III EDICION DEL CURSO DE REGULACION ENERGETICA DE ARIAE: Las redes de energ

1
III EDICION DEL CURSO DE REGULACION ENERGETICA
DE ARIAE Las redes de energía y del gas
naturalSesión del programa académico B.2.1
FORMACIÓN DE PRECIOS Y TARIFAS
Comisión Nacional de Energía Mª José González
Marrero
22 de noviembre de 2005
2
CONCEPTOS GENERALES SOBRE TARIFAS Y PEAJES
3
Por qué las tarifas deben integrar todos los
costes?

• Retribución adecuada de empresas ?Tarifas deben
  cubrir costes
• Reflejar costes para inducir un consumo eficiente
  del servicio
• No deben existir subsidios cruzados entre
  consumidores

4
Por qué las tarifas deben integrar todos los
costes?

• Factores que influyen en la integración de costes
  en tarifas
• Costes de actividades reguladas y de actividades
  liberalizadas
• Otros costes regulatorios
• No cambios bruscos
• Restricciones de partida
• Elegibilidad del consumidor
• Diferentes objetivos regulatorios
• Tarifa máxima y única en territorio nacional

5
Modelo de integración de costes objetivo,
principios y restricciones

• OBJETIVO
• Evitar la discriminación entre agentes
  Garantizando la igualdad de trato a todos los
  usuarios del sistema
• PRINCIPIOS GENERALES
• Reflejar costes, de forma que cada consumidor
  pague con sus tarifas y peajes por los costes en
  los que su suministro hace incurrir al sistema.
  Eficiencia y no discriminación.
• Suficiencia en la recuperación de los costes
  regulados
• Consistencia entre los regímenes de mercado y de
  tarifas de venta. Estructura coherente de precios
• Transparencia en la definición de los criterios
  de asignación y en las variables de asignación de
  costes para establecer precios regulados
• Aditividad de costes para articular tarifas,
  peajes y cánones
• RESTRICCIONES (Ej. caso español)
• Tarifa máxima y única en el territorio nacional
• No cambios bruscos en precios regulados respecto
  a anteriores
• Variables disponibles por el Regulador

6
Precio óptimo CMg , CMe?
7
Precio óptimo tarifas en dos partes
El regulador maximiza el bienestar social
W(P) S(P) a ?(P)
PROBLEMA SOLUCIÓN OBSERVACIÓN
Max W(P) P CMg Pérdidas (?(P) lt 0)
Max W(P) s.a. ?(P) 0 P C(Q) / Q(P)
Max W(p) s.a. ?(P) 0 Tarifas no lineales (en dos partes) T(q) A pq
8
Precio óptimo tarifas en dos partes (ejemplo)

• 2 Opciones
• Precio uniforme (P1 CMg t)
• Tarifa en dos partes (T F P2 X)
• P2 CMg P1 P2 t

9
Integración de costes criterios de asignación

• Relación entre objetivo y cálculo de costes en
  tarifas
• Método marginalista (tarifas entrada salida)
• Objetivo ? EFICIENCIA
• Ventajas
• Asignación objetiva y no discriminatoria de
  costes
• Refleja costes de servicios
• Compatible con el mercado eficiente
• Inconvenientes
• Complejidad
• No se recuperan todos los costes

10
Integración de costes criterios de asignación

• Método coste medio tarifas postales
• Objetivo ? EQUIDAD
• Ventajas
• Transparencia
• Sencillez
• Equidad distributiva Tarifa única
• Inconvenientes
• Refleja costes de usuario medio
• Ineficiencias

11
Clasificación peajes / tarifas

• EJEMPLO MODELO MARGINALISTA (Gas Natural R.U.)
• ENTRADA - SALIDA
• Se calcula el peaje total como la suma de un
  peaje por punto de entrada al sistema y un peaje
  por punto de salida
• Ventajas
• Objetiva y no discriminatoria
• Refleja los costes en los que cada usuario
  incurre por el uso de la red . Da señales de
  localización.
• Inconvenientes
• Complejo sistema de gestión / cálculo tarifas
• No cumple restricción de tarifa única

12
Clasificación peajes / tarifas

• EJEMPLO MODELO COSTE MEDIO (Gas Natural España)
• POSTAL
• Las tarifas postales pueden ser consideradas
  como un caso especial de las tarifas de entrada y
  salida, con idéntica tarifa en todos los puntos
  de entrada y salida.
• Ventajas
• Transparente y sencilla
• Tarifa única
• Inconvenientes
• Representativa de los costes en menor medida que
  la tarifa tipo entrada salida. Aunque esté
  basada en costes, no discrimina en el pago para
  cada usuario por su ubicación geográfica
• Dificulta la compatibilidad entre sistemas y/o
  países que no tengan el mismo sistema
• Al refleja los costes en los que incurre el
  usuario medio por el uso de la red, puede
  generar subsidios cruzados entre los distintos
  tipos de consumidores

13
Integración de costes criterios de asignación

• OTROS EJEMPLOS
• Peajes basados en DISTANCIA
• el peaje es proporcional a la distancia entre el
  punto de entrada y salida del gas al sistema
• Ventaja
• Refleja costes cuando el flujo contractual del
  gas coincide con el flujo real, las tarifas
  basadas en distancia pueden reflejar costes.
  Generalmente, en gasoductos de larga distancia y
  con flujos unidireccionales
• Inconveniente
• No refleja costes en sistemas con redes muy
  malladas y múltiples puntos de entrada y salida,
  los flujos físicos difícilmente coinciden con los
  flujos contratados
• Fomenta situación de grandes consumidores en
  puntos de entrada

14
TARIFAS DE GAS NATURAL
15
Base normativa del régimen económico del sector
del gas natural

• Ley 34/1998, de 7 de Octubre, del Sector de
  Hidrocarburos
• R.D-Ley 6/2000
• El art. 8 establece que el Gobierno implantará un
  sistema económico integrado del sector gas
  natural basado en costes
• R.D. 949/2001
• CAPITULO IV Tarifas, peajes y cánones.
• Orden ITC/104/2005, de 28 de enero, por la que se
  establecen las tarifas de gas natural y gases
  manufacturados por canalización, alquiler de
  contadores y derechos de acometida para los
  consumidores conectados a redes de presión de
  suministro igual o inferior a 4 bar.
• Orden ITC/103/2005, de 28 de enero, por la que se
  establecen los peajes y cánones asociados al
  acceso de terceros a las instalaciones gasistas
• Orden ITC/102/2005, de 28 de enero, por la que se
  establece la retribución de las actividades
  reguladas del sector gasista

16
Mercado minorista de gas natural

• Nº de clientes 5.632.140 (Dic 2004)
• Demanda/año 302.609 GWh (Año 2004)
• Total elegibilidad
• No obligación de acudir al mercado liberalizado
• Puede volver a mercado regulado (depende del
  consumo)
• Opciones
• Mercado reguladoTarifa de venta
• Mercado liberalizado

• Peajes y Cánones
• Peaje de regasificación
• Peaje de Transporte y Distribución
• Término de reserva de capacidad
• Término de conducción
• Canon de almacenamiento subterráneo
• Canon de almacenamiento de GNL
• Coste de aprovisionamiento de la materia prima

PAGOS DEL CLIENTE EN MERCADO LIBRE

• Participación en el mercado (Facturado en
  Diciembre 2004)
• El 91 de la energía y de los clientes conectados
  a presiones superiores a 4 bar
• El 23 y 22 de la energía y de los clientes,
  respectivamente, conectados a presiones
  inferiores a 4 bar

RESULTADO
17
Marco tarifario
Peajes
Tarifas
Retribución


Regulado
18
Precios regulados y no regulados
Consumidores que acuden al mercado
Consumidores que no acuden al mercado
Act. de suministro a Tarifa
Margen del Comercializador
Precio Libre
Conducción del Gas Natural
Peaje de Regasificación
Peaje de Transporte y Distribución
Canon de almacenamiento subterráneo
Canon de almacenamiento de GNL
PEAJES Y CÁNONES
Precio Regulado
TARIFA DE VENTA
Precio Regulado
Coste de aprovisionamiento de la materia prima
Gestión C-V Gas
CMP
Precio Libre
19
Peajes y cánones Características generales

• El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio
  determina, mediante Ordenes Ministeriales, las
  tarifas, peajes y cánones
• Los peajes y cánones
• Son únicos en todo el territorio nacional
• Función de la presión y consumo anual en caso de
  peaje de conducción de TD
• Tienen carácter de máximos (descuentos van a
  cargo a empresa suministradora)
• No incluyen mermas y autoconsumos
• Liquidación mensual por CNE de dichos precios
  regulados
• Los precios de peajes y cánones se actualizan
  anualmente, el tercer martes del mes de enero
• Objetivos de las tarifas, peajes y cánones
• Retribuir las actividades reguladas
• Asignando de forma equitativa, entre los
  distintos consumidores, en función de su rango de
  presión, nivel de consumo y factor de carga
• Incentivar a los consumidores un uso eficaz para
  fomentar una mejor utilización del sistema
  gasista
• No producir distorsiones entre el sistema de
  suministro en régimen de tarifas y el excluido
  del mismo

20
Peajes y cánones del sistema gasista
Gasoducto internacional
Planta de regasificación
Almacén subterráneo

• Peaje de regasificación
• Canon de almacenamiento GNL

Almacén operativo GNL

• Canon de almacenamiento subterráneo

Trc
Trc
Tc
Red ? 60 bar
AOT Almacén Operativo de Transporte
Tc

• Peaje de transporte y distribución
• Reserva capacidad
• Conducción

Red gt4 y lt 60 bar
Tc
Sistema de Transporte y Distribución
Red 4 bar
21
Peajes y cánones del sistema gasista

• PEAJE DE REGASIFICACIÓN
• Incluye
• Descarga de buque,
• Regasificación o carga en cisternas
• 5 días de almacenamiento en tanque GNL (10 días
  desde 1/1/2004 hasta 28/2/2005)
• Término fijo (/(kWh/día)/mes) x caudal a
  facturar (kWh/día)
• Caudal a facturar Caudal máx. nominado con
  flexibilidad 85 - 105
• Término variable (/kWh) x kWh regasificados
• Se paga al titular de la planta de regasificación

22
Peajes y cánones del sistema gasista

• CANON DE ALMACENAMIENTO DE GNL
• Almacenamiento adicional del incluido en peaje de
  regasificación.
• Término variable (/m3 GNL/día)
• x exceso diario de GNL (m3/GNL/día)
• Se paga al titular de la planta de regasificación
• Desincentiva almacenamiento por encima de la
  capacidad física de los almacenamientos.

23
Peajes y cánones del sistema gasista

• CANON DE ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO
• Uso con fines estacionales o para cumplimiento de
  existencias mínimas
• Término fijo (/kWh) x capacidad contratada (kWh)
  
• Término variable (/kWh) x kWh inyectados o
  extraídos

24
Peajes y cánones del sistema gasista

• PEAJE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
• Reserva de capacidad (entrada)
• Término fijo (/(kWh/día)/mes) x caudal a
  facturar (kWh/día)
• Caudal a facturar Caudal máx. nominado con
  flexibilidad 85 - 105
• Se paga al titular del punto de entrada
• Conducción (salida)
• Por nivel de presión y volumen de consumo
• Término fijo
• Grupo 3 Término por cliente (/cliente/mes)
• Grupos 1 y 2 Término fijo (/(kWh/día)/mes) x
  caudal a facturar (kWh/día)
• Término variable (/kWh) x kWh suministrados
• Se paga al titular del punto de salida

25
Grupos tarifarios de peajes de TD

• Por nivel de presión y volumen de consumo
• Grupo 1. Clientes conectados a presión de diseño
  gt 60 bar (conectados en alta presión a red
  básica)
• Grupo 2. Clientes conectados a presión de diseño
  gt 4 bar y ? 60 bar (conectados en alta presión a
  transporte secundario o distribución)
• Grupo 3. Clientes conectados a presión ? 4 bar
  (redes baja presión)

26
Tarifas de venta de gas natural Características
Generales

• El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio
  determina, mediante Ordenes Ministeriales, las
  tarifas, peajes y cánones a aplicar
• Las tarifas de venta
• Son únicas en todo el territorio nacional
• Función del volumen, presión y forma de consumo
• Tienen carácter de máximos (descuentos van a
  cargo de la empresa suministradora)
• Incluyen mermas y autoconsumos
• Liquidación mensual por CNE de dichos precios
  regulados
• Revisión de término variable de tarifas según CMP
  2
• Objetivos de las tarifas, peajes y cánones (art.
  25 RD 949/2001)
• Retribuir las actividades reguladas
• Asignando de forma equitativa, entre los
  distintos consumidores, en función de su rango de
  presión, nivel de consumo y factor de carga
• Incentivar a los consumidores un uso eficaz para
  fomentar una mejor utilización del sistema
  gasista
• No producir distorsiones entre el sistema de
  suministro en régimen de tarifas y el excluido
  del mismo

27
Grupos tarifarios de tarifas de venta

• Por nivel de presión y volumen de consumo
• Grupo 1. Clientes conectados a presión de diseño
  gt 60 bar (conectados en alta presión a red
  básica)
• Grupo 2. Clientes conectados a presión de diseño
  gt 4 bar y ? 60 bar (conectados en alta presión a
  transporte secundario o distribución)
• Grupo 3. Clientes conectados a presión ? 4 bar
  (redes baja presión)

28
Clientes tipo asociados a grupos tarifarios

• Mercado industrial
• Uso en centrales eléctricas (bicombustibles o
  ciclos combinados)
• Mercado industrial
• Uso individual sin calefacción
• Uso individual con calefacción
• Comunidades vecinos y sector terciario

Grupo 1
Grupo 2
Grupo 3
29
Liquidación de actividades reguladas
Ingresos por Peajes y cánones
Ingresos por Tarifas de venta
ACTIVIDADES NO LIQUIDABLES
Coste de la Materia Prima
Regasificación
Ingresos Liquidables
Transporte
Gestión de compra venta de gas
Almacenamiento
Suministro de gas a tarifa
Cuotas GTS CNE
Distribución
30
Ejercicio tarifario

• Ejercicio Tarifario
• Determinar los costes y la demanda prevista
• Establecer variaciones en tarifas de venta,
  peajes y cánones que proporcionen ingresos del
  que permitan cubrir los costes regulados del
  sistema.
• Pasos previos
• Petición de información.
• Previsión de las variables de facturación
  (consumo, caudal,...)
• Estimación de los clientes cualificados que
  efectivamente acudirán al mercado liberalizado
• de GNL que abastece al mercado regulado
• Coste de materia prima (CMP)
• Presupuestos Institucionales (GTS, CNE)

31
Costes
32
Costes
Costes incluidos en las tarifas Descripción
Coste de la Materia Prima Coste medio de adquisición de la materia prima
Coste de conducción Regasificación, TD y almacenamiento imputables a suministros a tarifa Existencia mínimas de seguridad, mermas y autoconsumos
Gestión de compra-venta Coste de los transportistas por la gestión de compra-venta de gas para el suministro de gas a las compañías distribuidoras para su venta a los mercados a tarifa
Actividad de distribuidores Coste de los distribuidores por el suministro de gas imputable a cada una de las tarifas de venta
Desviaciones Desviaciones, en su caso, resultantes de la aplicación del régimen de liquidaciones del año anterior
Tasa CNE y Cuota GTS Recargo para la financiación de la CNE y cuota destinada a la retribución del GTS
33
Actualización de tarifas de venta

• Actualización tarifaria según CMP (Pass through
  del CMP a consumidores finales)
• El coste unitario de la materia prima (CMP) se
  actualiza cada trimestre, en los meses de enero,
  abril, julio y octubre
• Las tarifas de venta se modificarán, siempre que
  el CMP experimente una variación, al alza o a la
  baja, superior al 2 por 100.
• Se traslada la variación del CMP a los términos
  variables de tarifas de venta.
• En 2005, la variación del término de energía de
  las tarifas es 1,025152 veces la variación del
  CMP. Se incluye la propia variación del CMP, así
  como los costes de suministro a tarifa de venta y
  de compraventa vinculados al CMP.
• La fórmula de cálculo del CMP se actualiza
  anualmente si se modifican la estructura o
  condiciones de los aprovisionamientos,
  simultáneamente con el resto de parámetros

34
Actualización Tarifaria CMP

• Fórmula utilizada en la actualización del Cmp
  (medias semestrales)
• Brent Spot Average
• Gasóleo 0,2 (mercado Genova-Lavera y mercado
  Amsterdam/Rotterdam/Amberes)
• Fuelóleo con contenido max. Azufre 1 (mercado
  Genova-Lavera y mercado
• Amsterdam/Rotterdam/Amberes)
• Fuelóleo con contenido max. Azufre 3,5 (mercado
  Genova-Lavera y mercado
• Amsterdam/Rotterdam/Amberes)
• Las ponderaciones (a,b,c...h) varían en función
  de distintos niveles del Brent Spot
• lt 18 /Barril
• entre 18 y 26,5 /Barril
• gt26,5 /Barril

35
Coste de la Materia Prima
Evolución del Coste de la Materia Prima (/kWh)
2002-2005
36
Precio de Cesión
Precio de transferencia que pagan los
distribuidores a los transportistas que les
suministran el gas destinado a tarifa de venta

• El PRECIO DE CESIÓN incluye
• CMP destinado a tarifa
• Costes de gestión de compra-venta
• Coste medio de regasificación
• Se actualiza con el coste unitario de la materia
  prima

37
Tarifas de venta de gas natural Estructura.
38
Mercado regulado y Mercado liberalizado

• Distribución del consumo en mercado regulado y
  mercado liberalizado. Año 2004

39
Mercado regulado y Mercado liberalizado

• Precios medios en mercado regulado. Año 2004

40
Mercado regulado y Mercado liberalizado

• Variaciones de las tarifas de venta. Años 2003
  - 2005

41
Mercado regulado y Mercado liberalizado

• Evolución de los peajes y cánones de gas natural
  y del IPC. Años 2002 - 2005

42
TARIFAS DE ELÉCTRICIDAD
43
Base Normativa del Régimen Económico del sector
eléctrico

• Ley 54/1997, de 27 de Noviembre, del Sector
  Eléctrico
• RD 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se
  establecen tarifas de acceso a las redes de
  transporte y distribución de energía eléctrica
• RD 1432/2002, de 27 de diciembre, por el que se
  establece la metodología para la aprobación y
  modificación de la tarifa eléctrica media o de
  referencia
• RD 2392/2004, de 30 de diciembre, por el que se
  establecen la tarifa eléctrica para el 2005
• Orden del 12 de enero de 1995 por la que se
  establecen las tarifas eléctricas.

44
Mercado minorista de electricidad

• Nº de clientes 24.753.488 (Dic 2004)
• Demanda/año 229.106 GWh (Año 2004)
• Total elegibilidad
• No obligación de acudir al mercado liberalizado
  (AT en 2007)
• Puede volver a mercado regulado (1 vez al año)
• Opciones
• Mercado reguladoTarifa Integral
• Mercado liberalizado

• Tarifa de acceso a redes
• (un precio integra todos los costes de acceso a
  redes)
• Coste de energía adquirida

PAGOS DEL CLIENTE EN MERCADO LIBRE

• Participación en el mercado (Diciembre 2004.
  Liquidación 7 de 2005)
• El 56 de la energía y 39 de los clientes en
  alta tensión
• El 9 de la energía y el 5 de los clientes en
  baja tensión

RESULTADO
45
Precios regulados y no regulados

• Consumidores elegibles que acuden al mercado

TARIFA DE ACCESO
Precio de Mercado

• Precio de la energía adquirida en el mercado
• Precio de los servicios complementarios
• Precio de la Garantía de Potencia (regulado, se
  diferencia por tarifa de acceso)

• Margen del comercializador

• Transporte
• Distribución
• Gestión comercial a tarifa de acceso
• Costes Permanentes
• Costes de Diversificación y Seguridad de
  abastecimiento
• Desajuste de ingresos de las actividades
  reguladas y coste de revisión de generación
  extrapeninsular
• Desvíos de años anteriores

Precio regulado
Precio libre

• Consumidores que no acuden al mercado

TARIFA INTEGRAL

• Transporte
• Distribución
• Gestión comercial a tarifa integral
• Costes Permanentes
• Costes de Diversificación y Seguridad de
  abastecimiento
• Desajuste de ingresos de las actividades
  reguladas y coste de revisión de generación
  extrapeninsular
• Desvíos de años anteriores

• Coste de Generación

Precio regulado
46
Características generales de las Tarifas
Integrales

• Tarifas Integrales
• Anualmente o según circunstancias especiales el
  Gobierno mediante RD aprueba o modifica tarifas
• Satisfechas por consumidores que no acuden al
  mercado
• Únicas en el territorio nacional
• Máximas
• Un pago que incluye los costes
• Coste de producción
• Peajes de TD
• Coste de Comercialización
• Costes permanentes
• Costes de Diversificación y Seguridad de
  Abastecimiento
• Desajuste de ingresos de las actividades
  reguladas anterior a 2003 y coste de revisión de
  generación extrapeninsular en 2001 y 2002
• Desvíos de años anteriores y modificaciones
  normativas

47
Características generales de las Tarifas de Acceso

• Tarifas de Acceso
• Se establecen anualmente por el Gobierno
• Satisfechas por consumidores que acuden al
  mercado
• Únicas en el territorio nacional
• Tiene carácter de máximas
• Un pago que incluye los costes
• Peajes de TD
• Coste de Comercialización
• Costes permanentes
• Costes de Diversificación y Seguridad de
  Abastecimiento
• Desajuste de ingresos de las actividades
  reguladas anterior a 2003 y coste de revisión de
  generación extrapeninsular en 2001 y 2002
• Desvíos de años anteriores y modificaciones
  normativas

48
Liquidaciones Coherencia entre retribuciones y
tarifas únicas

• Liquidación de actividades reguladas

Ingresos por Tarifas Integrales
Ingresos por Tarifas de Acceso
Ingresos Liquidables
Coste de Generación de clientes a tarifa integral
Transporte y Distribución
Costes de Diversificación
Gestión comercial regulada
Costes Permanentes Cuotas CTCs
Desajuste de Ingresos anteriores a 2003
49
Ejercicio Tarifario

• Dos etapas en el ejercicio tarifario
• Establecimiento de la tarifa media relación
  entre costes previstos y demanda prevista.
  Variación media respecto al año anterior
• Determinación de las variaciones individuales en
  distintas tarifas de integrales y de acceso
• Función de la CNE propone o informa al
  Ministerio de Industria, Turismo y Comercio que
  es quien establece las tarifas eléctricas

50
Tarifa Media

• RD 1432/2002, de 27 de diciembre, por el que se
  establece la metodología para la aprobación o
  modificación de la tarifa eléctrica media o de
  referencia

costes previstos Tarifa media
previsión de
demanda en consumidor final
Hace explícito un mecanismo para determinar y
actualizar anualmente la tarifa media
51
Tarifa Media
Fuente MITC
52
Tarifa Media

• Costes de producción
• Costes de generación peninsular en R.O.
• Ciclos combinados
• Resto
• Costes de generación peninsular en R.E.
• Costes de incorporaciones de otros países.
• Costes de producción extrapeninsular
• Costes de exportaciones (signo negativo)

53
Tarifa Media

• Cálculo de retribución de actividades de redes
  (Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre)
• Costes de transporte
• Costes de distribución
• Costes de comercialización

54
Tarifa Media

• Costes permanentes
• Comisión Nacional de Energía
• Operador del Mercado
• Operador del Sistema
• Compensación extrapeninsular
• CTCs

55
Tarifa Media

• Costes de diversificación
• Moratoria nuclear
• 2ª Parte Ciclo Combustible Nuclear
• Compensaciones Distribuidores D.T. 11ª de la Ley
• Primas del Régimen Especial

56
Tarifa Media
57
Estructura de Tarifas Tarifas integrales

• Establecida en la Orden de 12 de enero de 1995

1.0 potencialt770 W 2.0 potencialt15kW 3.0
general 4.0 larga utilización
Tarifas de uso General
Baja tensión (lt1 kV)
Tarifas de Riego
R.0 Riegos agrícolas
Tarifas de alumbrado público
B.0 alumbrado público
Tarifas generales de alta tensión
Tarifas Generales
T.1 T.2 T.3
Tarifas de Tracción

• Alta Tensión (? 1kV)
• Tensión lt 36 kV
• 36 kV lt tensión lt 72,5 kV
• 72,5 kV lt tensión lt 145 kV
• Tensión gt 145 kV

R.1 R.2 R.3
Tarifas de riego agrícola
D.1 D.2 D.3 D.4
Tarifas de venta a distribuidores
Tarifas de consumidores
G.4 Gran consumidor
7 Periodos Horarios. Punta Móvil 4 Niveles Tensión
Potencias contratadas superiores a 5 MW en
todos los períodos
Tarifa THP
58
Estructura de Tarifas Tarifas integrales

• Componentes de la facturación

59
Estructura de Tarifas Tarifas de Acceso
Fuente MITC
60
Estructura de Tarifas Tarifas de Acceso

• NO INCLUYE
• Servicios complementarios componente del coste
  de generación
• Gestión de congestiones incluidos en el coste de
  los servicios auxiliares
• Pérdidas los consumidores finales pagan
  directamente la energía medida e, implícitamente,
  las pérdidas ESTANDAR consideradas en el coste
  de generación

61
Estructura de Tarifas Tarifas de Acceso

• Quién paga?
• Las tarifas de acceso únicamente se aplican a
  consumidores cualificados que acuden al mercado.
• Hay una tarifa de acceso de conexiones
  internacionales aplicable a exportaciones con
  destino a países no miembros de la UE y miembros
  de la UE cuando no exista reciprocidad con dichos
  países.
• Las tarifas de acceso para importaciones de
  energía eléctrica procedentes de contratos
  bilaterales realizados por los consumidores
  cualificados directamente o a través de
  comercializadores de la Unión Europea.

62
Estructura de Tarifas Tarifas de Acceso

• Discriminación por nivel de tensión y periodos
  horarios
• Peajes postales con discriminación en función del
  nivel de tensión y de periodos tarifarios
• Discriminación horaria
• Las tarifas de acceso generales se estructuran en
  1, 2, 3 y 6 periodos tarifarios definidos en
  función del mes, día de la semana y horas de
  consumo.
• Baja tensión (lt 1 kV)
• 2.0A 1 periodos tarifario
• 2.0 NA 2 periodos tarifarios
• 3.0 A 3 periodos tarifarios
• Alta tensión (gt 1 kV)
• 3.1A 1 36 kV (3 periodos tarifarios)
• 6.1 1 36 kV (6 periodos tarifarios)
• 6.2 36 72.5 kV (6 periodos tarifarios)
• 6.3 72.5 145 kV (6 periodos tarifarios)
• 6.4 gt 145 kV (6 periodos tarifario)

63
Estructura de Tarifas Tarifas de Acceso

• Componentes tarifarios
• Facturación por Término de energía (/kWh)
• Facturación por Término de potencia (/kW año)
• Excesos de Potencia
• Facturación por Término por energía reactiva
  (/kVA rh)

Por periodo tarifario
64
Mercado regulado y Mercado liberalizado

• Evolución de las tarifas integrales y de la
  tarifa media. Años 1997-2005

Fuentes RD tarifas, MITC y elaboración propia
(1) Se descuenta el fecto de las ayudas al carbón en 1997 (2) Incluye RDL 6/1999


65
Mercado regulado y Mercado liberalizado

• Precio medio de las tarifas integrales. Año 2004.
  Ámbito Nacional

66
Mercado regulado y Mercado liberalizado

• Evolución de las tarifas de acceso y de la tarifa
  media. Años 2002-2005

67
Tarifas integrales y acceso

• Problemática asociada a la situación actual
• No hay metodología explícita de asignación de
  costes para establecer tarifas de acceso y
  tarifas integrales
• Distintas estructuras de tarifas de acceso y de
  tarifas integrales
• Periodo transitorio no se obliga a ir a mercado
  a la alta tensión hasta el 2007 ? tarifa integral
  es tarifa refugio de algunos grandes clientes
• Propuesta de la CNE Metodología de tarifas de
  acceso

68
Metodología CNE objetivos y principios generales

• OBJETIVO
• Establecer criterios generales de asignación de
  costes para determinar tarifas de acceso
• Transparentes
• Estables
• Basadas en variables objetivas, fácilmente
  conocidas por el regulador
• PRINCIPIOS GENERALES
• Suficiencia
• Consistencia
• Transparencia
• Sencillez
• Eficiencia
• Tarifas deben reflejar los costes por el uso de
  las redes
• Asignación eficiente de costes hundidos

GLOBALIDAD DE METODOLOGÍA DE TARIFAS INTEGRALES
Y DE ACCESO
69
Metodología CNE Consideraciones iniciales

• Consideraciones Iniciales
• Las tarifas de acceso son una parte de la tarifa
  integral
• Niveles de costes regulados dados por el RD de
  tarifas
• Estructura tarifaria de la propuesta de RD de
  tarifas de acceso a redes
• Tarifas de acceso pagadas por consumidores como
  usuarios de redes
• Tarifas máximas y únicas en todo el territorio
  nacional

70
Metodología tarifaria
FASE 1
FASE 2
FASE 3
FASE 4
CRITERIOS ASIGNATIVOS
OBTENCIÓN DE BOLSAS DE COSTES POR GRUPOS Y
PERIODOS TARIFARIOS
DISEÑO TARIFARIO
MECANISMO DE AJUSTE TARIFARIO
NIVELES DE COSTES

• INPUTS
• Datos de consumo
• Calendarios, etc.

• Cada concepto de coste es asignado entre los
  grupos de consumidores en función de la variable
  a la cual se considera asociado el coste
• Consumo
• Potencia
• Nº Clientes
• Facturación
• Simultaneidad en punta

Obtención de los términos de facturación por
grupos y periodos tarifarios
Cada concepto de coste se reparte por grupos y
periodos tarifarios

• Efecto redistributivo de costes de la tarifa de
  acceso escalón 6.
• Desvíos de actividades reguladas ? Mecanismo de
  ajuste

71
Criterios de asignación de costes (I)

• COSTE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
• El consumidor paga los costes de las redes de
  transporte y distribución que utiliza para su
  suministro
• Asignación del coste por niveles de tensión
  variable de reparto potencia en punta de cada
  nivel de tensión
• Los costes de redes son asignados en función de
  un modelo de red
• Los peajes reflejan los costes de redes
• Asignación del coste por periodos horarios
  variable de reparto potencia contratada por
  periodos horarios.
• Incentivar el uso de la red en periodos horarios
  de menor demanda
• Desincentivar el uso de la red en periodos
  horarios de mayor demanda, cuando la probabilidad
  de fallo es más elevada

72
Criterios de asignación de costes (II)

• COSTE DE GESTIÓN COMERCIAL POR ACCESO
• Coste unitario por cliente
• COSTES PERMANENTES Y COSTES DE DIVERSIFICACIÓN Y
  SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO (Excepto CTCs y
  Prima del Régimen Especial)
• Cuota uniforme sobre la facturación del peaje del
  Transporte y Distribución de cada grupo tarifario
• COSTES DE TRANSICIÓN A LA COMPETENCIA Y PRIMA DEL
  RÉGIMEN ESPECIAL
• Asignación eficiente Cuota inversamente
  proporcional a la elasticidad de la demanda de
  cada grupo tarifario

73
Diseño tarifario

• Alternativas
• Tarifas de acceso monómicas factura en función
  de la potencia contratada
• Tarifas de acceso binómicas factura en función
  de potencia contratada y energía consumida
• Tarifas de acceso mixtas
• Consumidores domésticos, servicios y pequeños
  industriales (menor de 450 kW) -gtTarifas
  binómicas
• Grandes consumidores en alta tensión -gtTarifas
  monómicas

74
Periodo transitorio, revisión de tarifas y
procedimiento de ajuste regulatorio

• PERIODO TRANSITORIO
• Adaptación progresiva a la nueva estructura de
  tarifas
• Reasignación de los costes imputados a ciertos
  suministros
• REVISIÓN ANUAL DE TARIFAS DE ACCESO, de acuerdo
  con la actualización anual de los costes
  regulados
• AJUSTE REGULATORIO
• Revisión de los supuestos de partida y de
  previsiones de demanda y costes