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¿Qué está pasando en
el Sector Eléctrico?

Natalia Fabra
Universidad Carlos III de Madrid y

miembro de Economistas Frente a la Crisis

Madrid, Febrero 2014
Economistas Frente a la Crisis - La Cuestion Electrica
Aumentos del precio de la electricidad en España
70% desde 2006 para los hogares
26% desde 2008 para la industria
El precio de la electricidad en Europa
(antes de impuestos)
0,250

Fuente de Datos: Eurostat
0,200

0,150

España
27% superior
a media UE27

EUR/kWh antes de impuestos
2013 Q1; Consumidores domésticos

Media UE27

0,100

0,050

CY
IE
ES
UK
MT
BE
IT
DE
LU
AT
SK
EU-27
NO
EU-28
EA
SE
NL
DK
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LV
LT
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HR
HU
FR
EE
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RO
ME
IS
BG
BA
MK

:
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0,100

0,050

DK
DE
CY
IE
IT
ES
BE
EA
SE
AT
PT
EU-27
EU-28
NL
NO
UK
MT
SK
LU
SI
FI
EL
CZ
PL
FR
HU
LV
HR
LT
EE
RO
AL
IS
ME
BG
MK
BA

:
Déficit Tarifario en España (M€)
7000

30.000M€
Déficit acumulado

6000

6287
5609

5000
4089
4000

3600

2946

3000
2000
1297
1000
250

182

0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
¿Qué es el Déficit Tarifario?


Déficit Tarifario: diferencia entre los costes del suministro
eléctrico y la tarifa que pagan los consumidores



Déficit Tarifario: diferencia entre los costes reconocidos del
suministro eléctrico y la tarifa que pagan los consumidores
¿Qué es el Déficit Tarifario?


Déficit Tarifario (CNE): diferencia entre los costes
reconocidos a las actividades reguladas y la tarifa que pagan los
consumidores
Otros Costes

20.000
18.000

Interrumpibilidad
16.000

CTC's

14.000

12.000

Prima Régimen Especial

10.000

Anualidades déficit

8.000
6.000

Compensaciones
Extrapeninsulares

4.000

Distrib., Gestión Com. y calidad
serv.

2.000

Transporte

0
1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008 2.009 2.010
Origen del Déficit Tarifario


Los ingresos del sistema no cubren los costes reconocidos
1.
2.
3.



¿Los consumidores pagan menos del coste del suministro?
¿Los costes reconocidos superan los costes reales?
¿El suministro eléctrico incorpora partidas de costes ineficientes?

Nuestro diagnóstico:









Sobre-retribución de la producción nuclear e hidroeléctrica
Problemas de competencia
Regulación eléctrica inadecuada
Fuerte inversión en energías renovables
Caída de la demanda
Origen del Déficit Tarifario
“Una competencia insuficiente en el sector energético ha
contribuido, al menos en parte, a la constitución del déficit
tarifario al favorecer una compensación excesiva de algunas
infraestructuras, tales como centrales nucleares y grandes
centrales hidroeléctricas, ya amortizadas.”
Comisión Europea (Julio 2012), Evaluación del programa nacional
de reforma y del programa de estabilidad de España para 2012
Sobre-retribución de nucleares e hidroeléctricas
Total
Retribución
Beneficios
Beneficios
media
Coste variable Regulatorios Regulatorios
(€/MWh)
(€/MWh)
(mill. €)
(mill €)

Tecnología

Energía
Producible
media (GWh)

Hidroeléctrica

30.007

66

11

1.670

Nuclear

59.888

50

22

1.692

Hidroeléctrica

59

1.452

Nuclear

45

1.377

Hidroeléctrica

53

1.257

Nuclear

40

1.078

3.361

2.830

2.335
Retribución media de nucleares e hidroeléctricas
en el mercado diario
90,0

Promedio anual 2006-2011:

80,0

€/MWh

Las diferencias en la
retribución se deben
principalmente a que la
nuclear opera en base
(todas las horas del año)
mientras que la hidráulica
“afeita las puntas”
(produce cuando la
demanda es mayor para
percibir los mayores
precios)

70,0

46 €/MWh Nuclear; 60 €/MWh Hidro

Nuclear (€/MWh)
Hidro (€/MWh)

60,0

50,0

40,0

30,0

20,0

10,0

0,0
1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Generación: datos en el Informe Anual de REE
Retribución media: la Nuclear percibe el precio medio anual del mercado diario ( OMIE), y la Hidráulica un 29% más
Mismos supuestos que los realizados por la CNE en su informe de 20 de Mayo de 2008

2009

2010

2011
Márgenes de nucleares e hidroeléctricas
sobre costes variables
Promedio anual 2006-2011:
5.000

1600 M€ Nuclear; 1400 M€ Hidro
4.500

Hidro (M €)

4.000

Nuclear (M€)

M€

3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Coste variable Nuclear: 18 €/MWh; Hidro: 6€/MWh
Mismos supuestos que los realizados por la CNE en su informe de 20 de Mayo de 2008, con la excepción
del coste variable Hidráulico, que se ha supuesto el doble del supuesto por la CNE

2010

2011
Pagos regulados para el Régimen Ordinario 1998-2011 (M€)
7.000
6.000

Sólo en concepto de Costes de
Transición a la Competencia, las
empresas eléctricas han ingresado más
de 12.000 M€ hasta 2006

5.000

M€

4.000
3.000
2.000
1.000
1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Pagos Capacidad

CTCs

Prima al carbón

Compensaciones extrapeninsulares

Margen comercial regulado distribución

Margen comercial regulado comercialización

Prima de riesgo por cantidad CUR

Prima de riesgo TUR

Derechos de emisión gratuitos

2011
¿Son las renovables las culpables?



2005-2010: fuerte esfuerzo inversor en energías renovables
El aumento de costes generado es de muy distinta naturaleza:



Las normas retributivas no eran sobre-venidas
Fuertes externalidades: medioambientales y económicas
 Reducción de emisiones
 Creación de empleo y tejido industrial
 Fomento del I&D
 Reducción de la dependencia energética
 Curva de aprendizaje
Energías Renovables
•c€2010 / kWh

Evolución de los costes de inversión
35

30

25

20

15

10

5

0
2010

2015

2020
offshore2

FV Tejado

Eólica

FV Suelo

Solar termoeléctrica

2025

2030

Año de puesta en marcha

Eólica onshore

Fuente: MITyC
Energías Renovables
•c€2010 / kWh

Evolución de los costes de inversión
35

30

El que los costes de las nuevas inversiones en renovables
25

sea muy inferior no implica
20

que la primera generación esté sobre-retribuida
15

10

5

0
2010

2015

2020
offshore2

FV Tejado

Eólica

FV Suelo

Solar termoeléctrica

2025

2030

Año de puesta en marcha

Eólica onshore

Fuente: MITyC
Revisión de otras partidas








Subastas CESUR con efectos inflacionistas
Compensaciones extra-peninsulares no auditadas
Pagos por capacidad
Resolución de restricciones técnicas
Costes de financiación del Déficit Tarifario
Estado de las concesiones hidroeléctricas
¿Extensión de la vida útil de las centrales nucleares?
Posible ahorros anuales para el sistema
Restitución del marco retributivo de nucleares e
hidroeléctricas
Eliminación de la TUR y Subastas CESUR

2.500-3.000M€

1.000 M€

Revisión de los procesos de Servicios de Ajuste

600 M€

Costes extra-peninsulares no auditados

400 M€

TOTAL

4.500-5.000 M€

Hay hueco para evitar el déficit tarifario sin elevar los precios a
los consumidores y sin aplicar recortes retroactivos a las
actividades reguladas
¿Qué ha hecho el Gobierno para
solucionar el Déficit Tarifario?
Impuestos a la producción eléctrica
2.500M€

Recortes a las renovables
Recorte a la interrumpibilidad y a los pagos por
capacidad
Recorte al transporte y distribución

TOTAL

Déficit previsto para 2014: 1.100M€

1.750 M€
396 M€
214 M€

4.860 M€
La NO-Reforma del Gobierno


Enero 2013: Impuestos a la generación eléctrica


Impuesto general del 7% sobre la facturación de la energía eléctrica, aplica a
todas las tecnologías
 Impuestos sobre el consumo de combustible fósiles para la generación eléctrica
(gas, carbón y fuel-oil)
 Impuestos sobre la producción en centrales nucleares
 Canon sobre la facturación de las plantas hidroeléctricas
Impacto de los nuevos impuestos eléctricos
Precio

Efectos:
Incremento de ingresos para todas las
tecnologías como consecuencia del impuesto
sobre las centrales marginales

•Traslado del 100% a los
precios de la electricidad
•Efecto menor sobre los
ingresos de las centrales
convencionales

P1

•Recorte en la retribución
de las renovables, que no
pueden traspasar el
impuesto a precios

P0

Hidráulica

RE

Nuclear

Carbón

CCGT

Potencia
Impacto de los nuevos impuestos eléctricos
6,0%
22,0%
Régimen Ordinario
Consumidores
Régimen Especial
73,0%

Al trasladar al precio la mayoría de las tasas, el 73% del
esfuerzo recae sobre consumidores y el 22% sobre renovables
(aprox. 2.300 M€ y 690 M€)
Cotización Futuros de Electricidad 2003
(€/MWh)
55

53

51

49

47

45

ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12
Alemania 2013

jul-12

España 2013

ago-12 sep-12
La NO-Reforma del Gobierno


Julio 2013: RD 9/2013


Recortes retroactivos a las actividades reguladas: transporte, distribución,
renovables y cogeneración
 Reducción pagos por capacidad a las centrales de gas
 Penalización del auto-consumo
 La generación con fuentes convencionales queda indemne



Diciembre 2013: Ley 24/2013
Febrero 2014: Propuesta de Orden Ministerial: retribución de renovables
Nueva Regulación para las Renovables
¿Rentabilidad razonable?

Fuente: Propuesta de Orden Ministerial por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables…
Economistas Frente a la Crisis - La Cuestion Electrica
Subasta CESUR Diciembre 2013



Aumento del precio de la Subasta CESUR: 26,5%
Repercusión sobre la tarifa eléctrica: 10,5%
Subastas CESUR




Fijación del precio de la Tarifa de Último Recurso (TUR) desde Julio 2009
Periodicidad trimestral
Compradores: comercializadores de último recurso





Integrados verticalmente con la generación, y horizontalmente con los
comercializadores del mercado libre

Vendedores: cualquier compañía que haya cumplido los requisitos de
calificación (no necesariamente generadores)
Los Derechos de Cobro u Obligaciones de Pago se liquidan por diferencias
entre los precios de la subasta CESUR y los del mercado diario
Subastas CESUR y Mercado Diario (€/MWh)

70

Las Subastas CESUR han encarecido el
60

precio de la energía en un 15,3%

CESUR

Fuente: OMIE
50

40

Mercado Diario
30

20
Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4
2008 2009 2009 2009 2009 2010 2010 2010 2010 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013
¿Por qué el efecto inflacionista?


Problema de gestión de riesgos: primas de riesgo


Exógenas: volatilidad de los precios del mercado eléctrico
 Endógenas: posibilidad de alteración de los precios del mercado eléctrico


Problema de integración vertical:




Ofertas de los comercializadores libres referenciadas a la TUR

Las empresas pueden afectar los resultados de la subasta CESUR:


Retirándose de la subastas
 Actuando sobre mercados a plazo
 Elevando la volatilidad del mercado diario
Ofertas de comercializadores en el Mercado Libre
indexadas a la TUR
Indexación a los precios TUR

Características de consumidores con
dcho. a TUR y sin dcho. a Bono social

Fuente: Comparador de Ofertas CNE.
El problema eléctrico es de primera magnitud
El Déficit Tarifario es la manifestación de los
problemas de fondo del sector
La reforma del Gobierno no mejora sino que
empeora las cosas
La reforma eléctrica sigue pendiente
Muchas Gracias.

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Economistas Frente a la Crisis - La Cuestion Electrica

  • 1. ¿Qué está pasando en el Sector Eléctrico? Natalia Fabra Universidad Carlos III de Madrid y miembro de Economistas Frente a la Crisis Madrid, Febrero 2014
  • 3. Aumentos del precio de la electricidad en España 70% desde 2006 para los hogares 26% desde 2008 para la industria
  • 4. El precio de la electricidad en Europa (antes de impuestos) 0,250 Fuente de Datos: Eurostat 0,200 0,150 España 27% superior a media UE27 EUR/kWh antes de impuestos 2013 Q1; Consumidores domésticos Media UE27 0,100 0,050 CY IE ES UK MT BE IT DE LU AT SK EU-27 NO EU-28 EA SE NL DK CZ PT SI EL PL LV LT FI HR HU FR EE AL RO ME IS BG BA MK :
  • 5. El precio de la electricidad en Europa (después de impuestos) Fuente de Datos: Eurostat 0,350 0,300 España 11% superior 0,250 a media UE27 EUR/kWh después de impuestos 2013 Q1; Consumidores domésticos Media UE27 0,200 0,150 0,100 0,050 DK DE CY IE IT ES BE EA SE AT PT EU-27 EU-28 NL NO UK MT SK LU SI FI EL CZ PL FR HU LV HR LT EE RO AL IS ME BG MK BA :
  • 6. Déficit Tarifario en España (M€) 7000 30.000M€ Déficit acumulado 6000 6287 5609 5000 4089 4000 3600 2946 3000 2000 1297 1000 250 182 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
  • 7. ¿Qué es el Déficit Tarifario?  Déficit Tarifario: diferencia entre los costes del suministro eléctrico y la tarifa que pagan los consumidores  Déficit Tarifario: diferencia entre los costes reconocidos del suministro eléctrico y la tarifa que pagan los consumidores
  • 8. ¿Qué es el Déficit Tarifario?  Déficit Tarifario (CNE): diferencia entre los costes reconocidos a las actividades reguladas y la tarifa que pagan los consumidores Otros Costes 20.000 18.000 Interrumpibilidad 16.000 CTC's 14.000 12.000 Prima Régimen Especial 10.000 Anualidades déficit 8.000 6.000 Compensaciones Extrapeninsulares 4.000 Distrib., Gestión Com. y calidad serv. 2.000 Transporte 0 1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008 2.009 2.010
  • 9. Origen del Déficit Tarifario  Los ingresos del sistema no cubren los costes reconocidos 1. 2. 3.  ¿Los consumidores pagan menos del coste del suministro? ¿Los costes reconocidos superan los costes reales? ¿El suministro eléctrico incorpora partidas de costes ineficientes? Nuestro diagnóstico:      Sobre-retribución de la producción nuclear e hidroeléctrica Problemas de competencia Regulación eléctrica inadecuada Fuerte inversión en energías renovables Caída de la demanda
  • 10. Origen del Déficit Tarifario “Una competencia insuficiente en el sector energético ha contribuido, al menos en parte, a la constitución del déficit tarifario al favorecer una compensación excesiva de algunas infraestructuras, tales como centrales nucleares y grandes centrales hidroeléctricas, ya amortizadas.” Comisión Europea (Julio 2012), Evaluación del programa nacional de reforma y del programa de estabilidad de España para 2012
  • 11. Sobre-retribución de nucleares e hidroeléctricas Total Retribución Beneficios Beneficios media Coste variable Regulatorios Regulatorios (€/MWh) (€/MWh) (mill. €) (mill €) Tecnología Energía Producible media (GWh) Hidroeléctrica 30.007 66 11 1.670 Nuclear 59.888 50 22 1.692 Hidroeléctrica 59 1.452 Nuclear 45 1.377 Hidroeléctrica 53 1.257 Nuclear 40 1.078 3.361 2.830 2.335
  • 12. Retribución media de nucleares e hidroeléctricas en el mercado diario 90,0 Promedio anual 2006-2011: 80,0 €/MWh Las diferencias en la retribución se deben principalmente a que la nuclear opera en base (todas las horas del año) mientras que la hidráulica “afeita las puntas” (produce cuando la demanda es mayor para percibir los mayores precios) 70,0 46 €/MWh Nuclear; 60 €/MWh Hidro Nuclear (€/MWh) Hidro (€/MWh) 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Generación: datos en el Informe Anual de REE Retribución media: la Nuclear percibe el precio medio anual del mercado diario ( OMIE), y la Hidráulica un 29% más Mismos supuestos que los realizados por la CNE en su informe de 20 de Mayo de 2008 2009 2010 2011
  • 13. Márgenes de nucleares e hidroeléctricas sobre costes variables Promedio anual 2006-2011: 5.000 1600 M€ Nuclear; 1400 M€ Hidro 4.500 Hidro (M €) 4.000 Nuclear (M€) M€ 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Coste variable Nuclear: 18 €/MWh; Hidro: 6€/MWh Mismos supuestos que los realizados por la CNE en su informe de 20 de Mayo de 2008, con la excepción del coste variable Hidráulico, que se ha supuesto el doble del supuesto por la CNE 2010 2011
  • 14. Pagos regulados para el Régimen Ordinario 1998-2011 (M€) 7.000 6.000 Sólo en concepto de Costes de Transición a la Competencia, las empresas eléctricas han ingresado más de 12.000 M€ hasta 2006 5.000 M€ 4.000 3.000 2.000 1.000 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Pagos Capacidad CTCs Prima al carbón Compensaciones extrapeninsulares Margen comercial regulado distribución Margen comercial regulado comercialización Prima de riesgo por cantidad CUR Prima de riesgo TUR Derechos de emisión gratuitos 2011
  • 15. ¿Son las renovables las culpables?   2005-2010: fuerte esfuerzo inversor en energías renovables El aumento de costes generado es de muy distinta naturaleza:   Las normas retributivas no eran sobre-venidas Fuertes externalidades: medioambientales y económicas  Reducción de emisiones  Creación de empleo y tejido industrial  Fomento del I&D  Reducción de la dependencia energética  Curva de aprendizaje
  • 16. Energías Renovables •c€2010 / kWh Evolución de los costes de inversión 35 30 25 20 15 10 5 0 2010 2015 2020 offshore2 FV Tejado Eólica FV Suelo Solar termoeléctrica 2025 2030 Año de puesta en marcha Eólica onshore Fuente: MITyC
  • 17. Energías Renovables •c€2010 / kWh Evolución de los costes de inversión 35 30 El que los costes de las nuevas inversiones en renovables 25 sea muy inferior no implica 20 que la primera generación esté sobre-retribuida 15 10 5 0 2010 2015 2020 offshore2 FV Tejado Eólica FV Suelo Solar termoeléctrica 2025 2030 Año de puesta en marcha Eólica onshore Fuente: MITyC
  • 18. Revisión de otras partidas        Subastas CESUR con efectos inflacionistas Compensaciones extra-peninsulares no auditadas Pagos por capacidad Resolución de restricciones técnicas Costes de financiación del Déficit Tarifario Estado de las concesiones hidroeléctricas ¿Extensión de la vida útil de las centrales nucleares?
  • 19. Posible ahorros anuales para el sistema Restitución del marco retributivo de nucleares e hidroeléctricas Eliminación de la TUR y Subastas CESUR 2.500-3.000M€ 1.000 M€ Revisión de los procesos de Servicios de Ajuste 600 M€ Costes extra-peninsulares no auditados 400 M€ TOTAL 4.500-5.000 M€ Hay hueco para evitar el déficit tarifario sin elevar los precios a los consumidores y sin aplicar recortes retroactivos a las actividades reguladas
  • 20. ¿Qué ha hecho el Gobierno para solucionar el Déficit Tarifario? Impuestos a la producción eléctrica 2.500M€ Recortes a las renovables Recorte a la interrumpibilidad y a los pagos por capacidad Recorte al transporte y distribución TOTAL Déficit previsto para 2014: 1.100M€ 1.750 M€ 396 M€ 214 M€ 4.860 M€
  • 21. La NO-Reforma del Gobierno  Enero 2013: Impuestos a la generación eléctrica  Impuesto general del 7% sobre la facturación de la energía eléctrica, aplica a todas las tecnologías  Impuestos sobre el consumo de combustible fósiles para la generación eléctrica (gas, carbón y fuel-oil)  Impuestos sobre la producción en centrales nucleares  Canon sobre la facturación de las plantas hidroeléctricas
  • 22. Impacto de los nuevos impuestos eléctricos Precio Efectos: Incremento de ingresos para todas las tecnologías como consecuencia del impuesto sobre las centrales marginales •Traslado del 100% a los precios de la electricidad •Efecto menor sobre los ingresos de las centrales convencionales P1 •Recorte en la retribución de las renovables, que no pueden traspasar el impuesto a precios P0 Hidráulica RE Nuclear Carbón CCGT Potencia
  • 23. Impacto de los nuevos impuestos eléctricos 6,0% 22,0% Régimen Ordinario Consumidores Régimen Especial 73,0% Al trasladar al precio la mayoría de las tasas, el 73% del esfuerzo recae sobre consumidores y el 22% sobre renovables (aprox. 2.300 M€ y 690 M€)
  • 24. Cotización Futuros de Electricidad 2003 (€/MWh) 55 53 51 49 47 45 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 Alemania 2013 jul-12 España 2013 ago-12 sep-12
  • 25. La NO-Reforma del Gobierno  Julio 2013: RD 9/2013  Recortes retroactivos a las actividades reguladas: transporte, distribución, renovables y cogeneración  Reducción pagos por capacidad a las centrales de gas  Penalización del auto-consumo  La generación con fuentes convencionales queda indemne   Diciembre 2013: Ley 24/2013 Febrero 2014: Propuesta de Orden Ministerial: retribución de renovables
  • 26. Nueva Regulación para las Renovables ¿Rentabilidad razonable? Fuente: Propuesta de Orden Ministerial por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables…
  • 28. Subasta CESUR Diciembre 2013   Aumento del precio de la Subasta CESUR: 26,5% Repercusión sobre la tarifa eléctrica: 10,5%
  • 29. Subastas CESUR    Fijación del precio de la Tarifa de Último Recurso (TUR) desde Julio 2009 Periodicidad trimestral Compradores: comercializadores de último recurso    Integrados verticalmente con la generación, y horizontalmente con los comercializadores del mercado libre Vendedores: cualquier compañía que haya cumplido los requisitos de calificación (no necesariamente generadores) Los Derechos de Cobro u Obligaciones de Pago se liquidan por diferencias entre los precios de la subasta CESUR y los del mercado diario
  • 30. Subastas CESUR y Mercado Diario (€/MWh) 70 Las Subastas CESUR han encarecido el 60 precio de la energía en un 15,3% CESUR Fuente: OMIE 50 40 Mercado Diario 30 20 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 2008 2009 2009 2009 2009 2010 2010 2010 2010 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013
  • 31. ¿Por qué el efecto inflacionista?  Problema de gestión de riesgos: primas de riesgo  Exógenas: volatilidad de los precios del mercado eléctrico  Endógenas: posibilidad de alteración de los precios del mercado eléctrico  Problema de integración vertical:   Ofertas de los comercializadores libres referenciadas a la TUR Las empresas pueden afectar los resultados de la subasta CESUR:  Retirándose de la subastas  Actuando sobre mercados a plazo  Elevando la volatilidad del mercado diario
  • 32. Ofertas de comercializadores en el Mercado Libre indexadas a la TUR Indexación a los precios TUR Características de consumidores con dcho. a TUR y sin dcho. a Bono social Fuente: Comparador de Ofertas CNE.
  • 33. El problema eléctrico es de primera magnitud El Déficit Tarifario es la manifestación de los problemas de fondo del sector La reforma del Gobierno no mejora sino que empeora las cosas La reforma eléctrica sigue pendiente