Boletín Informativo nº 32 by Riegos Alto Aragón

RIEGOS

del alto arag贸n

comunidad general de riegos del alto arag贸n febrero 14

sumario

Editorial

100 Aniversario de la Ley de 1915

Inauguración Centenario Ley 7 de enero de 1915

15.ª Jornada Informativa: Modernización de regadíos: ejecución de obras y financiación

V Jornada Técnica: Avances en fertilización nitrogenada. Nuevos retos

Embalses de Biscarrués y Almudévar

10.

11.

Alegaciones al nuevo Plan Hidrológico de la cuenca del Ebro

13.

Propuestas de FENACORE acerca de la energía eléctrica para el regadío

15.

Producción eléctrica, consumo y costes energéticos en la CGRAA

18.

AUDITORíA ENERGÉTICA

20.

Ley 15/2012, de 27 de Diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética

21.

Nuevas modalidades de ofertas para el suministro eléctrico: ahorro versus riesgo

Campaña de Riego 2013 Plaga de Mejillón Cebra

Boletín Informativo: Riegos del Alto Aragón N.º 32 enero de 2014 Edita: Riegos del Alto Aragón. Avda. Ramón y Cajal, n.º 96. 22006 Huesca. Tel. 974 22 69 68. Fax 974 23 80 35. e-mail: riegosaltoaragon@ran.es Director: César Trillo Guardia Coordinación: Yolanda Gimeno Cuenca Consejo de redacción: Yolanda Gimeno Cuenca, Julio Abad Piracés, María Teresa Gracia Gil, Adela Hernández Laguna, Santiago Muñoz Fernández, Loreto Monaj Sipán, Jorge LLés Baruquer Fotografía portada: Ramón Salanova Aznar Depósito Legal: Hu-14/2014

editorial Hemos dejado atrás el año 2013 y comenzamos el año 2014, un año en el que deseamos que por fin se materialicen tantas cuestiones pendientes en Riegos del Alto Aragón. Cuestiones que desde esta Junta de Gobierno miramos con esperanza, pero también con la prudencia necesaria. En 2013 se han producido pasos fundamentales para alcanzar por fin la construcción de los embalses de Biscarrués y Almudévar. Pese a la crisis económica, cuentan con consignación económica en los Presupuestos Generales del Estado; estas cuestiones son motivo de alegría, la cual será real si se traducen en comienzo de obra e impulso decidido a su ejecución. Durante 2014 continuaremos con la celebración del 100 Aniversario de la Ley 7 de enero de 1915 por la que se creó Riegos del Alto Aragón, celebración de una Ley fundamental para este sistema regable y a la que debemos buena parte de nuestro ser. Esperamos que esta celebración sea completa con la finalización de unas obras tan largamente demoradas. Por lo demás continuaremos como siempre defendiendo los intereses del regadío. Muchas son las cuestiones de importancia que están por venir, los precios de la energía constituyen cada día más un quebranto económico en nuestras explotaciones y por tanto una de las líneas fundamentales de trabajo de la Comunidad General. A esta cuestión se suman otras, como la repercusión del IBI de los embalses, la repercusión a los usuarios del coste de servicios que hasta ahora asumía la Confederación Hidrográfica del Ebro, temas que deberán ser abordados con cuidado para no encarecer hasta límites insoportables el coste del agua para el regadío. Empezamos por tanto 2014, con el compromiso renovado de trabajar por y para Riegos del Alto Aragón.

La Junta de Gobierno

Riegos del Alto Aragón

100 Aniversario de la Ley de 1915 El pasado 24 de abril de 2012 dio comienzo la celebración del 100 Aniversario de la Ley 7 de enero de 1915 por la que se crea Riegos del Alto Aragón, celebración que se prolongará hasta el día 7 de enero de 2015. Durante estos veinte meses que durará la celebración se pretende dar a conocer lo que supuso dicha Ley a través de la visión de todas aquellas personas que a lo largo de la historia de Riegos del Alto Aragón han participado en su creación y crecimiento como realidad.

Se celebran cien años en los que se han producido importantes cambios en la realidad de nuestra sociedad, en aquella época España había perdido sus colonias, de las que recibía buena parte de sus ingresos y alimentos, años en los que un aragonés, Joaquín Costa, hizo un importante ejercicio de prospectiva del que después nacería tanto Riegos del Alto Aragón como el canal de Aragón y Cataluña, hijos ambos de su pensamiento. De su pensamiento nace no solo la realidad de estos grandes sistemas regables, sino un concepto clave, como es la ejecución por parte del Estado de estas grandes obras de regadío, obras que hasta entonces eran iniciativa privada. El año 1913 fue un año fundamental para Riegos del Alto Aragón. Ese año durante el mes de marzo se aprobó el proyecto de Riegos del Alto Aragón y el 24 de abril de 1913 se produce un hecho fundamental, el la reserva de caudales de los ríos Gállego, Cinca, Sotón, Astón y Guatizalema para el desarrollo de Riegos del Alto Aragón, de forma que si se diese alguna concesión fuese con la salvaguarda de que no habrá indemnización para hacer prevalecer la prioridad de Riegos del Alto Aragón. Es una fecha que Riegos del Alto Aragón ha considerado fundamental para comenzar su centenario por la importante carga de significado que tiene, ya que dicha reserva de caudales constituye el hito fundamental en el que Riegos del Alto Aragón comienza a ser una realidad. Posteriormente, desde noviembre de 1914 hasta el 7 de enero de 1915 que se aprobó la Ley se produjo un importante debate parlamentario. La aprobación de la Ley, tuvo una consecuencia inmediata, el 29 de marzo de 1915, tres meses después de la

aprobación de la Ley, se inauguran las obras de Riegos del Alto Aragón en el paraje del Planillo de Almudévar. Desde la aprobación del proyecto de Riegos del Alto Aragón, hasta el inicio efectivo de las obras, habían transcurrido escasamente dos años. Una premura que bien nos da pie a la reflexión, ya que en aquel momento las Cortes llamaron la atención al Gobierno instándole a que en 25 años se ejecutaran 300.000 hectáreas de regadío en la tierras de Sobrarbe, Somontano, Cinca y Monegros. La Guerra Civil y los cambios políticos truncaron este importante dinamismo. Las 300.000 hectáreas planificadas, que lo eran de riego de apoyo de cereal de invierno, se transformaron en 172.733 según el informe de Gómez Alonso que aparece reflejado en la memoria del embalse del El Grado. Hoy, 100 años más tarde, se han ejecutado 135.000 hectáreas de regadío, se ha llevado a cabo un ambicioso proyecto de modernización de regadíos, pero todavía queda pendiente la finalización del sistema regable tanto en hectáreas suministradas como en capacidad de regulación con la consiguiente garantía de suministro. Esta celebración del 100 Aniversario de la Ley 7 de enero de 1915 es tanto una celebración como una reivindicación de lo que la propia ley significa, de su aplicación en Riegos del Alto Aragón y de su indudable vigencia.

Riegos del Alto Aragón

Recopilación de fechas relevantes de la Ley de 1915 22 de febrero de 1912

Se concede un plazo de sesenta días para informar del proyecto de Riegos del Alto Aragón, presentado por D. Francisco P. Romañá y Suari. El 1 de marzo de 1913 se aprueba la real orden de aprobación del proyecto de Riegos del Alto Aragón, presentado por D. Francisco P. Romañá y Suari. Publicada el 6 de marzo de 1913 la real orden que dispone la composición de la Comisión de aprobación técnica del proyecto de Riegos del Alto Aragón La componen: – Juan Alfonso Millán – Luis Marín y Díaz – Fernando García Arenal

6 de marzo de 1913

Real orden resolviendo expedientes promovidos por D. Francisco P. Romañá y Suari en el que se indican la aprobación de proyectos de pantanos y riegos del Alto Aragón, pero rebajándose el presupuesto Aprobar en su parte técnica el proyecto presentado por D. Francisco P. Romañá y Suari, suscrito por los ingenieros de Caminos, Canales y Puertos D. José Nicolau Sabater y Félix de los Ríos Martín, sirviendo de base para los efectos de tramitación, con tal de que antes de otorgarse, si procede, la concesión por subasta se cumplan los siguientes requisitos: – Se rebajará convenientemente el presupuesto de las obras. – Se comprobarán por una Comisión de Inspectores del Cuerpo de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos la extensión de la zona regable y los recursos hídricos de las cuencas alimentadoras de los pantanos. – Esta comisión informará del nuevo presupuesto rebajado.

24 de abril de 1913

Se aprueba que: “Si durante la tramitación del expediente de Riegos del Alto Aragón hubiera de otorgarse alguna concesión de aguas de los ríos Gállego, Cinca, Guatizalema, Sotón y Astón, se haga necesariamente con la condición expresa de dejar a salvo sin indemnización de derechos de prioridad del proyecto de Riegos del Alto Aragón”.

13 de mayo de 1913

Se aprueba la tasación de proyecto de Riegos del Alto Aragón.

1 de octubre de 1913

Real orden que aprueba el presupuesto reducido de Riegos del Alto Aragón. La aprobación se produjo el 29 de septiembre de 1913 y la publicación el 1 de octubre. La Comisión de inspectores del Cuerpo de Ingenieros de Caminos Canales y Puertos encargada de dictaminar sobre los tres puntos indicados (ver 6 de marzo de 1913) lo ha hecho con respecto de cada uno de la forma siguiente: 1. Confirmada la existencia de la superficie de 300.000 hectáreas que el proyecto de Riegos del Alto Aragón asigna a su zona regable. 2. El estudio de los aforos de las corrientes alimentadoras y la extensión y condiciones de sus respectivas cuencas, permite afirmar que los recursos hidráulicos disponibles han de bastar para satisfacer, probablemente con exceso, los riegos proyectados. 3. El nuevo presupuesto de ejecución material presentado por el peticionario, con importe 134.672141,13 pesetas, que eleva el general de contrata a 159.604.233,13 pesetas, la Comisión entiende que ha sido redactado debidamente, habiéndose introducido en las modificaciones y rebajas que procedían. Se procede aprobar el presupuesto reducido y terminar el expediente y someter entonces al Parlamento el proyecto de Ley acordado en Consejo de Ministros para la concesión de los recursos legislativos que procedan.

Noviembre de 1914

Comienza a debatirse el proyecto de Ley de Riegos del Alto Aragón.

7 de enero de 1915

Aprobación de la Ley de Riegos del Alto Aragón.

27 de febrero de 1915

Real orden disponiendo que el personal facultativo de la Jefatura de Rriegos del Alto Aragón, continúe prestando sus servicios en sus actuales destinos hasta tanto se lleve a efecto la organización de la misma.

17 de marzo de 1915

Real decreto disponiendo que las obras de Riegos del Alto Aragón, autorizadas por la ley de 7 de enero, se ejecuten con arreglo al proyecto aprobado en su parte técnica y económica por reales órdenes de 1 de marzo y 29 de septiembre de 1913.

18 de marzo de 1915

Real decreto (rectificado) disponiendo que las obras de Riegos del Alto Aragón, autorizadas por la ley de 7 de enero, se ejecuten con arreglo al proyecto aprobado en su parte técnica y económica por reales órdenes de 1 de marzo y 29 de septiembre de 1913.

19 de marzo de 1915

Se destina a: Jefatura de los Riegos del Alto Aragón al sobrestante de Obras Públicas D. Aurelio López Medel y D. Manuel Lacarte. Ingeniero subalterno del Cuerpo de Caminos, Canales y Puertos D. Francisco Benavides y Páez, afecto a la División Hidráulica del Segura pase a prestar sus servicios a la Jefatura de Riegos del Alto Aragón. Ingeniero subalterno del Cuerpo de Caminos, Canales y Puertos D. Antonio Rivas Matilla, destinado a la Jefatura de Riegos del Alto Aragón, preste sus servicios en la División Hidráulica del Segura. Ingeniero Jefe del Cuerpo de Caminos Canales y Puertos, D. Severino Bello, cese en los cargos de director del pantano de La Peña y segundo jefe de la División Hidráulica del Ebro, y pase a prestar sus servicios como ingeniero jefe de obras de Riegos del Alto Aragón.

29 de marzo de 1915

Inauguración oficial de las obras de Riegos del Alto Aragón en el paraje el Planillo de Almudévar.

Riegos del Alto Aragón

Inauguración Centenario Ley 7 de enero de 1915 Han dado comienzo los actos de celebración del 100 Aniversario de la Ley 7 de enero de 1915, actos que se extenderán a lo largo de dos años y que quieren ser un periodo de reflexión colectiva sobre la importancia de esta ley para Riegos del Alto Aragón.

El pasado 24 de marzo de 2013 tuvo lugar la inauguración del 100 Aniversario de la Ley 7 de enero de 1915. Dicho acto contó con la presencia del ministro de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, Miguel Arias Cañete. Igualmente participaron el consejero de Agricultura, Ganadería y Medio Am-

biente del Gobierno de Aragón, Modesto Lobón, y la alcaldesa de Huesca, Ana Alós. Durante el acto se rindió homenaje a cuatro ingenieros que participaron en las obras del Riegos del Alto Aragón desde sus cargos en el IRYDA o bien en la Confederación Hidrográfica del

Ebro. Las personas homenajeadas fueron Bernardo Arizón, Miguel Zueco y Alberto Ballarín. El acto contó igualmente con una ponencia llevada a cabo por Jaime Lamo de Espinosa, exministro de Agricultura, quien desarrolló la importancia de la Ley 7 de enero de 1915.

1. Ana Alós y Bernardo Arizón 2. Alberto Ballarín 3. Jaime Lamo y Modesto Lobón 4. Miguel Arias Cañete y César Trillo 5. Miguel Zueco

Riegos del Alto Aragón

15.ª Jornada Informativa Modernización de regadíos: ejecución de obras y financiación El futuro de la modernización de regadíos fue el eje central de la 15.ª edición de la Jornada Informativa de Riegos del Alto Aragón. Jornada que también contó con un acto alusivo al 100 Aniversario de la Ley 7 de enero de 1915.

El día 8 de octubre de 2013 se llevó a cabo la 15.ª Jornada Informativa de Riegos del Alto Aragón, bajo el título “Modernización de regadíos: ejecución de obras y financiación”. El objetivo de dicha Jornada era debatir sobre el futuro de las políticas de modernización de regadíos tanto en lo referente a su futura financiación dentro de los programas de desarrollo rural, como a cuestiones como el coste de la energía, el crédito y la financiación que afectan directamente a su desarrollo. La jornada fue inaugurada por Gustavo Alcalde Sánchez, delegado del Gobierno en Aragón; Begoña Nieto Gilarte, directora general de Desarrollo Rural del Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio ambiente; Ana Alós López, alcaldesa de Huesca, y César Trillo Guardia, presidente de Riegos del Alto Aragón. A continuación se llevó a cabo una mesa redonda con el título “La modernización de regadíos en las Políticas de Desarrollo Rural 2014-2020”, moderada por María José Villanueva Valero, redactora de Heraldo de Huesca. Como ponentes participaron Oana Neagu, técnico de Desarrollo Rural de CopaCogeca; Rafael Pizarro Cabello, director de SAECA; Begoña Nieto Gilarte, directora general de Desarrollo Rural. Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, y Luis Marruedo Espeja, director general de Desarrollo Rural. Gobierno de Aragón. Le siguió la ponencia “La financiación de las obras de modernización de regadíos”, moderada por Alberto Cebrián Félix autor de Diario del Campo, e impartida por Juan Iranzo Martín, decano del Colegio de Economistas de Madrid. Continuando con la celebración del 100 Aniversario de la Ley 7 de enero

2 1. Entrega de placa homenaje a Adrián Baltanas 2. Raimundo Lafuente y Carlos Escartín

Riegos del Alto Aragón

de 1915 de Riegos del Alto Aragón, se celebró una mesa redonda denominada “Las políticas de regadíos en Riegos del Alto Aragón”, moderada por Luis Laiglesia Callizo, redactor de Radio Huesca y Huesca Televisión, y en la que participaron cuatro personas que han tenido la responsabilidad de directores generales responsables de las políticas de modernización de regadíos. Los participantes fueron Carlos M. Escartín Hernández, subdirector general de Dominio Público Hidráulico; Adrián Baltanas García, exdirector General de Obras Hidráulicas; Vicente Forteza del Rey Morales, vocal asesor del gabinete del Ministro de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, y Gerardo García Fernández, exdirector general de Desarrollo Rural. La clausura fue llevada a cabo por Isabel García Tejerina, secretaria general de Agricultura y Alimentación del Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente; Modesto Lobón Sobrino, consejero de Agricultura, Ganadería y Medio Ambiente, del Gobierno de Aragón, y César Trillo Guardia, presidente de Riegos del Alto Aragón.

3. Entrega de placa a Gerardo García 4. Modesto Lobón entrega una placa homenaje a Vicente Forteza 5. César Trillo entrega una placa homenaje a Isabel García Tejerina

Riegos del Alto Aragón

V Jornada Técnica: Avances en fertilización nitrogenada. Nuevos retos Por quinto año consecutivo se ha llevado a cabo la Jornada Técnica CITA-Riegos del Alto Aragón, cuyo objetivo es la divulgación de los resultados de investigación aplicados a la mejora del regadío. Una Jornada plenamente consolidada y que cuenta con gran aceptación entre técnicos y regantes.

El día 21 de noviembre de 2013 se llevó a cabo la V Jornada Técnica desarrollada en colaboración por Riegos del Alto Aragón y el CITA (Centro de Investigación y Tecnología Agroalimentaria del Gobierno de Aragón). Esta Jornada tiene como objetivo presentar las últimas novedades sobre la materia que aborda, en esta ocasión la fertilización nitrogenada. Se trata por tanto de una jornada de transferencia de conocimientos en la que investigadores del CITA exponen sus investigaciones más avanzadas en la materia de forma divulgativa.

1. César Trillo entrega una placa homenaje a Tomás Sancho

La inauguración de la Jornada contó con la presencia de la alcaldesa de Huesca, Ana Alós; de César Trillo, presidente de Riegos del Alto Aragón y Miguel López, director gerente de Walqa. La primera ponencia fue “La fertilización nitrogenada en zonas vulnerables y los ‘Programas de actuación’”, desarrollada por Marta Vallés, técnico del Departamento de Agricultura y Medio Ambiente del Gobierno de Aragón. Le siguió la ponencia “Fertilización nitrogenada mineral: aplicación racional”, por Ramón Isla, investigador del CITA del Gobierno de Aragón, y Jesús Betrán, del Departamento de Agricultura, Ganadería y Medio Ambiente del Gobierno de Aragón.

Riegos del Alto Aragón

A continuación se impartió la ponencia “Fertilización orgánica: avances en el uso agrícola de los purines” por Dolores Quílez, investigadora del CITA del Gobierno de Aragón, y Francisco Iguacel, técnico del Departamento de Agricultura y Medio Ambiente del Gobierno de Aragón. Por parte de la Asociación Nacional de Fabricantes de Fertilizantes participó Paloma Pérez, directora de la entidad, quien impartió la ponencia “Novedades en fertilización nitrogenada”. También se incluyó la ponencia “La plaga de mejillón cebra, identificación y lucha”, impartida por Concha Durán, técnico de Calidad de la Confederación Hidrográfica del Ebro. La Jornada finalizó con una mesa redonda alusiva al 100 Aniversario de la Ley 7 de enero de 1915, que tuvo como título “El papel de la Confederación Hidrográfica del Ebro en el desarrollo de la Ley de Riegos del Alto Aragón”, en la que participaron Eugenio Nadal, Tomás Sancho, José Vicente Lacasa y Rafael Romeo, todos ellos expresidentes de la CHE a quienes se homenajeó a la finalización de la mesa redonda. La clausura del acto corrió por cuenta de José Vicente Lacasa, director gerente del CITA, y César Trillo, presidente de Riegos del Alto Aragón.

2. José Vicente Lacasa y Tomás Montesa 3. Eugenio Nadal y Ramón Acín 4. Homenajeados junto a César Trillo 5. Rafael Romeo y Francisco Orres

Riegos del Alto Aragón

Embalses de Biscarrués y Almudévar El día 16 de enero de 2014 se firmó un protocolo para la redacción del proyecto del embalse de Biscarrués, y en octubre de 2013 finalizó la presentación de propuesta para la contratación de proyecto y obra del embalse de Almudévar. Se prevé de esta forma que durante 2014 se pongan en funcionamiento las dos obras pendientes en Riegos del Alto Aragón.

Durante 2012 se resolvió la tramitación administrativa del proyecto de Embalse Biscarrués + Almudévar y finalmente el día 21 de diciembre el Consejo de Ministros autorizó la licitación por 600.000 euros de la redacción del proyecto de Embalse de Almudévar. Posteriormente el BOE de 29 de julio de 2013 publicaba la resolución de la Dirección General del Agua por la que se anunciaba la contratación por procedimiento abierto del contrato de las obras de Biscarrués-Almudévar, fase I. Se trataba de un anuncio de los denominados de proyecto obra por importe 172.303.447,05 euros y que fijaba la ejecución de las obras en cuarenta y ocho meses, seis de ellos para la redacción del proyecto. La presentación de propuestas finalizó el día 31 de octubre de 2013 y se prevé cerrar el proceso de adjudicación del contrato de proyecto y obra para el próximo mes de marzo de 2014. Un informe encargado por Riegos del Alto Aragón recomendó acometer en primer lugar el embalse de Almudévar por su viabilidad técnica, menos conflictividad, por contar con anteproyecto ya en avanzada fase de tramitación y por su capacidad funcional. Este informe se hizo después de que

el ministro de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, Miguel Arias Cañete, planteara que los regantes debían elegir entre el embalse de Biscarrués o la balsa lateral de Almudévar ante la escasa disponibilidad presupuestaria debida a los recortes económicos derivados de la crisis. Este informe fue remitido a las cuarenta y nueve comunidades de regantes. Sin embargo en ningún momento Riegos del Alto Aragón renunció a la posibilidad de realizar el embalse de Biscarrués con la colaboración de empresas públicas o privadas o incluso con financiación de las entidades financieras. Renunciar al embalse de Biscarrués hubiera sido renunciar a una de las piezas fundamentales del esquema hidráulico. Por ello, Riegos del Alto Aragón aceptó la propuesta del Ministerio de comenzar el complejo BiscarruésAlmudévar por este último embalse. A partir de ese momento Riegos del Alto Aragón consciente de la necesidad de construir ambos embalses, comenzó a hacer gestiones para llevar a cabo el embalse de Biscarrués utilizando la misma fórmula de financiación utilizada para el embalse de San Salvador (en el sistema del canal de Aragón y Cataluña) o en los de Malvecino y

Laverné (en el sistema de Bardenas). De esta forma ACUAES (Aguas de las Cuencas de España, S.A.) adelantaría un 50% de la inversión y el otro 50% se financiaría por el colectivo regante. Como fruto de estas negociaciones, el Consejo de Ministros encomendó a ACUAES, con fecha 18 de diciembre de 2013, las obras del embalse de Biscarrués; dicha empresa acordó con Riegos del Alto Aragón llevar a cabo en primer lugar el proyecto constructivo y proceder a continuación a la licitación de la obra. Esta decisión cristalizó en la firma de un protocolo de colaboración entre ACUAES y Riegos del Alto Aragón al objeto de redactar el proyecto del embalse de Biscarrués de 35 hm3, cuya adjudicación se producirá antes del verano. Se cierran de esta forma treinta años desde que se realizara el primer estudio de alternativas de regulación del río Gállego hasta la actualidad. Pese a las múltiples dificultades, cabe prever que de esta forma se cerrará finalmente la regulación del río Gállego. Se trataría por tanto de un hito histórico y la mejor forma de celebrar el Centenario de la Ley por la que se creó Riegos del Alto Aragón.

Presupuestos generales del Estado 2014. Presupuesto para Riegos del Alto Aragón a) Aguas de las Cuencas de España, S.A. (ACUAES) Embalse de Biscarrués

Año 2014

Año 2015

Año 2016

Año 2017

4.000.000

12.300.000

30.750.000

36.900.000

b) Modernización de Regadíos. Sociedad Estatal de Infraestructuras Agrarias, S.A. (SEIASA) Año 2014 3.584.000 5.600.000 1.400.000 8.863.000 480.000

CR Acequia A-19-20. Huerto (Huesca) CR Barbués-Sangarrén-Torres de Barbués (Huesca) CR LASESA Fase II (Huesca) CR Molinar de Flumen, Fase II (Huesca) CR Sector XI del Flumen (Complementario) (Huesca)

Año 2015 924.000 7.239.000 4.900.000 12.188.000

Año 2016

700.000

c) Dirección General del Agua. MAGRAMA Embalse de Almudévar Modernización zonas regables Alto Aragón

Año 2014 4.000.000 3.603.830

Año 2015 12.300.000 1.940.520

Año 2016 30.750.000

Año 2017 36.900.000

Riegos del Alto Aragón

Campaña de Riego 2013 La campaña de riego 2012-2013 se puede calificar como una campaña excepcional desde el punto de vista de la disponibilidad de agua. Las abundantes lluvias y la importante reserva de nieve han dado lugar a importantes vertidos a lo largo de la campaña.

El pasado 13 de octubre se finalizó la campaña de riego 2013, una campaña que Riegos del Alto Aragón califica como excepcional desde el punto de vista de disponibilidad de agua. Durante la campaña se han llegado a verter 1.199 hectómetros cúbicos y se cerró con una reserva hídrica del 60% de la reserva útil. Una vez finalizada la campaña de riego han dado comienzo las labores de mantenimiento y reparación de los canales, motivo por el cual la Comunidad General ruega a todos los usuarios de abastecimientos a núcleos de población, casas aisladas, granjas e industrias que respeten las fechas de llenado de depósitos para que de esta forma dichas labores puedan desarrollarse con la mayor diligencia. El suministro a abastecimientos, como es habitual, se está produciendo cada tres semanas, los días 2 y 3 de noviembre y el 30 de noviembre y 1 de diciembre, el 21 y 22 de diciembre

de 2013, 15 y 16 de enero de 2014 y 15 y 16 de febrero de 2014. La evolución de los vertidos por años naturales durante los últimos siete

años pone de manifiesto la falta de regulación del sistema principalmente en el eje del río Gállego.

Plaga de Mejillón Cebra La plaga de mejillón cebra se está extendiendo rápidamente por el sistema regable, se hace necesario recurrir a tratamientos que eviten que se produzcan averías en las instalaciones de riego.

Desde que en el mes de agosto la Confederación Hidrográfica del Ebro diera la voz de alerta sobre la alarmante proliferación de mejillón cebra en el embalse de La Sotonera se ha producido una rápida expansión de la plaga que ya afecta a la mayor parte de comunidades ubicadas en los tramos II y III del Canal de Monegros. La plaga, que se ha detectado con mayor facilidad en la comunidades que tienen riegos presurizados, puede producir importantes

pérdidas económicas debido a las obturaciones de tuberías y averías. Desde Riegos del Alto Aragón se están coordinando los trabajos para elegir un tratamiento eficaz para la plaga al menor coste posible para las comunidades ordinarias. Por el momento hay siete comunidades afectadas que han adoptado la decisión de tratar la plaga de forma conjunta para, de esta forma, obtener presupuestos más económicos.

En la Asamblea General celebrada el día 31 de enero se adoptó la decisión de estudiar con más detalle los tratamientos a efectuar y llevar una propuesta a la Asamblea del mes de marzo para concretar si es la Comunidad General la que se encarga de la contratación y pago de los trabajos de tratamiento de la plaga. Por el momento se están estudiando dos propuestas diferentes de tratamiento de la mano de la Confederación Hidrográfica del Ebro.

Riegos del Alto Aragón

Alegaciones al nuevo Plan Hidrológico de la cuenca del Ebro Durante su periodo de exposición pública se formularon un conjunto de alegaciones que se consideran de interés para el conocimiento de los usuarios ya que constituyen cuestiones de interés general para Riegos del Alto Aragón.

Durante el año 2013, se ha producido un amplio debate sobre el Plan Hidrológico de la Demarcación del Ebro correspondiente al periodo 2010-2015, dicho plan fue informado favorablemente por el Consejo del Agua de la Demarcación Hidrográfica del Ebro el 4 de julio de 2013 y recibió la conformidad del Comité de Autoridades Competentes de la cuenca el 5 de julio de 2013. La propuesta fue remitida por la Confederación Hidrográfica del Ebro al Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente el 8 de julio de 2013. Riegos del Alto Aragón participó activamente en su proceso de elaboración y debate. Durante el mismo se formularon las siguientes alegaciones: 1. Cumplimiento de los compromisos de regulación

No se han cumplido los objetivos de regulación en la Junta de Explotación n.º 14, cuyo déficit estructural es muy grande. Las alegaciones que se hicieron en la información pública del vigente PHE las puede volver a suscribir esta Comunidad General a la actual propuesta de revisión. El Plan Hidrológico como factor de desarrollo sostenible sigue pendiente en Riegos del Alto Aragón y paralelamente los estudios estadísticos sobre aportaciones y temperaturas han añadido un plus de incertidumbre, que hace más acuciante aún el cumplimiento de sus objetivos. A nivel de cuenca ha aumentado la garantía de algunos sistemas, pero no así la de Riegos del Alto Aragón. Los embalses consensuados y contemplados en el Plan Hidrológico del Ebro, aprobado por Real Decreto 1664/1998 de 24 de julio, ya no se van a hacer, y nuevos estudios de alternativas conducen a un Biscarrués de laminación y un Almudévar de elevación que tardarán años en ejecutarse. Esfuerzo económico que llega en la peor de las crisis

económicas y con una zona regable que ha aumentado desde entonces sensiblemente. Riegos del Alto Aragón necesita que se cumplan los compromisos públicos y que si se ha demostrado una vez más que existe un déficit estructural en materia de regulación (oferta), para atender la demanda de un sistema que no olvidemos es de interés general del Estado, gestionado por la propia Confederación Hidrográfica del Ebro, se corrija de una vez por todas. 2. Supeditación del aumento de zona regable a caudales disponibles

En tanto no exista mayor garantía de agua regulada no debe incrementarse la zona regable, porque con ello se aumenta el déficit existente. Pese a que el articulado del Plan contempla que “el desarrollo de los nuevos regadíos de Riegos del Alto Aragón estará condicionado al incremento de regulación que se produzca para el sistema”, la experiencia es otra y es el propio Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio

Ambiente el que no ha predicado con el ejemplo en un sistema que, siendo de interés general del Estado, es explotado por la CHE. Va a entrar en servicio la acequia de Ontiñena (7.000 ha) a falta de las balsas laterales de regulación que corresponde realizar a la CHE y, paralelamente, se está modernizando el sistema pasando mucha zona regable de riego por gravedad a presión, intensificándose el cultivo de verano, por lo que debe existir garantía de suministro que solo puede conseguirse con embalses de regulación y balsas de reserva. De otro modo las pérdidas económicas tendrán un efecto multiplicador, provocándose insostenibilidad. Por consiguiente, debe asumirse en el Plan Hidrológico la ejecución por la CHE de balsas de regulación interior que aseguren a las comunidades ordinarias, hasta dos días de suministro en régimen de autonomía. Son muchos los motivos que lo aconsejan, sobre todo porque con ello se flexibiliza la explotación de los grandes canales que es muy rígida, dado su recorrido, y también porque la zona regable se ve sometida muchos días al cierzo; fuerte viento que desaconseja el riego por aspersión, siendo imprescindible guardar el agua para evitar su desperdicio. La construcción de balsas permite además la optimización energética del Sistema, al facilitar las previsiones de consumo de agua y por ende las necesidades de electricidad y los periodos horarios de bombeo, de cara a un mercado liberalizado de electricidad y obtención de mejores precios. Estas balsas, por necesidad de explotación, son diferentes de las que deben exigirse por el Plan Hidrológico del Ebro a los nuevos concesionarios, aguas abajo de El Grado y Ardisa, que han de tener una capacidad suficiente para atender su demanda anual de agua.

Riegos del Alto Aragón

Por consiguiente, mientras no estén construidos Biscarrués y Almudévar, no debe transformarse nuevo regadío en el sistema, porque haría insostenible el ya existente que tiene fuertes restricciones de agua. 3. Revisión de concesiones del Bajo Gállego, Alcanadre, Flumen y Guatizalema

Búbal y Lanuza se construyeron con fines hidroeléctricos y para la regulación del Gállego en cabecera, con destino a Riegos del Alto Aragón. Actualmente el Servicio de Explotación lleva unos balances hidráulicos que favorecen la correcta gestión del Gállego, pero sigue sin hacerse la “racionalización de la explotación de los aprovechamientos del bajo Gállego, Bajo Cinca y otros tramos de la Junta de Explotación n.º 14”. En los ríos interiores: Isuela, Flumen, Guatizalema y Alcanadre, se han incorporado al sistema algunos regadíos tradicionales: Vicién, Buñales, Lascasas, Sangarrén, Barbués, Torres de Barbués, Grañén, Lalueza, Salillas, Huerto, Albalatillo y algún otro. Sus derechos concesionales han de pasar a la Comunidad General para su utilización en donde sea factible su aprovechamiento por la zona regable próxima al río, como apoyo en época de escasez. No se trata de una reutilización propiamente, sino de un cambio de titular en los derechos concesionales y de las características de los aprovechamientos. 4. Desafectación de cauces con motivo de la modernización de regadíos

Ejecutados los proyectos de modernización de regadíos, han quedado fuera de servicio muchas acequias gestionadas por la CHE. Su construcción en trinchera las convierte en un serio estorbo para el riego por aspersión. En concentraciones parcelarias se eliminan y el terreno queda incorporado en las fincas de reemplazo en muchos casos. En ocasiones se compensa a la CHE con otros terrenos equivalentes previo consenso, bien sea en zonas próximas a canales o en otros puntos de interés. Pero las concentraciones parcelarias lo son por términos municipales, y el recorrido de las acequias suele atravesar varios términos, por lo que hay tramos desaparecidos y otros que subsisten sin utilidad. A los particulares interesados se les crean muchos problemas para solicitar reversiones, cuando sus explotaciones proceden del IRYDA y también cuando

deben pedir la roturación y puesta en riego, para agregar el terreno desafectado a sus explotaciones. Proponemos que se declare la desafectación de las infraestructuras explotadas por la CHE que queden fuera de servicio como consecuencia de la modernización de regadíos, a fin de autorizar las reversiones o adjudicaciones por retracto u otros procedimientos directamente por el Organismo de Demarcación. 5. Deslinde de cauces de dominio público

En Riegos del Alto Aragón se utilizan muchos cauces naturales de dominio público hidráulico, como desagües incorporados a la red de infraestructuras por Planes Generales y Coordinados de obras. Han tenido actuación pública, de encauzamiento, revestimiento, ampliación, etc., y conviene proceder a su deslinde para evitar ocupaciones indeseadas. La propuesta de PH prevé que las comunidades de regantes puedan solicitar el deslinde y amojonamiento del Patrimonio del Estado en la zona regable. Eso es una obviedad que ya está en la legislación vigente y que no es preciso reproducir en el PH. Lo que debe decirse es que podrán solicitarlo las CR sin que ello suponga coste alguno a las mismas. En definitiva, es patrimonio del Estado y es quien debe tener el mayor interés para delimitarlo para su protección y explotación. 6. Central Hidroeléctrica Grado III

No existiendo mayor regulación en el río Gállego, en el que son absolutamente imprescindibles los embalses de Biscarrués + Almudévar y habiéndose llegado a una situación límite en la garantía de la demanda del sistema, es necesario atraer a la zona de Monegros toda el agua que sea posible transportar a través del canal del Cinca, teniendo en cuenta la limitación reguladora del embalse de La Sotonera. El canal del Cinca se dimensionó de manera que pudiera transportar los 70 m/s previstos para Riegos del Alto Aragón. Al construirse el Salto de pie de presa en dos tramos, Grado I entre el máximo nivel de embalse y la solera del Canal del Cinca, y Grado II entre el máximo nivel de cámara de carga del Canal del Cinca y su punto de restitución al río, se creyó que pasarían sin problemas 80 m/s en su tramo de origen (70 de riegos y 10 de servidumbres del Bajo Cinca en el antiguo puente de Las Pilas). Se comprobó la

dificultad para que dicho caudal pudiera pasar por flujos de retorno que se producen desde la derivación para Grado II, aunque en los últimos años se han llevado a cabo mejoras que favorecen mucho el paso de agua. Sea como fuere, los 70 m3/s deben garantizarse para el regadío. Independientemente de todo ello, es posible que en el desarrollo del Plan Hidrológico de cuenca haya que dar una solución desde el punto de vista ambiental para mantener un caudal mínimo entre la presa de El Grado y el punto de restitución de El Grado II. El proyecto de Central a pie de presa Grado III fue presentado por la entonces ERZ II (ENDESA) en competencia con el de Truchas del Cinca, cuando solicitó la concesión para la piscifactoría de El Grado, desestimándolo Comisaría de Aguas. Posteriormente se comprobó su oportunidad y se llegó incluso a alcanzar un preacuerdo con los ministerios competentes (MAPA, MMA y Hacienda) a diversos niveles para la cesión de 3 m3/s de la actual concesión de Grado II a una central en la misma presa: Grado III que resolvería los problemas de transporte del canal, teniendo en cuenta que apenas hay resguardo de protección en su tramo inicial, y el caudal mínimo en un tramo importante del río. Facilitando la turbinación de un caudal bajo que permitiría la modulación de caudales del Cinca, aguas debajo de la presa de El Grado, con aprovechamiento energético.

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Propuestas de FENACORE acerca de la energía eléctrica para el regadío El día 26 de febrero FENACORE ha convocado concentraciones en toda España para reivindicar una energía asequible para el regadío. Desde Riegos del Alto Aragón se apoya dicha concentración y se invita a la participación masiva de todas la comunidades de regantes del Sistema.

El día 26 de febrero de 2014 todo el regadío español se va a manifestar bajo el lema “El regadío agoniza. No al tarifazo eléctrico”. Durante ese día se producirán concentraciones simultáneas a las 12 de la mañana en las delegaciones del Gobierno de las distintas sedes de federaciones y comunidades de regantes. Riegos del Alto Aragón se va a sumar a dicha protesta, junto con la Federación de Regantes de la cuenca del Ebro, en la protesta que tendrá lugar ante la Delegación del Gobierno en Aragón de Zaragoza. La tabla de reivindicaciones de esta protesta se basa en que tras la desaparición de las tarifas eléctricas específicas para regadíos en el año 2008, la entrada del mercado libre de energía y el incremento de precio de los peajes en la factura han supuesto un encarecimiento insoportable de la energía eléctrica en la agricultura de regadío. Además el consumo eléctrico del regadío ha

aumentado por la modernización de regadíos para ahorrar agua al pasar al sistema de riego por presión y por tanto con coste energético (aspersión, riego localizado, etc.). Las sucesivas subidas del término potencia acumulan un aumento superior al 1000% en muchas zonas regables. Los costes eléctricos ya representan más del 40% de los costes totales del agua de riego. Por todo ello se exige: - Aplicar contratos de temporada con distintas condiciones de suministro para un mismo punto de consumo sin penalizaciones. - Adaptar la norma para que en un único contrato de suministro los consumidores puedan hacer dos modificaciones de la potencia contratada en el plazo de 12 meses. - Fomentar la producción de energía distribuida en las zonas regables para autoconsumo con balance neto.

- Facturar la potencia real registrada y no por la potencia teórica contratada, para evitar pagar todo el año aunque no se riegue. - Aplicar un IVA reducido a las comunidades de regantes, igual que se aplica a los regadíos en Italia. Esta tabla reivindicativa es fruto del trabajo desarrollado con anterioridad. La crisis económica ha puesto el foco sobre el déficit tarifario y su resolución repercute en el recibo final de los usuarios incluido el regadío. Durante los últimos años se han producido sucesivas reformas que han producido un encarecimiento de más del 125% del recibo de la energía eléctrica. Este proceso de encarecimiento comenzó en el año 2006 con la supresión de la tarifa energética especial de riego, modificación a la que se le han ido sumando disposiciones hasta la insostenible situación actual. FENACORE ha llevado

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ante distintas instancias, tanto del Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente, como de la Secretaría de Estado de Industria, un conjunto de propuestas pensadas para beneficiar a los usuarios regantes: Estas propuestas son: 1. Los cambios en la normativa no deben penalizar a los consumidores estacionales como el regadío respecto al resto de los consumidores. La orden IDT/1491/2013, de 1 de agosto, aplica un incremento en el término potencia de un 125% en la tarifa 3.1 (tres periodos) y de un 115% en la tarifa 6.1 (6 períodos). Este incremento supone gravar más aún el problema de la energía que sufren las comunidades de regantes, acumulando un incremento desde el año 2006 en más del 1200% en el término potencia (supresión de tarifas de riego y sucesivos incrementos en dicho término). Por ello se propone que no se realicen cambios en la legislación basados en el incremento del término potencia. 2. Se deben fomentar los contratos de temporada sin penalizaciones. Los contratos de temporada están regulados en el artículo 6 del RD 1664/ 2001 y en la disposición adicional sexta del RD 1578/2008, referido a la retribución solar fotovoltaica. Esta regulación no es válida para el regadío por las penalizaciones que se imponen y porque los diferentes climas de España no permiten unificar temporadas. Las empresas distribuidoras no deberían poder exigir inversiones en instalaciones y equipos de medida en el caso de formalizar dos contratos de suministro en un mismo punto. Los usuarios que utilicen contratos temporales deberían poder elegir la duración del contrato de temporada alta y el de baja sin penalización alguna. Se propone que los usuarios tengan la posibilidad de suscribir varios contratos con distintas condiciones de suministro para un mismo punto de consumo. 3. Debe existir la posibilidad de modificar los contratos. Al aplicar un solo contrato se debería poder disponer de distintas potencias contratadas en los meses de temporada de riego y en el resto de los meses del año que no se riega. Para ello se propone que se modifique el RD 1164/2001 para que en un único contrato de suministro los consumidores puedan hacer dos modificaciones en el plazo de 12 meses. 4. Se debe favorecer la producción de energía distribuida para autoconsumo. La Administración debería apoyar con

la normativa adecuada a las comunidades de regantes que consuman energía eléctrica que produzcan ellas mismas. Con la penalización al autoconsumo se impide el aprovechamiento de los recursos naturales propios y aumenta la dependencia de materias primas del exterior y la reducción de los costes de producción general. El balance neto establece que todo aquel que tenga una instalación de autoconsumo está obligado a inyectar a la red toda la energía que no consuma, estando además obligado a pagar un peaje por ello, que han llamado “peaje de respaldo”, no pudiendo recuperar este excedente en el futuro. Esto supone un freno a las instalaciones de autoconsumo. Se propone fomentar la producción de energía distribuida en las zonas regables para autoconsumo. 5. La facturación se debería ajustar a la potencia real registrada. En relación al término potencia, lo justo sería que las comunidades de regantes pagasen por la potencia real registrada y no por la potencia teórica contratada durante los doce meses del año, para evitar pagar todo el año aunque no se regase. 6. Se reclama apoyo para la central de compras de FENACORE. La electricidad es uno de los mayores inputs del regadío, un 40% del gasto total del agua. Los gastos fijos (regulados por el Gobierno) se han incrementado por encima del 1000%. Esta situación se ve agravada por la falta de avances en las negociaciones sobre esta materia que se remontan al año 2008, es por ello que el regadío de

toda España va a salir a la calle para manifestar su descontento con los precios de la energía. La concentración tendrá lugar el día 26 de febrero de 2014, Riegos del Alto Aragón acudirá a dicha convocatoria junto con la Federación de Regantes de la cuenca del Ebro, cuestión esta de la que se dará cumplida información a todas las comunidades de regantes.

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Producción eléctrica, consumo y costes energéticos en la CGRAA1 Julio Sánchez Chóliz y Cristina Sarasa Fernández Universidad de Zaragoza

Producción eléctrica

La producción de energía eléctrica se inició en la CGRAA a finales de los años 80 con la inauguración de la central de Valdespartera. A esta siguieron otras, teniendo hoy la CGRAA seis minicentrales hidroeléctricas que aprovechan el desnivel de agua de sus pantanos y canales. La creación de otras en el futuro es un tema abierto, así como la creación o participación en centrales de otro tipo, eólicas y térmicas de residuos, debido al éxito de las existentes y al impulso recibido con la liberación del mercado eléctrico en 2008. Esta producción, con una tendencia creciente a lo largo de los años, ha ayudado a consolidar el papel institucional de la propia CGRAA. La producción en

2010 fue de 54,77 GWh, lo que supone una pequeña parte de la producción de energía hidroeléctrica aragonesa, en concreto el 1,21%, sin embargo es el 152% del consumo de la CGRAA en regadío en 2010 y el 116% del de 2011. El consumo actual es del mismo rango que la producción, pero la superará en los próximos años. La producción propia puede, por tanto, jugar un papel importante en el futuro, ya que puede ser una vía significativa para compensar una parte de los costes crecientes de la energía. La rentabilidad económica de estas centrales está condicionada tanto por la disponibilidad de agua como por otras consideraciones técnicas (lugar de ubicación, potencia instalada adecua-

da, etc.), siendo la disponibilidad del recurso agua el factor que más afecta a los niveles de producción. En concreto, según nuestras estimaciones, un incremento del 1% en las precipitaciones conlleva un aumento del 1,17% en la producción. Esto debería tenerse en cuenta dada la tendencia decreciente del volumen de agua disponible. Sobre el consumo de energía eléctrica en la CGRAA

Si atendemos al consumo de energía eléctrica, la evolución de los consumos eléctricos realizados a través de los distintos puntos de suministro revela un incremento tanto en la potencia contratada como en la energía activa (energía realmente consumida).

Gráfico 1: Consumo eléctrico por periodo de tarificación, 2010 (Tarifas 6.1 y Tarifa 3.1A)

1. Este artículo es el resumen del trabajo titulado: “El coste energético en el regadío en la CGRAA”, que fue financiado por la CGRAA a través de la beca concedida al Máster en investigación en Economía de la Universidad de Zaragoza, ver referencia al final del trabajo. Para su elaboración ha sido fundamental la información facilitada directamente por la propia CGRAA y por las encuestas hechas a 16 de sus comunidades de regantes, que en conjunto suponían el 52,30% de la superficie de pleno derecho.

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Precisamente, ambos parámetros aumentaron de 2005 a 2010 en el 112% y el 146% respectivamente, debido sobre todo a la extensión de modernización y a los aumentos en las cantidades de agua bombeada. En el año 2010, la CGRAA realizó su consumo de energía eléctrica desde 35 puntos de suministro, lo que supone el doble de puntos que en 2005. Hay sin embargo una diferencia fundamental entre las distintas contrataciones, el tipo de tarifa, dependiendo de ella el horario de uso, el precio pagado y la potencia disponible por contrato. Los tipos de tarifa utilizados son la 6.1 y la 3.1A, que son tarifas fijadas por la legislación y sometidas a restricciones. Así, la tarifa 6.1, la más utilizada en la comunidad (en 29 de los 35 puntos), tiene seis periodos tarifarios, cada uno con precio diferente, pero la potencia contratada mínima debe ser superior a los 450 kW. Por el contrario, la tarifa 3.1A no puede superar esa potencia, pero sólo dispone de tres periodos, y de tres precios. Los puntos de suministro con tarifa 6.1 realizan su mayor consumo en el periodo P6, el de menor coste unitario, pero la estructura de consumos en el resto de periodos no se ordena en ninguna de las comunidades de acuerdo con las tarifas. Las razones para ello son bastante sencillas, la mayor dificultad del riego nocturno, la dificultad para cambiar de horario de un mes a otro, las características de los cultivos e incluso la ausencia de balsas de regulación, pero también la necesidad de regar en verano más horas que las que contempla el periodo P6 (ocho horas por la noche). En otras palabras, los regantes están condicionados, cuando no usan las horas nocturnas o no les son suficientes, a bombear en periodos más caros, véase Gráfico 1. En el caso de los puntos de suministro con una tarifa 3.1A, de los seis puntos de su-

ministro que contratan esta tarifa, cinco de ellos presentan una estructura de consumos coherente con los precios. No obstante, el peso del periodo P2 en el consumo, 34,63% del total, revela también que hay serias dificultades para limitarse al horario nocturno. Las razones son similares a las ya citadas, pero el fuerte peso del periodo P2 que es de horario diurno, puede estar revelando en este caso una mayor resistencia al trabajo nocturno, quizás por ser explotaciones más pequeñas o por una diferente cultura del trabajo. ¿Cuál es el coste energético en la CGRAA?

El conocimiento de los distintos patrones de consumo y de las tarifas pagadas permite calcular los costes energéticos del regadío en cada una de las comunidades, tanto individuales como globales. En los costes influyen las potencias contratadas, que determinan el

término de potencia, y los consumos. También los impuestos incrementan los costes. Incluyendo todos estos componentes, el coste eléctrico medio en la CGRAA es de 0,098 €/kWh, siendo el coste medio en 24 de los puntos de suministro superior a esa media. Este coste medio es también mayor en los puntos de suministro con la tarifa 3.1A, en ellos es de 0,13 €/kWh frente a los 0,096 €/kWh de la tarifa 6.1. La comparación de los costes totales sin impuestos de la energía eléctrica muestra incrementos anuales en 2010 y 2011 del 31,08% y 14,43% sucesivamente, véase Tabla 1. El peso de la energía activa es aproximadamente de 2/3 del total y es ligeramente creciente. Esto se debe al incremento de regadío modernizado, pero también a que el coste de la energía aumenta anualmente más que el coste de la potencia. Se observan también elevados costes por hectárea, que pasan en dos

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Tabla 1: Comparación de los costes energéticos

Coste potencia (€)

2010

2011

2012

814.672

23,19

890.342

19,33

948.773

18,00

Coste energía activa (€)

2.162.899

61,56

3.012.805

65,41

3.517.410

66,74

COSTE POTENCIA Y ENERGÍA

2.977.571

IVA

3.903.147

4.466.183

535.963

15,25

702.566

15,25

803.913

15,25

COSTE TOTAL (€)

3.513.534

100

4.605.713

100

5.570.096

100

Coste mensual (€)

292.794

383.809

439.175

Coste repartido de abril a septiembre

585.588

767.619

878.349

107,65

130,42

148,32

Coste medio (€/ha)

años de 107,65 a 148,32 €/ha, aumento sin duda preocupante. La excelente información recibida de las encuestas a las comunidades permite la obtención y análisis de indicadores económicos de eficiencia energética, por ejemplo, del coste eléctrico por metro cúbico de agua bombeada. El coste eléctrico medio para bombear 1 m3 de agua se sitúa en torno a 0,022€/m3, mientras que el coste por m3 para el caso en que se utilice gasóleo en lugar de electricidad es de 0,038 €/m3. Ello muestra sin dudas la necesidad de nuevas líneas, tanto por las crecientes necesidades de consumo de las comunidades de regantes, inevitables si queremos avanzar en la modernización, como por la necesidad de redes para volcar la posible energía de tipo sostenible que se pueda generar en el territorio de la CGRAA. No debería olvidarse tampoco que estas

infraestructuras beneficiarían a toda la actividad económica de la zona. A la vista de lo anterior, la principal recomendación que surge es la conveniencia de incrementar el consumo del periodo más económico, P6 o P3 respectivamente, ello supone tener todavía más en cuenta los horarios usados para el riego y el bombeo y las potencias contratadas por su influencia en los pagos energéticos. La estructura horaria, si es posible, debería ser modificada a través de cambios legislativos o por negociación con la suministradora. Las potencias contratadas de los primeros periodos deberían ser reducidas hasta donde sea posible, adaptando incluso a medio plazo si es necesario las infraestructuras, todo ello de cara al abaratamiento de los costes. En cuanto a las tarifas, puede ser interesante considerar, el paso de la tarifa 3.1A a la 6.1. En una simulación ideal

y quizás poco realista, ver detalles en Ortega et al. (2012), con el cambio de la tarifa de tres periodos a la de seis todas las comunidades ahorran más del 25% de los costes y algunas superan el 50%, lo que revela que no es una cuestión menor. En Ortega et al. (2012) puede verse un simulador que permite calcular los costes y ahorros para diferentes precios, potencias y consumos. Una segunda conclusión importante es la necesidad de abordar los costes energéticos y su reducción como única forma de avanzar en la modernización. La mejora de la red de suministro, que evitaría el uso del gasóleo, va en esa dirección. Finalmente y como cierre, nos gustaría señalar a los autores un hecho sorprendente pero altamente positivo. Los datos recogidos en Ortega et al. (2012) sólo han sido posibles por la colaboración de la propia CGRAA, muchos de ellos no están disponibles por otras vías institucionales. Más aún, la negociación conjunta de precios por la comunidades a través de la CGRAA, el intercambio de experiencias entre las que se incluye este mismo trabajo, son hechos muy positivos y muy poco usuales en el mundo económico en que vivimos.

Referencias

Ortega, M. M.; Rebahi, S.; Sánchez Chóliz, J.; Sarasa, C. (2012): “El coste energético en el regadío en la CGRAA”. Huesca: Comunidad General de Riegos del Alto Aragón.

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AUDITORÍA ENERGÉTICA José María Sallán

Con el proceso de modernización de regadío la gestión de energía se ha convertido en una cuestión clave para optimizar la rentabilidad económica de las explotaciones y minimizar los costes vinculados al uso del agua. Las auditorías energéticas se han demostrado como interesantes herramientas para mejorar la gestión de la energía en el regadío.

Una auditoría energética consiste en un análisis objetivo de una instalación, empresa u organización con el fin de: • Determinar su consumo y coste energético; • Identificar y caracterizar los puntos críticos que afectan al consumo, detectando las deficiencias técnicas o administrativas; • Identificar, valorar y proponer distintas medidas correctoras orientadas a la mejora de la eficiencia, el ahorro y la diversificación energética, analizando su repercusión en el coste y en el mantenimiento. La auditoría energética es un instrumento para la toma de decisiones con el que se puede obtener un plan estructurado de ahorro energético. La eficiencia se puede lograr gracias a la combinación de una serie de medidas correctoras de índole agronómica, eléctrica e hidráulica, cuya eficacia debe verificarse y controlarse a lo largo del tiempo con los programas de gestión, automatización y telecontrol. La realización de auditorías energéticas en comunidades de regantes es una de las principales medidas previstas en el Plan de Acción 2011-2020 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España. Para la puesta en marcha de esta medida, el IDAE en el 2008 publicó un protocolo de auditoría energética adaptado a las comunidades de regantes que permite un estudio detallado de la situación energética de la comunidad. Siguiendo este protocolo se puede realizar un análisis exhaustivo de todos los mecanismos de la red de riego que afectan al consumo eléctrico para identificar los puntos críticos de menor eficiencia y proponer así las medidas correctoras que pueden conducir a importantes ahorros económicos. Las fases básicas de una auditoría energética son las siguientes:

Datos previos

En primer lugar hay que definir con la comunidad el ámbito físico objeto de la auditoría y su alcance técnico. Es necesario que la comunidad se involucre en el procedimiento y designe una persona responsable que facilite la información necesaria y esté al corriente de todo el proceso de la auditoría. Inicialmente se recopila información sobre las características de las comunidad; su nivel de gestión; las infraestructuras existentes; los consumos hídricos y energéticos; el nivel de control y automatización de los equipos de bombeo, de la red y de las tomas; y las labores de mantenimiento de las instalaciones. Del análisis de la información podemos obtener los puntos críticos que pueden originar un consumo energético excesivo o que son causa de una baja eficiencia. Toma de datos y medición

Consiste en una visita a las instalaciones de la organización para comprobar su estado y tomar los

datos básicos de funcionamiento de las instalaciones, de los equipos que consumen energía y de su mantenimiento. Se realizan mediciones y registros a los equipos e instalaciones existentes, con especial atención a aquellos en los que se pueden generar mayores oportunidades de ahorro energético. Para llevar a cabo la recogida de datos deben emplearse, en caso de ser necesario, unos determinados equipos técnicos destinados al efecto (analizador de redes, transductor de presión, caudalímetro…). Estos equipos deben además ser manejados por personal técnico con cualificación adecuada. Todos los aparatos empleados deben estar homologados/ calibrados. Análisis y evaluación

El proceso de las auditorías energéticas se basa en la comparación de los consumos óptimos que deben tener los equipos que precisan energía con los consumos reales. Se analiza la eficiencia de los equipos y la eficiencia de suministro y se calculan los indicadores de uso de la energía y la calificación energética de la comunidad. Se utilizan indicadores como la relación de la potencia suministrada con la potencia consumida, rendimiento del factor de potencia o el rendimiento de consumo en hidrante. La evaluación de los datos recogidos permite identificar las medidas de ahorro y definir propuestas concretas para implantar dichas medidas. La utilización de programas de simulación y diagnóstico como el GESTAR o EPANET permiten modelizar las redes y prever su funcionamiento en los distintos escenarios de uso que se puedan plantear para poder establecer así, en cada caso, las condiciones óptimas de trabajo.

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• Adaptar el riego a los periodos de bajo coste. Respetar la discriminación horaria. • Implementar un sistema de penalizaciones y bonificaciones para incentivar el riego en periodos de menor costo. • Establecer un protocolo de mantenimiento de los equipos. • Programas de formación y concienciación. • Posibilidad de generar energía utilizando turbinas o energías renovables.

Propuesta de mejoras y valoración

Para cada propuesta se calcula el ahorro que generan, la inversión que precisan y el plazo de recuperación de dicha inversión. Se indica también, si las hubiere, otro tipo de mejoras no económicas (ambientales, sociales). Nos podemos encontrar con medidas que no precisan inversión (elección de otra tarifa, ajuste de la programación del riego a los periodos tarifarios, mejora de mantenimientos, manejo del riego, etc.) y otras que sí las precisan (modificaciones en las infraestructuras, reparaciones de equipos…) Todas estas medidas hay que priorizarlas teniendo en cuenta su coste y el ahorro previsto. En el caso de que dos o más mejoras afecten a un mismo sistema o equipo estas se calcularán por separado y también de forma conjunta, para disponer de toda la información de ambas opciones. Se realizará un informe de recomendaciones y de buenas prácticas para usar las instalaciones de manera eficiente. De la gestión y el buen uso de las instalaciones por parte de los operarios depende una parte importante de la eficacia de las medidas. Asimismo, se resaltarán una serie de indicadores (eficiencia de equipos y suministro, calificación energética, grado de utilización de la potencia contratada, valoración de la gestión…) que pueden ser de utilidad para hacer un análisis comparativo (benchmarking) con los indicadores de otras comunidades del que pueden surgir nuevas actuaciones para mejorar la eficiencia. Posteriormente, una vez implementadas las medidas propuestas, se realizarán mediciones, registros y toma de datos para evaluar los ahorros conseguidos. Medidas correctoras más frecuentes • Correcta estimación de las necesidades de los cultivos. • Ajuste del riego a las necesidades demandadas por el cultivo. • Programación correcta del riego a nivel de parcela. • Mejorar la eficiencia de riego en parcela. • Reducir la presión necesaria en el hidrante parcela. • Sustitución de accesorios, filtros y mecanismos que tengan mucha pérdida de carga. • Sectorización de la red en función de la topografía o el requerimiento de presión de los hidrantes. • Organizar el riego por turnos en función de la presión requerida.

Objetivos y ventajas de las auditorÍas

• Agrupar la demanda de riego para que los equipos funcionen cercanos a su punto de funcionamiento donde el rendimiento es máximo. • Limpieza de aspiraciones y filtros. • Reducción de la presión de consigna de la red. • Agrupar la demanda de riego para intentar consumir el máximo posible de horas valle. • Programación de equipos de bombeo: tener en cuenta el calendario de periodos tarifarios. • Automatización de las estaciones de bombeo buscando que la presión de consigna sea la mínima ajustándose a la curva de demanda de la red. • Revisión, puesta a punto o sustitución de motores y bombas. • Sustitución o modificación de los rodetes de las bombas. • Utilización de arrancadores estáticos. • Instalación de bombas de pequeña potencia que entran en cascada según la demanda requerida. • Instalación de variadores de velocidad. • Instalación de batería de condensadores para compensar la energía reactiva. • Aumento de la capacidad de los depósitos. • Elección acertada del tipo de tarifa y potencia a contratar. • Solicitar planificación de cultivos con antelación a la contratación del suministro energético: perfil de consumo lo más exacto y ajustado posible. • Revisión y control de las facturas eléctricas. • Negociación en la contratación del suministro eléctrico para mejorar las condiciones de compra. • Optimizar la contratación del suministro eléctrico. • Ajustar la cantidad de potencia contratada a la demandada por los equipos en uso. No contratar en función de la potencia instalada, sino por la forma en que se utiliza esta potencia instalada.

• Aumentar la disponibilidad de agua. • Ahorrar costes derivados del consumo energético al mejorar la eficiencia hídrica y energética. • Aumentar el tiempo de vida de los equipos de bombeo al trabajar en su punto óptimo. • Mejorar la competitividad de las explotaciones al reducirse los costes de producción. • Reducción de los costes de mantenimiento de sustitución. • Toma de conciencia por parte de los gestores de la Comunidad, de la importancia de cambiar ciertos hábitos de conducta por las implicaciones que ello tiene en el coste del consumo energético. • Implicación de todos los usuarios en el uso eficiente del agua y de la energía, formando a los mismos en el manejo de las instalaciones a nivel de parcela, haciéndolos conocedores de las consecuencias que su actuación tiene en materia de ahorro de agua y energía. • La comunidad mejora su imagen ante la sociedad y la administración. Se carga de razones en la reclamación de ayudas para compensar los constantes incrementos de las tarifas eléctricas y en la demandas de aumento de la capacidad de reserva hídrica. • Reducción de las emisiones de dióxido de carbono. • Contribuir a la reducción de la dependencia energética exterior. • Las administraciones toman conciencia de los costes reales. • Es posible que en el futuro se exija que para determinadas ayudas y subvenciones se acredite una gestión eficiente de los recursos hídricos y energéticos. La crisis económica no debería interrumpir el proceso iniciado, sobre todo en lo referente a las auditorías, ya que se pueden obtener ahorros importantes con inversiones reducidas.

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Ley 15/2012, de 27 de Diciembre, de medidas fiscales para la sostenibIlidad energética La Ley 15/2012 recoge un conjunto de medidas tributarias tendentes a armonizar el sistema fiscal con un uso de los recursos energéticos que sea respetuoso con el medio ambiente y la sostenibilidad del sistema eléctrico. Riegos del Alto Aragón, en calidad de productor de energía en régimen bonificado, se ve afectado por ella.

La citada Ley, que está en vigor desde el 1 de enero de 2013, crea nuevas figuras tributarias que recaen sobre distintas manifestaciones de capacidad económica vinculadas a la producción de energía eléctrica. Plantean dos medidas: a) Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica

Este nuevo impuesto, de carácter directo y naturaleza real, se establece en todo el territorio español con la finalidad de obtener una mayor recaudación que sería aportada por los productores de energía eléctrica que participen en las distintas modalidades de contratación del mercado de producción de energía eléctrica. El hecho imponible de este nuevo impuesto consiste en la producción e incorporación al sistema eléctrico de energía eléctrica, medida en barras de central, en cualquiera de las instalaciones de producción de energía eléctrica a que se refiere el Título IV de la Ley del Sector Eléctrico (instalaciones de régimen ordinario y de régimen especial de

producción eléctrica). Están obligadas a su pago en calidad de contribuyentes las personas físicas, jurídicas o entidades que realicen la producción e incorporación al sistema eléctrico de energía eléctrica. El gravamen es de un 7% aplicado sobre el importe total a percibir por el contribuyente en el período impositivo. El pago del impuesto se realizará dentro del mes de noviembre posterior al de devengo del impuesto, el cual tiene lugar, como regla general, el 31 de diciembre, que es el último día del período impositivo. Dicha liquidación se realizará sobre la base de las mediciones definitivas de producción de energía eléctrica. b) Canon por la utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica

La Ley 15/2012 establece un nuevo artículo 112 bis en el texto refundido de la Ley de Aguas, aprobado por Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio, en el que se regula una nueva tasa denominada canon por la utilización de aguas continentales para la produc-

ción de energía eléctrica, introducido sobre la base de que la normativa de aguas vigente no preveía la tributación por uso de las aguas continentales propiamente dichas. Este nuevo canon tiene, por tanto, como hecho imponible, la utilización y aprovechamiento de las aguas continentales tanto superficiales como subterráneas. El pago del nuevo canon recae, a título de contribuyentes, en los concesionarios de las respectivas concesiones hidroeléctricas o en los sujetos que se subroguen en el lugar de aquellos y será exigible según la cuantía que corresponda y en los plazos que se señale en las condiciones de la concesión o autorización. El devengo de este canon tendrá lugar en el momento de la obtención de la concesión (como pago puntual) y con ocasión del mantenimiento anual de esta (como pago periódico) y tiene como base imponible el valor económico de la energía hidroeléctrica producida y medida en barras de central en cada periodo impositivo anual que determinará el organismo de cuenca y se aplicará un tipo del 22% sobre el citado valor. En este sentido, se prevé también la exigencia del canon a los titulares concesionarios que a la fecha de entrada en vigor de la Ley ya sean titulares de una concesión hidroeléctrica, cuyas condiciones deberán ser objeto de adaptación a la nueva regulación del canon. Se ha previsto una reducción del importe del canon en un 90% para las instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW, así como para aquellas que utilicen tecnología hidráulica de bombeo con una potencia superior a 50 MW. Este nuevo canon será recaudado por los organismos de cuenca competentes.

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Nuevas modalidades de ofertas para el suministro eléctrico: ahorro versus riesgo JOSE MARÍA YUSTA LOYO Dr. Ingeniero Industrial, Profesor Titular de la Universidad de Zaragoza

1. Introducción

El mercado eléctrico se liberalizó en 1998, pero no ha sido hasta la eliminación de las tarifas eléctricas en 2008 y 2009 cuando los consumidores han sido conscientes de la necesidad de preocuparse más activamente por la contratación del suministro eléctrico, tanto para la elección de su proveedor como de la mejor oferta posible para su perfil de consumo de electricidad. Gracias a este desarrollo del mercado y a la actitud más activa de los consumidores en búsqueda de mejores precios, las empresas comercializadoras han comenzado a proponer nuevos tipos de ofertas, que reduzcan su propia exposición a la volatilidad de los precios de los mercados mayoristas a la vez que traspasan a los consumidores parte de ese riesgo, prometiéndoles un ahorro en su factura eléctrica mensual. Así, la contratación del suministro eléctrico se ha ido sofisticando cada vez más en los últimos años, pasando del tradicional esquema de precios fijos por periodos a las nuevas modalidades de contratos indexados. Revisaremos en este artículo estos nuevos tipos de contratación y su aplicación al perfil del suministro eléctrico de las comunidades de regantes.

energía, gestionando su consumo en los distintos periodos. Existen varias posibilidades, en las que los periodos pueden ser: punta, llano y valle o bien los 3 o 6 periodos de las tarifas de acceso, o incluso hasta 8 o 10 periodos horarios con precios distintos. Todo depende de lo que acuerden las partes, ya que todo es negociable en un contrato en el mercado minorista liberalizado, incluido la estructura de precios y el número de periodos horarios. En general, para contratos de más de 450 kW de potencia contratada, una estructura de precios en seis periodos es la más habitual, y se ajusta mucho mejor a las fluctuaciones de consumo del cliente, ya que así se paga exactamente por lo que se está demandando. En la figura 1 se muestra un ejemplo de oferta con precios fijos con discriminación horaria en 6 periodos, coincidentes en este caso con los horarios de los periodos de la tarifa de acceso Periodo horario Potencias contratadas (kW)

6.1. Como se observa en las potencias contratadas, sólo la potencia del periodo P6 es superior a 450 kW, pero es suficiente para que se le aplique a este suministro la tarifa de acceso 6.1 en lugar de la 3.1A. Para estimar el coste de esta oferta de suministro eléctrico: – Se calculará el coste de la potencia multiplicando la potencia contratada en cada periodo por el precio del término de potencia correspondiente. Será necesario tener en cuenta que los precios del término de potencia NO INCLUYEN EL IMPUESTO ELÉCTRICO, que se añadirá aplicando al importe resultante el coeficiente 1,05113 para el cálculo de la base imponible y el tipo impositivo de 4,864%. – Se calculará el coste de la energía multiplicando el consumo anual estimado en los distintos periodos P1 a P6 por los precios de energía ofertados, que en el caso particular de esta oferta ya incluyen el impuesto eléctrico.

260

500

FIGURA 1. Oferta de comercializadora con precios de energía en 6 periodos, y término de potencia desagregado

Periodos

9,0810

6,7151

7,7033

9,3450

2. Precios binómicos por periodos

Cent €/kWh 14,0189 12,0741 11,0731 9,8303

La fórmula más tradicional de oferta por el suministro eléctrico en los últimos años ha sido la de precios fijos por periodos, separando por un lado el precio por kWh de energía y por otro lado el precio por kW de potencia, para distintos periodos. Es decir, se separa el coste de la tarifa de acceso de potencia del coste total del suministro. Esta modalidad de contratación permite al cliente optimizar el coste de la

P1: Periodo 1 de la tarifa de acceso en 6 periodos P2: Periodo 2 de la tarifa de acceso en 6 periodos P3: Periodo 3 de la tarifa de acceso en 6 periodos P4: Periodo 4 de la tarifa de acceso en 6 periodos P5: Periodo 5 de la tarifa de acceso en 6 periodos P6: Todos los días entre las 00:00 y las 8:00 P7: Sábados, domingos y festivos entre las 8.00 y las 24:00 horas P8: Días laborables del mes de agosto para el sistema peninsular, el mes de abril para el sistema balear y el mes de mayo para el sistema de Canarias entre las 8.00 y las 24:00 horas FIGURA 2. Oferta de comercializadora con precios de energía en 8 periodos (término de potencia desagregado)

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En la figura 2 se muestra otro ejemplo de oferta de precios fijos con discriminación horaria en 8 periodos, lo que confirma que no siempre las ofertas se realizan sobre una estructura horaria idéntica a la de las tarifas de acceso, sino en función de los costes de adquisición que estima la comercializadora para la compra de energía en el mercado mayorista durante el periodo de duración del contrato, y para adaptarse al perfil de demanda eléctrica de cada tipo de consumidores. 3. Indexadas al mercado diario

En vez de garantizar precios fijos a lo largo de la duración del contrato, las ofertas indexadas permiten adaptar el precio final del suministro eléctrico a la variación de los precios de los mercados energéticos. Estas ofertas pueden referenciarse a distintas variables, la más habitual al precio horario del mercado diario de electricidad de OMIE, aunque también hay ofertas que utilizan como referencia para los precios mensuales la cotización de la electricidad en los mercados a plazo, por ejemplo en OMIP. Sin embargo, en contratos de medio y largo plazo (más de 3 años) es frecuente referenciar el precio del suministro eléctrico del consumidor a otras variables de los mercados de energía, por ejemplo el precio del petróleo Brent, incluyendo también fórmulas que tengan en cuenta las variaciones del tipo de cambio, la cotización de derechos de emisión de CO2, etc. Entre las ofertas indexadas al precio horario del mercado diario de electricidad, pueden distinguirse habitualmente dos modalidades, denominadas pass-pool y pass-through.

ción de la energía en el mercado mayorista. De este modo el riesgo, en vez de ser asumido por la comercializadora, se traslada parcialmente al cliente. En algunos casos, el cliente debe informar de sus previsiones diarias de demanda eléctrica, y pagar las penalizaciones fijadas en el contrato por los desvíos incurridos entre la energía eléctrica solicitada y la realmente consumida. Algunas comercializadoras calculan el precio promedio aritmético mensual por periodo de tarifa de acceso de los precios horarios del mercado eléctrico mayorista de OMIE, es decir, se traslada el comportamiento promedio mensual de los precios de OMIE al consumidor final. Sin embargo, otras comercializadoras calculan el precio promedio aritmético mensual ponderando el precio horario del mercado con el consumo horario del consumidor, lo que asimila esta modalidad a una auténtica indexación horaria al mercado eléctrico, es decir, se le traspasa el coste horario de la energía en el mercado eléctrico mayorista. En algunas modalidades de oferta indexada al mercado (pool), se imputan al consumidor penalizaciones por desviaciones de su programa de consumo previsto, mientras que en otros casos las fórmulas en las ofertas ya incluyen un margen que permite cubrir al comercializador esos posibles costes por desvíos. El comercializador utiliza el efecto cartera para compensar los costes de los desvíos del conjunto

Es una modalidad de compra de electricidad a precio variable que está indexada a los precios medios del mercado eléctrico mayorista de OMIE. El precio final a pagar cada mes se determina en función del precio promedio por periodo de la energía en OMIE cada mes. En este tipo de contratos, en vez de pactar precios fijos, el precio es variable y depende del precio de adquisi-

CONSUMO TENSIÓN ESTIMADO ANUAL (KV) (GWH) 10

1,80

de sus clientes, lo que reduce notablemente el coste de desvíos a valores del orden del 3% del coste total. En otro caso, la penalización individual a cada consumidor por desvíos podría alcanzar valores del 20% del precio horario del mercado. En la figura 3 se muestra un ejemplo real de oferta pass-pool, donde el coste del suministro de electricidad es el resultado de la aplicación de una fórmula matemática, referenciada a la media aritmética de los precios horarios del mercado eléctrico (OMIE, antes OMEL). En esta oferta no se imputa al cliente penalización alguna por desvíos, ni obligación de informar de previsiones de consumo. El acrónimo ATR se refiere a Acceso de Terceros a la Red, es decir, indica el término de tarifas de acceso. El resultado de la aplicación de la fórmula del ejemplo de la figura 3 son seis precios de energía a facturar al consumo registrado en cada mes, que se van actualizando en cada factura en función de la evolución mensual de los precios horarios del mercado eléctrico. 3.2. Ofertas pass-through

Es una modalidad de compra de electricidad a precio variable donde el precio de la energía consumida se liquida hora a hora con los precios del mercado mayorista de OMIE, más el resto de términos que completan el precio final horario del mercado eléctrico (servicios de ajuste del sistema, pagos por capacidad, etc.), las corres-

El precio ofertado será la suma del coste de ATR y del coste de la energía. PRECIO = ATR + TE (cts. €/kWh) ATR: El ATR se calculará en base a lo establecido en el RD 1164/2001 o disposiciones legales que lo sustituyan. TE: Coste de la energía. El precio ofertado consiste en un precio binómico compuesto de una parte fija A y un coeficiente B que aplica al precio medio aritmético del mercado eléctrico diario en el periodo correspondiente e incluye todos los conceptos de los que se compone el coste de la electricidad en el mercado liberalizado, excepto los correspondientes a la tarifa de acceso y el IVA. Para su cálculo se han tenido en cuenta las disposiciones legales vigentes a la emisión de la presente oferta. TEI = AI + BI * OMELI Siendo: TEI: El precio de facturación de la energía mensual consumida por el cliente en cada uno de los periodos horarios de la tarifa de acceso correspondiente en cts. €/kWh. AI: Componente fija del precio binómico para cada periodo de la tarifa de acceso correspondiente en cts. €/kWh. Este término incluye los conceptos de Pagos por Capacidad, Restricciones, Procesos de Operación del Sistema, Costes de Gestión y la parte proporcional de las pérdidas y el impuesto eléctrico. BI: Coeficiente que recoge los conceptos de Pérdidas en la red, Impuesto eléctrico y efecto de la curva de carga. OMELI: Media aritmética en cada periodo de la tarifa de acceso correspondiente, de los precios horarios del OMEL, fijados en la sesión del día anterior al de consumo (publicado en la página web de la Compañía Operadora del Mercado Español de la Electricidad, S.A.), en cts. €/kWh. En el cuadro siguiente se recoge el precio ofertado y las condiciones del suministro:

3.1. Ofertas pass-pool

SUMINISTRO

COEFICIENTE AI (cents €/kWh) P1

coeficiente Bi P6

2,1386 1,3002 1,0608 0,9402 0,9402 0,5798 1,1390 1,1370 1,1360 1,1340 1,1340 1,1250

FIGURA 3. Oferta indexada al promedio aritmético de los precios horarios del mercado eléctrico mayorista de OMIE

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PERSONALIZACIONES POR DESVÍOS

Media mensual de los valores absolutos de los desvíos horarios (en %)

Bonificación (c€/kWh)

De 0% a 0,99%

0,05

% Desvío

Personalización sobre consumo en BC (€/MWh)

0-2,5%

0,15

De 1% a 1,99%

0,04

2,5-5%

0,2

De 2% a 2,99%

0,03

5-7,5%

0,25

De 3% a 3,99%

0,02

De 4% a 4,99%

0,01

Para desvío > 7,5%, penalización 0,56 €/MWh por cada 2,5% de de desvío FIGURA 4. Penalización por desvíos

pondientes tarifas de acceso por el uso de las redes de transporte y distribución y los impuestos (de la electricidad y el IVA). Este tipo de ofertas están diseñadas para proporcionar una reducción del coste del suministro eléctrico sobre las ofertas a precio fijo, por el traspaso de riesgo entre comercializador y consumidor, pero el porcentaje de ahorro dependerá de la evolución de los precios diarios del mercado mayorista. Algunos comercializadores sugieren que el ahorro con este tipo de contrato suele traducirse en una reducción de los costes eléctricos del orden del 6% respecto a las ofertas a precio fijo. En el ámbito de esta modalidad, el consumidor tiene varias alternativas de compra horaria de la electricidad: a) Adquirir la energía directamente en el mercado eléctrico, opción compleja por la operativa diaria requerida para la presentación de ofertas y el proceso de liquidación de facturas con el Operador del Mercado OMIE (por la compra horaria de energía), el Operador del Sistema REE (por los servicios de ajuste del sistema, incluyendo el coste de los desvíos incurridos por el consumidor respecto al programa horario de consumo previsto) y la empresa distribuidora de la zona (tarifas de acceso, alquiler de equipo de medida). b) Adquirir la electricidad en el mercado mediante un representante, que realice en nombre del consumidor la operativa de presentación de ofertas, garantías de pago y liquidación de facturas con el Operador del Mercado OMIE. También se suele encargar de la liquidación de las facturas por servicios de ajuste del sistema con REE y de las tarifas de acceso con la empresa distribuidora. En este caso, el representante cobra unos gastos de gestión por su actividad (típicamente entre 0,2 y 0,5 cts. €/kWh), y traspasa el coste de desvíos al cliente final, además del precio final horario del mercado eléctrico. c) Adquirir la electricidad en el merca-

FIGURA 5. Bonificación por buena programación

do mediante un comercializador, que además de la compra horaria de la energía en el mercado eléctrico, ofrezca ventajas al consumidor en forma de efecto cartera de costes de desvíos, cobertura de riesgos, etc. El comercializador incluirá un margen comercial por su actividad en el precio final facturado al cliente. El consumidor debe comunicar su previsión de consumo horario al comercializador, para que este pueda agregar el volumen de consumo en su cartera diaria de compra de energía en el mercado de OMIE. Con periodicidad mensual, el comercializador remite una única factura al cliente con detalle de todos los costes de compra de energía y tarifas de acceso, asumiendo el comercializador la tarea de liquidar los importes correspondientes a los agentes del sistema por los diferentes servicios. Se han observado distintas prácticas comerciales para la imputación del coste de los desvíos horarios por parte de empresas comercializadoras en contratos indexados:

• Traspaso directo del coste individual de desvíos del consumidor. • Compensación de desvíos por agrupación con otros suministros del mismo grupo de empresas o con otros suministros en una asociación o central de compra. • Aplicación de una penalización promedio en función del error cometido en la programación diaria respecto al consumo real registrado (figura 4). • Bonificación al consumidor por buena programación diaria de su consumo horario, en lugar de aplicar una penalización (figura 5). 4. Aplicación de ofertas indexadas pass-pool al perfil de consumo de comunidades de regantes en 2012

Las ofertas indexadas de más fácil aplicación son aquellas de modalidad pass-pool, puesto que permiten trasladar las variaciones de los precios diarios de los mercados energéticos mayoristas a la factura mensual de electricidad, sin imputación de coste por desvíos ni obligación de informar diariamente a la

Precio horario mercado diario OMIE 2012 (euros/MWh) P1

Enero

59,69

56,74

Febrero

P4 0

P5 0

P6 0

45,48

64,45

58,96

46,44

Marzo

55,1

53,01

41,96

Abril

46,37

36,70

Mayo

48,9

38,81

Junio

58,54

57,7

60,67

54,91

49,93

Julio

55,65

53,74

46,34

49,34

Agosto Septiembre

54,48

53,52

42,56

Octubre

52,93

39,12

Noviembre

52,42

48,62

35,09

Diciembre

54,01

49,53

35,18

FIGURA 6. Promedio aritmético de los precios horarios del mercado eléctrico mayorista de OMIE en 2012, por meses y por periodos

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comercializadora eléctrica de las previsiones de consumos horarios de energía para el día siguiente. En la figura 6 se ha calculado el promedio aritmético de los precios horarios del mercado eléctrico de OMIE durante el año 2012, por meses y por periodos, valores numéricos que serán necesarios para la valoración de las fórmulas propuestas por las comercializadoras en las ofertas indexadas tipo pass-pool. En la figura 7 se pueden comparar gráficamente los precios horarios del mercado diario de OMIE durante el año 2012 con el precio medio mensual resultante de aplicar los precios de la figura 6 al perfil de consumo mensual por periodos de una comunidad de regantes. Tomando los precios medios de la figura 6, se ha valorado el resultado económico anual de tres ofertas indexadas tipo pass-pool presentadas por las empresas comercializadoras Edp-Hidrocantábrico, Endesa y Nexus, aplicadas al consumo real registrado en 2012 en tres comunidades de regantes del sistema de Riegos del Alto Aragón. Las características de potencias contratadas y consumos registrados por periodos en 2012 de las tres comunidades de regantes se recogen en la figura 8. Se ha optado por tres comunidades con distintos perfiles de demanda anual, como se observa claramente en su consumo de energía en el periodo P6. Las ofertas de las comercializadoras presentan diferentes fórmulas de cálculo, que se han evaluado matemáticamente para obtener el coste anual del suministro eléctrico. También se ha calculado el coste resultante de aplicar el contrato a precio fijo en 2012, para comparar los resultados de las ofertas indexadas respecto al contrato con precios fijos por periodos. En ambos cálculos se ha considerado la actualización de las tarifas de acceso con carácter retroactivo desde el 1 de enero de 2012, según la Orden IET 843/2012. Los resultados finales mostrados en la figura 9 ilustran algunas conclusiones interesantes. Se puede observar que los contratos de suministro eléctrico con fórmulas indexadas al mercado eléctrico no siempre resultan en un coste menor que los contratos con precios fijos por periodos, sino que dependerán de la fórmula de cada oferta indexada en particular, de los precios registrados en el mercado de OMIE (figura 6) y del perfil de consumo por meses y por periodos de cada comunidad de regantes.

FIGURA 7. Precios horarios del mercado diario de OMIE y precio medio mensual calculado para Comunidad de Regantes CR5.

Precio horario mercado diario OMIE 2012 (euros/MWh) P1

CR 5

1100

1530

1950

CR 6

1402

1770

CR 11

1600

Precio horario mercado diario OMIE 2012 (euros/MWh) CR 5

Total (kWh)

3.273.125

79%

CR 6

1.995.366

91%

CR 11

2.075.059

96%

FIGURA 8. Características del consumo eléctrico en 2012 de tres comunidades de regantes

En los casos examinados, la oferta indexada de Edp-Hidrocantábrico habría resultado en una reducción del coste anual del suministro eléctrico en las tres comunidades de regantes, que oscila entre el 1% al 3% de mejora económica respecto al contrato con precios fijos por periodos. Sin embargo, las otras dos ofertas evaluadas habrían proporcionado un ahorro menor y, en algún caso, un coste superior al del contrato con precios fijos anuales. En resumen, las nuevas modalidades de contratación indexadas al mercado pueden representar una oportunidad de ahorro en las facturas eléctricas, pero será necesario asumir simultáneamente algunos riesgos derivados de la dificultad de predecir la evolución de los precios del mercado, ya que ni siquiera los mercados a plazo

son capaces de estimar la variabilidad de los precios del mercado diario de electricidad en el futuro más inmediato, como está sucediendo en 2013. Además, deberemos evaluar cuidadosamente las fórmulas de las ofertas indexadas para asegurarnos cuál de ellas proporcionaría un mejor resultado económico, ya que no todas traspasan el comportamiento del mercado eléctrico diario de la misma forma a la factura eléctrica mensual. Para realizar adecuadamente esta evaluación, será necesario generar escenarios posibles de precios horarios del mercado diario para el año siguiente, y obtener conclusiones sobre la mejor oferta indexada para distintas situaciones posibles de dichos precios, dada la dificultad de anticipar el comportamiento preciso del mercado.

Indexado respecto a Precio Fijo 2012 EDP-HC

ENDESA

NEXUS

CR 5

-2,8%

-0,9%

-0,1%

CR 6

-1,1%

0,9%

1,7%

CR 11

-3,0%

-0,4%

0,8%

FIGURA 9. Diferencia de coste económico anual en 2012 de ofertas indexadas respecto al contrato de precio fijo por periodos