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Repositorio de la Universidad de Zaragoza – Zaguan http://zaguan.unizar.es Proyecto Fin de Carrera Análisis técnico-económico de alternativas para la reducción del coste del suministro eléctrico en estaciones de bombeo Autor/es MIGUEL TOMÁS CÁSEDAS Director/es y/o ponente JOSE MARÍA YUSTA LOYO Escuela de Ingeniería y Arquitectura (E.I.N.A.) Año 2014 1 INDICE 1. INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………..…………….Pág.5 1.1. Ámbito y justificación………………………………………………………………..…….……..Pág.6 1.2. Objeto del proyecto……………………………………………………………………….…….Pág.6-7 1.3. Estructura del proyecto………………………………..…………………………….…………..Pág.7 2. MERCADO ELECTRICO ESPAÑOL…………………………………………………………………..Pág.8 2.1. Breve reseña histórica del mercado eléctrico Español…………………..........Pág.9 2.2. Situación anterior al proceso de liberalización………….…………………….Pág.10-12 2.3. Proceso de liberalización…………………………………..………………………………….Pág.13 2.3.1. Causas y antecedentes…………………………………………………………….Pág.13-14 2.3.2. Marco legal: Ley 54/1997……………………………………………………………..Pág.14 2.4. Reforma de precios de 1 de Agosto de 2013………………..……………………….Pág.15 2.4.1. Evolución precios de tres periodos tarifarios………………………………..Pág.15 2.4.2. Evolución precios de seis periodos tarifarios…………………………...Pág.16-17 3. PROBLEMAS DE SOBRECOSTE ELÉCTRICO……………………………………………………Pág.18 3.1. Introducción al problema………………………………………………………………………Pág.19 3.1.1. Elementos de una factura…………………………………………………………….Pág.20 3.1.2. El termino de potencia………………………………………………………….…Pág.20-21 3.1.3. Análisis del termino de potencia en varias CR……………………………...Pág.21 3.2. Conclusiones y diferentes soluciones………………………………..……………..……Pág.22 3.2.1. Conclusiones…………………………………………………………………………………Pág.22 3.2.2. Diferentes soluciones……………………………………………………………………Pág.22 2 4. DIFERENTES ALTERNATIVAS DE SUMINISTRO ELECTRICO……………………………Pág.23 4.1. Alternativa 1 : Suministro eléctrico ordinario (doce meses)…………………Pág.24 4.1.1. Descripción de la alternativa 1………………………………………………………Pág.24 4.1.2. Marco legal alternativa 1…………………………………………………………Pág.25-26 4.1.3. Metodología de cálculo alternativa 1……………………………………………Pág.26 4.2. Alternativa 2 : Reducción de potencia en el periodo 1…………………..…..…Pág.27 4.2.1. Descripción de la alternativa 2………………………………………………….….Pág.27 4.2.2. Marco legal alternativa 2………………………………………………….………….Pág.27 4.2.3. Metodología de cálculo alternativa 2…………………………………..……….Pág.28 4.3. Alternativa 3 : Reducción de potencia en periodos 1 y 2…….………………..Pág.29 4.3.1. Descripción de la alternativa 3……………………………………………………..Pág.29 4.3.2. Marco legal alternativa 3………………………………………………..……….Pág.29-30 4.3.3. Metodología de cálculo alternativa 3……………………………………………Pág.30 4.4. Alternativa 4 : Contratación en los periodos de 1 a 5 de menos potencia de la consumida…………………………………………………………………………………………….Pág.31 4.4.1. Descripción de la alternativa 4……………………………………………………..Pág.31 4.4.2. Marco legal alternativa 4………………………………………………....…….……Pág.31 4.4.3. Metodología de cálculo alternativa 4……………………………………………Pág.32 4.5. Alternativa 5 : Contrato de temporada………………………………………………..Pág.33 4.5.1. Descripción de la alternativa 5…………………………………………………Pág.33-34 4.5.2. Marco legal alternativa 5………………………………………………………………Pág.34 4.5.3. Metodología de cálculo alternativa 5…………………………………………...Pág.35 3 5. ANALISIS COMUNIDAD DE REGANTES 1…………………………………………………..…Pág.37 5.1. Presentación y análisis de los datos de carga de CR1……………………..……Pág.37 5.2. Alternativa 1: Suministro eléctrico ordinario…………………………………..……Pág.38 5.3. Alternativa 2: Reducción de potencia en periodo 1……….……………...Págs. 39-40 5.4. Alternativa 3: Reducción de potencia en periodos 1 y 2……….……………...Pág.41 5.5. Alternativa 4: Contratación en los periodos de 1 a 5 de menos potencia de la consumida………………………….………………………………………………………….……..Pág.42 5.6. Alternativa 5:Contrato de temporada………….……………………………….….Pág.43-44 5.7. Comparativa de las alternativas y conclusiones en CR1………………………..Pág.45 6. ANALISIS COMUNIDAD DE REGANTES 2………………………………………………….….Pág.46 6.1. Presentación y análisis de los datos de carga de CR2………...………………..Pág.46 6.2. Alternativa 1: Suministro eléctrico ordinario…………………………………..……Pág.47 6.3. Alternativa 2: Reducción de potencia en periodo 1…….………………...Págs. 48-49 6.4. Alternativa 3: Reducción de potencia en periodos 1 y 2…………….………...Pág.50 6.5. Alternativa 4: Contratación en los periodos de 1 a 5 de menos potencia de la consumida…………..………………………………………………………………………….……..Pág.51 6.6. Alternativa 5: Contrato de temporada…….………………………………....…….….Pág.52 6.7. Comparativa de las alternativas y conclusiones en CR2………………………..Pág.53 7. ANALISIS COMUNIDAD DE REGANTES 3………………………………………………….….Pág.54 7.1. Presentación y análisis de los datos de carga de CR3………...………………..Pág.54 7.2. Alternativa 1: Suministro eléctrico ordinario…………………………………..……Pág.55 7.3. Alternativa 2: Reducción de potencia en periodo 1…….………………...Págs. 56-57 7.4. Alternativa 3: Reducción de potencia en periodos 1 y 2…………….………...Pág.58 7.5. Alternativa 4: Contratación en los periodos de 1 a 5 de menos potencia de la consumida…………..………………………………………………………………………….……..Pág.59 7.6. Alternativa 5: Contrato de temporada…….………………………………....…….….Pág.60 7.7. Comparativa de las alternativas y conclusiones en CR3………………………..Pág.61 4 8. ANALISIS COMUNIDAD DE REGANTES 4………………………………………………….….Pág.62 8.1. Presentación y análisis de los datos de carga de CR4………...………………..Pág.62 8.2. Alternativa 1: Suministro eléctrico ordinario…………………………………..……Pág.63 8.3. Alternativa 2: Reducción de potencia en periodo 1…….………………...Págs. 64-65 8.4. Alternativa 3: Reducción de potencia en periodos 1 y 2…………….………...Pág.66 8.5. Alternativa 4: Contratación en los periodos de 1 a 5 de menos potencia de la consumida…………..………………………………………………………………………….……..Pág.67 8.6. Alternativa 5: Contrato de temporada…….………………………………....…….….Pág.68 8.7. Comparativa de las alternativas y conclusiones en CR4………………………..Pág.69 9. ANALISIS COMUNIDAD DE REGANTES 5………………………………………………….….Pág.70 9.1. Presentación y análisis de los datos de carga de CR5………...………………..Pág.70 9.2. Alternativa 1: Suministro eléctrico ordinario…………………………………..……Pág.71 9.3. Alternativa 2: Reducción de potencia en periodo 1…….………………...Págs. 72-73 9.4. Alternativa 3: Reducción de potencia en periodos 1 y 2…………….………...Pág.74 9.5. Alternativa 4: Contratación en los periodos de 1 a 5 de menos potencia de la consumida…………..………………………………………………………………………….……..Pág.75 9.6. Alternativa 5: Contrato de temporada…….………………………………....…….….Pág.76 9.7. Comparativa de las alternativas y conclusiones en CR5………………………..Pág.77 10. CONCLUSIONES………………………….…………………………………………………….….Págs.78-79 11. BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………………………Págs.80-81 ANEXOS……………………………………………………………………….……………………………Págs.82-97 5 1. Objetivos del proyecto 6 1. OBJETIVOS DEL PROYECTO 1.1. Ámbito y Justificación Este proyecto responde a las necesidades de numerosas comunidades de regantes cuya ambición es la de hacer más económicas sus facturas eléctricas y más en concreto desde la reforma llevada a cabo por el Gobierno en Agosto de 2013, donde se modifican y aumentan los precios de las tarifas de acceso. Por eso, este proyecto se lleva a cabo con datos reales de Comunidades de Riegos reales: curvas de carga, potencias contratadas, energía consumida activa y reactiva etc…). 1.2. Objeto del proyecto El presente proyecto tiene como meta, en primer lugar, explicar la situación del mercado eléctrico Español antes y después de la Ley 54/1997 y de las numerosas disposiciones legales que han permitido la apertura a la competencia de las actividades de producción y comercialización de energía eléctrica El objetivo de esta liberalización perseguía una mayor eficiencia en las inversiones y en la operación de los sistemas eléctricos, así como un aumento en la calidad y fiabilidad de suministro eléctrico, con el resultado final de la reducción del precio que los usuarios finales llegan a pagar por el precio de la electricidad. En segundo lugar, más en profundidad se analizan los principios, legislación y consecuencias de la reforma de los precios llevada a cabo en Agosto de 2013, en grandes consumidores de energía, en concreto de Comunidades de Riegos, en el ámbito de la agricultura (estaciones de bombeo para regadío). Cada Comunidad de Regantes presenta diferentes necesidades, y por tanto diferentes necesidades de suministro, por lo que no existe una fórmula de ahorro de carácter general para todas las comunidades, sino que se debe de analizar cada comunidad por separado. 7 Los objetivos de este proyecto se centran en: a) Analizar las consecuencias que la reforma llevada a cabo por el Gobierno, a partir de Agosto de 2013, ha tenido en cada uno de los términos que conforman el precio de la electricidad. b) Analizar, dentro de todas las posibilidades del sistema eléctrico Español, cuál es la opción de suministro más económica con la que suplir las demandas de potencia y energía, en el caso concreto de estaciones de bombeo. c) Analizar a qué modalidad de suministro debe acogerse cada estación de bombeo para obtener ciertas ventajas económicas. d) Analizar la posibilidad de incorporar grupos electrógenos, para con ellos suplir las demandas de potencia y energía de cada estación de bombeo, en los periodos de menor demanda. Esta incorporación puede acarrear importantes ahorros económicos, a pesar de la inversión inicial. e) Identificar los factores más influyentes, con carácter general y en particular para cada estación de bombeo. 1.3. Estructura del proyecto En primer lugar, se ofrecerá una idea general del mercado eléctrico Español y del estado actual del mismo, más en concreto, como se ha comentado anteriormente, desde la reforma llevada a cabo por el Gobierno en Agosto de 2013. Esta reforma surge a partir de la Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para su aplicación a partir de agosto de 2013 y por la que se revisan determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial para el segundo trimestre de 2013. En segundo lugar, se proponen varias soluciones o alternativas a la contratación ordinaria de 12 meses de suministro eléctrico, con la intención de disminuir al máximo los costes derivados de la facturación eléctrica de consumo. En tercer lugar, se analizan para cinco comunidades de riegos diferentes cuáles son las mejores alternativas posibles para cada una de ellas. 2. Mercado eléctrico español 14 2.3.2 Marco legal: Ley 54/1997 Con los motivos expuestos anteriormente y el añadido de que el suministro de energía eléctrica es esencial para el funcionamiento de nuestra sociedad, resulta el precio de la misma un factor decisivo en la competitividad de nuestra economía. Las actividades que son necesarias en el Sistema Eléctrico son:  GENERACIÓN Son aquellas entidades encargadas de producir y vender electricidad. Una empresa de generación puede ser propietaria de una sola planta o de una cartera de plantas de diferentes tecnologías, y su acometida es la de mantener la calidad y la seguridad del suministro eléctrico.  TRANSPORTE Son aquellas entidades propietarias de los activos propios de transporte de electricidad, tales como líneas, cables, transformadores y dispositivos de compensación de energía reactiva. A veces las empresas de transporte son filiales de empresas con plantas de cogeneración propias, en otros casos las empresas son empresas de transporte independientes, y que por tanto no tienen plantas de cogeneración. Este es el caso de Red Eléctrica de España (REE), que es propietaria y gestora independiente de la red de transporte de 220 y 400 kV de España.  DISTRIBUCIÓN Se trata de aquellas entidades que poseen y operan las redes de distribución. En un entorno tradicional, tienen el monopolio de la venta de electricidad a todos los consumidores conectados a su red. Sin embargo, en un entorno liberalizado, la venta de energía eléctrica a los consumidores se desvincula de la operación, del mantenimiento y del desarrollo de la red de distribución. Por ello, los comercializadores compiten para realizar la actividad de venta de energía eléctrica.  COMERCIALIZACIÓN Los comercializadores son los encargados de comprar la energía eléctrica en el mercado mayorista y venderla a los consumidores que no desean o no se les permite participar directamente en el mercado mayorista. Los comercializadores no pueden ser propietarios de generación, transporte o distribución, pero si pueden ser filiales de empresas de generación o de distribución. 2. Mercado eléctrico español 15 2.4 Reforma de precios de 1 de Agosto de 2013 El 1 de Agosto de 2013 aparece la orden IET /1491/2013 mediante la cual se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para su aplicación a partir de Agosto de 2013 y por la que se revisan determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial para el segundo trimestre de 2013. Esta revisión de los peajes de acceso tiene como objetivo la revisión de los precios de los términos de potencia y de energía activa de aplicación a partir de la orden IET 1491/2013 y correspondientes a los peajes de acceso definidos en el capítulo V de la Orden ITC/1659/2009 de 22 de Junio. Se puede establecer la evolución de precios para distintas formas de contratación de suministro eléctrico: 2.4.1 Evolución precios de tres periodos tarifarios: Si se recurre a la IET/1491/2013 se pueden extraer los precios (€/kW y año) del término de potencia de estas modalidades de contrato: No obstante, estos precios se modificaron posteriormente con la Orden IET 107/2014, con su consiguiente aumento: Con los datos adjuntos en el anexo 1 se puede llegar a trazar la siguiente evolución de precios (€/kW y año) desde el año 2010 hasta 2014: Se observa que la tendencia general en los últimos años de la evolución de los precios de término de potencia ha sido creciente. P1 P2 P3 3.0A 39,688104 23,812861 15,875243 3.1A 57,605223 35,523594 8,145965 P1 P2 P3 3.0A 40,728885 24,43733 16,291555 3.1A 59,173468 36,490689 8,367731 2. Mercado eléctrico español 16 2.4.2 Evolución precios de seis periodos tarifarios: De la misma forma que en el caso de tres periodos tarifarios, en la Orden IET/1491/2013 se establecen los siguientes precios del término de potencia (€/kW y año), según la discriminación horaria de seis periodos. No obstante, en Febrero de 2014, los precios del término de potencia se ven nuevamente modificados por la IET/107/2014 dando lugar a los siguientes valores: Como se aprecia, la modificación de precios de IET/107/2014 trae consigo un aumento de los precios del término de potencia establecidos en IET/1491/2013. P1 P2 P3 P4 P5 P6 6.1 38,102134 19,067559 13,954286 13,954286 13,954286 6,366846 6.2 21,550117 10,784384 7,892379 7,892379 7,892379 3,601014 6.3 18,396962 9,206443 6,737588 6,737588 6,737588 3,074123 6.4 13,320989 6,666262 4,878598 4,878598 4,878598 2,225932 6.5 13,320989 6,666262 4,878598 4,878598 4,878598 2,225932 P1 P2 P3 P4 P5 P6 6.1 39,1394 19,5867 14,3342 14,3342 14,3342 6,5402 6.2 22,1584 11,0888 8,1151 8,1151 8,1151 3,7026 6.3 18,9162 9,4663 6,9278 6,9278 6,9278 3,1609 6.4 13,7063 6,8591 5,0197 5,0197 5,0197 2,2903 6.5 13,7063 6,8591 5,0197 5,0197 5,0197 2,2903 2. Mercado eléctrico español 17 Con los datos disponibles en el anexo 2, pertenecientes a las últimas modificaciones del precio del mercado eléctrico disponible en las órdenes, se puede establecer una evolución de los precios del término de potencia, dentro de la modalidad de seis periodos. Al igual que en el caso de discriminación horaria por tres periodos, la tendencia general de los precios de los términos de potencia en la modalidad de seis periodos ha sido de aumentar. Sin embargo, no es hasta la reforma de precios de agosto de 2013, comentada anteriormente, cuando se produce la mayor diferencia de precios, notándose notablemente el cambio que se produce, y con ello las consecuencias de aumento de la factura. 3. Problema de sobrecoste eléctrico 18 3. Problema de sobrecoste eléctrico 3. Problema de sobrecoste eléctrico 19 3. PROBLEMA DE SOBRECOSTE ELÉCTRICO Este apartado del proyecto trata de explicar el problema que atañe a numerosos consumidores de energía eléctrica, y más en concreto al caso de comunidades de regantes (estaciones de bombeo). 3.1 Introducción al problema En el siguiente grafico se recogen las necesidades de energía, mediante curvas de carga, de cinco comunidades de regantes diferentes, explicadas en el Anexo 3. Para todas ellas se puede apreciar un patrón muy similar, con una demanda máxima en los meses de verano, en concreto Julio y Agosto, y una demanda mínima en los meses de Invierno. Analizando las diferentes alternativas de contratación y debido a las diferentes necesidades de potencia de cada comunidad, cabe decir que la fórmula a la que deben adaptarse es la de discriminación horaria por seis periodos. (Se debe recordar que la modalidad de suministro eléctrico viene impuesta por la potencia a contratar, y en este tipo de consumidores la potencia máxima contratada es superior a 450 kW) 3. Problema de sobrecoste eléctrico 20 3.1.1 Elementos de una factura Uno de los principales objetivos de un consumidor cualquiera es el de disminuir el coste que supone la factura de contratación de suministro eléctrico. Para ello, es necesario conocer los elementos de los que se compone la factura eléctrica, que de forma muy simplificada son: 3.1.2 El término de potencia Una de las principales consecuencias de la reforma llevada a cabo por el Gobierno en Agosto de 2013, como se ha visto anteriormente, es el aumento del precio del término de potencia en cada uno de los periodos, y con ello el aumento del término de potencia en la factura eléctrica. ELEMENTO CÁLCULO Coste de potencia Se calcula sumando los productos de las potencias contratadas en cada periodo por el precio correspondiente en cada periodo Coste de energía activa Se calcula sumando los productos de las energias consumidas en cada periodo por el precio correspondiente en cada periodo Coste energía reactiva Tiene en cuenta el coste de la energia reactiva demandad a la red Coste excesos de potencia Tiene en cuenta el coste de que la potencia consumida sea superior a la contratada Impuesto eléctrico Se calcula como 1,05113x4,864%x(Subtotal) Alquiler equipo de medida Se estima en 2,1370 €/dia I.V.A 21%(Subtotal) TOTAL Suma de los terminos COMPONENTE FACTURA ELÉCTRICA 3. Problema de sobrecoste eléctrico 21 El problema reside en que si una comunidad de riegos se adapta a la fórmula de seis periodos, los altos precios de los términos de potencia en los periodos iniciales acarrearían un importante aumento del coste del término de potencia en esos periodos y con ello un aumento en el coste total de la factura. Tal es ese elevado precio de contratación de potencia en los distintos periodos que el término del coste de potencia puede llegar a suponer hasta un 35% del coste total de la factura. Debido a este aumento, uno de los principales objetivos de los diferentes consumidores es disminuir el coste del término de potencia estudiando diferentes alternativas. 3.1.3 Análisis del termino de potencia en varias CR: Si se analizasen los costes económicos de diversas Comunidades de Regantes, se puede apreciar el peso que el término de potencia tiene en el coste total de la factura eléctrica, y por tanto la necesidad implícita de disminuir el mismo, aplicando diferentes alternativas (con precios de 2013). Como se puede apreciar en la tabla comparativa anterior, el termino de potencia supone un % importante en el coste, alcanzando casi un 35% del coste total sin impuestos de la factura. En cualquiera de los casos, encontrar la solución más económica con la que conseguir disminuir el valor del coste del término de potencia acarreará una disminución significativa en el coste total de la factura eléctrica del consumidor. COSTE TOTAL 2013 sin Impuestos COSTE POTENCIA 2013 COMUNIDAD DE REGANTES 1 393050 96499 24,55% COMUNIDAD DE REGANTES 2 80319 27119 33,76% COMUNIDAD DE REGANTES 3 105294 28956 27,50% COMUNIDAD DE REGANTES 4 288974 88915 30,77% COMUNIDAD DE REGANTES 5 257385 65175 25,32% Euros/año % 3. Problema de sobrecoste eléctrico 22 3.2 Conclusiones y diferentes soluciones 3.2.1 Conclusiones Como conclusiones al problema descrito en el apartado anterior, se puede anotar que el coste total de la factura eléctrica se ve influenciado por numerosos factores, entre ellos (y uno de los más importantes) el coste del término de potencia. Por ello, uno de los objetivos a cumplir para disminuir el coste de la factura, es disminuir el coste asociado al término de potencia. A continuación, se presentan diferentes alternativas: 3.2.2 Diferentes soluciones  Alternativa 1: Continuar con la contratación de suministro eléctrico ordinario (contrato de 12 meses)  Alternativa 2: Contratación nula de potencia en el periodo 1, dentro de la opción de seis periodos. Suplir la energía de ese periodo 1 con un grupo electrógeno.  Alternativa 3: Contratación nula de potencia en los periodos 1 y 2, dentro de la opción de seis periodos. Suplir la energía de esos periodos 1 y 2 con un grupo electrógeno.  Alternativa 4: Contratación los periodos de 1 a 5 de menor potencia de la consumida, y en el 6 contratar la potencia suficiente para la instalación  Alternativa 5: Contratación de suministro eléctrico durante los 5 meses de mayor demanda y los siete restantes suplir la energía con grupo electrógeno (contrato de temporada) 4. Alternativas de suministro eléctrico 23 4. Alternativas de suministro eléctrico 4. Alternativas de suministro eléctrico 30  REBT ITC 40: donde se explica todo lo relacionado con instalaciones generadoras asistidas. 4.3.3 Metodología de cálculo Para llevar a cabo el cálculo del coste económico que supone esta alternativa de suministro eléctrico se desglosan los siguientes costes:  Coste potencia: Resultado de la suma de los productos de los precios del término de potencia y de la potencia contratada para cada uno de los seis periodos, teniendo en cuenta que la potencia contratada en el periodo 1 y en el 2 es prácticamente nula.  Coste energía activa: Resultado de la suma de los productos de los precios del término de energía y de la energía activa demandada a la red para cada uno de los seis periodos. Teniendo en cuenta que el coste de la energía activa en los periodos 1 y 2 no se incluyen aquí, ya que la energía activa en dichos periodos no se obtiene de la red sino que se produce con un grupo generador.  Coste excesos de potencia: Con un aparato de medida y midiendo en las curvas de carga cuartohorarias cuál es la potencia contratada para cada periodo y cuál es la potencia demandada, se pueden establecer cuáles son los excesos de potencia.  Coste energía reactiva: Resultado de la suma de los costes de energía reactiva de cada uno de los seis periodos. Es un término muy pequeño en comparación con los costes de energía activa y los costes del término de potencia.  Impuesto eléctrico: Se aplica un factor de 1.05113x4.864% de la suma de los costes anteriores.  Coste grupo: Incluye el coste de la energía activa demandada producida por el grupo en los periodos 1 y 2 (0.21€/kWh).  Alquiler del equipo de medida: Establecido en 2.1370 €/día.  I.V.A.: Establecido en el 21% de la suma de las cantidades anteriores. 4. Alternativas de suministro eléctrico 31 4.4 Alternativa 4: Contratación en los periodos de 1 a 5 de menor potencia de la consumida. 4.4.1 Descripción de la alternativa Esta alternativa consiste en obtener suministro eléctrico del sistema eléctrico Español con diferentes modificaciones respecto de la alternativa ordinaria. Las potencias contratadas en los periodos 1 a 5 pasan a reducirse a una potencia objetivo, tal que se obtenga un coste lo mínimo posible. Así, para su cálculo se tendrá que tener en cuenta que la potencia contratada deberá ser aquella que minimice el coste total de la alternativa, cumpliendo con la legislación y teniendo en cuenta que al ser dicha potencia menor que la demandada, se incurrirán en costes de exceso de potencia. Mientras que la potencia contratada en el periodo 6 deberá ser suficiente para cubrir las necesidades de la instalación. Por otro lado, la energía demandada por la instalación en esos periodos seguirá siendo suministrada por la propia red eléctrica. El objetivo de esta alternativa es estudiar hasta qué punto resulta más económico incurrir en costes de excesos de potencia obteniendo la energía de red, que obtener la energía de un grupo generador. 4.4.2 Marco legal Para esta modalidad de contratación no existe una legislación de aplicación en concreto, pero sí que para el cálculo de los costes es necesario recurrir a:  Real Decreto 1164/2001: por el cual se establecen las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.  Todas las órdenes donde aparecen los precios de los diferentes términos de potencia y de energía. La última modificación de estos precios aparece en la orden IET/107/2014, de Febrero de 2014.  Real Decreto 1955/2000: Por el cuál se explica que la empresa distribuidora puede controlar o no que la potencia realmente demandada por el consumidor no exceda de la contratada. 4. Alternativas de suministro eléctrico 32 4.4.3 Metodología de cálculo Para llevar a cabo el cálculo del coste económico que supone esta alternativa de suministro eléctrico se desglosan los siguientes costes:  Coste potencia: Resultado de la suma de los productos de los precios del término de potencia y de la potencia contratada para cada uno de los seis periodos.  Coste energía activa: Resultado de la suma de los productos de los precios del término de energía y de la energía activa demandada a la red para cada uno de los seis periodos.  Coste excesos de potencia: Con un aparato de y midiendo en las curvas de carga cuartohorarias cuál es la potencia contratada para cada periodo y cuál es la potencia demandada, se puede establecer cuáles son los excesos de potencia. En esta modalidad de cubrir las demandas de potencia y de energía eléctrica, este coste resulta fundamental en el análisis de la viabilidad de esta alternativa.  Coste energía reactiva: Resultado de la suma de los costes de energía reactiva de cada uno de los seis periodos. Es un término muy pequeño en comparación con los costes de energía activa y los costes del término de potencia.  Impuesto eléctrico: Se aplica un factor de 1.05113x4.864% de la suma de los costes anteriores.  Alquiler del equipo de medida: Establecido en 2.1370 €/día.  I.V.A.: Establecido en el 21% de la suma de las cantidades anteriores. 4. Alternativas de suministro eléctrico 33 4.5 Alternativa 5: Contrato de temporada 4.5.1 Descripción de la alternativa Esta alternativa consiste en obtener suministro eléctrico del sistema eléctrico Español con diferentes modificaciones respecto de la alternativa ordinaria. El objetivo de esta alternativa es el estudio de la contratación de suministro eléctrico mediante la aplicación de la figura legal de la tarifa de acceso de temporada, que permitiría el suministro de la red eléctrica durante 5 meses y el suministro complementario mediante grupos generadores autónomos los restantes 7 meses de cada periodo anual. Los contratos de temporada aparecían regulados inicialmente por el Real Decreto 1164/2001, donde se establecía que los precios del término de potencia (€/kW año) se incrementarían en un 100% en los meses de temporada alta y en un 50% en los meses restantes. En la práctica, este tipo de contratación no se utilizó por el elevado coste que suponía el incremento anual del término de potencia en las instalaciones, lo que hacía muy poco rentable esta opción para consumos estacionales. No obstante, para hacer más atractiva la contratación de la tarifa de acceso de temporada, el Gobierno readaptó la formula mediante la disposición adicional sexta del Real Decreto 1578/2008, donde se limitaba la contratación anual a 5 meses a cambio de unos porcentajes menores de incremento del termino de potencia (35% en meses de temporada alta y 15% en el resto, en comparación con el 100% y el 50% de aumento establecidos anteriormente). En esta disposición adicional sexta se añade una nueva restricción: el consumo de energía (kWh) en el periodo tarifario 6 debería ser superior al 60% de toda la energía consumida total en los seis periodos, para instalaciones de potencia contratada superior a 450kW, y del 40% para el resto de instalaciones. Sin embargo, en 2014 ha habido modificaciones sustanciales, ya que el Real Decreto 1578/2008 ha quedado derogado, y actualmente queda como referencia al contrato de temporada el Real Decreto 1164/2001, articulo 6, apartado 2 donde el término de potencia se vuelve a incrementar un 100% en los meses de temporada alta, y un 50% en los meses de temporada baja, con la diferencia de que no hay restricción de que la temporada sean 5 meses, sino cualquier periodo de tiempo, y no hay restricción de potencia en el periodo 6. 4. Alternativas de suministro eléctrico 34 Por otro lado, mediante la Circular 3/2014, de 2 de Julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, se establecen los peajes de aplicación a contratos de duración inferior a un año. Los términos de potencia de los peajes de aplicación a los contratos de duración inferior a un año se incrementaran en los siguientes porcentajes, dependiendo de la duración de los mismos: 4.5.2 Marco legal Para esta modalidad de contratación no existe una legislación de aplicación en concreto, pero sí que para el cálculo de los costes es necesario recurrir a:  Real Decreto 1164/2001: donde se establecen los porcentajes de incremento en los meses de temporada alta y en el resto  Todas las órdenes donde aparecen los precios de los diferentes términos de potencia y de energía. La última modificación de estos precios aparece en la orden IET/107/2014, de Febrero de 2014.  Real Decreto 1578/2008: donde se readapta la fórmula de contratación mediante la disposición adicional sexta  DEROGADO  REBT ITC 40  Circular 3/2014, de 2 de Julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia 4. Alternativas de suministro eléctrico 35 4.5.3 Metodología de cálculo Para llevar a cabo el cálculo del coste económico que supone esta alternativa de suministro eléctrico se desglosan los siguientes costes, teniendo en cuenta que los meses de trabajo o de temporada son Mayo, Junio, Julio, Agosto y Septiembre en el caso de cinco meses, y se añadiría Abril para analizar la viabilidad de la alternativa con seis meses y referencia la Circular 3 de 2014 de CNMC.  Coste potencia: Resultado de la suma de los productos de los precios del término de potencia y de la potencia contratada para cada uno de los seis periodos.  Coste energía activa: Resultado de la suma de los productos de los precios del término de energía y de la energía activa demandada a la red para cada uno de los seis periodos.  Coste excesos de potencia: Con un aparato de medida y midiendo en las curvas de carga cuartohorarias cuál es la potencia contratada para cada periodo y cuál es la potencia demandada, se puede establecer cuáles son los excesos de potencia.  Coste energía reactiva: Resultado de la suma de los costes de energía reactiva de cada uno de los seis periodos. Es un término muy pequeño en comparación con los costes de energía activa y los costes del término de potencia.  Impuesto eléctrico: Se aplica un factor de 1.05113x4.864% de la suma de los costes anteriores.  Coste grupo: Incluye el coste de la energía activa demandada en los meses que no se consideran en el contrato de temporada (0.21€/kWh).  Alquiler del equipo de medida: Establecido en 2.1370 €/día.  I.V.A.: Establecido en el 21% de la suma de las cantidades anteriores 36 Análisis económico de Comunidades de Regantes 5. Análisis Comunidad de Regantes 1 37 96.499 19,3% 15 0,0% 295.755 59,2% 00,0% Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) 20.056 4,0% 780 0,2% 86.588 17,3% 499.694 100,0% TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2013 IVA ALQUILER equipo de medida 5. ANÁLISIS COMUNIDAD DE REGANTES 1 (CR1) 5.1 Presentación y análisis de los datos de carga de CR1 A continuación se detallan las curvas de carga, potencias contratadas y necesidades de energía de la CR1 en el periodo anual de 2013. Estos datos son los que se utilizarán para hacer una previsión de los costes de CR1 en 2014. En estos se puede apreciar que la cantidad máxima de energía consumida se da en el periodo 6, y en los meses de verano (Junio, Julio y Agosto), en concreto en Julio donde se alcanzan valores de 1.100.000 kWh/año. Se observa una distinción entre el periodo de días 1 y 2 de Agosto y 3 y 31 de Agosto, esto es debido a que la IET vigente en 2013 establecía una distinción de precios en esos periodos. Sin embargo, la orden IET vigente en 2014 no establece esa diferencia, por lo que no será necesario llevar a cabo esa distinción. Con estos datos de carga, y con los precios vigentes en 2013 la factura de esta comunidad de regantes se podía desglosar en los siguientes costes: Como se puede apreciar, uno de los principales factores influyentes, en la factura es el coste de la potencia contratada, reduciéndolo se podrían conseguir importantes ahorros en la factura. 5. Análisis Comunidad de Regantes 1 38 5.2 Alternativa 1: Suministro eléctrico ordinario (12 meses) Actualizando los datos anteriormente mostrados, con los precios vigentes en 2014 (IET 107/2014), el desglose de elementos y de costes de la alternativa ordinaria de contratación de suministro eléctrico para esta comunidad de regantes 1 queda: Se puede observar el importante aumento de los costes del término de potencia, resultado de las sucesivas reformas e incrementos en los precios. Con los mismos datos de carga pero diferentes precios el coste de potencia pasa de representar el 19% al 30%. En este caso, la modalidad de 12 meses no incluye la utilización de grupo en ninguno de los periodos, por eso el coste de grupo aparece como cero. 1115 1530 1530 1530 1530 1950 TOTAL 228366 349735 40547 136309 50040 2945195 3750192 6% 9% 1% 4% 1% 79% POTENCIA CONTRATADA (kW) ENERGIA ACTIVA (kWh) PERIODO 1 PERIODO 2 PERIODO 3 PERIODO 4 PERIODO 5 PERIODO 6 152.155 29,8% 70,0% 248.057 48,7% 0 00,0% 20.462 4,0% 780 0,2% 88.343 17,3% 509.805 100,0% TOTAL (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE POTENCIA (euros) Resumen costes AÑO 2014 COSTE GRUPO Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida IVA 5. Análisis Comunidad de Regantes 1 39 5.3 Alternativa 2: Reducción de potencia en periodo 1 En esta alternativa de estudio, se disminuye la potencia a prácticamente cero (50 kW para consumo de auxiliares). Esta alternativa de contratación puede dar lugar a dos posibles situaciones (teniendo en cuenta que el Peaje de Respaldo es, a día de hoy, una propuesta):  Situación 1: El grupo generador, con el que se va a suplir la energía demandada por la instalación en el periodo 1 va a trabajar en paralelo (sincronizado) con la red, y por ello se debe tener en cuenta el pago de un peaje de respaldo por cada kWh producido por el grupo. El coste asociado al termino de potencia se reduce, pasando a representar un 23% y aparece un coste de 10.082€ derivado del peaje de respaldo.  Situación 2: El grupo no trabaja en paralelo con la red, y por tanto no es necesario el pago de un peaje de respaldo, sin embargo sí que es necesaria una mayor inversión de obra, para separar y aislar la red eléctrica del grupo generador (Anexo 1) El desglose de costes de esta situación, sin tener en cuenta la inversión en aparamenta necesaria quedaría: 50 1530 1530 1530 1530 1950 POTENCIA CONTRATADA (kW) PERIODO 1 PERIODO 2 PERIODO 3 PERIODO 4 PERIODO 5 PERIODO 6 110.472 23,0% 70,0% 220.304 45,9% 34 0,0% 16.914 3,5% 47.957 10,0% 10.082 2,1% 780 0,2% 73.023 15,2% 479.572 100,0% COSTE ENERGIA GRUPO COSTE PEAJE DE RESPALDO ALQUILER equipo de medida IVA TOTAL (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) Resumen costes AÑO 2014 IMPUESTO ELECTRICO (1,05113 x 4,864%) 5. Análisis Comunidad de Regantes 1 46 En caso de optar por no realizar esta inversión, la solución más rentable sería contratar menos potencia a lo largo de todo el año e incurrir en costes de excesos de potencia en algunos periodos en los meses de máxima demanda. 6. Análisis Comunidad de Regantes 2 47 27.119 26,6% 00,0% 52.342 51,3% 76 0,1% 4.066 4,0% 782 0,8% 17.557 17,2% 101.942 100,0% IVA TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2013 Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida 6. ANÁLISIS COMUNIDAD DE REGANTES 2 (CR2) 6.1 Presentación y análisis de los datos de carga de CR2 A continuación se detallan las curvas de carga, potencias contratadas y necesidades de energía de la CR2 en el periodo anual de 2013. En estos datos se puede apreciar que la cantidad máxima de energía consumida se da en el periodo 6, y en los meses de verano (Junio, Julio y Agosto), en concreto en el mes de Agosto donde se sobrepasan los 200.000 kWh/año Se observa una distinción entre el periodo de días 1 y 2 de Agosto y 3 y 31 de Agosto, esto es debido a que la IET vigente en 2013 establecía una distinción de precios en esos periodos. Sin embargo, la orden IET vigente en 2014 no establece esa diferencia, por lo que no será necesario llevar a cabo esa distinción. Con estos datos de carga, y con los precios vigentes en 2013 la factura de esta comunidad de regantes se podía desglosar en los siguientes costes: Como se puede apreciar, uno de los principales factores influyentes, en la factura es el coste de la potencia contratada, alcanzándose cifras de casi un 27% del total del coste de la factura eléctrica. 6. Análisis Comunidad de Regantes 2 48 6.2 Alternativa 1: Suministro eléctrico ordinario (12 meses) Actualizando los datos anteriormente mostrados para este consumidor, con los precios vigentes en 2014 (IET 107/2014), el desglose de elementos y de costes de la alternativa ordinaria de contratación de suministro eléctrico queda: En este caso se observa que el término de potencia pasa de representar un 27% del total de la factura de 2013 a un 40% del total de la estimación de factura de 2014, suponiendo con ello un importante aumento de los costes de dicho término. 48.780 40,3% 95 0,1% 45.608 37,7% 76 0,1% 4.835 4,0% 782 0,6% 20.873 17,2% 121.048 100,0% ALQUILER equipo de medida IVA TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2014 Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) 6. Análisis Comunidad de Regantes 2 49 10 603 603 603 603 735 TOTAL 1434 43858 8690 27808 30909 659644 770909 0% 6% 1% 4% 4% 86% POTENCIA CONTRATADA (kW) ENERGIA ACTIVA (kWh) PERIODO 1 PERIODO 2 PERIODO 3 PERIODO 4 PERIODO 5 PERIODO 6 6.3 Alternativa 2 : Reducción potencia en periodo 1 En esta alternativa de estudio, se disminuye la potencia a prácticamente cero en el periodo 1 (10 kW para consumo de auxiliares). Al igual que en el caso anterior, se pueden dar dos posibles situaciones según si el grupo trabaja sincronizado con la red o no:  Situación 1: El grupo generador, con el que se va a suplir la energía demandada por la instalación va a trabajar en paralelo (sincronizado) con la red, y por ello se debe tener en cuenta el pago de un peaje de respaldo por cada kWh producido por el grupo. El coste asociado al término de potencia se reduce y aparece un coste muy pequeño derivado del peaje de respaldo, que se añade por estar el grupo trabajando en paralelo con la red. Este tipo de contratación, supone un ahorro anual de aproximadamente 7500€ anuales. 42.822 37,7% 00,0% 45.407 40,0% 83 0,1% Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) 4.515 4,0% 301 0,3% 63 0,1% 778 0,7% 19.494 17,2% 113.463 100,0% ALQUILER equipo de medida IVA TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2014 COSTE ENERGIA GRUPO COSTE PEAJE DE RESPALDO 6. Análisis Comunidad de Regantes 2 50  Situación 2: El grupo no trabaja en paralelo con la red, y por tanto no es necesario el pago de un peaje de respaldo, sin embargo sí que es necesaria una inversión para separar y aislar la red eléctrica del grupo generador (Anexo 10) El desglose de costes de esta situación, sin tener en cuenta la inversión en aparamenta necesaria quedaría prácticamente igual que en la situación anterior, a diferencia de el no-pago de 63 € por el peaje de respaldo. El ahorro de esta alternativa es también similar, por lo que no resultaría económica la inversión en aparamenta necesaria puesto que esta inversión es seguro mayor de 63 €. 6. Análisis Comunidad de Regantes 2 51 6.4 Alternativa 3: Reducción de potencia en periodos 1 y 2: En este caso, la relación de potencias contratadas quedaría: Al igual que en el caso anterior, se dan dos posibles situaciones debidas al pago o no del peaje de respaldo:  Situación 1: El grupo generador, con el que se va a suplir la energía demandada por la instalación va a trabajar en sincronización con la red.  Situación 2: El grupo no trabaja en paralelo con la red, y por tanto no es necesario el pago de un peaje de respaldo. Esta alternativa supondría un ahorro de 18700 € aproximadamente. 10 10 603 603 603 735 POTENCIA CONTRATADA (kW) PERIODO 1 PERIODO 2 PERIODO 3 PERIODO 4 PERIODO 5 PERIODO 6 31.239 30,1% 30 0,0% 40.941 39,5% 123 0,1% Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) 3.698 3,6% 9.511 9,2% 1.390 1,3% 778 0,8% 15.967 15,4% 103.677 100,0% ALQUILER equipo de medida IVA TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2014 COSTE ENERGIA GRUPO COSTE PEAJE DE RESPALDO 31.239 30,5% 30 0,0% 40.941 40,0% 123 0,1% 3.698 3,6% 9.511 9,3% 00,0% 778 0,8% 15.967 15,6% 102.287 100,0% COSTE PEAJE DE RESPALDO ALQUILER equipo de medida IVA TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2014 Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) COSTE ENERGIA GRUPO 6. Análisis Comunidad de Regantes 2 52 7.524 9,2% 10.207 12,5% 45.565 56,0% 76 0,1% Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) 3.240 4,0% 0,0% 0,0% 778 1,0% 13.988 17,2% 81.378 100,0% ALQUILER equipo de medida IVA TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2014 COSTE ENERGIA GRUPO COSTE PEAJE DE RESPALDO 6.5 Alternativa 4: Contratación en los periodos de 1 a 5 de menor potencia de la consumida Esta alternativa supone el contrato de menos potencia en cada uno de los seis periodos, así las potencia contratadas con las que menos coste se asume son: Y el coste asociado: Se obtiene un ahorro de 39600€, respecto de la contratación ordinaria. 10 10 50 50 50 735 POTENCIA CONTRATADA (kW) PERIODO 1 PERIODO 2 PERIODO 3 PERIODO 4 PERIODO 5 PERIODO 6 6. Análisis Comunidad de Regantes 2 53 6.6 Alternativa 5: Contrato de temporada Como se observa en la siguiente tabla, los meses de más demanda son los de Mayo, Junio, Julio, Agosto y Septiembre que se suplen con energía de red, mientras que el resto se suple con la energía proporcionada por un grupo electrógeno. No obstante como, el RD 1578/2008 ha sido derogado, no resulta económicamente viable el contrato de temporada de cinco meses. Se recurre, como en el caso de CR1, a la Circular 3/2014 de CNMC, donde indica que él % de aumento del término de potencia se aumenta en un 48% el caso de contrato de temporada de 6 meses El resumen de costes de esta alternativa quedaría: Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 TOTAL kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh ENERO 232 389 0 0 0 677 1.298 FEBRERO 178 326 0 0 0 516 1.020 MARZO 0 0 956 1363 04857 7.176 ABRIL 0 0 0 0 14019 33874 47.893 MAYO 0 0 0 0 14203 45450 59.653 JUNIO 194 6198 995 9421 093643 110.451 JULIO 500 36380 0 0 0 153048 189.928 AGOSTO 0 0 0 0 0 219822 219.822 SEPTIEMBRE 0 0 6407 16433 095943 118.783 OCTUBRE 0 0 0 0 2687 6658 9.345 NOVIEMBRE 0 0 332 591 03094 4.017 DICIEMBRE 330 565 0 0 0 2062 2.957 TOTAL (kWh) 1434 43858 8690 27808 30909 659644 772.343 0% 6% 1% 4% 4% 85% 100% Energía activa (kWh) 27.758 26,7% 0,0% 47.840 46,0% 0,0% 0,0% 3.865 3,7% 5.624 5,4% 00,0% 780 0,8% 18.032 17,4% 103.900 100,0% COSTE GRUPO COSTE PEAJE DE RESPALDO ALQUILER equipo de medida IVA TOTAL (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) IMPUESTO ELECTRICO (1,05113 x 4,864%) COSTE POTENCIA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) Resumen costes AÑO 2014 6. Análisis Comunidad de Regantes 2 54 MODALIDAD CONTRATO 12 MESES EXCESOS TEMPORADA SITUACION 12 MESES GRUPO P1 PARALELO GRUPO P1 AISLADO GRUPO P1/P2 PARALELO GRUPO P1/P2 AISLADO EXCESOS GRUPO 6M COSTE POTENCIA 48.780,19 42.822,00 42.822,00 31.293,00 31.293,00 7.524,00 27.758,00 COSTE ENERGIA ACTIVA 45.607,76 45.407,00 45.407,00 40.941,00 40.941,00 45.565,00 47.840,00 COSTE GRUPO 0,00 301,00 301,00 9.511,00 9.511,00 0,00 5.624,00 COSTE PEAJE 0,00 63,00 0,00 1.390,00 0,00 0,00 0,00 COSTE TOTAL 121.048,27 113.463,00 113.460,00 103.677,00 102.287,00 81.378,00 103.900,00 39.670,27 17.148,27 AHORRO ANUAL RESPECTO 12 MESES ENERGIA P1 CON GRUPO ENERGIA P1/P2 CON GRUPO 7.585,27 7.588,27 17.371,27 18.761,27 6.7 Comparativa de las alternativas y conclusiones CR2 A continuación se muestra una tabla comparativa de las diferentes alternativas para la Comunidad de Regantes 2: Con estos datos, se puede calcular una gráfica con él % de ahorro anual que supondría cada alternativa respecto de la contratación ordinaria. Se puede observar que la alternativa que mayor ahorro supone, para el caso de CR2 es la alternativa de reducir potencia contratada en los periodos de 1 a 5 e incurrir en costes de excesos de potencia. El ahorro de esta alternativa es superior al 30%. La ventaja de esta alternativa aparece cuando no hay que llevar a cabo ninguna inversión en grupos generadores ni en aparamenta para separar dicho grupo de red. 7. Análisis Comunidad de Regantes 3 55 28.956 21,7% 00,0% 75.557 56,5% 00,0% 5.343 4,0% 780 0,6% 23.070 17,3% 133.707 100,0% TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2013 Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida IVA 7. ANALISIS COMUNIDAD DE REGANTES 3 (CR3) 7.1 Presentación y análisis de los datos de carga de CR3 A continuación se detallan las curvas de carga, potencias contratadas y necesidades de energía de la CR3 en el periodo anual de 2013. El mayor de los consumos se da en el mes de Agosto alcanzándose cifras de aproximadamente 275000 kWh/año. Se observa una distinción entre el periodo de días 1 y 2 de Agosto y 3 y 31 de Agosto, esto es debido a que la IET vigente en 2013 establecía una distinción de precios en esos periodos. Sin embargo, la orden IET vigente en 2014 no establece esa diferencia, por lo que no será necesario llevar a cabo esa distinción. Con estos datos de carga, y con los precios vigentes en 2013 la factura de esta comunidad de regantes se podía desglosar en los siguientes costes: Como se puede apreciar, uno de los principales factores influyentes, en la factura es el coste de la potencia contratada, alcanzándose cifras de casi un 22% del total del coste de la factura eléctrica. 7. Análisis Comunidad de Regantes 3 62 MODALIDAD CONTRATO 12 MESES EXCESOS TEMPORADA SITUACION 12 MESES GRUPO P1 PARALELO GRUPO P1 AISLADO GRUPO P1/P2 PARALELO GRUPO P1/P2 AISLADO EXCESOS GRUPO 6M COSTE POTENCIA 43.323,00 35.538,00 35.538,00 28.720,00 28.720,00 15.000,00 33.829,00 COSTE ENERGIA ACTIVA 64.476,00 59.724,00 59.724,00 52.761,00 52.761,00 64.476,00 66.241,00 COSTE GRUPO 0,00 8.248,00 8.248,00 22.592,00 22.592,00 0,00 12.084,00 COSTE PEAJE 0,00 1.734,00 0,00 3.800,00 0,00 0,00 0,00 COSTE TOTAL 137.881,00 131.918,00 130.184,00 130.800,00 127.000,00 120.850,00 142.841,00 17.031,00 -4.960,00 AHORRO ANUAL RESPECTO 12 MESES ENERGIA P1 CON GRUPO ENERGIA P1/P2 CON GRUPO 0,00 5.963,00 7.697,00 7.081,00 10.881,00 7.7 Comparativa de las alternativas y conclusiones CR3 A continuación se muestra una tabla comparativa de las diferentes alternativas: Con estos datos, se puede calcular una gráfica con él % de ahorro anual que supondría cada alternativa respecto de la contratación ordinaria. Se puede observar que la alternativa que mayor ahorro supone, para el caso de CR3 es la alternativa de reducir potencia contratada en los periodos de 1 a 5 e incurrir en costes de excesos de potencia. La ventaja de esta alternativa aparece cuando no hay que llevar a cabo ninguna inversión en grupos generadores ni en aparamenta para separar dicho grupo de red. 8. Análisis Comunidad de Regantes 4 63 88.915 24,2% 324 0,1% 198.955 54,2% 00,0% 14.734 4,0% 780 0,2% 63.615 17,3% 367.323 100,0% TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2013 Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida IVA 8. ANALISIS COMUNIDAD DE REGANTES 4 (CR4) 8.1 Presentación y análisis de los datos de carga de CR4 A continuación se detallan las curvas de carga, potencias contratadas y necesidades de energía de la CR4 en el periodo anual de 2013. Como en casos anteriores, la mayor demanda de energía se lleva a cabo en los meses de verano, en concreto en Agosto donde se llegan a superar los 600.000 kWh. Se observa una distinción entre el periodo de días 1 y 2 de Agosto y 3 y 31 de Agosto, esto es debido a que la IET vigente en 2013 establecía una distinción de precios en esos periodos. Sin embargo, la orden IET vigente en 2014 no establece esa diferencia, por lo que no será necesario llevar a cabo esa distinción. Con estos datos de carga, y con los precios vigentes en 2013 la factura de esta comunidad de regantes se podía desglosar en los siguientes costes: Como se puede apreciar, uno de los principales factores influyentes, en la factura es el coste de la potencia contratada, alcanzándose cifras de casi un 27% del total del coste de la factura eléctrica. 8. Análisis Comunidad de Regantes 4 64 8.2 Alternativa 1: Suministro eléctrico ordinario ( 12 meses ) Actualizando los datos anteriormente mostrados, con los precios vigentes en 2014 (IET 107/2014), en la comunidad de regantes 4, el desglose de elementos y de costes de la alternativa ordinaria de contratación de suministro eléctrico queda: Se puede observar el importante aumento de los costes del término de potencia, que en esta comunidad pasa de representar el 24% del coste total de la factura eléctrica al 38%, por lo que buscar diferentes alternativas para reducir el peso de este término en la factura, resulta clave para reducir el coste total de la factura eléctrica. 161.195 38,4% 324 0,1% 167.814 40,0% 00,0% 00,0% 00,0% 16.838 4,0% 776 0,2% 72.696 17,3% 419.643 100,0% TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2014 COSTE PEAJE DE RESPALDO Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida IVA COSTE GRUPO 8. Análisis Comunidad de Regantes 4 65 50 1400 1400 1400 1400 1400 TOTAL 154639 189640 67921 209833 190764 1728971 2541768 6% 7% 3% 8% 8% 68% POTENCIA CONTRATADA (kW) ENERGIA ACTIVA (kWh) PERIODO 1 PERIODO 2 PERIODO 3 PERIODO 4 PERIODO 5 PERIODO 6 8.3 Alternativa 2: Reducción de potencia en el periodo 1 En esta alternativa de estudio, se disminuye la potencia a prácticamente cero (50 kW para consumo de auxiliares). Esta alternativa de contratación puede dar lugar a dos posibles situaciones  Situación 1: El grupo generador, trabajar en paralelo (sincronizado) con la red, y por ello se debe tener en cuenta el pago de un peaje de respaldo por cada kWh producido por el grupo. El coste asociado al termino de potencia se reduce y aparece un coste de aproximadamente 6800 € asociado al peaje de respaldo.  Situación 2: El grupo no trabaja en paralelo con la red, y por tanto no es necesario el pago de un peaje de respaldo. El desglose de costes de esta situación, sin tener en cuenta la inversión en aparamenta necesaria quedaría: 119.507 30,5% 79 0,0% 149.123 38,0% 1.645 0,4% 32.474 8,3% 6.827 1,7% 13.822 3,5% 776 0,2% 67.930 17,3% 392.184 100,0% Resumen costes AÑO 2014 COSTE PEAJE DE RESPALDO Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida IVA COSTE GRUPO TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) 8. Análisis Comunidad de Regantes 4 66 Esta alternativa supondría un ahorro de aproximadamente de 35200 €, por lo que habría que estudiar la viabilidad de si la inversión en aparamenta necesaria resulta rentable o no con ese ahorro. 119.507 31,1% 79 0,0% 149.123 38,8% 1.645 0,4% 32.474 8,5% 00,0% 13.822 3,6% 776 0,2% 66.497 17,3% 383.924 100,0% Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida IVA COSTE GRUPO TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2014 COSTE PEAJE DE RESPALDO 8. Análisis Comunidad de Regantes 4 67 87.503 23,7% 44 0,0% 129.811 35,1% 3.735 1,0% 72.299 19,6% 00,0% 11.304 3,1% 776 0,2% 63.986 17,3% 369.458 100,0% Resumen costes AÑO 2014 COSTE PEAJE DE RESPALDO Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida IVA COSTE GRUPO TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) 8.4 Alternativa 3: Reducción de potencia en periodo 1 y 2 En este caso, la relación de potencias contratadas quedaría: Al igual que en el caso anterior, se dan dos posibles situaciones debidas al pago o no del peaje de respaldo:  Situación 1: El grupo generador, con el que se va a suplir la energía demandad por la instalación va a trabajar en sincronización con la red.  Situación 2: El grupo no trabaja en paralelo con la red, y por tanto no es necesario el pago de un peaje de respaldo. Supondría un ahorro de 50100 € anuales 50 50 1400 1400 1400 1400 POTENCIA CONTRATADA (kW) PERIODO 1 PERIODO 2 PERIODO 3 PERIODO 4 PERIODO 5 PERIODO 6 87.503 22,7% 44 0,0% 129.811 33,7% 3.735 1,0% 72.299 18,8% 12.563 3,3% 11.304 2,9% 776 0,2% 66.624 17,3% 384.660 100,0% Resumen costes AÑO 2014 COSTE PEAJE DE RESPALDO Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida IVA COSTE GRUPO TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) 8. Análisis Comunidad de Regantes 4 68 8.5 Alternativa 4: Contratación en los periodos de 1 a 5 de menor potencia de la consumida En este caso, las potencias que minimizan costes, obtenidas con ayuda de la herramienta SOLVER, son P2 = P3 = P4 = P5 = 597.65, que se redondean a 598 kW: Y el coste asociado: Se obtiene un ahorro de 35800€, respecto de la contratación ordinaria. 50 598 598 598 598 1400 POTENCIA CONTRATADA (kW) PERIODO 1 PERIODO 2 PERIODO 3 PERIODO 4 PERIODO 5 PERIODO 6 58.752 15,3% 74.571 19,4% 167.814 43,7% 00,0% 00,0% 00,0% 15.396 4,0% 776 0,2% 66.472 17,3% 383.782 100,0% Resumen costes AÑO 2014 COSTE PEAJE DE RESPALDO Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida IVA COSTE GRUPO TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) 8. Análisis Comunidad de Regantes 4 69 Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 TOTAL kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh ENERO 988 2425 0 0 0 9488 12.901 FEBRERO 2186 3833 0 0 0 15984 22.003 MARZO 0 0 4875 8506 032715 46.096 ABRIL 0 0 0 0 88760 123469 212.229 MAYO 0 0 0 0 79609 138566 218.175 JUNIO 30976 44184 22404 66319 0233862 397.745 JULIO 118445 136686 0 0 0 285347 540.478 AGOSTO 0 0 0 0 0 632369 632.369 SEPTIEMBRE 0 0 39886 132864 0188726 361.476 OCTUBRE 0 0 0 0 22395 40756 63.151 NOVIEMBRE 0 0 756 2144 015416 18.316 DICIEMBRE 2044 2512 0 0 0 12273 16.829 TOTAL (kWh) 149421 180870 62290 199183 79609 1478870 2.150.243 7% 8% 3% 9% 4% 69% 100% Energía activa (kWh) 8.6 Alternativa 5: Contrato de temporada A continuación se detallan las necesidades de energía activa por meses y por periodos de la CR4. Aparecen detallados los meses que se suplirían con energía de red, en caso de que estuviese vigente el Contrato de Temporada de 5 meses, el cual a día de hoy esta derogado. Adaptarse a este contrato a día de hoy no resultaría económicamente viable: El coste total de un contrato de temporada para esta Comunidad de Regantes, sin estar apoyado por el Real Decreto 1578/2008 ( derogado ) alcanzaria crifras de 425.688 € frente a los 419.643 € de la contratación ordinaria. Se podría adaptar al contrato de 6 meses disponible en la Circular 3/2014 de CNMC, en tal caso el resumen de costes quedaría: 103.876 27,4% 00,0% 155.954 41,2% 0,0% 00,0% 13.284 3,5% 39.066 10,3% 00,0% 780 0,2% 65.722 17,4% 378.682 100,0% COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) IMPUESTO ELECTRICO (1,05113 x 4,864%) COSTE POTENCIA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) Resumen costes AÑO 2014 COSTE GRUPO COSTE PEAJE DE RESPALDO ALQUILER equipo de medida IVA TOTAL (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) 8. Análisis Comunidad de Regantes 4 70 MODALIDAD CONTRATO 12 MESES EXCESOS TEMPORADA SITUACION 12 MESES GRUPO P1 PARALELO GRUPO P1 AISLADO GRUPO P1/P2 PARALELO GRUPO P1/P2 AISLADO EXCESOS GRUPO 6M COSTE POTENCIA 161.195,00 119.507,00 119.507,00 87.503,00 87.503,00 58.752,00 103.876,00 COSTE ENERGIA ACTIVA 167.814,00 149.123,00 149.123,00 129.811,00 129.811,00 167.814,00 155.954,00 COSTE GRUPO 0,00 32.474,00 32.474,00 72.299,00 72.299,00 0,00 39.066,00 COSTE PEAJE 0,00 6.827,00 0,00 12.563,00 0,00 0,00 0,00 COSTE TOTAL 419.643,00 392.184,00 383.924,00 384.660,00 369.458,00 383.782,00 378.682,00 ENERGIA P1 CON GRUPO ENERGIA P1/P2 CON GRUPO AHORRO ANUAL RESPECTO 12 MESES 27.459,00 35.719,00 34.983,00 50.185,00 35.861,00 40.961,00 8.7 Comparativa de las alternativas y conclusiones CR4 A continuación se muestra una tabla comparativa de las diferentes alternativas: Con estos datos, se puede calcular una gráfica con él % de ahorro anual que supondría cada alternativa respecto de la contratación ordinaria. Se puede observar que la alternativa que mayor ahorro supone, para el caso de CR4 es la alternativa de reducir potencia contratada en los periodos 1 y 2 a prácticamente cero y suplir la energía de esos periodos con grupos electrógenos La desventaja de esta alternativa aparece cuando hay que llevar la inversión necesaria en grupos generadores y en aparamenta para separar dicho grupo de red. 9. Análisis Comunidad de Regantes 5 71 65.175 19,9% 16 0,0% 190.375 58,2% 1.037 0,3% 13.119 4,0% 782 0,2% 56.642 17,3% 327.146 100,0% TOTAL (euros) COSTE POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA ACTIVA (euros) COSTE EXCESOS POTENCIA (euros) COSTE ENERGIA REACTIVA (euros) Resumen costes AÑO 2013 Impuesto eléctrico (1,05113 x 4,864%) ALQUILER equipo de medida IVA 9. ANALISIS COMUNIDAD DE REGANTES 5 (CR5) 9.1 Presentación y análisis de los datos de carga de CR5 A continuación se detallan las curvas de carga, potencias contratadas y necesidades de energía de la CR5 en el periodo anual de 2013. Como se observa en los datos anteriores, la mayor demanda de energía se produce en los meses de Julio y Agosto, en concreto en el mes de Agosto, en el cual si sumamos la demanda de energía activa de los dos periodos (1-2,3-31) se alcanzarían cifras de aproximadamente de 650.000 kWh. Se observa una distinción entre el periodo de días 1 y 2 de Agosto y 3 y 31 de Agosto, esto es debido a que la IET vigente en 2013 establecía una distinción de precios en esos periodos. Sin embargo, la orden IET vigente en 2014 no establece esa diferencia, por lo que no será necesario llevar a cabo esa distinción. Con estos datos de carga, y con los precios vigentes en 2013 la factura de esta comunidad de regantes se podía desglosar en los siguientes costes: 9. Análisis Comunidad de Regantes 5 78 MODALIDAD CONTRATO 12 MESES EXCESOS TEMPORADA SITUACION 12 MESES GRUPO P1 PARALELO GRUPO P1 AISLADO GRUPO P1/P2 PARALELO GRUPO P1/P2 AISLADO EXCESOS GRUPO 6M COSTE POTENCIA 118.206,00 77.848,00 77.848,00 57.652,00 57.652,00 23.902,00 76.001,00 COSTE ENERGIA ACTIVA 159.171,00 137.266,00 137.266,00 117.114,00 117.114,00 159.171,00 152.895,00 COSTE GRUPO 0,00 37.902,00 37.902,00 79.334,00 79.334,00 0,00 66.828,00 COSTE PEAJE 0,00 7.968,00 0,00 13.936,00 0,00 0,00 0,00 COSTE TOTAL 354.902,00 321.174,00 313.206,00 316.800,00 302.864,00 327.573,00 372.931,00 27.329,00 -18.029,00 AHORRO ANUAL RESPECTO 12 MESES ENERGIA P1 CON GRUPO ENERGIA P1/P2 CON GRUPO 33.728,00 41.696,00 38.102,00 52.038,00 9.7 Comparativa de las alternativas y conclusiones CR5 A continuación se muestra una tabla comparativa de las diferentes alternativas y sus costes derivados para la CR5: Se puede observar que la alternativa que mayor ahorro supone, para el caso de CR5 es la alternativa de reducir potencia contratada en los periodos 1 y 2 y suplir la demanda de energía con un grupo electrógeno: El inconveniente aparecería con el gasto derivado de las modificaciones en aparamenta etc... necesaria para poder aislar el grupo de la red y evitar el pago del Peaje de Respaldo. 10. Conclusiones 79 10. CONCLUSIONES En este trabajo se ha planteado un breve análisis del sector eléctrico español, antes y después de la entrada en vigor de la Ley 54/1997, por la cual se produce el proceso de Liberalización del mercado eléctrico. Por otro lado, en 2013 aparece la orden IET /1491/2013 mediante la cual se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para su aplicación a partir de Agosto de 2013. En este proyecto se ha estudiado la evolución de los precios de los elementos de una factura, y más en concreto del término de potencia de la misma, así como la importancia y la influencia en la factura de este término en los consumidores, y más en concreto en las estaciones de bombeo. A continuación, se presenta un cuando resumen con diferentes consumidores y diferentes alternativas de ahorro económicos, como solución al aumento de precios de IET/1491/2013 Se presenta un cuadro resumen de los resultados de los cálculos realizados, con las cinco comunidades de regantes analizadas y las diferentes alternativas que se han estudiado. Para cada una de ellas se establece el % de ahorro que supondría cada alternativa: No obstante, se pueden establecer unas conclusiones comunes a todos los casos analizados: % AHORRO ALTERNATIVA CR1 CR2 CR3 CR4 CR5 12 MESES 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% GRUPO P1 PARALELO 5,93% 6,27% 4,32% 6,54% 9,50% GRUPO P1 AISLADO 7,91% 6,27% 5,58% 8,51% 11,75% GRUPO P1/P2 PARALELO 5,17% 14,35% 5,14% 8,34% 10,74% GRUPO P1/P2 AISLADO 9,22% 15,50% 7,89% 11,96% 14,66% EXCESOS 4,97% 32,77% 12,35% 8,55% 7,70% 6 MESES 0,98% 14,17% -3,60% 9,76% -5,08% 10. Conclusiones 80 1. Si el Real Decreto 1578/2008 (por el que se establecían en la disposición adicional sexta unos porcentajes menores de incremento del termino de potencia, en concreto 35% en meses de temporada alta y 15% en el resto, y limitando el contrato de temporada a 5 meses) no hubiese sido derogado, resultaría una alternativa muy interesante de estudio para cada comunidad, pero actualmente la disposición legal que regula el Contrato de Temporada es el RD 1164/2001, por el que se incrementan los precios del término de potencia en un 100 % en los meses de temporada alta y un 50 % el resto. 2. Las dos alternativas que, en la mayoría de los casos resultan más económicas son : a) Reducir la potencia contratada a prácticamente cero en los periodos tarifarios 1 y 2, y cubrir el resto de la demanda en estos periodos con Grupos generadores. b) Contratar menos potencia en varios de los periodos e incurrir en costes de excesos de potencia en los meses de mayor demanda. En principio la opción más rentable a medio plazo es la primera de ellas, pero para aislar el grupo de la red eléctrica sería necesaria una pequeña inversión en aparamenta, dependiendo en cada caso del esquema unifilar de cada instalación. 11. Bibliografía 81 11. BIBLIOGRAFÍA  Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica.  Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnologías solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.  REBT , Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, de 18 de Septiembre de 2002  Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.  Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte distribución de energía eléctrica.  Ley 54/1997, de 27 de Noviembre de 1997 del Sector Eléctrico  IET/843/2012, de 25 de abril, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de abril de 2012 y determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.  IET/3586/2011, de 30 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2012 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial. 11. Bibliografía 82  IET/688/2011, de 30 de marzo, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de abril de 2011 y determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial  IET/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.  IET/107/2014, de 31 de enero, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2014.  Circular 3/2014 de la CNMC  Real Decreto Ley 9/2013, 12 de Julio, disposición derogatoria.  J.M. YUSTA LOYO, ‘ Contratación del suministro eléctrico’, Ed. Paraninfo, 2013  J.M. YUSTA LOYO, ‘ Tecnología Eléctrica’, Ed. Prensas Universitarias, 2010 Anexos 83 ANEXOS Anexos 84 ANEXO 1 En el presente anexo, se establece una comparativa de la evolución de los precios del término de potencia para la opción de contratación en tres periodos, en concreto en la opción 3.1A para los años 2011, 2012 y 2013, debido a sus respectivas Instrucciones, con el objetivo de mostrar su paulatino aumento: Todos estos valores aparecen recogidos en las siguientes Instrucciones:  Abril 2011  Orden ITC/688/2011  Enero 2012  Orden IET/3586/2011  Abril 2012  Orden IET/843/2012  Agosto 2013  Orden IET/1491/2013  Febrero 2014  Orden IET/107/2014 3.1A P1 P2 P3 Abril 2011 24,01276 14,808024 3,395649 Enero 2012 24,493015 15,105184 3,463562 Abril 2012 25,588674 15,779848 3,618499 Agosto 2013 57,605223 35,523594 8,145965 Febrero 2014 59,1735 36,4907 8,3677 Anexos 85 ANEXO 2 En el presente anexo, se establece una comparativa de la evolución de los precios del término de potencia para la opción de contratación en seis periodos, en concreto en la opción 3.1 para los años 2011, 2012 y 2013, debido a sus respectivas Instrucciones, con el objetivo de mostrar su paulatino aumento: Todos estos valores aparecen recogidos en las siguientes Instrucciones:  Abril 2011  Orden ITC/688/2011  Enero 2012  Orden IET/3586/2011  Abril 2012  Orden IET/843/2012  Agosto 2013  Orden IET/1491/2013  Febrero 2014  Orden IET/107/2014 Anexos 86 mes ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE CR1 9493 2159 23547 192431 179241 721464 1088724 1084695 368675 62085 11172 6506 CR2 1298 1020 7176 47893 59653 110451 189928 219822 118783 9345 4017 2957 CR3 7028 7832 10730 72360 83335 167172 242875 276424 133612 20567 3931 5374 CR4 12901 22003 46096 212229 218175 397745 540478 632369 361476 63151 18316 16829 CR5 13947 12206 22677 174854 151543 341700 622206 645660 339231 66664 3399 12964 ANEXO 3 En el presente anexo, se establece una comparativa de las necesidades de energía activa de las cinco estaciones de bombeo para el periodo anual de 2013, por meses y en kWh/año: El perfil de todas ellas es común y sigue un patrón creciente, hasta los meses de Julio y Agosto y posteriormente un perfil decreciente hasta los meses de invierno. Esto es debido a que la máxima demanda de energía activa se produce en los meses de verano, mientras que en los meses de invierno esa demanda es muy inferior. Anexos 87 ANEXO 4: Generadores REBT ITC-40: GENERADORES INSTALACIONES GENERADORAS ASISTIDAS 1. En la instalación interior, la alimentación alternativa por red o por grupo, podrá hacerse en varios puntos que irán provistos de un sistema de conmutación para todos los conductores activos y el neutro, que impida el acoplamiento simultaneo a ambas fuentes de alimentación. Esa conmutación puede llevarse a cabo manualmente, normalmente con enclavamiento mecánico o interruptores de leva, o mediante conmutación automática, normalmente con enclavamiento eléctrico. Puede darse el caso que se realicen maniobras de transferencia de carga sin corte, para ello deberán cumplirse, entre otros, los siguientes requisitos:  Solo podrán realizar maniobras de transferencia de carga sin corte los generadores de potencia superior a 100 kVA.  En el momento de interconexión entre el generador y la red de distribución, se desconectara el neutro del generador de tierra.  Deberá incluirse un sistema de protección que imposibilite el envío de potencia del generador a la red.  Se dispondrá de un equipo de sincronización y no se podrá mantener la interconexión más de 5 segundos. Para evitar los efectos de sobretensiones debidas a las conmutaciones podrá ser necesario instalar protectores contra sobretensiones transitorias, adecuados a la instalación que alimenten. En el caso de tener la posibilidad de funcionamiento en modo separado y ante la eventualidad de la desconexión de la red, el control del generador deberá garantizar que primero se desconecta el generador de la red y después se pone en modo de funcionamiento separado, antes de conectarse a las cargas. Anexos 94 ANEXO 8: Definición de Autoconsumo DEFINICION Se define en LA PROPUESTA DE REAL DECRETO (por el que se establece la regulación de las condiciones administrativa, técnicas y economías de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción de autoconsumo, a fecha de 18-JULIO-2013), que se entiende por autoconsumo: El consumo horario de energía eléctrica proveniente de instalaciones de generación conectadas en el interior de una red de un consumidor o a través de una línea directa. ÁMBITO DE APLICACIÓN El ámbito de aplicación de la PROPUESTA DE REAL DECRETO, será de aplicación a los consumidores de energía eléctrica de potencia contratada no superior a 100 kW por punto de suministro o instalación, que instalen en su red interior (REAL DECRETO 1699/2011: Instalación eléctrica formada por los conductores aparamenta y equipos necesarios para dar servicio a una instalación receptora que no pertenece a la red de distribución) una instalación de generación eléctrica destinada a su propio consumo. También será de aplicación a los consumidores de energía eléctrica con independencia de su potencia contratada que estén conectados a una instalación de producción Anexos 95 ANEXO 9: Selección del grupo electrógeno En este anexo se detallen las características físicas, mecánicas y eléctricas del grupo electrógeno elegido para todos los cálculos presentes en las previsiones para 2014 de las CR: El cálculo del coste de la energía generada mediante grupo electrógeno se ha realizado considerando: o La elección de un grupo electrógeno que sea capaz de mantener aproximadamente el suministro de energía eléctrica a las bombas necesaria para la demanda de riego en los meses fuera de campaña ( grupo GESAN DVS 630) o El coste de combustible actualizado (0.84 €/litro), suponiendo bonificación fiscal de gasóleo para uso agrícola. o El consumo de combustible del grupo electrógeno seleccionado para la carga de trabajo exigida (102 litros/hora al 80% de la carga para todos los casos de CR). o Como resultado, se obtiene 0.21 €/kWh producido por el grupo. A continuación se adjuntan las características técnicas de este GRUPO GESAN DVS 630: Anexos 96 Anexos 97 Anexos 98 ANEXO 10: Esquema unifilar instalación Anexos 99 En el esquema anterior, se puede apreciar la acometida de red, con el transformador y posteriormente un esquema simplificado de cómo separar la alimentación de los grupos de bombas, por un lado de red y por otro lado de los grupos electrógenos.