Taller sobre Contratación del Suministro eléctrico

Transcripción

1 Asociación de Consumidores de Electricidad A.C.E. Taller sobre Contratación del Suministro eléctrico

2 Qué es A. C. E.? ACE A.C.E. Asociación de Consumidores de Electricidad Representante de Pequeños y Medianos Consumidores con elevado consumo de energía. (no estrictamente Pymes). Más de empresas de forma directa y a través de Convenios con Asociaciones Territoriales y Sectoriales. 25 TWh anuales

3 Gestión directa de energía En 2014 estamos gestionando de forma directa: GWh / año de consumo MW de potencia puntos de consumo. 700 millones de de facturación. Nuestra filosofía Ser socios de nuestras empresas, contribuyendo con ellas a crear valor

4 ACE en el sector eléctrico Representantes de pequeños y medianos consumidores en el Consejo Consultivo de la Comisión Nacional de la Energía desde su constitución en 1996, hasta la actualidad. (CNMC desde octubre de 2013) Miembros del Comité de Agentes del Mercado Ibérico de Electricidad OMIE, desde enero de 2010.

5 Componentes regulados

6 La clave del problema Potencia instalada a 31/12/2013 ( MW)

7 La clave del problema Demanda máxima 2013 ( MW)

8 Componentes del precio de nuestros asociados 100% 80% Componentes del precio por tarifa de acceso 38% 34% 35% 60% 40% 20% 0% 62% 66% 65% 3.0A 3.1A 6.1 Energía Peaje (Fuente: Datos propios) Tarifa Energía Peaje 3.0A 62% 38% 3.1A 66% 34% % 35%

9 La tarifa de acceso por nivel de tensión Nº suministros Tarifa Coste peajes A (BT) 68, A < 450 KW 57, , , , ,48 Fuente: Memoria económica Orden de Peajes 2014)

10 Componentes de la tarifa de acceso ,45% 7,91% 20,40% 43,78% 25,22% Transporte Distribución Régimen Especial Déficit Interrumpibilidad

11 Evolución tarifa de acceso 2009 / ,00 70, ,00 60,00 55,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 58,20 53, ,70 54,40 46,61 47,40 43,66 36,59 61,85 50,00 51,00 52,02 32,30 32,30 32,90 33,56 30,10 26,67 67,23 68,84 +48% 55,62 57,07 +56% 35,50 36,42 +37% 3.0 A ene e-09 abr r-09 jul-09 oct t-09 ene e-10 abr r-10 jul-10 oct t-10 ene e-11 abr r-11 jul-11 oct t-11 ene e-12 abr r-12 jul -12 oct t-12 ene e-13 abr r-13 jul-13 oct t-13 ene e-14

12 Situación actual de la Distribución (Siguen pendientes de aprobación los POD) Contrato de acceso a la red ATR Lagunas de procedimiento, para contratar ATR. Situaciones de posición de dominio del Comercializador de zona. Calidad de suministro y calidad de producto. Necesidad de atención técnica especializada, distribuidor-cliente. Nuevas acometidas y aumentos de potencia. Enormes problemas para conseguir interlocución directa con el gestor de la red. (Depende de un grupo con actividades verticalmente integradas).

13 Propuestas para la Distribución Crear una empresa gestora de la red de Distribución equivalente al modelo de Red Eléctrica que actúe con criterios de neutralidad, independencia y transparencia. Dotar a la Administración de los medios e información suficiente para que determine con exactitud en qué casos es imprescindible la construcción de nuevas infraestructuras, y que utilidad se está haciendo de las actuales. La Administración ha de tener un conocimiento exhaustivo de la situación real de la Distribución.

14 Déficit de Tarifa. Evolución Fuente: BOE, CME, UNESA y propuesta de la Orden de Tarifas

15

16 80 Mercado Mayorista Evolución OMEL 58,34 40,,71 38,31 37,20 36,97 36,82 34,62 34,68 35,87 35,78 32,39 30,43 29,06 27,68 19,63 27,42 25,88 18,17 17,12 26,67 26,44 70,22 68,53 59,00 56,18 56,28 68,19 70,10 73,03 69,77 66,53 57,11 49,93 37,28 40, 12 42,91 42,94 46,44 42,67 40,94 46,35 41,19 48,03 46,60 45,45 48,90 50,00 50,82 53,53 58,47 57,46 48,38 50,07 51,06 53,48 47,56 41,21 43,58 53,50 50,29 49,34 47,59 45,68 42,07 41,73 50,50 45,04 33,62 43,45 40,87 51,16 48,09 50,20 51,50 41,81 42,41 50,95 48,21 49,91 58,89 55,12 50,33 63,

17 Mercados de Futuros 57,00 Evolución OMIP ,84 54,,86 55,06 55,52 54,333 55,00 53,00 52,55 51,73 50,59 50,51 49,20 48,23 48,05 48, 82 50,34 50,47 51,39 49,56 48,72 48,16 47,02 48,41 48, 47,98 47,91 47,71 47,96 47,80,85 51,00 49,00 47,00 45,00

18 Mercados de Futuros Evolución OMIP ,00 54,47 52,78 51,96 50,82 50,74 49,43 48,46 48,28 49,05 50,57 50,72 51,64 50,21 49,50 48,25 7,33 48,62 48,23 48,25 48,05 48,07 48,00 48,94 55,00 53,00 51,00 49, ,00 45,00

19 Evolución Precio Horario Final /MWh Precio horario final medio. Demanda nacional ,22 59,57 57, ,97 48,88 46, Mercado diario Precio Horario Final

20 Evolución Costes Operación del Sistema /Mwh Evolución precio medio repercutido a la demanda de Costes OS

21 Origen de la energía Energía diaria por tecnologías en el sistema eléctrico español Nov Oct 2014

22 Mercados europeos Precios medios trimestrales Europex Periodo del 01/10/2013 al 16/11/2014

23 Intercambios internacionales Energía total de importaciones y exportaciones Noviembre 2013 Octubre 2014

24 Mercado Minorista Evolución del número de comercializadores: /12/ /12/ /12/ /09/2014

25 Cuotas mercado minorista primer semestre ,9% 0,6% 0,5% 0,4% 0,1% 0,9% 0,6% 14% 1,3% 3,0% 1,4% 33% ENDESA 1,9% 1,9% 22% IBERDROLA 4,0% 9,3% 4,0% 14,1% 22,0% 33,0% 14,1% GAS NATURAL FENOSA 9,3% GRUPO EDP 4,0% FORTIA 4,0% E.ON 1,9% VILLAR MIR 1,9% ACCIONA 1,4% AXPO 1,3% GDF SUEZ 0,9% NEXUS 0,9% AUDAX 0,6% FACTOR ENERGIA 0,6% FENIE 0,5% SOLVAY 0,4% CEPSA 0,1% TOTAL GAS 3,0% OTROS (Cuotas < 0,1%)

26 Situación Mercado Minorista El 80% de la cuota está en manos de las 5 empresas integradas. 170 empresas han de repartirse el 3 % de la cuota. La mayoría de las grandes utilities extranjeras han abandonado la comercialización de energía eléctrica en España salvo las que han comprado empresas españolas integradas. (ENEL, EDP, EON) Se compite contra una Tarifa (PCPV), aparentemente deficitaria. A pesar de todo, estamos inundados de ofertas con descuentos maravillosos sobre no sé sabe qué. Proponemos la prohibición ió de alteración del precio de la Tarifa de Acceso. (Para evitar situaciones de fraude)

27 Gestión de Compra Mercado Spot (antes OMEL) Mercado de Futuros The Iberian Energy Derivatives Exchange

28 Mercado spot

29 Mercado spot 20 de noviembre de Precio horario del mercado diario 12 h Fuente: e es Resultados del mercado

30 Mercado spot 20 de noviembre de Curvas agregadas de oferta y demanda Fuente: es Resultados del mercado

31 Mercado spot Evolución Precio Medio diario OMIE ,00 70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0

32 Mercado de futuros 18 h Fuente: pt/omip

33 Mercado de futuros Cotizaciones OMIP Settlement * Price Date Instrument Hours /MWh 18/11/2014 FTB D We19Nov ,81 18/11/2014 FTB D Th20Nov ,63 18/11/2014 FTB D Fr21Nov ,63 18/11/2014 FTB D Sa22Nov ,45 18/11/2014 FTB D Su23Nov ,85 18/11/2014 FTB WE 22Nov ,15 18/11/2014 FTB Wk ,75 18/11/2014 FTB Wk ,13 18/11/2014 FTB Wk ,12 18/11/2014 FTB M Dec ,50 18/11/2014 FTB M Jan ,50 18/11/2014 FTB M Feb ,95 18/11/2014 FTB M Mar ,10 18/11/2014 FTB Q ,75 18/11/2014 FTB Q ,60 18/11/2014 FTB Q ,99 18/11/2014 FTB Q ,17 18/11/2014 FTB YR ,65 18/11/2014 FTB YR ,65 18/11/2014 FTB YR ,05 Fuente: pt/omip Donwloads: OMIPdaily - Última Sesión de Negociación

34 Mercado de futuros Cotizaciones OMIP Productos anuales: Year 15 (Cal 15) Year 16 (Cal 16) Productos trimestrales: Q1-15 Q2-15 Q3-15 Q4-15 Productos mensuales, diarios, de fin de semana, etc.

35 Mercado de futuros Cotizaciones OMIP 54,00 52,00 50,00 48,00 46,00 44,00 42,00 40,00 38,00 Cotización

36 Mercado de futuros Cotizaciones OMIP /MWh Evolución OMIP ene-13 abr-13 jul-13 oct-13 ene-14 abr-14 jul-14 oct-14 OMIP FTB YR-15 OMIP FTB YR-16

37 Mercado Spot VS Futuros Evolución OMIE-OMIP ,00 70,00 65,00 60, ,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5, ,00 51,00 50,00 49,00 48,00 47,00 46,00 45,00 44,00 OMIE - Mercado diario OMIP FTB YR-15

38 Información diaria Precios nuevos resultantes del mercado diario y últimos precios del mercado de futuros y mercado OTC 2015, Precios de los futuros de trimestres de 2015, QX- 15: Perfil de precios resultante del mercado diario (OMIE) para las 24 h del día de mañana.

39 Gestión de compra Precio Fijo Precio Variable Otros modelos os

40 Precio fijo Cierre de posiciones en mercados forward Evolución OMIP ,00 53,84 54,86 55,06 55,52 54,33 52,55 51,73 50,,59 50, 51 49,20 48,23 48,05 48,82 50,34 50,47 51,39 49,56 48,72 48,16 47,02 48,41 48,85 47,98 47,91 47,71 47,96 47,83 55,00 53,00 51,00 49,00 47,00 45,00

41 Precio fijo Características de la compra a precio fijo: Solicitud a comercializadoras. Periodo duración del contrato se recomienda coincida id con un producto natural (año natural o trimestres naturales). Evaluación en las mismas condiciones

42 Precio fijo. Solicitud Evolución OMIP ,00 48,41 48,85 47,98 47,91 53,84 54,86 55,06 55,52 54, 33 52,55 51,73 50,59 50,51 49,20 48,23 48,05 48,82 50,34 50,47 51,39 49,56 48,72 48,16 47,02 47,71 47,96 47,,83 55,00 53,00 51,00 49,00 47,00 45,00 Ofertas de compra a distintas comercializadoras

43 Precio fijo. Evaluación Desglose del precio fijo: Precio Peaje Precio comerciali energía -zadora energía con peaje Precio Impuesto energía eléctrico con peaje Regulados en BOE. Orden IET/107/2014, de 31 de enero 4.864% x

44 Precio variable Compra indexada a mercado spot. 17 de noviembre de Precio horario del mercado diario

45 Precio variable. Fórmula indexación Precio de la energía en cada hora: Precio de energía horario OMIE Resto de costes y peajes Precios Servicios Ajuste Pagos por capacidad Pagos a Operador de Sistema y de Mercado Pérdidas Margen comercializador Tasa Municipal Peaje energía.

46 Precio variable. Tipología de fórmulas Pass-Pool: Precio de energía horario OMIE Resto de costes y peajes Pass-Through: Fijados por el comercializador Precio de energía horario OMIE Servicios de ajuste Pagos por capacidad Pérdidas Según mercados y componentes regulados

47 Precio variable. Tipología de fórmulas Precio de la energía ((P OMIE + P SSCC + P capacidad+ P OS+ P OM )*Pérdidas + FEE )*Tasa+ ATR P OMIE: Precio horario resultante del mercado diario OMIE. PSSCC: Precio horario del mercado de restricciones y procesos del operador del sistema, también llamados servicios de ajuste o complementarios (Red Eléctrica de España). P capacidad: Pagos por capacidad regulados para cada periodo y tarifa por la Orden ITC/3353/2010 g p, g P OS: Pagos al operador del sistema, regulados en la Orden IET/107/2014. P OM: Pagos al operador del mercado, regulados en la Orden IET/107/2014. Pérdidas: Aplicación de los coeficientes de pérdidas en la red a los consumos por periodo. (Publicación mensual Red Eléctrica de España) FEE: Margen de comercialización. Tasa: Impuesto municipal aplicado a la electricidad 1.5% ATR: Término de energía regulado en los pajes de acceso Orden IET/107/2014.

48 Precio horario final medio de la demanda nacional Precio horario final medio de la demanda nacional Noviembre 2013 Octubre 2014

49 Precio variable 1) Precio horario del mercado eléctrico 20 de marzo de Precio horario del mercado diario Fuente: Resultados del mercado

50 63,64 Precio variable 1) Precio horario del mercado eléctrico Evolución OMIE 80 50,82 53,53 58,47 57,46 46,60 45,45 48,90 50,07 51,06 53,48 47,56,21 43,58 53,50 50,29 49,34 47,59 45,68 42,07,73 50,50 45,04 3,45,87 51,16 48,09 50,20 51,50,81 33,62 42,41 50,95 48,21 49,91 45,79 58,89 55, ,17 70,22 48,03 50,00 48,38 25, , 41 17,12 26,67 26,

51 Precio variable 2) Servicios complementarios o de ajuste Fuente:

52 Precio variable 2) Precio servicios complementarios o de ajuste Fuente:

53 Precio variable 2) Precio servicios complementarios o de ajuste Fuente: : Mercados MIBEL/Precio de la energía/precio medio horario/contratación libre

54 Precio variable 2) Precio servicios complementarios o de ajuste

55 Evolución Costes Operación del Sistema /Mwh / Evolución precio medio repercutido a la demanda de Costes OS

56 Precio variable 3) Pérdidas de red Península Ceuta, Melilla Canarias Baleares Por hora y tarifa de acceso

57 Otros modelos Modelo mixto (fijo-variable) Modelos Multiclick

58 Otros modelos Modelo mixto (fijo-variable) Precio fijo 50% Precio 50% variable Ejemplo 50-50

59 Otros modelos Modelos multiclick 57,00 Evolución OMIP 2015 Quiero un precio fijo 53,84 54,86 55,06 55,52 54,33 55,00 53,00 51,00 Compro ya? 50,59 50,51 49,20 48,23 48,05 48,82 50,34 50,47 49,56 48,72 48,16 47,02 48,41 48,85 51,73 51,39 52,55 49,00 47,00 45,00 Cómo evolucionará el mercado? 47,98 47,91 47,71 47,96 47,83

60 Otros modelos Modelos multiclick Construcción de un precio fijo a partir de varios cierres en distintos momentos Evolución OMIP ,00 55,00 53,00 51,00 49,00 47,00 45,00 53,84 54,86 55,06 55,52 54,33 52, ,73 50,59 50, ,20 48,23 48,05 48, ,34 50,47 51,39 49,56 48, ,16 47,02 48,41 48, 85 47,98 47,91 47,71 47,96 47,83 Se cierran % de consumos: 25% 25% 30% 20%

61 Otros modelos Modelos multiclick Pi=Ai + Pi *OMIP Pi: Coeficiente de perfilado por periodos del mercado a futuros Ai: Incluye Servicios de ajuste o complementarios, garantía de potencia, pérdidas, desvíos, margen comercial, ATR, Pagos a OS, OM OMIP: Precio medio ponderado de los cierres de energía (clicks) realizados por el cliente para el producto futuro en base.

62 Otros modelos Modelos multiclick Entre 4-8 clicks. Cierre del 100 % de la energía. Mínimo 8,8 GWh/clic (1MW anual).

63 Control del gasto y control técnico

64 Control del Gasto Facturación unificada y en formato electrónico. Posibilidad de factura única en función de necesidades Día único mensual de emisión de facturas y día único mensual de pago. Negociación de plazos de pago. Pagos por transferencia. Previsión mensual del gasto. Presupuesto anual, mensualizado y por punto de suministro. Revisión contable y detección de errores previos al pago. A través de informe mensual remitido al departamento Financiero.

65 Factura eléctrica Término de energía Término de potencia (Excesos de reactiva) (Excesos de potencia) Impuesto eléctrico Alquiler de equipos Negociable Control

66 Factura eléctrica Tarifas de baja tensión (U 1 kv) Tarifas de alta tensión (U > 1 kv) Tarifa 2.0 A: Tarifa simple 1 o 2 períodos horarios Potencia contratada 10 kw Tarifa 2.1 A: Tarifa simple 1o2períodos horarios Potencia contratada >10 kw y 15kW Tarifa 3.0 A: Tarifa general 3 períodos horarios Tarifa 3.1 A: Tarifa específica 3 períodos horarios Potencia contratada 450 kw Tarifas 6: Tarifas generales para alta tensión 6 períodos horarios 5 escalones de tensión

67 Cómo se factura la energía (kwh)? 3.0A

68 Cómo se factura la energía (kwh)? 3.1A

69 Cómo se factura la energía (kwh)? Tarifas de acceso P1 a P6 6.1 CALENDARIO PENÍNSULA Enero P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2 Febrero P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2 Marzo P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P3 P3 P3 P3 P3 P3 P4 P4 Abril P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 Mayo P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 1ª Junio P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P4 P3 P3 P3 P3 P3 P3 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 2ª Junio P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P2 P2 P2 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P2 P2 P2 P2 P2 Julio P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P2 P2 P2 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P2 P2 P2 P2 P2 Agosto P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 Septiembre P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P4 P3 P3 P3 P3 P3 P3 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 Octubre P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 Noviembre P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P3 P3 P3 P3 P3 P3 P4 P4 Diciembre P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2

70 Cómo se factura la potencia (KW)? Tarifas de acceso 1-2 períodos Coste fijo mensual. Se factura la potencia contratada Tarifas de acceso 3 períodos Se factura la potencia demandada (-15% +105%) Excesos: Penalización por demanda >105% contratada Más de 450 KW (tarifas de acceso 6 períodos) Coste fijo mensual. Se factura la potencia contratada Excesos por registros cuarto - horarios

71 Cómo se factura la energía reactiva? Factor de potencia de la instalación. Coseno de phi El consumo de reactiva ha de ser inferior al 33% del consumo de activa. Coseno igual o superior a 0,95. Para cosenos entre 0,80 y 0,95 recargo de 4,15 cent por unidad de reactiva (kvarh) que supere el 30%. Para cosenos inferiores a 0,80 recargo de 6,23 cent. No se contabiliza el consumo de reactiva en período valle. (P3 o P6). Necesidad de tener instalado equipo de corrección.

72 Control Técnico Control mensual de consumos y costes, de cada una de las facturas por punto de suministro: Consumos, evolución anual, comparativa mismo mes año anterior. Potencia. Demanda. Posibles excesos. Energía Reactiva Precio medio Deficiencias e c de suministro. st Errores e incidencias. Gestión de indemnizaciones por deficiencias en la calidad del suministro. i Gestión de: Cambios de titularidad. Modificaciones domiciliación bancaria. Bajas de suministro. Traspasos de contratos. Ajustes de potencia. Asesoramiento, seguimiento y tramitación de nuevas acometidas, ampliaciones de potencia y nuevos suministros.

73 Propuestas ACE Contar con un Organismo Regulador realmente independiente, con competencias reguladoras y probada capacitación técnica y experiencia en el sector; nombrado a través de consenso de los diferentes agentes implicados. (Productores, comercializadores, consumidores, etc.) Dotar a la Administración de los medios e información suficiente para que determine con exactitud en qué casos es imprescindible la construcción de nuevas infraestructuras, y que utilidad se está haciendo de las actuales. La Administración ha de tener un conocimiento exhaustivo de la situación real de la Distribución. Apuesta decidida por un mercado spot y marginalista. Reduciendo al máximo las acciones que supongan un aumento del intervencionismo en el mercado mayorista

74 Propuestas ACE Enorme importancia de aunar esfuerzos para conseguir un aumento significativo de la interconexión con Francia para lograr una estabilidad de precios. Incentivar la gestión de la demanda en momentos punta del sistema. Acentuar los criterios económicos en todas las actuaciones del Operador del Sistema, Desaparición de la tarifa de acceso 3.1 y equipararla a la 6.1. Consejos Consultivos?

75 Algunas de nuestras empresas

76 Estamos a vuestra disposición Telf.: Fax: Pº Pintor Rosales, Madrid