pag 4 14 16 21 31 42 43 44 46 49 51 1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN 2006 2. NORMATIVA SOBRE EL MERCADO DE ELECTRICIDAD 2.1 Normativa de la Unión Europea sobre el mercado interior de la electricidad 2.2 Disposiciones con rango de ley que regulan el sector eléctrico en España 2.3 Desarrollo normativo 2.4 Las Reglas de Funcionamiento del Mercado 2.5 Planificación energética 2.6 Plan de energías renovables 2005-2010 2.7 Ahorro y eficiencia energética 2.8 El Protocolo de Kioto 2.9 Funciones de OMEL 54 56 58 59 60 64 66 68 72 73 3. ORGANIZACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD 3.1 Estrucctura y 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 3.5 Procesos de gestión técnica del sistema 3.6 Los flujos de información 3.7 Liquidaciones 3.8 Extrapeninsulares 3.9 Condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes en baja tensión 76 78 82 82 84 84 85 87 88 88 89 4. LOS AGENTES DEL MERCADO 4.1 Requisitos para participar como sujeto del mercado de producción y para ser agente del mercado diario 4.2 La participación de los agentes en el mercado diario de producción 4.3 Los productores 4.4 Agente vendedor 4.5 Los comercializadores 4.6 Los distribuidores 4.7 Los agentes externos 4.8 Los representantes 4.9 Los consumidores finales 4.10 Los agentes del Mercado Ibérico

pag 90 92 97 103 105 106 115 5. LA CONTRATACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2006 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 5.5 Precio horario final 5.6 Intercambio internacional de electricidad 120 122 134 139 147 151 151 152 6. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL 6.1 Análisis realizado por la Asociación de Operadores de Mercado APEx 6.2 Mercado interior y contribución del Foro de florencia y EuroPEX 6.2 Evolución del mercado interior de la electricidad desde la óptica de la competencia 6.3 Perspectivas del mercado interior de la Comisión Europea y conclusiones de la Cumbre de 8 y 9 de marzo 6.4 Evolución de los precios en los principales mercados organizados durante el año 2006 6.5 Importancia del mercado español en el contexto europeo 6.6 El Mercado Ibérico de electricidad 164 166 166 170 173 7. MEDIOS TÉCNICOS Y TECNOLOGÍA DE OMEL 7.1 El equipo humano de OMEL 7.2 El sistema de información de OMEL 7.3 Principales modificaciones durante 2006 7.4 Tecnologías avanzadas en OMEL y cooperación con otras entidades 176 178 179 8. LA INFORMACIÓN EN EL MERCADO DE ELECTRICIDAD 8.1 Información sobre el mercado de electricidad y sus resultados 8.2 La actividad de formación de OMEL índice

evolución del mercado de electricidad en 2006

El mercado de producción de energía eléctrica, con más de nueve años de experiencia, en los que ha funcionado con normalidad y eficacia, ofrece a los agentes participantes en el mismo la posibilidad de contratar energía eléctrica en siete sesiones: la primera y principal del mercado diario y seis sesiones posteriores del mercado intradiario, distribuidas a lo largo de las 24 horas del día. En la actualidad, 656 empresas pueden participar en el mercado como agentes, siendo 27 de ellas agentes externos. De este conjunto de agentes, 548 son productores, siendo también reseñable el número de comercializadores en el mercado, en la actualidad 64, la mayoría de ellos comercializadores independientes. El proceso de liquidación y facturación del mercado se ha visto modificado de manera importante en el año 2006 como consecuencia de la aplicación del Real Decreto 1454/2005, según el cual, la gestión económica del sistema eléctrico corresponde al operador del mercado y al operador del sistema en función de los mercados o procesos que son de su responsabilidad. Durante el año, se han producido 28 liquidaciones correspondientes a los precios finales del periodo abril 2002/mayo 2006. Está previsto que el proceso de realización de las liquidaciones definitivas a los precios finales del periodo indicado, quede finalizado durante 2007. Las liquidaciones correspondientes a la nueva normativa se producen, además de una vez finalizada cada sesión del mercado, diariamente y como agregado semanal, con objeto de que puedan producirse los cobros y pagos de los mercados diario e intradiario. La facturación ha pasado a ser diaria y una buena parte de los agentes del mercado, más de 500, han solicitado la factura electrónica que se pone a su disposición en el Web de agentes de OMEL para su análisis, comprobación y tratamiento informatizado en su contabilidad mediante ficheros en formato XML que les permite la descarga automática. El sistema de liquidaciones permite a los productores en régimen especial que actúen en el mercado a través de representante recibir la liquidación directamente o a través del citado representante. En cuanto al incremento de la capacidad de generación en España, cabe destacar el elevado grado de incorporación de nuevas centrales de ciclo combinado, que han alcanzado un total de 15.711 MW en el 2006, contribuyendo en un 24% a la cobertura de la demanda eléctrica. Las previsiones apuntan a que al final de 2007, del total de ciclos combinados que estén en operación (23.528 MW), el 41% corresponderán a nuevos entrantes en el sector, con las connotaciones de todo punto positivas que tiene la entrada de nuevos oferentes en cualquier mercado. En este punto hay que hacer notar que esta política de construcción de ciclos combinados hace necesario que se incremente la coordinación entre el desarrollo de las infraestructuras gasistas y la construcción de nuevas infraestructuras eléctricas, así como asegurar el aprovisionamiento y la disponibilidad de reservas suficientes de gas natural para estas unidades de producción eléctrica. El precio del gas natural, como en otros países europeos, o incluso en mayor medida, por la proporción de ciclos combinados de gas en el sistema español, constituye en la actualidad un factor muy significativo en la formación de los precios de la electricidad. Desde el punto de vista de las energías renovables, destaca el esfuerzo que se ha realizado estos años para la incorporación de nuevas unidades de producción, especialmente eólicas, que además de ser respetuosas con el medio ambiente y, por tanto, constituir una notable ayuda para el sector y para el país, en el cumplimiento de los compromisos adquiridos en términos de volumen de emisiones de CO 2 a la atmósfera, también contribuyen de una forma sustancial al abastecimiento de energía eléctrica, habiendo proporcionado una cobertura del 8,7% de la demanda eléctrica en 2006. En la actualidad la potencia eólica instalada supera los 11.800 MW y más del 94% de esta capacidad participa en el mercado organizado directamente o a través de agentes vendedores. A su vez, la potencia de cogeneración que participa en el mercado asciende a 2.900 MW, lo que representa el 48,3% del total. Los productores en régimen especial que acuden en la actualidad al mercado, 523, en su mayoría cogeneradores y productores eólicos que realizan ofertas, bien directamente o a través de agente vendedor, tienen una potencia instalada de 15.479 MW. Adicionalmente 775 MW corresponden a instalaciones de producción que eran anteriormente régimen especial, pero que al ser su potencia superior a 50 MW, han pasado a ser instalaciones en régimen ordinario, de acuerdo con la normativa vigente. Desde enero de 2003, todos los consumidores, más de 88.800 consumidores conectados a alta tensión y 23,3 millones de consumidores domésticos y comerciales de baja tensión, pueden optar por acogerse a alguna modalidad de contratación libre mediante contratos con comercializadores, acudiendo directamente al mercado organizado o mediante contratos bilaterales con productores. Esta capacidad de elección que había experimentado un descenso continuado desde mediados de 2005 hasta el segundo semestre de 2006, se encuentra estabilizada en torno al 25% del total de la energía adquirida en el mercado de producción y ha comenzado a recuperarse en el primer trimestre de 2007, una vez que han desaparecido los efectos negativos sobre el mercado de la regulación sobre tarifas integrales. Con ello, las actividades de comercialización se han ralentizado, aunque el trading de electricidad continúa desarrollándose. Ambas actividades se verán impulsadas en el futuro si, como consecuencia de la libertad de elección de suministrador por parte de los consumidores y de las mejoras de las condi- 6

ciones para el comercio internacional de electricidad, se supera esta fase de atonía cuando las tarifas comiencen a recoger las variaciones de los precios de los mercados libres. Durante el año 2006, para el conjunto del mercado de producción incluyendo la contratación bilateral, se han negociado 297.401 GWh de energía, lo que ha supuesto un incremento del 12,3% de la contratación. Desde marzo de 2006 el mercado se ha visto influenciado por lo dispuesto en el artículo primero del Real Decreto Ley 3/2006 que consideró como precio de referencia provisional a liquidar a los distribuidores el de 42,35 /MWh. Dicho precio provisional final de la energía no ha resultado compatible con los precios del mercado por lo que ha venido funcionando como un precio máximo, inferior a los de cualquier mercado europeo, generando como consecuencia un descenso significativo en la energía contratada en los mercados diario e intradiario. La menor energía contratada en estos mercados se desplazó en un 22,3% a contratación bilateral libre y en un 28,1% a los mercados de servicios complementarios y restricciones técnicas gestionados por el operador del sistema. A partir de enero de 2007 el Real Decreto de tarifas fija el valor provisional de la energía asimilada al precio de mercado diario e intradiario más garantía de potencia y servicios complementarios, lo que elimina la distorsión del mercado dejando de producirse contratación significativa en los servicios complementarios. A su vez, el desarrollo del Real Decreto Ley 3/2006 a través de la Orden ITC/400/2007 da lugar a que deje de existir el concepto de energía asimilada con la consiguiente normalización adicional de los mercados diario e intradiario y de sus liquidaciones. Deben también destacarse las modificaciones incorporadas en las Reglas de funcionamiento del mercado para adaptarlas a los cambios habidos en el marco normativo y que han dado lugar a la aprobación de las siguientes propuestas de Reglas: Por Resolución de 11 de mayo de 2006 de la Secretaria General de Energía, se modifican determinadas Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario para su adaptación a lo dispuesto en la Orden ITC/4112/2005 sobre intercambios internacionales e intracomunitarios Por Resolución de 24 de mayo de 2006 de la Secretaria General de Energía, se aprueban las Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario para la adopción de lo establecido en el Real Decreto 1454/2005, con objeto de permitir la plena aplicación de las modificaciones establecidas en el Real Decreto Ley 5/2005 y en especial lo referente a las responsabilidades sobre las liquidaciones del operador del mercado y del operador del sistema. Para el cumplimiento de lo dispuesto en el Real Decreto Ley 3/2006 se publican por OMEL dos comunicaciones, una sobre procedimientos a seguir para su aplicación y otra en materia de liquidaciones y garantía de pago. También debe destacarse que como consecuencia de la publicación de la Orden ITC/2129/2006 que regula la contratación de energía eléctrica por los distribuidores en el mercado de OMIP, se remitió en julio de 2006 la correspondiente propuesta de modificación de las Reglas del mercado. El contenido de esta propuesta, que incorpora los procesos de comunicación OMIP-OMEL y los procedimientos de entrega física de la energía contratada en OMIP a través del mercado diario, se incluyeron en la Instrucción 2/2006 de 19 de julio que permite la aplicación de los procedimientos, en tanto la modificación de dichas Reglas se aprueban. Dicha Instrucción ha sido sustituida por la 1/2007 del mes de febrero con objeto de dar cumplimiento a la nueva Orden ITC/3990/2006 referida a la misma materia. 7

Se han enviado durante el mes de abril del año en curso dos proyectos de modificación de las Reglas de funcionamiento del mercado. El primero especifica los procedimientos para que en el mercado diario se puedan establecer compras y ventas de energía relacionadas con las emisiones primarias de energía y con los contratos bilaterales de distribución subastados en virtud de la Orden ITC/400/2007, de conformidad con la disposición adicional vigésima del Real Decreto 1634/2006 de tarifas. El segundo proyecto establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica para dar cumplimiento a lo dispuesto en la Orden Ministerial ITC/843/2007. Son también relevantes los trabajos para la implantación de lo dispuesto en las ordenes ITC/913/2006 e ITC/914/2006, ambas de 30 de marzo, que permitirán la plena aplicación de la libertad de elección de suministrador por parte de los consumidores de los sistemas insulares y extrapeninsulares. A estos efectos, se envió el 9 de junio de 2006 una propuesta de Reglas de liquidaciones y sistemas de garantías de los sistemas insulares y extrapeninsulares que todavía no han sido objeto de aprobación. En el ámbito institucional debe señalarse el normal y fructífero funcionamiento de las sesiones del Comité de Agentes del Mercado, haciéndose pública toda la información relevante sobre el funcionamiento del mismo a través del Web público de OMEL. El precio horario final medio se ha situado en el año 2006 en 6,100 c /kwh, iniciándose el año con altos niveles de precios seguido de un evolución a la baja notable. Durante la primera parte del ejercicio 2006, los precios de los mercados organizados europeos y de las transacciones OTC conocidas, se han situado en torno a los 60 /MWh, en 8

línea con los altos precios de las materias primas energéticas y en especial del gas natural y del valor de las cotizaciones de los derechos de emisión de CO 2. A partir de marzo de 2006 se ha producido una tendencia a la baja de los precios de la electricidad en Europa siguiendo a los de las materias primas energéticas. Finalmente el precio de los mercados diarios europeos fue para la mayoría de ellos en promedio inferior a los de 2005. El precio del mercado diario en España se ha situado en 2006 en 5,053 c /kwh un 5,9% inferior al precio del mercado diario del año anterior y su posición ha estado en la banda baja de los precios centroeuropeos. Esta participación en la convergencia de los precios europeos es consecuencia, en primer lugar, de que la incidencia de los precios de las materias primas energéticas en los mercados de electricidad produce efectos similares en la mayoría de los mercados europeos y a que nuestro mercado está plenamente abierto a las transacciones de agentes de otros países que vienen participando con normalidad desde 1999. Estos efectos de convergencia también son posibles por el incremento de la capacidad de generación eléctrica en España y por la respuesta cada vez más flexible de los intercambios intracomunitarios a las diferencias de precios entre los mercados, aunque con las limitaciones en la negociación de energía derivadas de la reducida capacidad de las interconexiones físicas. El año 2007 ha sido escenario, en el ámbito de la Unión Europea, de análisis y debate sobre el desarrollo del mercado interior de la electricidad y del gas. De un lado, debe hacerse mención al resultado de la encuesta lanzada por la Comisión Europea en junio de 2005 para el análisis del mercado interior desde la óptica de la competencia y cuyo informe definitivo ha sido publicado en enero de 2007. Las conclusiones de este informe subrayan la necesidad de que los reguladores vean reforzadas sus funciones en materia de competencia y que se produzca una mayor coordinación a escala europea con la consiguiente supervisión de la propia Comisión. También se hace referencia a la incidencia negativa de las tarifas minoristas sobre los mercados liberalizados y a la necesidad de armonizar y mejorar los métodos que afectan a la gestión de las interconexiones, así como la posibilidad de implantar un sistema de supervisión por parte de la Comisión Europea sobre los mercados mayoristas para aumentar la confianza de los participantes y limitar el riesgo de manipulación de los mismos. Son así mismo especialmente relevantes las perspectivas sobre el mercado interior elaboradas por la Comisión Europea como una de las bases para la definición de los ejes de la estrategia comunitaria en materia de energía, junto a la eficiencia energética, la reducción de las emisiones de CO 2, así como por una política internacional con la que la Unión Europea se exprese con una sola voz. En el ámbito del mercado interior, el Consejo Europeo considera esencial el cumplimiento de las directivas vigentes así como la separación efectiva entre actividades de suministro y producción y las ligadas a la explotación de la redes. En lo que se refiere a las actividades internacionales, debe mencionarse la participación de OMEL en la Asociación Mundial de Operadores de Mercado (APEx), como presidente de la misma, que ha celebrado su undécima conferencia anual en Seúl. De nuevo, esta reunión anual ha permitido el intercambio de información entre sus miembros y el análisis de los temas relevantes relativos a las experiencias de los mercados en las tres grandes aéreas representadas en la Asociación: Europa, América y Asia-Pacífico. Además, en APEx se han abordado análisis relevantes sobre la interacción entre los mercados de gas y los mercados de electricidad y sobre la respuesta de los mercados en condiciones de tensión de precios. También se ha debatido sobre las cuestiones relativas a la compatibilidad entre los incentivos a una mayor competencia en los mercados y la regulación de precios. La tendencia al alza de los precios en 2005 y la primera parte de 2006 ha constituido un episodio seguido con especial atención por los reguladores de los mercados de energía, si bien en la mayoría de los casos no se han producido intervenciones significativas, considerándose que debe proseguirse con el proceso de desarrollo de la libertad de contratación. En el contexto de la Unión Europea también debe destacarse la participación de OMEL en EuroPEX, Asociación Europea de Operadores del Mercado, que, a instancias de la Comisión Europea, ha desarrollado una metodología de cooperación entre los operadores de los mercados europeos para la solución de las congestiones internacionales basadas en los métodos de subastas implícitas de la capacidad de intercambio entre sistemas. 9

EuroPEX ha acogido con satisfacción e interés el inicio de actividades de BELPEX como primer ejemplo de market coupling europeo y ha realizado una actualización de sus análisis en esta materia para su presentación a la Comisión Europea en el ámbito del Foro de Florencia. También se ha realizado por la Asociación un estudio sobre normas de transparencia en el mercado para colaborar en el proyecto de directrices elaborado por ERGEG (Asociación de Reguladores Europeos). En este contexto, se ha generalizado la creación de mercados organizados spot, básicamente mercados diarios y en muchos países acompañados de mercados intradiarios. El desarrollo de estos mercados se considera un factor clave para el propio desarrollo de los procesos de inversión y el acceso de nuevas empresas compradoras o vendedoras a los sistemas eléctricos. Junto a ello, también se han desarrollado las transacciones a plazo, tanto bilaterales, como en mercados organizados forward, con el objeto principal de que productores y compradores puedan cubrir sus riesgos en condiciones de liquidez suficiente y de forma transparente y objetiva. Como consecuencia, los precios de los mercados spot se están convirtiendo en una referencia necesaria en la determinación de los precios finales de la electricidad y de los precios forward o de futuros. De hecho, a pesar de las tensiones registradas en 2005 y los primeros meses de 2006 en los mercados de materias primas energéticas y en los mercados de electricidad, en la mayoría de los sistemas eléctricos ha aumentado de manera significativa la liquidez de los mercados diarios y de las transacciones a futuros. El último convenio internacional sobre el mercado ibérico suscrito en octubre de 2004 entró en vigor en abril de 2006 y prevé que en el futuro el mercado se gestionará por un único Operador del Mercado Ibérico (OMI), fruto de la integración de OMEL y de OMIP. 10

En enero de 2006, se realizó en Lisboa la primera reunión del Consejo de Reguladores, órgano que reúne las entidades reguladoras del sector eléctrico (ERSE y CNE) y del mercado de capitales (CMVM y CNMV) de Portugal y España, cuya presidencia será rotativa. El 24 y 25 de noviembre de 2006, tuvo lugar en Badajoz la vigésimo segunda cumbre hispano-lusa, donde ambos países acordaron profundizar el proceso de puesta en marcha del Mibel y la integración de los operadores de ambos países a finales del año 2007, así como elevar la contratación del 5% al 10% de la energía eléctrica vendida por los distribuidores españoles a clientes españoles a tarifa en el mercado a plazo gestionado por OMIP. En la reunión celebrada el 8 de marzo de 2007 en Lisboa, los ministros español y portugués acordaron los principios generales para la integración de las actuales funciones de gestión de los mercados spot y a plazo con vista a un futuro Operador de Mercado Ibérico (OMI). En esta reunión se acordó estructurar el modelo de participaciones del futuro Operador de Mercado Ibérico en base a dos holdings: OMI Polo Español (Holding Accionarial) y OMI Polo Portugués (Holding Accionarial). Ambas entidades concentrarán cada una el 50% de las sociedades gestoras de los mercados, dirigidas por un Consejo de Administración común. La plena operatividad del mercado organizado gestionado por OMEL desde su creación, y la adaptación de nuestras actividades a las últimas tecnologías de la información disponibles, al proceso de liberalización en la contratación y a la relación con los agentes en el ámbito de la información y de la formación, ha continuado mejorando su diseño para que éste sea un instrumento útil y eficaz para el desarrollo de la contratación en competencia. 11

12

13

normativa sobre el mercado de electricidad 2.1 Normativa de la Unión Europea sobre el mercado interior de la electricidad 2.2 Disposiciones con rango de ley que regulan el sector eléctrico en España 2.3 Desarrollo normativo 2.4 Las Reglas de Funcionamiento del Mercado 2.5 Planificación energética 2.6 Plan de Energías Renovables 2005-2010 2.7 Ahorro y eficiencia energética 2.8 El Protocolo de Kioto 2.9 Funciones de OMEL

Las disposiciones que afectan a la liberalización del sector eléctrico y a la creación y regulación del mercado de electricidad tienen como antecedentes la directiva 96/92/CE sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad y el protocolo eléctrico suscrito el 11 de noviembre de 1996. La Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, constituye la base normativa para la creación y desarrollo del mercado de electricidad y la norma por la que se transpone al ordenamiento jurídico español la citada directiva comunitaria. Otras disposiciones legales posteriores complementan determinados aspectos de la base anterior. 2.1 Normativa de la Unión Europea sobre el mercado interior de la electricidad Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre de 1996 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad (DO 30/01/97) La aprobación de la Directiva 96/92/CE sobre el mercado interior de la electricidad, que constituyó el fundamento de la Ley del sector eléctrico, estableció, como cuestiones básicas, la libertad de instalación en generación, el derecho de libre elección de suministro incluso mediante intercambios internacionales, al menos para los consumidores industriales, (hasta un consumo anual de 9 GWh año en calendario progresivo) y la libertad de acceso a las redes de transporte y distribución para que esta libertad de intercambios fuera posible. La transposición de la directiva se produjo mediante la publicación de la Ley 54/1997, con notable adelanto sobre los requerimientos de la misma en relación con la mayoría de los países, y estableciéndose una liberalización del suministro más amplia que la prevista como mínima en dicha directiva. La Comisión Europea consideró, una vez analizada la experiencia sobre la ejecución de la 1ª Directiva, que dicha disposición no era suficiente para que el mercado interior de la electricidad y del gas se desarrollasen plenamente, por lo que con fecha 15 de julio de 2003 se publicó, en el Diario Oficial de la Unión Europea, la Directiva 2003/54/CE que se comenta a continuación. Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 96/92/CE. Declaración sobre las actividades de desmantelamiento y de gestión de residuos. (DO 15/07/03) Con la entrada en vigor de la Directiva 2003/54/CE, las cuestiones más importantes surgen de la necesidad de profundizar o ampliar el mercado de electricidad. Entre ellas pueden mencionarse, la efectiva integración de los pequeños consumidores en el régimen de liberalización y el ejercicio de sus derechos al cambio de suministrador, la inadecuación de las infraestructuras de interconexión a una libertad de transacciones creciente, los problemas de posición dominante y su incidencia en la garantía de la libertad de intercambios y los requerimientos de coordinación para que los niveles de la seguridad de suministro aumenten y favorezcan los intercambios. Esta segunda directiva establece un calendario de apertura del mercado por el lado de la demanda, de manera que en julio 2007 todos los Estados Miembros deben haber otorgado a todos sus consumidores la libertad de elección de suministrador (artículo 21). El artículo 3 de la Directiva 2003/54/CE, que se dedica a la regulación del servicio público y a la protección de los consumidores, incorpora además de la seguridad de suministro y protección del medio ambiente, obligaciones de información a los consumidores y de protección a los clientes vulnerables. Esta protección del consumidor se extiende a la salvaguarda de su derecho efectivo de cambio de suministrador para cuya garantía los Estados Miembros deben introducir las medidas establecidas en el Anexo A, al menos para los consumidores domésticos. En cuanto al acceso de terceros a las redes de transporte y distribución, se determina que éste debe ser regulado, debiendo sus gestores ser totalmente independientes de otras actividades eléctricas y en especial de la de compraventa de energía eléctrica. En relación con la actividad de generación, el procedimiento general es el de autorización (artículo 6) y sólo si el procedimiento de autorización no da lugar a la incorporación de capacidad de generación, puede utilizarse un procedimiento de licitación para la adjudicación de nuevas instalaciones (artículo 7). Para la aplicación de la segunda Directiva comunitaria sobre el mercado interior de la electricidad, así como para la Directiva 2003/55/CE sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural, la Dirección General de Transporte y Energía de la Comisión Europea ha publicado ocho notas orientativas de interpretación, una de las cuales se refiere a la seguridad del suministro. Ante fallos del mercado esta nota de interpretación plantea la aplicación de medidas de gestión de la demanda y medidas de actuación excepcionales sobre la generación. Estas últimas sólo pueden aplicarse previa comunicación a la Comisión y una vez demostrado el fallo del mercado, es decir, la falta de capacidad suficiente de generación. Las otras notas de interpretación se refieren a la separación de la gestión de las redes de distribución, medidas prácticas para la apertura de los mercados a la competencia, obligación de servicio público, excepciones al sistema de acceso de terceros a la red, acceso de terceros a las instalaciones de almacenamiento de gas, seguridad del suministro de gas y papel de los reguladores en la adopción de las nuevas directivas de gas y electricidad. Reglamento (CE) Nº 1228/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad (DO 15/07/03) 16

La segunda Directiva sobre el mercado interior deroga la antigua Directiva de tránsito por grandes redes de electricidad y viene acompañada de la aprobación del Reglamento (CE) Nº 1228/2003 relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad, que tiene por objeto establecer los métodos de tarificación transfronteriza y de gestión de las congestiones más eficaces, de manera que las transacciones internacionales se produzcan de manera similar a las nacionales. Son principios fundamentales en cuanto a la libertad de transacciones aplicable al comercio internacional, los siguientes: El artículo 4 indica que las tarifas de acceso a las redes nacionales deberán ser transparentes, tener en cuenta la necesidad de seguridad en las redes, ajustarse a los costes reales y aplicarse de forma no discriminatoria. En ningún caso podrán estar en función de las distancias y deberán aplicarse independientemente del país de destino y origen de la electricidad. El mismo artículo, en su apartado 2, hace referencia a que los Estados Miembros pueden proporcionar incentivos de ubicación en sus territorios o aplicar mecanismos para garantizar que las tarifas de acceso a la red a cargo a los consumidores sean uniformes en todo su territorio. El artículo 5 incorpora, como obligación de los gestores de la red de transporte, la información pública de cuestiones tan relevantes como sus normas de seguridad, explotación y planificación, así como la capacidad comercial en las interconexiones indicando la que ya estuviera reservada, así como su sistema de cálculo. Como segunda materia objeto de regulación, se encuentran los principios generales de gestión de las congestiones incluidos en el artículo 6, que establece que éstas deben resolverse mediante soluciones no discriminatorias y conformes a la lógica del mercado. También, que deberá ponerse a disposición de los participantes del mercado el máximo de capacidad de las interconexiones y que la capacidad no utilizada debe reasignarse al mercado. De este modo, el reglamento hace posible la realización del mayor número de transacciones viables y trata de evitar que queden capacidades de intercambio ociosas. Como resultado de los trabajos del Foro de Florencia, la Comisión Europea ha creado varios Mini-Foros para la aplicación más eficiente de este reglamento y, en su caso, para la modificación de las directrices de su anexo. Decisión de la Comisión de 9 de noviembre de 2006, por la que se modifica el anexo del Reglamento (CE) nº 1228/2003 relativo a las Condiciones de Acceso a la Red para los Intercambios Transfronterizos de Electricidad. Como consecuencia de las dificultades observadas por la Comisión, puestas de manifiesto en las discusiones del Foro de Florencia y de los distintos mini-foros, la Comisión propuso, siguiendo el procedimiento de comitología establecido en el propio Reglamento 1228/2003, la modificación del Anexo, que contiene las directrices sobre la gestión de la congestión y asignación de la capacidad de transmisión disponible en las interconexiones entre redes nacionales. Las nuevas directrices son mucho más extensas y detalladas que las anteriores y se estructuran en los seis apartados que figuran en el recuadro de texto correspondiente. Otras disposiciones relevantes. En el orden normativo cabe mencionar las directrices y decisiones siguientes: Directiva 2003/92/CE del consejo de 7 de octubre de 2003 por la que se modifica la directiva 77/388/CEE en lo referente a las normas relativas al lugar de entrega del gas y la electricidad (DO 14/11/03). Decisión de la Comisión, de 11 de noviembre de 2003, por la que se establece 17

DIRECTIVA 2003/54/CE SOBRE EL MERCADO INTERIOR DE LA ELECTRICIDAD Aceleración del calendario de apertura: 1 de julio de 2004, todos los consumidores no domésticos podrán elegir suministrador. 1 de julio de 2007, todos los consumidores podrán elegir suministrador. Se establece un procedimiento de seguimiento y control de los avances, tanto en la apertura del mercado como en la aplicación de las condiciones de servicio público. Profundización en la separación jurídica. Los elementos básicos son los siguientes: De los gestores de las redes de transporte y distribución respecto de las actividades no relacionadas con el transporte y con la distribución. Separación funcional, de TSO y del DSO, con vistas a asegurar su independencia en la empresa verticalmente integrada. La independencia debe ser jurídica, funcional y en materia de decisiones de las actividades no relacionadas con el transporte y la distribución, pero no implicará separación de la propiedad en las compañías verticalmente integradas. En el caso de las redes de distribución, podrán quedar eximidas las redes que suministren a menos de 100.000 clientes, o si sirven a pequeños sistemas aislados. Este umbral puede ser revisado. Se mantendrán cuentas separadas para las actividades de transporte y distribución. Obligaciones de Servicio Público, claramente definidas y relacionadas con el suministro y que no afecten al interés de la Comunidad, debiendo ser transparentes, verificables y no discriminatorias. Alto nivel de protección para los consumidores finales. Especificaciones que como mínimo deben incluir un contrato de suministro. Obligación de comunicar a los consumidores las modificaciones en las condiciones del contrato. Recibir información transparente sobre precios, tarifas y condiciones generales, que serán equitativas y transparentes. No habrá cargo alguno por cambio de suministrador. Los procedimientos de reclamaciones serán transparentes, sencillos y poco onerosos. Los consumidores domésticos, y en los Estados miembros que así lo consideren, también las pequeñas empresas, disfrutarán del servicio universal. En relación con la gestión de la demanda, los Estados miembros aplicarán las medidas oportunas para alcanzar los objetivos de cohesión económica y social, protección del medio ambiente que podrán incluir medidas de eficiencia energéticay gestión de la demanda, así como medidas para combatir el cambio climático y la seguridad del suministro. Los suministradores de electricidad deben indicar en sus facturas, y en la documentación promocional, la contribución de cada fuente energética a la mezcla global de combustibles de la empresa durante el año anterior, las fuentes de información sobre el impacto en el medio ambiente de las emisiones de CO2 y de los residuos radiactivos. Si la electricidad ha sido objeto de transacción en los mercados, pueden utilizarse las cifras acumuladas facilitadas por dicho mercado. Si se ha obtenido por importaciones se pueden utilizar las cifras facilitadas por la empresa en el transcurso del año anterior. 18

REGLAMENTO (CE) Nº 1228/2003 RELATIVO A LA CONDICIÓN DE ACCESO A LA RED PARA EL COMERCIO TRANSFRONTERIZO DE ELECTRICIDAD (EEE) Tiene por objeto el establecimiento de normas equitativas para el comercio transfronterizo de electricidad, impulsando así la competencia en el mercado interior de la electricidad. Desarrolla tres puntos esenciales en relación con el comercio transfronterizo: Tarifa de acceso a las redes. (Art. 4) Las tarifas de acceso a las redes nacionales aplicadas por los gestores de las redes deberán ser transparentes, tener en cuenta la necesidad de seguridad en las redes y ajustarse a los costes reales. Se aplicarán de forma no discriminatoria. No podrán estar en función de la distancia. Podrán proporcionar incentivos de ubicación a nivel europeo adecuados y eficaces y tendrán en cuenta las pérdidas y congestiones causadas, así como los costes de inversión en infraestructura. Se aplicarán independientemente del país de destino y origen de la electricidad. Suministro de información sobre la capacidad de interconexión (Art. 5) Los gestores de redes de transporte deberán crear mecanismos de coordinación e intercambio de información a fin de garantizar la seguridad de las redes en relación con la gestión de la congestión. Los gestores de redes de transporte deberán hacer públicas sus normas de seguridad, explotación y planificación. Dicha información incluirá un sistema general de cálculo de la capacidad total de transferencia y del margen de fiabilidad de transporte basándose en las características eléctricas y físicas de la red. Los gestores de las redes de transporte publicarán estimaciones de la capacidad de transferencia disponible durante cada día, indicando, en su caso, la capacidad de transferencia disponible ya reservada. La publicación se hará en determinados intervalos de tiempo antes de la fecha de transporte e incluirá, en todo caso, estimaciones con una semana y un mes de antelación. Principios generales de gestión de la congestión (Art. 6) Los problemas de congestión de la red se abordarán mediante soluciones no discriminatorias y conformes a la lógica del mercado que sirvan de indicadores económicos eficaces a los operadores del mercado y a los gestores de las redes. (6.1) Sólo se utilizarán procedimientos de restricción de las transacciones en situaciones de emergencia en las que el gestor de las redes de transporte deba actuar de manera expeditiva. Salvo en caso de fuerza mayor, los operadores del mercado a los que se haya asignado capacidad deberán ser compensados por toda restricción. (6.2) Deberá ponerse a disposición de los participantes del mercado el máximo de capacidad de las interconexiones y/o de las redes de transporte que afecten a los flujos transfronterizos. (6.3) Toda capacidad asignada y no utilizada deberá reasignarse al mercado, con arreglo a un procedimiento abierto, transparente y no discriminatorio. (6.4) Los gestores de las redes de transporte deberán compensar, en la medida técnicamente posible, las necesidades de capacidad de los flujos eléctricos que vayan en sentido contrario en la línea de interconexión congestionada, a fin de aprovechar esta línea al máximo de su capacidad. Teniendo plenamente en cuenta la seguridad de la red, nunca se denegarán transacciones que alivien la congestión. 19

ANEXO AL REGLAMENTO (CE) Nº 1228/2003 Disposiciones generales Cuando no exista congestión, no habrá ninguna restricción de acceso a la interconexión. Si se produce congestión estructural, los Gestores de las Redes de Transpote (GRT) aplicarán inmediatamente normas y acuerdos adecuados para la gestión de la congestión, definidos y consensuados previamente. Los métodos adoptados para la gestión de la congestión deberán proporcionar señales económicas eficientes a los participantes del mercado y fomentar la competencia. Los GRT no podrán limitar la capacidad de interconexión con el fin de resolver la congestión dentro de su propia zona de control, salvo por razones de seguridad operativa. Antes del 1 de enero de 2008, deberán establecerse mecanismos para la gestión intradiaria de la congestión de la capacidad de los interconectores de forma coordinada y en condiciones de seguridad de funcionamiento. Métodos de gestión de la congestión Los métodos de gestión de la congestión se ajustarán a las leyes del mercado para facilitar un intercambio comercial transfronterizo eficiente. Para ello, la capacidad deberá asignarse únicamente mediante subastas explícitas (capacidad) o implícitas (capacidad y energía). Ambos métodos pueden coexistir en la misma interconexión. La asignación de capacidad no podrá discriminar entre participantes del mercado que deseen utilizar sus derechos para hacer uso de contratos bilaterales de suministro o para presentar ofertas en los mercados de la energía. En regiones en las que los mercados financieros a plazos de la electricidad están bien desarrollados y han demostrado su eficacia, toda la capacidad de interconexión podrá asignarse a través de subastas implícitas. Para evitar crear o agravar los problemas relacionados con el uso potencial de la posición dominante de cualquier operador del mercado, las autoridades reguladoras o las autoridades en materia de competencia, si procede, podrán imponer restricciones en general o a una empresa en particular a cuenta de la posición dominante en el mercado. La capacidad podrá comercializarse libremente en el mercado secundario, siempre que el GRT haya sido informado con antelación suficiente. Cuando un GRT rechace un intercambio (transacción) secundario, dicho GRT deberá comunicarlo y explicarlo de forma nítida y transparente a todos los participantes del mercado, y notificarlo a la autoridad reguladora. Las consecuencias financieras del incumplimiento de las obligaciones asociadas a la asignación de capacidad deberán atribuirse a los responsables de dicho incumplimiento. Coordinación La asignación de capacidad en una interconexión será coordinada y aplicada por los GRT interesados, utilizando procedimientos comunes de asignación. Las autoridades reguladoras nacionales y los GRT velarán por que no se establezcan unilateralmente procedimientos de gestión de la congestión que influyan de forma significativa en los flujos físicos de energía eléctrica de otras redes. A más tardar el 1 de enero de 2007 se aplicará un método común coordinado de gestión de la congestión, en determinadas regiones, entre ellas Europa Suroccidental, es decir, España, Portugal y Francia. En una interconexión que afecte a países que pertenezcan a más de una región, el método de gestión de la congestión aplicado podrá ser diferente Deberán definirse procedimientos compatibles de gestión de la congestión, con vistas a formar un mercado interior de la electricidad europeo verdaderamente integrado. La coordinación incluirá el intercambio de información entre los GRT. La naturaleza, el tiempo y la frecuencia del intercambio de información deberán ser compatibles con el funcionamiento de los mercados de la electricidad. Calendario para las operaciones del mercado La asignación de la capacidad de transporte disponible deberá tener lugar con antelación suficiente. Teniendo en cuenta la seguridad de la red, la nominación de los derechos de transporte deberá realizarse con suficiente antelación, antes de las sesiones diarias de todos los mercados organizados concernidos. Las nominaciones de derechos de transmisión en la dirección contraria serán compensadas con el fin de hacer un uso eficiente de la interconexión. Las asignaciones intradiarias sucesivas de la capacidad de transporte disponible para el día D deberán tener lugar los días D-1 y D, tras la publicación de los programas diarios de producción indicativos o reales. Transparencia Los GRT publicarán todos los datos pertinentes relacionados con la disponibilidad, el acceso y el uso de la red. Los GRT publicarán una descripción del método de gestión de la congestión aplicado en diferentes circunstancias. Dicho sistema estará sujeto a la revisión de las autoridades reguladoras de los Estados miembros concernidos. Los estándares de seguridad de funcionamiento deberán formar parte integrante de la información que los GRT darán a conocer en un documento público. Los GRT publicarán todos los datos pertinentes relativos al comercio transfronterizo Toda la información publicada por los GRT estará disponible gratuitamente en un formato fácilmente accesible. Uso de los ingresos de la congestión Los procedimientos de gestión de la congestión sólo podrán generar ingresos en caso de congestión Las autoridades reguladoras nacionales serán transparentes en cuanto al uso de los ingresos resultantes de la asignación de capacidad de interconexión. 20

el Grupo de reguladores europeos del gas y la electricidad (DO 11/10/03). Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 11 de febrero de 2004 relativa al fomento de la cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía y por la que se modifica la Directiva 92/42/CEE, (DO 21/02/04). Reglamento 1775/2005 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 28 de septiembre de 2005, sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural (DO 3/11/05). En lo que se refiere a la seguridad de aprovisionamiento ante una demanda de energía creciente, la Comisión Europea ha llegado a la conclusión de que es preciso un marco reglamentario que asegure una política general de transparencia y no discriminación, compatible con las experiencias de un mercado único en competencia, para alcanzar los objetivos siguientes: Desarrollar un mercado para los servicios energéticos, el suministro de programas de ahorro energético y la mejora de la eficacia energética en la utilización final. Mejorar las condiciones de acceso a la red de transporte de gas. Estimular las inversiones necesarias en redes transeuropeas de energía. En esta línea se han dictado los textos normativos siguientes: Directiva 2005/89/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de enero de 2006 sobre las medidas de salvaguardia de la seguridad del abastecimiento de electricidad y la inversión en infraestructuras (DO 4/2/06). Directiva 2006/32/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de abril de 2006, sobre la eficiencia del uso final de la energía y los servicios energéticos y por la que se deroga la Directiva 93/76/CEE del Consejo (DO 27/04/06) Decisión nº 1364/2006/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 6 de septiembre de 2006 por la que se establecen orientaciones sobre las redes transeuropeas en el sector de la energía y por la que se derogan la Decisión 96/391/CE y la Decisión nº 1229/2003/CE (DO 22/9/06). En esta Decisión se integran plenamente los nuevos Estados miembros, se incluye a los países en vías de adhesión y a los países candidatos, y en su caso a los países objeto de la nueva política de vecindad de la Unión Europea. En el artículo 10 de la Decisión se incluye la posibilidad de designación de un Coordinador Europeo, si un proyecto de interés europeo experimenta retrasos o dificultades. Si bien no se trata de un acto normativo, consideramos de interés la Comunicación de la Comisión, de 7-12-05, COIM (2005) 627 final sobre Ayuda a favor de la electricidad producida a partir de fuentes de energía renovables. En dicha comunicación, referida a los 27 Estados miembros se hace una evaluación de los regímenes de ayuda existentes, de los obstáculos administrativos, de los problemas de acceso a la red, así como un análisis coste/eficacia de los regímenes de ayuda actuales. 2.2 Disposiciones con rango de ley que regulan el sector eléctrico en España La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico La Ley del Sector Eléctrico introdujo una profunda reforma en el funcionamiento del sistema eléctrico español, declarando la libertad de contratación y estableciendo como base económica del mismo el mercado organizado de electricidad, con separación de la gestión económica y técnica, que se encomiendan al operador del mercado y al operador del sistema. El objeto básico de la ley se expresa en su preámbulo de la forma siguiente: La presente Ley tiene como fin básico establecer la regulación del sector eléctrico, con el triple y tradicional objetivo de garantizar el suministro eléctrico, garantizar la calidad de dicho suministro y garantizar que se realice al menor coste posible, todo ello sin olvidar la protección del medio ambiente, aspecto que adquiere especial relevancia dadas las características de este sector económico. Más adelante se anuncia una progresiva reducción de la intervención estatal: Sin embargo, a diferencia de regulaciones anteriores, la presente Ley se asienta en el convencimiento de que garantizar el suministro eléctrico, su calidad y su coste no requiere de más intervención estatal que la que la propia regulación específica supone. No se considera necesario que el Estado se reserve para sí el ejercicio de ninguna de las actividades que integran el suministro eléctrico. 21

DIRECTIVA 2005/89/CE SOBRE MEDIDAS DE SALVAGUARDA DE LA SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO DE ELECTRICIDAD Y LA INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA Las decisiones de inversión deben responder a las señales de los precios. El carácter de la electricidad puede volver volátiles los precios y la seguridad de abastecimiento tiene aspectos de interés público, por lo que los Estados deben evitar un clima de inseguridad. Los sucesos que han afectado a los mercados en 2002 y 2003 han revelado algunos problemas que podrían provocar inversión insuficiente. Los apagones ocurridos tanto en la UE como en los EEUU resaltan la necesidad de una norma operativa clara sobre las redes de transporte y la necesidad de una mejora y mantenimiento correcto de la red. Objetivos para los estados miembros Garantizar la seguridad del abastecimiento de electricidad, así como el correcto funcionamiento del mercado interior de la electricidad, asegurando: un nivel adecuado de capacidad de generación; un equilibrio adecuado entre la oferta y la demanda; un nivel apropiado de interconexión entre los Estados miembros para el desarrollo del mercado interior. Formular políticas de seguridad del abastecimiento de electricidad, transparentes, estables y no discriminatorias compatibles con los requisitos de un mercado interior. Los Estados miembros velarán por un clima estable en materia de inversión, definiendo las funciones y responsabilidades de las autoridades competentes, incluidas, si procede, las autoridades reguladoras y todos los agentes del mercado. A estos efectos tendrán en cuenta: La necesidad de velar por una reserva de capacidad de transporte y generación suficiente para un funcionamiento estable. La importancia de promover el establecimiento de mercados líquidos al por mayor. La importancia de reducir los efectos a largo plazo del aumento de la demanda de electricidad. La importancia de estimular la eficiencia energética y la adopción de nuevas tecnologías, especialmente las tecnologías de la gestión de la demanda, las tecnologías de las energías renovables y de la generación distribuida. La importancia de eliminar los obstáculos administrativos a las inversiones en infraestructura y capacidad de generación. Los Estados miembros velarán por que ninguna medida sea discriminatoria para los agentes del mercado, incluidos los nuevos participantes en el mercado y las empresas con cuotas de mercado pequeñas. Los Estados miembros asegurarán que las interconexiones existentes se utilicen de la manera más eficiente posible. En relación con la seguridad operativa de la red, los Estados miembros: Exigirán a los operadores de las redes de transporte que mantengan un nivel adecuado de seguridad operativa de la red. Velarán por que los gestores de las redes de transporte cumplan objetivos de calidad de abastecimiento y de seguridad de la red. Esos objetivos, se harán públicos y deberán ser transparentes y no discriminatorios. No discriminarán entre contratos transfronterizos y contratos nacionales. Velarán por que las restricciones del abastecimiento en situaciones de emergencia se basen en criterios previamente definidos. En relación con el mantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda, los Estados miembros: Fomentarán la fijación de un marco para el mercado al por mayor que dé las señales adecuadas de precios para la generación y el consumo. Exigirán a los gestores de las redes de transporte un nivel adecuado de reserva de capacidad de generación para fines de equilibrio o medidas equivalentes de mercado. Suprimirán las barreras que impiden la celebración de contratos de duración variable. Fomentarán la adopción de tecnologías de gestión en tiempo real de la demanda, como son los sistemas de medición avanzados. En relación con la inversión en las redes, los Estados miembros: Establecerán un marco reglamentario que facilite la inversión a los gestores de las redes tanto de transporte como de distribución para desarrollar sus redes. Podrán permitir la inversión comercial en el ámbito de la interconexión. En relación con la información: Los Estados miembros podrán pedir a los gestores de las redes de transporte, que faciliten información sobre las inversiones relacionadas con la construcción de líneas interiores que afecten materialmente a la previsión de interconexión transfronteriza. La Comisión informará a los Estados miembros sobre las inversiones previstas y su contribución a los objetivos establecidos en el artículo 1 de la Directiva. 22