Asociación de Consumidores de Electricidad A.C.E. Taller sobre Contratación del Suministro eléctrico
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 20.000 empresas de forma directa y a través de Convenios con Asociaciones Territoriales y Sectoriales. 25 TWh anuales
Gestión directa de energía En 2014 estamos gestionando de forma directa: 6.000 GWh / año de consumo. 1.000 MW de potencia. 11.000 puntos de consumo. 700 millones de de facturación. Nuestra filosofía Ser socios de nuestras empresas, contribuyendo con ellas a crear valor
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.
Componentes regulados
La clave del problema Potencia instalada a 31/12/2013 (102.281 MW)
La clave del problema Demanda máxima 2013 (40.000000 MW)
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% 6.1 65% 35%
La tarifa de acceso por nivel de tensión Nº suministros Tarifa Coste peajes 773.425 3.0.A (BT) 68,84 85.593 3.1.A < 450 KW 57,07 19.998 6.1 36,42 1.607 6.2 15,83 429 6.3 12,97 535 6.4 8,48 Fuente: Memoria económica Orden de Peajes 2014)
Componentes de la tarifa de acceso 2014 2,45% 7,91% 20,40% 43,78% 25,22% Transporte Distribución Régimen Especial Déficit Interrumpibilidad
Evolución tarifa de acceso 2009 / 2014 75,00 70,0000 65,00 60,00 55,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 58,20 53,3232 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 3.1 6.1 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
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).
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.
Déficit de Tarifa. Evolución Fuente: BOE, CME, UNESA y propuesta de la Orden de Tarifas
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 63,64 70 60 50 40 30 20 10 0
Mercados de Futuros 57,00 Evolución OMIP 2015 53,84 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
Mercados de Futuros Evolución OMIP 2016 57,00 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 4 47,00 45,00
Evolución Precio Horario Final /MWh Precio horario final medio. Demanda nacional 65 60 60,22 59,57 57,49 55 50 50,97 48,88 46,07 45 40 2011 2012 2013 Mercado diario Precio Horario Final
Evolución Costes Operación del Sistema /Mwh 9 8 7 6 5 44 3 2 1 0 Evolución precio medio repercutido a la demanda de Costes OS 2011 2012 2013 2014
Origen de la energía Energía diaria por tecnologías en el sistema eléctrico español Nov 2013 - Oct 2014
Mercados europeos Precios medios trimestrales Europex Periodo del 01/10/2013 al 16/11/2014
Intercambios internacionales Energía total de importaciones y exportaciones Noviembre 2013 Octubre 2014
Mercado Minorista Evolución del número de comercializadores: 200 180 160 140 120 162 191 100 80 59 60 40 11 20 0 31/12/2000 31/12/2005 31/12/2013 07/09/2014
Cuotas mercado minorista primer semestre 2014 0,9% 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%)
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)
Gestión de Compra Mercado Spot (antes OMEL) Mercado de Futuros The Iberian Energy Derivatives Exchange
Mercado spot http://www.omie.es
Mercado spot 20 de noviembre de 2014. Precio horario del mercado diario 12 h Fuente: e http://www.omie.es es Resultados del mercado
Mercado spot 20 de noviembre de 2014. Curvas agregadas de oferta y demanda Fuente: http://www.omie.es es Resultados del mercado
Mercado spot Evolución Precio Medio diario OMIE 2015 75,00 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
Mercado de futuros 18 h Fuente: www.omip.pt/omip pt/omip
Mercado de futuros Cotizaciones OMIP Settlement * Price Date Instrument Hours /MWh 18/11/2014 FTB D We19Nov-14 24 52,81 18/11/2014 FTB D Th20Nov-14 24 45,63 18/11/2014 FTB D Fr21Nov-14 24 45,63 18/11/2014 FTB D Sa22Nov-14 24 43,45 18/11/2014 FTB D Su23Nov-14 24 38,85 18/11/2014 FTB WE 22Nov-14 48 41,15 18/11/2014 FTB Wk48-14 168 46,75 18/11/2014 FTB Wk49-14 168 47,13 18/11/2014 FTB Wk50-14 168 46,12 18/11/2014 FTB M Dec-14 744 45,50 18/11/2014 FTB M Jan-15 744 47,50 18/11/2014 FTB M Feb-15 672 48,95 18/11/2014 FTB M Mar-15 743 41,10 18/11/2014 FTB Q1-15 2159 45,75 18/11/2014 FTB Q2-15 2184 43,60 18/11/2014 FTB Q3-15 2208 51,99 18/11/2014 FTB Q4-15 2209 49,17 18/11/2014 FTB YR-15 8760 47,65 18/11/2014 FTB YR-16 8784 47,65 18/11/2014 FTB YR-17 8760 48,05 Fuente: www.omip.pt/omip. pt/omip Donwloads: OMIPdaily - Última Sesión de Negociación
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.
Mercado de futuros Cotizaciones OMIP 54,00 52,00 50,00 48,00 46,00 44,00 42,00 40,00 38,00 Cotización 18-11-2014
Mercado de futuros Cotizaciones OMIP /MWh 58 56 54 52 50 48 46 Evolución OMIP 2015-2016 44 ene-13 abr-13 jul-13 oct-13 ene-14 abr-14 jul-14 oct-14 OMIP FTB YR-15 OMIP FTB YR-16
Mercado Spot VS Futuros Evolución OMIE-OMIP 2015 75,00 70,00 65,00 60,0000 55,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0 52,00 51,00 50,00 49,00 48,00 47,00 46,00 45,00 44,00 OMIE - Mercado diario OMIP FTB YR-15
Información diaria Precios nuevos resultantes del mercado diario y últimos precios del mercado de futuros y mercado OTC 2015, 2016. 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.
Gestión de compra Precio Fijo Precio Variable Otros modelos os
Precio fijo Cierre de posiciones en mercados forward Evolución OMIP 2015 57,00 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
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
Precio fijo. Solicitud Evolución OMIP 2015 57,00 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
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 1.05113
Precio variable Compra indexada a mercado spot. 17 de noviembre de 2014. Precio horario del mercado diario
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.
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
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.
Precio horario final medio de la demanda nacional Precio horario final medio de la demanda nacional Noviembre 2013 Octubre 2014
Precio variable 1) Precio horario del mercado eléctrico 20 de marzo de 2014. Precio horario del mercado diario Fuente: http://www.omie.es Resultados del mercado
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 55,12 70 60 50 18,17 70,22 48,03 50,00 48,38 25,88 41 41 4 40, 41 17,12 26,67 26,44 40 30 20 10 0
Precio variable 2) Servicios complementarios o de ajuste Fuente: https://demanda.ree.es/
Precio variable 2) Precio servicios complementarios o de ajuste Fuente: http://www.esios.ree.es/web-publica/
Precio variable 2) Precio servicios complementarios o de ajuste Fuente: http://www.esios.ree.es/web-publica/ : Mercados MIBEL/Precio de la energía/precio medio horario/contratación libre
Precio variable 2) Precio servicios complementarios o de ajuste
Evolución Costes Operación del Sistema /Mwh / 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Evolución precio medio repercutido a la demanda de Costes OS 2011 2012 2013 2014
Precio variable 3) Pérdidas de red Península Ceuta, Melilla Canarias Baleares Por hora y tarifa de acceso
Otros modelos Modelo mixto (fijo-variable) Modelos Multiclick
Otros modelos Modelo mixto (fijo-variable) Precio fijo 50% Precio 50% variable Ejemplo 50-50
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
Otros modelos Modelos multiclick Construcción de un precio fijo a partir de varios cierres en distintos momentos Evolución OMIP 2015 57,00 55,00 53,00 51,00 49,00 47,00 45,00 53,84 54,86 55,06 55,52 54,33 52,5 55 51,73 50,59 50,51 49 9,20 48,23 48,05 48,8 82 50,34 50,47 51,39 49,56 48,7 72 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%
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.
Otros modelos Modelos multiclick Entre 4-8 clicks. Cierre del 100 % de la energía. Mínimo 8,8 GWh/clic (1MW anual).
Control del gasto y control técnico
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.
Factura eléctrica Término de energía Término de potencia (Excesos de reactiva) (Excesos de potencia) Impuesto eléctrico Alquiler de equipos Negociable Control
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
Cómo se factura la energía (kwh)? 3.0A
Cómo se factura la energía (kwh)? 3.1A
Cómo se factura la energía (kwh)? Tarifas de acceso P1 a P6 6.1 CALENDARIO PENÍNSULA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 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
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
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.
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.
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
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?
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