Aipatutako Legez besteko proposamenari erantzuna emateko, honekin batera bidaltzen da Energiaren Euskal Erakundeak egindako txostena.

Transcripción

1 EKONOMIAREN GARAPEN ETA LEHIAKORTASUN SAILA DEPARTAMENTO DE DESARROLLO ECONÓMICO Y COMPETITIVIDAD FAKTURA ELEKTRIKOA OSATZEN DUTEN KONTZEPTUEN JATORRIA ZEHAZTUKO DUEN TXOSTENARI BURUZKO LEGEZ BESTEKO PROPOSAMENA BETETZEARI BURUZKO TXOSTENA. (10/11/02/01/0378) 2014ko ekainaren 25ean Ekonomiaren Garapen eta Lehiakortasun Batzordeak erabaki zuen faktura electrikoa osatzen duten kotzeptuen jatorria zehaztuko duen txostenari buruz Legez besteko proposamena onestea. Aipatutako Legez besteko proposamenari erantzuna emateko, honekin batera bidaltzen da Energiaren Euskal Erakundeak egindako txostena. Vitoria-Gasteiz, 2014ko irailaren 25a Arantza Tapia Otaegi EKONOMIAREN GARAPENA ETA LEHIAKORTASUNEKO SAILBURUA Donostia - San Sebastián, VITORIA-GASTEIZ tef Fax des-eco@ej-gv

2 INFORME SOBRE EL CUMPLIMIENTO DE LA PROPOSICIÓN NO DE LEY RELATIVA AL INFORME QUE DETALLARÁ EL ORIGEN DE LOS CONCEPTOS QUE INTEGRAN LA FACTURA ELÉCTRICA. (10/11/03/01/0378) Con fecha 25 de junio de 2014, la Comisión de Desarrollo Económico y Competitividad aprobó la Proposición no de ley relativa al informe que detallará el origen de los conceptos que integran la factura eléctrica. En respuesta a la Proposición no de ley mencionada, adjunto se remite el informe elaborado por el Ente Vasco de la Energía. Vitoria-Gasteiz, 25 de septiembre de 2014 Arantza Tapia Otaegi CONSEJERA DE DESARROLLO ECONÓMICO Y COMPETITIVIDAD

3 EL COSTE DE LA ELECTRICIDAD Y LA FACTURA ELÉCTRICA 23 Septiembre 2014

4 ÍNDICE 1 Objeto del informe Introducción al mercado eléctrico La factura eléctrica Acceso de terceros a redes PVPC y bono social Conceptos de la factura eléctrica Tipos de facturas Contenido de la factura eléctrica para un contrato en el mercado libre Contrato del precio voluntario al pequeño consumidor El peso de la parte regulada en la factura El coste de la energía La compra mayorista de electricidad El mercado diario Evolución del precio del pool Costes regulados, déficit tarifario Ingresos y gastos regulados Déficit de tarifa ANEXO 1. Tarifas de acceso

5 1 Objeto del informe Esta nota responde a la proposición no de ley de 18 de diciembre de 2013, aprobada en comisión de industria el 23 de junio de 2014, por la que el Parlamento Vasco insta al Gobierno a que, con el propósito de adoptar las medidas más efectivas en beneficio de la ciudadanía vasca, solicite al Ente Vasco de la Energía (EVE) que presente en las comisiones de Desarrollo Económico y Medio Ambiente del Parlamento, en el plazo de tres meses, un informe que detalle el origen de los conceptos que integran la factura eléctrica de los diferentes tipos de consumidores medios de Euskadi (sector de servicios, industrial y usuario particular). Que en el mismo se exprese claramente cuál es en esa factura la cantidad referida al mercado y cuál es la cantidad de lo que está regulado, así como en base a qué criterios se establecen esas cantidades. Poniendo especial atención en el origen de lo que se denomina déficit tarifario, el sobrecosto que supone y su influencia en la factura eléctrica. 3

6 2 Introducción al mercado eléctrico La electricidad no se puede almacenar en grandes cantidades de manera económica. Esto implica que es necesario generarla al mismo ritmo al que se consume en cada instante, lo que supone algo singular en comparación con otros mercados. La disponibilidad de energía en todo momento se consigue a través de un sistema muy complejo que integra componentes como las fuentes de generación de electricidad con diferentes energías primarias, las líneas de transporte y distribución, las subestaciones con transformadores y sistemas de protección, control y gestión, o los puntos de consumo. Figura 1. Cadena física de suministro de electricidad Productor Transportista Distribuidor Cliente La Ley del Sector Eléctrico define los siguientes sujetos participantes: Los productores de energía. Con la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013 desaparece la diferenciación entre los productores en régimen especial y en régimen ordinario, aunque siguen siendo aplicables las condiciones singulares de cada uno. El transportista, con la función de transportar la energía eléctrica construyendo, manteniendo y operando las instalaciones de transporte. La red de transporte está constituida por las líneas, transformadores y otros elementos de tensión 220 kv o superior. Los distribuidores, son sociedades con la función de distribuir la energía eléctrica construyendo, manteniendo y operando las instalaciones que llevan la energía a los puntos de consumo. Los comercializadores. Son sociedades que adquieren energía para su venta a los consumidores. Los comercializadores pueden comprar la energía directamente al productor y venderla al cliente final, pagando al transportista y al distribuidor Los consumidores. El Operador del Mercado. El Operador del Mercado Ibérico OMI 1 gestiona el mercado ibérico de electricidad (MIBEL), que opera tanto en Portugal como en España. Este mercado tiene dos partes: o El mercado spot, que incluye al mercado diario, gestionado por OMIE. o El mercado de derivados o a plazo, responsabilidad de OMIP. El Operador del Sistema. REE es la operadora del sistema eléctrico, tanto en la península como en los sistemas no peninsulares, garantizando en todo momento la seguridad y continuidad del suministro. La operación del sistema comprende las actividades necesarias para garantizar esta continuidad, así como la correcta coordinación entre la producción y el transporte, asegurando que la energía alcance 1 Para más información sobre OMIE, ver 4

7 hasta las redes de distribución con las condiciones de calidad exigibles. Red Eléctrica de España (REE) es la empresa encargada de gestionar la red de transporte. El mercado ibérico de electricidad está interconectado internacionalmente con Francia y Marruecos, pudiendo comprarse y venderse energía a través de estas interconexiones. Sin embargo, la capacidad de estas interconexiones es pequeña en relación al consumo total, por lo que su influencia en el mercado y en los precios es limitada. 5

8 3 La factura eléctrica 3.1 Acceso de terceros a redes Los costes de las redes (junto con otros cargos) son repercutidos a todos los consumidores según sus características, independientemente de que se adquiera la electricidad a precio libre o regulado, a través de los peajes de acceso y los cargos. La ley 24/2013 del sector eléctrico diferencia los peajes de los cargos para ajustarse a la terminología empleada en las directivas europeas. De este modo, Los peajes representan los pagos por contribución a la cobertura de los costes de las redes de transporte y distribución Los cargos cubrirán otros pagos relacionados con otros aspectos regulados del sistema, como la retribución de las primas a renovables y la cogeneración, el extracoste de los territorios no peninsulares y otros. Las tarifas pueden ser: De baja tensión. A su vez se dividen en las de menor potencia contratada (2.0 para potencia contratada Pc menor de 10 kw), potencia intermedia (2.1 para Pc entre 10 y 15 kw) y mayor potencia (3.0A para Pc mayor de 15 kw) Las tarifas 2.0 pueden ser sin discriminación horaria o con discriminación horaria de 2 o de 3 periodos. Las tarifas con discriminación horaria tienen unos precios inferiores en las horas de menor consumo, y unos precios más altos en las de mayor consumo. La tarifa 3.0A es siempre con discriminación horaria de 3 periodos. De alta tensión. Las tarifas de alta tensión se clasifican en función de los niveles de tensión. La tarifa 3.1A distingue 3 periodos de facturación, mientras que las tarifas 6.x distinguen 6 periodos. o Tarifa 3.1A. Entre 1 kv y 36 kv, siempre que Pc sea inferior a 450 kw. o Tarifa 6.1. Entre 1 kv y 36 kv, para Pc mayor de 450 kw o Tarifa 6.2. Entre 36 kv y 72,5 kv o Tarifa 6.3. Entre 72,5 kv y 145 kv o Tarifa 6.4. Mayor de 145 kv o Tarifa 6.5. Conexiones internacionales. En el anexo 1 se recogen las tarifas de acceso según la orden IET/107/2014, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para Las tarifas de acceso son menores para tensiones más altas, y para los periodos tarifarios de valle frente a los de punta. 6

9 3.2 PVPC y bono social Dado que hay consumidores finales que podrían no conseguir según el caso ofertas competitivas de los comercializadores, como en general los pequeños consumidores del sector doméstico, se establecen mecanismos de protección como es el precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC), que sustituye a la tarifa de último recurso o TUR. También existe otro mecanismo para proteger a ciertos tipos de consumidores que es el bono social. El PVPC y el bono social se pueden contratar con alguna de las seis comercializadoras designadas por el Gobierno para asumir el suministro de referencia (anteriormente comercializadores de último recurso), como por ejemplo Iberdrola Comercialización de Último Recurso, S.A.U. El PVPC es el precio máximo al que pueden contratar los consumidores de hasta 10 kw de potencia contratada. Se calcula sumando los peajes de acceso y cargos que correspondan, el coste de producción de energía eléctrica y el coste regulado de gestión comercial. Su metodología de cálculo se regula en el Real Decreto 216/2014. La principal diferencia con la TUR es que el coste de producción se determina con base al precio horario de los mercados diario e intradiario. Anteriormente, el coste de producción en la TUR se fijaba tomando como referencia el resultado de las subastas CESUR. El PVPC se calcula en la actualidad en base al precio horario de los mercados diario e intradiario durante el periodo al que corresponda la facturación. Los suministros que cuenten con equipos de telemedida, la facturación se realizará considerando los valores reales de consumo. Cuando el suministro no dispone de equipo de telemedida, la facturación se realiza atendiendo a perfiles de consumo calculados. La figuras siguientes recogen la evolución en los últimos años del término de energía y del término de potencia del PVPC, anteriormente de la TUR. Figura 2. Evolución del término de energía del PVPC (anterior TUR). Incluye el término de energía te para la tarifa sin discriminación horaria y los términos de energía te1 y te2 para la tarifa con discriminación horaria de dos periodos. /kwh 0,25 0,20 te te1 te2 0,15 0,10 0,05 0,00 7

10 Figura 3. Evolución del término de potencia del PVPC (anterior TUR) /kw año El bono social El bono social es una bonificación en las facturas de suministro de electricidad equivalente a la diferencia entre el PVPC y un valor de base, denominado en la actualidad tarifa de último recurso. El bono social es aplicado por el comercializador de referencia en las facturas de los consumidores con derecho a acogerse al mismo. Con el RD 216/2014 se calcula descontando un 25% en los términos que componen el PVPC (anteriormente suponía la congelación de las tarifas aplicables el 1 de julio de 2009). El bono social aplica a los siguientes colectivos: Consumidores con potencia contratada inferior a 3 kw Pensionistas que perciban las cuantías mínimas vigentes Familias numerosas Familias con todos los miembros en paro. El bono social es financiado en la actualidad por las matrices de las sociedades verticalmente integradas en las actividades del sector eléctrico. 3.3 Conceptos de la factura eléctrica Todos los costes generados en nuestro sistema eléctrico son pagados por los consumidores finales a través de la factura eléctrica, la cual comprende dos componentes principales: Componente regulado: es la parte que está determinada para todos los consumidores a través de la normativa, se utiliza para cubrir los siguientes costes: o Costes del sistema eléctrico: Costes de transporte y distribución. o Incentivos a las renovables, cogeneración y residuos. o Otros costes tales como los sobrecostes del sistema eléctrico en Baleares y Canarias, el sistema de interrumpibilidad, la moratoria nuclear o el coste de la CNMC. 8

11 Estos costes se desglosan en más detalle más adelante en este documento, junto con otros ingresos regulados. Componente de mercado: es la que se obtiene por mecanismos de mercado en libre competencia entre los productores y los consumidores. A la suma de estos dos conceptos se aplica el impuesto de la electricidad, que es del 5,1127%, además del alquiler de contadores e impuesto del valor añadido. 3.4 Tipos de facturas La facturación eléctrica tiene una estructura que se compone principalmente de dos términos: Uno que afecta al concepto de conexión a la red y disponibilidad de consumo que se denomina Término de Potencia. Otro en función del consumo registrado en cada periodo y que se denomina Término de Energía. De esta manera, los términos de potencia y energía de la factura eléctrica incluirán la componente regulada antes indicada, así como el coste de la energía eléctrica a través del mercado libre, componente de mercado. Desde el 1 de julio de 2014, un consumidor puede contratar su suministro de energía eléctrica de las siguientes maneras: 1. Para cualquier tipo de suministro (baja o alta tensión y cualquier potencia contratada): Contrato con cualquier comercializador en mercado libre, conforme al precio y las condiciones que se pacten, para el término de potencia y el término de energía. Como opción, el cliente puede desglosar su suministro y mantener un contrato separado para el término de potencia con la empresa distribuidora, la cual facturará las componentes reguladas del suministro 2. Sólo para suministros en baja tensión con una potencia contratada menor o igual a 10 kw, existen tres opciones: a. Contrato con la comercializadora de referencia del Precio Voluntario Pequeño Consumidor (PVPC). El precio del término de energía evoluciona según el mercado eléctrico, por lo que habrá un precio para cada hora del día. b. Contrato con la comercializadora de referencia de un precio fijo. Dicho precio lo fija cada comercializadora de referencia, de forma libre. c. Contrato con la comercializadora de referencia del Bono Social para consumidores vulnerables, según determinadas condiciones sociales, de consumo y poder adquisitivo que se determinan en la Ley 24/2013 del sector Eléctrico. El precio se fija mediante un descuento del 25% sobre el PVPC. 9

12 3.5 Contenido de la factura eléctrica para un contrato en el mercado libre Como se ha indicado, el contrato en el mercado libre se realizará con una empresa comercializadora de electricidad, aunque como opción se puede mantener el contrato de la parte regulada con la empresa distribuidora. Contrato sólo con la empresa comercializadora En el caso de que el contrato sea sólo con la empresa comercializadora, lo habitual es que en consumidores de pequeño y medio tamaño, la facturación se realiza del siguiente modo: Término de potencia: La facturación de este concepto resulta de multiplicar los kw a facturar en cada periodo tarifario por el precio de cada periodo, en euro/kw/año, y por el número de días del periodo de facturación. El precio de cada periodo puede corresponder directamente con el precio establecido para el término de potencia del peaje de acceso a la red, ATR; pero es un precio establecido en la oferta/contrato de suministro con la empresa comercializadora. Según la tarifa de acceso a la red, pueden existir 3 periodos tarifarios, punta, llano y valle o 6 periodos. Estos periodos vienen establecidos en la normativa asociada al acceso de terceros a la red. Los kw a facturar dependen del contrato libre a firmar entre el cliente y la empresa si bien, principalmente, suelen regirse acorde al modo indicado en la normativa asociada al acceso de terceros a la red, que es el que utiliza la empresa distribuidora. Término de energía: La facturación de este concepto resulta de multiplicar los kwh consumidos en cada periodo tarifario por el precio de cada periodo, en euro/kwh, establecido en la oferta/contrato de suministro con la empresa comercializadora. Los incrementos o reducciones del término de potencia y término de energía que se publican en el ATR pueden trasladarse directamente a cada concepto correspondiente de la factura. Contrato con la empresa comercializadora y la distribuidora En el caso de que se contraten por separado la compra de energía a la comercializadora y el coste del acceso de terceros a la red (ATR) a la distribuidora, la facturación de estos ATR tiene los siguientes componentes: Término de potencia del ATR: La facturación de este concepto resulta de multiplicar los kw a facturar en cada periodo tarifario por el precio de cada periodo, en euro/kw/año, y por el número de días del periodo de facturación. El precio de cada periodo corresponde directamente con el precio establecido para el término de potencia del peaje de acceso a la red, ATR. Los kw a facturar se rigen acorde al modo indicado en la normativa asociada al acceso de terceros a la red. Término de energía del ATR: La facturación de este concepto resulta de multiplicar los kwh consumidos en cada periodo tarifario por el precio de cada periodo, en euro/kwh. El precio de cada periodo corresponde directamente con el precio establecido para el término de energía del peaje de acceso a la red, ATR. 10

13 3.6 Contrato del precio voluntario al pequeño consumidor La factura para el pequeño consumidor acogido al PVPC tiene los siguientes componentes: Término de potencia: Comprende dos conceptos: la facturación por peaje de acceso, resultado de multiplicar los kw contratados por el precio del término de potencia del peaje de acceso y el número de días del periodo de facturación; y la facturación por margen de comercialización fijo. Término de energía: Comprende dos conceptos: la facturación por peaje de acceso, resultado de multiplicar los kwh consumidos en el periodo de facturación por el precio del término de energía del peaje de acceso; y la facturación por coste de la energía, resultado de multiplicar los kwh consumidos por el precio del término del coste horario de energía del PVPC. Este último precio se publica en el Sistema de Información del Operador del Sistema Eléctrico Español, ESIOS. 3.7 El peso de la parte regulada en la factura Para un consumidor de alta tensión en 2014, en la tarifa 6.1 con 250 kw contratados en el P1, y una demanda de kwh/año, con un precio de 100 euro/mwh, la componente de mercado representa un 66% de la factura, y la regulada un 34%. Según Energía y Sociedad, para un pequeño consumidor con una factura eléctrica mensual de 44,8 euros en el mercado regulado en 2010, el 34% del destino de su factura correspondería a la compra de energía, el 21% al pago del coste de las redes de transporte y distribución, el 27% al pago de déficits anteriores, primas al régimen especial, compensaciones extrapeninsulares y otros y un 18% a los impuestos directos. Podemos considerar por lo tanto que sólo la mitad de los pagos del pequeño consumidor irán a compensar el coste real de su suministro. 11

14 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 /MWh 4 El coste de la energía 4.1 La compra mayorista de electricidad La compra en el mercado mayorista, donde acuden las comercializadoras y los grandes consumidores, se puede realizar en los mercados a plazo (por ejemplo mediante contratos bilaterales con productores) o mediante el mercado a corto plazo que incluye el mercado diario, el intradiario, y otros mercados de ajuste. 4.2 El mercado diario Un día antes del día en el que la energía va a ser generada y consumida, los agentes de mercado intercambian energía para cada una de las horas en las que se realizará el consumo. El intercambio se realiza mediante un mecanismo denominado mercado diario, gestionado por OMIE, que da lugar a un precio y unos derechos de compra y de venta por parte de los agentes de mercado diferentes para cada hora del día. La figura siguiente ofrece un ejemplo de los precios resultantes para un día concreto Figura 4. Ejemplo del resultado de precios en el mercado diario Precio del mercado diario Día 17 de septiembre de 2014 En el mercado diario hay 24 productos diferentes, que son la energía en cada hora del día siguiente. Los vendedores presentan ofertas de venta (cantidad y precio) y los compradores presentan ofertas de compra (cantidad y precio). Con estas ofertas se construyen las curvas de oferta y de demanda del día, de cuyo cruce resulta el precio del mercado y las cantidades de energía para cada una de las horas del día (casación). El precio resultante para una hora concreta es el mismo para todos los vendedores y compradores, independientemente del precio al que realizaron su oferta (mercado tipo marginalista). Así por ejemplo los vendedores que ofertaron mayores precios no resultan asignados en la casación, mientras que los vendedores que ofertaron precios inferiores al de casación resultarán asignados al precio de casación. 12

15 Compradores Vendedores Figura 5. Pasos para la casación en el mercado diario 1. Los agentes envían a OMIE sus ofertas para cada hora del día siguiente (cantidad y precio) 2. OMIE construye las curvas de oferta y demanda para cada hora 3. OMIE cruza oferta y demanda: precio de mercado horario (PM h ) y ofertas casadas Agente 1 Oferta de venta Precio [ /MWh] Precio [ /MWh] Curva de oferta para Hora 1 Agente 2 Agente n Hora 1 Ofertas de compra Precio [ /MWh] Cantidad [MWh] Cantidad [MWh] PM 1 Ofertas de compra y venta casada en la Hora 1 Curva de demanda para Hora 1 Cantidad [MWh] Agente 1 Agente 2 Oferta de venta Precio [ /MWh] Curva de oferta para Hora 24 Agente m Oferta de venta Oferta de compra Hora 24 Ofertas de compra OMIE PM 24 Ofertas de compra y venta casada en la Hora 24 Curva de demanda para Hora 24 Cantidad [MWh] Fuente: Energía y Sociedad OMEL y REE gestionan además otros mercados de ajuste como el intradiario, en el que es posible re-comprar o vender energía ya casada en el mercado diario, o el de restricciones, destinado a lograr que en todo momento sean viables los flujos en la red eléctrica y ajustar la oferta con la demanda. 4.3 Evolución del precio del pool La evolución de los precios del pool es muy variable, no solo entre las horas de un mismo día, sino también a lo largo del año. Las diferencias de precio dentro de las horas de un mismo día se deben a las diferentes cantidades demandadas. Típicamente por la noche se demanda menos energía, y la casación resultante será a precios más bajos, resultando asignadas las centrales de operación menos flexible como la eólica o la nuclear. A niveles mayores de demanda y de precios, tendrán más oportunidades de operar las centrales que emplean combustibles fósiles. 13

16 Figura 6. Media mensual del precio del pool en el mercado diario OMIE /MWh Media mensual mercado diario OMIE ene-08 ene-09 ene-10 ene-11 ene-12 ene-13 ene-14 14

17 5 Costes regulados, déficit tarifario 5.1 Ingresos y gastos regulados Principales conceptos de los ingresos regulados A continuación se describen los principales ingresos del sistema. La cuantía relativa de cada uno de ellos se puede ver en la figura siguiente. Tarifas de acceso para consumidores. El coste de las redes eléctricas es repercutido a los consumidores a través de los peajes de acceso, independientemente de que se adquiera la energía a precio libre o regulado. Estas tarifas incluyen tanto los peajes o pagos para contribuir a la cobertura de los costes de las redes de transporte y distribución como los cargos, es decir pagos relacionados con otros aspectos regulados del sistema, según la nueva terminología establecida en la ley 24/2013 del sector eléctrico para ajustarse a la terminología utilizada en las directivas europeas. Tarifas de acceso para productores de energía. A partir de 2012 se empezó a aplicar el Real Decreto 1544/2011 que establecía un nuevo peaje de acceso a las redes de transporte y distribución para las instalaciones de generación, tanto del régimen ordinario como del especial. Ingresos por la Ley 15/2012. La Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética recoge un conjunto de medidas tributarias para contribuir a equilibrar ingresos y gastos en el sistema energético. En concreto se crea: o Un impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica o Dos impuestos vinculados a la producción y almacenamiento de combustible nuclear gastado y de residuos radiactivos o Canon por la utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica o Se eleva la carga tributaria en el impuesto sobre hidrocarburos para el gas natural, carbón, gasóleo y fuelóleos en la producción eléctrica. Ingresos por subastas de CO2. Fondos procedentes de las subastas de derechos de emisión de CO2 adquiridos por las empresas en el sistema europeo de derechos de emisión. Excedentes del fondo de titulización y otros ingresos. Son ingresos extraordinarios en el fondo de titulización no previstos inicialmente. Déficit o superávit del sistema de pagos por capacidad. Los pagos por capacidad sirven para garantizar la cobertura del mercado, se pagan a través del término de energía en la factura y los cobran los productores de energía. Su objetivo es el de disponer siempre de una capacidad de generación suficiente para cubrir las necesidades del sistema en las puntas. 15

18 Figura 7. Balance de ingresos del sistema para el año Millones de euros Excedente del fondo de titulización y otros ingresos Déficit (+) o superávit (-) del sistema de pagos por capacidad Ingresos por subastas de CO2 Ingresos por la Ley 15/ Ingresos Ingresos por facturación de tarifas de acceso de productores de energía Ingresos por facturación de tarifas de acceso Fuente: elaborado por el EVE según liquidación provisional no. 14 de la CNMV Principales conceptos de los gastos regulados A continuación se describen los principales gastos del sistema. La cuantía relativa de cada uno de ellos se puede ver en la figura siguiente. Prima del régimen especial. Son las cantidades que se están pagando a los generadores eléctricos en el régimen especial, que son básicamente la generación eléctrica renovable (aunque no toda tiene derecho a primas, como la gran hidroeléctrica) y la cogeneración. Distribución y gestión comercial. Costes reconocidos de las empresas distribuidoras según el Real Decreto 1048/2013. Transporte de energía eléctrica. Costes reconocidos de las empresas distribuidoras según el Real Decreto 1047/2013. Casi la totalidad de los activos de la red de transporte se encuentra en manos de REE. Compensaciones insulares y extrapeninsulares. Son las compensaciones por el mayor coste del suministro eléctrico en Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla, debido a su falta de conexiones al sistema peninsular, más eficiente. Sistema de interrumpibilidad. Se abona a los grandes consumidores a condición de poder limitar su consumo en un momento de saturación del sistema. Bono social. Bonificación para pequeños consumidores de colectivos protegidos. 16

19 Millones de euros Anualidad FADE y otros desajustes. Corresponde a los pagos diferidos del déficit de años anteriores ver el apartado correspondiente al déficit de tarifa. Otros gastos. Incluyen los de la moratoria nuclear (cuya amortización finaliza en 2015), el coste de la CNMC y otros. Figura 8. Balance de gastos del sistema para el año Gastos Moratoria nuclear, tasa CNMC y otros gastos Anualidad FADE y otros desajustes de ingresos años anteriores Bono social Sistema de interrumpibilidad en mercado Compensación insular y extrapeninsular Transporte Distribución y Gestión Comercial Primas régimen especial Fuente: elaborado por el EVE según liquidación provisional no. 14 de la CNMV Balance económico del sistema eléctrico en 2013 Según la liquidación provisional 14 de la CNMV, los ingresos en 2013 suman millones de euros, mientras los gastos suman millones de euros. La diferencia entre ambas cantidades según estas cifras es de millones de euros. 5.2 Déficit de tarifa El sistema eléctrico ha venido generando déficits desde el año Hasta el año 2006, este déficit fue debido fundamentalmente a que el precio de compra de la electricidad al por mayor fue superior al que se computó al calcular las tarifas reguladas, mientras que posteriormente el déficit se explica por la insuficiencia de las tarifas de acceso para cubrir los costes del sistema. 17

20 Desde 2007, las tarifas se han venido fijando por debajo de los niveles que se requerirían para cubrir costes con objeto de evitar subidas importantes de las tarifas, estableciéndose el denominado déficit ex-ante. Además, los costes han superado sistemáticamente los estimados inicialmente, por lo que el déficit real ha superado al déficit ex-ante. A la hora de liquidarse ingresos y gastos del sistema eléctrico, han sido las cinco principales empresas productoras de electricidad a las que les ha correspondido financiar el déficit, dejando de ingresas cantidades que les correspondían. Desde el año 2003 se permitió a estas empresas ceder el déficit a terceros. A medida que el déficit se fue haciendo más abultado, la colocación de este déficit resultaba más complicada hasta que en 2009 se creó el Fondo de Amortización (o de titulización) del Déficit Eléctrico o FADE (Real Decreto Ley 6/2009) con el fin de dotar de garantías a la deuda acumulada. El FADE es el encargado de emitir los derechos de cobro relativos a los déficits tarifarios reconocidos a las empresas del sector eléctrico. Déficit acumulado Según los datos disponibles en la CNE, el saldo de la deuda del sistema a 10 de mayo de 2013 asciende a ,51 millones de euros. Los tenedores de la deuda son FADE (72,57%), las compañías eléctricas (15,48%), y terceros (11,95%). Figura 9. Cuadro de distribución de la deuda a 10/05/2013. Desglose por titulares de los derechos de cobro frente al sistema Saldo a 10/05/2013 (M ) % FADE Eléctricas Endesa, S.A Iberdrola, S.A. Gas Natural SDG, S.A. Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A. E.ON España, S.L. Terceros , , , ,66 554,82 245,33 40, ,20 72,57% 15,48% 6,84% 5,42% 2,13% 0,94% 0,15% 11,95% TOTAL ,51 100% Fuente: CNE (2013) Nota resumen del saldo de la deuda del sistema eléctrico a 10/05/

21 6 ANEXO 1. Tarifas de acceso Fuente: Orden IET/107/2014, de 31 de enero, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para BAJA TENSIÓN < 1 kv Potencia Contratada Euro/kW/año euro/kwh 2.0A 38, , DHA Período 1 P < = 10 kw 0, , Período 2 0, A 44, , DHA Período 1 10 < P <= 15 kw 0, , Período 2 0, A 2.0 DHS Supervalle Período 1 40, , Período 2 15 kw < P 24, , Período 3 16, , Período 1 0, Período 2 P <= 10 kw 38, , Período 3 0, DHS Período 1 0, gestor de Período 2 10 < P <= 15 kw 44, , cargas Período 3 0, ALTA TENSIÓN Tensión y potencia Período 1 >=1 kv y <=36 kv 59, , A Período 2 36, , Período 3 P < 450 kw 8, , Período 1 39, , Período 2 19, , >=1 kv y <=36 kv Período 3 14, , Período 4 P > 450 kw 14, , Período 5 14, , Período 6 6, , Período 1 22, , Período 2 11, , Período 3 > 36 kv 8, , Período 4 <= 72,5 kv 8, , Período 5 8, , Período 6 3, , Período 1 18, , Período 2 9, , Período 3 > 72,5 kv 6, , Período 4 <=145 kv 6, , Período 5 6, , Período 6 3, , Período 1 13, , Período 2 6, , Período 3 5, , > 145 kv Período 4 5, , Período 5 5, , Período 6 2, , Período 1 13, , Período 2 6, , Período 3 Conexiones 5, , Período 4 Internacionales 5, , Período 5 5, , Período 6 2, ,