Universidad de La Rioja
Régimen económico
Mercado Eléctrico:
Liberalización; formación de
precios y ofertas de suministro
Febrero 2011
Índice
• Sistema eléctrico Nacional
• Liberalización del mercado
• Actividades reguladas/no reguladas
• Generación RO/RE
• Financiación del sistema
• Derivados financieros
CUOTAS DE MERCADO
1.-ENDESA GENERACIÓN
2.-IBERDROLA GENERACIÓN
3.-UNIÓN FENOSA GENERACIÓN
4.-HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación
5.-ENDESA CICLOS COMBINADOS
6.-GAS NATURAL SDG
7.-VIESGO GENERACIÓN
8.-BAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD
9.-DETISA (Actividad: Agente Vendedor)
10.-NUEVA GENERADORA DEL SUR
Cuota generación final - Desde: 01/03/2005 - Hasta: 28/02/2006 (* Escala)
Liberalización del mercado
• Ley 54/97
• Necesidad de un Operador del sistema y de un Operador del mercado
Mercado Eléctrico
• Ley 54/97 liberaliza el mercado eléctrico
• Se crea el Operador del Mercado, encargado de los mercado económicos (diario e intradiarios).
• Se crea al Operador del Sistema, encargado de los mercado de seguridad y de tiempo real.
Características del mercado Diario
• Mercado horario
• Horizonte diario
• Precio Marginal, última unidad de venta necesaria
• Cierre del mercado 10:00 día D-1
Agente productor
Agente externo vendedor
Agente distribuidor
Agente comercializador
OMEL
Consumidor a tarifa
También pueden realizar contratos bilaterales físicos los agentes productores con agentes externos compradores y los agentes externos vendedores con los consumidores, así como agentes externos vendedores y compradores entre sí
Contrato
bilateral físico
Agente autoproductor
Régimen especial
Agente externo comprador
Consumidor cualificado
TRANSACCIONES POSIBLES EN EL MERCADO
Características del mercado Intradiario
• Mercado horario
• Horizonte variable, 1º Intradiario 28 horas, 6º Intradiario 9 horas
• Precio Marginal, última unidad de venta necesaria
• Cierre del mercado 2:30 antes de la primera hora de negociación
00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00
Intrad. 6 (9 horas)
Intrad. 5 (13 horas)
Intradiario 2 (24 horas)
Intrad. 4 (17 horas)Casación del M.Diario (D+1)
HORIZONTE DEL M.DIARIO (D+1)
(D)
Intradiario 1 (28 horas)
HORIZONTE DE CADA SESION
Intrad. 3 (20 horas)
Sesiones del mercado
SERVICIOS COMPLEMENTARIOSPrograma
Diario Viable
Resultado
Casación
Programas
Horarios Finales
Programas
Horarios Operativos
MERCADO RESTRICCIONES TÉCNICAS
Contratos Bilaterales Nacionales
OTROS PROCESOS GESTIÓN TÉCNICA
FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO
Programa
Base de
Funcionamiento
MERCADO DIARIO
+Contratos
Bilaterales
Internacionales
6 MERCADOS INTRADIARIOS
OPERADOR MERCADO OPERADOR SISTEMA
Procesos del sistema
• Restricciones técnicas• Regulación primaria• Regulación secundaria• Regulación terciaria• Gestión de desvíos• Emergencia en tiempo real• Gestión de reactiva• Reposición del servicio
Precios de mercado
• Tienen mucho que ver con la cobertura de la demanda.
• Tecnologías de base (nucleares, régimen especial, hidráulica fluyente)
• Tecnologías que marcan precio (carbón, ciclos combinado, hidráulicas controlables)
• Por lo tanto, precio en función de año seco o húmedo y función del precio del GN.
COBERTURA DE LA DEMANDA POR TECNOLOGÍAS
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
MWh
Días
NUCLEAR
REE_IMPORTACION
AGENTES_EXTERNOS
CARBON
FUELGAS
CICLO
HIDRAULICA
REG_ESPECIAL
POT_INDISPONIBLE
Producción horaria por tecnología - Septiembre 2005
PRODUCCIÓN CON CCGT E HIDRÁULICA
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
MWh
Días
HIDRAULICA
CICLO
Producción horaria por tecnología - Septiembre 2005
EVOLUCIÓN DE PRECIOS EN EL MERCADO DIARIO DESDE EL INICIO DEL MERCADO
2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998
ANUAL 3.783 6.443 3.935 5.053 5.368 2.794 2.896 3.740 3.013 3.057 2.594 2.506S1 4.001 6.139 3.645 5.689 4.880 2.537 2.543 4.228 2.333 3.011 2.643 2.422S2 3.49 6.743 4.219 4.428 5.847 3.048 3.243 3.259 3.681 3.102 2.546 2.588
T1 4.306 6.586 3.721 6.511 4.779 2.597 2.323 4.505 1.927 3.370 2.693 2.516T2 3.7 5.692 3.57 4.877 4.981 2.477 2.759 3.954 2.734 2.652 2.594 2.330T3 3.505 7.041 3.645 4.956 5.743 2.915 3.767 3.753 3.332 3.070 2.555 2.588T4 3.459 6.445 4.793 3.900 5.951 3.180 2.720 2.766 4.030 3.134 2.537 2.588
ENERO 4.993 7.022 4.586 7.314 4.269 2.405 2.000 6.197 2.068 3.073 2.334 2.622FEBRERO 4.071 6.853 3.596 7.262 4.669 2.424 2.543 3.820 1.957 3.383 2.854 2.375MARZO 3.831 5.901 2.968 5.027 5.388 2.952 2.448 3.431 1.757 3.655 2.908 2.536ABRIL 3.72 5.618 3.666 5.034 4.396 2.312 2.146 3.868 2.030 3.062 2.641 2.574MAYO 3.697 5.628 3.313 4.906 4.505 2.397 2.454 3.871 2.641 2.366 2.576 2.213JUNIO 3.682 5.834 3.74 4.689 6.057 2.725 3.687 4.124 3.535 2.537 2.565 2.207JULIO 3.462 6.819 3.848 5.052 6.440 2.732 3.724 4.562 3.456 2.823 2.604 2.602AGOSTO 3.468 7.01 3.505 4.577 5.116 2.637 3.798 3.059 2.894 2.671 2.437 2.741SEPTIEMBRE 3.587 7.303 3.58 5.247 5.671 3.390 3.780 3.634 3.657 3.736 2.628 2.414OCTUBRE 3.578 6.977 3.838 4.434 5.162 2.980 3.412 3.371 3.908 3.804 2.414 2.495NOVIEMBRE 3.15 6.653 4.73 3.654 5.752 3.128 2.582 2.829 3.481 3.538 2.637 2.818DICIEMBRE 5.711 5.811 3.605 6.935 3.433 2.160 2.100 4.684 2.071 2.562 2.459
EVOLUCIÓN DE PRECIOS EN EL MERCADO
PRIX DU MARCHÉ ESPAGNOL
0
10
20
30
40
50
60
70
80
janv
ier
févr
ier
mar
sav
ril mai
juin
juille
tao
ût
sept
embr
e
octo
bre
nove
mbr
e
déce
mbr
e
mois
Pri
x [€
/MW
h]
2008 2009 2010
EVOLUCIÓN DE LA ELECTRICIDAD. MERCADOS INTERNACIONALES
Precio de electricidad de los diferentes mercados europeos 2008-2009
0
20
40
60
80
100
120
enero 2008 marzo2008
mayo 2008 julio 2008 septiembre2008
noviembre2008
enero 2009 marzo2009
mayo 2009 julio 2009 septiembre2009
mes
Pri
x [€
/MW
h]
POWERNEXT OMEL IPEX NORDPOOL APX EEX MEDIA EUROPEA
Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares
• Comercialización: libre a precio de península
• Generación: precios regulados
Actividades reguladas y no reguladas
• Actividades reguladas: Distribución, transporte, OS, OM.
• Actividades no reguladas: Comercialización y Generación
RÉGIMEN ESPECIALACCESO AL MERCADO
• Directamente como agentes de mercado.• A través de otros:
REPRESENTANTE. Éste actuarían nombre de la cogeneración siendo la cogeneración la responsable de las transacciones con OMEL y REE.
AGENTE VENDEDOR. Éste presenta las ofertas agregadas de las cogeneradoras y liquida con OMEL y REE. El Agente Vendedor a su vez liquida con sus cogeneración-clientes.
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Artículo 24. Mecanismos de retribución de la energía
eléctrica producida en régimen especial.
1. Para vender, total o parcialmente, su producción neta de
energía eléctrica, los titulares de instalaciones a los que resulte
de aplicación este real decreto deberán elegir una de las
opciones siguientes:
a) Ceder la electricidad al sistema a través de la red
de transporte o distribución, percibiendo por ella una
tarifa regulada, única para todos los períodos de
programación, expresada en céntimos de euro por
kilovatiohora.
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
b) Vender la electricidad en el mercado de
produccion de energía eléctrica. En este caso, el precio
de venta de la electricidad será el precio que resulte en
el mercado organizado o el precio libremente negociado
por el titular o el representante de la instalación,
complementado, en su caso, por una prima en céntimos
de euro por kilovatiohora
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
El titular de una instalación de régimen especial
podrá además, vender parte de su energía a
través de una línea directa, sin que a esta
energía le sea de aplicación el régimen
económico regulado en este real decreto.
Permanencia mínima obligatoria en cada opción: 1año
Opción tarifa con discriminación horaria: 1 año
obligatorio con discriminación.
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
TARIFA, partidas que forman parte:
Tarifa regulada
Complemento por energía reactiva
Discriminación horaria
Complemento por eficiencia
Actualización de tarifas: IPC y
combustible
Antigüedad de la planta
Suspensión voluntaria del régimen
económico
Desvíos
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Complemento por energía reactiva:
Independientemente de la opción de venta elegida en el artículo
24.1, recibirá un complemento por energía reactiva por el
mantenimiento de unos determinados valores de factor de potencia.
Este complemento se fija como un porcentaje, en función del factor
de potencia con el que se entregue la energía del valor de 7,8441
c€/kWh, que será revisado anualmente. Dicho porcentaje, se
establece en el anexo V del presente real decreto.
Máximo: 6%. Normal 2%. Rango normal-máximo:1,57-4,7 €MWh
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Discriminación horaria:
Valle Periodo 6, resto punta
La tarifa regulada a percibir en este caso, se calculará como el
producto de la tarifa que le corresponda por su grupo, subgrupo,
antigüedad y rango de potencia, multiplicada por 1,37 para el
periodo punta y 0,64 para el periodo valle. Permanencia mínima:1
año.
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Complemento por eficiencia (independiente de la
opción elegida)Si el rendimiento eléctrico equivalente es superior al mínimo exigido, las
cogeneraciones, menores de 100 MW, percibirán un complemento por eficiencia,
aplicable únicamente sobre la energía cedida al sistema a través de la red de
transporte o distribución, calculado según:
Complemento por eficiencia = 1,1 x (1/REEminimo –1/REEi) x Cmp
REEminimo: Rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido que aparece en la
tabla del anexo I.
REEi: Rendimiento eléctrico equivalente acreditado por la instalación, en el año
considerado y calculado según el anexo I.
Cmp: coste unitario de la materia prima del gas natural(en c€/kWhPCS) publicado
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
COMPLEMENTO DE EFICIENCIAREE exigido 59%
0,001,002,003,004,005,006,007,008,009,0010,0011,0012,0013,00
55%
57%
59%
60%
62%
64%
66%
68%
70%
72%
74%
76%
78%
80%
REE real planta
€/M
Wh
e
Turbinas 59%-25€/MWh PCS
Turbinas 59%-20€/MWh PCS
Turbinas 59%-15€/MWh PCS
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
COMPLEMENTO DE EFICIENCIAREE exigido 55%
0,001,002,003,004,005,006,007,008,009,0010,0011,0012,0013,0014,0015,0016,0017,00
55%
57%
59%
60%
62%
64%
66%
68%
70%
72%
74%
76%
78%
80%
REE real planta
€/M
Whe
Motores 55%-25€/MWh PCS
Motores 55%-20€/MWh PCS
Motores 55%-15€/MWh PCS
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Actualización de tarifas y primas:
Trimestral:
a.1.1, en función del IPC y del precio de gas natural,
aplicado por comercializadores a los cogeneradores: base tercer
trimestre 2006
a.1.2, en función del IPC y del precio medio CIF del crudo
importado. Base: tercer trimestre de 2006
Anual:
a.1.4 en función del IPC y a.2 del precio del carbón
a.1.3 en función del IPC menos 0,25% hasta 2012 y 0,5%
después
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Factor multiplicador de tarifas y primas a.1.1 Gas natural
0,55
0,60
0,65
0,70
0,75
0,80
0,85
0,90
0,95
1,00
1,05
1,10
1,15
1,20
1,25
1,30
1,35
70%
80%
90%
100%
110%
120%
130%
140%
150%
Variación del precio del cobustible respecto a la base:100
Fa
cto
r m
ult
iplic
ad
or
IPC trimestral =0,556%
IPC trimestral =0,75%
IPC trimestral = 1%
IPC trimestral =1,25%
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Factor multiplicador de tarifas y primas a.1.2Gasóleo y GLP
0,55
0,60
0,65
0,70
0,75
0,80
0,85
0,90
0,95
1,00
1,05
1,10
1,15
1,20
1,25
1,30
1,35
1,40
70%
80%
90%
100%
110%
120%
130%
140%
150%
Variación del precio del cobustible respecto a la base:100
Fa
cto
r m
ult
iplic
ad
or
IPC trimestral =0,556%
IPC trimestral =0,75%
IPC trimestral = 1%
IPC trimestral =1,25%
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Factor multiplicador de tarifas y primas a.1.2Fuelóleo
0,55
0,60
0,65
0,70
0,75
0,80
0,85
0,90
0,95
1,00
1,05
1,10
1,15
1,20
1,25
1,30
1,35
1,40
70%
80%
90%
100%
110%
120%
130%
140%
150%
Variación del precio del cobustible respecto a la base:100
Fa
cto
r m
ult
iplic
ad
or
IPC trimestral =0,556%
IPC trimestral =0,75%
IPC trimestral = 1%
IPC trimestral =1,25%
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Antigüedad de la planta:
Artículo 44. Aquellas instalaciones, de los subgrupos a.1.1 y a.1.2que hayan
cumplido diez años de explotación tendrán una corrección por antigüedad en la
actualización correspondiente a los años posteriores, de acuerdo a lo establecido en
el anexo VII apartado c)
No obstante lo anterior, aquella instalación que a la entrada en vigor del
presente real decreto se encuentre ya en explotación no experimentará la
mencionada corrección por antigüedad, bien hasta que cumpla quince años desde la
fecha de puesta en servicio o bien hasta pasados diez años desde la entrada en vigor
del presente real decreto, lo que antes ocurra.
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Antigüedad de la planta ( Cont.)
Para a.1.3, las propias tablas de tarifas ya incluyen los valores de las tarifas y
primas después que hayan transcurrido 15 años
Corrección por antigüedad para las instalaciones de los grupos a.1.1 y a.1.2.
A aquellas instalaciones de los grupos a.1.1 y a.1.2 que hayan superado el
número de años de explotación que se indica en el artículo 44.1 se les aplicará una
corrección por antigüedad de manera que los valores de Pv y Cr vendrán expresados
como un producto de las tarifas o primas actualizados que les correspondan,
multiplicados por un coeficiente fijo de valor 0,83 corrector de la tarifa y por un
coeficiente “ " corrector de la prima, determinado a partir de la expresión siguiente:
1 – 0,17 (Pv /Cr) función de la relación Pv/Cr distinta para cada nivel de
potencia.
Aplicando a la prima, puede observarse que Cr2=cr(1-Pv/Cr) = Cr – 0,17*Pv
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
RD 661/2007 Antes de 10 ó 15 años de la P.M. Después de 10 ó 15 años
Subgrupo Combustible Potencia
Tarifa regulada c€/kWh
Prima de referencia c€/kWh
Tarifa regulada c€/kWh
Prima de referencia c€/kWh
P≤0,5 MW 12,0400 9,9932
0,5<P≤1 MW 9,8800 8,2004
1<P≤10 MW 7,7200 2,7844 6,4076 1,4720
10<P≤25 MW 7,3100 2,2122 6,0673 0,9695
25<P≤50 MW 6,9200 1,9147 5,7436 0,7383
P≤0,5 MW 13,2900 11,0307
0,5<P≤1 MW 11,3100 9,3873
1<P≤10 MW 9,5900 4,6644 7,9597 3,0341
10<P≤25 MW 9,3200 4,2222 7,7356 2,6378
25<P≤50 MW 8,9900 3,8242 7,4617 2,2959
0,5<P≤1 MW 10,4100 8,6403
1<P≤10 MW 8,7600 3,8344 7,2708 2,3452
10<P≤25 MW 8,4800 3,3822 7,0384 1,9406
25<P≤50 MW 8,1500 2,9942 6,7645 1,6087
P≤10 MW 6,1270 3,8479 6,1270 3,8479
10<P≤25 MW 4,2123 1,5410 4,2123 1,5410
25<P≤50 MW 3,8294 0,9901 3,8294 0,9901
P≤10 MW 4,5953 1,9332 4,5953 1,9332
10<P≤25 MW 4,2123 1,1581 4,2123 1,158125<P≤50 MW 3,8294 0,6071 3,8294 0,6071
P≤10 MW 4,6000 1,9344 4,6000 1,9344
10<P≤25 MW 4,2100 1,1622 4,2100 1,162225<P≤50 MW 3,8300 0,6142 3,8300 0,6142
a.1.1
a.1.2
Gasoleo / GLP
Fuel
a.2
a.1.4
Carbón
Otros
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Suspensión voluntaria del régimen económicoAquellas instalaciones a las que se le exija el cumplimiento de un REE mínimo, salvo las instalaciones del subgrupo a.1.3, podrán comunicar la suspensión del régimen económico asociado a su condición de instalación acogida al régimen especial de forma temporal. En caso de haber elegido la opción de venta de energía a tarifa regulada, la retribución a percibir será, durante ese periodo, un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa misma.Aquellas instalaciones del grupo a.1.3, podrán comunicar la suspensión del régimen económico asociado a dicho grupo, de forma temporal. En ese caso, percibirán, durante el periodo, la retribución correspondiente a la de las instalaciones de los grupos b.6, b.7 o b.8, de acuerdocon el combustible utilizado. El periodo suspensivo solo podrá ser disfrutado una sola vez por año y corresponderá a un plazo temporal mínimo de un mes y máximo de seis meses, durante el cual no le será exigible el cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente.No será de aplicación la obligación de comunicación a que hacen referencia el apartado 1 anterior a las instalaciones a que hace referencia el artículo 35.3.(edificación).
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
MERCAD0, partidas que forman parte:
Precio del mercado diario
Primas
Complemento por energía reactiva
Complemento por eficiencia
Desvíos
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
NOTA: Al bajar las primas a los 10 ó 15 años la misma cantidad que las tarifas , los precios de indiferencia del mercado
son iguales
RD 661/2007 Antes de 10 ó 15 años de la P.M.Después de 10 ó 15 años
Precio de indiferencia del mercado
Precio de indiferencia del mercado
Subgrupo Combustible Potencia
Tarifa regulada c€/kWh
Prima de referencia c€/kWh
Tarifa regulada c€/kWh
Prima de referencia c€/kWh
Garantía de potencia c€/kWh
Antes de 10 ó 15 años desde P.M., c€/kWh
Después de 10 ó 15 años desde P.M., c€/kWh
P≤0,5 MW 12,0400 9,9932 0,27 11,7700 9,7232
0,5<P≤1 MW 9,8800 8,2004 0,27 9,6100 7,9304
1<P≤10 MW 7,7200 2,7844 6,4076 1,4720 0,27 4,6656 4,6656
10<P≤25 MW 7,3100 2,2122 6,0673 0,9695 0,27 4,8278 4,8278
25<P≤50 MW 6,9200 1,9147 5,7436 0,7383 0,27 4,7353 4,7353
P≤0,5 MW 13,2900 11,0307 0,27 13,0200 10,7607
0,5<P≤1 MW 11,3100 9,3873 0,27 11,0400 9,1173
1<P≤10 MW 9,5900 4,6644 7,9597 3,0341 0,27 4,6556 4,6556
10<P≤25 MW 9,3200 4,2222 7,7356 2,6378 0,27 4,8278 4,8278
25<P≤50 MW 8,9900 3,8242 7,4617 2,2959 0,27 4,8958 4,8958
0,5<P≤1 MW 10,4100 8,6403 0,27 10,1400 8,3703
1<P≤10 MW 8,7600 3,8344 7,2708 2,3452 0,27 4,6556 4,6556
10<P≤25 MW 8,4800 3,3822 7,0384 1,9406 0,27 4,8278 4,8278
25<P≤50 MW 8,1500 2,9942 6,7645 1,6087 0,27 4,8858 4,8858
P≤10 MW 6,1270 3,8479 6,1270 3,8479 0,27 2,0091 2,0091
10<P≤25 MW 4,2123 1,5410 4,2123 1,5410 0,27 2,4013 2,4013
25<P≤50 MW 3,8294 0,9901 3,8294 0,9901 0,27 2,5693 2,5693
P≤10 MW 4,5953 1,9332 4,5953 1,9332 0,27 2,3921 2,3921
10<P≤25 MW 4,2123 1,1581 4,2123 1,1581 0,27 2,7842 2,784225<P≤50 MW 3,8294 0,6071 3,8294 0,6071 0,27 2,9523 2,9523
P≤10 MW 4,6000 1,9344 4,6000 1,9344 0,27 2,3956 2,395610<P≤25 MW 4,2100 1,1622 4,2100 1,1622 0,27 2,7778 2,777825<P≤50 MW 3,8300 0,6142 3,8300 0,6142 0,27 2,9458 2,9458
a.1.1
a.1.2
Gasoleo / GLP
Fuel
a.1.4
Carbón
Otros
a.2
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
TMR, supuesta= 7,8441 RD 436/2004
Precio de indiferencia del mercado
Precio de indiferencia del mercado
Subgrupo Combustible Potencia
Tarifa regulada
c€/kWh < 10 años
Tarifa regulada
c€/kWh > 10 años
RD 436/2004 Prima + incentivo c€/kWh Plantas < 10 años P.M.
RD436/2004 Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 10 y <15 años P.M.
RD 436/2004 Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 15 y <20 años P.M.
RD 436/2004Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 20 años P.M.
Garantía de potencia c€/kWh
RD 436/2004 edad menor de 10 años desde P.M., c€/kWh
RD 436/2004 edad mayor de 10 años y < 15 desde P.M., c€/kWh
P≤0,5 MW 7,0597 3,9221 0,27 6,79 3,65
0,5<P≤1 MW 7,0597 3,9221 0,27 6,79 3,65
1<P≤10 MW 6,2753 3,9221 3,1376 1,5688 1,5688 1,5688 0,27 2,87 2,08
10<P≤25 MW 3,9221 3,9221 1,5688 1,5688 1,1766 1,1766 0,27 2,08 2,08
25<P≤50 MW 3,9221 3,9221 1,9610 1,9610 1,9610 1,1766 0,27 1,69 1,69
P≤0,5 MW 7,0597 3,9221 0,27 6,79 3,65
0,5<P≤1 MW 7,0597 3,9221 0,27 6,79 3,65
1<P≤10 MW 6,2753 3,9221 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87
10<P≤25 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87
25<P≤50 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87
0,5<P≤1 MW 7,0597 3,9221 0,27 6,79 3,65
1<P≤10 MW 6,2753 3,9221 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87
10<P≤25 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87
25<P≤50 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87
P≤10 MW 6,2753 3,9221 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87
10<P≤25 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87
25<P≤50 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87
P≤10 MW 6,2753 3,9221 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87
10<P≤25 MW 4,3143 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 3,26 2,87
25<P≤50 MW 3,9221 3,9221 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 2,87 2,87P≤10 MW 4,7065 3,9221 1,1766 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 3,26 2,87
10<P≤25 MW 3,9221 3,9221 0,3922 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 3,26 2,8725<P≤50 MW 3,9221 3,9221 0,3922 0,7844 0,7844 0,7844 0,27 3,26 2,87
a.1.1
a.1.2
Gasoleo / GLP
Fuel
a.1.4
Carbón
Otros
a,2
Nota: se supone que las partidas relacionadas con los CTCs no cobran la remuneración que está relacionada con ellos.
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
Nota: se supone que las partidas relacionadas con los CTCs no cobran la remuneración que está relacionada con ellos.
TMR, supuesta= 7,8441 RD 436/2004
Subgrupo Combustible Potencia
RD 436/2004 Prima + incentivo c€/kWh Plantas < 10 años P.M.
RD436/2004 Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 10 y <15 años P.M.
RD 436/2004 Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 15 y <20 años P.M.
RD 436/2004Prima + incentivo c€/kWh Plantas > 20 años P.M.
RD 661/2007 Prima de referencia c€/kWh <10 ó 15 años
RD 661/2007 Prima de referencia c€/kWh >10 ó 15 años
RD 2818/1998 Prima + incentivo c€/kWh Plantas < 10 años P.M.
P≤0,5 MW 2,43490,5<P≤1 MW 2,43491<P≤10 MW 3,1376 1,5688 1,5688 1,5688 2,7844 1,4720 2,434910<P≤25 MW 1,5688 1,5688 1,1766 1,1766 2,2122 0,9695 025<P≤50 MW 1,9610 1,9610 1,9610 1,1766 1,9147 0,7383 0
P≤0,5 MW 4,44810,5<P≤1 MW 4,44811<P≤10 MW 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 4,6644 3,0341 4,448110<P≤25 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 4,2222 2,6378 025<P≤50 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 3,8242 2,2959 00,5<P≤1 MW 4,44811<P≤10 MW 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 3,8344 2,3452 4,448110<P≤25 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 3,3822 1,9406 025<P≤50 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 2,9942 1,6087 0
P≤10 MW 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 3,8479 3,8479 4,4481
10<P≤25 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 1,5410 1,5410 0
25<P≤50 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,9901 0,9901 0
P≤10 MW 3,1376 0,7844 0,7844 0,7844 1,9332 1,9332 2,4349
10<P≤25 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 1,1581 1,1581
25<P≤50 MW 0,7844 0,7844 0,7844 0,7844 0,6071 0,6071P≤10 MW 1,1766 0,7844 0,7844 0,7844 1,9344 1,9344 2,4349
10<P≤25 MW 0,3922 0,7844 0,7844 0,7844 1,1622 1,1622 0
25<P≤50 MW 0,3922 0,7844 0,7844 0,7844 0,6142 0,6142 0
a.1.1
a.1.2
Gasoleo / GLP
Fuel
a.1.4
Carbón
Otros
a,2
RD 661/2007. REGIMEN ECONOMICO
PARA LAS PLANTAS MENORES DE 10 AÑOS Ó 15
AÑOS DESDE SU P.M. , ACOGIDAS AL RD 661/2007,
SUBGRUPOS a.1.1 y a.1.2, EL PRECIO DE
INDIFERENCIA DEL MERCADO OSCILA ENTRE 47 Y 49
€/MWh.
CON LAS INCERTIDUMBRES ACTUALES PARECE MAS
ATRACTIVA LA OPCION TARIFA.
RÉGIMEN ESPECIALCUOTA DE MERCADO
DETISA (Actividad: Agente Vendedor)
ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑA
WIND TO MARKET
ENDESA COGENERACIÓN Y RENOVABLES
ACCIONA ENERGIA
S.A. INDUSTRIAS CELULOSA ARAGONESA
SOGAMA
SOLAL COGENERACIÓN
MOLINOS DEL EBRO
Cuota generación mercado diario + restricciones - Desde: 01/03/2005 - Hasta: 28/02/2006 (* Escala)
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