2.3. Actividades reguladas y actividades en libre competencia

La explotación de las redes eléctricas (de transporte y distribución) está sujeta a significativas economías de escala, lo que hace que las mismas tengan carácter de monopolio natural, haciendo ineficiente la introducción de competencia en estas actividades (ver Proceso de liberalización y separación de actividades reguladas). La LSE estableció inicialmente la obligación de separar jurídica y contablemente[52] dentro de las empresas eléctricas las actividades reguladas (transporte y distribución), que se prestan bajo un régimen económico y de funcionamiento regulado, de las actividades liberalizadas (generación y comercialización), que son desarrolladas por los operadores en régimen de libre competencia, rigiéndose su retribución por las leyes de la oferta y la demanda (ver Actividades reguladas en el sector eléctrico ).

La Directiva 2003/54/CE y su posterior transposición a la normativa española (Ley 17/2007[53]) profundizaron en este aspecto e impusieron a los grupos verticalmente integrados la separación funcional de sus actividades, que tiene como objeto garantizar la autonomía de gestión y decisión de los responsables de las redes de transporte y distribución[54] y preservar la confidencialidad de la información comercialmente sensible de que disponen estos responsables, de manera que no se comprometa la competencia en las actividades liberalizadas. Actualmente, son las propias empresas las que tienen que aplicar esta separación de actividades y desde el 31 de marzo de 2013 se configura como una obligación legal por la que las empresas tienen que presentar información periódicamente a la CNMC.

La actual LSE y la anterior con sus posteriores desarrollos legislativos han establecido y definido el papel de los diferentes sujetos participantes en el sector eléctrico (Figura 2‑2):

Los productores de energía eléctrica son aquellas personas físicas o jurídicas que tienen la función de generar energía eléctrica, así como las de construir, operar y mantener las centrales de producción. En ningún caso tendrán la condición de productores los consumidores con autoproducción de energía eléctrica. Hasta la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013 y de la nueva ley del sector, los productores se dividían en función de la modalidad de generación utilizada en productores del régimen especial[55] y productores del régimen ordinario (ver Tecnologías y costes de la generación eléctrica). Actualmente, se ha eliminado los conceptos diferenciados de régimen ordinario y especial sin perjuicio de las consideraciones singulares que sea preciso establecer.
El transportista[56] es aquella sociedad mercantil que tiene la función de transportar energía eléctrica, así como construir, mantener y maniobrar las instalaciones de transporte[57] (ver Actividades reguladas en el sector eléctrico ).
Los distribuidores son aquellas sociedades mercantiles o sociedades cooperativas de consumidores y usuarios, que tienen la función de distribuir energía eléctrica, así como construir, mantener y operar las instalaciones de distribución destinadas a situar la energía en los puntos de consumo (ver Actividades reguladas en el sector eléctrico ).
Los comercializadores son aquellas sociedades mercantiles, o sociedades cooperativas de consumidores usuarios que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren energía para su venta a los consumidores, a otros sujetos del sistema o para realizar operaciones de intercambio internacional. Entre ellos, los comercializadores de referencia (anteriormente los Comercializadores de Último Recurso (CUR)), designados por el regulador, se encargan de suministrar energía a aquellos consumidores acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC) antes la Tarifa de Último Recurso (TUR). (ver El mercado minorista de energía eléctrica y El Suministro de referencia).
Los consumidores son las personas físicas o jurídicas que compran la energía para su propio consumo. Aquellos consumidores que adquieran energía directamente en el mercado de producción se denominarán Consumidores Directos en Mercado.
Los gestores de cargas del sistema son aquellas sociedades mercantiles que, siendo consumidores, están habilitados para la reventa de energía eléctrica para servicios de recarga energética, es decir, desarrollan la actividad destinada al suministro de energía eléctrica para la recarga de vehículos eléctricos.
El Operador del Mercado Ibérico (OMI) lleva a cabo la gestión del mercado ibérico de electricidad (MIBEL). Esta gestión distingue, por un lado, la del mercado ibérico al contado (mercado spot), que está encomendada a OMI-Polo Español, S.A. (OMIE) y, por otro, la gestión de la Plataforma de Negociación del mercado de derivados (mercado a plazo), que es responsabilidad de OMI-Polo Portugués, S.A. (OMIP). (Ver Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad y Formación de precios en los mercados mayoristas a plazo de electricidad)
El operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE), es una sociedad mercantil que tiene como función principal llevar a cabo las actividades asociadas a la operación técnica del Sistema Eléctrico, garantizando la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación de los sistemas de producción y transporte (Ver Mecanismos de ajuste de demanda y producción)

Figura 2‑2. Descripción simplificada de la organización del Sistema Eléctrico en España.
Fuente: CNE y elaboración propia.

La LSE establece la libertad de acceso a las redes de transporte y distribución, de manera que los agentes (productores, comercializadores y consumidores) pueden utilizar a las redes a cambio del pago de unos peajes y cargos determinados (las tarifas de acceso) que son fijados y actualizados de manera periódica por el regulador (en el caso español por el Ministerio competente), estando los gestores de las redes obligados a aceptar las solicitudes de acceso de los agentes, excepto en los casos en que no haya capacidad suficiente en las redes para soportar el tránsito de electricidad pretendido (ver Los peajes de acceso y cargos: estructura, costes y liquidación de los ingresos).

El régimen económico del Sistema Eléctrico. Redes de transporte y distribución. De manera general, la retribución de las actividades de redes debe proporcionar a las empresas reguladas tanto el derecho a la recuperación de los costes incurridos, como una garantía razonable de percibir una rentabilidad suficiente sobre el capital prudentemente invertido. La retribución de estas actividades es fijada por la Administración teniendo en cuenta los costes de inversión, de operación y mantenimiento y de gestión de las redes en los que incurren los distintos agentes y es sufragada mediante los ingresos obtenidos por los peajes de acceso definidos por el uso de las redes (ver Los peajes de acceso y cargos: estructura, costes y liquidación de los ingresos). El régimen retributivo de las actividades reguladas del sector eléctrico fue definido en primera instancia por el Real Decreto 2819/1998[58], de 23 diciembre.

Distribución eléctrica. En el caso de la actividad de distribución, el Real Decreto 222/2008 [59] estableció, al comienzo de cada periodo regulatorio (4 años), una retribución base para cada empresa distribuidora. Esta retribución evoluciona a lo largo de los distintos años del periodo regulatorio en función del aumento de actividad al que se enfrenta cada una las empresas y de las inversiones realizadas por ellas.

El Real Decreto-ley 13/2012[60] publicado en marzo de 2012, modificó algunos aspectos de la retribución de la actividad de distribución indicando que se retribuirá en concepto de inversión aquellos activos en servicio no amortizados y fijó que el devengo de la retribución generada por instalaciones de distribución puestas en servicio en el año “n” se iniciará a partir del 1 de enero del año “n+2”. Por otro lado, se indicaba que el Ministerio debería desarrollar una normativa que vincule la retribución por los costes de inversión al valor neto de los activos en servicio.

Por otro lado, el Real Decreto-ley 2/2013[60] publicado en enero de 2013, actualizó la retribución de la distribución, pasando a efectuarse con el Índice de Precios de Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos (IPC subyacente neto de impuestos).

Posteriormente, el Real Decreto-ley 9/2013[61], publicado en julio de 2013, modificó nuevamente la metodología de retribución de la actividad de distribución, estableciendo una retribución detallada para un período transitorio (hasta diciembre de 2014), basada en el rendimiento las Obligaciones del Tesoro a diez años más un diferencial de 200 puntos básicos (este diferencial es de 100 puntos básicos desde la entrada en vigor del real decreto-ley hasta diciembre de 2013), y los principios para la retribución posterior (ver Actividades reguladas en el sector eléctrico)[62]. En diciembre de 2013 se aprobó el Real Decreto 1048/2013[63] por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica (ver Distribución).

El Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, en su disposición transitoria segunda, establece que “la fijación de las cuantías de la retribución de las instalaciones de transporte y distribución de energía eléctrica […] pasarán a ser ejercidas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y serán aplicables a partir del 1 de enero de 2020”. Para ello, la CNMC aprobó la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica, por la que, con respecto a la regulación anterior:

Se modifica el cálculo del valor de inversión retribuible de las instalaciones puestas en servicio desde el primer año de aplicación de la Circular, para considerar el valor real auditado declarado por las empresas; si bien, a mitad del periodo regulatorio, se compara el valor real con el resultante de aplicar los valores unitarios de referencia al conjunto de las instalaciones puestas en servicio durante el semiperiodo y agrupadas por familias de activos, estableciendo una serie de ajustes en caso de divergencia entre las valoraciones a costes unitarios y los valores de inversión reales auditados y declarados.
Se establece un nuevo término de retribución, COMGES, que engloba la retribución por operación y mantenimiento y la retribución de otros activos necesarios para el ejercicio de la actividad de distribución distintos de los activos eléctricos recogidos en las unidades físicas, que no sean ni inversiones en digitalización y automatización de redes, ni despachos ni terrenos, puestos en servicio desde el año 2015 hasta el año n-2.
Se establece un término retributivo referido a la Retribución por Extensión de Vida Útil de las instalaciones (REVU), con el objetivo de incentivar la extensión del funcionamiento de aquellas instalaciones que hayan superado su vida útil regulatoria.
Se modifica el cálculo del término de retribución por otras tareas reguladas desarrolladas por las empresas distribuidoras (ROTD), para ajustarlo a los gastos reales de las empresas distribuidoras.
Se reconocen inversiones en proyectos piloto que supongan un beneficio cuantificable para el conjunto del sistema.
Se modifican los incentivos a la reducción de pérdidas y a la mejora de la calidad.

Los retrasos en el reconocimiento de la retribución anual a la actividad de distribución tienen su origen en los litigios derivados de los cambios regulatorios introducidos tras la aprobación del Real Decreto-ley 13/2012 y del Real Decreto 1048/2013.

En agosto de 2024, la CNMC aplicó la metodología mencionada para calcular la retribución de las empresas de distribución correspondiente al año 2020, cifrada en 5.264 millones de euros (ver Resolución por la que se establece la retribución de las empresas titulares de instalaciones de distribución de energía eléctrica para el año 2020 (RAP/DE/006/19).

Transporte. Por su parte, la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica está regulada mediante el Real Decreto 2819/1998 [64] para las instalaciones puestas en servicio antes del 1 de enero de 2008, y mediante el Real Decreto 325/2008, para las instalaciones puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2008. En virtud de ambos reales decretos, estas instalaciones son retribuidas, con carácter general, de acuerdo con costes unitarios estándares de inversión y de explotación (operación, mantenimiento y estructura), fijándose una retribución determinada para el capital invertido.

Sin embargo, en el Real Decreto-ley 13/2012[65] el Gobierno pidió al Ministerio de Industria, Energía y Turismo, actual Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, que elaborara una propuesta de Real Decreto que vinculara la retribución por inversión de las instalaciones de transporte a los activos en servicio no amortizados, así como establecer que el devengo y cobro de la retribución generada por las instalaciones puestas en servicio el año n se iniciaría desde el 1 de enero del año n+2. Además de estas modificaciones en su retribución, en el Real Decreto-ley 20/2012 aprobado por el Gobierno en julio de 2012 se reduce un 3,15% adicional la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica respecto a la establecida en el Real Decreto-ley 13/2012 como consecuencia de un cambio de criterio en la retribución a la inversión, que se hará para aquellos activos en servicio no amortizados tomando como base para su retribución financiera su valor neto.

El Real Decreto-ley 2/2013[66] publicado en enero de 2013, actualiza la retribución pasando a efectuarse con el Índice de Precios de Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos (IPC subyacente neto de impuestos).

El Real Decreto-ley 9/2013[67] publicado en julio de 2013, modificó nuevamente la metodología de retribución de la actividad de transporte, estableciendo una retribución detallada para un período transitorio (hasta diciembre de 2014), basada en el rendimiento las Obligaciones del Tesoro a diez años más un diferencial de 200 puntos básicos (este diferencial es de 100 puntos básicos desde la entrada en vigor del real decreto-ley hasta diciembre de 2013), y los principios para la retribución posterior (ver Actividades reguladas en el sector eléctrico)[68]. En diciembre de 2013 se aprobó el Real Decreto 1047/2013[69] por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica (ver Transporte y operación del sistema).

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, establece en su artículo 14 que las metodologías de retribución de las actividades de transporte y distribución se establecerán reglamentariamente atendiendo a los costes necesarios para construir, operar y mantener las instalaciones de acuerdo con el principio de realización de la actividad al menor coste para el sistema eléctrico según lo dispuesto en el artículo 1.1.

El Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, establece en su disposición transitoria segunda que “la fijación de las cuantías de la retribución de las instalaciones de transporte y distribución de energía eléctrica […] pasarán a ser ejercidas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y serán aplicables a partir del 1 de enero de 2020”. Para ello, la CNMC aprobó la Circular 5/2019, de 5 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología de retribución al transporte de la electricidad para el periodo 2020-2025, que tiene un carácter continuista con respecto a la regulación anterior, si binen la Circular supone un ajuste en la retribución gradual a lo largo del periodo regulatorio, sobre todo debido a la reducción de la tasa de retribución financiera y a la salida del RAB[1] de determinados activos de los que era titular la empresa transportista.

[1] RAB = Base Regulatoria de Activos

El régimen económico del Sistema Eléctrico. Generación eléctrica. Los productores de energía eléctrica perciben ingresos por la venta de energía en función de los precios fijados en los mercados spot y a plazo de electricidad y de servicios de ajuste (resolución de restricciones técnicas, banda secundaria, energía secundaria y terciaria, gestión de desvíos, etc.) y de algunos complementos regulados (como los pagos por capacidad) (ver Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad y Formación de precios en los mercados mayoristas a plazo de electricidad).

En el momento actual está pendiente la aprobación y lanzamiento de un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español (existe un borrador de orden ministerial en trámite de audiencia). El mecanismo propuesto por el Gobierno plantea un mercado en el que participen las instalaciones de generación y de almacenamiento y la demanda. La prestación del servicio de capacidad se otorgará mediante subastas de potencia firme y de precio, medidos en MW y en euros por MW y año, respectivamente. Ser prevé la celebración de tres tipos diferentes de subasta: subasta principal, subasta de ajuste anual y subasta transitoria. Para dar más liquidez al nuevo mecanismo de capacidad, se prevé además la existencia de un mercado secundario de los derechos y las obligaciones adjudicados en las subastas.

En los sistemas eléctricos insulares y extra peninsulares (SEIE), también llamados Territorios No Peninsulares (TNP), las unidades de generación térmicas están sujetas al denominado Régimen Retributivo Adicional (asignado a las instalaciones de categoría A de acuerdo con el artículo 2 del Real Decreto 738/2015). Dicha retribución se basa en el reconocimiento de los costes fijos y variables que la producción de energía conlleva en estos sistemas aislados. Los sobrecostes son socializados entre todos los consumidores españoles de electricidad gracias al principio de tarifa única nacional y a través del sistema de liquidaciones.

La Ley del Sector Eléctrico de 1997 contempla por primera vez la necesidad de desarrollar una normativa específica para los TNP, aunque hasta el Real Decreto 1747/2003 no se establecieron los aspectos generales de su retribución. En 2006 se aprobaron las órdenes ministeriales que recogían el grueso de los aspectos que hacían referencia específicamente a la retribución (Orden ITC / 914/2006, que estableció el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia o costes fijos; y la Orden ITC / 913/2006, por la que se fijó el mecanismo retributivo a tener en cuenta para los costes variables) y hasta 2009 no se dio la primera liquidación conforme a la nueva normativa.

Esta regulación fue modificada por el Real Decreto-ley 13/2012, por el que se establecen nuevos criterios que se evaluarán en la revisión del modelo retributivo, y el Real Decreto-ley 20/2012 (que elimina la retribución de los gastos de naturaleza recurrente incluidos en el cálculo de la garantía de potencia; se revisa la tasa para el cálculo de la retribución financiera de la inversión, que se corresponderá con el valor de los Bonos del Estado a 10 años más 200 puntos básicos, en lugar de los 300 puntos anteriores; y, se reducen un 10% los valores unitarios de los costes reconocidos de operación y mantenimiento fijos).

La actividad de generación eléctrica en los TNP también se vio afectada por la Ley 15/2012[1] de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, en donde se crean nuevos impuestos para el sector eléctrico y gasista con la intención de reducir el déficit eléctrico (impuesto para la producción de la energía, canon por utilización de aguas continentales, impuestos al carbón y gas natural utilizados en la generación de electricidad). Hay que señalar que en virtud del Real Decreto-ley 12/2021, de 24 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito de la fiscalidad energética y en materia de generación de energía, y sobre gestión del canon de regulación y de la tarifa de utilización del agua, el impuesto a la producción estuvo suspendido de forma temporal para mitigar su impacto en los precios de la electricidad.

El 29 de octubre de 2013, se aprobó la Ley 17/2013, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extra peninsulares ; y el 31 de julio de 2015 se aprobó el Real Decreto 738/2015, que modifica el régimen retributivo anterior, para dar cumplimiento a lo estipulado en la Ley 13/2013 y también en la Ley 24/2013, que, entre otras cosas, buscaban dar señales de precio eficientes al consumidor para adaptar su curva de carga de cada sistema aislado y reflejar el coste de generación de cada subsistema no peninsular.

El régimen económico del Sistema Eléctrico. Energías renovables y cogeneración. Los productores de electricidad incluidos en el antiguo régimen especial gozan de un régimen económico y jurídico distinto al del resto de productores incluidos en el antiguo régimen ordinario.

Su retribución se fijó inicialmente en el Real Decreto 2818/1998, con un sistema de primas. A partir de 2004, con la aprobación del Real Decreto 436/2004, estos productores podían elegir entre volcar a la red su producción a cambio de una tarifa regulada o bien venderla en el mercado (en este caso, participando directamente en el mercado o a través de un representante) y cobrando el precio del mercado más una prima fijada administrativamente. Tanto las tarifas reguladas como las primas eran establecidas por la Administración y se actualizan anualmente o trimestralmente, dependiendo del tipo de instalación que se trate (ver Regulación española de las energías renovables). Es un sistema retributivo que mantuvo el Real Decreto 661/2007, que sustituye a la regulación de 2004.

Toda la regulación posterior va encaminada a controlar la capacidad de las instalaciones puestas en marcha y con derecho a subvención, pues el sistema retributivo previo desembocó en un aumento insostenible de los sobrecostes de apoyo a la generación en régimen especial que había de recuperarse mediante el sistema de liquidaciones, y que llevó a un déficit estructural del sistema.

Así, en enero de 2012, se aprobó el Real Decreto-ley 1/2012, por el cual se suspendían los incentivos económicos para los proyectos encaminados a la instalación de nuevas plantas de producción de energía eléctrica por medio de fuentes renovables, cogeneración y residuos. Además, suspende de forma indefinida los procedimientos de inscripción en el Registro de preasignación de retribución previstos y deja sin efecto la celebración de convocatorias de preasignación de retribución para los años 2012 y sucesivos.

La Ley 15/2012[1] de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, en donde se crean nuevos impuestos para el sector eléctrico y gasista con la intención de reducir el déficit eléctrico, también afecta a la producción eléctrica en régimen especial (ver El déficit tarifario: qué es, consecuencias y solución). Esta ley también excluye del régimen económico primado a la electricidad generada a partir de combustibles fósiles en instalaciones renovables, ya sean instalaciones híbridas o no híbridas (como las termosolares).

A finales del año 2012 se aprobó el Real Decreto-ley 29/2012[2] para la eliminación del límite de déficit tarifario en 2012 y 2013 en el que se corrige o suprime del régimen económico primado para las instalaciones de régimen especial (renovables y cogeneración) que incumplan las obligaciones requeridas para su inscripción definitiva en el registro de preasignación.

El Real Decreto-ley 2/2013, de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero actualiza la retribución a las actividades reguladas del Sistema Eléctrico vinculadas al Índice de Precios al Consumo (IPC), que pasará a vincular al IPC subyacente neto de impuestos. En referencia a las energías renovables, se modifica el Real Decreto 661/2007, por el cual se regula la actividad de producción energética en régimen especial, suprimiendo la prima existente y los límites de producción superior e inferior, además de fijar una tarifa regulada para las instalaciones de renovables y cogeneración.

A su vez, se limita la capacidad de elección de venta al mercado, para evitar que los operadores del antiguo régimen especial que se acojan al mercado libre, puedan luego vender en el de tarifa regulada. Por último, se mantienen las retribuciones fijadas por las instalaciones adjudicatarias del concurso de tecnología solar termoeléctrica con carácter innovador.

El cambio más significativo llega con el Real Decreto-ley 9/2013, publicado en julio de 2013, pues establece un nuevo régimen jurídico y económico para las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de energías renovables, cogeneración y residuos (RECORE). En particular, se establece una nueva metodología de retribución de las instalaciones en el antiguo régimen especial, basada en una retribución específica a la inversión y a la operación que garantiza una rentabilidad razonable definida inicialmente en 300 puntos básicos sobre las Obligaciones del Tesoro a diez años (ver Actividades reguladas en el sector eléctrico y El marco normativo español)[3].

En el Real Decreto 413/2014[4] se concretan las propuestas realizadas en esta normativa y en la Orden Ministerial 1045/2014 se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. (Ver Regulación española de las energías renovables).

Para alcanzar los objetivos de renovables previstos para 2020 y 2030, el gobierno puso en marcha un sistema de subastas que se iniciaron en 2016 bajo el sistema retributivo previsto en el Real Decreto 413/2013 (RECORE). En 2020, se modificó la Ley 24/2013 y se aprobó el Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre para crear el denominado Régimen Económico de Energías Renovables (REER), bajo el que los adjudicatarios de las nuevas subastas recibirán un precio fijo por la energía generada en un plazo máximo de 12 años. Otro aspecto que se ha modificado con los últimos cambios normativos es la inclusión de criterios no económicos para adjudicar la capacidad en las subastas. Actualmente se está procediendo a la revisión de las subastas del régimen económico de energías renovables, de cara a alcanzar los objetivos 2030.

En cuanto a la generación renovable y de cogeneración de potencia neta inferior o igual a 15 MW en los sistemas no peninsulares (SNP), se consideran instalaciones de categoría B (según el artículo 2 del Real Decreto 738/2015) y tienen derecho a percibir un precio de venta por la energía que producen (artículo 8 del Real Decreto 738/2015), complementado, en su caso, con ayudas de los fondos FEDER o PERTE. Asimismo, la pertenencia a la categoría B es compatible con estar acogidos a los regímenes retributivos del RECORE (Real Decreto 413/2014) y del REER (Real Decreto 960/2020). El precio de venta que perciben las instalaciones de generación de la categoría B tiene carácter horario y es específico de cada sistema no peninsular aislado. El valor del precio de venta se obtiene multiplicando el precio medio final diario del sistema peninsular por un coeficiente de apuntamiento que se es igual al cociente entre la demanda del sistema no peninsular en la hora h y la demanda media horaria en dicho sistema en ese mismo día (anexo I del Real Decreto 738/2015).

El régimen económico del Sistema Eléctrico. Comercialización. Los comercializadores que operan en el mercado libre compran energía en el mercado a precios mayoristas y venden esa energía a los consumidores a precios pactados libremente por ambas partes, que incluyen un margen por los servicios prestados (ver El mercado minorista de energía eléctrica).

Alternativamente, de acuerdo con el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, existe un régimen de comercialización regulada cuyo precio de venta es, desde el año 2014, el denominado precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC). Se trata del precio máximo, único en todo el territorio español, que podrán cobrar los comercializadores que asuman las obligaciones de suministro de referencia a aquellos consumidores que se puedan acoger a los mismos (domésticos y microempresas). (Ver El suministro de referencia y El precio voluntario para el pequeño consumidor)

Según la ley del sector, el PVPC se fijará de forma que en su cálculo se respete el principio de suficiencia de ingresos, aditividad y no ocasionen distorsiones de la competencia en el mercado. Para su cálculo se incluirán de forma aditiva los siguientes conceptos:[5]

El coste de producción de energía eléctrica
Los peajes de acceso y cargos que correspondan.
Los costes de comercialización que correspondan.

El coste de producción del PVPC se determinaba, entre 2014 y 2024, con base en el precio horario de los mercados diario e intradiario durante el período al que corresponda la facturación, los costes de los servicios de ajuste del sistema y, en su caso, otros costes asociados al suministro. En enero de 2024 entró en vigor una modificación para hacer que el PVPC tenga en cuenta también el precio que se ha negociado para las compras de electricidad a más largo plazo, en concreto, con plazo mensual, trimestral y anual. Cuando la nueva tarifa esté completamente implantada en 2026, el peso del mercado diario será solo del 45%; y el 55% restante dependerá de los otros tres mercados a plazos (ver Real Decreto 446/2023, de 13 de junio, por el que se modifica el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, para la indexación de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica a señales a plazo y reducción de su volatilidad).

El margen de comercialización regulado que se incluye en las facturas es fijo por kW y año (y se cobra utilizando la potencia contratada por el consumidor en el periodo punta).

Hasta 2022, las Comercializadoras de Referencia estaban obligadas a realizar ofertas anuales en las que el precio del suministro de energía eléctrica fuera fijo para los consumidores con derecho a PVPC. Con el Real Decreto 184/2022, de 8 de marzo, el Gobierno elimina la obligación de las comercializadoras de hacer ofertas alternativas al PVPC y un consumidor que quiera la estabilidad de una tarifa a precio fijo sólo podrá tenerla contratando una oferta en el mercado libre.

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[1] La Directiva 96/92/CE establecía, simplemente, la separación contable entre las actividades reguladas y las liberalizadas, sin tener en cuenta a quién correspondía la propiedad de los activos. En cambio, la normativa española, mediante la LSE imponía, además, la obligación de que ambas actividades fueran desarrolladas por sociedades diferentes dentro de un mismo grupo integrado verticalmente (separación jurídica) y que las sociedades que desarrollaran las actividades reguladas tuvieran como “objeto social exclusivo” precisamente esas actividades.

[2] Ver Ley 17/2007.

[3] El artículo 14 de la Ley 17/2007 introdujo nuevas normas en este sentido, como la prohibición a las sociedades que desarrollen actividades reguladas de tomar participaciones en empresas que realicen actividades de producción o de comercialización o la prohibición de que las personas responsables de la gestión de sociedades que realicen actividades reguladas participen en estructuras organizativas del grupo empresarial que sean responsables de la gestión cotidiana de actividades de generación o comercialización, entre otras.

[4] La actividad de generación en régimen especial englobaba la generación de energía eléctrica en instalaciones de potencia no superior a 50 MW que utilizaban como energía primaria energías renovables o residuos y aquellas otras como la cogeneración que implicaban una tecnología con un nivel de eficiencia y ahorro energético considerable.

[5] La Ley 17/2007 establece que el gestor de la red de transporte (REE) actuará como transportista único en el sistema eléctrico español, desarrollando la actividad en régimen de exclusividad.

[6] La red de transporte de electricidad en España está constituida por la red de transporte primario (instalaciones con tensiones nominales iguales o superiores a 380 kV e instalaciones de interconexión internacional) y la red de transporte secundario (instalaciones con tensiones nominales iguales o superiores a 220 kV no incluidas en la categoría anterior).

[7] Ver Real Decreto 2819/1998.

[8] Ver Real Decreto 222/2008.

[9] Ver Real Decreto Ley 13/2012.

[10] Ver Real Decreto Ley 2/2013.

[11]Ver Presentación Energía y Sociedad Real Decreto Ley 9/2013.

^[12] Ver Presentación Energía y Sociedad Real Decreto 1048/2013.

[13] Ver Real Decreto 2819/1998.

[14] Ver Real Decreto 1047/2013.

[15] Ver Real Decreto Ley 13/2012.

[16] Ver Real Decreto Ley 2/2013

[17] Ver Presentación Energía y Sociedad Real Decreto Ley 9/2013.

[18] Ver Presentación Energía y Sociedad Real Decreto 1047/2013.