Prix de l'électricité aujourd'hui, 14 août : l'heure la moins chère sera à 14h00 et la plus chère à 21h00

El sistema de fijación de precios del PVPC en España se modifica, en la práctica, mediante cambios reglamentarios impulsados por el Gobierno (MITECO), no por una ley formal. El marco básico está en la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, mientras que la metodología concreta se fija sobre todo en el Real Decreto 216/2014 y sus modificaciones y en resoluciones técnicas como la de procedimiento de operación 14.12, actualizada por la Resolución de 30 de junio de 2023. Cambiar el sistema implica, por tanto, aprobar un nuevo real decreto u otra norma reglamentaria (orden ministerial, resolución de la Secretaría de Estado) siguiendo el circuito habitual: propuesta técnica, consultas, informe de la CNMC, dictamen del Consejo de Estado en el caso de reales decretos y aprobación final por el Consejo de Ministros y publicación en el BOE.

1. Marco jurídico del PVPC y quién es competente

La base legal está en el artículo 17 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que:

• Define el precio voluntario para el pequeño consumidor como un precio máximo aplicable por los comercializadores de referencia.
• Establece que el PVPC debe incluir aditivamente el coste de producción, peajes, cargos y costes de comercialización.
• Dispone que el Gobierno “establecerá la metodología de cálculo” del PVPC y que, por orden ministerial, se fijarán los valores concretos.

En ejecución de esa habilitación, el Real Decreto 216/2014 fija la metodología de cálculo del PVPC y su régimen de contratación. Ha sido modificado, entre otras normas, por el Real Decreto 469/2016 y, más recientemente, por el Real Decreto 446/2023 (mencionado en la Resolución de 30 de junio de 2023), que introduce la indexación a productos a plazo para reducir la volatilidad.

2. Tipo de norma que se usa para modificar el sistema

De acuerdo con este marco, el “sistema de fijación de precios” del PVPC se articula en tres niveles:

• Ley: la Ley 24/2013 fija los principios generales (existencia del PVPC, componentes básicos, competencia del Gobierno).
• Real decreto: el Real Decreto 216/2014 y sus modificaciones (como el RD 469/2016) establecen la metodología detallada del PVPC (estructura de términos, fórmulas, ámbito de aplicación, etc.).
• Normas de desarrollo: órdenes ministeriales sobre costes de comercialización (mencionadas en el propio RD 216/2014), y procedimientos de operación del sistema como el P.O. 14.12, aprobado y revisado por resoluciones de la Secretaría de Estado (por ejemplo, la de 2015 y su actualización en la Resolución de 30 de junio de 2023).

Por tanto, para cambiar la metodología de fijación de precios (no solo parámetros), lo habitual y jurídicamente previsto es aprobar un nuevo real decreto o una modificación del Real Decreto 216/2014, complementada después con órdenes y resoluciones técnicas.

3. Circuito formal para cambiar la metodología del PVPC

El procedimiento jurídico-administrativo típico para modificar el sistema de fijación de precios del PVPC sigue estas fases:

3.1. Elaboración en el Ministerio (MITECO)

• La Dirección General de Política Energética y Minas prepara un borrador de real decreto u orden ministerial que modifica el RD 216/2014 o dicta una nueva regulación.
• En esta fase se integran propuestas técnicas del operador del sistema (Red Eléctrica), como se explica en la Resolución de 30 de junio de 2023, donde se indica que el operador remitió una propuesta de modificación del procedimiento de operación P.O. 14.12 tras el cambio reglamentario previo.

3.2. Consulta pública y audiencia

• Para reales decretos y órdenes de impacto relevante, se abre una consulta pública y trámite de audiencia a través de la web del Ministerio, donde agentes y ciudadanos pueden presentar alegaciones (la resolución de 2023 menciona expresamente las alegaciones recibidas en este trámite).

3.3. Informes preceptivos

• Se solicita informe a la CNMC, en ejercicio de sus funciones de supervisión y de emisión de informes sobre metodologías tarifarias y de precios regulados.
• En el caso del RD 469/2016, se hace constar expresamente que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia emitió un “Informe sobre la propuesta de real decreto por el que se establece la metodología para el cálculo del margen comercial de las comercializadoras de referencia a introducir en el PVPC”.
• Para reales decretos, se recaba también el dictamen del Consejo de Estado.

3.4. Aprobación y publicación

• El texto final del real decreto se eleva al Consejo de Ministros, que lo aprueba.
• La norma se publica en el BOE (como ocurrió con el RD 216/2014 y el RD 469/2016) y entra en vigor en la fecha indicada.
• En desarrollo de ese real decreto, la Secretaría de Estado de Energía aprueba, por resolución, los procedimientos de operación que concretan cómo se estiman y publican los componentes del PVPC, como el P.O. 14.12 actualizado en la Resolución de 30 de junio de 2023.

4. Uso excepcional del decreto-ley o de la ley

Aunque el canal ordinario son los reglamentos, en situaciones de extraordinaria y urgente necesidad el Gobierno podría recurrir a un real decreto-ley, que es una norma con rango de ley aprobada por el Gobierno y convalidada después por el Congreso (según la definición general de decreto-ley recogida en la información de contexto). También podría modificarse el artículo 17 de la Ley 24/2013 mediante una reforma legislativa aprobando una nueva ley en Cortes, pero esto se utiliza solo si se quiere alterar el propio diseño legal del PVPC, no solo su método de cálculo.

5. En síntesis

Modificar el sistema de fijación de precios del PVPC no requiere una nueva ley, sino reformar el Real Decreto 216/2014 (o aprobar uno nuevo) y, después, ajustar órdenes ministeriales y procedimientos de operación como el P.O. 14.12 mediante resoluciones publicadas en el BOE, como la Resolución de 30 de junio de 2023. El circuito pasa por el Ministerio para la Transición Ecológica, consulta pública, informes (en especial de la CNMC), dictamen del Consejo de Estado en el caso de reales decretos, aprobación por el Consejo de Ministros y publicación oficial.

Red Eléctrica de España (REE, hoy Redeia) es el operador del sistema y el principal transportista y gestor de la red de transporte de electricidad en España, con funciones clave de operación en tiempo real y desarrollo de la red, pero no fija los peajes, cargos ni demás tarifas reguladas. Estas tarifas se determinan normativamente por el Gobierno y, tras la reforma del Real Decreto‑ley 1/2019, por la CNMC, mientras REE se limita a aportar información de costes y a aplicar y liquidar los cobros según los procedimientos de operación. A continuación diferencio claramente sus competencias en gestión del sistema frente a las de fijación de precios regulados.

1. Marco normativo básico

Las competencias de REE se regulan principalmente en la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico. Esta ley define los sujetos del sistema (productores, operador del mercado, operador del sistema, transportista, distribuidores, comercializadores, etc.) y les asigna funciones específicas, distinguiendo entre:

• Operador del sistema (art. 30 LSE): sociedad mercantil designada y certificada como gestor de la red de transporte por la CNMC y el Ministerio competente.
• Transportista (art. 36 LSE): sociedad titular de la red de transporte, que construye, mantiene y maniobra dichas instalaciones.

La propia Ley establece que Red Eléctrica de España, S.A.U. debe llevar contabilidad separada de transporte y de operación del sistema peninsular y no peninsular, lo que refleja la separación funcional de sus actividades.

2. Competencias de REE en la gestión del sistema

2.1. Como operador del sistema

Según la Ley 24/2013, el operador del sistema tiene, entre otras, funciones de:

• Garantizar la operación segura y continua del sistema eléctrico, despachando la generación con criterios de seguridad, calidad y mínimo coste global, incluyendo la integración de renovables y de los sistemas no peninsulares.
• Gestionar las interconexiones internacionales y los intercambios de energía y servicios de ajuste a corto plazo; los intercambios de balance se realizan por el operador del sistema u otros sujetos en los términos reglamentarios.
• Aplicar y gestionar los procedimientos de operación del sistema aprobados por el Ministerio o la CNMC (garantías de pago, liquidaciones, servicios de ajuste, respuesta de la demanda, etc.), recogidos en múltiples resoluciones, como las de procedimientos 1.1, 3.x y 14.x (por ejemplo, PO 1.1, PO 14.3, o las adaptaciones posteriores aprobadas por la CNMC).

En los sistemas no peninsulares, la Ley prevé incentivos económicos específicos al operador del sistema para reducir el coste de generación manteniendo la seguridad de suministro.

2.2. Como transportista y gestor de la red de transporte

En su faceta de transportista, la Ley atribuye a la sociedad designada (REE en la práctica) funciones como:

• Ejecutar la planificación vinculante de la red de transporte aprobada por el Gobierno, asegurando su desarrollo y ampliación al menor coste para el sistema.
• Construir, mantener y maniobrar las instalaciones de transporte, cumpliendo en todo momento las instrucciones del operador del sistema.
• Garantizar la no discriminación entre usuarios de la red de transporte y facilitar el uso de sus instalaciones para tránsitos de energía en condiciones no discriminatorias.
• Aportar la información necesaria a la Administración y a la CNMC para el establecimiento de su retribución regulada.

La planificación misma es competencia del Gobierno, con participación de CCAA e informe de CNMC, pero el operador del sistema debe formular propuestas para que la red pueda satisfacer la demanda a medio y largo plazo al menor coste, lo que le da un papel técnico relevante en el diseño de la red.

3. Peajes, cargos y tarifas reguladas: papel de REE, CNMC y Gobierno

3.1. Quién fija qué

La Ley 24/2013 distingue entre peajes de acceso a redes de transporte y distribución (que cubren los costes de redes) y cargos (otros costes del sistema). El reparto competencial, reforzado por el Real Decreto‑ley 1/2019, es el siguiente:

• CNMC: aprueba la metodología, estructura y valores de los peajes de transporte y distribución de electricidad, mediante circulares como la Circular 3/2020 y resoluciones anuales de peajes (por ejemplo, para 2024, 2025 y 2026: peajes 2024, peajes 2025, peajes 2026).
• Gobierno/Ministerio: regula la estructura, metodología y valores de los cargos del sistema y aprueba los precios de los cargos y otros costes regulados mediante órdenes como la Orden TED/113/2024.

Además, existen órdenes históricas de peajes de acceso previas a la plena entrada en juego de la CNMC (por ejemplo, peajes 2016, 2017, 2018, 2019), en las que el papel de REE tampoco era decisorio, sino de sujeto retribuido.

3.2. Qué hace y qué no hace REE en materia de tarifas

En relación con peajes, cargos y otras tarifas reguladas:

• REE es un destinatario de la retribución por transporte y por operación del sistema: sus ingresos se financian, en parte, con los peajes regulados, pero no tiene potestad normativa sobre su cuantía.
• Debe remitir a la CNMC y al Ministerio información de costes y datos regulatorios (desarrollados, por ejemplo, en la Circular 1/2015 sobre información regulatoria de costes de transporte y operación del sistema).
• Actúa como gestor de liquidaciones en algunos conceptos regulados (servicios de ajuste, pagos por capacidad, etc.) siguiendo los procedimientos de operación 14.x y resoluciones como la de Derechos de cobro y obligaciones de pago, pero siempre aplicando metodologías y valores fijados por CNMC y Gobierno.

No se dispone de ninguna norma en las fuentes consultadas que atribuya a REE competencias para calcular, proponer políticamente o fijar peajes, cargos o precios voluntarios para el pequeño consumidor más allá de su rol técnico de suministro de información y ejecución de liquidaciones.

4. Operación del mercado

La Ley 24/2013 distingue claramente entre operador del sistema y operador del mercado, que es otra sociedad mercantil (OMIE) con funciones reguladas en el artículo 29 y en las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario aprobadas por resoluciones de la Secretaría de Estado de Energía y la CNMC (por ejemplo, reglas 2015, su actualización de 2018 [enlace], y las posteriores resoluciones de la CNMC de 2021, 2023 y 2024: adaptación 2021, adaptación 2023, adaptación 2024).

Por tanto, REE no es el operador del mercado mayorista, sino el operador del sistema y gestor de la red, con responsabilidades técnicas de seguridad, calidad y planificación de la red, pero sin competencias propias de fijación de precios regulados ni de diseño autónomo de las reglas económicas del mercado.

El Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) es la tarifa regulada de electricidad en España y solo pueden acogerse a ella ciertos suministros que cumplan unos requisitos legales concretos. La base está en la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico y, sobre todo, en el Real Decreto 216/2014, que fija quién puede contratar PVPC y en qué condiciones. Para acceder al bono social (descuento sobre el PVPC) se añaden requisitos adicionales regulados en el Real Decreto 897/2017. A continuación se resumen de forma sistemática esos requisitos.

1. Marco normativo básico

El PVPC se define en el artículo 17 de la Ley 24/2013 como el precio máximo de referencia al que pueden contratar determinados consumidores, en lugar de acudir al mercado libre. Esa ley habilita al Gobierno para concretar:

• Qué consumidores tienen derecho a PVPC.
• La metodología de cálculo del precio.
• Las tarifas de último recurso para consumidores vulnerables, que se calculan a partir del PVPC.

Estos aspectos se desarrollan en el Real Decreto 216/2014, parcialmente modificado por normas posteriores pero vigente en lo esencial para los requisitos de acceso. La protección adicional para consumidores vulnerables y el bono social se regula en el Real Decreto 897/2017, que a su vez ha sido ajustado por diversos reales decretos-ley, como el Real Decreto-ley 15/2018 (referido en la base de datos normativa) y otros posteriores.

2. Requisitos generales para acogerse al PVPC

Según el artículo 3 del Real Decreto 216/2014, pueden acogerse al PVPC los titulares de puntos de suministro que cumplan simultáneamente estas condiciones:

• Tipo de cliente: deben ser personas físicas (consumidores domésticos) o microempresas que acrediten esa condición. El propio real decreto prevé que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia pueda verificar que se trata efectivamente de una microempresa.
• Tensión del suministro: el punto de suministro debe estar conectado a baja tensión, es decir, a tensiones no superiores a 1 kV.
• Potencia contratada: la potencia debe ser menor o igual a 10 kW en cada uno de los periodos horarios existentes. Ese umbral de potencia puede modificarse por orden ministerial, pero la regla general vigente que recoge el real decreto es ≤ 10 kW.
• Comercializador de referencia: el contrato debe firmarse con un comercializador de referencia, no con cualquier comercializadora del mercado libre. El propio RD 216/2014 configura la obligación de estos comercializadores de atender las solicitudes de los consumidores que reúnan los requisitos.

El artículo 3.4 del Real Decreto 216/2014 aclara que se entenderá que un consumidor está acogido al PVPC cuando, cumpliendo los requisitos anteriores, tenga formalizado un contrato de suministro con un comercializador de referencia y no se haya acogido expresamente a otra modalidad de contratación (por ejemplo, una oferta a precio fijo anual u otro producto en mercado libre).

3. Requisitos específicos para consumidores vulnerables y bono social

Además de poder acogerse al PVPC, para ser considerado consumidor vulnerable y acceder al bono social deben cumplirse requisitos adicionales, regulados por el Real Decreto 897/2017 y la propia Ley 24/2013:

• Ser persona física, titular del punto de suministro.
• Que el suministro corresponda a la vivienda habitual del titular.
• Tener potencia contratada igual o inferior a 10 kW en ese punto de suministro (el propio RD 897/2017 menciona ese límite para la aplicación de sus medidas).
• Estar efectivamente acogido al PVPC (es condición necesaria para ser vulnerable a efectos eléctricos).
• Cumplir, además, determinados requisitos socioeconómicos (artículo 3 del RD 897/2017), entre los que se incluyen límites de renta referenciados al IPREM de 14 pagas (por ejemplo, renta de la unidad de convivencia igual o inferior a 1,5 veces el IPREM, con incrementos por número de miembros), así como otras situaciones que la norma detalla.

La Ley 24/2013 prevé que el bono social cubra la diferencia entre el PVPC y una tarifa de último recurso reducida para los vulnerables. El Real Decreto 897/2017 concreta que el bono social consiste en un descuento sobre el PVPC (por ejemplo, el texto citado menciona descuentos del 35 % y del 50 % para determinadas categorías, aplicados con límites de energía consumida).

4. Aspectos procedimentales básicos

Desde el punto de vista formal, para acogerse al PVPC el consumidor debe:

• Solicitar el cambio de tarifa a un comercializador de referencia, que está obligado a informar de la posibilidad de PVPC y, en su caso, del bono social (artículos del Real Decreto 897/2017 sobre comunicaciones al consumidor).
• Formalizar un contrato de suministro a PVPC con ese comercializador, que tendrá duración anual y prórrogas automáticas salvo cambio expreso.
• Para el bono social, aportar la documentación acreditativa de renta y circunstancias personales en los términos que marca el RD 897/2017 y su normativa de desarrollo.

No se dispone de más información en las fuentes consultadas sobre exigencias técnicas específicas del contador distintas de las que se desprenden del propio régimen general de medida y facturación.