Dpt 2016 jose m yusta by Antonio Gutierrez

JORNADA TÉCNICA

Entender el mercado eléctrico y optimizar la factura de la luz DIPUTACION PROVINCIAL DE TERUEL Abril de 2016 JOSÉ MARÍA YUSTA LOYO Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad

unizar.es/jmyusta Campus Río Ebro · Edif. Torres Quevedo · María de Luna, 3 · 50018 Zaragoza (España) · Tel. 976761922 · Fax 976762226 e-mail: jmyusta@unizar.es · WEB: unizar.es/jmyusta

Denmark Germany Ireland Spain Cyprus Italy Portugal Belgium United Kingdom Austria Sweden Greece France Luxembourg Netherlands Norway Slovenia Liechtenstein Finland Slovakia Poland Estonia Croatia Lithuania Turkey Latvia Czech Republic Romania

0,3035 0,2974 0,2536 0,2367 0,2356 0,2338 0,2231 0,2043 0,2013 0,1987 0,1867 0,1785 0,1751 0,1738 0,1732 0,1661 0,1632 0,1548 0,1538 0,1523 0,1408 0,1325 0,1324 0,1319 0,1310 0,1301 0,1274 0,1248

Fuente: Eurostat, precios 2014

Satisfacción del consumidor de electricidad en los países de la UE

2 España

Reclamaciones electricidad y gas natural CNMC 2014

Fuente: CNMC Blog • March 16, 2015 • Energía

Costes de producción de la energía • •

Costes de tarifas de acceso

Mercados de compra de energía (OMIE, OMIP, OTC) Servicios complementarios y restricciones (REE)

•

Servicio interrumpibilidad

•

Pagos por capacidad

•

Retribución OM y OS

•

Pérdidas de energía

•

Término de potencia

• Margen beneficio comercializador

•

Término de energía

• Impuesto eléctrico

•

Complemento por consumo de reactiva

•

Penalizaciones por excesos de potencia

• Alquiler equipo de medida • IVA

Costes de producción de la energía • •

Costes de tarifas de acceso

Mercados de compra de energía (OMIE, OMIP, OTC) Servicios complementarios y restricciones (REE)

•

Servicio interrumpibilidad

•

Pagos por capacidad

•

Retribución OM y OS

•

Pérdidas de energía

•

Término de potencia

• Margen beneficio comercializador

•

Término de energía

• Impuesto eléctrico

•

Complemento por consumo de reactiva

•

Penalizaciones por excesos de potencia

• Alquiler equipo de medida • IVA

Costes de producción de la energía • •

Costes de tarifas de acceso

Mercados de compra de energía (OMIE, OMIP, OTC) Servicios complementarios y restricciones (REE)

•

Servicio interrumpibilidad

•

Pagos por capacidad

•

Retribución OM y OS

•

Pérdidas de energía

•

Término de potencia

• Margen beneficio comercializador

•

Término de energía

• Impuesto eléctrico

•

Complemento por consumo de reactiva

•

Penalizaciones por excesos de potencia

• Alquiler equipo de medida • IVA

José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad

unizar.es/jmyusta 1. Mercado eléctrico español. Formación del precio de la electricidad 2. Tarifas de acceso a la red 3. Opciones de contratación para potencia contratada inferior a 10 kW 4. Contratación del suministro eléctrico con una comercializadora 5. Seguimiento y optimización de facturas eléctricas 6. Derechos de acometida, equipos de medida, potencias a contratar

José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad

Liberalizaci贸n del mercado el茅ctrico

EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL LIBERALIZADO

Actividades Generación en competencia Comercialización en competencia Transporte y distribución regulados

GENERADOR GENERADOR

MERCADO ELÉCTRICO

COMERCIALIZADORA

COMERCIALIZADORA REFERENCIA PVPC

COMERCIALIZADORA

Consumidores PVPC < 10 kW Consumidores mercado libre

EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL LIBERALIZADO

Ejemplo:

18,15 c€/kWh sin impuestos Producción centrales eléctricas 37%

Mercado mayorista: PRECIO VARIABLE CADA DIA, CADA HORA

23% Redes eléctricas

Peajes BOE 63% PEAJES DE ACCESO REGULADOS POR EL GOBIERNO

26% Energías renovables

10% Déficit años anteriores 4% Otros

Consumidor

(2014) Fuente: CNMC

Fuente: OMIE

PROCEDIMIENTO DE CASACION SIMPLE

Fuente: OMIE

Costes de producción de la energía • •

Costes de tarifas de acceso

Mercados de compra de energía (OMIE, OMIP, OTC) Servicios complementarios y restricciones (REE)

•

Servicio interrumpibilidad

•

Pagos por capacidad

•

Retribución OM y OS

•

Pérdidas de energía

Mercado mayorista: PRECIO VARIABLE CADA DIA, CADA HORA

•

Término de potencia

• Margen beneficio comercializador

•

Término de energía

• Impuesto eléctrico

•

Complemento por consumo de reactiva

•

Penalizaciones por excesos de potencia

• Alquiler equipo de medida • IVA

Peajes por el uso de las redes eléctricas: TARIFAS DE ACCESO REGULADAS POR EL GOBIERNO

Componentes del precio final en un periodo por HORA Enero 2016 Día 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016 01/01/2016

Mercado Procesos Garantía potencia Energía final Mercado diario Coste Restricciones Total Periodo intradiario OS Pagos capacidad MWh €/MWh €/MWh s.interrumpibilidad €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh 0,66 1,20 1,95 57,23 48,55 -0,05 4,92 1 18.054,495 40,00 0,01 5,89 1,47 1,17 1,95 50,50 2 17.587,346 3 16.769,418 33,10 0,04 7,00 1,79 1,15 1,95 45,03 8,30 0,48 1,13 1,95 40,06 4 15.962,307 28,11 0,08 1,95 40,30 -0,04 8,70 1,44 1,12 5 15.386,790 27,13 1,95 40,12 9,26 2,57 1,12 25,24 -0,02 6 15.189,007 9,81 2,76 1,11 1,95 35,58 19,98 -0,05 7 15.291,030 2,89 1,11 1,95 33,72 18,16 0,05 9,55 8 15.422,651 9,29 2,95 1,89 1,95 33,78 9 15.115,133 17,73 -0,02 9,49 5,85 1,90 1,95 38,97 10 15.353,468 19,77 0,01 7,63 1,94 1,95 42,49 11 16.441,011 23,75 0,02 7,19 6,28 4,67 1,96 1,95 40,93 12 17.507,361 26,03 0,03 2,17 1,95 40,37 13 18.224,351 27,06 0,03 5,92 3,25 26,59 0,02 5,78 1,85 2,17 1,95 38,36 14 18.617,402 1,95 37,71 15 18.583,655 25,00 0,03 5,87 2,69 2,17 3,14 2,14 1,95 33,86 16 17.645,123 20,06 0,05 6,52 2,13 1,95 31,93 17 17.296,068 19,43 0,03 6,76 1,64 2,96 2,13 1,95 38,66 18 17.613,552 24,57 0,04 7,00 19 19.378,793 33,11 0,10 4,01 3,26 3,17 1,95 45,61 2,02 3,20 1,95 46,35 20 19.995,823 35,34 0,10 3,74

Mercados a plazo

Volumen anual negociado en mercados a plazo

Fuente: CNMC

Mercados a plazo

Fuente: CNMC

Mercados a plazo

José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad

Costes regulados (vĂa tarifa de acceso BOE)

Fuente: CNMC

Costes de producción de la energía • •

Costes de tarifas de acceso

Mercados de compra de energía (OMIE, OMIP, OTC) Servicios complementarios y restricciones (REE)

•

Servicio interrumpibilidad

•

Pagos por capacidad

•

Retribución OM y OS

•

Pérdidas de energía

Mercado mayorista: PRECIO VARIABLE CADA DIA, CADA HORA

•

Término de potencia

• Margen beneficio comercializador

•

Término de energía

• Impuesto eléctrico

•

Complemento por consumo de reactiva

•

Penalizaciones por excesos de potencia

• Alquiler equipo de medida • IVA

Peajes por el uso de las redes eléctricas: TARIFAS DE ACCESO REGULADAS POR EL GOBIERNO

Tarifas de acceso Tarifas de uso de la red de transporte y distribución (peajes) reguladas por el gobierno anualmente

• DEFINICION RD 1164/2001 • PRECIOS IET 107/2014

Tarifas de acceso (peajes)

Tarifas acceso Baja Tensión (U< 1 kV) • 2.0A, 2.0DHA, 2.0DHS (Pc<10 kW) • 2.1A, 2.1DHA, 2.1DHS (10 kW<Pc<15 kW) • 3.0A (Pc>15 kW)

Tarifas acceso Alta Tensión (U> 1 kV) • 3.1A • 6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.5

(Pc<450 kW) (Pc>450 kW)

18,15 c€/kWh sin impuestos Producción centrales eléctricas 37%

Mercado mayorista: PRECIO VARIABLE CADA DIA, CADA HORA

23% Redes eléctricas

Peajes BOE 63% PEAJES DE ACCESO REGULADOS POR EL GOBIERNO

26% Energías renovables

10% Déficit años anteriores 4% Otros

Consumidor

(2014) Fuente: CNMC

câ&#x201A;Ź/kWh sin impuestos

Fuente: CNMC

Tarifas de acceso (peajes)

Tarifas acceso Baja Tensión (U< 1 kV) • 2.0A, 2.0DHA, 2.0DHS (Pc<10 kW) • 2.1A, 2.1DHA, 2.1DHS (10 kW<Pc<15 kW) • 3.0A (Pc>15 kW)

Tarifas acceso Alta Tensión (U> 1 kV) • 3.1A • 6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.5

(Pc<450 kW) (Pc>450 kW)

Tarifas acceso Baja Tensiรณn (U< 1 kV) โ ข 2.0A, 2.0DHA (Pc<10 kW)

Orden IET 107/2014

Invierno Punta 12-22

Valle 0-12 22-24

Verano Punta 13-23

Valle 0-13 23-24 RD 647/2011

Tarifas acceso Baja Tensiรณn (U< 1 kV) โ ข 3.0A (Pc > 15 kW)

Orden IET 107/2014 Zona 1 2 3 4

Invierno Punta Llano 8-18 18-22 22-24 8-18 18-22 22-24 8-18 18-22 22-24 0-1 19-23 9-19 23-24

Verano Valle 0-8 0-8 0-8 1-9

Punta Llano 8-11 11-15 15-24 8-18 18-22 22-24 8-11 11-15 15-24 9-11 11-15 15-24 0-1

Valle 0-8 0-8 0-8 1-9

Orden ITC 2794/2007

Tarifas acceso Baja Tensiรณn (U< 1 kV) โ ข 3.0A (Pc > 15 kW)

Orden ITC 2794/2007

Tarifas de acceso (peajes)

Tarifas acceso Baja Tensión (U< 1 kV) • 2.0A, 2.0DHA, 2.0DHS (Pc<10 kW) • 2.1A, 2.1DHA, 2.1DHS (10 kW<Pc<15 kW) • 3.0A (Pc>15 kW)

Tarifas acceso Alta Tensión (U> 1 kV) • 3.1A • 6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.5

(Pc<450 kW) (Pc>450 kW)

Tarifas acceso Alta Tensiรณn (U> 1 kV) โ ข 3.1A (Pc < 450 kW)

Orden IET 107/2014 Lunes a viernes laborables Invierno P1 17-23

P2 8-17 23-24

Verano P3

0-8

10-16

P2 8-10 16-24

P3 0-8

Sรกbados, domingos y festivos nacionales Invierno P2 18-24

P3 0-18

Verano P2 18-24

P3 0-18

Orden ITC 3801/2008

3.1A (Pc < 450 kW)

Orden ITC 3801/2008

Tarifas acceso Alta Tensiรณn (U> 1 kV) โ ข 6.1 (Pc > 450 kW) NIVELES TENSION 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5

> 1 kV y < 36 kV > 36 kV y < 72,5 kV > 72,5 kV y < 145 kV > 145 kV interconexiones int

Orden IET 107/2014

Tarifas acceso Alta Tensiรณn (U> 1 kV) โ ข Nuevo desdoble de tarifa 6.1 en 6.1A y 6.1B 6.1A > 1 kV y < 30 kV 6.1B > 30 kV y < 36 kV

Orden IET 2444/2014

Tarifa acceso Alta Tensión 6.X (6 periodos) ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JULIO

AGOSTO

JUNIO

SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

1ª quincena 2ª quincena

0a1h 1a2h 2a3h 3a4h 4a5h 5a6h 6a7h 7a8h 8a9h 9 a 10 h 10 a 11 h 11 a 12 h 12 a 13 h 13 a 14 h 14 a 15 h 15 a 16 h 16 a 17 h 17 a 18 h 18 a 19 h 19 a 20 h 20 a 21 h 21 a 22 h 22 a 23 h 23 a 24 h

P4 P4

P5 P4

P2 P4

P3 P1

P2 P4

P1 P2

NOTA: El PERIODO 6 incluye, además de las horas señaladas, todas las horas de fines de semana y fiestas nacionales Fiestas nacionales no sustituibles de fecha fija: 1 enero, 1 mayo, 15 agosto, 1 noviembre, 6, 8 y 25 diciembre.

Orden ITC 2794/2007

Sistemas de penalización de excesos de potencia CON MAXIMETRO (1, 2 o 3 periodos) Se penaliza el valor máximo mensual registrado en cada periodo tarifario 2.0A, 2.0DHA, 2.0DHS 2.1A, 2.1DHA, 2.1DHS 3.0A 3.1A

(Pc<10 kW) (10 kW<Pc<15 kW) (Pc>15 kW) (Pc<450 kW)

CON CURVA DE CARGA CUARTOHORARIA Se penalizan todos los excesos de potencia cada 15’ 6.1, 6.2, 6.3, 6.4, 6.5

(Pc>450 kW)

CON MAXIMETRO (kW)

1,05 Pc Pc 0,85 Pc

PF = PR+ 2(PR - 1,05 PC) PF = PR PF = 0,85 PC

Pc = Potencia contratada PR = Potencia registrada en el maxĂmetro PF = Potencia facturada

CON MAXIMETRO (kW) Potencia contratada

mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 kW kW kW

año 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010

300

Potencia maxímetro (kW)

Potencia facturada (kW)

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3

42,5

255

42,5

255

42,5

255

108

136

255

132

192

208

291

255

100

232

208

195

255

200

188

123

255

220

196

159

255

128

255

42,5

255

42,5

255

42,5

255

Ejemplo CURVA DE CARGA CUARTOHORARIA (kW) Potencia contratada 5.000 kW 5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

Septiembre

Ejemplo CURVA DE CARGA CUARTOHORARIA (kW) Curvas de Potencia Dia Horas 01/11/2013 0 01/11/2013 0 01/11/2013 0 01/11/2013 0 01/11/2013 1 01/11/2013 1 01/11/2013 1 01/11/2013 1 01/11/2013 2 01/11/2013 2 01/11/2013 2 01/11/2013 2 01/11/2013 3 01/11/2013 3 01/11/2013 3 01/11/2013 3 01/11/2013 4 01/11/2013 4 01/11/2013 4 01/11/2013 4 01/11/2013 5 01/11/2013 5

Cuarto

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2

Potencia (kW) 3.708 2.092 860 804 2.028 2.944 2.120 660 628 528 1.416 532 692 508 572 488 568 504 1.896 1.964 792 1.052

Penalizaci贸n por excesos de potencia

RD 1164/2001

PENALIZACION POR CONSUMO DE REACTIVA TARIFAS DE ACCESO Penalizaci贸n por consumo de energ铆a reactiva

RD 1164/2001

IET 3586/2011

Penalizaci贸n REACTIVA

Periodo 3 666,26 kVArh 41,53 euros Periodo 4 965,53 kVArh 60,18 euros

José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad

Alternativas de los consumidores hasta 10kW

1.Acogerse al PVPC horario 2.Acogerse al PVPC con un precio fijo anual 3.Buscar una oferta de suministro de energĂa elĂŠctrica en el mercado libre

PVPC horario

PVPC horario Día

Hora

Mercado diario €/MWh bc

18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014 18/06/2014

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

56,30 46,58 45,11 44,95 44,95 45,13 53,74 59,60 63,26 67,03 67,16 67,69 69,33 69,33

Término energía PVPC FEU = TEU + TCU €/MWh consumo

Coeficiente perfilado

124,17 115,83 115,08 116,65 119,45 119,57 126,09 126,10 129,53 134,28 134,30 137,28 138,36 137,07

0,000098597829 0,000071405552 0,000059170303 0,000051823966 0,000044351208 0,000044400786 0,000054273618 0,000076807528 0,000101539486 0,000101216739 0,000098727846 0,000103548648 0,000111119198 0,000121124747

Mercado elĂŠctrico mayorista horarioâ&#x20AC;Ś 2014

Mercado elĂŠctrico mayorista horarioâ&#x20AC;Ś 2015

2.0.DHA

2.0.DHS

Periodos de discriminaci贸n horaria. Real Decreto 647/2011

RD 216/2014

Fuente: https://www.endesaclientes.com/pvpc-precio-voluntario-pequeno-consumidor.html

…o mercado libre

BONO SOCIAL

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

José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad

Contrato en el mercado libre: el consumidor elige proveedor

GENERADOR GENERADOR

MERCADO ELÉCTRICO

COMERCIALIZADORA

COMERCIALIZADORA REFERENCIA PVPC

COMERCIALIZADORA

Consumidores PVPC < 10 kW Consumidores mercado libre

Comercializadoras

â&#x20AC;Ś y muchas mĂĄs

Nuevos tipos de ofertas • Precio fijo

• Pass-pool

• Pass-through

Precio_mensual_por_periodo(i) = (Precio_medio_OMIE x Xi) + Ki

Servicios REE Retribución OM y OS Pagos capacidad Coste interrumpibilidad Tarifas de acceso

Nuevos tipos de ofertas Ejemplo de ofertas indexadas PASS-THROUGH 2016 AXPO EDP ENERGIA PLUS

FENIE

IBERDROLA SYDER

Servicios REE Retribuci贸n OM y OS Pagos capacidad Coste interrumpibilidad Tarifas de acceso

Contrado indexado horario VS contrato fijo en 2015 Nº

TARIFA

Contrado Indexado Pass-through 2015 Energía ATR TOTAL euros euros euros

Precio fijo 2015 TOTAL euros

Diferencia %

6.1A

69.873

5.598

75.471

66.440

13,6%

6.1A

173.521

13.974

187.495

168.853

11,0%

6.1A

85.920

7.015

92.935

83.275

11,6%

6.1A

133.678

7.195

140.873

121.371

16,1%

6.1A

188.929

10.671

199.600

172.395

15,8%

6.1A

50.792

2.816

53.608

46.243

15,9%

6.1A

38.210

2.163

40.373

35.189

14,7%

6.1A

93.825

6.597

100.422

89.142

12,7%

6.1A

118.809

8.763

127.572

115.981

10,0%

6.1A

35.802

3.130

38.933

35.769

8,8%

6.1A

48.871

4.222

53.093

49.769

6,7%

6.1A

56.654

3.319

59.973

51.855

15,7%

6.1A

136.924

12.720

149.644

135.639

10,3%

1.319.993 euros

1.171.923 euros

Diferencia

148.070

12,6%

多Incluye el impuesto sobre la electricidad?

Descuentos… ¿respecto a qué precio? ¿durante cuánto tiempo?

ÂżNo es mĂĄs claro indicar el precio final de las ofertas?

ÂżPara quĂŠ quiero un servicio de mantenimiento?

El precio de la luz SUBE y BAJA, no siempre SUBE ยก Ojo a las clรกusulas de subida automรกtica con el IPC !

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

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

2014

Ofertas para consumidores domĂŠsticos < 10 kW

Consumidor directo en el mercado Cualquier consumidor puede optar por adquirir su energía eléctrica directamente en el mercado mayorista.

GENERADOR GENERADOR

MERCADO ELÉCTRICO

COMERCIALIZADORA

COMERCIALIZADORA REFERENCIA

COMERCIALIZADORA

Consumidores PVPC < 10 kW Consumidores mercado libre

Compra directa en el mercado Acciones a realizar por el consumidor directo 1. Previamente debe haber solicitado su alta como agente comprador de OMIE, y depositado garantías de pago por las compras a realizar (depósito en efectivo, aval o línea de crédito). 2. Presentar diariamente al Operador del Mercado (OMIE) ofertas horarias de compra, incluyendo cantidad de energía y precio, antes de las 12.00 horas. 3. Hacer efectivo el pago, antes de las 10 horas del tercer día hábil de la semana, de las facturas emitidas por OMIE correspondientes al importe neto a pagar como resultado de las liquidaciones de la semana anterior por la compra de la energía, al precio final de la casación horaria del mercado. 4. La cantidad de energía a comprar se deberá incrementar en un porcentaje adicional que permita la adquisición de las pérdidas de energía que correspondan al perfil de consumo del usuario. 5. Hacer efectivo el pago de las facturas mensuales emitidas por el Operador del Sistema REE, correspondientes al importe neto a pagar por los servicios de ajuste del sistema eléctrico, incluyendo el pago por los desvíos entre la medida en barras de central y el programa de consumo previsto.

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

Agrupaciones de consumidores

Agrupaciones de consumidores 40 puntos de suministro en alta tensi贸n 50 GWh/a帽o

Agrupaciones de consumidores

Centrales de compra • Públicas • Privadas

Licitación Acuerdo Marco DGA 2015-2018

PLIEGO DE CLÁUSULAS ADMINISTRATIVAS PARTICULARES ACUERDO MARCO PARA LA HOMOLOGACIÓN DEL SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DESTINO A LA ADMINISTRACIÓN DE LA COMUNIDAD AUTÓNOMA DE ARAGÓN, SUS ORGANISMOS AUTÓNOMOS Y RESTANTES ENTES ADHERIDOS DEL SECTOR PÚBLICO AUTONÓMICO Y LOCAL (EXPTE.: SCC 07/2014).

PLIEGO DE PRESCRIPCIONES TÉCNICAS QUE HAN DE REGIR EN EL ACUERDO MARCO PARA LA HOMOLOGACIÓN DEL SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DESTINO A LA ADMINISTRACIÓN DE LA COMUNIDAD AUTÓNOMA DE ARAGÓN, SUS ORGANISMOS AUTÓNOMOS Y RESTANTES ENTES PUBLICOS DEL SECTOR AUTONOMICO Y LOCAL ADHERIDOS. (Expediente SCC 07/2014)

1.- OBJETO El presente Pliego tiene por objeto el establecimiento de las condiciones en las que debe realizarse el suministro de energía eléctrica en los Centros de la Administración de la Comunidad Autónoma de Aragón, de sus Organismos Autónomos y Entes Públicos del sector autonómico y local adheridos. Quedan incluidos en esta categoría, tanto los edificios que son propiedad del Gobierno de Aragón o de los Entes adheridos, como todos aquellos en los que el consumo de energía eléctrica es abonado con cargo a los presupuestos del Gobierno de Aragón o de los Entes adheridos.

2.- LOTES Lote nº 1: Suministro de Energía Eléctrica en Baja Tensión con potencia contratada menor o igual a 10 kW Lote nº 2: Suministro de Energía Eléctrica en Baja Tensión con potencia contratada mayor de 10 kW Lote nº 3: Suministro de Energía Eléctrica en Media Tensión con potencia contratada menor o igual a 450 kW de más de 1 KV y menor o igual a 36 KV. Lote nº 4: Suministro de Energía Eléctrica en Media Tensión con potencia contratada superior a 450 kW , de más de 1 KV y menor o igual a 36 KV. Lote nº 5: Suministro de Energía Eléctrica en Media Tensión superior a 36 KV.

Licitaci贸n Acuerdo Marco DGA 2015-2018

Tarifa acceso

Puntos de suministro

Energ铆a anual (kWh)

LOTE 1

2.0A 2.0DHA

608 141

LOTE 2

2.1A 2.1DHA 3.0A

LOTE 3

Perfil consumo medio

2.569.913 1.802.033

20,0%

80,0%

181 59 976

1.898.869 1.720.623 43.277.468

18,1% 21,5%

81,9% 58,3%

20,2%

3.1

129

31.131.792

23,9%

42,5%

33,6%

LOTE 4

6.1

64.387.864

8,5%

9,2%

LOTE 5

6.2

26.823.583

8,2%

9,2%

SUMA

173.612.144 kWh

6,2%

10,1%

14,5%

51,6%

6,3%

10,2%

15,2%

50,8%

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

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

INDICE OMIPYR+1: media aritmética de las cotizaciones diarias del producto “Contrato de Futuros MIBEL SPEL Base Físicos” (FTB YR-año_siguiente), en los días del mes de septiembre previo a la fecha de revisión anual de los precios del Acuerdo Marco de 1 de octubre.

INDICE OMIPYR: valor de la media aritmética de las cotizaciones diarias del producto “Contrato de Futuros MIBEL SPEL Base Físicos” (FTB YR-año_siguiente), en los días del mes natural previo a la fecha de finalización del plazo de presentación de ofertas, a efectos de la primera revisión anual de los precios.

INDICE REEYR+1: valor de la media aritmética de los precios horarios de los mercados de servicios de ajuste de REE en los 365 días anteriores a la fecha de revisión anual de los precios del Acuerdo Marco de 1 de octubre.

INDICE REEYR: valor de la media aritmética de los precios horarios de los mercados de servicios de ajuste de REE en los 365 días anteriores a la fecha de finalización del plazo de presentación de ofertas, a efectos de la primera revisión anual de los precios.

Licitación Acuerdo Marco DGA 2015-2018

Ahorro en el primer año del nuevo Acuerdo Marco > -14% PRECIOS NUEVO PLIEGO 2015 P1

0,137906 0,159993 0,121282

0,072360 0,092654

0,095324

Coste energía 2014

Coste energía 2015

(euros)

Reducción de coste ENERGIA (euros)

0,059388

285.529 184.880 4.561.131

257.691 151.865 3.973.933

-27.838 -33.015 -587.199

0,081017

0,055261

2.744.378

2.358.940

-385.437

0,111210

0,090245

0,083640

0,069911

0,066783

0,056063

5.063.643

4.412.227

-651.415

0,096562

0,078526

0,075816

0,064174

0,061820

0,052239

2.003.315

1.675.357

-327.958

14.842.876

12.830.013

-2.012.863

-14%

Licitación Acuerdo Marco DGA 2015-2018

Ahorro en el segundo año del nuevo Acuerdo Marco > -17% REVISION DE PRECIOS PARA EL SEGUNDO AÑO DE CONTRATO (2016) EN FUNCION DE LA VARIACION DEL OMIP Y DE LOS SERVICIOS DE AJUSTES (sscc) Pi Yr+1 = (Pi yr) - ((OMIP yr + REE yr) * (1+pdas) * (1,015)) + ((OMIP yr+1 + REE yr+1) * (1+ pdas) * (1,015)) Tarifa acceso

3.1A -2,434 6.1 -2,414 6.2 -2,373 2.XA -2,679 2.XDHA -2,690 3.0A -2,701 Aplicación revisión sin ie Revisión YR 15 YR 16 Diferencia YR + sscc

53,881 51,649 -2,232

-2,440 -2,468 -2,409

-2,423 -2,430 -2,382

-2,419 -2,372

-2,414 -2,369

-2,441 -2,389

-2,587 -2,673

-2,613

Centrales de compra • Públicas • Privadas

Centrales de compra • ESTRATEGIAS MIXTAS Compras diarias, a futuro, bilaterales, etc… • ACCESO A DISTINTOS MERCADOS OMIE – OMIP – MEFF – OTC

El mejor precio de energía no se consigue por volumen, sino en función del momento y estrategia de compra.

Centrales de compra

José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad

El impuesto eléctrico  Se paga en todas las facturas eléctricas  Se calcula mediante el coeficiente 5,11269632  Mediante la Ley 28/2014 se aprobó una reducción del 85% en la base imponible del Impuesto Especial sobre la Electricidad para actividades industriales cuya electricidad consumida represente más del 50 por ciento del coste de un producto, para actividades cuyas compras de electricidad representen al menos el 5 por ciento del valor de la producción y para Riegos Agrícolas

Edificio de oficinas

144 kW

Potencias contratadas (kW) MES

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

P1 Pot. Máxima

42 35 40 28 25 23 47 39 32 28 35 55

P2 Pot. Máxima

43 43 42 38 44 33 32 34 35 39 49 63

P3 Pot. Máxima

21 16 21 13 14 10 17 12 10 8 21 31

TARIFAS ACCESO POTENCIA Orden IET 107/2014 (1 Feb 2014) P2-Llano 24,43733

144

P1 Pot. Facturada

P2 Pot. Facturada

P3 Pot. Facturada

144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00

TOTAL kW 2013 euros/kW mes TOTAL EUROS

P1-Punta 40,728885

144

1728,00 3,394074 6165

144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00

1728,00 2,036444 3699 12330

63 kW Potencias contratadas (kW)

144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00 144,00

P1 Pot. Facturada

P2 Pot. Facturada

P3 Pot. Facturada

63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00

1728,00 1,357630 2466

TOTAL kW 2013 euros/kW mes TOTAL EUROS

AHORRO

756,00 3,394074 2697

63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00

756,00 2,036444 1618 5394

6935 euros

P3-Valle euros/kW año 16,291555 40,728885

AHORRO ANUAL 6935 euros

63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00

756,00 1,357630 1079

Edificio de oficinas

63 kW ’

63 kW

Con aplicación de facturación de potencia del RD 1164/2001, art. 9, aptdo. 1.1 63 63 63 Potencias contratadas (kW) MES

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

P1 Pot. Máxima

42 35 40 28 25 23 47 39 32 28 35 55

P2 Pot. Máxima

43 43 42 38 44 33 32 34 35 39 49 63

P3 Pot. Máxima

P1 Pot. Facturada

21 16 21 13 14 10 17 12 10 8 21 31

53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 55,00

TOTAL kW 2013 euros/kW mes TOTAL EUROS

TARIFAS ACCESO POTENCIA Orden IET 107/2014 (1 Feb 2014) P1-Punta 40,728885

P2-Llano 24,43733

644,05 3,394074 2298

P2 Pot. Facturada

53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 63,00

652,05 2,036444 1396 4610

Con la FACTURA 63 Potencias contratadas (kW)

P3 Pot. Facturada

P1 Pot. Facturada

53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55 53,55

63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00

642,60 1,357630 917

TOTAL kW 2013 euros/kW mes TOTAL EUROS

DIFERENCIA

756,00 3,394074 2697

P2 Pot. Facturada

P3 Pot. Facturada

63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00

756,00 2,036444 1618 5394

-784 euros

P3-Valle euros/kW año 16,291555 81,45777

AHORRO ANUAL 784 euros

63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00 63,00

756,00 1,357630 1079

Edificio pĂşblico

Local

Curvas de potencia (kW)

Industria

ENERO

FEBRERO

MARZO

600

500

400

300

200

100

600

ABRIL

MAYO

JUNIO

600

500

400

300

200

100

JULIO

SEPTIEMBRE

AGOSTO

600

500

400

300

200

100

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

600

500

400

300

200

100

Industria Precio del término de potencia IET 107/2014

Potencia contratada ACTUAL Potencia contratada PROPUESTA

39,13943 19,58665 14,33418 14,33418 14,33418 6,540177 euros/kW Periodo 1 kW

Periodo 2 kW

Periodo 3 kW

Periodo 4 kW

Periodo 5 kW

Periodo 6 kW

451

48.829 euros/año

300

451

33.468 euros/año

Actual

Costes anuales del suministro eléctrico

COSTE POTENCIA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Impuesto eléctrico (15%x1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida IVA TOTAL (euros)

Propuesta

48.829

36,2%

33.468

27,4%

1.719

1,3%

6.707

5,5%

58.826

43,6%

58.826

48,2%

0,0%

839

0,6%

759

0,6%

1.188

0,9%

1.188

1,0%

23.394

17,4%

21.199

17,4%

134.795

100,0%

122.147

100,0%

Ahorro anual (sin IVA) 10.453 euros

José María Yusta Loyo Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad

Derechos de acometida

Disposiciones legales  RD 1955/2000  RD 1454/2005  RD 222/2008  RD 1048/2013

+ actualización de precios ITC 3519/2009

Título III RD 1955/2000. Distribución de Energía Eléctrica Cap II. Derechos de acometida para suministros 

Contraprestación económica que debe ser abonada a la empresa distribuidora por las actuaciones necesarias para atender un nuevo suministro o incrementar uno ya existente. Comprende:  Derechos de extensión: los correspondientes a las infraestructuras de interconexión.  Derechos de acceso: por su incorporación a la red.  Derechos de enganche y verificación (art. 50)  Derechos de supervisión de instalaciones cedidas

 Reserva de local en suelo urbano para Centro de Transformación cuando

Potencia > 100 kW.  En caso de que la Distribuidora no quiera cobrar alguno de los derechos deberá

aplicarlo a todos los consumidores de la zona (art. 47).

Título III RD 1955/2000. Distribución de Energía Eléctrica Cap II. Derechos de acometida para suministros  Inversiones

de extensión a cargo de la distribuidora en suelo urbano catalogado como solar y hasta 100 kW* en Baja Tensión y 250 kW en Media Tensión. El solicitante paga derechos de extensión y acceso (art 45)

 En

otras circunstancias el peticionario debe ejecutar y costear la obra necesaria, cediéndola después a la Distribuidora si es suelo urbano o urbanizable (Ley 6/1998 sobre régimen del suelo y valoraciones). *Modificado por RD 222/2008

Título III RD 1955/2000. Distribución de Energía Eléctrica Cap II. Derechos de acometida para suministros  Todas las instalaciones destinadas a más de un

consumidor se consideran red de distribución y, en consecuencia, deben ser cedidas, admitiéndose un convenio de resarcimiento por si se conectan terceros durante un periodo mínimo de 10 años*.  El

punto de conexión y la tensión serán acordados entre la Distribuidora y el peticionario (art. 46) (CONDICIONES DE SUMINISTRO). *Modificado por RD 1048/2013

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

CUOTA DE EXTENSION Alta tensi贸n, solar urbano Potencia solicitada < 250 kW

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

CUOTA DE EXTENSION Baja tensi贸n, solar urbano Potencia solicitada < 100 kW

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

CUOTA DE ACCESO (nuevos kW) Alta tensi贸n

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

CUOTA DE ACCESO (nuevos kW) Baja tensi贸n

DERECHOS DE ACOMETIDA = Derechos de extensi贸n + Derechos de acceso

VIGENCIA DE DERECHOS DE ACOMETIDA RD 1048/2013

Vigencia de los derechos de acometida  Sólo derechos de extensión (RD 1048/2013):  3 años en suministros en Baja Tensión  5 años en suministros en Alta Tensión

 Los derechos de acceso no se conservan en caso de

reducción de la potencia contratada.  En caso de cambio de tensión, la potencia anterior queda

adscrita al nuevo suministro

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

DERECHOS DE ENGANCHE

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

DERECHOS DE VERIFICACION

Si la instalaci贸n necesita bolet铆n de instalador, o proyecto, no se pagan derechos de verificaci贸n

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

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

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

DERECHOS DE SUPERVISION DE INSTALACIONES CEDIDAS

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

Equipos de medida Tipo 1 ► Tipo 2 ► Tipo 3 ► Tipo 4 ► Tipo 5 ► Tipo de punto 1 2 3 4 5

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

EQUIPO DE MEDIDA

Euros/mes

a) Contadores simple tarifa: Energía Activa Monofásicos: Tarifa 1.0

0,47

Resto

0,54

Trifásicos o doble monofásicos

1,53

Energía Reactiva Monofásicos:

0,72

Trifásicos o doble monofásicos

1,71

b) Contadores discriminación horaria sin posibilidad de telegestión: Monofásicos (doble tarifa)

1,11

Trifásicos o doble monofásicos (doble tarifa)

2,22

Trifásicos o doble monofásicos (triple tarifa)

2,79

Contactor

0,15

Servicio de reloj de conmutador

0,91

c) Interruptor de control de potencia por polo

0,03

d) Contadores electrónicos monofásicos con discriminación horaria y con posibilidad de telegestión para consumidores domésticos

0,81

e) Contadores electrónicos trifásicos con discriminación horaria y con posibilidad de telegestión para consumidores domésticos

1,36

Valores normalizados de potencias contratadas Suministros monofรกsicos

Potencia (kW)

Suministros trifรกsicos

Potencia (kW)

ICP-M Bipolar 1,5 A

0,35

ICP-M Tetrapolar (III+N) 1,5 A

1,04

ICP-M Bipolar 3 A

0,69

ICP-M Tetrapolar (III+N) 3 A

2,08

ICP-M Bipolar 3,5 A

0,81

ICP-M Tetrapolar (III+N) 3,5 A

2,42

ICP-M Bipolar 5 A

1,15

ICP-M Tetrapolar (III+N) 5 A

3,46

ICP-M Bipolar 7,5 A

1,73

ICP-M Tetrapolar (III+N) 7,5 A

5,20

ICP-M Bipolar 10 A

2,30

ICP-M Tetrapolar (III+N) 10 A

6,93

ICP-M Bipolar 15 A

3,45

ICP-M Tetrapolar (III+N) 15 A

10,39

ICP-M Bipolar 20 A

4,60

ICP-M Tetrapolar (III+N) 20 A

13,86

ICP-M Bipolar 25 A

5,75

ICP-M Tetrapolar (III+N) 25 A

17,32

ICP-M Bipolar 30 A

6,90

ICP-M Tetrapolar (III+N) 30 A

20,78

ICP-M Bipolar 35 A

8,05

ICP-M Tetrapolar (III+N) 35 A

24,25

ICP-M Bipolar 40 A

9,20

ICP-M Tetrapolar (III+N) 40 A

27,71

ICP-M Bipolar 45 A

10,35

ICP-M Tetrapolar (III+N) 45 A

31,18

ICP-M Bipolar 50 A

11,50

ICP-M Tetrapolar (III+N) 50 A

34,64

ICP-M Bipolar 63 A

14,49

ICP-M Tetrapolar (III+N) 63 A

43,65

Potencias a contratar en baja tensiรณn

Ajustar la potencia contratada… 

Analizar necesidades de demanda de potencia (kW) sumando todos los receptores eléctricos.



Elección de potencia a contratar, considerando potencias normalizadas.



Comunicar a la empresa comercializadora las potencias a contratar



No se pueden realizar modificaciones hasta transcurrido doce meses de la anterior.



Los aumentos de potencia pueden suponer costes por derechos de acometida, las reducciones sólo derechos de actuación en el equipo de medida.



Si han transcurrido más de 20 años…

Ajustar la potencia contratada… 

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

POTENCIA A CONTRATAR en BT según transformadores de medida Calibre del T.I. (A) 100/5

200/5

500/5

1000/5

2000/5

Tensión de suministro (V)

Potencia a contratar (kW) Pmínima

Pmáxima

3 x 133/230

17,9

59,8

3 x 230/400

31,2

103,9

3 x 133/230

35,9

119,5

3 x 230/400

62,4

207,8

3 x 133/230

89,6

298,8

3 x 230/400

155,9

519,6

3 x 133/230

179,3

597,5

3 x 230/400

311,8

1.039,2

3 x 133/230

58,5

1.195,1

3 x 230/400

623,5

2.078,4

Potencias a contratar en baja tensión

POTENCIA A CONTRATAR en AT según transformadores de medida Tensión nominal de la línea eléctrica 10000

Intensidad nominal del proimario de los transformadores de intensidad

Pmin

13200

Pmax

Pmin

15000

Pmax

Pmin

17000

Pmax

Pmin

25000

20000

Pmax

Pmin

Pmax

Pmin

30000

Pmax

Pmin

Pmax

2,5

110

130

162

195

130

171

195

221

260

325

117

390

260

103

343

117

390

133

442

156

520

195

650

234

779

156

520

206

686

234

779

265

883

312

1.039

390

1.299

468

1.559

234

779

309

1.029

351

1.169

398

1.325

468

1.559

585

1.949

701

2.338

100

779

2.598

1.029

3.429

1.169

3.897

1.325

4.417

1.559

5.196

1.949

6.495

2.338

7.794

200

1.559

5.196

2.058

6.859

2.338

7.794

2.650

8.833

3.118

10.392

3.897

12.990

4.677

15.588

500

3.897

12.990

5.144

17.147

5.846

19.486

6.625

22.084

7.794

25.981

9.743

32.476

11.691

38.971

1000

7.794

25.981

10.288

34.295

11.691

38.971

13.250

44.167

15.588

51.962

19.486

64.952

23.383

77.942

Tabla ENDESA

Potencias a contratar en alta tensión

 Caso especial FACTURACION EN

ALTA TENSION con medida en BT

Transformador < 50 kVA o transformador > 50 kVA sobre poste

Energía facturada AT: 1,04 x Energía medida en BT + 0,01 kWh/kVA/hora Potencia facturada AT: 1,04 x Potencia medida en BT RD 1164/2001 art 5, punto 4, 5º

Hablo un poco de mi libroâ&#x20AC;Ś

… y ya me despido.

JOSÉ MARÍA YUSTA LOYO Dr. Ingeniero Industrial Profesor Titular de Universidad

Muchas gracias.

Página web:

unizar.es/jmyusta