Metodología para el establecimiento de tarifas de acceso de electricidad

Transcripción

1 Metodología para el establecimiento de tarifas de acceso de electricidad Eficacia de los instrumentos regulatorios para la sostenibilidad económica, energética y ambiental Ismael Bahillo Santoyo Dirección de Energía Subdirector de Regulación Económico- Financiera y Precios Regulados 28 de octubre 2014

2 Índice 1. Competencias de la CNMC en el establecimiento de peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad 2. Metodología de asignación de los costes de transporte y distribución de electricidad. 3. Metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas 2

3 Índice 1. Competencias de la CNMC en el establecimiento de peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad 2. Metodología de asignación de los costes de transporte y distribución de electricidad. 3. Metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas 3

4 Funciones de la CNMC Metodología peajes TyD sector eléctrico Directiva 2009/72/CE y Reglamento CE/714/2009: Competencia del regulador: fijar o aprobar, de conformidad con criterios transparentes, los peajes de transporte y distribución, o sus metodologías. Directiva 2012/27/CE: Las tarifas de red deben tener en cuenta el ahorro derivado de las medidas de gestión de la demanda y la generación distribuida. Las tarifas de red deben proporcionar señales de precios a efectos de desplazar la demanda de las horas de punta a las horas de valle. La Ley 3/2013 incluye entre las funciones de la CNMC: Establecer mediante Circular, previo trámite de audiencia y siguiendo criterios de eficiencia económica, transparencia, objetividad y no discriminación, la metodología para el cálculo de la parte de los peajes de acceso a las redes de electricidad correspondientes a los costes de transporte y distribución, de acuerdo con el marco tarifario y retributivo establecido en la Ley del Sector Eléctrico y en su normativa de desarrollo. Asimismo, señala que, a estos efectos, se entenderá como metodología de cálculo de los peajes la asignación eficiente de los costes de transporte y distribución establecidos a los consumidores y a los generadores. 4

5 Funciones de la CNMC Metodología peajes TyD sector eléctrico El artículo 16 de la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico diferencia entre peajes de acceso a las redes y cargos asociados a los costes del sistema: Los precios de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución se establecerán de acuerdo con la metodología establecida por la CNMC considerando a estos efectos el coste de la retribución de estas actividades. Los cargos necesarios que se establecerán de acuerdo con la metodología de calculo a establecer por el Gobierno previo informe de la CNMC, que deberán satisfacer los consumidores y, en su caso, los productos de energía eléctrica, y que cubrirán los costes del sistema que se determinen, sin perjuicio de los dispuesto para los peajes de transporte y distribución. 5

6 Previsión de costes regulados sector eléctrico Año 2014 Costes regulados (Miles ) Orden IET/107/2014 % sobre total costes de acceso % sobre total costes regulados Coste Transporte ,8% 9,2% Coste Distribución ,3% 27,4% Gestión comercial de distribuidores ,3% 0,3% Costes de diversificación ,5% 45,3% Prima RE ,2% 41,9% Servicio de interrumpiblidad ,9% 3,0% Resto ,4% 0,4% Costes Permanentes ,9% 5,1% Cuotas ,1% 0,1% Compensación extrapeninsular ,8% 5,0% Anualidades déficit actividades reguladas ,6% 16,3% Imputación de pérdidas ,6% 0,7% Peajes T&D 36,9% Costes de acceso (A) ,0% 104,2% Costes(+)/ingresos(-) liquidables (B) ,2% Déficit (+)/ Superavit (-) Pagos por Capacidad ,0% Resultados de ejercicios anteriores ,3% Total costes regulados (C) = (A) + (B) ,0% Fuente: Orden IET/107/2014 6

7 Repercusión de los costes del servicio Peajes de acceso Comercializador de referencia Comercialización libre Costes de Comercialización Precio Libre Margen del Comercializador PEAJE DE ACCESO Coste de redes Costes Permanentes (1) Costes de diversificación y seguridad del abastecimiento (1) Anualidades Déficit actividades reguladas Coste de la Energía Precio Regulado/Precio de referencia Precio Regulado Precio Libre Peaje T&D Cargos Coste de redes Costes Permanentes (1) Costes de diversificación y seguridad del abastecimiento (1) Anualidades Déficit actividades reguladas Pagos por capacidad Pago de los Servicios de Ajuste Coste de la energía adquirida en el mercado (1) La Ley 24/2013 elimina esta clasificación de costes 7

8 Previsión de ingresos del sistema eléctrico 2014 La Orden ITC/107/2014 establece los peajes de acceso de energía eléctrica para Ingresos previstos para el ejercicio 2014: Orden IET/107/2014 % sobre total costes de acceso % sobre total costes regulados Ingresos acceso (miles ) (A) ,0% 82,1% Ingresos por tarifas de acceso ,3% 80,7% Peajes Generadores ,9% 0,7% Ingresos art. 21 Orden ITC/1659/ ,1% 0,1% Consumos en generación ,7% 0,6% Ingresos externos a peajes (miles ) (B) ,9% Ingresos Ley 15/2012 de medidas fiscales ,0% Ingresos subastas CO ,9% Total ingresos regulados (miles ) (A) + (B) Fuente: Memoria que acompañó a la propuesta de OM por la que se revisan los peajes de acceso para

9 Número de consumidores Energía Consumida Facturación Estructura de ingresos de acceso sector eléctrico Estructura de ingresos de acceso. Junio 2013-mayo 2014 Peaje Número % GWh % Miles de % BT (< 1 kv) ,6% ,4% ,5% Pc 10 kw ,9% ,6% ,5% 2.0 A ,7% ,5% ,6% 2.0 DHA ,1% ,1% ,9% 2.0 DHS ,0% 12 0,0% 523 0,0% Pc > 10 kw ,7% ,7% ,0% 2.1 A ,5% ,6% ,2% 2.1 DHA ,6% ,3% ,4% 2.1 DHS 218 0,0% 3 0,0% 217 0,0% ,7% ,8% ,4% AT 1 ( 1 kv y < 36 kv) ,4% ,7% ,0% 3.1.A ,3% ,7% ,6% 6.1.A ,1% ,0% ,4% AT 2 ( 36 kv y < 72,5 kv ,0% ,3% ,0% AT 3 ( 72,5 kv y < 145 kv 417 0,0% ,1% ,9% AT 4 ( 145 kv) 565 0,0% ,4% ,5% Total ,0% ,0% ,0% Entre junio de 2013 y mayo de 2014 los ingresos de los consumidores domésticos y de los conectados en media tensión representaron el 71,5% del total de ingresos de acceso December 2013 Costs, income and tariff deficit 9

10 Funciones de la CNMC Metodología peajes TyD sector eléctrico Circular 3/2014 por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, aprobada por la CNMC el 2 de julio de 2014 y publicada en el BOE el 19 de julio de es/energ%c3%ada/circulares.aspx?udt_2808_param_detail=

11 Metodología de peajes de TyD Estructura grupos tarifarios Estructura de tarifas de acceso de consumidores: Estructura vigente Estructura Circular Nivel de tensión (NT) Peaje de acceso Potencia contratada (P) Discriminación horaria Potencia contratada Discriminación horaria Peaje T&D Potencia Energía (P) Potencia Energía Baja tensión NT < 1 kv 2.0 A P < 10 kw 1 1, 2 ó 3 1 1, 2 ó TD P < 15 kw 2.1 A 10 kw < P < 15 kw 1 1, 2 ó 3 1 1, 2 ó A P > 15 kw TD P > 15 kw 3 3 Media tensión 1 kv < NT < 36 kv 3.1 A P < 450 kw P > 450 kw TD 6 6 Alta tensión 36 kv < NT < 72,5 kv TD ,5 kv < NT < 145 kv TD 6 6 > 145 kv TD 6 6 Estructura de tarifas de acceso de generadores: 0,5 /MWh vertido a la red (actualmente). 11

12 Metodología de peajes de TyD Peaje de generación Modificación del Reglamento UE 838/2010: El Reglamento (UE) n.º 838/2010 de la Comisión, de 23 de septiembre de 2010, sobre la fijación de directrices relativas al mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte y a un planteamiento normativo común de la tarificación del transporte, establece que las tarifas de transporte medias anuales pagadas por los productores se situarán entre los 0 y los 0,5 Eur/MWh en el caso de España. El mencionado Reglamento se encuentra en fase de revisión. La Agencia de Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER) ha propuesto la eliminación del límite al peaje de generación (es decir, no habría límite al coste de las redes que debe ser financiado por los generadores) y, por otra parte, impedir que los peajes de los generadores tengan una estructura variable. Se está a la espera si la CE va a modificar dicho reglamento en la línea indicada por ACER (Opinion of the Agency for the Cooperation of Energy Regulators Nº 9/ abril 2014). 12

13 Índice 1. Competencias de la CNMC en el establecimiento de peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad 2. Metodología de asignación de los costes de transporte y distribución de electricidad. 3. metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas 13

14 Metodología de asignación Información necesaria y peajes a generadores Información necesaria para aplicar la metodología Costes reconocidos para cada una de las actividades de transporte y distribución. Modelo de red simplificado con la información sobre la generación, demanda y pérdidas en cada nivel de tensión. Balances de potencia y energía desagregados por periodos horarios. Curva de carga de cada nivel de tensión, construidas a partir de las curvas de carga de grupos tarifarios. Variables de facturación desagregados por grupo tarifario y periodo horario: el número de clientes por grupo tarifario y el consumo y la potencia contratada desagregados por grupo tarifario y periodo horario. Estructura de los peajes de transporte y distribución. 14

15 Etapas Etapas en la asignación de los coste de transporte y distribución a peajes: 1. Se parte de la retribución reconocida al transporte y a la distribución. 2. Se asigna dicha retribución por niveles de tensión. 3. Se asigna la retribución por niveles de tensión entre costes fijos (término de potencia) y costes variables (término de energía). 4. Asignación de los costes de cada nivel de tensión por periodos tarifarios. 5. Asignación de los costes de cada nivel de tensión a los consumidores conectados en cada nivel de tensión. 6. Determinación de los términos de potencia y energía de los peajes. 7. Asignación del coste de gestión comercial. 15

16 Metodología de asignación Coste de las redes a asignar a los consumidores I. Determinación del coste de redes a imputar a los consumidores + Retribución reconocida en la orden de peajes Ingresos por peajes de generadores ± Ingresos o pagos de transporte intracomunitarios (solo en transporte) ± Desvíos de ejercicios anteriores Transporte Coste de transporte a asignar en peajes de transporte de los consumidores (miles ) Retribución del transporte 2014 Retribución del transporte Incentivo a la disponibilidad Ingresos por peajes de generadores Distribución Coste de distribución a asignar en peajes a consumidores (miles ) Retribución Distribución Distribuidores con más de clientes Retribución definitiva de distribución Incentivo pérdidas y calidad de servicio ± TSO Distribuidores con menos de clientes ± Desvíos de ejercicios anteriores Ingresos por peajes de generadores Retribución definitiva ± Desvíos de ejercicios anteriores Ingresos de generadores no aplica Revisión retribución ejercicios anteriores no aplica Ingresos por peajes de consumidores no aplica Desvíos peajes de generadores no aplica TSO no aplica Desvíos peajes de consumidores no aplica 16

17 Metodología de asignación Coste de TyD por niveles de tensión tarifarios II. Determinación del coste de transporte y distribución por niveles de tensión tarifarios Teniendo en cuenta información declarada por las empresas distribuidoras en Circular 1/2012 y 3/2012 de la CNMC: En particular, se considera: NT0 (tensiones no superiores a 1 kv): los costes de las líneas de baja tensión, así como los costes de los centros de transformación. NT1 (tensiones mayores de 1 kv y no superiores a 36 kv): los costes de las líneas de media tensión, así como los de las subestaciones alta/media tensión. NT2 (mayores de 36 kv y no superiores a 72,5 kv) NT3 (mayores de a 72,5 kv y no superiores a 145 kv): los costes de las líneas de alta tensión, así como los de las subestaciones de transporte /alta tensión y los de las subestaciones alta tensión/alta tensión. Coste de transporte Coste de distribución NT4 NT3 NT2 NT1 NT0 Coste de redes de 2014 a recuperar por nivel de tensión tarifario (miles ) % de coste sobre total 100,0% 9,43% 9,72% 44,77% 36,08% 17

18 Metodología de asignación Asignación costes de TyD entre potencia y energía III.Asignación de los costes de transporte y distribución, desglosados por niveles de tensión tarifarios, entre los términos de potencia contratada y de energía consumida de los peajes de transporte y distribución de los consumidores Relación objetivo: basada en la ejecución del MRR Coste de transporte Coste de distribución NT4 NT3 NT2 NT1 NT0 Total Coste a recuperar por nivel de tensión tarifario (M ) % de coste sobre total 100,0% 9,43% 9,72% 44,77% 36,08% % de coste a recuperar a través del término de potencia 75% 75% 75% 75% 100% 82% Coste de cada nivel de tensión tarifario a recuperar a través del término de potencia (miles ) Coste a recuperar por nivel de tensión tarifario a través del término de energía (miles ) Coste de cada nivel de tensión tarifario a recuperar a través del término de energía (miles ) 25% 25% 25% 25% 0% 18%

19 Metodología de asignación Términos de facturación de la Potencia Contratada IV. Obtención de los términos de facturación de la potencia contratada en los peajes de TyD de los consumidores 1) Asignación del coste de cada nivel de tensión por periodo El coste de TyD de cada nivel de tensión se asigna por periodo horario teniendo en cuenta el número de horas de cada periodo horario que participan en la punta Se define el número de horas de punta como el 10% de las horas del año, esto es, 876 horas. Periodo transitorio: Primer año de aplicación horas. Este parámetro se iría reduciendo progresivamente hasta alcanzar al final del periodo regulatorio el número de horas de punta objetivo (876). Propuesta CNMC Asignación del coste del nivel de tensión por periodo tarifario Nivel de Tensión Nivel de Tensión Periodo 0 Asignación considerando h ,9% 42,4% 42,3% 42,1% 42,1% ,5% 21,2% 20,8% 21,0% 22,9% ,5% 19,3% 20,1% 20,5% 19,4% ,5% 13,7% 14,0% 13,5% 12,1% ,1% 1,2% 1,2% 1,3% 1,6% ,5% 2,2% 1,7% 1,6% 2,0% TOTAL 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

20 Metodología de asignación Términos de facturación de la Potencia Contratada IV. Obtención de los términos de facturación de la potencia contratada en los peajes de TyD de los consumidores 1) Asignación del coste de cada nivel de tensión por periodo MW hi, H C TD TD p i, p Ci * Participación de cada periodo en las horas de mayor demanda del NT4 P1 P2 P3 P4 P5 P6 Periodo 1 38,3% Periodo 2 29,0% Periodo 3 17,3% Periodo 4 9,6% Periodo 5 1,5% Periodo 6 4,3% horas 20

21 Metodología de asignación Términos de facturación de la Potencia Contratada IV. Obtención de los términos de facturación de la potencia contratada en los peajes de transporte y distribución de los consumidores 2) Asignación del coste de cada nivel de tensión y periodo horario por grupo tarifario La asignación se realiza teniendo en cuenta un modelo simplificado de red, teniendo en cuenta que la red se diseña para atender a la potencia demandada por los consumidores conectados en el propio nivel de tensión y en niveles de tensión inferiores TD, NTj TD i C i, p Ci, p * j, p G 4 NT 4 Pérdidas w E 4,D 4 3 w 4 2 w G 3 NT 3 Pérdidas E 3,D w w 3 1 G 2 Modelo de red simplificado NT 2 Pérdidas E 2,D 2 w 2 1 G 1 NT 1 Pérdidas E 1,D 1 w 1 0 G 0 NT 0 Pérdidas E 0,D 0 21

22 Metodología de asignación Términos de facturación de la Potencia Contratada V. Términos de facturación de la potencia contratada en los peajes de transporte y distribución de los consumidores 2) Asignación coste de cada nivel de tensión y periodo horario por grupo tarifario El coste correspondiente al NT0 será recuperado por los consumidores conectados a ese nivel de tensión El coste de cada periodo correspondiente al NT1 será recuperado a través de los consumidores conectados en el NT1 y en el NT0 en la proporción que les corresponda y así sucesivamente Nivel de tensión tarifario NT0 NT1 NT2 NT3 NT4 i j, P Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 0 0, p 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1, , p 0,258 0,357 0,390 0,395 0,396 0, , p 0,742 0,643 0,610 0,605 0,604 0, , p 0,086 0,106 0,108 0,112 0,123 0, , p 0,236 0,319 0,348 0,351 0,347 0, , p 0,678 0,575 0,544 0,538 0,530 0, , p 0,043 0,060 0,055 0,059 0,074 0, , p 0,042 0,049 0,053 0,055 0,058 0, , p 0,236 0,318 0,348 0,350 0,344 0, , p 0,679 0,573 0,544 0,536 0,524 0, , p 0,083 0,103 0,083 0,085 0,135 0, , p 0,016 0,021 0,018 0,019 0,023 0, , p 0,044 0,052 0,053 0,054 0,056 0, , p 0,221 0,294 0,330 0,332 0,311 0, , p 0,636 0,530 0,516 0,509 0,475 0,643 Nivel de Tensión Periodo TOTAL

23 Metodología de asignación Términos de facturación de la Potencia Contratada V. Obtención de los términos de facturación de la potencia contratada en los peajes de transporte y distribución de los consumidores 2) Asignación coste de cada nivel de tensión y periodo horario por grupo tarifario Nivel de tensión tarifario Asignación Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 NT0 NT NT1 NT NT NT NT2 NT NT NT NT3 NT NT NT NT NT NT4 NT NT NT

24 Metodología de asignación Términos de facturación de la Potencia Contratada VI. Términos de facturación de la potencia contratada en los peajes de transporte y distribución de los consumidores 3) Determinación de los términos de potencia del peaje de transporte y distribución por periodo horario para cada grupo tarifario Nivel de tensión tarifario Coste a recuperar con cargo al término de potencia de los peajes en cada periodo horario (miles ) Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 NT NT NT NT NT Nivel de tensión Potencia contratada por periodo horario (MW) tarifario Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 NT NT NT NT NT Nivel de tensión tarifario Coste unitario a recuperar con cargo al término de potencia de los peajes en cada periodo horario ( /kw año) Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 NT0 11,3651 5,9217 3,3948 2,5643 0,2973 2,5196 NT1 14, , ,1348 6,9128 0,6722 0,5010 NT2 11,5947 6,9366 6,4190 4,2665 0,4929 0,3778 NT3 8,5839 5,1954 4,1441 2,8163 0,3866 0,3716 NT4 9,9263 5,9552 3,9134 2,3950 0,5000 0,

25 Metodología de asignación Determinación del término de energía VI. Asignación del coste que se recupera mediante un cargo por energía De forma análoga a la determinación de los términos de potencia la metodología consta de las siguientes fases: Asignación del coste de TyD a recuperar por energía de cada nivel de tensión por periodo horario Asignación del coste de TyD a recuperar por energía de cada nivel de tensión y periodo horario por grupo tarifario Determinación de los términos de energía de los peajes de TyD Aspectos diferenciales: Se utilizan balances de energía por periodo horario 25

26 Metodología de asignación Asignación del coste de la gestión comercial VII. Asignación del coste de gestión comercial Termino unitario por consumidor Coste GC N º clientes ,98 Grupo tarifario Nº clientes (A) Coste unitario por cliente y año ( ) (B) Cotes asignado al peaje (miles ) (A) * (B) 2.0 TD , , TD , , TD ,98 2,8 3.0 TD , ,9 6.1 TD ,98 208,6 6.2 TD ,98 3,2 6.3 TD 429 1,98 0,8 6.4 TD 536 1,98 1,1 Total , Grupo tarifario Coste de transporte y distribución a recuperar por el término de potencia (miles ) Cotes de gestión comercial asignado al peaje (miles ) Coeficiente de proporcionalidad Peaje de comercialización ( /kw y año) término de potencia del peaje de T&D * (C) (A) (B) (C) = [ (B) / (A) ] P1 P2 P3 P4 P5 P6 2.0 TD ,711% 0, TD ,711% 0, TD ,711% 0, TD ,214% 0, , , TD ,020% 0, , , , , , TD ,003% 0, , , , , , TD ,002% 0, , , , , , TD ,001% 0, , , , , , Total ,094% 26

27 Facturación media ( /MWh) resultante. Año ,00 Metodología de asignación Facturación media 50,00 50,69 42,72 40,00 c /kwh 30,00 41,89 26,52 31,33 29,17 26,44 27,08 35,21 23,35 20,00 10,00 0,00 8,05 21,78 25,92 4,36 4,94 6,89 19,13 24,12 21,79 3,90 4,61 4,61 19,78 7,30 17,80 13,02 8,55 4,40 4,78 4,14 5,77 5,63 2.0A 2.0 DHA 2.0 DHS 2.1A 2.1 DHA 2.1 DHS 3.0A 3.1 A BT (Pc<15 kw) BT (Pc>15 kw) MT 2,90 2,87 AT 5,63 Transporte Distribución Gestíón Comercial 27

28 Metodología de asignación Composición por concepto de coste Composición por concepto de coste. Año % 90% 80% 70% 52% 50% 60% 83% 82% 83% 82% 82% 83% 82% 73% 73% c /kwh 50% 100% 40% 30% 20% 48% 50% 10% 16% 16% 16% 16% 17% 16% 17% 27% 27% 0% 2.0A 2.0 DHA 2.0 DHS 2.1A 2.1 DHA 2.1 DHS 3.0A 3.1 A BT (Pc<15 kw) BT (Pc>15 kw) MT AT Transporte Distribución Gestíón Comercial 28

29 Composición por término de facturación. Año % Metodología de asignación Composición por término de facturación 90% 11% 16% 10% 13% 18% 11% 23% 20% 30% 29% 31% 31% 80% 70% 60% c /kwh 50% 40% 89% 84% 90% 87% 82% 89% 77% 80% 70% 71% 69% 69% 30% 20% 10% 0% 2.0A 2.0 DHA 2.0 DHS 2.1A 2.1 DHA 2.1 DHS 3.0A 3.1 A BT (Pc<15 kw) BT (Pc>15 kw) MT AT Término de Potencia Término de Energía 29

30 Índice 1. Competencias de la CNMC en el establecimiento de peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad 2. Metodología de asignación de los costes de transporte y distribución de electricidad 3. Metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas 30

31 Funciones de la CNMC Directiva 2009/73/CE y Reglamento (CE) 715/2009: Las autoridades regulatorias tendrán, entre otras competencias, la de establecer o aprobar, de conformidad con criterios transparentes, las tarifas de transporte o distribución, o sus metodologías velando porque no sean discriminatorias y no haya subvenciones cruzadas entre las actividades de transporte, distribución, almacenamientos, GNL y suministro. Ley 3/2013 artículo 7.1.d), es función de la CNMC: Establecer mediante Circular, siguiendo criterios de eficiencia económica, transparencia, objetividad y no discriminación, la metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas. A comienzos de 2014 se remitió a los miembros del Consejo Consultivo de Hidrocarburos la propuesta de Circular de la CNMC por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes y cánones de acceso a las infraestructuras gasistas. 31

32 Gracias por su asistencia.