NUEVO MARCO REGULATORIO PARA LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA

Transcripción

1 NUEVO MARCO REGULATORIO PARA LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA Carlos Solé Martín Director de Energía Eléctrica Comisión Nacional de Energía Barcelona, 24 de octubre de 2008

2 Índice 1 Concepto 2 Distribuidores 3 Marco Legal Ley 54/ Antiguo Esquema Retributivo 5 Nueva Metodología retributiva 6 Conclusiones 2

3 1. - Concepto La actividad de distribución es aquella que tiene por objeto principal la transmisión de energía eléctrica desde las redes de transporte hasta los puntos de consumo en las adecuadas condiciones de calidad. Transitoriamente, la actividad de distribución incluye la venta de energía eléctrica a tarifa La red de distribución de energía eléctrica está constituida por las líneas eléctricas de tensión inferior a 220 kv, salvo aquellas que se consideren incluidas en la red de transporte Subestaciones AT/MT (MVA): Centros de Transformación MT/BT (MVA): BT MT AT Líneas (km) La retribución de la distribución se fija administrativamente Retribución 2008 = millones de euros 3

4 2.- Distribuidores Mercado distribución Español Viesgo Unión Fenosa Hidrocantábrico Grupo Endesa Iberdrola Iberdrola Viesgo Grupo Endesa Viesgo Unión Fenosa Viesgo Grupo Endesa Unión Fenosa Iberdrola Iberdrola Unión Fenosa - Iberdrola Iberdrola Iberdrola Grupo Endesa Iberdrola Iberdrola Grupo Endesa Alrededor de 320 pequeñas distribuidoras (2,5% de la energía) 5 grandes distribuidoras Iberdrola y Endesa tienen una cuota del 76% Consumo total 260 TWh (2007) En Mercado 78 TWh Consumidores En energía representa: 26,5 Millones T<1 kv 1kV T<36 kv 36 kv T<72,5 kv 72,5 kv T<145 kv T>145 kv 48,5% 31,6% 7,7% 3,9% 8,3% 4

5 3.- Marco Legal de la Distribución en España Ley 54/1997 del Sector Eléctrico Principios básicos de la regulación de la distribución: υ Monopolio natural (Exposición de motivos) υ Actividad regulada (Art. 11) υ Retribución establecida reglamentariamente (Art. 16) υ Autorización de las instalaciones de distribución (Art. 40) υ Acceso a la red distribución (Art. 42) υ Pago por uso Peaje (Art. 17 y Art. 18) 5

6 3.- Marco Legal de la Distribución en España 3 COLECTIVOS DE EMPRESAS GRANDES DISTRIBUIDORES NUEVOS DISTRIBUIDORES PEQUEÑOS DISTRIBUIDORES REGIMEN RETRIBUTIVO GENERAL TRANSICION HACIA REGIMEN RETRIBUTIVO GENERAL 6

7 4.- Antiguo Esquema Retributivo A) Grandes Distribuidores: R. General (1) R t = R t-1 *(1+IPC-X)*(1+D*EF) IPC: tasa de inflación D: Crecimiento demanda X: Productividad EF: factor de eficiencia R incluye Distribución y Gestión Comercial y debe recoger: I y O&M Instalaciones Reales I y O&M Instalaciones Teóricas Energía Circulada Incentivos Pérdidas y Calidad 7

8 4.- Antiguo Esquema Retributivo A) Grandes Distribuidores: R. General (2) R t (Distribución) se reparte entre las empresas: Porcentajes del MLE (1997) Porcentajes de la red de Referencia G.ENDESA 45,58% 38,26% 38,87% 43,72% 43,60% 40,12% 40,12% 40,12% 40,05% 40,05% 40,03% 44,44% IBERDROLA 36,56% 39,14% 39,05% 37,25% 37,30% 36,94% 36,94% 36,94% 36,88% 36,88% 36,34% 33,67% U.FENOSA 15,40% 18,47% 18,16% 16,17% 16,22% 16,92% 16,92% 16,92% 16,90% 16,89% 16,91% 15,67% H.CANTABRICO 2,46% 4,13% 3,92% 2,86% 2,89% 3,20% 3,20% 3,20% 3,18% 3,18% 3,45% 3,19% VIESGO 2,82% 2,82% 2,82% 3,00% 2,99% 3,27% 3,03% 8

9 4.- Antiguo Esquema Retributivo B) Pequeños Distribuidores Hasta 2008: Retribución basada en diferencia de tarifas Acceso voluntario al Régimen General Acceso obligatorio si crecimiento de mercado supera límites establecidos reglamentariamente En el futuro: Mismo tratamiento que grandes distribuidores C) Nuevos distribuidores Régimen General 9

10 4.- Antiguo Esquema Retributivo No se contemplaba la mejora de la Calidad de Servicio ni la reducción de pérdidas Las empresas distribuidoras pequeñas tenían un sistema retributivo propio, distinto al régimen general No se controlaban las inversiones, ni la naturaleza de las mismas (no se vinculaban los esfuerzos inversores en la actividad con la retribución). No existían incentivos claros para el desarrollo adecuado de la actividad. No se contemplaba el efecto de la normativa local y autonómica, en el ámbito de sus competencias (diferencias regionales). Asimetría de información entre empresas y reguladores... 10

11 5.- Nueva Metodología Retributiva Real Decreto 222/2008, de 18 de febrero Nueva metodología retributiva para la actividad de distribución. Su desarrollo se viene realizando desde el año 2001, con trabajos realizados con los agentes implicados. Circulares que captan información de las empresas distribuidoras y permiten supervisar la actividad. Modelo de red de referencia en versiones incremental y base cero que permiten obtener señales sobre la adaptación de las redes de distribución a las necesidades de los territorios y evaluar impactos de decisiones regulatorias (Fe, incrementos en calidad, etc). Procedimientos de operación básicos de las redes de distribución. (Distribution codes) Sistema de supervisión de redes EVEREST, que implanta y cruza información regulatoria de costes, información contable, planificación de inversiones e inventarios de redes. Modelo de red de referencia operado y desarrollado por el REGULADOR (se permiten pruebas a las empresas distribuidoras). REDUCCION DE ASIMETRIA DE INFORMACION ENTRE AGENTE REGULADO Y REGULADOR 11

12 5.- Nueva Metodología Retributiva Se evoluciona individualmente la retribución de cada agente en base a las circunstancias individuales de sus territorios Empresa Factor de eficiencia Calidad de servicio Incentivos a reducción de pérdidas [ ] i i i i i i Rn + = 1 R n 1 IPCn + 1 X Yn + 1 Q + n P n Año Remuneración Costes reconocidos por incremento de actividad Incremento previsto en el índice general de precios 12

13 5.- Nueva Metodología Retributiva Incentivos a mejora en la calidad de servicio, avanzando en la misma línea de establecer incentivos en las mejores prácticas observadas en Europa Q i n 1 i i i i i i i i i = 0,03 Rn 1 ( βu X U, n 1 + β SU X SU, n 1 + β RC X RC, n 1 + β RD X RD, n 1 ) Q n-1i, incentivo o penalización a la calidad del servicio a la empresa distribuidora i en el año n asociado al grado de cumplimiento durante el año n-1 de los objetivos establecidos para los índices de calidad de servicio. i β Z X TIEPI 1 TIEPI Z NIEPI + NIEPI Z = Z REAL, n 1 Z REAL, n 1 Z, n 1 1 OBJETIVO, n 1 OBJETIVO, n 1 factor de ponderación de la zona Z a efectos del incentivo de calidad para la empresa distribuidora i i Qn 1, tomará valores que podrán oscilar entre el ±3 % de i R n 1 Los valores X zona, n-1 no podrán ser positivos si los valores de TIEPI o NIEPI superasen los valores objetivo para esa zona. Los valores X zona, n-1 no podrán ser mayores de 1 y menores de

14 Sistema de supervisión EVEREST Permite gestionar la información de los datos de redes, de los mercados sumnistrados, de los costes, verificando la coherencia interna de toda la información. Permite consultar todos y cada uno de los formularios (datos homogéneos), a través de consultas desarrolladas sobre Oracle Discoverer. Permite alimentar con datos técnicos al Modelo de Red de Referencia. Permite mantener la información regulatoria de costes Permite dar soporte al plan de inversiones de distribución en el periodo regulatorio 14

15 Sistema de supervisión EVEREST Consumidores 15

16 Sistema de supervisión EVEREST Consumidores Todos los clientes de Cataluña con sus características técnicas 16

17 Sistema de supervisión EVEREST Consumidores 17

18 Sistema de supervisión EVEREST Consumidores 18

19 Sistema de supervisión EVEREST Consumidores NACIONAL Suma de Energia Anual Consumida [kwh] # de Cups Promedio consumo [kwh/cliente] Clientes de alta tensión , ,18 Clientes de media tensión , ,27 Clientes de baja tensión , ,93 Total , ,39 CATALUÑA Datos provisionales de Suma de energía anual consumida [kwh] # Cups Promedio consumo [kwh/cliente] Clientes de alta tensión ,43 Clientes de media tensión ,33 Clientes de baja tensión ,92 Total ,68 19

20 Sistema de supervisión EVEREST Líneas de distribución Circular 1/2006 (BOE 31 de marzo de 2006) 20

21 Sistema de supervisión EVEREST Líneas de distribución 21

22 Sistema de supervisión EVEREST Líneas de distribución - Barcelona Desde

23 Sistema de supervisión EVEREST Centros de transformación 23

24 Centros de transformación 24

25 Sistema de supervisión EVEREST Centros de transformación 25

26 Nueva Metodología Retributiva. Herramientas Centros de transformación Sistema de supervisión EVEREST

27 Sistema de supervisión EVEREST Subestaciones de distribución 27

28 Sistema de supervisión EVEREST Máquinas en los parques de las subestaciones 28

29 Sistema de supervisión EVEREST Subestaciones de distribución Subestaciones de distribución 29

30 5.- Nueva Metodología Retributiva Sistema de supervisión EVEREST Elementos de protección 30

31 Sistema de supervisión EVEREST Subestaciones de transporte 31

32 Sistema de supervisión EVEREST Conectividad De todos los clientes se conoce el elemento de la red donde se encuentran físicamente conectados 32

33 Sistema de supervisión EVEREST Ejemplo de clientes, redes y centros de transformación 33

34 5.- Nueva Metodología Retributiva. Herramientas Sistema de supervisión EVEREST Ejemplo de fronteras 34

35 Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional (MRRSEN) Base Resultados Localización y caracterización de la demanda Catálogo de instalaciones Minimiza el trinomio (Inversión, Costes de operacion y pérdidas) Sujeto a Requisitos normativos de calidad de servicio Instalaciones y localización BAJO DIFERENTES HIPOTESIS Instalaciones en distintos escenarios 35

36 Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional (MRRSEN) Que hace el modelo de red de referencia? Considera la demanda, las instalaciones de transporte y otras restricciones Callejero Transmission substation High voltage customer Medium voltage customer Low voltage customer 36

37 Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional (MRRSEN) Base Cero: diseña una red completa que conecta los clientes a la red de transporte de electricidad, considerando restricciones técnicas y principios de planificación óptima. Incremental: diseña una expansión de la red que satisfaga los incrementos horizontales y verticales de demanda, dada la red actual y considerando restricciones técnicas y principios de planificación óptima. 37

38 Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional (MRRSEN) Base cero Subestación Clientes media tensión Clientes baja tensión Líneas de baja tensión Líneas de media tensión Clientes media tensión 38

39 Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional (MRRSEN) Módulo incremental Nuevos clientes Nuevas líneas de baja tensión Nuevas líneas de media tensión Cierre anillo en red preexistente 39

40 Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional (MRRSEN) 40

41 Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional (MRRSEN) 41

42 Aspectos Económicos Información regulatoria de costes Información derivada de la contabilidad financiera. Tres dimensiones: por Centro de Coste (CECO), por tipo de activo y por provincia. Criterios homogéneos Inventario de activos Detalle del inmovilizado de la empresa Planes de negocio en los siguientes años 42

43 Información Regulatoria de Costes. Cada CECO, puede llegar a ser desglosado hasta en tres dimensiones. o o o OPEX suma de los gastos de operación directamente o indirectamente con la actividad ordinaria de distribución (mantenimiento, operación, ) GFA (Gastos Financieros y Asimilables) suma de costes de naturaleza financiera asignado a cada CECO. Ingresos correspondientes a algunos CECOS, 43

44 Información Regulatoria de Costes. Inmovilizado de distribución: Cada activo debe ser declarado por tipo de inmovilizado, su amortización acumulada como el flujo correspondiente a cada año y las correspondientes subvenciones. 44

45 Información Regulatoria de Costes Cada empresa debe estimar sus incrementos de mercado para los próximos cuatro años y programar las inversiones que necesita para dicho incremento de mercado Descripción de los Incrementos de mercado estimados 45

46 Información Regulatoria de Costes. Descripción de los Incrementos de mercado estimados 46

47 Información Regulatoria de Costes. Planes de inversión en distribución por empresa para cada año, en inmovilizado material, para satisfacer dichos incrementos de mercado Desglosado por Empresa, Provincia, y Tipo de Instalación (CINI) 47

48 Ejemplo de utilización MRRSEN incremental: conexión a la red de nueva demanda A partir de los datos declarados por cada una de las empresas, se modela su red real y se calcula un flujo de cargas posible desde la red de transporte a cada uno de los clientes. Situación inicial Inmovilizado 132kV SSEE 1 ST1 CAT2 A B Nudo topológico CAT1 ST2 TP1 66kV SSEE2 Inmovilizado A kV 20kV GD2 GD1 NA B Pérdidas CCTT1 CCTT2 CBT3 CCTT3 CBT5 Pérdidas A 9,81 kwh GD3 CBT1 CBT2 Reconectador Seccionador CBT4 CBT6 B 30,86 kwh 48

49 Ejemplo de utilización MRRSEN incremental: conexión a la red de nueva demanda A partir de los datos declarados por cada una de las empresas, se modela su red real y se calcula un flujo de cargas posible desde la red de transporte a cada uno de los clientes. Situación inicial Inmovilizado 132kV SSEE 1 ST1 CAT2 A B Nudo topológico CAT1 ST2 TP1 66kV SSEE2 Inmovilizado A kV 20kV GD2 GD1 NA B Pérdidas CCTT1 CMT1 CCTT2 CBT3 CCTT3 CBT5 Pérdidas A 9,81 kwh GD3 CBT1 CBT2 Reconectador Seccionador CBT4 CBT6 B 30,86 kwh 49

50 Ejemplo de utilización MRRSEN incremental: conexión a la red de nueva demanda A partir de los datos declarados por cada una de las empresas, se modela su red real y se calcula un flujo de cargas posible desde la red de transporte a cada uno de los clientes. ST1 A B ST2 Inmovilizado 132kV SSEE1 CAT2 Nudo topológico CAT1 66kV TP1 SSEE2 Inmovilizado A Pérdidas GD2 20kV CCTT1 GD1 CMT1 CCTT2 CBT3 NA 15kV CCTT3 CBT5 B Pérdidas A 9,81 kwh GD3 CBT1 CBT2 Reconectador Seccionador CBT4 CBT6 B 30,86 kwh 0,78 kwh 31,64 kwh 50

51 Ejemplo de utilización MRRSEN incremental: conexión a la red de nueva demanda A partir de los datos declarados por cada una de las empresas, se modela su red real y se calcula un flujo de cargas posible desde la red de transporte a cada uno de los clientes. ST1 A B ST2 Inmovilizado 132kV SSEE1 CAT2 Nudo topológico CAT1 66kV TP1 SSEE2 Inmovilizado A Pérdidas GD2 20kV CCTT1 GD1 CMT1 CCTT2 CBT3 NA 15kV CCTT3 CBT5 B Pérdidas A 9,81 kwh 0,32 kwh 10,13 kwh GD3 CBT1 CBT2 Seccionador Reconectador CBT4 CBT6 B 30,86 kwh 51

52 6.-Conclusiones Una mejora relevante en la regulación la actividad de distribución Esquema retributivo Regulación de la actividad (normativa, seguimiento y control) Esquema Retributivo Importante avance en diciembre de 2007 (ruptura de la bolsa única) Nueva metodología de retribución (Real Decreto 222/2008 de 18 de febrero) Planes de expansión de la actividad Reconocimiento de costes eficientes Incorporación de incentivos de calidad y pérdidas y desvíos sobre previsiones Herramientas del regulador Información regulatoria de costes Modelo de red de referencia Revisión de los desarrollos reales y los costes incurridos (periodo regulatorio) 52

53 6.- Conclusiones Regulación de la actividad (normativa, seguimiento y control) Desarrollo de los procedimientos de operación de la actividad Delimitación de responsabilidades de las empresas Seguimiento y control de los planes anuales Integración y coordinación del desarrollo del transporte y la distribución Tratamiento de las decisiones individuales de las Administraciones Locales (Comunidades Autónomas) en el ejercicio de sus competencias 53

54 6Conclusiones Características de la regulación Transparencia Estabilidad Predictibilidad Incentivos adecuados 54

55 FINAL DE LA PRESENTACIÓN