Electricidad

1. Electricidad

2. Índice 1. La electricidad en España 2. Normativa 3. Generación 4. Actividades Reguladas en el sector eléctrico 5. Comercialización 6. El mercado mayorista 7. Tarifas de acceso y déficit tarifario

3. Electricidad 1. La electricidad en España 1. La electricidad en España • La estructura del Sistema Eléctrico en España no se ha visto alterada desde mediados del siglo pasado • A lo largo de la historia han entrado en servicio distintos grupos de generación, pero no es hasta a partir del siglo XXI cuando se ha incrementado la importancia de las renovables y de los requisitos medioambientales

4. Electricidad 1. La electricidad en España La estructura del Sistema Eléctrico en España no se ha visto alterada desde mediados del siglo pasado • El Sistema Eléctrico consta de las centrales de generación, estaciones transformadoras elevadoras, redes de transporte, subestaciones transformadoras reductoras, redes de distribución y centros de transformación La Ley 17/2007, que le otorgó a Red Eléctrica de España (REE) la condición de transportista único de la electricidad Esquema básico del Sistema Eléctrico [Fuente: REE] • No obstante, en la actualidad hay un proceso de cambio provocado por la introducción en un grado creciente de pequeñas centrales de generación ubicadas cerca del consumo, la “Generación Distribuida”, que se conecta directamente a la red de distribución y próxima al consumo

5. Electricidad 1. La electricidad en España A lo largo de la historia han entrado en servicio distintos grupos de generación y, a partir del siglo XXI , se ha incrementado la importancia de las renovables, la eficiencia energética y los requisitos medioambientales Se funda Unidad Eléctrica S.A. (UNESA) Directiva europea sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, liberalización e introducción de competencia Medidas para contener la dependencia del petróleo Aprobación por el Consejo Europeo del compromiso 20-20-20 Aparición de la corriente eléctrica alterna Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, cambios normativos más importantes de la historia Potencia instalada de 17.925MW, alcanzándose los 56.500GWh. Reducción de la producción hidroeléctrica del 84% al 50% en diez años Primera referencia de la aplicación práctica de la electricidad Primer decreto, ordena las instalaciones eléctricas Guerra civil y primeros años de postguerra, estancamiento en capacidad de producción Entran en servicio 5 grupos nucleares 2000 2007 1852 1875 1885 1900 1920 1944 1953 1968 1973 1980 1988 1996 1936 Proceso de transformación, evolucionando hacia lo “Generación Distribuida” Se empieza a apostar por la cogeneración y las energía renovables Primera central nuclear en Zorita de los Canes Entran en servicio las centrales de carbón nacional Instalación de una dinamo en Barcelona para la iluminación de varias zonas La potencia instalada alcanza 1.500MW, el 81% de origen hidroeléctrico y existía exceso de capacidad De la potencia instalada, el 61% de origen térmico y el 39% de energía hidráulica como fuerza motriz Se inicia la aplicación de la Tarifas Tope Unificadas La demanda de electricidad incrementa en más de un 30% en cinco años La mayor parte de los grupos de generación que entraron en servicio en este período eran grupos de fuel-oil Empieza a aplicar el Marco Legal y Estable, nuevo sistema de cálculo de tarifas eléctricas Historia de la Electricidad en España [Fuente: BOE y Diario Oficial de la Unión Europea]

6. Electricidad 2. Normativa 2. Normativa • Desde la aprobación de la Directiva 96/92/CE, el sector eléctrico español ha experimentado importantes modificaciones regulatorias • En 2003 el sector eléctrico español se liberalizó pero conviven dos modalidades de contratación: libre y regulada

7. Electricidad 2. Normativa Desde la aprobación de la Directiva 96/92/CE, el sector eléctrico español ha experimentado importantes modificaciones regulatorias Legislación nacional Legislación europea Modificaciones regulatorias desde la Directiva 96/92/CE [Fuente: BOE y Diario Oficial de la Unión Europea]

8. Electricidad 2. Normativa En 2003 el sector eléctrico español se liberalizó pero conviven dos modalidades de contratación: libre y regulada 78,6% 75,2% 72,7% Proporción [%] 50,0% 39,6% 37,5% 35,0% 31,4% 31,0% 26,8% 24,4% 24,9% 20,2% 9,5% 9,3% 8,5% 7,2% 7,1% 3,0% 0,3% 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 % consumidores en el mercado liberalizado % consumo en el mercado liberalizado Evolución de la proporción del consumo total y del número de consumidores en el mercado libre Descripción de la organización del sistema eléctrico en España [Fuente: CNE y elaboración propia] [Fuente: CNE y elaboración propia]

9. Electricidad 3. Generación 3. Generación • El suministro eléctrico queda asegurado con la combinación de las distintas tecnologías de generación, eligiendo en cada momento la más adecuada para cubrir la demanda al mínimo coste total • El “hueco térmico” es la parte de la demanda a cubrir con térmicas convencionales y ciclos combinados y depende de la utilización de las tecnologías fluyentes e hidráulicas con embalse y de bombeo • Las tecnologías renovables tienen costes de desarrollo más elevados que las tecnologías convencionales y, a su vez, muy diferentes entre sí • La explotación del sistema eléctrico en 2020 será más compleja por la necesidad de disponer de una demanda más flexible, además de por el aumento en el coste del suministro • La UE se encuentra en el camino correcto para el cumplimiento del objetivo global de alcanzar una cuota del 20% de EERR para 2020, siendo las previsiones también optimistas para el caso de España • Los sistemas de apoyo pueden actuar regulando el precio de venta de la electricidad generada a partir de fuentes renovables (con ayuda fiscal o financiera), o a través de tarifas a percibir por cada kWh de origen renovable generado e incorporado a la red • Desde la aprobación de la Directiva 96/92/CE, el sector eléctrico español ha experimentado importantes modificaciones regulatorias • El ‘balance neto’ es un mecanismo que tiene por objetivo facilitar administrativamente e incentivar económicamente el desarrollo de la generación distribuida para autoconsumo • El borrador de RD de balance neto establece el marco de partida del desarrollo del autoconsumo, si bien existen variables clave que determinarán su viabilidad y que están pendientes de definición en dicho borrador

10. Electricidad 3. Generación El suministro eléctrico queda asegurado con las distintas tecnologías de generación, eligiendo en cada momento la más adecuada para cubrir la demanda al mínimo coste Potencia punta Potencia intermedia 2º Para cubrir esta demanda al mínimo coste total, hay que tener en cuenta que cada tecnología es óptima para un número determinado de horas de funcionamiento En función de las diferentes características de las tecnologías de generación, se eligen unas u otras en cada momento para producir en cada instante la energía demandada Demanda horaria [MW] Potencia base 1º Energía centrales de punta Energía centrales intermedias Técnica Abasteci-miento Flexibilidad Costes [€] Energía centrales de base CTpunta CTinterm. CTbase Horas 8.760 8.760 B P Alto/ medio-alto Medio/ moderado Bajo Muy bajo Horas de funcionamiento/año Muy alto Cobertura de la curva monótona de demanda a mínimo coste y potencia instalada óptima de cada tipo de tecnología Características de las principales tecnologías de generación en España Nota: CF: Coste fijo de explotación CV: Coste variable de generación en el corto plazo Funcionamiento: medido en horas a plena potencia por año [Fuente: elaboración propia]

11. Electricidad 3. Generación El “hueco térmico” es la parte de la demanda a cubrir con térmicas convencionales y ciclos combinados y depende de la utilización de las tecnologías fluyentes e hidráulicas con embalse y de bombeo Hueco térmico En España, la estructura de producción es distinta de la estructura de potencia instalada, debido a la utilización de cada una de las tecnologías de generación El “hueco térmico” es la demanda no cubierta con las tecno- logías fluyentes e hidráulicas con embalse y de bombeo y ha de ser cubierto con térmicas convencionales y ciclos combinados Hidráulica regulable / Bombeo Técnica Abastecimiento Flexibilidad Potencia instalada [MW] Ciclos/ Carbón / Fuel Cobertura de la demanda [GW] 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mix de generación [%] Nuclear No constante ni fácilmente predecible 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Renovables e hidráulica fluyente Otra térmica convencional Nuclear Hidráulica Régimen Especial Ciclo combinado Evolución de la potencia instalada por tecnología en el sistema peninsular español [GW] y evolución de la composición, en porcentaje, del parque de generación en el sistema español Hueco térmico a cubrir con térmicas convencionales y ciclos combinados en un día [Fuente: elaboración propia] [Fuente: REE] • Las previsiones de costes del Gobierno han subestimado sistemáticamente los costes reales, lo que puede considerarse como un indicio de estrategia/intencionalidad por su parte, que daría lugar a un déficit estructural

12. Electricidad 3. Generación Las tecnologías renovables tienen costes de desarrollo más elevados que las tecnologías convencionales y, a su vez, muy diferentes entre sí Las energías eólica, hidráulica y de biomasa han alcanzado un nivel de madurez, mientras que la solar PV y térmica todavía presentan curvas de aprendizaje La tecnología eólica es la única que puede ser competitiva en relación con las convencionales, mientras que la tecnología solar se encuentra muy lejos de serlo €/ MWh La tecnología eólica es la única que puede llegar a ser competitiva La tecnología solar se encuentra lejos de ser competitiva 350 300 Fotovoltaica Termoeléctrica Eólica Costes de lastecnologías [€/MWh] 200 0 100 Termosolar (2.000h) Hidráulica (2.000h) Biomasa (4.500h) Nuclear (8.000h) Bombeo (1.200h) Solar FV (1.600h) Carbón (4.000h) Eólica (2.100h) Ciclo (4.000h) Banda de precios de mercado 0 O&M Inversión CO2 Combustible Precio MWh generado por las diferentes energías renovables [€/MWh] Curvas de aprendizaje de tecnologías renovables [€/MWh] [Fuente: elaboración propia] [Fuente: elaboración propia]

13. Electricidad 3. Generación La explotación del sistema eléctrico en 2020 será más compleja por la necesidad de disponer de una demanda más flexible, además de por el aumento en el coste del suministro Con el fin de alcanzar los objetivos para 2020, será necesario implantar modificaciones en el Sistema actual debido a las características de las EERR y del mercado Las energías renovables desplazan la curva de oferta y hacen que el precio de mercado quede fijado por tecnologías más baratas Técnica Abastecimiento Flexibilidad Turbinas de gas Precio [€/MWh] Demanda CCC/Carbón Precio con eólica baja Horas de funcionamiento de la energía eólica [Fuente: elaboración propia] Demanda neta de eólica Demanda Nuclear Precio con eólica alta Eólica (alta) Cantidad [MWh] Curvas de demanda del Sistema Efecto en el precio de la entrada de energías renovables [Fuente: elaboración propia] [Fuente: elaboración propia] • Sin embargo, a medio/largo plazo, la incorporación de más EERR aumentará el coste de suministro de la energía, ya que éstas tienen un precio más elevado que las convencionales

14. Electricidad 3. Generación La UE se encuentra en el camino correcto para el cumplimiento del objetivo global de alcanzar una cuota del 20% de EERR para 2020, siendo las previsiones también optimistas para el caso de España El objetivo de la Directiva 2009/28/CE de alcanzar una cuota del 20% de energías renovables se distribuye en objetivos individuales vinculantes por Estado miembro En 2010 se estimó que la UE alcanzaría una cuota global del 20,3%, siendo también positivas las principales conclusiones obtenidas para el caso concreto de España Suecia 40% 49% En una primera estimación, la aportación de las energías renovables al consumo final bruto de energía en España sería del 20,8% en 2020, frente a un objetivo para España del 20% en 2020 Letonia 33% 40% Finlandia 29% 38% Austria 23% 34% Portugal 21% 31% Dinamarca 17% 30% Estonia 18% 25% Eslovenia 16% 25% Como estimación intermedia, se prevé que en el año 2016 la participación de las energías renovables sea del 18,8%, frente al valor orientativo previsto en la trayectoria indicativa del 13,8% Rumania 18% 24% Francia 10% 23% Lituania 15% 23% España 9% 20% Alemania 6% 18% Grecia 7% 18% Italia 5% 17% Bulgaria 9% 16% El mayor desarrollo de las fuentes renovables en España corresponde a las áreas de generación eléctrica, con una previsión de la contribución de las energías renovables a la generación bruta de electricidad del 42,3% en 2020. En términos de consumo final bruto de energía renovable, se ha pasado del 8,7% de 2005 a un 13,2% en 2010 Irlanda 3% 16% Polonia 7% 15% Reino Unido 1% 15% Holanda 2% 14% Eslovaquia 7% 14% Bélgica 2% 13% Chipre 3% 13% Cuota EERR 2005 Rep. Checa 6% 13% Hungría Objetivo cuota EERR 2020 4% 13% Luxemburgo 1% 11% Malta 10% Previsiones del grado de cumplimiento en España Cuota de EERR sobre consumo de energía final total para 2020 [%] [Fuente: Comisión Europea] [Fuente: Directiva 2009/28/CE] En enero de 2014, la Comisión Europea publicó una Comunicación sobre el futuro marco europeo para 2030 en materia de cambio climático y energía (Energy and Climate Framework for 2030), planteando una reducción obligatoria del 40% de emisiones de CO2 para ese año y la posibilidad de establecer también objetivos para las energías renovables (27% del consumo final).

15. Electricidad 3. Generación Los sistemas de apoyo pueden actuar regulando el precio de venta de la electricidad generada a partir de fuentes renovables (con ayuda fiscal o financiera), o a través de tarifas a percibir por cada kWh de origen renovable generado e incorporado a la red De los países de la Unión Europea que han superado los 500 MW de potencia instalada eólica en 2013, el 73% de la potencia se ha instalado bajo el sistema FIT, dejando a los Certificados Verdes el 27% restante Se clasifican los principales sistemas según dos criterios: si la intervención regulatoria actúa sobre la retribución recibida o sobre la cantidad de potencia, o si actúa en la fase inicial de inversión o en la fase de generación Marcos de apoyo a la energía eólica en la UE Tipología de los sistemas de apoyo a la electricidad de origen renovable [Fuente: EWEA, RES-Legal y elaboración propia] [Fuente: elaboración propia] Hay otras estrategias que pueden tener un impacto indirecto en la proliferación de las energías renovables: ecotasas a la electricidad no renovable, políticas de CO2 como tasas o derechos de emisión, reducciones de las subvenciones a la energía nuclear o de origen fósil, etc. * El sistema de FIT en España quedó suspendido a principios de 2012 para las nuevas instalaciones de régimen especial y fue eliminado para las instalaciones existentes con la aprobación del Real Decreto-ley 9/2013. Actualmente solo existe un sistema de desgravaciones fiscales para la inversión.

16. Electricidad 3. Generación El ‘balance neto’ es un mecanismo que tiene por objetivo facilitar administrativamente e incentivar económicamente el desarrollo de la generación distribuida para autoconsumo Mediante el mecanismo de balance neto, un autoconsumidor puede cubrir su consumo con su autoproducción, difiriendo su exceso de generación El balance neto es económicamente eficiente para un consumidor final desde el momento que existe paridad de red Técnica Abastecimiento Flexibilidad €/MWh El momento de paridad de red Generación Coste de la electricidad Consumo Consumo diferido Coste de autoproducción Consumo instantáneo 2013 Años horas Generación de autoconsumo vs consumo residencial Concepto de paridad de red [Fuente: elaboración propia] [Fuente: elaboración propia] • El autoconsumo ya es una realidad en otros países como EEUU (California), Dinamarca o México. En España, existe actualmente un borrador de RD para regular el desarrollo del balance neto

17. Electricidad 3. Generación El borrador de RD de balance neto establece el marco de partida del desarrollo del autoconsumo, si bien existen variables clave que determinarán su viabilidad y que están pendientes de definición en dicho borrador Borrador RD 18 Nov. 2011 Variables cuya modificación tiene incidencia en el potencial de autoconsumo Variables indeterminadas en el borrador de RD Variables clave para el desarrollo del autoconsumo [Fuente: elaboración propia] El potencial de desarrollo del autoconsumo y su impacto en el sistema quedará condicionado a las restricciones que finalmente se definan en el RD de balance neto

18. Electricidad 4. Actividades reguladas en el sector eléctrico 4. Actividades reguladas en el sector eléctrico • Las actividades de transporte y distribución permanecen bajo un esquema regulado debido a su carácter de monopolio natural, dadas sus características intrínsecas • Las redes de transporte llevan la electricidad desde el punto de generación hasta los grandes consumidores industriales y las redes de distribución, que la llevan hasta el resto de consumidores • Los actuales retos a los que se ve expuesto el sector eléctrico hacen necesario el desarrollo de sistemas flexibles a través de la implantación de redes inteligentes o “smart-grids”

19. Electricidad 4. Actividades reguladas en el sector eléctrico ACTIVIDADES REGULADAS Las actividades de transporte y distribución permanecen bajo un esquema regulado debido a su carácter de monopolio natural, dadas sus características intrínsecas OS Gestión técnica del sistema Borrador RD 18 Nov. 2011 CNMC Regulador Para posibilitar la liberalización (competencia en generación y comercialización), se ha de garantizar el libre acceso a redes, mediante el pago de tarifas de acceso Generación Transporte Distribución Cliente final El modelo español de separación de las actividades de transporte es del tipo Transmission System Operator(TSO), donde el operador y gestor de la red es también propietario de las instalaciones de transporte Comercializador Separación de actividades reguladas de la generación y comercialización Gestión Económica del sistema (Compra-Venta de electricidad) ACTIVIDADES EN COMPETENCIA [Fuente: elaboración propia] La legislación nacional establece la separación jurídica, contable , funcional , de marca e imagen de las actividades reguladas de aquéllas que se llevan a cabo en competencia, para el caso de grupos empresariales verticalmente integrados

20. Electricidad 4. Actividades reguladas en el sector eléctrico Las redes de transporte llevan la electricidad desde el punto de generación hasta los grandes consumidores y las redes de distribución hasta el resto de consumidores La actividad de transporte está gestionada por REE, mientras que en la actividad de distribución participan Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, HC Energía y E.ON La retribución de las actividades reguladas se calcula en función de la inversión, O&M y gestión de las redes Técnica Abastecimiento Flexibilidad Endesa Iberdrola Gas Natural Fenosa Transporte HC Energía +8% 1.760 1.534 E.ON España 1.604 1.397 1.344 1.246 1.090 1.013 937 834 696 627 582 550 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Principales cifras de las actividades de redes en España Evolución de la retribución del transporte [M€] [Fuente: REE, CNE] [Fuente: BOE] Distribución +4% 5.498 5.461 5.301 5.098 4.538 4.454 4.250 3.666 3.568 3.402 3.017 2.899 2.957 2.824 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Principales cifras y localización geográfica de las actividades de redes en España Evolución de la retribución de la actividad de distribución [M€] [Fuente: BOE] [Fuente: REE, CNE SICE-distribuidores] Nota: No se presentan los datos de la actividad de transporte de Iberdrola, GNF, Endesa y EDP por ser marginales respecto a la actividad de distribución

21. Electricidad 4. Actividades reguladas en el sector eléctrico Los actuales retos a los que se ve expuesto el sector eléctrico hacen necesario el desarrollo de sistemas flexibles a través de la implantación de redes inteligentes o “smart-grids” Antes de llegar al desarrollo pleno de las redes inteligentes se tiene que pasar por diferentes etapas: telemedida, telegestión (“smart-meter”) y red inteligente (“smart-grid”) Estas redes, que permitirán integrar de manera inteligente las demanda de los usuarios, se tendrán que enfrentar a diversas barreras Técnica Abastecimiento Flexibilidad Objetivos • Robustecer y automatizar la red • Optimizar la conexión de las zonas con fuentes de energía renovable • Desarrollar arquitecturas de generación descentralizadas • Mejorar la integración de la generación intermitente y de nuevas tecnologías de almacenamiento • Avanzar en el desarrollo del mercado de la electricidad • Gestionar de forma activa la demanda • Posibilitar la penetración del vehículo eléctrico • Madurez tecnológica y riesgo de “first mover” • “Business case” • Falta de concienciación • Normativa y regulación • Acceso a las fuentes de financiación • Confidencialidad y privacidad de los datos Barreras Esquema del concepto de una red inteligente o “smart grid” [Fuente: elaboración propia] • El crecimiento del consumo, los objetivos de Europa 20-20-20 o el incremento exponencial de las fuentes renovables son algunos de los motivos que conducen hacia el desarrollo de las “smart-grids”

22. Electricidad 5. Comercialización 5. Comercialización • Las empresas comercializadoras desarrollan una serie de actividades en su relación con los consumidores • La mayoría de los clientes con derecho a suministro de referencia, esencialmente consumidores domésticos, aún permanecen en el mismo • El precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC), se calcula sumando los peajes de acceso, el coste de adquisición de la energía y el coste regulado de gestión comercial • El coste de la energía en el PVPC lo calcula REE en función del precio horario de los mercados diarios e intradiario durante el período al que corresponda la facturación y mediante la aplicación de un perfil de un consumidor promedio. • El Bono Social es una herramienta para favorecer económicamente a los consumidores más desfavorecidos, que cumplan determinadas características

23. Electricidad 5. Comercialización Las empresas comercializadoras desarrollan una serie de actividades en su relación con los consumidores Oferta • Elaboración de ofertas para los clientes Gestión de la energía • Adquisición de energía en el mercado de producción • Acceso a las redes, contratación del acceso a las redes de transporte y distribución abonando el peaje de acceso regulado Contratación del suministro • El consumidor puede optar por: • Suministro de referencia • PVPC • Precio Fijo Anual en Mercado Regulado • Contratar directamente el acceso a las redes con el distribuidor y la energía con un comercializador (Contratación en el mercado liberalizado) • Suministro de Último Recurso (para los consumidores vulnerables y los que no tengan contrato en vigor con un comercializador en mercado libre) Etiquetado • Informar a los clientes del origen de la energía suministrada así como de los impactos medioambientales Hidráulica Nuclear 12% Carbón 4% Fuel/Gas Ciclo combinado 17% Eólica Solar 15% Otros 3% Mix de producción – Factura ejemplo [Fuente: factura tipo de empresa comercializadora y elaboración propia] Facturación • La facturación a los consumidores se efectuará por las empresas comercializadoras en las condiciones que se hubieran pactado y se realizará en base a las lecturas mensuales o bimestrales que facilitará el distribuidor • Previo acuerdo expreso entre las partes, la empresa comercializadora podrá facturar una cuota fija mensual proporcional a los consumos históricos • En todo caso, se producirá como mínimo una regularización anual y en base a lecturas reales Emisiones de carbono – Factura ejemplo [Fuente: factura tipo de empresa comercializadora y elaboración propia]

24. Electricidad 5. Comercialización La mayoría de los clientes con derecho a suministro de referencia, esencialmente consumidores domésticos, aún permanecen en el mismo La cuota de los comercializadores de último recurso vs. comercializador libre ha disminuido, hasta que a finales del 2013, el 57% de los clientes (17% de la energía) se acogen al PVPC De los acogidos a la TUR, actualmente denominada PVPC, un 99%, son consumidores domésticos, segmento en el que el 61% del consumo se mantiene a tarifa regulada Técnica Abastecimiento Flexibilidad 51% 0,01 Energía según tipo de consumidor en Febrero 2013 [TWh] Energía suministrada [%] 18% 31% 1,6 24,5 Millones de puntos de suministro T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 2012 2013 2007 2008 2009 2010 2011 2006 56.768 21.287 34.105 CUR/Distribuidor Comercializador libre Evolución del número de suministros según tipo de mercado [%] Mercado libre [Fuente: CNE, informe de supervisión del mercado eléctrico minorista. Julio 2011 – Junio 2012] TUR/PVPC 4% 0% T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 2012 2013 Industrial Pymes Doméstico 2007 2008 2009 2010 2011 2006 CUR/Distribuidor Comercializador libre Evolución del volumen de energía según tipo de mercado [%] Energía según tipo de consumidor en junio 2012 [TWh] [Fuente: CNE, informe de supervisión del mercado eléctrico minorista. Julio 2011 – Junio 2012] [Fuente: CNE]

25. Electricidad 5. Comercialización El PVPC se calcula sumando los peajes de acceso, el coste de adquisición de la energía y el coste regulado de gestión comercial • Según el Real Decreto 216/2014, el coste de la energía en el PVPC lo calcula REE en función del precio horario de los mercados diarios e intradiario durante el período al que corresponda la facturación y mediante la aplicación de un perfil de un consumidor promedio. PVPC Mercado Libre Técnica Abastecimiento Flexibilidad Impuestos IVA (21%) + Impuesto sobre la electricidad (5%) • Los costes de gestión comercial de los comercializadores de mercado libre no vienen fijados por el regulador A determinar por cada comercializador Gestión Comercial 4 €/kW y año • Calculado por REE en función del precio horario de los mercados diario e intradiario • Precio horario mercado mayorista de electricidad • Servicios de ajuste • Pago por capacidad • Pérdidas estándar Coste de Energía • Los comercializadores de mercado libre pueden obtener la energía para el suministro eléctrico en distintos mercados En función del momento de compra de la energía Peajes de Acceso Idéntica en ambos casos, mediante los peajes de acceso se deberían recoger los costes regulados del sector eléctrico Componentes del precio del PVPC frente al mercado libre • Dado que los peajes de acceso son iguales para el PVPC y para el mercado libre, son la fórmula del coste de adquisición de energía y el coste regulado de gestión comercial quienes determinan la competitividad del precio del PVPC

26. Electricidad 5. Comercialización El Bono Social es una herramienta para favorecer económicamente a los consumidores más desfavorecidos, que cumplan determinadas características El Bono Social consiste en una bonificación en las facturas del suministro de electricidad. Según el Real Decreto 216/2014 se calcula descontando un 25 % en todos los términos que componen el PVPC. Los consumidores a los que va dirigido deben solicitarlo y cumplir unas condiciones sociales, de consumo y poder adquisitivo determinados por la Administración Los consumidores con una potencia contratada inferior a 3kW Pensionistas con cuantías mínimas Familias numerosas Familias con todos los miembros en paro Técnica Abastecimiento Flexibilidad Cuantificación del Bono Social Pendiente de desarrollar un indicador de renta que sirva para su aplicación con un criterio más objetivo [Fuente: elaboración propia]

27. Electricidad 6. El mercado mayorista 6. El mercado mayorista • De la misma manera que en otros países, en España el mercado se organiza en una secuencia en la que generación y demanda intercambian energía para distintos plazos • El mercado diario español pertenece al tipo marginalista, y así la oferta de un generador representa la cantidad de energía que está dispuesto a vender a partir de un cierto precio mínimo • El precio en el mercado a plazo refleja el precio del mercado al contado esperado a futuro y se determina también por el cruce entre las curvas de oferta y demanda • El incremento de los beneficios de las empresas eléctricas viene explicado por el desarrollo de sus inversiones, que les reportan una rentabilidad que es de carácter estable, moderado y decreciente • En caso de detraer los “windfallprofits” y no compensar los “windfalllosses” se estarían introduciendo ineficiencias, especialmente en relación a las decisiones de inversión • REE, como Operador del Sistema (OS), gestiona los mercados de ajuste, necesarios para mantener el sistema eléctrico en equilibrio y con un nivel de seguridad adecuado • Los incentivos a ejercer su poder de mercado son reducidos debido a los mecanismos de mitigación existentes y a la propia estructura del mercado • Desde la apertura del mercado, España ha evolucionado hasta lograr una de las estructuras del sector eléctrico más competitivas de la UE • Las barreras de entrada en el mercado eléctrico español han sido superadas • Algunas soluciones al déficit de tarifa propuestas se justifican en el supuesto poder de mercado de los generadores y en la existencia de fallos de diseño del mercado

28. Electricidad 6. El mercado mayorista De la misma manera que en otros países, en España el mercado se organiza en una secuencia en la que generación y demanda intercambian energía para distintos plazos tiempo Mercado Gestor Producto Antes del despacho (hasta D-1) Mercado a plazo Mercado de contratos bilaterales OTC, OMIP Contratos a plazo físicos financieros Mercado diario Mercado del día anterior OMEL Energía horaria Día anterior al despacho (D-1) Mercado de Restricciones Mercados de corto plazo Restricciones técnicas y por garantía de suminist. REE Mercados de SSCC: Reserva Secundaria Reserva Potencia Subir Secundaria: MW Terciaria: MWh REE Intradiarios OMEL Energía Horaria Día del despacho (D) Gestión de desvíos y restricciones técnicas en tiempo real Restricciones técnicas tras intradiarios Reserva Terciaria REE Energía a subir y bajar Secuencia de mercados [Fuente: elaboración propia] En el muy corto plazo, se ofrecen varios servicios al Sistema en distintos mercados organizados por REE, que son necesarios para que la generación iguale exactamente a la demanda en todo momento, manteniendo así al Sistema en equilibrio físico y con un nivel de seguridad y calidad de suministro adecuado

29. Electricidad 6. El mercado mayorista El mercado diario español pertenece al tipo marginalista, así la oferta de un generador representa la cantidad de energía que está dispuesto a vender a partir de un cierto precio El modelo de funcionamiento del mercado español de generación es un modelo marginalista Las tecnologías con costes de oportunidad reducidos disfrutan de unos márgenes mayores, que les permiten cubrir sus costes fijos, generalmente superiores Técnica Abastecimiento Flexibilidad Ofertas de compra de comercializadores (por parte de su demanda), de consumidores industriales actuando directamente en el mercado y de centrales hidráulicas de bombeo 180 Demanda Curva de oferta • La demanda de energía varía según la hora del día, existiendo períodos de punta y de valle Curva de demanda Oferta Ofertas de compra a precio instrumental (tope de 180 €/MWh) de los comercializadores de referencia (antes de último recurso) y de los comercializadores (por parte de su demanda) Precio [€/MWh] • Las ofertas de un generador reflejan, en cuanto a cantidad, las restricciones físicas a las que está sujeta su instalación, y en cuanto al precio ofertado, el coste de oportunidad que le supone generar electricidad Precio horario Precio • Resultante de casar oferta y demanda • El precio resultante de la casación es el pagado a todas las tecnologías por las ofertas aceptadas Cantidad [MWh] Centrales nucleares, eólicas, hidráulicas fluyentes Carbón y ciclos combinados más competitivos Centrales de punta (fuelóleo) y otras obsoletas; hidráulicas regulables Carbón y ciclos combinados menos competitivos, hidráulica regulable, etc. Ilustración de la curva de la demanda, de la oferta y del precio horario [Fuente: elaboración propia] La recuperación de costes fijos se produce a través de dos vías complementarias: margen de mercado y pagos por capacidad

30. Electricidad 6. El mercado mayorista El precio en el mercado a plazo refleja el precio del mercado al contado esperado a futuro y se determina también por el cruce entre las curvas de oferta y demanda En los mercados a plazo, los agentes intercambian contratos con diferentes períodos de entrega antes del momento en que la energía sea generada y consumida Para un momento dado, los precios a los que se está intercambiando electricidad a distintos plazos se conoce como “curva forward”, que cambia constantemente Técnica Abastecimiento Flexibilidad €/MWh • Es un mercado no organizado • Incluye el mercado de contratos bilaterales físicos (con entrega física de energía) y el mercado financiero (swaps – contratos sin entrega física, sino con liquidación financiera) • Mercado de futuros eléctricos • del MIBEL • (OMIP) Precio del mercado diario en t0 tiempo t0 + 3 meses t0 + 6 meses t0 + 12 meses t0 + 1 mes • Mercado de contratos bilaterales • (OTC) La curva forward con expectativas alcistas [Fuente: elaboración propia] €/MWh • Es un mercado organizado • Las ofertas de venta y compra se publican en una plataforma electrónica gestionada por OMIP y se cierra la transacción en el momento que a un agente le interese Precio del mercado diario en t0 tiempo t0 + 3 meses t0 + 6 meses t0 + 12 meses t0 + 1 mes La curva forward con expectativas bajistas [Fuente: elaboración propia] Cuando son suficientemente profundos y líquidos, los mercados a plazo permiten a los agentes compradores y vendedores gestionar sus riesgos, al tiempo que facilitan la competencia en los mercados mayorista y minorista

31. Electricidad 6. El mercado mayorista El incremento de los beneficios de las empresas eléctricas viene explicado por el desarrollo de sus inversiones, que les reportan una rentabilidad moderada El fuerte incremento de la base de activos construidos ha posibilitado el crecimiento de los beneficios de actividades eléctricas en España, por lo que para calificar dichos beneficios se debe analizar su ROA El ROA* de los negocios eléctricos en España ha mostrado una tendencia ligeramente decreciente desde el inicio de la liberalización, y su valor se encuentra por debajo del nivel europeo Técnica Abastecimiento Flexibilidad 7 EBIT [miles de M €] 8 6 Generación y comercialización Total 5 Distribución 6 ROA [%] 4 3 4 2 1 0 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Generación+Comercialización Eléctrica nacional Distribución Evolución del EBIT del negocio eléctrico en España, total y por actividad [mil M€] Evolución de la rentabilidad (ROA)* del negocio eléctrico en España, total y por actividad [%] [Fuente: BOE] *Beneficios antes de intereses y después de impuestos entre activo neto [Fuente: UNESA; Cifras de negocio publicadas por las compañías] Inversiones [mil M€] 7,0 8 6,6 5,7 5,6 EON 4,9 6 4,4 4,4 4,1 3,8 3,2 EDF 4 Eléctricas España 2 RWE 0 Media internacional** 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 EDP Total eléctrico nacional Transporte y Distribución Reg. Ordinario +Renovables Enel 12,2% Evolución de las inversiones en activos correspondientes al negocio eléctrico en España, total y por actividad [mil M€] ROA* de empresas eléctricas en 2011 [%] [Fuente: BOE] * ROA antes de impuestos (estimado a partir de las cifras de negocio publicadas por las empresas) ** Media internacional ponderada por el activo [Fuente: UNESA; Cifras de negocio publicadas por las compañías] • En resumen, no parece correcto concluir que los beneficios de las empresas por sus negocios eléctricos en España han sido – o están siendo – supranormales

32. Electricidad 6. El mercado mayorista Distribución de probabilidad de la rentabilidad (R) esperada por un agente a la hora de acometer una inversión En caso de detraer los “windfall profits” y no compensar los “windfall losses” se estarían introduciendo ineficiencias, especialmente en relación a las decisiones de inversión • Para acometer la inversión, la rentabilidad media (R media) esperada ha de ser mayor o igual al coste de oportunidad del capital • La introducción de WP/WL modifica la distribución de probabilidad de la rentabilidad esperada, y esta, a su vez, el incentivo a la inversión: posible ineficiencia Detraer los WP sin compensar los WL hace que la rentabilidad esperada de las inversiones sea menor, lo que supone un desincentivo a acometer las mismas, dando lugar a serias ineficiencias Estas intervenciones de la Administración sólo serían comprensibles si existiera una doctrina de aplicación homogénea Probabilidad Técnica Abastecimiento Flexibilidad Rentabilidad (R) R media • La Administración no ha aplicado medidas para tratar los posibles casos, ya que resultaría en una economía con un nivel de intervención muy elevado e inevitablemente ineficiente • Estas actuaciones de la Administración deberán regirse de acuerdo a una doctrina ortodoxa, estable, predecible y aplicada de forma sistemática a todos los sectores económicos. En la actualidad, dicha doctrina no está definida R infranormal R supranormal Solo con WP Con WP y WL Umbral de WP Umbral de WL Umbral de WP Probabilidad Probabilidad • En caso contrario, las actuaciones de la Administración serán vistas por los agentes económicos como medidas ad-hoc que no siguen modelo de comportamiento alguno, con un fin únicamente recaudatorio. Esto inevitablemente dañaría la percepción de seguridad jurídica del conjunto de actividades económicas, lo que en último término repercutiría sobre la valoración del riesgo país R R Desincentivo a la inversión Incentivo a la inversión inalterado R media se reduce R media inalterada INVERSIÓN INEFICIENTE INVERSIÓN EFICIENTE Efecto de las WP / WL sobre los incentivos a la inversión [Fuente: elaboración propia]

33. Electricidad 6. El mercado mayorista REE, como Operador del Sistema (OS), gestiona los mercados de ajuste, necesarios para mantener el sistema eléctrico en equilibrio y con un nivel de seguridad adecuado Los mercados del OS se desarrollan en el muy corto plazo, con distintas secuencias de ejecución y horizontes de aplicación La operación del Sistema se centra en tres tipos de actuaciones por parte del OS Técnica Abastecimiento Flexibilidad Día D -1 Día D 1 Gestión de restricciones técnicas REE Una vez que el OMIE lleva a cabo la casación, este servicio permite resolver las congestiones ocasionadas por las limitaciones de la red de T&D sobre la programación prevista para el día siguiente, así como las que surjan tras los intradiarios y en tiempo real Información previa publicada por REE Subasta diaria de capacidad E – F (RTE) Recepción nominaciones programadas 2 Gestión de servicios complementarios Elaboración PBF Recepción ofertas específicas rest. Control de frecuencia-potencia y tensión para garantizar la calidad y seguridad del suministro en todo momento. Existen 3 servicios complementarios básicos: Regulación Primaria, Regulación Secundaria, Regulación Terciaria y Reserva de Potencia Adicional a Subir Solución de restricciones (PVP) Mercado reserva secundaria Gestión de desvíos 3 Gestión de desvíos Uso de reserva terciaria Este mercado consiste en pedir ofertas a los generadores en sentido opuesto a los desvíos previstos del sistema. El objetivo es resolver, casi en tiempo real, los desajustes entre la oferta y la demanda de electricidad Solución de restricciones en tiempo real Secuencia de ejecución y horizontes de aplicación de los principales mercados del Operador del Sistema * Como por ejemplo: RGS o carbón nacional [Fuente: Red Eléctrico de España (REE)] El sobrecoste horario originado por la aparición de desvíos que han tenido que ser gestionados por el OS es posteriormente repercutido a los agentes que se hayan comportado en contra de las necesidades del sistema

34. Electricidad 6. El mercado mayorista Los incentivos a ejercer su poder de mercado son reducidos debido a los mecanismos de mitigación existentes y a la propia estructura del mercado • El poder de mercado implica la capacidad por parte de una o varias empresas de alterar el resultado del mercado en beneficio propio Conducta: Retirada de capacidad Técnica Abastecimiento Flexibilidad [€/MWh] 1 Existencia de amenaza de nuevos competidores Ofertas con retirada Demanda Conducta: Incremento de precios de oferta 2 Sanciones de la autoridad de Competencia Ofertas con precio incrementado Ofertas competitivas Información imperfecta del mercado y comportamiento de sus competidores 3 [€/MWh] ∆ Precio Incremento de precios de oferta Demanda Factores que condicionan los incentivos a ejercer poder de mercado Ofertas competitivas ∆ Precio 1 Supervisión ex-post del mercado [MWh]  Cantidad 2 Eliminación de barreras de entrada Retirada de capacidad 3 Fortalecimiento de interconexiones e integración de mercados [MWh]  Cantidad Ejemplos de ejercicio de poder de mercado Mecanismos de mitigación de las autoridades supervisoras [Fuente: elaboración propia]

35. Electricidad 6. El mercado mayorista Desde la apertura del mercado, España ha evolucionado hasta lograr una de las estructuras del sector eléctrico más competitivas de la UE La estructura del sector eléctrico en España ha tenido una evolución marcadamente pro-competitiva desde el inicio de la liberalización Muy pocos países de la UE pueden mostrar una evolución pro-competitiva similar a la del mercado español Técnica Abastecimiento Flexibilidad 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 % Chipre Malta Estonia Francia Letonia Croacia Bélgica Eslovenia R. Checa Eslovaquia Lituania Irlanda Dinamarca Suecia Hungría Italia Alemania Rumanía Finlandia España ’08 España ’12 Reino Unido Polonia Cuota mayor operador Operadores cuota > 5% Evolución de la estructura del mercado español e ibérico Comparación del nivel de concentración en el sector eléctrico en distintos países de la UE [Fuente: REE, MITyC y elaboración propia] [Fuente: elaboración propia a partir de información pública de reguladores, asociaciones, anuarios sectoriales, etc.]

36. Electricidad 6. El mercado mayorista Las barreras de entrada en el mercado eléctrico español han sido superadas Potenciainstalada (MW) 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 Resto de renovables, cogeneración y residuos (antiguo RE) Todas las tecnologías Ciclos combinados Eólica Adiciones a la capacidad instalada 2000-2012 [Fuente: REE] 50% 50% 42% 37% 11% Porcentaje de nueva capacidad sobre el total instalado 1% Italia España Reino Unido Francia Alemania Portugal 18% 24% 4% 0% 1% 12% Cuota de nuevos entrantes en la adición de capacidad térmica 2002-2009 [Fuente: Platts, Powervision, REN, EDP]

37. Electricidad 6. El mercado mayorista Algunas soluciones al déficit de tarifa propuestas se justifican en el supuesto poder de mercado de los generadores y en la existencia de fallos de diseño del mercado Un argumento reiteradamente utilizado para proponer reformas al mercado de producción es la existencia de fallos en su diseño, que permitirían que determinadas tecnologías obtener beneficios excesivos (windfallprofits) al tratarse de centrales ya amortizadas. Sin embargo, estos argumentos no son ciertos: “Determinadas tecnologías reciben beneficios excesivos” Argumentos en contra Hidráulica Nuclear 1 “Reciben el precio de mercado, mientras que sus costes variables son prácticamente nulos, obteniendo un margen excesivo en el mercado” • Los costes variables no son nulos; de hecho, son generalmente relevantes (O&M, tasas y tributos crecientes, etc.) • Las de bombeo tienen costes significativos por adquisición de energía • Requiere ingresos unitarios elevados debido a sus pocas horas de funcionamiento (1.500 h/año) • Los costes variables han crecido significativamente • El precio del combustible ha pasado de 7 $/lb en 2000 a cerca de 71,5 $/lb en 2011 • Las tasas y tributos soportados por esta tecnología también han aumentado 2 “Estas centrales están totalmente amortizadas, por lo que dicho margen se convierte en beneficio para la empresa” • No está totalmente amortizada y, por tanto, tienen costes fijos muy altos • El 49% del parque hidráulico de Régimen Ordinario (17.762 MW en 2012) tiene una vida de menos de 35 años, por lo que existe una parte significativa de la inversión pendiente de amortizar • Las centrales nucleares no están totalmente amortizadas, ya que su construcción es relativamente reciente en relación con su vida administrativa (40 años), quedando una parte significativa de la inversión pendiente de ser amortizada Otras soluciones, como la creación de mercados específicos por tecnología o las tarifas ad-hoc a determinadas tecnologías, darían lugar a decisiones de consumo e inversión ineficientes, y a un alto grado de intervención

38. Electricidad 7. Peajes de acceso y déficit tarifario 7. Peajes de acceso y déficit tarifario • La factura que un consumidor paga por su suministro de electricidad refleja tres componentes de costes: energía, acceso a redes y gestión del comercializador • Independientemente de la forma de adquisición de la energía, los costes de las redes (junto con otros costes regulados) son repercutidos a todos los consumidores a través de las tarifas de acceso • El déficit tarifario se genera porque los ingresos recaudados con las tarifas de acceso son insuficientes para recuperar los costes regulados del sector, que casi se han cuadruplicado en diez años • La solución planteada al problema del déficit tarifario en España pasa por una subida progresiva de las tarifas de acceso y una disminución de los costes del sistema

39. Electricidad 7. Peajes de acceso y déficit tarifario La factura que un consumidor paga por su suministro de electricidad refleja tres componentes de costes: energía, acceso a redes y gestión del comercializador Coste de Energía PVPC Mercado Libre Calculado por REE en función del precio horario de los mercados diario e intradiario • Precio horario mercado mayorista de electricidad • Servicios de ajuste • Pago por capacidad • Pérdidas estándar 1 • Los comercializadores de mercado libre pueden obtener la energía para el suministro eléctrico en distintos mercados En función del momento de compra de la energía Peajes de Acceso Idéntica en ambos casos, mediante los peajes de acceso se deberían recoger los costes regulados del sector eléctrico 2 Gestión del comercializador A determinar con cada comercializador 3 • Los costes de gestión comercial de los comercializadores de mercado libre no vienen fijados por el regulador 4 €/kW y año Impuestos IVA (21%) + Impuesto sobre la electricidad (5%) 4 Componentes de la factura [Fuente: elaboración propia] Formas por las que las comercializadoras pueden suministrar energía a los consumidores: (i) directamente en el mercado liberalizado, (ii) Suministro de Referencia , que a su vez puede ser PVPC o precio fijo anual en el Mercado Regulado (iii) Suministro de Último Recurso (para consumidores vulnerables y para aquellos que no cumplen los requisitos para la aplicación de PVPC pero transitoriamente no tienen contrato con un comercializador en mercado libre)

40. Electricidad 7. Peajes de acceso y déficit tarifario Independientemente de la forma de adquisición de la energía, los costes de las redes (y otros costes regulados) son repercutidos a todos los consumidores a través de los peajes de acceso Los peajes de acceso deben ser calculados para cubrir todos los costes del sistema, excepto el de la energía y el de gestión del comercializador Coste de la energía Costes de diversificación (prima renovables, CHP y residuos, Interrumpibilidad) 9.738 PEAJES DE ACCESO 19.394 M€ Distribución y Gestión comercial 5.310 Transporte 1.662 Déficit de actividades reguladas 2.663 Costes permanentes 21 Coste del suministro, 2013 [M€] [Fuente: CNE: “Informe 3/2013” del 12 de febrero de 2013] Las tarifas de acceso son únicas en todo el territorio español y son fijadas por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo Están compuestas por un término de potencia Tp (potencia contratada) y energía Te (consumo realizado), que varía en función del período Tarifas de acceso aplicables al primer trimestre 2013 [Fuente: elaboración propia; siendo BT baja tensión, y AT alta tensión] Pc: Potencia contratada Si la tarifa no cubre todos los costes que la componen, se produce un déficit de recaudación; es decir, en 2013 se deberían recaudar 19.400 M€ para evitar dicho déficit

41. Electricidad 7. Peajes de acceso y déficit tarifario El déficit tarifario se genera porque los ingresos recaudados con los peajes de acceso son insuficientes para recuperar los costes regulados, que casi se han cuadruplicado en diez años Los costes regulados casi se han cuadruplicado desde 2002, siendo las partidas de recuperación de déficit y las primas a las renovables, CHP y residuos las de mayor crecimiento El déficit tarifario es la diferencia entre la recaudación por las tarifas reguladas y los costes reales asociados a dichas tarifas Técnica Abastecimiento Flexibilidad 20.513 5.609 25.000 14% Cuotas y otros costes regulados 13% Desajuste y Servicio de la deuda 20.000 7% Transporte Costes de ATR [M€] 15.000 24% Distribución 10.000 42% 5.000 Prima renovables, cogeneración y residuos (antiguo RE) 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Costes incluidos en las tarifas de acceso Ingresos esperados por los peajes Déficit de tarifas Cuotas y otros costes regulados Prima del régimen especial Transporte Desajuste tarifario y servicio de la deuda Distribución Ejemplo: el déficit de tarifa generado en el año 2012 [M€] Evolución costes regulados [M€] [Fuente: CNE] Nota: Los “CTC’s” fueron suprimidos legalmente en 2006 [Fuente: CNE] Las previsiones de costes del Gobierno han subestimado sistemáticamente los costes reales, lo que puede considerarse como un indicio de estrategia/intencionalidad por su parte, que daría lugar a un déficit estructural

42. Electricidad 7. Peajes de acceso y déficit tarifario La solución planteada al problema del déficit tarifario en España pasa por una subida progresiva de las tarifas de acceso y una disminución de los costes del sistema En este contexto, se han ido aprobando una serie de Reales Decretos-leyes y otras medidas, que permiten una adaptación progresiva de los consumidores a los nuevos precios necesarios de las tarifas de acceso, y que persiguen además la disminución de los costes regulados RDL 1307/2011 RDL 6/2009 Ley 17/2012 • Los sobrecostes de generación eléctrica insulares y extrapeninsulares de 2012 correrán a cargo de la tarifa eléctrica no de los PGE • Fomento de energías renovables a través de su financiación parcial • Se abre la posibilidad de “colocaciones privadas” de títulos de deuda tarifaria • Dictamina que las tarifas de acceso deben ser suficientes para cubrir los costes regulados en el año 2013 • Establece una senda para la eliminación de dicho déficit, fijando objetivos anuales de déficit máximo hasta la eliminación del mismo • Crea el Fondo de Titulización (FADE) al que las empresas eléctricas pueden traspasar el déficit pendiente RDL 1/2012 • Se suprimen los valores de tarifas reguladas, primas y límites al régimen especial previstos en el RD 661/2007, hasta la solución del problema del déficit RDL 29/2012 • Aumenta los límites del déficit 2012 y elimina el compromiso de déficit cero a partir de 2013 RDL 13/2012 RDL 6/2010 • Impone medidas más fuertes y restrictivas con el objetivo de disminuir los costes del sistema y la no creación del déficit tarifario a partir de 2013 RDL 2/2013 • Se incluyen medidas para impulsar las empresas de servicios energéticos, así como otras relativas a la titulización del déficit de tarifa, entre otras • Nuevas medidas de reducción de costes regulados para evitar desviaciones entre costes e ingresos RDL 20/2012 • Las medidas referidas al déficit representan un paso más para garantizar el cumplimiento legal de alcanzar la suficiencia tarifaria en 2013 RDL 9/2013 RDL 14/2010 • Se incluyen cambios en la metodología de cálculo de la retribución de la actividades reguladas y de las instalaciones de renovables, CHP y residuos • Amplia los límite máximos permisibles y limita las primas fotovoltaicas Ley 15/2012 LEY 24/2013 RDL 437/2010 • Creación de nuevos impuestos y cánones a los generadores eléctricos e incremento de las tasas impositivas existentes a otras fuentes de energía • Se incluye el principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico con la fijación de una limitación a los desajustes que se pueden producir • Esta norma culmina el desarrollo normativo de la titulización del déficit de tarifa del sistema eléctrico Reales Decretos - Ley [Fuente: elaboración propia; BOE]