En Madrid, a 11 de Diciembre de 1996

    De una parte, el Excmo. Sr. D. Josep Piqué i Camps, Ministerio de Industria y Energía.

    Y de otra parte, el Excmo. Sr. D. Iñigo de Oriol Ybarra, Presidente de IBERDROLA y de UNESA.

    De otra parte, el Ilmo. Sr. D. Feliciano Fuster Jaume, Presidente de ENDESA.

    De otra parte, el Excmo. Sr. D. José Mª Amusátegui de la Cierva, Presidente de UNIÓN ELÉCTRICA FENOSA.

    De otra parte, el Excmo. Sr. D. Juan Echevarría Puig, Presidente de FUERZAS ELÉCTRICAS DE CATALUÑA.

    De otra parte, el Excmo. Sr. D. Fernando de Ybarra y López Dóriga, Presidente de COMPAÑÍA SEVILLANA DE ELECTRICIDAD.

    Se reconocen recíprocamente capacidad legal para otorgar el presente Protocolo, y en su virtud:

    El Ministerio de Industria y Energía tiene la decidida voluntad de modificar el actual marco normativo del sistema eléctrico, propiciando una mayor liberalización, asegurando la competencia entre las empresas integrantes del mismo y tomando las medidas oportunas para garantizar un menor coste de la energía eléctrica para el conjunto de la economía española. Dada la complejidad del sistema eléctrico, el Ministerio de Industria y Energía considera que antes de proponer al Gobierno para su remisión a las Cortes la modificaciones legales correspondientes, es conveniente alcanzar un acuerdo básico con los principales integrantes del sistema eléctrico español. Como es obvio, el contenido del presente Protocolo no puede prejuzgar las conclusiones del debate parlamentario, cuyos resultados se trasladarán a las empresas firmantes, a los agentes sociales y a cualquier otra institución o entidad concernido.

    Por consiguiente, el objetivo del presente protocolo es establecer las bases operativas que han de regir en el funcionamiento del Sistema Eléctrico Español, definir los plazos, medidas y salvaguardias que deberán ser puestos en práctica durante el período transitorio hasta alcanzar los objetivos de liberalización del mercado eléctrico, establecer aquellos criterios que deberán regir la estructura del Sector Eléctrico Español, garantizando la competencia entre las empresas que lo integran y la competitividad de las mismas, así como sentar las bases de retribución adecuada para cada una de las actividades que se realizan en régimen de monopolio natural, y cuya regulación debe contemplar los intereses de los consumidores, de los trabajadores y los de los accionistas que conjuntamente sustentan el negocio de la empresa.

    El presente Protocolo refleja adicionalmente el compromiso que las empresas eléctricas firmantes y sus filiales o participadas eléctricas están dispuestas a asumir como participación en el esfuerzo colectivo de los diferentes agentes económicos para la consecución de los objetivos fijados en relación con la Unión Monetaria Europea. En este sentido, se establece de manera puntual la aportación que el Sector Eléctrico integrado en UNESA deberá realizar en 1997 como contribución a la competitividad de la economía española, vía reducción en términos nominales de la tarifa eléctrica para 1997.

    Por último, los firmantes constatan que la Ley 40/94, de 30 de Diciembre, de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional y la posición común del Consejo de Ministros de la Unión Europea sobre el proyecto de Directiva sobre Normas Comunes para el Mercado Interior de la Electricidad, de 25 de julio de 1996, constituyen los puntos de partida en los que se basan los acuerdos que a continuación se adoptan, siendo por tanto también estas normas, la referencia obligada en relación con las materias no contempladas en el presente protocolo, referentes al Sistema Eléctrico Nacional.

    PRIMERO.- MODELO DE FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL.

    El Ministerio de Industria y Energía y las empresas eléctricas firmantes del presente Protocolo acuerdan que las bases para el funcionamiento del Sistema Eléctrico Español, teniendo en cuenta las diversas actividades que lo componen, serán las siguientes:

    1.GENERACIÓN.

    A partir del 1 de enero de 1998, el orden de funcionamiento de los diferentes grupos de generación se establecerá en función de la oferta que las empresas titulares de dichos grupos efectúen para cada uno de ellos individualmente.

    Todos los grupos de generación disponibles efectuarán sus ofertas de la manera que se establezca en el desarrollo del presente Protocolo, desarrollo que deberá contemplar la antelación mínima con la que deben realizarse las ofertas, el horizonte de las mismas y el período de programación y régimen de operación.

    La programación de los grupos se realizará partiendo de la oferta más barata hasta igualar la demanda, sin perjuicio de las posibles restricciones técnicas que pudieran existir en la red o de otras alteraciones excepcionales en el orden establecido en el funcionamiento, cuyo tratamiento se determinará como desarrollo de este Protocolo. Asimismo, se estudiarán, como desarrollo de este Protocolo y a la vista de las experiencias internacionales disponibles al respecto, los procedimientos más adecuados para incorporar a la demanda en el mecanismo de ofertas y para que la respuesta de la misma a las señales de precio sea tenida en cuenta en la determinación del coste marginal del sistema eléctrico.

    La energía generada en cada período de programación será retribuida al coste marginal del sistema eléctrico basado en la oferta realizada por el último grupo de generación cuya puesta en marcha haya sido necesaria para atender la demanda. Adicionalmente, los generadores serán retribuidos con el factor de garantía de potencia establecido en el apartado 3, así como, en su caso, por los servicios complementarios establecidos en el apartado 2. Para ello, todos los generadores deberán estar dotados de los equipos de medida que, con criterios homogéneos de ubicación y con la precisión requerida, permitan determinar, para cada uno de dichos períodos de programación la energía realmente vertida en las redes de transporte o distribución.

    El Gobierno se reserva el derecho de establecer las medidas necesarias para garantizar la seguridad de suministro de energía eléctrica.

    El sistema descrito será de aplicación a toda instalación de potencia instalada igual o superior a 50 MW, a las de menor potencia existentes que estén actualmente sujetas al Marco Legal Estable, y aquellas otras de menor potencia que, así lo deseen con las particularidades descritas en el apartado 6.

    El resto de instalaciones no estarán sujetas, en su funcionamiento, al régimen de programación por ofertas, y serán retribuidas al precio resultante indicado anteriormente en cada período de programación que funcionen, incluido el factor de garantía de potencia, con las particularidades descritas en el apartado 6.

    Las instalaciones de generación y el consumo deberán asumir los costes derivados de su posición con respecto a la red de transporte y al consumo, mediante un procedimiento de determinación de coeficientes de pérdidas o por medio de mecanismos equivalentes. Dicho procedimiento deberá incluir el adecuado tratamiento para las instalaciones de régimen especial. La parte del consumo sometido a tarifa regulada y las ofertas recibidas de cada grupo de generación que se encuentren en operación antes del 31 de diciembre de 1997 no se verán afectadas por dicho procedimiento hasta el 31 de diciembre del año 2001.

    En casos de emergencia en los que exista grave riesgo de desabastecimiento por indisponibilidad de las centrales o fallos graves en las redes, el sistema de ofertas podrá ser modificado para hacer frente a dichas situaciones. Se establecerá un procedimiento de asignación, reparto y retribución de los costes provocados por las situaciones de emergencia.

    La energía generada podrá ser objeto de un régimen de contratación que adoptará la forma de:

- Contratos vinculados al precio derivado del sistema de ofertas.

- Contratos a precio pactado que se liquidarán por diferencias con respecto al precio resultante del sistema de ofertas.

    Además se estudiará la utilización de otros tipos de contratos, tanto físicos como financieros, a la vista de las experiencias internacionales disponibles al respecto y atendiendo a conseguir la máxima flexibilidad en la participación de los agentes involucrados, manteniendo la máxima eficiencia posible en la seguridad y en la operación del sistema eléctrico. Su aplicación estará supeditada a su compatibilidad con el sistema de ofertas.

    La liquidación es la operación consistente en asignar a los grupos de generación que hayan funcionado o hayan estado disponibles en cada período de programación, el precio de la energía y capacidad correspondiente, determinando los pagos y cobros concretos que deben realizar los diferentes agentes.

    A estos efectos, los contratos a precio pactado por diferencias, que se comunicarán en las condiciones que se determinen al operador de mercado, se liquidarán al precio resultante del sistema de ofertas, estableciéndose por las partes el saldo por diferencias entre el precio pactado y el citado precio resultante del sistema de ofertas.

    Todos los generadores se adherirán a las condiciones establecidas por el Operador del Sistema y por el Operador del Mercado para el funcionamiento del despacho y para la liquidación y pago de la energía. Dichas condiciones se establecerán como desarrollo de este Protocolo.

    Se creará un Registro de Generadores y de otras Entidades que puedan realizar ofertas en el sistema descrito, en el que deberán quedar reflejadas las características de las instalaciones de generación. Sin perjuicio de otros que puedan ser creados en las Comunidades Autónomas, dicho Registro estará ubicado en la Dirección General de la Energía.

    Estas características de las instalaciones deberán ser puestas de manifiesto al Operador de Mercado para que pueda ejercer sus funciones con la 1 máxima efectividad.

    2.SERVICIOS COMPLEMENTARIOS.

    Son los servicios que complementan la producción de energía eléctrica necesarios para que la electricidad llegue al consumidor, y se entregue en las debidas condiciones de calidad y seguridad de servicio. Entre otros se incluyen los siguientes:

 - Regulación primaria de grupos generadores.

 - Regulación secundaria de las zonas o seguimiento de carga.

 - Reserva terciaria de generación.

 - Energía reactiva/control de la tensión.

 - Arranque autónomo.

    Otros que en el futuro puedan considerarse.

    Los servicios complementarios, que no sean obligatorios para las empresas de generación, serán objeto de contratación u oferta de las empresas eléctricas al operador del sistema, siendo retribuidos adicionalmente por los distribuidores-comercializadores, comercializadores o clientes con capacidad de elección del suministro y formarán por tanto parte del precio de la generación del sistema.

    3.CAPACIDAD Y DISPONIBILIDAD DE LAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN.

    Se reconoce a todos los grupos de generación existentes y de nueva construcción integrados en el sistema de ofertas definido anteriormente, el derecho a ser retribuidos por la garantía de potencia que presten efectivamente al sistema.

    La garantía de potencia se percibirá por todos los grupos según la potencia efectivamente disponible y su valor podrá variar en función de las necesidades de capacidad a largo plazo del sistema, de manera que el valor integrado de la energía origine señales correctas en el mercado propiciando, si fuera necesario, nuevas inversiones. Su determinación y procedimiento de reparto, cuestiones de especial importancia, se realizará mediante un procedimiento que se acordará como desarrollo de este Protocolo.

    La repercusión de este coste de garantía de potencia a los diferentes adquirentes se determinará en ptas/kWh, será objeto de análisis y, en todo caso, se efectuará atendiendo a criterios objetivos indicativos de la incidencia de los consumos en la capacidad total del sistema.

    El valor inicial de la garantía de potencia y el procedimiento a seguir para su eventual actualización serán fijados en el desarrollo de este Protocolo, atendiendo a criterios de estabilidad de la señal y de fomento de nuevas inversiones eficientes para el sistema eléctrico en su conjunto.

    Con carácter indicativo y a la espera de los resultados de los trabajos de desarrollo del presente Protocolo, se estima que la repercusión de la retribución por garantía de potencia efectivamente disponible podría situarse en torno a 1,30 Ptas/kWh.

    4.LIBERTAD DE ESTABLECIMIENTO.

    La instalación de nuevos grupos de generación eléctrica se considerará liberalizada a todos los efectos, sin perjuicio de la obtención de las. autorizaciones previstas en la normativa vigente para la ejecución de la instalación y sujeta a la regulación medioambiental y de ordenación del territorio establecida por la autoridad competente en cada materia.

    El Ministerio de Industria y Energía podrá establecer medidas adicionales a la retribución por garantía de potencia para garantizar la seguridad del suministro a largo plazo.

    5.LIBERALIZACIÓN DEL SUMINISTRO DE ENERGÍAS PRIMARIAS PARA LA GENERACIÓN.

    Las partes firmantes del Protocolo acuerdan que, para una efectiva liberalización y competencia en el sector eléctrico, es necesario propiciar un acceso sin restricciones a las diversas fuentes de energía primaria utilizadas para la generación de electricidad.

    A partir del 1 de enero 1998, con las excepciones que se recogen en los párrafos siguientes, los abastecimientos de materias primas para la generación de energía eléctrica se efectuarán sin restricciones, sin que quepan limitaciones en materia de política energética o de fijación de precios o de acceso a las infraestructuras, según lo previsto en el Real Decreto Ley 7/1996 de 7 de Junio y el Real Decreto 2033/96, de 6 de Septiembre. El Ministerio elaborará la normativa correspondiente para hacer efectivo este compromiso.

    En el caso del carbón autóctono, se estará a lo dispuesto en el Plan de Futuro de la Minería del Carbón y Desarrollo de las Comarcas Mineras. El uso de este carbón se atendrá a criterios de racionalidad económica y social. El Ministerio elaborará la normativa correspondiente para hacer efectivo este compromiso negociándola con los agentes sociales.

    En el marco del Plan de Futuro de la Minería del Carbón y Desarrollo de las Comarcas Mineras, cuyo contenido no se prejuzga en el presente Protocolo, las compañías eléctricas formalizarán contratos a medio y largo plazo de adquisición de carbón nacional, retribuyéndose el coste a un determinado volumen de existencias por encima del stock de seguridad. El proceso de suscripción de contratos se efectuará con la supervisión del Ministerio de Industria y Energía y de los agentes sociales. El Ministerio se compromete a que este compromiso de las empresas eléctricas se lleve a cabo de forma efectiva, de acuerdo con las cantidades garantizadas que en su caso se fijen en el Plan de Futuro de la Minería del Carbón y Desarrollo de las Comarcas Mineras. Adicionalmente, el Ministerio hará uso a partir de la transposición de la Directiva de la Unión Europea sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad de las facultades que le confiere el artículo 8 del citado proyecto de Directiva, con objeto de dar estabilidad al sector minero del carbón. El Ministerio se compromete a tratar de mejorar todos los aspectos que se refieren al carbón en el citado proyecto de Directiva.

    En todo caso, el Ministerio de Industria y Energía entiende que la gradualidad es un principio básico que debe regir la evolución del sector minero. Asimismo, el Plan de Futuro de la Minería del Carbón y Desarrollo de las Comarcas Mineras supondrá un marco estable en el que la Minería del Carbón se desenvolverá en el futuro. Para ello, el Ministerio elevará al Gobierno la solicitud de que se promueva un debate parlamentario que contribuya a dotar de estabilidad la política que se establezca con respecto a la minería del carbón.

    En casos de emergencia como los definidos por la Agencia Internacional de la Energía para el caso del petróleo o en situaciones similares que pudieran afectar a los mercados del gas natural, uranio o del carbón, o si se produjeran graves distorsiones en los mercados internacionales de materias primas que pudieran afectar a España en sus relaciones exteriores, el Ministerio de Industria y Energía podrá determinar salvedades a lo dispuesto durante el período de tiempo que durara la situación.

    La titularidad de las responsabilidades en relación con la segunda parte del ciclo de combustible nuclear seguirá siendo asumida por el Estado a través de la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, S.A. (ENRESA).

    6.INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL.

    El Ministerio de industria y Energía y las empresas eléctricas son conscientes de la importancia de este tipo de producción y de la aportación que la misma, en especial la procedente de fuentes renovables, realiza bajo el punto de vista medioambiental, y de ahorro de energías primarias y de eficiencia energética.

    Por ello, para su adaptación a un modelo competitivo, ambas partes acuerdan que el funcionamiento de estas instalaciones debe adecuarse a la nueva regulación e introducción de competencia.

    A las instalaciones de este tipo, de potencia instalada superior o igual a 50 MW, les será de aplicación el modelo de ofertas competitivas definido en el apartado 1.

    Para el resto de instalaciones, sus excedentes de energía eléctrica serán adquiridos al precio que resulte de las ofertas definidas en el apartado 1, incluida la garantía de potencia a que se refiere el apartado 3.

    No obstante, se establecerán primas que se aplicarán sobre los precios resultantes del sistema de ofertas o instrumentos económicos equivalentes para incentivar a las instalaciones de energías renovables (minihidráulica, eólica y otras), biomasa, residuos y a las instalaciones de cogeneración de hasta 25 MW de potencia instalada, que contribuyan a la mejora del medio ambiente o al ahorro de energía primaria y eficiencia energética.

    Las primas que se establezcan para las energías renovables (minihidráulica, eólica y otras), biomasa y residuos, tendrán en consideración el nivel de tensión de entrega de la energía, la contribución a la mejora del medio ambiente, y los costes, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales. El precio de adquisición resultante se fijará dentro de una banda porcentual referida a la media de las tarifas para los consumidores finales que no tengan la categoría de clientes con capacidad de elección, incluyendo los correspondientes factores de discriminación horaria.

    En el caso de las instalaciones que utilicen residuos, estos incentivos, se establecerán previo informe de la autoridad competente en materia de medio ambiente sobre el desimpacto ambiental que produzcan dichas instalaciones y teniendo en cuenta asimismo el porcentaje de combustible principal y de residuos utilizado en la instalación.

    Las primas que se establezcan para las instalaciones de cogeneración de hasta 25 MW, tendrán en consideración el nivel de tensión de entrega de la energía y los costes de inversión, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales. La percepción de esta prima se mantendrá como máximo hasta la supresión de la retribución fija incluida en los costes de transición a la competencia definidos en el apartado 7 del presente Acuerdo.

    A las instalaciones acogidas en la actualidad al régimen previsto en el Real Decreto 2366/94, continuará siendo de aplicación dicho Real Decreto hasta los cinco años de su entrada en explotación, o bien podrán optar por acogerse al régimen económico que en aplicación del presente Protocolo se establezca.

    Con la excepción de lo establecido en los párrafos anteriores y del compromiso regulatorio establecido en el Acuerdo Segundo, apartado 1, el funcionamiento del régimen especial de producción eléctrica no podrá ser objeto de discriminación, en relación al funcionamiento del resto del sistema.

    7.FORMACIÓN DE PRECIOS.

    La formación de precios de la electricidad para los consumidores finales se realizará de conformidad con los criterios que figuran en el apartado 11. Se relacionan a continuación los distintos componentes del coste de suministro, agrupados por conceptos para facilitar una elaboración correcta y gradual de las tarifas:

    a) Costes de generación, que constan de:

- La retribución de la energía producida por cada generador, según el coste marginal del sistema y, en su caso, de los ajustes que se establezcan por las pérdidas incurridas en la red de transporte y de los costes derivados de las alteraciones del régimen normal de funcionamiento del sistema de ofertas.

- La retribución por capacidad y disponibilidad de las instalaciones de generación.

- Los costes por servicios complementarios que se establezca que hayan de ser remunerados.

    b) Costes permanentes de funcionamiento del sistema eléctrico, que incluyen:

- Los incentivos o efectos económicos adicionales derivados del Real Decreto 2366/1994 a la producción en régimen especial.

- Los costes de la entidad a cargo de la explotación del sistema, y los del operador del mercado.

- Los costes de la CSEN.

    c) Costes de transporte, que constan de los reconocidos a las entidades transportistas por el ejercicio de sus actividades de construcción, operación y mantenimiento de sus instalaciones.

    d) Costes de distribución, que constan de los reconocidos a las entidades de distribución por el ejercicio de sus actividades de construcción, operación y mantenimiento de sus instalaciones, así como de los costes de las pérdidas en estas redes.

    e) Costes de gestión comercial y gestión de la demanda, en su caso, derivados de las actividades necesarias para suministrar energía a los consumidores considerados no elegibles.

    f) Costes de transición a la competencia, que constan de:

- La retribución fija establecida durante el período transitorio en el Acuerdo segundo.

- Los costes asociados al stock estratégico de combustible nuclear y el tratamiento posterior de los residuos.

- Los costes asociados a la moratoria nuclear.

    g) Costes de seguridad de abastecimiento, que constan de:

- Los costes asociados a la minería del carbón, al exceso de stock de carbón nacional en su caso y los costes indirectos relacionados con el Plan de Futuro de la Minería del Carbón y Desarrollo de las Comarcas Mineras.

    Todos estos conceptos se repercutirán como costes de energía o de potencia en el proceso de formación de precios.

    El valor Integrado de la Energía (VIE), en cada tramo de programación que se establezca, comprenderá los conceptos incluidos en (a) y la imputación que fije el Ministerio de Industria y Energía de los conceptos establecidos en (b).

    Los costes de transición a la competencia y los costes de seguridad de abastecimiento, se imputarán a todos los consumidores de acuerdo con las directrices que se establezcan por el Ministerio de Industria y Energía, teniendo en cuenta las características de su consumo y sus niveles de tensión de suministro.

    8.DESPACHO, TRANSPORTE Y OPERADOR DE MERCADO.

    Las partes firmantes consideran que el desarrollo de la función de Operación del Mercado que se desprende del presente Protocolo exige la creación de una entidad, jurídicamente separada de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A., que tenga a su cargo todos los mecanismos de recepción de ofertas, casación y comunicación necesarios para establecer el mercado de generación y demanda. La entidad Operador del Mercado realizará las liquidaciones que correspondan a las transacciones mercantiles efectuadas bajo su operación.

    Esta entidad, Operador del Mercado se constituirá como Sociedad Anónima antes del 31.12.1997. En el marco del desarrollo del presente Protocolo se establecerá la composición accionarial de esta sociedad.

    La actuación de la entidad Operador del Mercado estará sometida, sin perjuicio de las competencias que correspondan al Ministerio de Industria y Energía y a la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional, al seguimiento y control de un Comité de Agentes del Mercado (CAM) cuya composición y funcionamiento se establecerán como desarrollo del presente Protocolo.

    RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A. continuará ejerciendo las actividades contempladas en la LOSEN como empresa de Transporte y Operador del Sistema siendo exigible, en cualquier caso y de acuerdo con la ley, la separación contable de ambas actividades.

    En el marco del desarrollo del presente Protocolo se establecerá el adecuado esquema de funcionamiento de la sociedad. Para ello se tomarán en cuenta, por un lado, las sinergias derivadas de la utilización compartida de activos comunes y, por otro lado, los conflictos de intereses que pudieran afectar a su funcionamiento. Asimismo, se estudiará el marco regulador de las actuaciones de Red Eléctrica de España, S.A. en el desarrollo de sus actividades y funciones.

    No se impone restricción alguna de titularidad pública a RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A.. Su accionariado se reestructurará pudiendo participar en su capital cualquier agente que intervenga en el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional. Ningún accionista podrá tener una posición de dominio directa o indirectamente y el conjunto de accionistas garantizará la neutralidad de sus actuaciones. Esta reestructuración deberá culminarse antes del 31.12.1997.

    La normativa sobre la gestión de los intercambios internacionales se elaborará partiendo de lo establecido al efecto por la posición común del Consejo de Ministros de la Unión Europea sobre el proyecto de Directiva sobre Normas Comunes para el Mercado Interior de la Electricidad y por la Ley de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional. Para ello se otorgará la máxima libertad a los agentes del Sistema Eléctrico Nacional, atendiendo a que esto sea compatible con salvaguardar la eficiencia y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional y el interés público, aplicando para ello la condición de reciprocidad del proyecto de Directiva cuando sea necesario.

    Se tomarán las medidas oportunas para garantizar que Red Eléctrica de España, S.A. pueda cumplir los actuales compromisos internacionales que tiene establecidos.

    La retribución de la actividad de transporte se realizará teniendo en cuenta el reconocimiento de costes de inversión unitarios y costes de Operación y Mantenimiento por instalación con criterios transparentes, objetivos y no discriminatorios. Las actividades de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A. como Operador del Sistema tendrán un coste reconocido. A estos efectos la retribución global de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A. para 1997 se establece en 49.358 Mpta. Esta cantidad se revisará anualmente con el IPC-1 así como cada cuatro años para tener en cuenta la evolución de su inmovilizado (neto).

    El peaje por utilización de la red de transporte que, como contraprestación de dicha utilización deberán satisfacer las empresas distribuidoras-comercializadoras, comercializadoras y aquellos clientes que se acojan a la libertad de elección, se establecerá en Ptas/kWh teniendo en cuenta el nivel de tensión del suministro y las características del uso que hagan de la red.

    9.DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN.

    El Ministerio de industria y Energía y las empresas eléctricas acuerdan que los costes reconocidos a estas actividades de las empresas firmantes de este Protocolo y sus filiales o participadas peninsulares, ascenderán en 1997 a la cantidad de 528.894 Mpta, incluidos los 25.000 Mpta. que se contemplan en 1997 en la partida de otros ingresos a que se refiere la disposición adicional quinta del Real Decreto 1538/1987, excluidos los costes de estructura de la distribución que ascienden a la cantidad de 16.857 Mpta. e incluidos los costes de las instalaciones de transporte cuya propiedad corresponde a estas empresas eléctricas y que asciende a 41.161 Mpta., cuya retribución se realizará con los mismos criterios que los correspondientes a las instalaciones propiedad de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A..

    Se dispondrá de una cuantía máxima de 10.000 Mpta. cada año de coste reconocido adicional con objeto de retribuir planes de mejora en la calidad del servicio de las empresas distribuidores, de acuerdo con el artículo 46.2 de la LOSEN, siempre que en dichos planes participen las Comunidades Autónomas.

    Adicionalmente, se podrán considerar costes relativos a programas de incentivación de la gestión de la demanda a realizar por los distribuidores-comercializadores y comercializadores, por una cuantía máxima de 5.000 Mpta. para el año 1997 y siguientes.

    La retribución global de la distribución se actualizará anualmente teniendo en cuenta el IPC-1 y las variaciones del mercado afectadas estas últimas por un factor de eficiencia. El reparto de la retribución global entre las diferentes empresas de distribución responderá a un modelo que caracterice las distintas zonas de distribución, y variables objetivas de la actividad y que evolucione en función de parámetros objetivos de calidad del suministro y reducción de pérdidas.

    Se establecerá el procedimiento de determinación de los peajes por utilización de las redes de distribución que serán únicos, teniendo en cuenta el nivel de tensión de suministro y las características de consumo.

    Tendrán derecho a la utilización de las redes de transporte y distribución los clientes con capacidad de elección y las compañías que realicen funciones de comercialización. Todas las compañías que realicen funciones de comercialización figurarán en un registro que llevará el Operador de Mercado.

    Igualmente, el sistema que se establezca deberá prever las especificidades de los sistemas extrapeninsulares.

    Al objeto de garantizar que las empresas que realizan actividades de distribución perciban la retribución que se determine con el modelo descrito en el párrafo anterior, se establecerá un sistema de liquidación entre las empresas distribuidores. En dicha liquidación se incluirán además los incentivos de las compras que hayan realizado los distribuidores a la generación en régimen especial con derecho a las mismas.

    Todos los distribuidores y comercializadores se adherirán a las condiciones establecidas por los operadores del sistema y del mercado para el funcionamiento del despacho de generación y para la liquidación y pago de la energía.

    10.LIBERALIZACIÓN DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO.

    El Ministerio de Industria y Energía y las Empresas Eléctricas acuerdan que, a partir del 1 de enero de 1998, las empresas distribuidoras-comercializadoras, los comercializadores y clientes con capacidad de elección a los que se refieren los párrafos siguientes podrán contratar el suministro de energía eléctrica, ya sea al valor integrado de la energía o mediante contratos que se liquidarán por diferencias con respecto a dicho valor integrado de la energía. Los contratos deberán ser comunicados en las condiciones que se establezcan al operador del mercado y constituirán un compromiso firme de suministro a los precios pactados entre el comprador y el vendedor.

    En una primera etapa la capacidad de elección de suministro será otorgada a aquellos consumidores cuyo consumo anual sea superior a 20 GWh/año y a aquellos distribuidores-comercializadores, cuyo mercado alcance dicho nivel y a los comercializadores en la parte de su mercado que corresponda a sus clientes con capacidad de elección.

    En el año 2000, la capacidad de elección será posible para aquellos consumidores cuyo consumo sea superior a 9 GWh/año y en el año 2001 para aquellos consumidores con un consumo mayor o igual a 5 GWh/año. Dicha capacidad de elección será igualmente posible para aquellos distribuidores-comercializadores cuyo mercado alcance dichos niveles.

    Hasta el año 2002, los clientes con capacidad de elección que no deseen ejercitarla tendrán la posibilidad de contratar su suministro de electricidad a tarifa regulada.

    A partir de esta fecha para consumos superiores a 5 GWh/año no habrá tarifas de suministro de electricidad. No obstante, el Ministerio de Industria y Energía podrá mantener determinadas tarifas más allá del año 2002, para ciertos tipos de consumos superiores a 5 GWh/año, dadas sus especiales características.

    Las menciones anteriores a consumos anuales se refieren a consumos por punto de suministro o por instalación para consumo propio en el caso de los consumidores y por el mercado servido por sus propias redes para los distribuidores-comercializadores.

    A partir del 2002, se irá ampliando la capacidad de elección de los consumidores adaptándola a la evolución del mercado pudiendo llegar hasta la total liberalización del suministro de energía eléctrica. En el proceso de revisión del presente Protocolo a que se hace referencia en el apartado 3º del Acuerdo 2º, a realizar en el año 2001, se precisará el ritmo de liberalización del mercado.

    Hasta el año 2002 o mientras el Ministerio de Industria y Energía haga uso de la facultad de mantener tarifas a partir de dicha fecha, existirá un sistema de liquidación entre los distribuidores-comercializadores y comercializadores que tenga en cuenta las diferencias que se puedan producir entre el valor integrado de la energía y el coste de la energía incorporado en determinadas tarifas reguladas que serán establecidas por el Ministerio de Industria y Energía.

    A estos efectos se creará un Registro de Distribuidores-Comercializadores, comercializadores y clientes con capacidad de elección que, sin perjuicio de otros que puedan ser creados en las Comunidades Autónomas, estará ubicado en la Dirección General de la Energía.

    Se deberán establecer los requisitos a exigir a los distribuidores y comercializadores para el desempeño de su actividad en relación a la capacidad legal, técnica y económica. Todas aquellas sociedades que en la fecha de firma de este Protocolo tengan la propiedad de redes de distribución para el suministro y venta de energía eléctrica a terceros, tienen derecho automáticamente a quedar incluidos en el Registro citado, sin más requisito que el de solicitar su inscripción en el mismo en el plazo de seis meses desde la fecha de entrada en vigor de la normativa correspondiente que desarrolle este punto.

    Todos los distribuidores-comercializadores, comercializadores y consumidores, a los que se vaya confiriendo progresivamente el derecho a elegir suministrador de energía eléctrica tendrán, asimismo, derecho de acceso a las redes de transporte y distribución, debiendo abonar por ello las cantidades fijadas como peaje por el acceso a estas redes.

    Todos los distribuidores-comercializadores, comercializadores y clientes con capacidad de elección que ejerzan esta opción, se adherirán a las condiciones establecidas por los operadores del sistema y del mercado para el funcionamiento del despacho de operación, para la liquidación y pago de energía, incluidos los costes de transición a la competencia.

    11.ESTRUCTURA DE TARIFAS.

    Los firmantes del Protocolo manifiestan la necesidad de establecer una estructura de tarifas que permita mantener el régimen de tarifas máximas y únicas en todo el territorio nacional, de acuerdo con lo dispuesto en la LOSEN.

    Antes del 31 de Julio de 1997 el Ministerio de Industria y Energía presentará al Gobierno un proyecto de Real Decreto que desarrolle un modelo de estructura tarifaria basado en lo posible en un acuerdo con los principales agentes interesados, cuyos objetivos sean los siguientes:

    El Ministerio de Industria y Energía se reserva la capacidad de establecer un marco tarifario o de mantener determinadas tarifas más allá del año 2002, para cualquier tipo de cliente.

    12.CONSIDERACIÓN DE ESPECIALIDADES EXTRAPENINSULARES.

    Las actividades que se desarrollen en los territorios insulares y extrapeninsulares serán reguladas de forma específica de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley 40/1994, de 30 de diciembre, de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional, y su retribución se establecerá con criterios, objetivos y congruentes con respecto a los aplicados en el sistema peninsular.

    SEGUNDO.- IMPLANTACIÓN DEL NUEVO MODELO.

    La nueva regulación del sistema eléctrico, al introducir competencia, conducirá a una reducción en los precios de la energía eléctrica lo cual supondrá una reducción de los ingresos de las empresas que debería ir acompañada de la correspondiente reducción de costes. En caso de que la aproximación entre precios y costes se produjera de manera no gradual, se alteraría el equilibrio financiero de las empresas.

    1.PERIODO TRANSITORIO

    Al efecto de permitir un proceso gradual y garantizar la viabilidad financiera de las empresas durante la transición a un mercado en competencia, se considera necesario un período transitorio, en el que se establezcan unos precios que permitan un paso razonable a los que prevalecerían en una situación de competencia efectiva. Dado que el inicio de este período transitorio sería en el año 1998, las tarifas para el 1997 deben fijarse con el mismo criterio de acercarlas a los precios en competencia. Las bases para este período transitorio son las siguientes:

    1.Este período tendrá una duración de 10 años, del año 1998 al 2007, ambos inclusive.

    2.La evolución de las tarifas será la siguiente:

- 1997 - Reducción nominal del 3%.

- 1998 - Reducción nominal del 2%.

- 1999 a 2001 ambos inclusive - Reducción nominal del 1 %.

- 2002 al 2007 ambos inclusive - Se tendrá en cuenta lo dispuesto en el punto 5.

    Estas reducciones de tarifas se considerarán mínimas, pudiendo incrementarse de acuerdo con las condiciones que más adelante se establecen.

    3.Las empresas firmantes del presente Protocolo percibirán durante el período transitorio una retribución fija, expresada en ptas/kWh, que se calculará como la diferencia entre los ingresos medios de tarifa y el conjunto de costes recogidos en el apartado 7 del Acuerdo 1º, excepción hecha de esta retribución fija, a la que se hace referencia en el apartado 7 f).

    Esta retribución fija incorpora en todo caso el abono de 1 pta/kWh, para aquellos grupos de generación que hayan efectivamente consumido carbón nacional y por la cuantía equivalente de este consumo.

    En todo caso, el valor actual neto de los importes a recuperar con cargo a este concepto, a 31.12.97, por las empresas eléctricas firmantes y sus filiales o participadas eléctricas peninsulares ascenderá, como máximo, a 1.988.561 Millones de ptas. No obstante, si el coste de generación a que hace referencia el apartado 7. a) del Acuerdo lº excediera el valor medio anual de 6 pta./kWh, este exceso se deducirá del valor actual neto antes citado.

    La percepción de esta retribución fija en ningún caso se prolongará más allá del año 2007.

    4.Las reducciones de tarifas expresadas en el punto 2 podrán ser superiores si se diera alguna de las siguientes condiciones:

    5.En el año 2001, y coincidiendo con la revisión general del modelo prevista en el apartado 3º, se evaluarán los resultados de la primera etapa en términos de: funcionamiento de dicho modelo, importe global recuperado con cargo a la retribución fija, evolución del precio del mercado en relación con el precio de referencia estimado de 6 pta/kWh, evolución económico-financiera de las empresas, resultado para los consumidores y evolución conjunta de las variables macroeconómicas a que se refiere el punto 4º anterior. Esta evaluación tendrá por objeto establecer, en la forma que proceda, los criterios que regirán la evolución de tarifas y de la retribución fija durante el período 2002-2007.

    6.De acuerdo con lo establecido en los párrafos 2º y 3º del punto 3, el importe de 1.988.561 Mpta. incluye 295.276 Mpta. destinados a aquellos grupos de generación que hayan efectivamente consumido carbón nacional. El importe restante, 1.693.285 Mpta., se repartirá de acuerdo con el siguiente esquema:

    Hasta el 75,4% del importe del valor recuperado cada año se repartirá de acuerdo con los siguientes porcentajes:

    El 24,6% será asignado a las distintas empresas firmantes del presente Protocolo, a sus filiales y participadas eléctricas peninsulares, y eventualmente, a otras empresas eléctricas peninsulares pertenecientes a UNESA, mediante un procedimiento general de reparto.

    Estas normas de reparto deberán tener en consideración los variables relevantes del balance de las compañías, la evolución del equilibrio económico-financiero de las empresas a lo largo del período transitorio, el impacto de contingencias en el funcionamiento de determinados grupos de generación, y en su caso, otros criterios que puedan considerarse. En este marco, si durante el período transitorio se observaran especiales dificultades financieras en alguna empresa, el Ministerio, previo informe de la CSEN, podrá autorizar un plan de financiación extraordinaria a partir de la asignación específica de parte de esta retribución básica. En sentido contrario, si se observara una evolución muy favorable de las cuentas financieras de alguna empresa, el Ministerio de Industria y Energía, previo informe de la CSEN, podrá ajustar un plan especial para esa empresa que reduzca su participación en esta parte de la retribución fija. En todo caso, para aprobarse un plan de este tipo, se debe justificar razonablemente que el margen observado en las cuentas financieras se debe a un exceso de valoración del importe a recuperar con cargo a la retribución fija a esa empresa y no a la gestión eficiente de la misma.

    En el caso de que en el desarrollo de los trabajos del presente apartado no se alcanzase un consenso sobre las posiciones y puntos de vista entre las diferentes empresas antes del 31 de marzo de 1997, sobre el procedimiento de asignación del citado 24,6% restante, UNESA elaborará un informe que contendrá la posición de las diferentes empresas eléctricas, y el Ministerio de Industria y Energía establecerá, previo informe de la CSEN y si se considera oportuno, previo informe de un tercero designado por las partes que realice los estudios adicionales que fueran necesarios, los criterios de asignación.

    2.TARIFA PARA 1997

    Por la especial importancia del proceso de convergencia europea y la necesidad de mantener la competitividad de la industria española, el Ministerio de Industria y Energía y las Empresas Eléctricas acuerdan que éstas últimas renuncien a parte de lo que les correspondería en aplicación del Real Decreto 1538/1987 y normas de desarrollo, aceptando, por consiguiente, una reducción en la tarifa para 1997 en términos monetarios del 3%, instrumentada atendiendo a los conceptos que se citan en el ANEXO l. La estructura de esta reducción para las diferentes tarifas en 1997 será la establecida en el ANEXO II.

    3.COMPROBACIÓN DEL NUEVO MODELO

    Durante el ejercicio de 1998, en el que se inicia el nuevo sistema descrito se realizarán las comprobaciones necesarias de funcionamiento del mismo, comprometiéndose el Ministerio de Industria y Energía a introducir las modificaciones del modelo que resulten convenientes o necesarias para lograr los objetivos propuestos. Durante el ejercicio 2001 se producirá una evaluación de los resultados de funcionamiento del nuevo modelo y se propondrán las modificaciones que a la vista de la experiencia sobre el mismo resulten convenientes, convocando a los firmantes del Protocolo y a los agentes sociales si las modificaciones tuvieran relación con la minería del carbón.

    TERCERO.- SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES, ESTRUCTURA DE MERCADO Y RÉGIMEN ACCIONARIAL

    La Ley 40/1994, de 30 de diciembre de ordenación del Sistema Eléctrico Nacional, en su disposición transitoria tercera dispone, como fecha límite para que las empresas realicen la exigencia de separación jurídica de las actividades de generación y distribución, el 31 de diciembre del 2000.

    Considerando la complejidad y los efectos que se puedan producir en las sociedades afectadas, así como en el tratamiento retributivo de las sociedades y la necesidad de que la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional emita su informe preceptivo, el Ministerio de Industria y Energía se compromete a no exigir la separación jurídica de actividades antes de la citada fecha.

    En tanto no se haga efectiva dicha separación jurídica, las Empresas Eléctricas procederán a la separación contable de sus actividades de generación, transporte, distribución, comercialización, distinguiendo entre comercialización a clientes a tarifa y comercialización a clientes con capacidad de elección, y otras, debiendo presentar al Ministerio de Industria y Energía auditorías separadas.

    El Ministerio de Industria y Energía y las Empresas Eléctricas firmantes del presente Protocolo, UNESA, el ICAC y la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional, analizarán las peculiaridades contables de esta separación de cuentas a los efectos del establecimiento de la correspondiente normativa contable.

    Las empresas eléctricas firmantes del presente Protocolo se comprometen a no ser propietarias, ni directa ni indirectamente, de ninguna acción del capital del resto de las empresas firmantes, con la excepción de la participación de ENDESA en Cía. Sevillana de Electricidad, S.A. y FECSA, y la de estas compañías en ENDESA.

    Los firmantes del presente Protocolo coinciden en la necesidad de evitar la presencia en los diferentes Consejos de Administración de los mismos representantes de un mismo accionista, aún cuando dicho accionista pudiera participar simultáneamente en el capital de las distintas compañías. Por ello, se comprometen a promover de forma simultánea, con la excepción ya citada del grupo ENDESA-FECSA-SEVILLANA, las modificaciones necesarias en la composición de sus órganos de Gobierno.

    CUARTO.- DESARROLLO DEL PROTOCOLO.

    Para el análisis de la normativa necesaria en el desarrollo del presente protocolo, el Ministerio de Industria y Energía y las Empresas firmantes acuerdan la creación de los grupos de trabajo que se definen en el párrafo siguiente. Estos grupos serán convocados por el Ministerio de Industria y Energía y estarán formados por representantes del propio Ministerio, de las empresas firmantes del presente Protocolo, de UNESA y de la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional, así como en los grupos que se considere necesario Red Eléctrica de España, S.A., debiendo presentar sus conclusiones antes del 31 de marzo de 1997.

    Se creará un grupo de trabajo para cada una de las siguientes materias:

- Formación de precios en generación y diseño del mercado.

- Servicios complementarios.

- Transporte.

- Distribución y comercialización.

- Estructura de Tarifas.

- Extrapeninsulares.

- Normativa contable.

- Autoproducción.

- Asignación de la retribución fija integrada en los costes de transición a la competencia.

    Los Sindicatos participarán en los grupos de trabajo:

- Formación de precios en generación y diseño del mercado.

- Estructura de tarifas.

    Podrán participar, asimismo, en las tareas de estos grupos de trabajo las Comunidades Autónomas y otros agentes o colectivos interesados en las citadas materias.

    El Ministerio de Industria y Energía se compromete a proponer al Gobierno las modificaciones necesarias de la normativa existente sobre el Sector Eléctrico que se deriven del contenido del presente protocolo y de las conclusiones de los grupos. En las modificaciones necesarias en el proceso de desarrollo del presente Protocolo, se informará previamente a los firmantes y a los agentes sociales.

    El desarrollo del presente Protocolo se realizará en lo posible en el marco de la Ley 40/1994, de 30 de Diciembre, de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional a través de los desarrollos reglamentarios que sean necesarios para ello.

    Y en prueba de conformidad, las partes otorgantes firman el presente documento en septuplicado ejemplar, en la ciudad y fecha al principio mencionadas.

    TARIFA DE 1997

    Con objeto de contribuir a la mejora de la competitividad de la economía española en el ejercicio 1997, que será un año clave por constituir el ejercicio previo a la puesta en marcha de la tercera fase de la Unión Monetaria Europea, las empresas eléctricas y el Ministerio de Industria y Energía consideran que la reducción del 3% en términos nominales de la tarifa eléctrica correspondiente a 1997 puede alcanzarse sobre la base de las siguientes medidas:

    - Reducción de los costes expresados como porcentajes de facturación en la determinación de la tarifa de 1997 es 16.088 Mpta., según las últimas estimaciones al día de hoy, cuya distribución sería la siguiente:

0,35% (7.155 MPTA.) Programa I + D. (Derogación del art. 11 del RD 1486/1980)

0,09% (1.840 MPTA.) Stock básico uranio (ENUSA)

0,025% (4.088 MPTA.) 2ª parte del ciclo combustible nuclear (ENRESA)

0,025% (505 MPTA.) CSEN + OFICO

2.500 MPTA. Red Eléctrica de España, S.A.

    - Laminación de costes correspondientes a la tarifa de 1997 en ejercicios posteriores, de acuerdo con las siguientes partidas:

31.487 MPTA. Corrección de desviaciones

46.607 MPTA. Ampliación de 25 a 30 años del plazo de amortización de las C. Nucleares.

10.834 MPTA. Omisión de inversiones extraordinarias.

8.951 MPTA. Reducción sobrecoste por intercambio de activos nucleares.

14.741 MPTA. Reducción del pago correspondiente a extensión de vida útil.

    - Contribución por reducción directa de costes reconocidos con las siguientes partidas:

13.000 MPTA. Reducción del pago correspondiente a extensión de vida útil.

19.500 MPTA. Reducción del importe del contrato de importación EDF.

30.000 M PTA. Reducción del sobrecoste por intercambio de activos.

    Los costes que se relacionan en el concepto de laminación se han incluido íntegramente en ejercicios posteriores como costes de transición de retribución fija. Las desviaciones, incluida la hidraulicidad que se produzcan en el ejercicio 1997 se integrarán en dichos costes.

    La retribución de la actividad de distribución se verá incrementada en 25.000 Mpta. que se contemplará en la partida de otros ingresos a que se refiere la disposición adicional quinta del Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, por el que se estableció el procedimiento de determinación de la tarifa de las empresas gestoras del servicio. A su vez, se incluirá para el ejercicio 1997 y siguientes una partida de 5.000 Millones de ptas. para programas de gestión de la demanda.

    El incremento de 25.000 Mpta., que será percibido por las empresas en función de su porcentaje de mercado, debe considerarse como provisional, en tanto no se produzca el desarrollo reglamentario de la LOSEN correspondiente a la retribución de la distribución a que se refiere el apartado 8 del acuerdo Tercero y que el Ministerio se compromete a enviar al Gobierno con anterioridad al 30 de junio de 1997.

    Con carácter adicional, la retribución de la distribución podrá verse incrementada en una cuantía máxima de 10.000 Mpta. correspondiente a inversiones susceptibles de acogerse al último párrafo del punto tercero de la O.M. de 22 de diciembre de 1988, por el que se rigen los costes estándares de distribución y procedimientos para su reestructuración, siempre que figuren en Protocolos suscritos entre el Ministerio de Industria y Energía y las Comunidades Autónomas, y cuyo objeto sea el aumento de la calidad del servicio en el ámbito rural.

    ESTRUCTURA DE TARIFAS 1997

    La estructura de tarifas para 1997 experimentará modificaciones mínimas, habida cuenta de que la introducción de elementos diferenciales sustanciales requiere la realización de estudios adicionales a los actuales, en colaboración con las compañías eléctricas, así como su consideración como desarrollo reglamentario de la LOSEN, en un contexto de introducción progresiva de competencia en generación y del desarrollo de un sistema completo de peajes por la utilización de las redes de transporte y distribución.

    En consecuencia, los principios de modificación para 1997 obedecerán a los siguientes criterios:

- Simplificación de la tarifa 2.0.N.

- Reducción de la tarifa 2.0 en torno al 1%.

- Concentración de las rebajas fundamentalmente en la tarifa 3.0, 4.0 y corta utilización de alta tensión para impulsar la mejora de la competitividad a las PYMES.

- Mantenimiento de la tarifa G.4.

    Reducciones moderadas en las tarifas específicas y variaciones en la tarifa D.

- Modificación de la tarifa horaria de potencia introduciendo determinadas modulaciones por tensión y flexibilidad en su aplicación.

- Introducción de ventas de energía a precios distintos a los de tarifa, de acuerdo con un esquema de convergencia a costes marginales, teniendo en cuenta la disponibilidad y restricciones del sistema eléctrico.