En España, la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico transformó el sector eléctrico hacia un modelo de mercado, siendo los principios de la liberalización el aumento de la competitividad y la reducción de los precios de la electricidad, a la vez que la garantía de suministro, la mejora de la calidad del suministro eléctrico y el respeto medioambiental.

La separación efectiva de las actividades eléctricas crea un proceso descentralizado de toma de decisiones en el que los actores del mercado tienen que tomar decisiones en los mercados, lo que hace necesario que los mercados sean «eficaces» y competitivos lo que obliga a su vez tanto a la existencia de seguridad juridica sectorial, asi como a la existencia de de los reguladores independientes como árbitros de los sistemas eléctricos, con un papel fundamental en la supervisión del cumplimiento de la legislación y la garantía de una regulación económica justa y eficiente de las redes.

1.-Estructura sectorial y regulación del mercado español.

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico establece el actual marco jurídico del sector eléctrico y tiene como como objetivo principal garantizar la sostenibilidad financiera de cuya dinámica está afectada por el desequilibrio provocado por el descenso de la demanda eléctrica desde 2007 y la multimillonaria inversión de 15.000 millones de euros realizada en levantar decenas de centrales de ciclo combinado para generar electricidad que apenas funciona al 10% de su capacidad.

La generación y la comercialización de electricidad se realizan en competencia en el nuevo mercado eléctrico, mientras que el transporte y la distribución se mantienen como actividades en monopolio reguladas por el Gobierno.

La comercialización es una actividad realizada por empresas que tienen como función la compra de energía en el mercado mayorista y su venta a los clientes en el mercado minorista o a otros agentes del sistema. Las comercializadoras no pueden poseer redes de distribución, pero tienen derecho de uso de las redes de transporte y distribución para llevar la energía hasta sus clientes, a cambio del pago de un peaje o tarifa de acceso a la red regulado por el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica pudiendo ofrecer otros productos y servicios energéticos . Si bien la empresa comercializadora gestiona habitualmente el contrato de acceso a redes con la empresa distribuidora, el titular de dicho contrato es el consumidor, quien puede realizar por separado un contrato de compra de energía con la comercializadora y otro contrato por el acceso a la red con la distribuidora.

Por su parte las empresas distribuidoras perciben por el tránsito de energía por sus redes eléctricas a los consumidores los peajes dispuestos por el gobierno a través del Boletín Oficial del Estado, siendo las principales:

Por su parte las centrales generadoras deben competir diariamente en los mercados mayoristas para intentar que sean aceptadas sus ofertas horarias de venta de electricidad.

1.1.-El derecho de acceso de instalaciones de generación a las redes de electricidad

Las redes eléctricas son conexiones físicas de paso obligado para los agentes de forma que, al estar entrelazadas, presentan una capacidad de transmisión limitada, lo que provoca conflictos de acceso a las mismas.

En cualquier caso es competencia del gestor pronunciarse en primera instancia sobre el reparto de capacidad y la posible prioridad de acceso de potencia de unas instalaciones sobre otras, de manera que solo contra la resolución de éste cabe interponer conflicto de acceso.

La CNMC tendrá atribuida competencia para resolver los conflictos de conexión a la red de transporte y distribución de electricidad cuando la autorización de las infraestructuras red de transporte y distribución de electricidad entre en la esfera competencial del Estado, la CNMC tendrá atribuida competencia para resolver los conflictos de conexión de conformidad con lo dispuesto en los todavía vigentes artículos 38.3 y 42.4 LSE de 1997 y  en los artículos 53.8 y 62.8 RD 1955/2000, así como en el artículo 12.1.b) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, los conflictos de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad planteados por los distintos operadores afectados van a ser resueltos por la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC, previo informe de la Sala de Competencia, de conformidad con lo establecido en el artículo 14.2.i) del Real Decreto 657/2013, de 30 de agosto, por el que se aprueba el Estatuto Orgánico de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (en adelante, RD 657/2013). De esta forma no podrían ser objeto de revisión ante la CNMC aquellas decisiones controvertidas, anteriores al primer pronunciamiento del gestor de la red de transporte y operador del sistema (Red Eléctrica de España), que provengan del Interlocutor Único de Nudo (IUN), o de órganos administrativos y administraciones públicas, de manera que para estos casos solo sería admisible utilizar el recurso administrativo que corresponda en cada caso.

Sin embargo, cuando esta competencia es atribuida a la Comunidad Autónoma, los conflictos van a ser resueltos por el órgano competente de la Comunidad Autónoma, estableciendo la jurisprudencia establece que las competencias autonómicas en materia de conexión responden al interés de estas administraciones en lo relativo a la autorización de infraestructuras de red cuyos elementos y régimen de aprovechamiento se limiten a su ámbito territorial autonómico ( STS 5196/2007 – ECLI: ES:TS:2007:5196 y STS 5213/2008 – ECLI: ES:TS:2008:5213 ). Por otra parte el 33 LSE de 2013 establece, en su apartado quinto, que la resolución de conflictos de conexión por parte de las Comunidades Autónomas requerirá un informe previo de la CNMC, que va a tener carácter vinculante en lo relativo a las condiciones económicas y a las condiciones temporales sobre calendarios de ejecución de instalaciones recogidas en la planificación de la red de transporte y en los planes de inversión de las empresas distribuidoras aprobados por la AGE.  (BOE núm. 71, de 23 de marzo de 2016. Recurso de inconstitucionalidad núm. 1908/2014)

En relación a la casuística de conflictos de acceso a las resdes eléctricas,estas varían sengun  las distintas etapas

a) Periodo 2007 y 2008

1.- Entre los años 2007 y 2008, la CNMC ha resuelto un elevado número de conflictos de acceso, con motivo de la masiva penetración de instalaciones de generación basada en fuentes de energía renovable (especialmente tecnología fotovoltaica), como como consecuencia del modelo de ayudas para el régimen especial (tecnología renovable) definido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial (en adelante, RD 661/2007), de forma que  los conflictos se referían a cuestiones sobre capacidad de acceso a las redes de electricidad, tales como:

• –Denegación de acceso por no cumplirse con el criterio definido en el artículo 2.c.1.º del Anexo XI del RD 661/2007, disponiendo el acceso, el regulador dispuso que este límite del 50 % de la capacidad de la línea se aplicaría solo atendiendo a la instalación solicitante por sí sola, y no al conjunto de instalaciones que acceden a un punto de la red.
• –Denegación de acceso por incumplimiento del criterio definido en el apartado 4.3.2 del Procedimiento de Operación 1.1. sobre “Criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico”, disponiendo el regulador que solo cabría limitar el derecho de acceso cuando haya sobrecargas sin existir contingencias de carácter simple (N-1).
• –Denegación de acceso por incumplimiento del criterio establecido en el apartado 10 del Anexo XI del RD 661/2007 (el apartado 9 del Anexo XV del el RD 413/2014) acordando la CNE emplear una noción estricta de punto de conexión, donde otras posibles instalaciones conectadas a la red queden fuera del análisis de capacidad
• –Denegación de acceso sin aportar estudio específico sobre capacidad. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 64 b) RD 1955/2000, no admitiendo la CNE aquellas denegaciones de acceso de distribuidoras que no vengan acompañadas de este estudio
• –Denegación de acceso por impago de provisión de fondos en concepto de gastos para la realización del estudio de viabilidad por parte del gestor de la red de distribución, disponiendo la CNE que no procedería la denegación de acceso por este motivo.

b) Periodo 2009-2015

A partir del año 2009, comienzan a modificarse a la baja las tarifas reguladas del régimen especial procediendo a la supresión definitiva (año 2013),

• Reduciéndose significativamente la instalación fotovoltaica y termosolar, lo que cristaliza en un menor número de conflictos de acceso planteados ante la CNMC.
• Mantenimiento de las instalaciones eólicas, al poder competir con la generación de procedencia fósil sin el respaldo de un régimen retributivo generoso respecto a las tecnologías termosolar y fotovoltaica, de forma que los conflictos de acceso fuesen planteados en su mayoría por promotores eólicos, y específicamente conflictos de acceso a la red de distribución con influencia en la red de transporte, debido a la elevada potencia que presentan, generalmente, los parques eólicos. Por ello la mayoría de conflictos resueltos en esta etapa se referían al acceso a distribución con influencia en la red de transportado que la distribuidora denegaba habitualmente el acceso como consecuencia de los límites de capacidad que apreciaba el operador del sistema, de esta forma la autoridad reguladora nacional se pronunció a favor del derecho de acceso desde varias perspectivas /Informe de la CNE sobre la consulta realizada por una empresa sobre diversas cuestiones relativas a la solicitud de conexión a la red de distribución de agrupaciones de instalaciones de generación que requieran la aceptabilidad por parte del operador del sistema. 29 de septiembre de 2011.):

• negando el carácter vinculante de la planificación indicativa autonómica de las instalaciones de régimen especial.
• considerando que la mayor complejidad en la operación del sistema por la irrupción de tecnología no gestionable no puede constituir motivo de denegación de acceso.
• disponiendo que existe una falta de validez temporal de los estudios de capacidad llevados a cabo por el gestor de la red de transporte para justificar límites a la capacidad de producción.

c) Período 2016-2018

3.-El período 2016-2018 ha dado lugar a planteamientos de conflictos de acceso

• Solicitudes de agentes productores a los gestores acceso a posiciones inexistentes de las redes de electricidad o que no forman parte de la planificación vigente de la red contemplada en la  Orden IET/2209/2015, de 21 de octubre, por la que se publica el Acuerdo del Consejo de Ministros de 16 de octubre de 2015, por el que se aprueba el documento de Planificación Energética. Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2015-2020.
• Valoración de las instalaciones previstas o comprometidas para valorar la existencia de capacidad necesaria en la red de transporte y distribución  (artículos 38 y 42 de la LSE de 1997) establece que, como requisito principal, la concesión de acceso a la red de transporte y distribución de electricidad estará condicionada a que exista la capacidad necesaria:  apartado 5 del Anexo XV RD 413/2014 vs  artículos 52 y 60 RD 1955/2000 (expediente CFT/DE/001/17 de la CNMC
• Aplicación del criterio de Contingencia N-1 por parte del gestos para denegar la solicitud de acceos por no existir capacidad de acceso suficiente, atendiendo a condiciones de indisponibilidad en base a contingencias de carácter simple N-1 CFT/DE/014/17
• Denegación de acceso por gestores mediante la utilización de Parámetros para el estudio de la capacidad de acceso no contenidos ni en la norma ni en procedimientos de operación CFT/DE/011/16 y CFT/DE/005/16

2.- Los mercados de energía

2.1.- Mercado mayorista gestionados por el Operador del Mercado (OMIE). 

Los mercados de energía gestionados por el Operador del Mercado (la empresa OMIE) son:

• El mercado diario que tiene por objeto llevar a cabo las transacciones de energía eléctrica para cada una de las horas del día siguiente,actuando como vendedores los generadores y como compradores los comercializadores y clientes directos a mercado.
• El mercado intradiario es un mercado de ajustes que consta de seis sesiones, de forma que cada agente pueda ajustar con mayor precisión la energía negociada en el mercado diario, de forma que si se produce una avería en un grupo generador, éste puede recomprar en un intradiario la energía que ha vendido en la sesión del mercado diario

Las ofertas de venta y compra en OMIE pueden realizarse considerando de 1 a 25 tramos en cada hora, en cada uno de los cuales se oferta energía y precio de la misma, siendo creciente el precio en cada tramo en el caso de las ventas -pudiendo ser estas simples o incorporar condiciones técnicas o económicas tasadas en razón de su contenido-), y decreciente en el caso de las compras.

Conforme a lo dispuesto en la Resolución de 9 de mayo de 2018, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica,el operador del mercado OMIE realiza la casación de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica (recibidas antes de las 12.00 horas del día para las 24 horas del día siguiente), determinando el precio y el volumen de energía en cada hora siguiendo el modelo marginalista adoptado por la UE, en base al algoritmo aprobado para todos los mercados europeos denominado Euphemia.

De esta forma el precio en cada período horario será el precio de corte de las curvas de oferta y demanda agregadas, también conocido como precio marginal, de forma que

• Los generadores de electricidad que han ofertado precios por encima del precio marginal quedan fuera del mercado en esa hora, es decir, no producirán electricidad. y los demandantes que presentaron ofertas de adquisición a precios inferiores al precio marginal resultante, quedarán sin suministro eléctrico en esa hora.
• Generadores y compradores, tienen oportunidad de acudir todavía a los mercados intradiarios para satisfacer sus necesidades de venta y compra

Por otra parte la resolución de restricciones técnicas que no se tienen en cuenta en el mercado diario , la gestión de los servicios complementarios y la gestión de desvíos que resuelve, casi en tiempo real, los desajustes entre la oferta y la demanda de electricidad están gestionados por el Operador del Sistema (REE www.ree.es).

El Resultado de la Casación determina, para cada hora del día siguiente, el volumen de energía eléctrica que producirá cada central eléctrica que ha entrado en la casación para cubrir la demanda

A partir del resultado de la Casación, mediante un proceso contradictorio entre el  Operador del Sistema y el Operador del Mercado se determina sucesivamente el Programa Diario Base de Funcionamiento ,el Programa Diario Viable Provisional y una vez finalizada se convocan las sesiones de los mercados intradiarios , para los agentes que necesiten todavía comprar o vender energía para cumplir con sus compromisos. El proceso finaliza con la publicación por el operador del sistema del Programa horario final.

Con el objeto atender la venta y la adquisición de energía que se pueda producir en las horas más próximas al tiempo de entrega de la energía física al resultado del mercado intradiario se ajusta con el mercado intradiario continuo que se materializa mediante la oferta de veinticuatro contratos que se corresponde con cada uno de los periodos horarios del día)y que se opera mediante la Plataforma de Contratación Continua Europea.

De esta manera OMIE gestiona de manera integrada los mercados (diarios e intradiarios) para toda la Península Ibérica.

2.2.- Mercados a plazo para la contratación de energía eléctrica al por mayor

Las opciones para la contratación de energía eléctrica al por mayor sin recurrir al Mercado gestionado por OMIE son:

a) Mercado Organizado de Derivados (contratos a plazo)

En España el mercado organizado está gestionado por OMIP/OMIClear, que es la cámara de compensación que asegura la liquidación de los contratos registrados esto es:

• la liquidación diaria de ganancias y pérdidas de los contratos de futuros de compra-venta de energía firme durante un periodo de tiempo especificado y a un precio fijo durante el periodo de negociación.
• . Se puede adquirir en una fecha determinada una cantidad de MW para el año siguiente, o incluso con dos años de antelación. O bien se puede asegurar por adelantado la compra de una cantidad de MW para un trimestre, un mes o una semana determinados.
• la liquidación financiera de las operaciones en el periodo de entrega, y si es el caso de futuros con entrega física de la energía.
• La notificación y envío de las posiciones a la entidad responsable de la liquidación física de los contratos.

OMIP es la bolsa de derivados del MIBEL, asegurando la gestión del mercado. Realiza las funciones de Cámara de Compensación y Contraparte Central de las operaciones realizadas en el mercado. Aquí podremos ver el mercado de futuros del sistema eléctrico peninsular.

b) Mercado no Organizado de Derivados (OTC)

En este tipo de mercado, la negociación y contratación de productos financieros a plazo se hace directamente entre las partes (normalmente a través de un broker) , sin cámara de compensación, y los contratos no están normalizados por lo que estos mercados se denominan OTC (OverTheCounter),pudiendo registrarse o no ante organismos independientes.

MEFF Power, es el servicio de MEFF (Mercado Oficial de Opciones Y Futuros Financieros en España) para el mercado de la electricidad y ofrece servicios de Cámara de Contrapartida Central (CCP) para los derivados sobre energía negociados OTC (Over the counter), contribuyendo así a dar mayor fluidez y transparencia al mercado eléctrico y a un mayor control de las operaciones OTC.

Desde noviembre del 2010, la nueva organización EPEX SPOT (European Power Exchange) gestiona mediante mecanismos de “Market Coupling” los mercados spot de Francia, Alemania/Austria, Holanda, Bélgica y Luxemburgo. Países que conforman el bloque Central Western Europe (CWE). Asimismo, EPEX SPOT actúa como operador único del mercado spot para Francia, Alemania-Austria y Suiza

Tal como se aprecia en la siguiente figura,en la actualidad se negocia en España un volumen de energía muy superior en los mercados a plazo OTC que en el mercado organizado de OMIP, si bien los , los valores registrados en OMIP representan una señal adecuada de los precios de los mercados a plazo de electricidad.

c)Relación entre los precios del mercado de OMIE y el de los mercados a plazo

Es importante tener en cuenta que

• Los mercados a plazo constituyen una herramienta para la cobertura del riesgo de precio del mercado diario, entregando los riesgos a quien puede soportarlos a cambio de una prima de riesgo.
• Los precios de contratación de energía a plazo no tienen por qué ser necesariamente precios más bajos que los del mercado diario de OMIE, ya que su ventaja reside en que el precio se fija con antelación a la producción y suministro de la electricidad, y permite a los agentes garantizarse un precio de venta y un precio de compra respectivamente, sin esperar a la volatilidad diaria del mercado de OMIE.
• Las cotizaciones a plazo de la electricidad, tienen mayor incidencia en la evolución de variables explicativas como los el precio del petróleo, el tipo de cambio, etc., mientras que la del mercado diario está condicionada, además, por la evolución de otros factores como la demanda, o la hidraulicidad y eolicidad.

d) Evolución de los precios del mercado mayorista español

El precio de la electricidad en el Mercado Mayorista español existen períodos con gran volatilidad en los precios. 

ASimismo desde mediados de 2014 el precio marginal del mercado español se encuentra por encima de la media de los precios registrados en otros países europeos (fuente: OMIE informe mercado Nov 2018)

Vínculos a los agentes del mercado.

• Gestor de los mercados (diarios e intradiarios) para toda la Península Ibérica.
  • Vínculos operadores del mercado ibérico.
• Mercado Organizado de Derivados (OMIP.pt)
• Sociedad Rectora del Mercado de Productos Derivados S.A.U. (
  MEFF)
• Mercado The European Energy Exchange AG (EEX)
  • Asociación Europea de Operadores de Mercado (Europex)
  • Asociación Europea de Operadores del Sistema (ENTSO-E)
• Asociación Mundial de Operadores de Mercado (Apex)

3.- El precio de la electricidad .

3.1-Componentes del precio de la electricidad en el mercado mayorista de generación

Para el calculo del precio final medio del mercado de producción de energía eléctrica se incorporan los siguientes segmentos de mercado o procesos :

• Principalmente por el resultado de la casación del mercado diario de OMIE para las 24 horas del día siguiente (90% del precio).
• Aproximadamente el 10% restante se reparten entre:
  • Coste resultante del proceso de solución de restricciones técnica y los servicios complementarios gestionados por el Operador del Sistema (REE) esto es, la suma del coste de regulación, el coste de reserva de potencia a subir y el coste de la solución de las restricciones técnicas.
  • Coste de los pagos por capacidad definidos por la Orden. ITC/2794/2007 que financian desde 2008 el servicio de capacidad de potencia a medio y largo plazo ofrecido por las instalaciones de generación al sistema eléctrico.  Bajo el concepto de pago por capacidad se incluyen dos servicios, definidos por la Orden ITC/2794/2007:
    • Incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo: destinado a promover la construcción y puesta en servicio efectiva de nuevas instalaciones de generación a través de pagos que facilitaran a sus promotores la recuperación de los costes de inversión.
    • Servicio de disponibilidad a medio plazo: pago a centrales térmicas e hidráulicas de bombeo puro, bombeo mixto y embalse que se comprometan a construir una nueva instalación de generación con puesta en marcha en un año determinado, y a garantizar una disponibilidad determinada de potencia firme, es decir, potencia efectiva en MW que se encuentra operativa para generar en períodos de punta o de escasez. Este concepto se ha suprimido desde el 1 de enero de 2019 por la Orden TEC/1366/2018, a la espera de que la Comisión Europea apruebe un paquete legislativo que determine mecanismos de asignación competitivos de estos servicios.
  • Coste del servicio de interrumpibilidad. Se obtiene dependiendo del resultado de las subastas que convoca anualmente el gobierno para asignar incentivos por la actividad de gestión de la demanda que prestan grandes empresas a la red eléctrica.

3.2-Componentes del precio final de la electricidad relativas al sector del transporte y distribución.

Las actividades de transporte y la distribución de electricidad se consideran actividades reguladas en régimen de monopolio natural regulándose los criterios de retribución de las empresas propietarias de las redes en el Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica y el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica .

El gobierno o el organismo regulador correspondiente establece también el precio que los agentes del sistema eléctrico pagarán por acceder a su uso, esto es las Tarifas de acceso a las redes de transporte y las redes de distribución cuyos respectivos marcos retributivos se definen en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. Cabe destacar que las tarifas de acceso :

• Constituyen el cargo por el uso de las redes de transporte y distribución . Dichas tarifas se estructuran según los niveles de tensión y periodos tarifarios. 
• Se pagan por el consumidor al distribuidor a cuya red eléctrica esté conectado, o bien formarán parte del precio pactado por el consumidor con el comercializador y será éste quien abone las tarifas de acceso al distribuidor en nombre de su cliente.
• En España, su recaudación cubre los costes de las actividades reguladas de transporte y distribución de electricidad, el pago de las primas a las energías renovables y otros costes regulados del sistema eléctrico.

Los precios vigentes de las tarifas de acceso se modificaron por última vez mediante la Orden IET/107/2014, de 31 de enero, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2014  y en la Orden IET/2444/2014, de 19 de diciembre, por la que se determinan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2015.

Las tarifas de acceso se componen de

1. un término de facturación de potencia demandada (kW) cuyo control se realiza mediante la instalación de aparatos de control y medida según la modalidad de tarifa contratada de la siguiente forma
   1. Tarifa de acceso 2.0A: el control de la potencia demandada se realiza mediante la instalación del Interruptor de Control de Potencia (ICP) tarado al amperaje correspondiente a la potencia contratada. 
   2. Tarifa de acceso 3.0A y 3.1A: el control de la potencia demandada se realiza mediante la instalación de los correspondientes aparatos de medida que registran la potencia cuarto horaria máxima demandada en cada período tarifario, punta, llano o valle del período de facturación (maxímetro).
   3. Tarifas de acceso 6.X: en estas tarifas el control de la potencia demandada se realiza por medio de las mediciones cuarto-horarias de los equipos de medida.
2. Un término de facturación de Energía Activa, que será el sumatorio resultante de multiplicar la energía consumida y medida por el contador en cada período tarifario por el precio del término de energía correspondiente.
3. Un término de facturación de Energía Reactiva, que se aplica a cualquier tarifa de acceso, para lo cual se debe disponer del contador de energía reactiva permanentemente instalado, excepto en el caso de las tarifas simples de baja tensión (2.0A, 2.1A).
4. Y en su caso,
   1. un término por la facturación de los excesos de potencia
   2. y un término de recargo por el consumo de energía reactiva.

Desde el año 2000, los ingresos en concepto de tarifas de acceso han sido insuficientes para cubrir los costes regulados del sistema eléctrico, generándose lo que se conoce como déficit tarifario, que ascendía en 2013 a más de 25.000 millones de euros que deben ser recuperadas a través de las tarifas de acceso, que pagan todos los consumidores en España como componente del precio final de la electricidad.

3.4.- Contratación del suminsitro electrico

Desde el 1 de julio de 2009 los consumidores conectados en baja tensión, con tensión inferior a 1000 Voltios y potencias contratadas igual o inferior a 10 kW (casi todos los consumidores domésticos) pueden contratar el suministro eléctrico de dos formas:

a) Mediante contrato de suministro de último recurso denominado Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC)

b) Mediante contrato de suministro en el mercado libre.

a) Contrato de suministro de Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC)

De acuerdo a lo establecido en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, el precio voluntario al pequeño consumidor se compone, cada hora, de la suma de los distintos componentes del coste de la energía, incluyendo:

• El coste de producción de energía eléctrica, que se determinará con base en el precio horario de los mercados diario e intradiario durante el período al que corresponda la facturación, los costes de los servicios de ajuste del sistema y otros costes asociados.
• Los peajes de acceso y cargos que correspondan.
• Los costes de comercialización
• Impuesto sobre la Electricidad e Impuesto sobre el Valor Añadido

Red Eléctrica da a conocer todos los días a las 20.15 horas, a través de su página web  www.esios.ree.es/es/pvpc, los 24 precios finales horarios del término de energía del día siguiente que se aplican en la factura eléctrica de los consumidores sujetos a PVPC.

Los consumidores acogidos a esta tarifa pueden acogerse también a las modalidades con discriminación horaria (2 o 3 periodos) o precio fijo anual.

b) Contrato de suministro en el mercado liberalizado

Los consumidores que contraten la electricidad en el mercado liberalizado pueden

• Firmar un contrato con el comercializador que elijan, que incluirá las condiciones contractuales que se pacten y los precios a pagar por el suministro mediante modalidades de ya sea a un precio fijo del kWh con o sin discriminación horaria, precios binómicos de potencia y energía por periodos,Indexadas al mercado diario…
• Adquirir electricidad sin intermediarios, contratando directamente al mercado mayorista, debiendo o comunicar con un día de antelación el programa horario de consumo al Operador del Mercado (OMIE), debiendo los consumidores asumir los costes de los desvíos imputables por incumplimiento del programa horario de consumo previsto cuyo precio es establecido por el Operador del Sistema (REE) (diferencia entre la energía horaria programada en la oferta de compra y la energía real horaria consumida registrada por el equipo de medida).

Informes de supervisión del mercado minorista de electricidad (CNMC)

4.-El Riesgo Regulatorio en el Sector Eléctrico

El mercado eléctrico muestra falta de competencia debido a:

• El relativo aislamiento del sistema eléctrico español, que impide aumentar la competencia a través de las interconexiones con Francia.
• La concentración empresarial del sector derivada de su estructura industrial tradicional,
• La alta volatilidad de los precios eléctricos.
• Existencia de un elevado Riesgo Regulatorio sectorial.

Gran parte de la normativa sectorial ha tenido por objeto atajar el déficit de tarifa limitando los incentivos económicos de las instalaciones de régimen especial (en especial las energías renovables), de forma que las entidades afectadas las han recurrido en el ámbito judicial alegando la vulneración de los principios de interdicción de la arbitrariedad (art 9.3 CE), así como irretroactividad, seguridad jurídica, confianza legítima y rentabilidad razonable. Estos recursos han sido mayoritariamente desestimados fundamentándose en:

• Que la seguridad jurídica no resulta incompatible con los cambios normativos desde la perspectiva de la validez de los mismos, argumentado que, en una situación de crisis económica generalizada, que afecta especialmente al sistema eléctrico, con un grave problema de déficit, no pueden pretender los titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial que se mantenga inalterable el régimen de retribuciones. Es decir, que la rentabilidad razonable cuantificada en un momento determinado no es inmodificable y puede cambiar en la medida que varían las circunstancias económicas.
• Que un operador diligente debiera de haber previsto el riesgo regulatorio.
• Que son una normativa cuya eficacia se proyecta no «hacia atrás» en el tiempo sino «hacia adelante», a partir de su aprobación, no entra en el ámbito de la retroactividad prohibida.
• Que las medidas impugnadas no son arbitrarias al estar suficientemente justificadas en un motivo de interés general como es evitar el perjuicio que ocasionaría mantener un régimen retributivo que se ha revelado inadecuado.

En las entradas del Blog tituladas «EL SECTOR DE LA ELECTRICIDAD EN EL REINO DE ESPAÑA » se analiza la evolución en este ámbito del Derecho Industrial.

-Información Sectorial:

• El “Código de la Energía Eléctrica” que recopila la normativa vigente en el ámbito del Sector Eléctrico.
• Portal de la Dirección General de Energía de la
  Comisión Europea.
• Portal de la Administración General del Estado relativo al Sector de la Energía Eléctrica.
• Portal de la Administración Autonómica de Galicia relativo al Sector de la Energía Eléctrica.

Otros enlaces:

• Comparativa de los precios de la electricidad para los consumidores en la UE teniendo en cuenta el poder adquisitivo (Datos Eurostat).
• Estadísticas del Mercado de la Electricidad (Datos Eurostat)
• Informes de Supervisión del Mercado Eléctrico (CNMC).