDIMIENTO DE CASACION SIMPLE Fuente: OMIE

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24 Costes de producción de la energía Mercados de compra de energía (OMIE, OMIP, OTC) Servicios complementarios y restricciones (REE) Servicio interrumpibilidad Pagos por capacidad Retribución OM y OS Pérdidas de energía Costes de tarifas de acceso Término de potencia Término de energía + + Complemento por consumo de reactiva Penalizaciones por excesos de potencia Margen beneficio comercializador Impuesto eléctrico Alquiler equipo de medida IVA Mercado mayorista: PRECIO VARIABLE CADA DIA, CADA HORA Peajes por el uso de las redes eléctricas: TARIFAS DE ACCESO REGULADAS POR EL GOBIERNO

25 Componentes del precio final en un periodo por HORA Enero 2016 Día Periodo Energía final MWh Mercado diario /MWh Mercado intradiario /MWh Restricciones /MWh Procesos OS /MWh Garantía potencia Pagos capacidad /MWh Coste s.interrumpibilidad Total /MWh 01/01/ ,495 48,55-0,05 4,92 0,66 1,20 1,95 57,23 01/01/ ,346 40,00 0,01 5,89 1,47 1,17 1,95 50,50 01/01/ ,418 33,10 0,04 7,00 1,79 1,15 1,95 45,03 01/01/ ,307 28,11 0,08 8,30 0,48 1,13 1,95 40,06 01/01/ ,790 27,13-0,04 8,70 1,44 1,12 1,95 40,30 01/01/ ,007 25,24-0,02 9,26 2,57 1,12 1,95 40,12 01/01/ ,030 19,98-0,05 9,81 2,76 1,11 1,95 35,58 01/01/ ,651 18,16 0,05 9,55 2,89 1,11 1,95 33,72 01/01/ ,133 17,73-0,02 9,29 2,95 1,89 1,95 33,78 01/01/ ,468 19,77 0,01 9,49 5,85 1,90 1,95 38,97 01/01/ ,011 23,75 0,02 7,19 7,63 1,94 1,95 42,49 01/01/ ,361 26,03 0,03 6,28 4,67 1,96 1,95 40,93 01/01/ ,351 27,06 0,03 5,92 3,25 2,17 1,95 40,37 01/01/ ,402 26,59 0,02 5,78 1,85 2,17 1,95 38,36 01/01/ ,655 25,00 0,03 5,87 2,69 2,17 1,95 37,71 01/01/ ,123 20,06 0,05 6,52 3,14 2,14 1,95 33,86 01/01/ ,068 19,43 0,03 6,76 1,64 2,13 1,95 31,93 01/01/ ,552 24,57 0,04 7,00 2,96 2,13 1,95 38,66 01/01/ ,793 33,11 0,10 4,01 3,26 3,17 1,95 45,61 01/01/ ,823 35,34 0,10 3,74 2,02 3,20 1,95 46,35

26 Mercados a plazo

27 Volumen anual negociado en mercados a plazo Fuente: CNMC

28 Mercados a plazo

29 Mercados a plazo

30 Fuente: CNMC

31 Mercados a plazo

32 José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad unizar.es/jmyusta 1. Mercado eléctrico español. Formación del precio de la electricidad 2. Tarifas de acceso a la red 3. Opciones de contratación para potencia contratada inferior a 10 kw 4. Contratación del suministro eléctrico con una comercializadora 5. Seguimiento y optimización de facturas eléctricas 6. Derechos de acometida, equipos de medida, potencias a contratar

33 Costes regulados (vía tarifa de acceso BOE) Fuente: CNMC

34 Costes de producción de la energía Mercados de compra de energía (OMIE, OMIP, OTC) Servicios complementarios y restricciones (REE) Servicio interrumpibilidad Pagos por capacidad Retribución OM y OS Pérdidas de energía Costes de tarifas de acceso Término de potencia Término de energía + + Complemento por consumo de reactiva Penalizaciones por excesos de potencia Margen beneficio comercializador Impuesto eléctrico Alquiler equipo de medida IVA Mercado mayorista: PRECIO VARIABLE CADA DIA, CADA HORA Peajes por el uso de las redes eléctricas: TARIFAS DE ACCESO REGULADAS POR EL GOBIERNO

35 Tarifas de acceso Tarifas de uso de la red de transporte y distribución (peajes) reguladas por el gobierno anualmente DEFINICION RD 1164/2001 PRECIOS IET 107/2014

36 Tarifas de acceso (peajes)

37 Tarifas de acceso (peajes) Tarifas acceso Baja Tensión (U< 1 kv) 2.0A, 2.0DHA, 2.0DHS (Pc<10 kw) 2.1A, 2.1DHA, 2.1DHS (10 kw<pc<15 kw) 3.0A (Pc>15 kw) Tarifas acceso Alta Tensión (U> 1 kv) 3.1A 6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.5 (Pc<450 kw) (Pc>450 kw)

38 18,15 c /kwh sin impuestos Producción centrales eléctricas 37% Mercado mayorista: PRECIO VARIABLE CADA DIA, CADA HORA 23% Redes eléctricas Peajes BOE 63% 26% Energías renovables PEAJES DE ACCESO REGULADOS POR EL GOBIERNO 10% Déficit años anteriores 4% Otros Consumidor (2014) Fuente: CNMC

39 c /kwh sin impuestos Fuente: CNMC

40 Tarifas de acceso (peajes) Tarifas acceso Baja Tensión (U< 1 kv) 2.0A, 2.0DHA, 2.0DHS (Pc<10 kw) 2.1A, 2.1DHA, 2.1DHS (10 kw<pc<15 kw) 3.0A (Pc>15 kw) Tarifas acceso Alta Tensión (U> 1 kv) 3.1A 6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.5 (Pc<450 kw) (Pc>450 kw)

41 Tarifas acceso Baja Tensión (U< 1 kv) 2.0A, 2.0DHA (Pc<10 kw) Orden IET 107/2014 Invierno Verano Punta Valle Punta Valle RD 647/2011

42 Tarifas acceso Baja Tensión (U< 1 kv) 3.0A (Pc > 15 kw) Orden IET 107/2014 Invierno Verano Zona Punta Llano Valle Punta Llano Valle Orden ITC 2794/2007

43 Tarifas acceso Baja Tensión (U< 1 kv) 3.0A (Pc > 15 kw) Orden ITC 2794/2007

44 Tarifas de acceso (peajes) Tarifas acceso Baja Tensión (U< 1 kv) 2.0A, 2.0DHA, 2.0DHS (Pc<10 kw) 2.1A, 2.1DHA, 2.1DHS (10 kw<pc<15 kw) 3.0A (Pc>15 kw) Tarifas acceso Alta Tensión (U> 1 kv) 3.1A 6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.5 (Pc<450 kw) (Pc>450 kw)

45 Tarifas acceso Alta Tensión (U> 1 kv) 3.1A (Pc < 450 kw) Lunes a viernes laborables Invierno Verano P1 P2 P3 P1 P2 P Sábados, domingos y festivos nacionales Invierno Verano P2 P3 P2 P Orden ITC 3801/2008 Orden IET 107/2014

46 3.1A (Pc < 450 kw) Orden ITC 3801/2008

47 Tarifas acceso Alta Tensión (U> 1 kv) 6.1 (Pc > 450 kw) NIVELES TENSION 6.1 > 1 kv y < 36 kv 6.2 > 36 kv y < 72,5 kv 6.3 > 72,5 kv y < 145 kv 6.4 > 145 kv 6.5 interconexiones int Orden IET 107/2014

48 Tarifas acceso Alta Tensión (U> 1 kv) Nuevo desdoble de tarifa 6.1 en 6.1A y 6.1B 6.1A > 1 kv y < 30 kv 6.1B > 30 kv y < 36 kv Orden IET 2444/2014

49 Tarifa acceso Alta Tensión 6.X (6 periodos) 0 a 1 h 1 a 2 h 2 a 3 h 3 a 4 h 4 a 5 h 5 a 6 h 6 a 7 h 7 a 8 h ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE 1ª quincena 2ª quincena 8 a 9 h P2 P2 P4 P4 P2 P2 9 a 10 h 10 a 11 h 11 a 12 h 12 a 13 h 13 a 14 h 14 a 15 h 15 a 16 h 16 a 17 h 17 a 18 h 18 a 19 h 19 a 20 h 20 a 21 h 21 a 22 h 22 a 23 h 23 a 24 h P6 P1 P2 P6 P1 P2 P4 P3 P1 P1 P2 P2 P5 P5 P6 P5 P1 P1 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P3 P4 P4 NOTA: El PERIODO 6 incluye, además de las horas señaladas, todas las horas de fines de semana y fiestas nacionales Fiestas nacionales no sustituibles de fecha fija: 1 enero, 1 mayo, 15 agosto, 1 noviembre, 6, 8 y 25 diciembre. P2 P2 P3 P4 P4 P3 P4 P2 P1 P2 P1 P2 Orden ITC 2794/2007

50 Sistemas de penalización de excesos de potencia CON MAXIMETRO (1, 2 o 3 periodos) Se penaliza el valor máximo mensual registrado en cada periodo tarifario 2.0A, 2.0DHA, 2.0DHS (Pc<10 kw) 2.1A, 2.1DHA, 2.1DHS (10 kw<pc<15 kw) 3.0A (Pc>15 kw) 3.1A (Pc<450 kw) CON CURVA DE CARGA CUARTOHORARIA Se penalizan todos los excesos de potencia cada , 6.2, 6.3, 6.4, 6.5 (Pc>450 kw)

51 CON MAXIMETRO (kw) 1,05 Pc PF = P R+ 2(P R - 1,05 P C ) Pc PF = PR 0,85 Pc PF = 0,85 P C Pc = Potencia contratada PR = Potencia registrada en el maxímetro PF = Potencia facturada

52 CON MAXIMETRO (kw) Potencia contratada Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 kw kw kw Potencia maxímetro (kw) Potencia facturada (kw) Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 mes año kw kw kw kw kw kw Enero , Febrero , Marzo , Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre , Noviembre , Diciembre ,

53 Ejemplo CURVA DE CARGA CUARTOHORARIA (kw) Potencia contratada kw Septiembre

54 Ejemplo CURVA DE CARGA CUARTOHORARIA (kw) Curvas de Potencia Dia Horas Cuarto Potencia (kw) 01/11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/ /11/

55 Penalización por excesos de potencia RD 1164/2001

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58 PENALIZACION POR CONSUMO DE REACTIVA TARIFAS DE ACCESO Penalización por consumo de energía reactiva RD 1164/2001 IET 3586/2011

59 Penalización REACTIVA Periodo 3 666,26 kvarh 41,53 euros Periodo 4 965,53 kvarh 60,18 euros

60 José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad unizar.es/jmyusta 1. Mercado eléctrico español. Formación del precio de la electricidad 2. Tarifas de acceso a la red 3. Opciones de contratación para potencia contratada inferior a 10 kw 4. Contratación del suministro eléctrico con una comercializadora 5. Seguimiento y optimización de facturas eléctricas 6. Derechos de acometida, equipos de medida, potencias a contratar

61 Alternativas de los consumidores hasta 10kW 1.Acogerse al PVPC horario 2.Acogerse al PVPC con un precio fijo anual 3.Buscar una oferta de suministro de energía eléctrica en el mercado libre

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64 PVPC horario

65 PVPC horario Día Hora Mercado diario /MWh bc Término energía PVPC FEU = TEU + TCU /MWh consumo Coeficiente perfilado 18/06/ ,30 124,17 0, /06/ ,58 115,83 0, /06/ ,11 115,08 0, /06/ ,95 116,65 0, /06/ ,95 119,45 0, /06/ ,13 119,57 0, /06/ ,74 126,09 0, /06/ ,60 126,10 0, /06/ ,26 129,53 0, /06/ ,03 134,28 0, /06/ ,16 134,30 0, /06/ ,69 137,28 0, /06/ ,33 138,36 0, /06/ ,33 137,07 0,

66 Mercado eléctrico mayorista horario 2014

67 Mercado eléctrico mayorista horario 2015

68 2.0.DHA 2.0.DHS Periodos de discriminación horaria. Real Decreto 647/2011

69 RD 216/2014

70 Fuente:

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72 o mercado libre

73 BONO SOCIAL Descuento de 25% sobre PVPC horario Se aplica automáticamente a TODOS aquellos hogares con una potencia contratada inferior a 3 kw. Adicionalmente, el bono social pueden solicitarlo aquellos hogares cuya potencia contratada sea inferior a 10 kw, siempre que cumplan con los siguientes requisitos: Mayores de 60 años que reciban la pensión mínima (*). Mayores de 60 años que perciban una pensión de jubilación o invalidez y que no estén obligados a presentar declaración de renta, así como los beneficiarios de pensiones del extinguido Seguro Obligatorio de Vejez e Invalidez (*). Familias numerosas. Familias con TODOS sus miembros en el paro.

74 José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad unizar.es/jmyusta 1. Mercado eléctrico español. Formación del precio de la electricidad 2. Tarifas de acceso a la red 3. Opciones de contratación para potencia contratada inferior a 10 kw 4. Contratación del suministro eléctrico con una comercializadora 5. Seguimiento y optimización de facturas eléctricas 6. Derechos de acometida, equipos de medida, potencias a contratar

75 Contrato en el mercado libre: el consumidor elige proveedor GENERADOR GENERADOR MERCADO ELÉCTRICO COMERCIALIZADORA COMERCIALIZADORA REFERENCIA PVPC COMERCIALIZADORA Consumidores mercado libre Consumidores PVPC < 10 kw

76 Comercializadoras y muchas más

77 Nuevos tipos de ofertas Precio fijo Pass-pool Precio_mensual_por_periodo(i) = (Precio_medio_OMIE x Xi) + Ki Pass-through + Servicios REE Retribución OM y OS Pagos capacidad Coste interrumpibilidad Tarifas de acceso

78 Nuevos tipos de ofertas Ejemplo de ofertas indexadas PASS-THROUGH 2016 AXPO EDP ENERGIA PLUS FENIE IBERDROLA SYDER + Servicios REE Retribución OM y OS Pagos capacidad Coste interrumpibilidad Tarifas de acceso

79 Contrado indexado horario VS contrato fijo en 2015 Nº TARIFA Contrado Indexado Pass-through 2015 Precio fijo 2015 Diferencia Energía ATR TOTAL TOTAL euros euros euros euros % 1 6.1A ,6% 3 6.1A ,0% 4 6.1A ,6% 6 6.1A ,1% 7 6.1A ,8% 8 6.1A ,9% 9 6.1A ,7% A ,7% A ,0% A ,8% A ,7% A ,7% A ,3% euros euros Diferencia ,6%

80 Incluye el impuesto sobre la electricidad?

81 Descuentos respecto a qué precio? durante cuánto tiempo?

82 No es más claro indicar el precio final de las ofertas?

83 Para qué quiero un servicio de mantenimiento?

84 El precio de la luz SUBE y BAJA, no siempre SUBE Ojo a las cláusulas de subida automática con el IPC!

85 El precio de la luz SUBE y BAJA, no siempre SUBE

86 Los consumidores cada vez tienen menos miedo a cambiar de compañía eléctrica

87 Los consumidores cada vez tienen menos miedo a cambiar de compañía eléctrica

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90 2014

91 Ofertas para consumidores domésticos < 10 kw

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93 Consumidor directo en el mercado Cualquier consumidor puede optar por adquirir su energía eléctrica directamente en el mercado mayorista. GENERADOR GENERADOR MERCADO ELÉCTRICO COMERCIALIZADORA COMERCIALIZADORA COMERCIALIZADORA REFERENCIA Consumidores mercado libre Consumidores PVPC < 10 kw

94 Compra directa en el mercado Acciones a realizar por el consumidor directo 1. Previamente debe haber solicitado su alta como agente comprador de OMIE, y depositado garantías de pago por las compras a realizar (depósito en efectivo, aval o línea de crédito). 2. Presentar diariamente al Operador del Mercado (OMIE) ofertas horarias de compra, incluyendo cantidad de energía y precio, antes de las horas. 3. Hacer efectivo el pago, antes de las 10 horas del tercer día hábil de la semana, de las facturas emitidas por OMIE correspondientes al importe neto a pagar como resultado de las liquidaciones de la semana anterior por la compra de la energía, al precio final de la casación horaria del mercado. 4. La cantidad de energía a comprar se deberá incrementar en un porcentaje adicional que permita la adquisición de las pérdidas de energía que correspondan al perfil de consumo del usuario. 5. Hacer efectivo el pago de las facturas mensuales emitidas por el Operador del Sistema REE, correspondientes al importe neto a pagar por los servicios de ajuste del sistema eléctrico, incluyendo el pago por los desvíos entre la medida en barras de central y el programa de consumo previsto.

95 Compra directa en el mercado Acciones a realizar por el consumidor directo 6. Pagar mensualmente la retribución del Operador del Mercado por cada MWh que figure en el último programa horario final de cada hora, en concepto de retribución del Operador del Mercado Ibérico de Energía. 7. Pagar mensualmente la retribución del Operador del Sistema por cada MWh que figure en el último programa horario operativo de cada hora, en concepto de retribución del Operador del Sistema. 8. Satisfacer el Impuesto Municipal de Haciendas Locales (1,5%) por la compra de energía en el mercado mayorista (impuesto sobre el valor de la energía adquirida en el mercado, incluidas las pérdidas). 9. Hacer efectivo el pago de las facturas mensuales emitidas por la empresa distribuidora, en concepto de tarifas de acceso de potencia y energía por el uso de las redes eléctricas. 10. Como el resto de consumidores eléctricos, abonar el Impuesto de la Electricidad y el IVA.

96

97 Agrupaciones de consumidores

98 Agrupaciones de consumidores 40 puntos de suministro en alta tensión 50 GWh/año

99 Agrupaciones de consumidores

100 Centrales de compra Públicas Privadas

101 Licitación Acuerdo Marco DGA PLIEGO DE CLÁUSULAS ADMINISTRATIVAS PARTICULARES ACUERDO MARCO PARA LA HOMOLOGACIÓN DEL SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DESTINO A LA ADMINISTRACIÓN DE LA COMUNIDAD AUTÓNOMA DE ARAGÓN, SUS ORGANISMOS AUTÓNOMOS Y RESTANTES ENTES ADHERIDOS DEL SECTOR PÚBLICO AUTONÓMICO Y LOCAL (EXPTE.: SCC 07/2014). PLIEGO DE PRESCRIPCIONES TÉCNICAS QUE HAN DE REGIR EN EL ACUERDO MARCO PARA LA HOMOLOGACIÓN DEL SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DESTINO A LA ADMINISTRACIÓN DE LA COMUNIDAD AUTÓNOMA DE ARAGÓN, SUS ORGANISMOS AUTÓNOMOS Y RESTANTES ENTES PUBLICOS DEL SECTOR AUTONOMICO Y LOCAL ADHERIDOS. (Expediente SCC 07/2014)

102 PLIEGO DE PRESCRIPCIONES TÉCNICAS QUE HAN DE REGIR EN EL ACUERDO MARCO PARA LA HOMOLOGACIÓN DEL SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DESTINO A LA ADMINISTRACIÓN DE LA COMUNIDAD AUTÓNOMA DE ARAGÓN, SUS ORGANISMOS AUTÓNOMOS Y RESTANTES ENTES PUBLICOS DEL SECTOR AUTONOMICO Y LOCAL ADHERIDOS. (Expediente SCC 07/2014) 1.- OBJETO El presente Pliego tiene por objeto el establecimiento de las condiciones en las que debe realizarse el suministro de energía eléctrica en los Centros de la Administración de la Comunidad Autónoma de Aragón, de sus Organismos Autónomos y Entes Públicos del sector autonómico y local adheridos. Quedan incluidos en esta categoría, tanto los edificios que son propiedad del Gobierno de Aragón o de los Entes adheridos, como todos aquellos en los que el consumo de energía eléctrica es abonado con cargo a los presupuestos del Gobierno de Aragón o de los Entes adheridos. 2.- LOTES Lote nº 1: Suministro de Energía Eléctrica en Baja Tensión con potencia contratada menor o igual a 10 kw Lote nº 2: Suministro de Energía Eléctrica en Baja Tensión con potencia contratada mayor de 10 kw Lote nº 3: Suministro de Energía Eléctrica en Media Tensión con potencia contratada menor o igual a 450 kw de más de 1 KV y menor o igual a 36 KV. Lote nº 4: Suministro de Energía Eléctrica en Media Tensión con potencia contratada superior a 450 kw, de más de 1 KV y menor o igual a 36 KV. Lote nº 5: Suministro de Energía Eléctrica en Media Tensión superior a 36 KV.

103 Licitación Acuerdo Marco DGA Tarifa acceso Puntos de suministro Energía anual (kwh) LOTE 1 2.0A DHA ,0% 80,0% LOTE 2 2.1A DHA ,1% 81,9% 3.0A ,5% 58,3% 20,2% LOTE ,9% 42,5% 33,6% P1 P2 P3 P4 P5 P6 LOTE ,5% 9,2% 6,2% 10,1% 14,5% 51,6% LOTE ,2% 9,2% 6,3% 10,2% 15,2% 50,8% SUMA kwh Perfil consumo medio

104 3.4.- OFERTA ECONOMICA La oferta económica se establecerá en función de las tarifas de acceso conforme a lo establecido en el artículo 7 del R.D. 1164/2001, de 26 de diciembre, por el que se establecen las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, o norma equivalente. Las ofertas de precio se realizarán en función de los periodos tarifarios que determinen estas tarifas de acceso de los distintos puntos de suministro conforme a la potencia a contratar. La oferta económica, Anexo V del PCAP, se referirá únicamente al precio de la energía activa expresado en /kwh con precisión de 6 decimales, para cada período tarifario en cada uno de los lotes. El precio deberá comprender todos los factores que componen el coste de la energía (costes de generación coste de compra de energía en OMIE/OMIP/OTC, coste de servicios de ajuste de REE, pagos por capacidad, retribución de OM y OS, incluso pérdidas de energía-, margen de la comercializadora y tarifa de acceso de energía). No estarán incluidos en la oferta económica: el término de potencia de acceso, los excesos de potencia y reactiva (si los hubiere), el impuesto sobre la electricidad, el alquiler de los equipos de medida y el impuesto sobre el valor añadido, I.V.A. Las tarifas de acceso de los términos de potencia y de energía se aplicarán en la forma que determine la legislación vigente y a los precios indicados en la Orden IET/107/2014, de 31 de enero o disposición que lo sustituya, no admitiéndose ningún incremento adicional. En particular, se aplicará lo dispuesto en el Real Decreto 1164/2001, artículo 9, apartado 1.b, sobre la determinación de la potencia a facturar en cada período tarifario, y se trasladará directamente a la facturación del término de potencia de todos los puntos de suministro. Si a lo largo de la duración del Acuerdo Marco se modificaran las tarifas u otros componentes regulados que rigen el acceso a las redes de energía eléctrica, la compañía adjudicataria aplicará a los componentes regulados los nuevos precios desde su entrada en vigor.

105 3.5 REVISIÓN DE PRECIOS Los precios ofertados sólo podrán experimentar variaciones durante la vigencia del Acuerdo Marco bien por aplicación de la actualización anual del precio de la energía referenciada al mercado de futuros de OMIP y de la variación anual de los servicios de ajuste de REE, bien por las posibles variaciones que se produzcan en los términos de energía de las tarifas de acceso u otros componentes regulados incluidos en los precios de la electricidad ofertados, tomando como referencia las tarifas de acceso y retribuciones del operador del mercado y del sistema establecidas en la Orden IET/107/2014 de 31 de enero y los pagos de capacidad definidos en la Orden ITC 3353/2010 de 28 de diciembre. Los precios unitarios de energía activa por periodo se actualizarán anualmente de manera automática, tomando como referencia el mercado organizado de futuros de electricidad en España gestionado por OMIP (operador del mercado ibérico de electricidad MIBEL para productos a plazo) y los mercados de servicios de ajuste gestionados por REE (Red Eléctrica de España). El valor actualizado de los precios unitarios de energía activa se calculará, por primera vez, el 1 de octubre de 2015, y de nuevo en la misma fecha en los años sucesivos en que se prorrogue el Acuerdo Marco. Los precios actualizados se aplicarán desde el día 1 de febrero del año siguiente durante el plazo de un año a contar desde dicha fecha. El cálculo de la variación anual de los precios de la electricidad del Acuerdo Marco se realizará de acuerdo al siguiente procedimiento: a) Se tomarán los precios de la electricidad por periodos, vigentes en la fecha previa a la revisión de los precios del Acuerdo Marco, sin impuestos. b) Para obtener el importe de los nuevos precios finales de electricidad a aplicar en el siguiente ejercicio anual, se restarán los valores calculados como OMIP YR y REE YR, aumentados en los correspondientes coeficientes de pérdidas en cada periodo y en el impuesto de haciendas locales (1,5%) y se sumarán los valores calculados como OMIP YR+1 y REE YR+1, aumentados en los correspondientes coeficientes de pérdidas en cada periodo y en el impuesto de haciendas locales (1,5%).

106 - INDICE OMIP YR+1 : media aritmética de las cotizaciones diarias del producto Contrato de Futuros MIBEL SPEL Base Físicos (FTB YR-año_siguiente), en los días del mes de septiembre previo a la fecha de revisión anual de los precios del Acuerdo Marco de 1 de octubre. - INDICE OMIP YR : valor de la media aritmética de las cotizaciones diarias del producto Contrato de Futuros MIBEL SPEL Base Físicos (FTB YR-año_siguiente), en los días del mes natural previo a la fecha de finalización del plazo de presentación de ofertas, a efectos de la primera revisión anual de los precios. - INDICE REE YR+1 : valor de la media aritmética de los precios horarios de los mercados de servicios de ajuste de REE en los 365 días anteriores a la fecha de revisión anual de los precios del Acuerdo Marco de 1 de octubre. - INDICE REE YR : valor de la media aritmética de los precios horarios de los mercados de servicios de ajuste de REE en los 365 días anteriores a la fecha de finalización del plazo de presentación de ofertas, a efectos de la primera revisión anual de los precios.

107 Licitación Acuerdo Marco DGA Ahorro en el primer año del nuevo Acuerdo Marco > -14% Reducción de coste PRECIOS NUEVO PLIEGO 2015 Coste energía 2014 Coste energía 2015 ENERGIA P1 P2 P3 P4 P5 P6 (euros) (euros) (euros) 0, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , %

108 Licitación Acuerdo Marco DGA Ahorro en el segundo año del nuevo Acuerdo Marco > -17% REVISION DE PRECIOS PARA EL SEGUNDO AÑO DE CONTRATO (2016) EN FUNCION DE LA VARIACION DEL OMIP Y DE LOS SERVICIOS DE AJUSTES (sscc) Pi Yr+1 = (Pi yr) - ((OMIP yr + REE yr) * (1+pdas) * (1,015)) + ((OMIP yr+1 + REE yr+1) * (1+ pdas) * (1,015)) Tarifa acceso P1 P2 P3 P4 P5 P6 3.1A -2,434-2,440-2, ,414-2,468-2,430-2,419-2,414-2, ,373-2,409-2,382-2,372-2,369-2,389 2.XA -2,679 2.XDHA -2,690-2, A -2,701-2,673-2,613 Aplicación revisión sin ie Revisión YR 15 53,881 YR 16 51,649 Diferencia YR + sscc -2,232

109 Centrales de compra Públicas Privadas

110 Centrales de compra ESTRATEGIAS MIXTAS Compras diarias, a futuro, bilaterales, etc ACCESO A DISTINTOS MERCADOS OMIE OMIP MEFF OTC El mejor precio de energía no se consigue por volumen, sino en función del momento y estrategia de compra.

111 Centrales de compra

112 José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad unizar.es/jmyusta 1. Mercado eléctrico español. Formación del precio de la electricidad 2. Tarifas de acceso a la red 3. Opciones de contratación para potencia contratada inferior a 10 kw 4. Contratación del suministro eléctrico con una comercializadora 5. Seguimiento y optimización de facturas eléctricas 6. Derechos de acometida, equipos de medida, potencias a contratar

113 El impuesto eléctrico Se paga en todas las facturas eléctricas Se calcula mediante el coeficiente 5, Mediante la Ley 28/2014 se aprobó una reducción del 85% en la base imponible del Impuesto Especial sobre la Electricidad para actividades industriales cuya electricidad consumida represente más del 50 por ciento del coste de un producto, para actividades cuyas compras de electricidad representen al menos el 5 por ciento del valor de la producción y para Riegos Agrícolas

114 Edificio de oficinas

115 Edificio de oficinas

116

117 Edificio de oficinas 144 kw 63 kw Potencias contratadas (kw) Potencias contratadas (kw) MES P1 Pot. Máxima P2 Pot. Máxima P3 Pot. Máxima P1 Pot. Facturada P2 Pot. Facturada P3 Pot. Facturada P1 Pot. Facturada P2 Pot. Facturada P3 Pot. Facturada ENERO ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 FEBRERO ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 MARZO ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 ABRIL ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 MAYO ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 JUNIO ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 JULIO ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 AGOSTO ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 SEPTIEMBRE ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 OCTUBRE ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 NOVIEMBRE ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 DICIEMBRE ,00 144,00 144,00 63,00 63,00 63,00 TOTAL kw , , ,00 TOTAL kw ,00 756,00 756,00 euros/kw mes 3, , , euros/kw mes 3, , , TOTAL EUROS TOTAL EUROS TARIFAS ACCESO POTENCIA Orden IET 107/2014 (1 Feb 2014) AHORRO 6935 euros P1-Punta P2-Llano P3-Valle euros/kw año 40, , , , AHORRO ANUAL 6935 euros

118 Edificio de oficinas 63 kw 63 kw MES P1 Pot. Máxima Con aplicación de facturación de potencia del RD 1164/2001, art. 9, aptdo. 1.1 Con la FACTURA Potencias contratadas (kw) Potencias contratadas (kw) P2 Pot. Máxima P3 Pot. Máxima P1 Pot. Facturada P2 Pot. Facturada P3 Pot. Facturada P1 Pot. Facturada P2 Pot. Facturada P3 Pot. Facturada ENERO ,55 53,55 53,55 63,00 63,00 63,00 FEBRERO ,55 53,55 53,55 63,00 63,00 63,00 MARZO ,55 53,55 53,55 63,00 63,00 63,00 ABRIL ,55 53,55 53,55 63,00 63,00 63,00 MAYO ,55 53,55 53,55 63,00 63,00 63,00 JUNIO ,55 53,55 53,55 63,00 63,00 63,00 JULIO ,55 53,55 53,55 63,00 63,00 63,00 AGOSTO ,55 53,55 53,55 63,00 63,00 63,00 SEPTIEMBRE ,55 53,55 53,55 63,00 63,00 63,00 OCTUBRE ,55 53,55 53,55 63,00 63,00 63,00 NOVIEMBRE ,55 53,55 53,55 63,00 63,00 63,00 DICIEMBRE ,00 63,00 53,55 63,00 63,00 63,00 TOTAL kw ,05 652,05 642,60 TOTAL kw ,00 756,00 756,00 euros/kw mes 3, , , euros/kw mes 3, , , TOTAL EUROS TOTAL EUROS TARIFAS ACCESO POTENCIA Orden IET 107/2014 (1 Feb 2014) DIFERENCIA -784 euros P1-Punta P2-Llano P3-Valle euros/kw año 40, , , ,45777 AHORRO ANUAL 784 euros

119 Edificio público

120 Edificio público

121 Local

122 Industria Curvas de potencia (kw) ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

123 Industria Precio del término de potencia IET 107/2014 Potencia contratada ACTUAL Potencia contratada PROPUESTA 39, , , , , , euros/kw Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 kw kw kw kw kw kw euros/año euros/año Costes anuales del suministro eléctrico Actual Propuesta COSTE POTENCIA (euros) ,2% ,4% COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) ,3% ,5% COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) ,6% ,2% COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) 0 0,0% 0 0,0% Impuesto eléctrico (15%x1,05113 x 4,864%) 839 0,6% 759 0,6% ALQUILER equipo de medida ,9% ,0% IVA ,4% ,4% TOTAL (euros) ,0% ,0% Ahorro anual (sin IVA) euros

124 José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad unizar.es/jmyusta 1. Mercado eléctrico español. Formación del precio de la electricidad 2. Tarifas de acceso a la red 3. Opciones de contratación para potencia contratada inferior a 10 kw 4. Contratación del suministro eléctrico con una comercializadora 5. Seguimiento y optimización de facturas eléctricas 6. Derechos de acometida, equipos de medida, potencias a contratar

125 Derechos de acometida Disposiciones legales RD 1955/2000 RD 1454/2005 RD 222/2008 RD 1048/ actualización de precios ITC 3519/2009

126 Título III RD 1955/2000. Distribución de Energía Eléctrica Cap II. Derechos de acometida para suministros Contraprestación económica que debe ser abonada a la empresa distribuidora por las actuaciones necesarias para atender un nuevo suministro o incrementar uno ya existente. Comprende: Derechos de extensión: los correspondientes a las infraestructuras de interconexión. Derechos de acceso: por su incorporación a la red. Derechos de enganche y verificación (art. 50) Derechos de supervisión de instalaciones cedidas Reserva de local en suelo urbano para Centro de Transformación cuando Potencia > 100 kw. En caso de que la Distribuidora no quiera cobrar alguno de los derechos deberá aplicarlo a todos los consumidores de la zona (art. 47).

127 Título III RD 1955/2000. Distribución de Energía Eléctrica Cap II. Derechos de acometida para suministros Inversiones de extensión a cargo de la distribuidora en suelo urbano catalogado como solar y hasta 100 kw* en Baja Tensión y 250 kw en Media Tensión. El solicitante paga derechos de extensión y acceso (art 45) En otras circunstancias el peticionario debe ejecutar y costear la obra necesaria, cediéndola después a la Distribuidora si es suelo urbano o urbanizable (Ley 6/1998 sobre régimen del suelo y valoraciones). *Modificado por RD 222/2008

128 Título III RD 1955/2000. Distribución de Energía Eléctrica Cap II. Derechos de acometida para suministros Todas las instalaciones destinadas a más de un consumidor se consideran red de distribución y, en consecuencia, deben ser cedidas, admitiéndose un convenio de resarcimiento por si se conectan terceros durante un periodo mínimo de 10 años*. El punto de conexión y la tensión serán acordados entre la Distribuidora y el peticionario (art. 46) (CONDICIONES DE SUMINISTRO). *Modificado por RD 1048/2013

129 PRECIOS DE DERECHOS DE ACOMETIDA Orden ITC 3519/2009, Anexo V CUOTA DE EXTENSION Alta tensión, solar urbano Potencia solicitada < 250 kw

130 PRECIOS DE DERECHOS DE ACOMETIDA Orden ITC 3519/2009, Anexo V CUOTA DE EXTENSION Baja tensión, solar urbano Potencia solicitada < 100 kw

131 PRECIOS DE DERECHOS DE ACOMETIDA Orden ITC 3519/2009, Anexo V CUOTA DE ACCESO (nuevos kw) Alta tensión

132 PRECIOS DE DERECHOS DE ACOMETIDA Orden ITC 3519/2009, Anexo V CUOTA DE ACCESO (nuevos kw) Baja tensión

133 DERECHOS DE ACOMETIDA = Derechos de extensión + Derechos de acceso

134 VIGENCIA DE DERECHOS DE ACOMETIDA RD 1048/2013 Vigencia de los derechos de acometida Sólo derechos de extensión (RD 1048/2013): 3 años en suministros en Baja Tensión 5 años en suministros en Alta Tensión Los derechos de acceso no se conservan en caso de reducción de la potencia contratada. En caso de cambio de tensión, la potencia anterior queda adscrita al nuevo suministro

135 PRECIOS DE DERECHOS DE ACOMETIDA Orden ITC 3519/2009, Anexo V DERECHOS DE ENGANCHE

136 PRECIOS DE DERECHOS DE ACOMETIDA Orden ITC 3519/2009, Anexo V DERECHOS DE VERIFICACION Si la instalación necesita boletín de instalador, o proyecto, no se pagan derechos de verificación

137 PRECIOS DE DERECHOS DE ACOMETIDA Orden ITC 3519/2009, Anexo V DERECHOS DE SUPERVISION DE INSTALACIONES CEDIDAS Contraprestación económica por la supervisión de trabajos y realización de pruebas y ensayos previos a la puesta en servicio, a pagar a la empresa distribuidora por el solicitante de un nuevo suministro, o de la ampliación de potencia de uno ya existente, que opten por la ejecución directa y posterior cesión de las instalaciones.

138 PRECIOS DE DERECHOS DE ACOMETIDA Orden ITC 3519/2009, Anexo V DERECHOS DE SUPERVISION DE INSTALACIONES CEDIDAS

139 Equipos de medida La transformación del sector eléctrico español se completa con la reforma del sistema metrológico de medida de la energía eléctrica (RD 1110/2007). Los nuevos equipos de medida de energía eléctrica son electrónicos. Los contadores miden, registran y almacenan información de: Energía activa y reactiva Máxima potencia cuartohoraria Curvas horarias de energía activa y reactiva Lectura remota y local de los registros de potencia, energía activa y energía reactiva Parámetros de calidad del suministro Parametrización del equipo de medida de forma remota: configuración de los periodos de discriminación horaria y la potencia contratada

140 Equipos de medida Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4 Tipo 5 Potencia contratada > 10 MW Energía intercambiada anual > 5GWh Potencia contratada > 450 kw Energía intercambiada anual > 750MWh Energía intercambiada anual < 750MWh Potencia contratada > 15 kw y < 50 kw Potencia contratada < 15 kw Clase de precisión Tipo de Transformadores de medida Contadores punto Tensión Intensidad Activa Reactiva 1 0,2 0,2 S 0,2 S 0,5 2 0,5 0,5 S C B B 2 5 A 3

141 a) Contadores simple tarifa: Energía Activa Monofásicos: EQUIPO DE MEDIDA Euros/mes Tarifa 1.0 0,47 Resto 0,54 Trifásicos o doble monofásicos 1,53 Energía Reactiva Monofásicos: 0,72 Trifásicos o doble monofásicos 1,71 b) Contadores discriminación horaria sin posibilidad de telegestión: Monofásicos (doble tarifa) 1,11 Trifásicos o doble monofásicos (doble tarifa) 2,22 Trifásicos o doble monofásicos (triple tarifa) 2,79 Contactor 0,15 Servicio de reloj de conmutador 0,91 c) Interruptor de control de potencia por polo 0,03 d) Contadores electrónicos monofásicos con discriminación horaria y con posibilidad de telegestión para consumidores domésticos e) Contadores electrónicos trifásicos con discriminación horaria y con posibilidad de telegestión para consumidores domésticos 0,81 1,36

142 Valores normalizados de potencias contratadas Suministros monofásicos Potencia (kw) Suministros trifásicos Potencia (kw) ICP-M Bipolar 1,5 A 0,35 ICP-M Tetrapolar (III+N) 1,5 A 1,04 ICP-M Bipolar 3 A 0,69 ICP-M Tetrapolar (III+N) 3 A 2,08 ICP-M Bipolar 3,5 A 0,81 ICP-M Tetrapolar (III+N) 3,5 A 2,42 ICP-M Bipolar 5 A 1,15 ICP-M Tetrapolar (III+N) 5 A 3,46 ICP-M Bipolar 7,5 A 1,73 ICP-M Tetrapolar (III+N) 7,5 A 5,20 ICP-M Bipolar 10 A 2,30 ICP-M Tetrapolar (III+N) 10 A 6,93 ICP-M Bipolar 15 A 3,45 ICP-M Tetrapolar (III+N) 15 A 10,39 ICP-M Bipolar 20 A 4,60 ICP-M Tetrapolar (III+N) 20 A 13,86 ICP-M Bipolar 25 A 5,75 ICP-M Tetrapolar (III+N) 25 A 17,32 ICP-M Bipolar 30 A 6,90 ICP-M Tetrapolar (III+N) 30 A 20,78 ICP-M Bipolar 35 A 8,05 ICP-M Tetrapolar (III+N) 35 A 24,25 ICP-M Bipolar 40 A 9,20 ICP-M Tetrapolar (III+N) 40 A 27,71 ICP-M Bipolar 45 A 10,35 ICP-M Tetrapolar (III+N) 45 A 31,18 ICP-M Bipolar 50 A 11,50 ICP-M Tetrapolar (III+N) 50 A 34,64 ICP-M Bipolar 63 A 14,49 ICP-M Tetrapolar (III+N) 63 A 43,65 Potencias a contratar en baja tensión

143 Ajustar la potencia contratada Analizar necesidades de demanda de potencia (kw) sumando todos los receptores eléctricos. Elección de potencia a contratar, considerando potencias normalizadas. Comunicar a la empresa comercializadora las potencias a contratar No se pueden realizar modificaciones hasta transcurrido doce meses de la anterior. Los aumentos de potencia pueden suponer costes por derechos de acometida, las reducciones sólo derechos de actuación en el equipo de medida. Si han transcurrido más de 20 años

144 Ajustar la potencia contratada Si han transcurrido más de 20 años En modificaciones de contratos en baja tensión cuya antigüedad sea superior a veinte años, las empresas distribuidoras deberán proceder a la verificación de las instalaciones, autorizándose a cobrar, en este caso, los derechos de verificación vigentes. Si efectuada dicha verificación se comprobase que las instalaciones no cumplen las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias, la empresa distribuidora deberá exigir la adaptación de las instalaciones y la presentación del correspondiente boletín del instalador. RD 1955/2000 art. 83

145 POTENCIA A CONTRATAR en BT según transformadores de medida Calibre del T.I. (A) 100/5 200/5 500/5 1000/5 2000/5 Tensión de suministro (V) Potencia a contratar (kw) Pmínima Pmáxima 3 x 133/230 17,9 59,8 3 x 230/400 31,2 103,9 3 x 133/230 35,9 119,5 3 x 230/400 62,4 207,8 3 x 133/230 89,6 298,8 3 x 230/ ,9 519,6 3 x 133/ ,3 597,5 3 x 230/ , ,2 3 x 133/230 58, ,1 3 x 230/ , ,4 Potencias a contratar en baja tensión

146 POTENCIA A CONTRATAR en AT según transformadores de medida Intensidad nominal del proimario de los transformadores de intensidad Tensión nominal de la línea eléctrica Pmin Pmax Pmin Pmax Pmin Pmax Pmin Pmax Pmin Pmax Pmin Pmax Pmin Pmax 2, Tabla ENDESA Potencias a contratar en alta tensión

147 Caso especial FACTURACION EN ALTA TENSION con medida en BT Transformador < 50 kva o transformador > 50 kva sobre poste Energía facturada AT: 1,04 x Energía medida en BT + 0,01 kwh/kva/hora Potencia facturada AT: 1,04 x Potencia medida en BT RD 1164/2001 art 5, punto 4, 5º

148 Hablo un poco de mi libro Mi

149 y ya me despido. Muchas gracias. JOSÉ MARÍA YUSTA LOYO Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad Página web: unizar.es/jmyusta