INFORME SOBRE LA PROPUESTA DE ORDEN POR LA QUE SE ESTABLECEN LOS PEAJES DE ACCESO DE ENERGÍA...

Informe de seguimiento mensual y evolución de la proyección anual de los ingresos y costes del sistema

eléctrico Liquidación 11/2013

- 1 -

INFORME DE SEGUIMIENTO MENSUAL Y EVOLUCIÓN DE LA PROYECCIÓN ANUAL DE LOS

INGRESOS Y COSTES DEL SISTEMA ELECTRICO

LIQUIDACIÓN 13/2013

www.cnmc.es

Marzo de 2014

INFORME SOBRE LA PROPUESTA DE ORDEN POR LA QUE SE ESTABLECEN LOS PEAJES DE ACCESO

DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA 2016 Y SE APRUEBAN DETERMINADAS INSTALACIONES TIPO

Y PARÁMETROS RETRIBUTIVOS DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DE FUENTES DE ENERGÍA

RENOVABLES, COGENERACIÓN Y RESIDUOS

IPN/DE/017/15

3 de diciembre de 2015

IPN/DE/017/15 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona

www.cnmc.es

Página 2 de 48

Índice

1. Antecedentes 4

2. Fundamentos jurídicos 5

3. Contenido de la propuesta de Orden 9

4. Consideraciones generales 11

4.1. Consideraciones sobre las previsiones de demanda 11

4.2. Consideraciones sobre los ingresos 13

4.3. Consideraciones sobre los costes 16

4.4. Sobre la suficiencia de los ingresos para cubrir los costes previstos para 2016 23

5. Consideraciones particulares 24

5.1. Artículo 1. Peajes de acceso. 24

5.2. Artículo 3. Precios de los cargos asociados a los costes del sistema de aplicación a las diferentes modalidades de autoconsumo. 25

5.3. Artículo 4. Precio unitario para la financiación de los pagos por capacidad. 30

5.4. Artículo 5. Anualidades del desajuste de ingresos para 2016. 31

5.5. Artículo 9. Aspectos retributivos de las instalaciones tipo. 32

5.6. Disposición adicional tercera. Autorización excepcional de aplicación de una única tarifa de acceso. 32

5.7. Disposición adicional sexta. Propuesta de procedimiento para el tratamiento de los datos a efectos de facturación de la energía. 33

5.8. Disposición transitoria primera. Retribución del Operador del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español para 2016 y precios a cobrar a los agentes. 35

5.9. Disposición transitoria segunda. Retribución del operador del sistema para 2016 y precios a cobrar a los sujetos. 37

5.10. Disposición transitoria quinta. Superávit de ingresos. 38

5.11. Disposición final primera. Modificación de la Orden IET/1459/2014, de 1 de agosto, por la que se aprueban los parámetros retributivos y se establece el mecanismo de asignación del régimen retributivo específico para nuevas instalaciones eólicas y fotovoltaicas en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. 39

6. Otras consideraciones 40


www.cnmc.es

Página 3 de 48

6.1. Nueva disposición adicional (séptima) para homogeneizar el modo de facturar el alquiler de los equipos de medida. 40

6.2. Nueva disposición adicional (octava) para que no se incremente el precio de alquiler de los nuevos equipos de medida hasta su plena integración en los sistemas de telemedida y telegestión. 40

6.3. Nueva disposición adicional (novena) para el establecimiento de criterios homogéneos para la facturación de los peajes de generación. 40

6.4. Nueva disposición adicional (décima) Publicación de coeficientes de pérdidas por parte del Operador del Sistema 41

6.5. Nueva disposición transitoria (sexta). Valor del margen de comercialización fijo, MCF, definido en el artículo 7 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación. 42


www.cnmc.es

Página 4 de 48

INFORME SOBRE LA PROPUESTA DE ORDEN POR LA QUE SE ESTABLECEN LOS PEAJES DE ACCESO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA 2016 Y SE APRUEBAN DETERMINADAS INSTALACIONES TIPO Y PARÁMETROS RETRIBUTIVOS DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DE FUENTES DE ENERGÍA RENOVABLES, COGENERACIÓN Y RESIDUOS

IPN/DE/017/15 SALA DE SUPERVISIÓN REGULATORIA Presidenta Dª María Fernández Pérez Consejeros D. Eduardo García Matilla D. Josep Maria Guinart Solà D. Diego Rodríguez Rodríguez Secretario de la Sala D. Miguel Sánchez Blanco, Vicesecretario del Consejo. En Madrid, a 3 de diciembre de 2015 En el ejercicio de las competencias que le atribuye el artículo 5.2.a, 5.3 y 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, la SALA DE SUPERVISIÓN REGULATORIA, acuerda emitir el siguiente informe relativo a la “Propuesta de Orden por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2016 y se aprueban determinadas instalaciones tipo y parámetros retributivos de instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos”: 1. Antecedentes Con fecha 15 de septiembre de 2015 la Dirección General de Política Energética y Minas (DGPEM) solicitó a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) los datos para elaborar el escenario de ingresos y costes del sistema eléctrico para 2015 y 2016, de conformidad con el artículo 5.2.a) de la Ley 3/2013. Dicho informe fue aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria en su reunión de 5 de noviembre de 2015 1 (en adelante, Informe de la CNMC).

1 Ver Anexo I


www.cnmc.es

Página 5 de 48

El 23 de noviembre de 2015 se recibió en la CNMC la “Propuesta de Orden por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2016 y se aprueban determinadas instalaciones tipo y parámetros retributivos de instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos” junto con la Memoria de Análisis del Impacto Normativo (MAIN) para que, de acuerdo a lo establecido en el artículo 5.2 y en la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, se emita informe con carácter urgente. Dichos documentos fueron remitidos para alegaciones a los miembros del Consejo Consultivo de Electricidad el día 24 de noviembre de 20152. 2. Fundamentos jurídicos El artículo 16 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, establece que el Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de: a) Los precios de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución,

que se establecerán de acuerdo con la metodología establecida por la CNMC considerando a estos efectos el coste de la retribución de estas actividades.

b) Los cargos necesarios que se establecerán de acuerdo con la metodología

prevista en el citado artículo para cubrir otros costes de las actividades del sistema que correspondan.

Por su parte, la disposición adicional segunda de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, determina que en las Leyes de Presupuestos Generales del Estado de cada año se destinará a financiar los costes del sistema eléctrico previstos en el artículo 13 de la Ley del Sector Eléctrico, un importe equivalente a la suma de la estimación de la recaudación anual derivada de los tributos y cánones incluidos en la mencionada Ley 15/2012, de 27 de diciembre, y del ingreso estimado por la subasta de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero. Por su lado, las diferentes tarifas de acceso fueron definidas por el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se aprueban las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. En relación a la fijación de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución, el artículo 7.1.a) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC, incluye entre las funciones de esta Comisión establecer mediante circular

2 En el Anexo IV del presente informe se adjuntan las alegaciones recibidas por escrito de los

miembros del Consejo Consultivo de Electricidad (en adelante CCE)-CONFIDENCIAL.


www.cnmc.es

Página 6 de 48

previo trámite de audiencia y con 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 54/1997 (vigente Ley 24/2013, de 26 de diciembre) y en su normativa de desarrollo. En el ejercicio de dicha función el 19 de julio de 2014 se publicó en el Boletín Oficial del Estado la Circular 3/2014, de 2 de julio, de la CNMC, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad. La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, establece en su artículo 16 que 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, mientras que los cargos se establecerán conforme a la metodología que defina el Gobierno. No obstante lo anterior, la disposición transitoria decimocuarta de la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, determina que hasta el desarrollo de la metodología de cálculo de los cargos de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 16 de dicha Ley, las cantidades que deberán satisfacer los consumidores para cubrir los costes del sistema serán fijadas por el Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. Adicionalmente, cabe señalar que la disposición transitoria primera de la Ley 24/2013 sobre aplicación de disposiciones anteriores y referencias a la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establece que en tanto no se dicten las normas de desarrollo de dicha Ley que sean necesarias para la aplicación de alguno de sus preceptos, continuarán aplicándose las correspondientes disposiciones en vigor en materia de energía eléctrica. Teniendo en cuenta lo anterior, en tanto no se desarrolle la metodología de cargos, los peajes de transporte y distribución, calculados conforme a la Circular 3/2014, forman parte de los peajes de acceso vigentes. El artículo 13 de la Ley 24/2013, relativo a la sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico, establece que mediante los ingresos del sistema eléctrico serán financiados los costes del mismo, que deberán determinarse de acuerdo con lo dispuesto en la Ley y sus normas de desarrollo. Dicho artículo establece los ingresos y costes del sistema eléctrico. Teniendo en cuenta la citada Ley, la metodología de retribución de las actividades de transporte y distribución se recoge en el Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica, y en el Real Decreto


www.cnmc.es

Página 7 de 48

1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica. No obstante lo anterior, el Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, establece que el primer periodo regulatorio de la actividad de transporte, fecha en la que se aplicará la metodología retributiva desarrollada en dicha norma, comenzará el 1 de enero del año posterior a aquel en que se produzca la aprobación de la orden de valores unitarios de inversión y de operación y mantenimiento de la red de transporte. Similar criterio se establece para la actividad de distribución en el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre. Puesto que no se ha producido la aprobación de las órdenes de valores unitarios, se aplicará el Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. Esta norma prevé en sus artículos 4.2 y 5.2 que la retribución a percibir por las actividades de transporte y distribución desde el 1 de enero del año 2014 hasta que se inicie el primer periodo regulatorio se calculará de acuerdo con la metodología recogida en los anexos II y IV de dicho Real Decreto-ley, en los que se recoge la formulación detallada para el cálculo de la retribución. Por otra parte, el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos y la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, establecen el régimen retributivo específico de la actividad de generación a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos. Mediante la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, por la que se establece la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones con régimen retributivo específico, se regula la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo para las que haya sido aprobado por orden ministerial un valor de la retribución a la operación distinto de cero y cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible. La retribución del extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos en los territorios no peninsulares se establece conforme a las Ordenes ITC/913/2006 e ITC/914/2006, de 30 de marzo, el Real Decreto-Ley 13/2012, de 30 de marzo, y el Real Decreto-Ley 20/2012, de 13 de julio. Adicionalmente, la disposición adicional decimoquinta de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, establece que, desde el 1 de enero de 2014, los extracostes derivados de la actividad de producción de energía eléctrica cuando se desarrollen en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares


www.cnmc.es

Página 8 de 48

de acuerdo a lo dispuesto en la Ley del Sector Eléctrico, serán financiados en un 50 por ciento con cargo a los Presupuestos Generales del Estado. El Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. Por otro lado, hay que tener en cuenta la Orden IET/1459/2014, de 1 de agosto, por la que se aprueban los parámetros retributivos y se establece el mecanismo de asignación del régimen retributivo específico para nuevas instalaciones eólicas y fotovoltaicas en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, que aprueba los parámetros retributivos de las instalaciones tipo de tecnología eólica situadas en Canarias que no estarán sujetas al procedimiento de concurrencia competitiva. Por su parte, se debe considerar que la disposición adicional vigésima primera de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establece en relación con los desajustes temporales para el año 2013, que las cantidades aportadas serán devueltas reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las del mercado. En este sentido, la disposición adicional decimoctava de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, reconoce para el año 2013 la existencia de un déficit de ingresos de liquidaciones del sistema eléctrico por importe máximo de 3.600 millones de euros, sin perjuicio de los desajustes temporales que pudieran producirse en el sistema de liquidaciones eléctrico para dicho año. Este déficit generará derechos de cobro consistentes en el derecho a percibir un importe de la facturación mensual por los ingresos del sistema durante los quince años sucesivos a contar desde el 1 de enero de 2014 hasta su satisfacción. Las cantidades aportadas por este concepto serán devueltas reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las del mercado que se fijará en la Orden por la que se revisen los peajes y cargos. Por otro lado, se contemplan los aspectos necesarios para la financiación de la retribución de OMI – Polo Español, S.A. (OMIE), operador del mercado, y de Red Eléctrica de España, S.A.U., como operador del sistema, en virtud de lo dispuesto en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, y teniendo en cuenta la disposición transitoria primera de dicha Ley, sobre aplicación de disposiciones anteriores y referencias a la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. En relación con la financiación del operador del mercado y del operador del sistema, la disposición adicional séptima de la Orden IET/221/2013, de 14 de febrero, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2013 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial estableció el mandato a la CNMC de elaborar y enviar al Ministerio de Industria, Energía y Turismo una propuesta de metodología para el cálculo de la retribución de dichos


www.cnmc.es

Página 9 de 48

operadores, así como la fijación de los precios que éstos deben cobrar de los agentes que participan en el mercado de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. Dichas metodologías fueron aprobadas por la Sala de Supervisión Regulatoria en su reunión de 6 de noviembre de 2014. Finalmente, el Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo, regula las instalaciones con autoconsumo conectadas a la red eléctrica. 3. Contenido de la propuesta de Orden La propuesta de orden consta de una exposición de motivos, doce artículos divididos en cuatro títulos, seis disposiciones adicionales, cinco disposiciones transitorias, una disposición derogatoria, cuatro disposiciones finales y siete anexos. El artículo 1 recoge en el objeto de la Orden. Los artículos 2 a 4 establecen los precios regulados vigentes para el ejercicio 2016: En particular, el artículo 2 y el anexo I de la propuesta de Orden establecen los peajes de acceso, el artículo 3 establece los precios de los cargos asociados a los costes del sistema de aplicación a las diferentes modalidades de autoconsumo, según el Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, que se desglosan en el anexo II de la propuesta de Orden, y el artículo 4 fija los precios para la financiación de los pagos de capacidad. Los artículos 5 a 8 establecen la retribución de las actividades reguladas para el ejercicio 2016: El artículo 5 concierne a las anualidades del desajuste de ingresos para 2016 y la legislación aplicable. El artículo 6 trata de los costes definidos como cuotas con destinos específicos (cuota de la CNMC, tasa de la segunda parte del ciclo nuclear,…). El artículo 7, por su parte, concierne al extracoste de producción en los sistemas eléctricos en los territorios no peninsulares. El artículo 8 recoge el incentivo o penalización de reducción de pérdidas correspondiente a la retribución de la distribución del año 2015. Los artículos 9 y 10 (junto con los anexos III a V) se dedican a la completa caracterización de dos instalaciones tipo (IT) que agrupan instalaciones objeto de retribución específica, las cuales aún no habían sido expresamente contempladas; una IT se refiere a un tipo de cogeneración, y la otra, a una solar fotovoltaica sobre cubierta.


www.cnmc.es

Página 10 de 48

Los artículos 11 y 12 de la propuesta prevén la actualización y establecimiento, respectivamente, de los parámetros (recogidos en los apartados 1 y 2 del anexo VII, también respectivamente) que fijan la retribución a la operación (Ro) para el primer semestre de 2016 de las IT para las que: i) ya se ha establecido un valor de Ro distinto de cero objeto de actualización semestral3, o bien ii) no se ha definido aún un valor de Ro (o éste fue definido con valor cero)4, y se establece ahora por primera vez. En este último caso, se adelanta además el valor de los denominados parámetros A, B y C de aplicación para el segundo semestre de 2016. Los datos necesarios para calcular la actualización de acuerdo con la metodología prevista en la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, se incluyen como anexo VI. En las seis disposiciones adicionales se establecen:

La aplicación del servicio de disponibilidad a medio plazo.

Los porcentajes a aplicar a efectos de la información sobre el destino del importe en la factura.

La autorización excepcional de aplicación de una única tarifa de acceso.

Las referencias a autorización de explotación.

La propuesta de metodología para obtener el precio de la energía en la hora h a considerar en el PVPC de cada territorio no peninsular.

La propuesta de procedimiento para el tratamiento de los datos a efectos de facturación de la energía.

En las cinco disposiciones transitorias se establecen la retribución del Operador del Mercado y del Operador del Sistema para el ejercicio 2016, así como los correspondientes precios que deben aplicar ambos agentes a los productores. También tratan de las liquidaciones a cuenta de las actividades de transporte y distribución, de la aplicabilidad de la Orden y finalmente del superávit de ingresos destinado a reducir las cantidades pendientes de años anteriores. En la disposición derogatoria se derogan cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo dispuesto en la orden. Por último, la propuesta de Orden incluye cuatro disposiciones finales:

3 Es el caso de las instalaciones que utilizan como combustible el gas natural, los hidrocarburos líquidos distintos del gas natural y la biomasa, todo ello de acuerdo con el procedimiento previsto en la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, por la que se establece la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones con régimen retributivo específico. 4 Es el caso de las instalaciones tipo de tecnologías cuya Ro está sujeta a revisión semestral (cogeneraciones, biomasas) para las que en su día no se definió Ro por tener fecha de autorización definitiva posterior a 2015, ni en la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, ni en la Orden IET/1344/2015, de 2 de julio, por las que se aprueban instalaciones tipo y sus correspondientes parámetros retributivos, aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.


www.cnmc.es

Página 11 de 48

La disposición final primera recoge la modificación de la Orden IET/1459/2014, de 1 de agosto, por la que se aprueban los parámetros retributivos y se establece el mecanismo de asignación del régimen retributivo específico para nuevas instalaciones eólicas y fotovoltaicas en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

La disposición final segunda concierne a la modificación de la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

La disposición final tercera recoge la modificación de los anexos XII, XIII y XIV del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

La disposición final cuarta recoge la entrada en vigor de la orden. Los siete anexos del documento recogen de los siguientes aspectos:

El anexo I concierne a los precios de los términos de potencia y términos de energía activa del peaje de acceso 6.1B definidos en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de diciembre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.

El Anexo II comprende los componentes de los cargos transitorios de aplicación de acuerdo con lo previsto en el Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre.

El anexo III recoge la equivalencia entre determinadas categorías, grupos y subgrupos del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, con las categorías, grupos y subgrupos del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, así como las diferentes instalaciones tipo y sus códigos correspondientes.

El anexo IV comprende los parámetros retributivos de las instalaciones tipo.

El anexo V recoge, por su parte, los parámetros considerados para el cálculo de los parámetros retributivos de las instalaciones tipo tratados en el anexo anterior.

El anexo VI incluye los datos necesarios para la actualización de la retribución a la operación que será de aplicación al primer semestre de 2016, para la aplicación de la metodología de actualización establecida en la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio.

El anexo VII muestra los valores actualizados de la retribución a la operación.

4. Consideraciones generales 4.1. Consideraciones sobre las previsiones de demanda


www.cnmc.es

Página 12 de 48

En el Cuadro 1 se resumen las previsiones de demanda en barras de central (b.c.) y en consumo para el cierre del ejercicio 2015 y 2016, según la información que acompaña a la propuesta de Orden, la información remitida por el Operador del Sistema y las empresas eléctricas a la CNMC y la previsión elaborada por la CNMC en respuesta a la solicitud de información de la DGPEM (en adelante informe de previsión) (véase Anexo I). Se observa que la demanda en consumo prevista para el cierre del ejercicio 2015 en la propuesta de Orden se corresponde con la demanda prevista por la CNMC, mientras que para 2016 se estima una demanda inferior tanto a la prevista por las empresas como a la prevista por la CNMC. Cuadro 1. Previsiones para el cierre de 2015 y 2016 de la demanda en b.c. y en consumo según la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden y el Operador del Sistema, las empresas eléctricas y CNMC

Fuente: CNMC, Empresas, REE y Memoria que acompaña a la propuesta de Orden

En el Cuadro 2 se presenta la estructura de la demanda en consumo prevista para 2016, de acuerdo con la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden. Según la citada Memoria, la estructura de demanda en consumo y de las potencias contratadas por peaje de acceso se corresponde con las previstas por la CNMC para el ejercicio 2016. Al respecto, cabe señalar que la previsión de potencias contratadas para 2016 por peaje de acceso y periodo horario de la propuesta de Orden se corresponde la prevista por la CNMC, mientras que el consumo por periodo horario estimado es un 0,7% inferior al previsto por la CNMC, con la excepción de los consumidores acogidos al peaje 6.4, motivada la diferencia por la distinta previsión del Trasvase Tajo-Segura.

2014Previsión de

cierre 2015

% variación

2015 sobre 2014Previsión 2016

% variación

2016 sobre 2015

Demanda b.c. 258.117

Propuesta de Orden 262.071 1,5% 264.691 1,0%

Operador del Sistema 259.729 0,6% 261.478 0,7%

Empresas distribuidoras n.a. n.a n.a n.a

Previsión CNMC 262.073 1,5% 266.365 1,6%

Demanda en consumidor final 231.992

Propuesta de Orden 235.548 1,5% 237.903 1,0%

Operador del Sistema n.a n.a. n.a. n.a.

Empresas distribuidoras 235.390 1,5% 239.908 1,9%

Previsión CNMC 235.548 1,5% 239.407 1,6%

Pérdidas implícitas 11,3%

Propuesta de Orden 11,3% 11,3%

Operador del Sistema n.a. n.a. n.a. n.a.

Empresas distribuidoras n.a. n.a. n.a. n.a.

Previsión CNMC 11,3% 11,3%


www.cnmc.es

Página 13 de 48

Cuadro 2. Previsión de demanda en consumo para 2016 desagregada por grupo tarifario según la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden

Fuente: CNMC y Memoria que acompaña a la propuesta de Orden (1) Pc: Potencia contratada (2) La previsión de la CNMC no desagrega entre 6.1 A y 6.1 B (3) Incluye Trasvase Tajo-Segura

4.2. Consideraciones sobre los ingresos Según la información que acompaña a la propuesta de Orden los ingresos previstos para el cierre del ejercicio 2015 ascienden a 17.145,6 M€, cifra 172,2 M€ inferior a la prevista para el ejercicio en la Orden IET/2444/2014. Esta diferencia está motivada, por una parte, por los mayores ingresos por peajes de acceso de los consumidores de consumidores y generadores, parcialmente

Potencia contratada por periodo horario (MW) Energía consumido por periodo horario (MW)

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Total

Baja tensión 29.056.340 145.184 144.821 21.878 21.366 74.657 27.300 8.371 110.329

Pc (1) < 10 kW 27.449.272 113.118 113.118 - - 60.789 5.858 22 66.668

10 kW < Pc ≤ 15 kW 873.451 10.756 10.756 - - 6.782 1.937 5 8.724

Pc > 15 kW 733.617 21.310 20.948 21.878 21.366 7.087 19.505 8.345 34.937

Media tensión 107.994 20.159 19.294 20.163 20.842 13.555 13.683 18.305 8.773 13.511 9.935 6.011 8.417 27.463 74.110

3.1 A 88.855 6.523 6.203 6.846 7.379 - - - 3.300 6.551 6.220 16.071

6.1 A 18.012 12.411 11.935 12.097 12.239 12.328 12.447 16.677 4.936 6.283 3.356 5.430 7.584 25.113 52.702

6.1 B 1.127 1.225 1.157 1.219 1.224 1.227 1.236 1.628 537 676 359 581 832 2.350 5.336

Alta tensión 2.639 9.169 8.322 8.956 9.179 9.387 9.458 11.319 3.650 5.304 2.712 4.627 6.814 30.358 53.465

6.2 1.619 3.204 3.048 3.169 3.207 3.225 3.238 4.105 1.377 1.911 967 1.608 2.326 9.394 17.582

6.3 426 1.777 1.576 1.811 1.827 1.889 1.922 2.197 670 1.015 526 912 1.349 6.075 10.546

6.4 (2) 594 4.189 3.697 3.976 4.146 4.272 4.298 5.017 1.603 2.378 1.219 2.107 3.140 14.889 25.336

Total 29.166.972 174.512 172.437 50.997 51.387 22.942 23.141 29.624 87.080 46.116 21.018 10.638 15.231 57.821 237.903

Potencia contratada por periodo horario (MW) Energía consumido por periodo horario (MW)


Baja tensión 29.056.340 145.184 144.821 21.878 21.366 75.221 27.507 8.435 111.163

Pc (1) < 10 kW 27.449.272 113.118 113.118 61.248 5.902 22 67.172

10 kW < Pc ≤ 15 kW 873.451 10.756 10.756 6.833 1.952 5 8.790

Pc > 15 kW 733.617 21.310 20.948 21.878 21.366 7.140 19.653 8.408 35.201

Media tensión 109.120 20.159 19.294 20.163 20.842 13.555 13.683 18.305 8.839 13.613 10.010 6.057 8.480 27.671 74.670

3.1 A 88.855 6.523 6.203 6.846 7.379 3.325 6.601 6.267 - - - 16.193

6.1 A 19.139 12.411 11.935 12.097 12.239 12.328 12.447 16.677 4.973 6.330 3.381 5.471 7.642 25.303 53.100

6.1 B 1.127 1.225 1.157 1.219 1.224 1.227 1.236 1.628 541 682 362 586 839 2.368 5.377

Alta tensión 2.638 9.013 8.322 8.956 9.179 9.387 9.458 11.163 3.677 5.344 2.732 4.662 6.865 30.293 53.574

6.2 1.619 3.204 3.048 3.169 3.207 3.225 3.238 4.105 1.387 1.926 974 1.620 2.343 9.465 17.715

6.3 426 1.777 1.576 1.811 1.827 1.889 1.922 2.197 675 1.023 530 918 1.359 6.121 10.626

6.4 (2) 593 4.033 3.697 3.976 4.146 4.272 4.298 4.861 1.615 2.396 1.228 2.123 3.163 14.707 25.233

Total 29.168.098 174.356 172.437 50.997 51.387 22.942 23.141 29.468 87.738 46.464 21.177 10.718 15.346 57.964 239.407

% variación propuesta OM sobre CNMC

Potencia contratada por periodo horario Energía consumido por periodo horario


Baja tensión 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7%

Pc (1) < 10 kW 0,0% 0,0% 0,0% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7%

10 kW < Pc ≤ 15 kW 0,0% 0,0% 0,0% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7%

Pc > 15 kW 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7%

Media tensión -1,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7%

3.1 A 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7%

6.1 A -5,9% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7%

6.1 B 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7%

Alta tensión 0,0% 1,7% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 1,4% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% 0,2% -0,2%

6.2 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7%

6.3 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7%

6.4 (2) 0,2% 3,9% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 3,2% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% 1,2% 0,4%

Total 0,0% 0,1% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,5% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,2% -0,6%

Previsión propuesta

OMNº clientes

Previsión CNMC Nº clientes

Nº clientes

Potencia

facturada

(MW)

Potencia

facturada

(MW)

Potencia

facturada


www.cnmc.es

Página 14 de 48

compensada por los menores ingresos procedentes de la aplicación de la Ley 15/2012. Al respecto, se indica que los ingresos por peajes de acceso previstos para el cierre del ejercicio 2015 se corresponden con el escenario de previsión de la CNMC, mientras que los ingresos procedentes de los pagos por capacidad se corresponden con el escenario de previsión de REE. Se advierte de la inconsistencia entre ambas previsiones. Por último, los ingresos procedentes de la aplicación de la Ley 15/2012 son 194,2 M€ inferiores a los previstos en la Orden IET/2444/2014 y 224,7 M€ inferiores a los previstos por esta Comisión, sin que en la Memoria se justifique el motivo de la reducción (véase Anexo I).

Cuadro 3. Previsión de ingresos para el cierre de 2015 según la propuesta de Orden

Fuente: Memoria que acompaña a la propuesta de Orden

Los ingresos previstos para 2016 por la aplicación de los peajes de acceso de la propuesta de Orden ascienden a 13.464,2 M€, de acuerdo con la Memoria. Estos ingresos no incluyen la facturación por energía reactiva y excesos de potencia (262 M€), los peajes a generadores (132 M€), la liquidación del recargo del 20% sobre el PVPC de los clientes en régimen transitorio (20,6 M€) ni los ingresos por exportaciones y rentas de congestión (136 M€). Los ingresos totales previstos para el ejercicio 2016, resultado de considerar los conceptos anteriores, ascienden a 14.015,2 M€ (véase Cuadro 4).

Respecto de la previsión de ingresos procedentes de la facturación por energía reactiva y excesos de potencia se indica que desde febrero de 2014 se registra un incremento considerable de la facturación por excesos de potencia por lo que la previsión de la propuesta de Orden podría estar infravalorada.

Ingresos de regulados (miles €)

Previsión anual

2015

Orden

IET/2444/2014

[ 1 ]

Previsión

MINETUR

cierre 2015

[ 2 ]

Diferencia

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Ingresos por peajes de acceso (A) 13.997.858 14.019.870 22.012 0,2%

Ingresos por peajes de consumidores 13.474.921 13.500.812 25.891 0,2%

Fact. Reactiva y exceso de potencia 252.888 261.997 9.109 3,6%

Ingresos por peajes a generadores 129.664 133.117 3.453 2,7%

Ingresos art. 17 Real Decreto 216/2014 12.785 20.628 7.843 61,3%

Ingresos de conexiones internacionales 127.600 103.316 - 24.284 -19,0%

Ingresos externos a peajes (B) 3.320.000 3.125.778 - 194.222 -5,9%

Ingresos Ley 15/2012 de medidas fiscales 2.989.700 2.795.478 - 194.222 -6,5%

Ingresos subastas CO2 330.300 330.300 - 0,0%

Total ingresos regulados (A) + (B) 17.317.858 17.145.648 - 172.210 -1,0%


www.cnmc.es

Página 15 de 48

Cuadro 4. Previsión de ingresos de acceso para 2016 según la propuesta de Orden


(1) Incluye Trasvase Tajo-Segura

Adicionalmente, en la Memoria se estiman en 3.154,5 M€ los ingresos procedentes de la subasta de emisiones de CO2 (estimados en 450 M€) y los ingresos por la aplicación de la Ley de medidas fiscales para la sostenibilidad energética (estimados en 2.704,5 M€), importe que coincide con los incluidos en la Ley 48/2015, de 29 de octubre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2016. No obstante, cabe señalar que, conforme a la disposición adicional undécima de la citada Ley 48/2015, en 2016 se podrá generar un crédito adicional hasta un máximo de 240,5 M€ en concepto de tributos y cánones. Los ingresos regulados previstos para 2016, según la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden, ascenderán a 17.169,7 M€, cifra que supera en 24,0 M€ a los previstos para el cierre del ejercicio 2015 (Cuadro 5).

Peaje Nº de clientes

Potencia

facturada

(MW)

Consumo

(GWh)

Facturación

(miles €)

Baja Tensión 29.056.340 145.184 10.111 10.111.222

Pc (1) ≤ 10 kW 27.449.272 113.118 7.048 7.047.914

2.0 A 25.826.209 104.758 6.527 6.526.622

2.0 DHA 1.617.988 8.338 519 519.460

2.0 DHS 5.075 23 2 1.831

10 kW < Pc ≤ 15 kW 873.451 10.756 910 910.200

2.1 A 693.904 8.642 715 714.646

2.1 DHA 178.644 2.100 194 194.391

2.1 DHS 903 14 1 1.162

Pc > 15 kW (3.0 A) 733.617 21.310 2.153 2.153.109

Media tensión 107.994 20.159 2.742 2.742.321

3.1 A 88.855 6.523 858 858.020

6.1 A 18.012 12.411 1.744 1.744.357

6.1 B 1.127 1.225 140 139.945

Alta tensión 2.639 9.169 611 610.665

6.2 1.619 3.204 267 267.380

6.3 426 1.777 130 130.243

6.4 (1) 594 4.189 213 213.041

Total 29.166.972 174.512 13.464 13.464.208

Otros ingresos de acceso 550.971

Fact. Reactiva y exceso de potencia 261.997

Ingresos por peajes a generadores 132.346

Ingresos art. 17 Real Decreto 216/2014 20.628

Ingresos de conexiones internacionales 136.000

Total ingresos de acceso 14.015.179


www.cnmc.es

Página 16 de 48

Cuadro 5. Previsión de ingresos regulados para el cierre de 2015 y 2016 según la propuesta de Orden


4.3. Consideraciones sobre los costes En este apartado se analiza, en primer lugar, el desajuste de ingresos de 2015 por ser una partida que pudiera tener un impacto en la actualización de los peajes de acceso para 2016. En segundo lugar, se resumen los costes previstos para 2016. Cabe indicar que, primero, se exponen las previsiones incluidas en la propuesta de Orden y memoria justificativa y, posteriormente, se incluyen las consideraciones de la CNMC, en su caso, sobre las estimaciones presentadas en la propuesta de Orden.

Desajuste del ejercicio 2015 En el Cuadro 6 se comparan los costes de acceso previstos para el 2015 en la Orden IET/2444/2014 y los considerados en la propuesta de Orden. Se observa que los costes regulados previstos para el cierre del ejercicio 2015 resultan un 2,9% inferiores (-499,8 M€) a los previstos en la Orden IET/2444/2014 debido, fundamentalmente, a que la retribución específica de las instalaciones de generación renovable ha resultado inferior en 417,8 M€ a la inicialmente prevista.


Previsión

MINETUR

cierre 2015

[ 1 ]

Previsión

MINETUR 2016

[ 2 ]

Diferencia

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Ingresos por peajes de acceso (A) 14.019.870 14.015.179 - 4.691 0,0%

Ingresos por peajes de consumidores 13.500.812 13.464.208 - 36.604 -0,3%

Fact. Reactiva y exceso de potencia 261.997 261.997 - 0,0%

Ingresos por peajes a generadores 133.117 132.346 - 771 -0,6%

Ingresos art. 17 Real Decreto 216/2014 20.628 20.628 - 0,0%

Ingresos de conexiones internacionales 103.316 136.000 32.684 31,6%

Ingresos externos a peajes (B) 3.125.778 3.154.510 28.732 0,9%


Ingresos subastas CO2 330.300 450.000 119.700 36,2%

Total ingresos regulados (A) + (B) 17.145.648 17.169.689 24.041 0,1%


www.cnmc.es

Página 17 de 48

Cuadro 6. Comparación de los costes de acceso previstos por el MINETUR para 2015 en la Orden ITC/2444/2014 y en la propuesta de Orden.

Fuentes: Orden IET/2444/2014, propuesta de Orden y memoria que le acompaña.

Los costes regulados previstos para el cierre de 2015 en la propuesta de Orden superan en 804,4 M€ a los previstos por la CNMC para el cierre del ejercicio (véase Anexo I), registrándose las mayores diferencias en los siguientes componentes:

Retribución específica de la producción con tecnología renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos (RECORE)

La retribución RECORE prevista para el cierre del ejercicio en la propuesta de Orden supera en 94,2 M€ a la prevista por esta Comisión, sin que en la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden se justifique dicha previsión.

Retribución adicional de los sistemas no peninsulares (SNP)

La retribución adicional de los SNP prevista para el cierre de 2015 en propuesta de Orden se corresponde con la previsión de la Orden IET/2444/2014, por lo que no tiene en cuenta el impacto de la Resolución de 9 de febrero de 2015 por la que se actualizan los precios de los combustibles.

Costes e ingresos del sistema (Miles €)

Orden

IET/2444/2014

[ 1 ]

Propuesta OM

Previsión cierre

2015

[ 2 ]

Diferencia

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Coste Transporte 1.712.124 1.712.124 - 0,0%

Coste Distribución 5.077.552 5.077.552 - 0,0%

Retribución RECORE 7.100.000 6.682.222 - 417.778 -5,9%

Retribución sistemas no peninsulares 887.170 887.170 - 0,0%

Servicio de interrumpiblidad - 8.319 8.319

Cuotas 56.559 63.145 6.586 11,6%

Tasa CNMC 20.661 20.678 17 0,1%

Moratoria nuclear 35.760 42.329 6.569 18,4%

2ª parte del ciclo de combustible nuclear 138 138 0 0,1%

Anualidades déficit actividades reguladas 2.927.649 2.887.661 - 39.988 -1,4%

Desajustes negativos de ejercios anteriores - 8.577 8.577 -100,0%

Imputación de pérdidas 90.000 8.224 - 81.776 -90,9%

Costes de acceso (A) 17.842.477 17.326.417 - 516.060 -2,9%

Déficit (+)/ Superavit (-) Pagos por Capacidad (B) - 656.361 - 514.585 141.776 -21,6%

Ingresos Pagos por capacidad 1.391.361 1.247.000 - 144.361 -10,4%

Coste Pagos por Capacidad 735.000 732.415 - 2.585 -0,4%

Incentivo a la inversión n.d. 254.677

Incentivo a la disponibilidad n.d. 175.049

Liquidación definitiva RGS 2012, 2013 y 2014 - 302.689

Otros costes (+)/ ingresos (-) regulados (C) 94.912 - 30.567 - 125.479 -132,2%

Liquidación definitiva 2011 - - 27.546 - 27.546

Impacto RDL 9/2013 sobre RE - 120.000 - 204.000 - 84.000 70,0%

Ajuste retribución RECORE ejercicios anteriores 55.000 55.000

Incentivo reducción pérdidas ejercicio anterior - 36.088 - 38.206 - 2.118

Estimación sobrecostes adicionales SNP 2012, 2013 Y 2014 191.000 90.000 - 101.000

Ingresos Moratoria Nuclear - 8.815 - 8.815

Ejecución Sentencias 60.000 103.000 43.000

Total costes regulados (D) = (A) + (B)+ (C) 17.281.028 16.781.265 - 499.763 -2,9%


www.cnmc.es

Página 18 de 48

Según la última información disponible en la CNMC, la retribución adicional de los SNP correspondiente al ejercicio 2015 alcanzará 1.338 M€, de cuyo importe el 50% (668,7 M€) será financiada con cargo a los peajes de acceso, según establece la disposición adicional decimoquinta de la Ley 24/2013.

Liquidación definitiva del mecanismo de Restricciones por Garantía de Suministro (RGS) correspondiente a los ejercicios 2012, 2013 y 2014

La Memoria que acompaña la Orden estima en 302,7 M€ el impacto de las liquidaciones definitivas correspondientes al mecanismo de restricciones por garantía de suministro (RGS) regulado en el Real Decreto 134/2010, para los años 2012, 2013 y 2014 en el cierre del ejercicio 2015, entendiendo que se incorporan en 2015. Según la última información disponible en la CNMC el impacto de las citadas liquidaciones definitivas podría ascender a 280 M€, sin considerar inversiones adicionales. Al respecto se indica que, con el fin de que haya tiempo suficiente para calcular dichas liquidaciones definitivas e incluir su impacto en la liquidación de 2015, sería necesario que fueran publicadas durante el primer trimestre de 2016 las resoluciones de los procedimientos de liquidación correspondientes a cada año. Asimismo, dichas resoluciones deberían especificar que los resultados de estas liquidaciones deberían considerarse en la liquidación definitiva de 2015.

Sobrecostes adicionales de los SNP correspondientes a los ejercicios 2012, 2013 y 2014

Según la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden se estima en 90 M€ el sobrecoste adicional de los SNP correspondiente a los ejercicios 2012, 2013 y 2014. La Memoria no especifica qué conceptos cubrirían estos 90 M€, tan solo que se asocian con «la liquidación definitiva». Al respecto se indica que el importe previsto sería insuficiente para cubrir los distintos conceptos que, en esos años, habrán de ser objeto de dicha liquidación definitiva (entre otros, el coste neto por déficit de derechos de emisión, la garantía de potencia de grupos pendientes de inscripción o de reconocimiento de parámetros, los derivados de la utilización de determinadas mezclas de combustibles por limitaciones ambientales, el alquiler de grupos de generación móviles para cubrir necesidades puntuales, etc.)5. Es más, si a dichos costes se añaden, tal y como se ha recogido en el informe de para la elaboración del escenario de ingresos y costes, el reconocimiento del peaje de acceso de la producción, el impuesto a la producción del 7%, la financiación del OS y los impuestos

5 Además, cabe señalar que los precios de combustible reconocidos en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, salvo en el caso del combustible ‘hulla’ (utilizado únicamente por la central de Alcùdia, en el sistema balear), no son coincidentes con los precios publicados en la Resolución de 9 de febrero de 2015 de la Dirección General de Política Energética y Minas. Por tanto, el operador del sistema tendrá que realizar otro re-cálculo antes de que se proceda a las liquidaciones definitivas de los años 2012 a 2014.


www.cnmc.es

Página 19 de 48

especiales, solo por los ejercicios 2012 y 2013 habrían de tenerse en cuenta aproximadamente 200 M€.

Ejecución de sentencias

La propuesta de Orden incluye 103 M€ en concepto de mayores costes derivados de ejecución de sentencias, cifra que supera en 43 M€ a la prevista en la Orden IET/2444/2014, sin que en la Memoria que le acompaña se justifique dicho importe. Al respecto se indica que a la fecha de elaboración de este informe se han incluido en las liquidaciones del ejercicio 2015 el impacto de las Resoluciones de la CNMC de fechas de 5 de marzo de 2015 para ejecución de Sentencias relativas a la minoración para el año 2006 (Nuclenor, por importe de 17.914.559 euros) y para el año 2007 (Iberdrola Generación, por importe de 4.171.257 euros) de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica en el importe equivalente al valor de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente. Finalmente se indica que están pendientes de ejecución la Sentencias de 2 de junio de 2015, de la Sala Tercera del Tribunal Supremo, relativa a la devolución de los derechos de emisión y Sentencia de 28 de abril de 2015, de la Sala Tercera del Tribunal Supremo, relativa a los intereses correspondientes al desajuste temporal de 20126 que podrían tener impacto en el ejercicio 2015.

En el Cuadro 7 se muestra el desajuste previsto para 2015 según la Memoria de la propuesta de Orden. Se observa que según la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden los ingresos previstos para el cierre de 2015 serían suficientes para cubrir los costes previstos y se generaría un desajuste positivo de 364,4 M€.

6 Sentencia de 28 de abril de 2015, de la Sala Tercera del Tribunal Supremo, por la que se declara contrario a derecho, en cuanto al cómputo de la cantidad relativa a los intereses correspondientes al desajuste temporal de 2012, el artículo 2 de la Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para su aplicación a partir de agosto de 2013 y por la que se revisan determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial para el segundo trimestre de 2013.


www.cnmc.es

Página 20 de 48

Cuadro 7. Desajuste previsto para el cierre del ejercicio 2015 según la información que acompaña a la propuesta de Orden

Fuente: Memoria que acompaña a la propuesta de Orden.

Costes previstos para 2016 En el Cuadro 8 se comparan los costes previstos para el cierre de 2015 y 2016, según la información que acompaña a la propuesta de Orden. Se prevé una reducción del 0,7% de los costes de acceso, motivado, fundamentalmente, por la reducción de la retribución adicional de los SNP y, en menor medida, por la desaparición del coste asociado a la Moratoria nuclear y la reducción del coste asociado a las anualidades del déficit de actividades reguladas. No obstante, según la Memoria, los costes totales previstos para 2016, una vez incorporado el saldo de los pagos por capacidad (-218,1 M€) y considerando el impacto de los ingresos y costes extraordinarios (150 M€), ascienden 17.145,5 M€, cifra que supera en 364,2 M€ (+2,2%) a los costes previstos para el cierre del ejercicio 2015 (16.781,3 M€).


Orden

IET/2444/2014

[ 1 ]

Propuesta OM

Previsión

cierre 2015

[ 2 ]

Diferencia

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Ingresos regulados (A) 13.997.858 14.019.870 22.012 0,2%





Ingresos externos a peajes (B) 3.320.000 3.125.778 - 194.222 -5,9%


Ingresos subastas CO2 330.300 330.300 - 0,0%

Total ingresos regulados (C) = (A) + (B) 17.317.858 17.145.648 - 172.210 -1,0%

Costes regulados (D) 17.281.028 16.781.265 - 499.763 -2,9%

Costes de acceso 17.842.477 17.326.417 - 516.060 -2,9%

Saldo de pagos por capacidad - 656.361 - 514.585 141.776 -21,6%

Otros costes regulados 94.912 - 30.567 - 125.479 -132,2%

Desajuste de actividades reguladas

(C) - (D) 36.830 364.383 327.553 889,4%


www.cnmc.es

Página 21 de 48

Cuadro 8. Comparación de los costes de acceso previstos por el MINETUR para el cierre de 2015 y 2016, según la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden

Fuente: Memoria que acompaña a la propuesta de Orden.

Respecto de los costes previstos para el ejercicio 2016 se realizan las siguientes consideraciones:

Retribución de la producción renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos (RECORE)

Esta Comisión estima que los costes de retribución regulada a las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de renovables, cogeneración y residuos para la energía correspondiente a 2016 ascenderá a 6.588 M€ (véase Anexo I). Esta cifra es inferior en 138 M€ a la prevista en la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden. Pese a la sucinta mención hecha en la MAIN al respecto, no se explican en detalle los motivos últimos por los que se estima un repunte en la retribución a la operación de, en particular, las tecnologías de cogeneración, biomasa y tratamiento de residuos. Dicha variación no se correspondería con un


Previsión cierre

2015

[ 1 ]

Propuesta OM

Previsión 2016

[ 2 ]

Diferencia

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Coste Transporte 1.712.124 1.764.429 52.305 3,1%

Coste Distribución 5.077.552 5.080.499 2.947 0,1%

Retribución RECORE 6.682.222 6.726.000 43.778 0,7%

Retribución adicional sistemas no peninsulares 887.170 740.632 - 146.538 -16,5%

Servicio de interrumpiblidad 8.319 8.300 - 19 -0,2%

Cuotas 63.145 21.106 - 42.039 -66,6%

Tasa CNMC 20.678 20.966 288 1,4%

Moratoria nuclear 42.329 - - 42.329 -100,0%



Desajustes negativos de ejercios anteriores - - -

Imputación de pérdidas 8.224 - - 8.224 -100,0%



Ingresos Pagos por capacidad 1.247.000 730.055 - 516.945 -41,5%


Incentivo a la inversión 254.677 242.000 - 12.677 -5,0%

Incentivo a la disponibilidad 175.049 170.000 - 5.049 -2,9%

Liquidación definitiva RGS 2012, 2013 y 2014 302.689 - - 302.689 -100,0%

Otros - 100.000 100.000

Otros costes (+)/ ingresos (-) regulados (C) - 30.567 150.000 30.567 -590,7%

Liquidación definitiva 2011 - 27.546 - 27.546 -100,0%

Impacto RDL 9/2013 sobre RE - 204.000 - 204.000 -100,0%

Ajuste retribución RECORE ejercicios anteriores 55.000 - - 55.000 -100,0%

Incentivo reducción pérdidas ejercicio anterior - 38.206 - 38.206 -100,0%

Estimación sobrecostes adicionales SNP 2012, 2013 Y 2014 90.000 - - 90.000 -100,0%

Ingresos Moratoria Nuclear - 8.815 - 8.815 -100,0%

Ejecución Sentencias 103.000 - - 103.000 -100,0%

- 150.000 150.000

Total costes regulados (D) = (A) + (B)+ (C) 16.781.265 17.145.489 364.224 2,2%


www.cnmc.es

Página 22 de 48

incremento de la potencia instalada7, ni se compadece con la actualización, a la baja, de la retribución a la operación de las instalaciones incluidas en el ámbito de aplicación de la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio (cogeneraciones y biomasas).

Retribución sistemas no peninsulares

La propuesta de Orden incluye en el artículo 7 la financiación del 50% de la compensación extrapeninsular prevista para el ejercicio 2016. Cabe señalar que el importe previsto para el ejercicio 2016 coincide con el importe incluido en la Ley de Presupuestos Generales para 2016. Al respecto, esta Comisión se remite a la previsión contenida en su informe de previsión de ingresos y costes para 20168.

Anualidades para la financiación del desajuste

Las anualidades para la financiación del desajuste se corresponden con las contenidas en el informe de previsión de la CNMC. Se indica que como consecuencia de la actualización del tipo de interés se hace necesaria la actualización de las anualidades correspondientes al desajuste del déficit 2005 y el déficit ex ante (véase epígrafe 5.4).

Saldo de los pagos por capacidad

En relación con la estimación de costes de 2016 incluida en la Memoria, se ha dotado un partida de 100 M€ en el cálculo de costes asociados a los mecanismos de capacidad. Según se indica en la propia Memoria, dicha dotación corresponde al desarrollo reglamentario de los mecanismos de capacidad a los que se refiere el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, actualmente en tramitación. A este respecto, esta Comisión no

7 De un lado, la MAIN expresamente indica que «el establecimiento de las instalaciones tipo para tecnología eólica en Canarias para los años 2017 y 2018 no tiene impacto económico adicional al considerado en la Orden IET/1459/2014, de 1 de agosto, que en todo caso era el de reducción de los coses del sistema», y en 2016 tampoco podría llegar a ser puestas en servicio ninguna de las instalaciones adjudicatarias de la subasta organizada según lo previsto en la Orden IET/2212/2015, de 23 de octubre, por la que se regula el procedimiento de asignación del régimen retributivo específico en la convocatoria para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de biomasa situadas en el sistema eléctrico peninsular y para instalaciones de tecnología eólica, convocada al amparo del Real Decreto 947/2015, de 16 de octubre, y se aprueban sus parámetros retributivos, cuyo artículo 15.7 establece: «Las instalaciones de biomasa y eólicas vinculadas a las ofertas que hubieran resultado adjudicatarias de la subasta, dispondrán de un plazo máximo de 48 meses para el cumplimiento de los requisitos establecidos en el artículo 46 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, a contar desde la fecha de publicación en el «Boletín Oficial del Estado» de la resolución por la que se inscriben en el Registro de régimen retributivo específico en estado de preasignación a las ofertas adjudicatarias.» 8 Dicho informe, elaborado con información más reciente que la disponible con anterioridad a la elaboración de los Presupuestos Generales del Estado 2016 y una vez publicado el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, estimaba una compensación total de 1.338 M€, la mitad de los cuales serían financiados por el sistema.


www.cnmc.es

Página 23 de 48

dispone de más información en relación con dicho desarrollo reglamentario que la relacionada con la propuesta de Orden remitida por el Secretario de Estado de Energía el 27 de mayo de 2015 sobre el mecanismo de capacidad para la mejora medioambiental en determinadas instalaciones de producción de electricidad. En dicha propuesta, todavía en tramitación, se estimaba un impacto en los pagos por capacidad de 405 M€ en el periodo completo de aplicación de la orden (2015-2018). Teniendo en cuenta que la propuesta de Orden otorgaba al titular de las instalaciones de generación el derecho a percibir el 20% de la cuantía total en una primera fase del proceso, el coste para 2016 podría ascender a unos 80 M€. Por tanto, en caso de que se implantara dicho mecanismo en 2016, su impacto casi igualaría la dotación incluida en la previsión realizada en la Memoria que acompaña la Orden. Finalmente, en el ámbito de los pagos por capacidad, cabe recordar la necesidad de que se desarrolle el mecanismo de hibernación previsto en el artículo 53 de la Ley 24/2013, lo que permitiría que existiese un ajuste dinámico entre la oferta y la demanda en el mercado de producción.

Fondo de contingencias

Los costes previstos para 2016 incluyen 100 M€, en concepto de Fondo de contingencias, sin que en la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden se aporte información que permita su valoración.

4.4. Sobre la suficiencia de los ingresos para cubrir los costes previstos

para 2016 En el Cuadro 9 se presenta el escenario de ingresos y costes previstos en la Memoria que acompaña la propuesta de Orden. Se observa que, según el escenario de ingresos y costes de la propuesta de Orden, los ingresos del sistema serían suficientes para cubrir los costes de acceso previstos para 2016, teniendo en cuenta el saldo de los pagos por capacidad.


www.cnmc.es

Página 24 de 48

Cuadro 9. Escenario de ingresos y costes previstos para 2016 según la memoria que acompaña a la propuesta de Orden

Fuente: propuesta de Orden y Memoria que la acompaña

5. Consideraciones particulares 5.1. Artículo 1. Peajes de acceso. La propuesta de Orden mantiene en 2015 los precios de la Orden IET/107/2014 y la Orden IET/2444/2014 para todos los consumidores, con la excepción de los acogidos al peaje 6.1B para los que se incluye una reducción un 6,7% en los precios de los términos de potencia y energía respecto de los establecidos en la Orden IET/2444/2014. Este peaje es de aplicación a los consumidores conectados en redes de tensión mayor o igual a 30 kV y menor de 36 kV, conforme a la modificación del Real Decreto 1164/2001 introducida en la disposición final segunda del Real Decreto 1054/2014, de 12 de diciembre, por el que se regula el procedimiento de cesión de los derechos de cobro del déficit del sistema eléctrico del año 2013 y se desarrolla la metodología de cálculo del tipo de interés que devengarán los derechos de cobro de dicho déficit y, en su caso, de los desajustes temporales negativos posteriores (véase Cuadro 10).

Costes e ingresos del sistema (Miles €) Previsión 2016

Ingresos regulados (A) 14.015.179

Ingresos por peajes de consumidores 13.726.205

Ingresos por peajes a generadores 132.346

Ingresos art. 17 Real Decreto 216/2014 20.628


Ingresos externos a peajes (B) 3.154.510

Ingresos Ley 15/2012 de medidas fiscales 2.704.510

Ingresos subastas CO2 450.000

Total ingresos regulados (C) = (A) + (B) 17.169.689

Costes regulados (D) 17.145.489

Costes de acceso 17.213.544

Saldo de pagos por capacidad - 218.055

Otros costes regulados 150.000


(C) - (D) 24.200


www.cnmc.es

Página 25 de 48

Cuadro 10. Precios de los términos de potencia y energía aplicable a los consumidores con potencia contratada superior a 450 kW y conectados en redes de tensión mayor o igual a 30 kV y menor de 36 kV en la Orden IET/107/2014 y en la propuesta de Orden

Fuente: Orden IET/107/2014 y propuesta de Orden

Teniendo en cuenta las variables de facturación previstas para este colectivo de consumidores en la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden, se estima que la reducción del peaje 6.1B supondrá una reducción de los ingresos de 10 M€. De esta manera, los consumidores acogidos al peaje 6.1B registran una facturación media un 21% inferior a la que se hubiera registrado de mantenerse los peajes establecidos en la Orden IET/107/2014, sin que ni en la propuesta de Orden ni en la Memoria que le acompaña se justifique el criterio que ha conducido a mantener los peajes para todos los consumidores excepto para los acogidos al peaje 6.1B. Adicionalmente, cabe cuestionar si, además de su falta de justificación, la revisión a la baja de los cargos referidos anteriormente es conforme al artículo 19.5 de la Ley 24/2013, en tanto en cuanto impide la reducción de los peajes y cargos mientras existan deudas pendientes de ejercicios anteriores. En consecuencia, esta Comisión propone mantener los peajes de la Orden IET/2444/2014. 5.2. Artículo 3. Precios de los cargos asociados a los costes del sistema

de aplicación a las diferentes modalidades de autoconsumo. En el Artículo 3 de la propuesta de Orden se actualizan los precios de los cargos asociados a los costes del sistema y otros servicios que deben ser de aplicación a las modalidades de autoconsumo según lo previsto en la disposición transitoria primera del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo, que son establecidos en el Anexo II.

Orden IET/2444/2014

Peaje 6.1 B

Propuesta de Orden

Peaje 6.1 BVariación 2016 sobre 2015

Tp

(€/kW y año)

Te

( €/kWh)

Tp (€/kW y

año)Te ( €/kWh) Tp Te

Periodo 1 33,237522 0,023381 31,020989 0,021822 -6,7% -6,7%

Periodo 2 16,633145 0,017462 15,523919 0,016297 -6,7% -6,7%

Periodo 3 12,172701 0,009306 11,360932 0,008685 -6,7% -6,7%

Periodo 4 12,172701 0,004631 11,360932 0,004322 -6,7% -6,7%

Periodo 5 12,172701 0,00299 11,360932 0,002791 -6,7% -6,7%

Periodo 6 5,553974 0,001871 5,183592 0,001746 -6,7% -6,7%

Periodo


www.cnmc.es

Página 26 de 48

En particular, los términos fijos de los cargos de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada no superior a 10 kW se reducen un 3,4% respecto de los del Real Decreto 900/2015, los términos fijos de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada comprendida entre 10 y 15 kW se reducen un 2%, mientras que los cargos del resto de consumidores registran reducciones inferiores, con la excepción de los cargos aplicables a los peajes 6.1B (con reducciones del término fijo comprendidas entre el 6,7% y el 23%) y los precios del periodo 1 del peaje 6.4 y el periodo 2 de los peajes 3.0 A, 3.1 A, 6.2 y 6.3. Por su parte, los términos variables de los cargos transitorios por energía autoconsumida registran reducciones respecto de los establecidos en el Real Decreto 900/2015 comprendidas entre el 3% y el 13,3% para los consumidores de baja tensión y entre el 6,5% y el 23,3% para el resto de los consumidores (véase Cuadro 11). Cuadro 11. Precios de los términos de potencia y energía de los cargos del RD 900/2015

y de la propuesta de Orden

Fuente: Real Decreto 900/2015 y propuesta de Orden

La variación de los precios de los términos de energía del cargo transitorio por energía autoconsumida está motivada, fundamentalmente, por la reducción de los precios para la financiación de los pagos por capacidad y de los precios asociados a otros servicios del sistema, si bien los términos variables de los cargos asociados a los costes del sistema también se reducen (véase Cuadro 12).

Disposición transitoria primera del RD 900/2015. Términos de

potencia y energía (Hasta el 31 de diciembre de 2015)

Propuesta de Orden. Términos de potencia y energía

(Desde el 1 de enero de 2016)% variación de la Propuesta de Orden respecto RD 900/2014

€/kW y año Cargo fijo (€/kW y año) Cargo fijo

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6

2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 8,989169 8,682019 -3,4%

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 8,989169 8,682019 -3,4%

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 8,989169 8,682019 -3,4%

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 15,390453 15,083303 -2,0%

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 15,390453 15,083303 -2,0%

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 15,390453 15,083303 -2,0%

3.0 A ( Pc > 15 kW) 32,174358 6,403250 14,266872 32,083923 6,212601 14,245468 -0,3% -3,0% -0,2%

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 36,608828 7,559262 5,081433 36,370283 7,253411 5,046692 -0,7% -4,0% -0,7%

6.1 A (1 kV a 30kV) 22,648982 8,176720 9,919358 11,994595 14,279706 4,929022 22,474651 8,056099 9,872687 11,969862 14,279130 4,911990 -0,8% -1,5% -0,5% -0,2% 0,0% -0,3%

6.1 B (30 kV a 36kV) 16,747077 5,223211 7,757881 9,833118 12,118229 3,942819 14,356213 3,993364 6,899441 8,996616 11,305884 3,555405 -14,3% -23,5% -11,1% -8,5% -6,7% -9,8%

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 9,451587 1,683097 4,477931 6,402663 8,074908 2,477812 9,317256 1,583664 4,439480 6,384560 8,074483 2,464864 -1,4% -5,9% -0,9% -0,3% 0,0% -0,5%

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 9,551883 2,731715 3,994851 5,520499 6,894902 1,946805 9,452888 2,660520 3,963845 5,505622 6,894555 1,933970 -1,0% -2,6% -0,8% -0,3% 0,0% -0,7%

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 3,123313 0,000000 1,811664 3,511473 4,991205 1,007911 3,011434 0,000000 1,777750 3,495529 4,990903 0,994354 -3,6% 0,0% -1,9% -0,5% 0,0% -1,3%

Cargo transitorio por energía autoconsumida (€/kWh) Cargo transitorio por energía autoconsumida (€/kWh) Cargo transitorio por energía autoconsumida


2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 0,046750 0,044504 -4,8%

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 0,060789 0,008510 0,058489 0,007368 -3,8% -13,4%

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 0,061561 0,008869 0,008449 0,059269 0,007650 0,007344 -3,7% -13,7% -13,1%

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 0,058445 0,056200 -3,8%

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 0,071727 0,017885 0,069426 0,016716 -3,2% -6,5%

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 0,072498 0,020765 0,013707 0,070206 0,019507 0,012602 -3,2% -6,1% -8,1%

3.0 A ( Pc > 15 kW) 0,025270 0,017212 0,011127 0,021957 0,015040 0,010183 -13,1% -12,6% -8,5%

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 0,019485 0,013393 0,014197 0,016699 0,011411 0,013268 -14,3% -14,8% -6,5%

6.1 A (1 kV a 30kV) 0,015678 0,014733 0,010559 0,011786 0,012535 0,008879 0,012995 0,012837 0,008996 0,010431 0,011206 0,007951 -17,1% -12,9% -14,8% -11,5% -10,6% -10,5%

6.1 B (30 kV a 36kV) 0,015678 0,012426 0,010005 0,011173 0,012139 0,008627 0,012995 0,009531 0,008541 0,009527 0,010623 0,007580 -17,1% -23,3% -14,6% -14,7% -12,5% -12,1%

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 0,016967 0,014731 0,010716 0,010965 0,011264 0,008395 0,014139 0,012915 0,009197 0,009622 0,009936 0,007470 -16,7% -12,3% -14,2% -12,2% -11,8% -11,0%

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0,019326 0,015950 0,011343 0,011092 0,011221 0,008426 0,016527 0,014150 0,009832 0,009751 0,009893 0,007501 -14,5% -11,3% -13,3% -12,1% -11,8% -11,0%

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0,015678 0,011674 0,010005 0,010372 0,010805 0,008252 0,012995 0,009871 0,008541 0,009030 0,009477 0,007328 -17,1% -15,4% -14,6% -12,9% -12,3% -11,2%

Peaje de acceso

Peaje de acceso


www.cnmc.es

Página 27 de 48

Cuadro 12. Precios del componente variable de los cargos asociados a los costes del sistema, los pagos por capacidad y otros servicios del sistema del RD 900/2015 y de la

propuesta de Orden

Fuente: Real Decreto 900/2015 y propuesta de Orden

Los peajes de transporte y distribución implícitos tanto en los peajes de acceso vigentes como en la propuesta de Orden se obtienen como resultado de restar a los términos fijos y variables de los peajes de acceso los términos fijos y variables

Disposición transitoria primera del RD 900/2015. Términos de

potencia y energía (Hasta el 31 de diciembre de 2015)

Propuesta de Orden. Términos de potencia y energía (Desde el

1 de enero de 2016)% variación de la Propuesta de Orden respecto RD 900/2014

Componente de cargo variable asociado a los costes del

sistema (€/kWh)


sistema (€/kWh)


sistema


2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 0,033367 0,033311 -0,2%

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 0,047227 0,000000 0,047155 0,000000 -0,2% 0,0%

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 0,047999 0,000000 0,000144 0,047935 0,000000 0,000137 -0,1% 0,0% -4,9%

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 0,045062 0,045007 -0,1%

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 0,058165 0,009375 0,058093 0,009348 -0,1% -0,3%

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 0,058936 0,011896 0,005402 0,058873 0,011858 0,005395 -0,1% -0,3% -0,1%

3.0 A ( Pc > 15 kW) 0,007116 0,004244 0,003569 0,007020 0,004173 0,003562 -1,4% -1,7% -0,2%

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 0,003807 0,001496 0,006713 0,003705 0,001385 0,006705 -2,7% -7,4% -0,1%

6.1 A (1 kV a 30kV) 0,000000 0,003466 0,000554 0,002411 0,003160 0,001395 0,000000 0,003305 0,000454 0,002384 0,003159 0,001388 0,0% -4,6% -18,0% -1,1% 0,0% -0,5%

6.1 B (30 kV a 36kV) 0,000000 0,001159 0,000000 0,001798 0,002764 0,001142 0,000000 0,000000 0,000000 0,001480 0,002576 0,001017 0,0% -100,0% 0,0% -17,7% -6,8% -10,9%

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 0,001288 0,003464 0,000711 0,001589 0,001889 0,000910 0,001145 0,003383 0,000655 0,001575 0,001889 0,000907 -11,1% -2,3% -7,8% -0,9% 0,0% -0,3%

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0,003648 0,004684 0,001338 0,001717 0,001846 0,000941 0,003533 0,004618 0,001291 0,001705 0,001846 0,000938 -3,2% -1,4% -3,5% -0,7% 0,0% -0,3%

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0,000000 0,000408 0,000000 0,000997 0,001430 0,000768 0,000000 0,000339 0,000000 0,000983 0,001430 0,000765 0,0% -16,8% 0,0% -1,4% 0,0% -0,4%

Pagos por capacidad (€/kWh) Pagos por capacidad (€/kWh) Pagos por capacidad


2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 0,005898 0,004630 -21,5%

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 0,006078 0,001026 0,004771 0,000805 -21,5% -21,5%

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 0,006078 0,001384 0,000821 0,004771 0,001087 0,000644 -21,5% -21,5% -21,5%

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 0,005898 0,004630 -21,5%

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 0,006078 0,001026 0,004771 0,000805 -21,5% -21,5%

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 0,006078 0,001384 0,000821 0,004771 0,001087 0,000644 -21,5% -21,5% -21,5%

3.0 A ( Pc > 15 kW) 0,010669 0,005484 0,000073 0,008374 0,004304 0,000058 -21,5% -21,5% -21,1%

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 0,008194 0,004412 0,000000 0,006432 0,003463 0,000000 -21,5% -21,5% 0,0%

6.1 A (1 kV a 30kV) 0,008194 0,003782 0,002521 0,001891 0,001891 0,000000 0,006432 0,002969 0,001979 0,001484 0,001484 0,000000 -21,5% -21,5% -21,5% -21,5% -21,5% 0,0%

6.1 B (30 kV a 36kV) 0,008194 0,003782 0,002521 0,001891 0,001891 0,000000 0,006432 0,002969 0,001979 0,001484 0,001484 0,000000 -21,5% -21,5% -21,5% -21,5% -21,5% 0,0%

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 0,008194 0,003782 0,002521 0,001891 0,001891 0,000000 0,006432 0,002969 0,001979 0,001484 0,001484 0,000000 -21,5% -21,5% -21,5% -21,5% -21,5% 0,0%

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0,008194 0,003782 0,002521 0,001891 0,001891 0,000000 0,006432 0,002969 0,001979 0,001484 0,001484 0,000000 -21,5% -21,5% -21,5% -21,5% -21,5% 0,0%

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0,008194 0,003782 0,002521 0,001891 0,001891 0,000000 0,006432 0,002969 0,001979 0,001484 0,001484 0,000000 -21,5% -21,5% -21,5% -21,5% -21,5% 0,0%

Otros servicios (€/kWh) Otros servicios (€/kWh) Otros servicios


2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 0,007485 0,006566 -12,3%

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 0,007485 0,007485 0,006566 0,006566 -12,3% -12,3%

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 0,007485 0,007485 0,007485 0,006566 0,006566 0,006566 -12,3% -12,3% -12,3%

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 0,007485 0,006566 -12,3%

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 0,007485 0,007485 0,006566 0,006566 -12,3% -12,3%

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 0,007485 0,007485 0,007485 0,006566 0,006566 0,006566 -12,3% -12,3% -12,3%

3.0 A ( Pc > 15 kW) 0,007485 0,007485 0,007485 0,006566 0,006566 0,006566 -12,3% -12,3% -12,3%

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 0,007485 0,007485 0,007485 0,006566 0,006566 0,006566 -12,3% -12,3% -12,3%

6.1 A (1 kV a 30kV) 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 -12,3% -12,3% -12,3% -12,3% -12,3% -12,3%

6.1 B (30 kV a 36kV) 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 -12,3% -12,3% -12,3% -12,3% -12,3% -12,3%

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 -12,3% -12,3% -12,3% -12,3% -12,3% -12,3%

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 -12,3% -12,3% -12,3% -12,3% -12,3% -12,3%

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,007485 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 0,006566 -12,3% -12,3% -12,3% -12,3% -12,3% -12,3%

Cargo transitorio por energía autoconsumida (€/kWh) Cargo transitorio por energía autoconsumida (€/kWh) Cargo transitorio por energía autoconsumida


2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 0,046750 0,044504 -4,8%

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 0,060789 0,008510 0,058489 0,007368 -3,8% -13,4%

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 0,061561 0,008869 0,008449 0,059269 0,007650 0,007344 -3,7% -13,7% -13,1%

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 0,058445 0,056200 -3,8%

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 0,071727 0,017885 0,069426 0,016716 -3,2% -6,5%

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 0,072498 0,020765 0,013707 0,070206 0,019507 0,012602 -3,2% -6,1% -8,1%

3.0 A ( Pc > 15 kW) 0,025270 0,017212 0,011127 0,021957 0,015040 0,010183 -13,1% -12,6% -8,5%

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 0,019485 0,013393 0,014197 0,016699 0,011411 0,013268 -14,3% -14,8% -6,5%

6.1 A (1 kV a 30kV) 0,015678 0,014733 0,010559 0,011786 0,012535 0,008879 0,012995 0,012837 0,008996 0,010431 0,011206 0,007951 -17,1% -12,9% -14,8% -11,5% -10,6% -10,5%

6.1 B (30 kV a 36kV) 0,015678 0,012426 0,010005 0,011173 0,012139 0,008627 0,012995 0,009531 0,008541 0,009527 0,010623 0,007580 -17,1% -23,3% -14,6% -14,7% -12,5% -12,1%

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 0,016967 0,014731 0,010716 0,010965 0,011264 0,008395 0,014139 0,012915 0,009197 0,009622 0,009936 0,007470 -16,7% -12,3% -14,2% -12,2% -11,8% -11,0%

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0,019326 0,015950 0,011343 0,011092 0,011221 0,008426 0,016527 0,014150 0,009832 0,009751 0,009893 0,007501 -14,5% -11,3% -13,3% -12,1% -11,8% -11,0%

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0,015678 0,011674 0,010005 0,010372 0,010805 0,008252 0,012995 0,009871 0,008541 0,009030 0,009477 0,007328 -17,1% -15,4% -14,6% -12,9% -12,3% -11,2%

Peaje de acceso

Peaje de acceso

Peaje de acceso

Peaje de acceso


www.cnmc.es

Página 28 de 48

de los cargos asociados a la financiación de los costes del sistema (véanse Cuadro 13 y Cuadro 14).

Cuadro 13. Términos fijos y variables de los peajes de transporte y distribución implícitos en los peajes de acceso vigentes

Fuente: Orden IET/107/2014, Orden IET/2444/2014 y RD 900/2015 Nota: Los precios del componente de cargo variable asociado a los costes del sistema vienen expresados en €/kWh en barras de central, por lo que se aplican los coeficientes de pérdidas estándares para trasladarlos a €/kWh consumido antes de restarlos de los términos variables de los peajes de acceso.

Peajes de acceso vigentes (A)

Término fijo del peaje de acceso (€/kW y año) Término variable del peaje de acceso (€/kWh)

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6

2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 38,043426 0,044027

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 38,043426 0,062012 0,002215

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 38,043426 0,062012 0,002879 0,000886

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 44,444710 0,057360

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 44,444710 0,074568 0,013192

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 44,444710 0,074568 0,017809 0,006596

3.0 A ( Pc > 15 kW) 40,728885 24,437330 16,291555 0,018762 0,012575 0,004670

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 59,173468 36,490689 8,367731 0,014335 0,012754 0,007805

6.1 A (1 kV a 30kV) 39,139427 19,586654 14,334178 14,334178 14,334178 6,540177 0,026674 0,019921 0,010615 0,005283 0,003411 0,002137

6.1 B (30 kV a 36kV) 33,237522 16,633145 12,172701 12,172701 12,172701 5,553974 0,023381 0,017462 0,009306 0,004631 0,002990 0,001871

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 22,158348 11,088763 8,115134 8,115134 8,115134 3,702649 0,015587 0,011641 0,006204 0,003087 0,001993 0,001247

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 18,916198 9,466286 6,927750 6,927750 6,927750 3,160887 0,015048 0,011237 0,005987 0,002979 0,001924 0,001206

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 13,706285 6,859077 5,019707 5,019707 5,019707 2,290315 0,008465 0,007022 0,004025 0,002285 0,001475 0,001018

Cargos del RD 900/2015 (B)

Término fijo del cargo ( €/kW y año)Componente de cargo variable asociado a los costes del

sistema (€/kWh)

Pérdidas

(%)


2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 8,989169 0,038038

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 8,989169 0,054217 0,000000

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 8,989169 0,055103 0,000000 0,000156

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 15,390453 0,051371

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 15,390453 0,066773 0,010378

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 15,390453 0,067659 0,013609 0,005867

3.0 A ( Pc > 15 kW) 32,174358 6,403250 14,266872 0,008205 0,004864 0,003951

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 36,608828 7,559262 5,081433 0,004058 0,001592 0,007035

6.1 A (1 kV a 30kV) 22,648982 8,176720 9,919358 11,994595 14,279706 4,929022 0,000000 0,003695 0,000590 0,002563 0,003359 0,001470

6.1 B (30 kV a 36kV) 16,747077 5,223211 7,757881 9,833118 12,118229 3,942819 0,000000 0,001235 0,000000 0,001911 0,002938 0,001204

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 9,451587 1,683097 4,477931 6,402663 8,074908 2,477812 0,001351 0,003627 0,000744 0,001659 0,001972 0,000945

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 9,551883 2,731715 3,994851 5,520499 6,894902 1,946805 0,003772 0,004839 0,001381 0,001770 0,001903 0,000966

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 3,123313 0,000000 1,811664 3,511473 4,991205 1,007911 0,000000 0,000415 0,000000 0,001014 0,001454 0,000779

Peajes de transporte y distribución implícitos en los peajes vigentes (A) - (B)

Término fijo del peaje de T&D (€/kW y año) Término variable del peaje de T&D (€/kWh)


2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 29,054257 0,005989

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 29,054257 0,007795 0,002215

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 29,054257 0,006909 0,002879 0,000730

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 29,054257 0,005989

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 29,054257 0,007795 0,002814

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 29,054257 0,006909 0,004200 0,000729

3.0 A ( Pc > 15 kW) 8,554527 18,034080 2,024683 0,010557 0,007711 0,000719

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 22,564640 28,931427 3,286298 0,000000 0,000000 0,000000 0,010277 0,011162 0,000770 0,000000 0,000000 0,000000

6.1 A (1 kV a 30kV) 16,490445 11,409934 4,414820 2,339583 0,054472 1,611155 0,026674 0,016226 0,010025 0,002720 0,000052 0,000667

6.1 B (30 kV a 36kV) 16,490445 11,409934 4,414820 2,339583 0,054472 1,611155 0,023381 0,016227 0,009306 0,002720 0,000052 0,000667

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 12,706761 9,405666 3,637203 1,712471 0,040226 1,224837 0,014236 0,008014 0,005460 0,001428 0,000021 0,000302

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 9,364315 6,734571 2,932899 1,407251 0,032848 1,214082 0,011276 0,006398 0,004606 0,001209 0,000021 0,000240

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 10,582972 6,859077 3,208043 1,508234 0,028502 1,282404 0,008465 0,006607 0,004025 0,001271 0,000021 0,000239

Peaje de acceso

Peaje de acceso

Peaje de acceso


www.cnmc.es

Página 29 de 48

Cuadro 14. Términos fijos y variables de los peajes de transporte y distribución implícitos en la propuesta de Orden

Fuente: propuesta de Orden Nota: Los precios del componente de cargo variable asociado a los costes del sistema vienen expresados en €/kWh en barras de central, por lo que se aplican los coeficientes de pérdidas estándares para trasladarlos a €/kWh consumido antes de restarlos de los términos variables de los peajes de acceso.

Cabe señalar que los términos fijos de los peajes de transporte y distribución implícitos en la propuesta de Orden se mantienen, mientras que los términos variables de los peajes de transporte y distribución implícitos en la propuesta de Orden aumentan respecto de los términos variables implícitos en los peajes de acceso vigentes, a efectos de ajustarlos a la retribución del transporte y la distribución previstas para el ejercicio 2016 (véase Cuadro 15).

Peajes de acceso de la propuesta de Orden (A)

Término fijo del peaje de acceso (€/kW y año) Término variable del peaje de acceso (€/kWh)


2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 38,043426 0,044027

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 38,043426 0,062012 0,002215

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 38,043426 0,062012 0,002879 0,000886

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 44,444710 0,057360

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 44,444710 0,074568 0,013192

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 44,444710 0,074568 0,017809 0,006596

3.0 A ( Pc > 15 kW) 40,728885 24,437330 16,291555 0,018762 0,012575 0,004670

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 59,173468 36,490689 8,367731 0,014335 0,012754 0,007805

6.1 A (1 kV a 30kV) 39,139427 19,586654 14,334178 14,334178 14,334178 6,540177 0,026674 0,019921 0,010615 0,005283 0,003411 0,002137

6.1 B (30 kV a 36kV) 31,020989 15,523919 11,360932 11,360932 11,360932 5,183592 0,021822 0,016297 0,008685 0,004322 0,002791 0,001746

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 22,158348 11,088763 8,115134 8,115134 8,115134 3,702649 0,015587 0,011641 0,006204 0,003087 0,001993 0,001247

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 18,916198 9,466286 6,927750 6,927750 6,927750 3,160887 0,015048 0,011237 0,005987 0,002979 0,001924 0,001206

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 13,706285 6,859077 5,019707 5,019707 5,019707 2,290315 0,008465 0,007022 0,004025 0,002285 0,001475 0,001018

Cargos de la propuesta de Orden (B)

Término fijo del cargo ( €/kW y año)Componente de cargo variable asociado a los costes del

sistema (€/kWh)

Pérdidas

(%)


2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 8,682019 0,037975

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 8,682019 0,054134 0,000000

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 8,682019 0,055029 0,000000 0,000149

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 15,083303 0,051308

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 15,083303 0,066690 0,009348

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 15,083303 0,067586 0,011858 0,005395

3.0 A ( Pc > 15 kW) 32,083923 6,212601 14,245468 0,008094 0,004173 0,003562

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 36,370283 7,253411 5,046692 0,003949 0,001474 0,007027

6.1 A (1 kV a 30kV) 22,474651 8,056099 9,872687 11,969862 14,279130 4,911990 0,000000 0,003523 0,000484 0,002534 0,003358 0,001463

6.1 B (30 kV a 36kV) 14,356213 3,993364 6,899441 8,996616 11,305884 3,555405 0,000000 0,000000 0,000000 0,001573 0,002738 0,001072

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 9,317256 1,583664 4,439480 6,384560 8,074483 2,464864 0,001201 0,003542 0,000686 0,001644 0,001972 0,000942

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 9,452888 2,660520 3,963845 5,505622 6,894555 1,933970 0,003653 0,004771 0,001332 0,001757 0,001903 0,000964

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 3,011434 0,000000 1,777750 3,495529 4,990903 0,994354 0,000000 0,000345 0,000000 0,001000 0,001454 0,000776

Peajes de transporte y distribución implícitos en la propuesta de Orden (A) - (B)

Término fijo del peaje de T&D (€/kW y año) Término variable del peaje de T&D (€/kWh)


2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 29,361407 0,006052

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 29,361407 0,007878 0,002215

2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 29,361407 0,006983 0,002879 0,000737

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 29,361407 0,006052

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 29,361407 0,007878 0,003844

2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 29,361407 0,006982 0,005951 0,001201

3.0 A ( Pc > 15 kW) 8,644962 18,224729 2,046087 0,010668 0,008402 0,001108

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 22,803185 29,237278 3,321039 0,000000 0,000000 0,000000 0,010386 0,011280 0,000778 0,000000 0,000000 0,000000

6.1 A (1 kV a 30kV) 16,664776 11,530555 4,461491 2,364316 0,055048 1,628187 0,026674 0,016398 0,010131 0,002749 0,000053 0,000674

6.1 B (30 kV a 36kV) 16,664776 11,530555 4,461491 2,364316 0,055048 1,628187 0,021822 0,016297 0,008685 0,002749 0,000053 0,000674

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 12,841092 9,505099 3,675654 1,730574 0,040651 1,237785 0,014386 0,008099 0,005518 0,001443 0,000021 0,000305

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 9,463310 6,805766 2,963905 1,422128 0,033195 1,226917 0,011395 0,006466 0,004655 0,001222 0,000021 0,000242

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 10,694851 6,859077 3,241957 1,524178 0,028804 1,295961 0,008465 0,006677 0,004025 0,001285 0,000021 0,000242

Peaje de acceso

Peaje de acceso

Peaje de acceso


www.cnmc.es

Página 30 de 48

Cuadro 15. Términos fijos y variables de los peajes de transporte y distribución

implícitos en los peajes de acceso vigentes y en los peajes de acceso de la propuesta de Orden

Fuente: Orden IET/107/2014, Orden IET/2444/2014, RD 900/2015 y propuesta de Orden

Esta Comisión recuerda que los peajes de transporte y distribución así calculados no resultan de la aplicación de la Circular 3/2014, de 2 de julio, de la CNMC, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, y reitera la necesidad, puesta de manifiesto en sucesivos informes, de elaborar la metodología de cálculo de los cargos. Adicionalmente, esta Comisión se remite a las consideraciones recogidas en el “Informe sobre el proyecto de Real Decreto por el que se establece la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo” aprobado el 8 de julio de 2015. 5.3. Artículo 4. Precio unitario para la financiación de los pagos por

capacidad. La propuesta de Orden actualiza los precios unitarios para la financiación de los pagos por capacidad. En particular, los precios establecidos en la propuesta de Orden suponen una reducción del 21% respecto de los precios vigentes, establecidos en la disposición transitoria única del Real Decreto-ley 9/2015, de 10 de julio, de medidas urgentes para reducir la carga tributaria soportada por

Peajes de T&D vigentes (Hasta el 31 de diciembre de 2015)Peajes de T&D de la propuesta de Orden (Desde el 1 de enero

de 2016)% variación de la Propuesta de Orden respecto RD 900/2014

Término fijo (€/kW y año) Término fijo (€/kW y año) Término fijo


29,054257 29,054257 0,0%

29,054257 29,054257 0,0%

29,054257 29,054257 0,0%

29,054257 29,054257 0,0%

29,054257 29,054257 0,0%

29,054257 29,054257 0,0%

8,554527 18,034080 2,024683 8,554527 18,034080 2,024683 0,0% 0,0% 0,0%

22,564640 28,931427 3,286298 22,564640 28,931427 3,286298 0,0% 0,0% 0,0%

16,490445 11,409934 4,414820 2,339583 0,054472 1,611155 16,490445 11,409934 4,414820 2,339583 0,054472 1,611155 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

16,490445 11,409934 4,414820 2,339583 0,054472 1,611155 16,490445 11,409934 4,414820 2,339583 0,054472 1,611155 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

12,706761 9,405666 3,637203 1,712471 0,040226 1,224837 12,706761 9,405666 3,637203 1,712471 0,040226 1,224837 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

9,364315 6,734571 2,932899 1,407251 0,032848 1,214082 9,364315 6,734571 2,932899 1,407251 0,032848 1,214082 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

10,582972 6,859077 3,208043 1,508234 0,028502 1,282404 10,582972 6,859077 3,208043 1,508234 0,028502 1,282404 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

Término variable (€/kWh) Término variable (€/kWh) Término variable


0,005989 0,006052 1,1%

0,007795 0,002215 0,007878 0,002215 1,1% 0,0%

0,006909 0,002879 0,000730 0,006983 0,002879 0,000737 1,1% 0,0% 1,0%

0,005989 0,006052 1,1%

0,007795 0,002814 0,007878 0,003844 1,1% 36,6%

0,006909 0,004200 0,000729 0,006982 0,005951 0,001201 1,1% 41,7% 64,7%

0,010557 0,007711 0,000719 0,010668 0,008402 0,001108 1,1% 9,0% 54,1%

0,010277 0,011162 0,000770 0,010386 0,011280 0,000778 1,1% 1,1% 1,1%

0,026674 0,016226 0,010025 0,002720 0,000052 0,000667 0,026674 0,016398 0,010131 0,002749 0,000053 0,000674 0,0% 1,1% 1,1% 1,1% 1,4% 1,1%

0,023381 0,016227 0,009306 0,002720 0,000052 0,000667 0,021822 0,016297 0,008685 0,002749 0,000053 0,000674 -6,7% 0,4% -6,7% 1,1% 1,5% 1,0%

0,014236 0,008014 0,005460 0,001428 0,000021 0,000302 0,014386 0,008099 0,005518 0,001443 0,000021 0,000305 1,1% 1,1% 1,1% 1,0% 0,9% 1,0%

0,011276 0,006398 0,004606 0,001209 0,000021 0,000240 0,011395 0,006466 0,004655 0,001222 0,000021 0,000242 1,1% 1,1% 1,1% 1,1% 1,4% 1,1%

0,008465 0,006607 0,004025 0,001271 0,000021 0,000239 0,008465 0,006677 0,004025 0,001285 0,000021 0,000242 0,0% 1,1% 0,0% 1,1% 1,8% 1,2%


www.cnmc.es

Página 31 de 48

los contribuyentes del Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas y otras medidas de carácter económico, y una reducción del 43% respecto de los establecidos para 2016 en el artículo 5 del citado Real Decreto-ley 9/2015. Cabe señalar que, a pesar de la reducción de los pagos por capacidad introducida en la propuesta de Orden, los ingresos previstos para 2016 son superiores a los costes previstos para 2016, registrándose un saldo positivo de los pagos por capacidad de 218 M€. Teniendo en cuenta que los peajes de transporte y distribución implícitos en la propuesta de Orden son suficientes para recuperar la retribución de las redes, el superávit de los pagos por capacidad está destinado a la financiación del resto de costes regulados del sistema. Esta Comisión señala la necesidad de establecer una metodología de cálculo de los precios unitarios de los pagos por capacidad, a efectos de que cada componente de coste sea recuperado por el precio regulado correspondiente. 5.4. Artículo 5. Anualidades del desajuste de ingresos para 2016. Las anualidades para la financiación del déficit establecidas en el artículo 5 de la propuesta de Orden coinciden con las contenidas en el Informe de previsión de la CNMC, por lo que se hace necesaria su actualización una vez se dispone de los tipos de interés del mes de noviembre9. En consecuencia, se propone sustituir la tabla del artículo 5.1 por la siguiente:

DESAJUSTE DE INGRESOS (Euros)

Anualidad FADE 2.216.037.014

Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2005

282.869.330

Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2007

95.236.680

Déficit 2013 277.761.010

TOTAL 2.871.904.034

9 Las anualidades correspondientes al ejercicio 2016 para la financiación del déficit de los ejercicios 2005 y 2007 consideradas en el Informe de la CNMC fueron calculadas considerando como tipo de interés de actualización el Euribor promedio del 1 al 15 de septiembre (-0,35%). Una vez disponibles los datos de cotización del Euribor a 3 meses del mes de noviembre de 2015, cuyo promedio asciende a -0,089%, se ha procedido a recalcularlas.


www.cnmc.es

Página 32 de 48

5.5. Artículo 9. Aspectos retributivos de las instalaciones tipo. Uno de los objetivos de la propuesta de Orden es, según recoge la MAIN, «establecer las instalaciones tipo necesarias que no hubieran sido previstas en la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, ni en la Orden IET/1344/2015, de 6 de junio, así como aprobar sus parámetros retributivos, que serán de aplicación al primer semiperiodo regulatorio». Es decir, se ha constatado que existen unidades retributivas a las que no se les puede asignar instalación tipo (IT) por no corresponder las características técnicas de dichas instalaciones con las de ninguna instalación tipo de las aprobadas mediante las órdenes arriba citadas. Este es el caso de la IT a la que se ha asignado el código ‘IT-000591’, el cual se refiere instalaciones solares fotovoltaicas sobre cubierta de potencia instalada superior a 1 MW, correspondientes a la convocatoria de pre-asignación de retribución del primer trimestre de 2011, con fecha de puesta en servicio en 2013 y ubicadas en la zona climática 4 (no se requiere en este caso especificar subtipo de tecnología, es decir, si la planta es fija o con seguimiento a uno o dos ejes). El anexo IV de la propuesta de Orden establece los parámetros retributivos de aplicación a la citada IT de nueva creación, entre ellos, la retribución a la operación (Ro) en 2014, 2015 y 2016. Pues bien, debería aclararse, en la primera de las tablas incluidas en el apartado 2 de dicho anexo IV, que en el caso de la IT-000591 dicha tabla proporciona la Ro en €/MWh aplicable a 2014, pero no al primer semestre de 2015 (esto último cabe suponer se refiere solo a la otra IT de nueva creación, la IT-01526, que es una cogeneración para la cual se contempla una Ro distinta en cada uno de los semestres de 2015). Para evitar toda posible ambigüedad sería preferible dividir la citada tabla en dos, una por IT, tal y como se ha hecho con los parámetros facilitados a continuación, en ese mismo anexo. 5.6. Disposición adicional tercera. Autorización excepcional de

aplicación de una única tarifa de acceso. Esta disposición viene a clarificar y homogeneizar los requisitos, trámite administrativo y vigencia de las autorizaciones excepcionales para la aplicación de una única tarifa de acceso conjunta cuando se dispone de dos tomas de suministro, tal y como se contempla en el artículo 5.3.4º del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se aprueban las tarifas de acceso a las redes. Como aspecto más relevante, se viene a exigir que ninguno de los puntos de conexión asociados disponga de capacidad suficiente para efectuar el suministro con la potencia que figure en el contrato de acceso a las redes, requisito que esta Comisión entiende correcto toda vez que si el suministro puede atenderse desde un solo punto de conexión, el consumidor siempre tiene la posibilidad de declarar el otro punto como de socorro con una reducción del 50% del término


www.cnmc.es

Página 33 de 48

de potencia de dicho socorro si la alimentación la realiza la misma empresa distribuidora. Otro aspecto a resaltar es que la Resolución que en su caso dicte la DGPEM tendrá una vigencia anual prorrogable por periodos iguales salvo en caso de modificación de las condiciones o características de la acometida, de los parámetros autorizados o pérdidas de las condiciones establecidas en la normativa por parte del suministro o instalación afectada, lo que conllevará una importante reducción de la carga administrativa que este tipo de autorizaciones genera. No obstante todo lo anterior, debería modificarse mediante norma con rango de real decreto lo establecido en el referido artículo 5.3.4º del Real Decreto 1164/2001, en el sentido de no constreñir a dos los puntos de toma, toda vez que constan a esta Comisión suministros que disponen de tres o más tomas. Finalmente, se entiende necesaria la mejora de redacción del apartado 2)f) sobre los certificados que debe emitir la empresa distribuidora, por ello se propone la siguiente redacción:

«f) Certificado de la empresa distribuidora con las características de la acometida eléctrica que refleje, como mínimo, los siguientes aspectos:

- El cumplimiento de los requisitos previstos en los párrafos b) y c) del apartado 1; - El código Unificado de Punto de Suministro (CUPS) asociado al punto frontera de las líneas para las que se solicita la aplicación de una única tarifa de acceso conjuntamente. - La potencia por la que están vigentes los derechos de extensión de los contratos asociados a cada una de dichas fronteras líneas; - Detalle de la operativa, […]»

5.7. Disposición adicional sexta. Propuesta de procedimiento para el tratamiento de los datos a efectos de facturación de la energía.

Esta disposición fija un plazo máximo de dos meses tras la entrada en vigor de la Propuesta de Orden para que esta Comisión remita a la Secretaría de Estado de Energía (SEE) una propuesta de procedimiento para tratar los datos procedentes de los equipos de medida «a efectos de facturación de la energía» de acuerdo con las modificaciones introducidas por el Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo. Esta Comisión no puede quedar sujeta a otros plazos distintos a los establecidos en la normativa reguladora de su funcionamiento, por lo que por una Orden Ministerial no le podría imponer plazos distintos para tramitar sus procedimientos.


www.cnmc.es

Página 34 de 48

Sin perjuicio de lo anterior, debe tenerse presente que la disposición adicional tercera del citado Real Decreto 900/2015 establece un plazo de tres meses desde la entrada en vigor del mismo (es decir, el 11 de enero de 2016) para que el operador del sistema remita a la SEE una propuesta de modificación de los procedimientos de operación del sistema eléctrico (P.O.) y en su caso, de las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico aprobado por Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto. Esta propuesta de modificación alcanzará sin duda numerosos apartados del P.O. 10.5 (‘Cálculo del mejor valor de energía en los puntos frontera y cierres de energía del sistema de información de medidas eléctricas’), así como determinados aspectos de los P.O. 10.12 (‘Procedimiento para la comprobación, validación y cálculo del mejor valor de energía de los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión’) y 10.13 (‘Procedimiento por el que los distribuidores intercambian información con los comercializadores de energía eléctrica, y ponen a disposición de los comercializadores y los consumidores los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión’). La propuesta debería ser además sometida a continuación al correspondiente trámite de audiencia (que comprendería, de no concurrir condiciones de urgencia, otros 20 días), y en su caso a informe de esta Comisión, todo lo cual supondría que transcurriría al menos otro mes. Pues bien, resultaría prematuro el planteamiento de una propuesta de procedimiento para el tratamiento de los datos procedentes de los equipos de medida antes de que se conozcan cuando menos las propuestas de modificación de los diversos procedimientos de operación y, en su caso, del Reglamento unificado de puntos de medida, los cuales determinan la forma en que obtener dichas medidas, aspecto este que se considera el más complejo para la efectiva implantación del Real Decreto 900/2015, en lo que atañe a la facturación de los cargos, fijos o variables, en él contemplados. Adicionalmente, se entiende necesario modificar la redacción de esta disposición ya que en los términos actuales el alcance parece circunscribirse a la aplicación de cargos variables, en [€/kWh], relacionados pues con la energía autoconsumida de forma horaria, en tanto que debería ser también extensible a la aplicación de cargos fijos, en [€/kW], relacionados con la llamada ‘potencia de aplicación de cargos’, de acuerdo con la definición del artículo 3.1.m) y del Anexo I, apartado 9 del Real Decreto 900/2015, la cual ha de compararse con «la potencia a facturar a efectos de aplicación de los peajes de acceso», según la disposición transitoria primera, apartado 3.a) del repetido Real Decreto 900/2015.


www.cnmc.es

Página 35 de 48

De acuerdo con todo lo anterior, el plazo de dos meses debería ser contado desde que se reciba por el operador del sistema la propuesta de modificación de los citados procedimientos de operación y, en su caso, del Reglamento unificado de puntos de medida, cuya adaptación constituye un prerrequisito para la redacción, a su vez, de un procedimiento de facturación plenamente útil y coherente con ellos. Por todo lo anterior, se entiende necesaria la siguiente corrección, tanto en el texto de la disposición como en el propio título de la misma:

Disposición adicional sexta. Propuesta de procedimiento para el tratamiento de los datos a efectos de facturación de la energía los cargos fijos y variables. « La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia remitirá a la Secretaría de Estado de Energía, en el plazo máximo de dos meses desde la remisión por el operador del sistema a dicha Secretaría de Estado de Energía de la propuesta de modificación de los procedimientos de operación del sistema eléctrico y en su caso de las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida, prevista en la disposición adicional tercera.1 del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre entrada en vigor de esta orden, una propuesta de procedimiento para el tratamiento de los datos procedentes de los equipos de medida a efectos de facturación de la energía cuyo contenido sea necesario para adaptarse a las modificaciones introducidas por el citado Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, […]»

5.8. Disposición transitoria primera. Retribución del Operador del

Mercado Ibérico de Energía, Polo Español para 2016 y precios a cobrar a los agentes.

La disposición transitoria primera de la propuesta de Orden establece la retribución del Operador del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español (OMIE) para 2016 y los precios a cobrar a los agentes. De acuerdo con el apartado primero de esta disposición transitoria “la cuantía global determinada para la retribución de la sociedad OMI-Polo Español, S.A. correspondiente al año 2016 será de 15.000 miles de euros”. La retribución establecida para el OMIE en la Orden IET/2444/201410 fue de 14.568 miles de euros, similar a la retribución establecida en la Orden IET/107/201411. La propuesta de Orden objeto de este informe incrementa un

10 Orden IET/2444/2014, de 19 de diciembre, por la que se determinan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2015. 11 Orden IET/107/2014, de 31 de enero, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2014.


www.cnmc.es

Página 36 de 48

3% la retribución del OMIE (+432 miles de euros) sin que dicho incremento se haya justificado suficientemente en la Memoria de la propuesta de Orden. En el anexo II “Retribución del operador del mercado para 2016” de este informe, se calcula la cuantía global de la retribución que se obtendría para 2016 para el operador del mercado, de acuerdo con la “Propuesta de metodología de retribución del operador del mercado” aprobada por la Sala de Supervisión Regulatoria en fecha 6 de noviembre de 2014, y que asciende a 13.812 miles de euros. Esta retribución incluye los costes correspondientes al proyecto XBID previstos para 2016 en el presupuesto del OMIE. Esta Comisión considera que mientras no se apruebe la metodología de retribución del OMIE y teniendo en cuenta que el resultado que se obtendría a partir de dicha metodología para 2016 es inferior al establecido en la Orden IET/2444/2014, se debería, o bien fijar como retribución provisional 13.812 miles de euros, o en su defecto, mantener en la propuesta de Orden objeto de este informe la retribución de 14.568 miles de euros para el OMIE en 2016. Por otra parte, el párrafo segundo de este apartado primero señala lo siguiente:

[…] Los costes en los que incurra el operador del mercado que se deriven del proyecto de desarrollo, puesta en marcha, operación y gestión de una plataforma conjunta de negociación para un mercado intradiario de ámbito europeo, serán considerados en la retribución de dicho operador. A estos efectos, el operador del mercado enviará a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio de Industria, Energía y Turismo la información de los costes incurridos, con el desglose y formato que se determine.

En este sentido, esta Comisión tuvo en cuenta en su propuesta de retribución del OMIE para el ejercicio 2014 y 2015, los costes previstos en relación al proyecto XIBD. Así, la retribución del OMIE propuesta para 2015 por esta Comisión (14.942 miles de euros), incluía 3.080 miles de euros correspondientes a la previsión de costes para 2015 del proyecto XBID recogida en el Presupuesto 2015 del OMIE. De acuerdo con el Presupuesto 2016 del OMIE, remitido a esta Comisión el pasado 15 de octubre 2015, los gastos previstos por el proyecto XBID para el cierre de este ejercicio serán de 1.239 miles de euros (-60% respecto a los previstos). Por consiguiente, la retribución establecida para el OMIE en la Orden IET/2444/2014 ha permitido cubrir los gastos del proyecto XBID en 2015. En 2016, y tal y como se recoge en la siguiente sección, la propuesta de retribución del OMIE incluye 2.774 miles de euros correspondientes al proyecto XBID, que es la previsión de costes asociados a este proyecto para 2016. Esta Comisión considera que la interpretación del párrafo arriba reproducido (recogido también en la disposición transitoria primera de la Orden IET/2444/2014) es que los costes asociados al proyecto XBID deben


www.cnmc.es

Página 37 de 48

incorporarse dentro de la propuesta de retribución al OMIE, y financiarse con cargo a los precios que pagan los agentes. Al objeto de clarificar cómo se retribuyen los costes de este proyecto se propone la siguiente redacción del párrafo segundo del apartado 1 de la disposición transitoria primera de la propuesta de Orden objeto de este informe:

[…] Los costes en los que incurra el operador del mercado que se deriven del proyecto de desarrollo, puesta en marcha, operación y gestión de una plataforma conjunta de negociación para un mercado intradiario de ámbito europeo, serán considerados en la cuantía global determinada para la retribución de dicho operador anualmente. A estos efectos, el operador del mercado enviará a la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia y al Ministerio de Industria, Energía y Turismo la información de los costes incurridos, con el desglose y formato que se determine que permita acreditar los costes incurridos en este proyecto.

En el anexo II “Retribución del operador del mercado para 2016” de este informe, se ofrece información detallada sobre la propuesta de retribución del operador del mercado para 2016. 5.9. Disposición transitoria segunda. Retribución del operador del

sistema para 2016 y precios a cobrar a los sujetos. La disposición transitoria segunda de la propuesta de Orden establece la retribución del Operador del Sistema (OS) para 2016. De acuerdo con el apartado primero de esta disposición transitoria “la cuantía global determinada para la retribución de Red Eléctrica de España, S.A. como operador del sistema correspondiente al año 2016 será de 57.600 miles de euros”. La retribución establecida para el OS en la disposición transitoria segunda de la Orden IET/2444/2014 fue de 56.000 miles de euros, similar a la retribución establecida en la disposición transitoria tercera de la Orden IET/107/2014. La propuesta de Orden objeto de este informe incrementa un 2,9% la retribución del OS (+1.600 miles de euros) sin que dicho incremento se haya justificado suficientemente en la Memoria de la propuesta de Orden. En el anexo III “Retribución del operador del sistema para 2016” de este informe, se calcula la cuantía global de la retribución que se obtendría para 2016 para el OS, de acuerdo con la “Propuesta de metodología de retribución del operador del sistema” aprobada por la Sala de Supervisión Regulatoria en fecha 6 de noviembre de 2014, y que asciende a 56.198 miles de euros. Esta Comisión considera que mientras no se apruebe la metodología de retribución del OS y teniendo en cuenta que el resultado que se obtendría a partir de dicha metodología para 2016 es similar al establecido en la Orden IET/2444/2014, se debería, o bien fijar como retribución provisional 56.198 miles


www.cnmc.es

Página 38 de 48

de euros, o en su defecto, mantener en la propuesta de Orden objeto de este informe la retribución de 56.000 miles de euros para el OS en 2016. En el anexo III “Retribución del operador del sistema para 2016” de este informe, se ofrece información detallada sobre la propuesta de retribución del OS para 2016. Finalmente se indica que, de acuerdo con las estimaciones realizadas por esta Comisión, los precios para la financiación del OS incluidos en la propuesta de Orden supondrían una recaudación de 58.806 miles de euros, frente a los 57.600 miles de euros considerados en la propuesta de Orden, por lo que cabría revisarlos a la baja. 5.10. Disposición transitoria quinta. Superávit de ingresos. La disposición transitoria quinta de la propuesta de Orden, establece que “hasta que no se proceda al desarrollo reglamentario del mecanismo de destino de la reducción de las cantidades pendientes de devolución correspondientes a los desajustes de años anteriores, previsto en el apartado 4 del artículo 19 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, los superávit de ingresos que pudieran resultar de las liquidaciones del sistema eléctrico en cada ejercicio, no podrán destinarse a otro fin”. Cabe señalar que el apartado cuarto del artículo 19 de la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico establece que (subrayado añadido): “Los superávit de ingresos que pudieran resultar de las liquidaciones del sistema eléctrico en cada ejercicio serán considerados ingresos liquidables del sistema del ejercicio en curso. Siempre que existan desajustes de años anteriores estos ingresos se destinarán a la reducción de las cantidades pendientes de devolución correspondientes a los mismos.” En relación con esta disposición, la CNMC considera necesario que se proceda lo antes posible al desarrollo reglamentario que permita cumplir con la finalidad dada en la Ley del Sector Eléctrico a los superávit de ingresos, y por consiguiente que se pueda llevar a cabo la amortización parcial de la deuda del sistema eléctrico, que asciende a 31 de diciembre de 2015 a 25.057 millones de euros. Esta deuda supone un elevado coste financiero para el sistema eléctrico, siendo los intereses de la deuda estimados para 2016 de 883,6 millones de euros, según la información disponible en la CNMC a fecha actual. Además, un retraso en ese desarrollo reglamentario provocaría la inconsistencia de disponer de una posición de tesorería vinculada al superávit de ingresos, al mismo tiempo que se estaría aplicando un coeficiente de cobertura por desajuste entre ingresos y gastos en las liquidaciones provisionales que se estuviesen ejecutando.


www.cnmc.es

Página 39 de 48

5.11. Disposición final primera. Modificación de la Orden IET/1459/2014, de

1 de agosto, por la que se aprueban los parámetros retributivos y se establece el mecanismo de asignación del régimen retributivo específico para nuevas instalaciones eólicas y fotovoltaicas en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

Esta disposición tiene por objeto ampliar el apartado 1 del anexo II de la citada Orden con la parametrización de las instalaciones tipo eólicas del sistema eléctrico canario con año de autorización de explotación definitiva 2017 y 2018. La última columna de las tablas de dicho apartado recoge el ‘Incentivo a la inversión por la reducción de costes de generación’, Iinv, expresado en [€/MWh], el cual se mantiene invariable, para cada uno de los sistemas insulares canarios, en 2017-2018 respecto a los definidos para 2014-2016. Ahora bien, para la estimación de dicho incentivo a la inversión, y según lo previsto en el artículo 18 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, deben tomarse en consideración, además de la retribución a la inversión prevista, los costes variables de generación por unidad de energía en cada subsistema eléctrico, (Cvg/Egbc), y el precio medio estimado del mercado, ambos también expresados en [€/MWh], durante el correspondiente semiperiodo regulatorio. Dado que los años 2017 y 2018 forman parte ya del siguiente semiperiodo regulatorio (2017-2019), debería o bien especificarse expresamente cuáles son los costes variables unitarios de generación que se han tenido en cuenta para cada subsistema canario en dichos años (mediante una tabla análoga a la última de las incluidas en el anexo II de la Orden IET/1458/2014, de 1 de agosto), o bien indicarse, también explícitamente, que, con independencia de cuál sea la relación finalmente alcanzada en esos años entre el precio medio de mercado y los costes variables unitarios, se aplicarán en todo caso los incentivos a la inversión incluidos en la propuesta de Orden. Finalmente, se considera conveniente modificar el título del referido anexo II especificando que los parámetros retributivos de las instalaciones tipo de tecnología eólica en el Sistema Eléctrico Canario aplican no sólo al primer semiperiodo regulatorio, sino también a los años 2017 y 2018. Asimismo, se considera que esta misma modificación es aplicable al texto que contempla el apartado primero de la disposición adicional sexta de la repetida Orden IET/148/2014, en la que tampoco se mencionan los referidos años 2017 y 2018.


www.cnmc.es

Página 40 de 48

6. Otras consideraciones 6.1. Nueva disposición adicional (séptima) para homogeneizar el modo

de facturar el alquiler de los equipos de medida. Ante la disparidad de criterios aplicados por cada empresa distribuidora en el modo de facturación de los alquileres de los equipos de medida, lo que genera incertidumbre para los consumidores y suele ser objeto de múltiples reclamaciones por parte de los mismos, se propone incluir una nueva disposición adicional —que sería la séptima— con el objetivo de dar mayor trasparencia y seguridad a la aplicación del citado alquiler, con el siguiente redactado:

«Las empresas distribuidoras que faciliten a los consumidores los equipos de medida en régimen de alquiler, facturarán el importe reglamentariamente establecido teniendo en cuenta el número de días del periodo de facturación, es decir, indicando expresamente el precio en €/día, considerando que en dicho período el día de lectura inicial estará excluido y el día de lectura final estará incluido.»

6.2. Nueva disposición adicional (octava) para que no se incremente el

precio de alquiler de los nuevos equipos de medida hasta su plena integración en los sistemas de telemedida y telegestión.

Tal y como esta Comisión ya ha tenido ocasión de manifestar, a los consumidores que dispongan en régimen de alquiler de equipos de medida tipo 5 monofásicos con capacidad de telemedida y telegestión pero que no se encuentren efectivamente integrados en dichos sistemas, debería cobrárseles el precio de alquiler del equipo de medida de energía activa monofásico tradicional, toda vez que tales consumidores no se están beneficiando de las funcionalidades de los nuevos equipos de medida. Por ello, se propone incluir una nueva disposición adicional —que sería la octava—, con el siguiente redactado:

«El precio de alquiler de los equipos de medida tipo 5 monofásicos con capacidad de telemedida y telegestión que no se encuentren efectivamente integrados en dichos sistemas, será el mismo que el fijado para los equipos de medida de energía activa monofásicos de simple tarifa distinta de la 1.0.»

6.3. Nueva disposición adicional (novena) para el establecimiento de

criterios homogéneos para la facturación de los peajes de generación.

Esta Comisión ha recibido diversas consultas en relación con la lectura de la energía que sirve de base para la facturación de peajes de acceso a aplicar en la actividad de generación, en la que se plantean diferentes situaciones en las que las medidas no parecen reflejar correctamente la energía vertida por las


www.cnmc.es

Página 41 de 48

centrales a la red. Por ello, se considera conveniente el establecimiento de unos criterios homogéneos que permitan una correcta facturación de estos peajes, para lo que se podría incluir en esta Orden una solicitud de propuesta al OS en este ámbito. 6.4. Nueva disposición adicional (décima) Publicación de coeficientes de

pérdidas por parte del Operador del Sistema De acuerdo con el artículo 7.4 del Real Decreto 216/2014, el cálculo del término de coste horario de energía del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) requiere un coeficiente horario de pérdidas del peaje de acceso. La disposición adicional cuarta de este mismo decreto impone al OS la obligación de calcular y publicar, con una antelación de al menos dos días respecto al día de suministro, el citado coeficiente de pérdidas. Se especifica asimismo que este coeficiente se determinará en función del nivel de tensión y peaje de acceso y, en su caso, perfil de consumo. Por ello, dichos coeficientes de pérdidas estándares deben ser revisados cada vez que se disponga de nuevos perfiles de consumo, fruto de la información que aportan los nuevos equipos de medida horarios. Durante el año 2015, dichos coeficientes no han podido ser revisados adaptándose a la modificación de perfiles que tuvo lugar en enero de 2015, al no estar prevista en la normativa dicha revisión. Se propone, por tanto, que la Orden de peajes objeto de este informe contemple dicha posibilidad, teniendo en cuenta que se va a disponer de unos nuevos perfiles para 2016. En este mismo ámbito, la disposición adicional cuarta del Real Decreto 216/2014 contempla que el OS elabore un informe con carácter anual de valoración de los coeficientes estimados. Dado que en breve se contará con la información suficiente para poder llevar a cabo dicho valoración anual, sería conveniente que la normativa también contemplara la posibilidad de realizar una modificación de los criterios que utiliza el OS para calcular dichos coeficientes, sobre la base de dicho informe, de tal forma que las posibles mejoras pudieran implantarse rápidamente. La normativa debería prever, con carácter previo a su implantación, la comunicación tanto a la Secretaría de Estado de Energía como a la CNMC de los detalles de la nueva metodología, así como la justificación de los cambios introducidos.


www.cnmc.es

Página 42 de 48

6.5. Nueva disposición transitoria (sexta). Valor del margen de comercialización fijo, MCF, definido en el artículo 7 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación.

El Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los Precios Voluntarios para el Pequeño Consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación establece en el punto 2 de la disposición adicional octava que el margen de comercialización será de 4 €/kW contratado y año. Asimismo establece que este valor podrá ser modificado por Orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. Adicionalmente, establece en el punto 3 un mandato a la CNMC para la elaboración de un informe sobre el margen comercial que corresponde aplicar a la comercialización de referencia para realizar el suministro a PVPC y a tarifa de último recurso, detallando cada uno de los costes de comercialización que se incorporan en el mismo. Las Sentencias del TS de 3 de noviembre de 2015 (Rec. 395/2014 y Rec. 395/2014) ha estimado parcialmente los recursos presentados de Gas Natural SDG, SA (GN) e IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, S.A. contra el Real Decreto 216/2014 y han declarado nulo el apartado 2 de la disposición adicional octava del citado Real Decreto 216/2014. En consecuencia, a partir de la publicación de dichas Sentencias se generará un vacío normativo sobre el valor del margen de comercialización. A la fecha de elaboración del presente informe está en fase de finalización el informe que debe elaborar la CNMC en cumplimiento del mandato establecido en la citada disposición adicional octava del Real Decreto 216/2014. A los efectos de cubrir el vacío normativo entre la fecha de publicación en el BOE del fallo de dichas Sentencias y la fecha en que se adopten las disposiciones precisas para su ejecución, y se establezca un valor para dicho margen, y con el objetivo de evitar impactos negativos sobre los distintos agentes (tanto comercializadores como consumidores) en ejercicios futuros se propone incluir una disposición transitoria en la Orden que finalmente se publique que, al menos, incluya un margen de comercialización equivalente al establecido en la disposición anulada, esto es, 4 €/kW y año. Por todo cuanto antecede, la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia


www.cnmc.es

Página 43 de 48

ACUERDA

ÚNICO.- Informar favorablemente la “Propuesta de Orden por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2016 y se aprueban determinadas instalaciones tipo y parámetros retributivos de instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos”, sin perjuicio de las consideraciones efectuadas en el presente informe. Comuníquese este Acuerdo a la Dirección de Energía y notifíquese a la Secretaría de Estado de Energía.


www.cnmc.es

Página 44 de 48

ANEXO I. INFORME DE RESPUESTA A LA SOLICITUD DE DATOS POR PARTE DE LA

DIRECCIÓN GENERAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA Y MINAS PARA LA ELABORACIÓN DEL ESCENARIO DE INGRESOS Y COSTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO PARA EL CIERRE DE 2015

Y 2016


www.cnmc.es

Página 45 de 48

ANEXO II. RETRIBUCIÓN DEL OPERADOR DEL

MERCADO PARA 2016

[CONFIDENCIAL]


www.cnmc.es

Página 46 de 48

ANEXO III. RETRIBUCIÓN DEL OPERADOR DEL SISTEMA PARA 2016

[CONFIDENCIAL]


www.cnmc.es

Página 47 de 48

ANEXO IV. ALEGACIONES DEL CONSEJO CONSULTIVO DE ELECTRICIDAD

[CONFIDENCIAL]


www.cnmc.es

Página 48 de 48

www.cnmc.es

INF/DE/084/15 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona

www.cnmc.es

Página 1 de 111

ACUERDO POR EL QUE SE REMITE A LA DIRECCIÓN GENERAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA Y MINAS DATOS PARA LA ELABORACIÓN DEL ESCENARIO DE INGRESOS Y COSTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO PARA 2016 Expediente nº: INF/DE/084/15 SALA DE SUPERVISIÓN REGULATORIA Presidenta Dª. María Fernández Pérez Consejeros D. Eduardo García Matilla D. Josep Maria Guinart Solà D. Diego Rodríguez Rodríguez Secretario de la Sala D. Miguel Sánchez Blanco, Vicesecretario del Consejo En Madrid, a 5 de noviembre de 2015 La Sala de Supervisión Regulatoria ha aprobado el presente informe sobre la «Respuesta a la solicitud de datos por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas para la elaboración del escenario de ingresos y costes del sistema eléctrico para 2016”» El informe se aprueba en ejercicio de las competencias consultivas de la CNMC en el proceso de elaboración de normas que afecten a su ámbito de competencias en los sectores sometidos a su supervisión, en aplicación de los artículos 5.2.a), 5.3 y 7, de creación de la CNMC.


www.cnmc.es

Página 2 de 111

1. Consideraciones previas

Como en años anteriores el Ministerio de Industria, Energía y Turismo (MINETUR) ha solicitado a esta Comisión una serie de datos necesarios para la elaboración de la Orden por la que se revisan los peajes de acceso a partir del 1 de enero de 2016. Dicha solicitud de información ha sido requerida por la Dirección General de Política Energética y Minas (DGPEM) el pasado 15 de septiembre con entrega el 15 de octubre de 2015. Para responder a la citada solicitud, esta Comisión dispone de la información que regularmente remiten los agentes del sector eléctrico para la realización de las liquidaciones de actividades reguladas y de la información que solicita a los agentes para la elaboración del preceptivo informe sobre la propuesta de tarifas. En particular, la CNMC solicitó, el pasado mes de julio, al Operador de Sistema (OS) la previsión de la demanda en barras de central (b.c.) para el cierre de 2015 y 2016 y, por otra parte, a las empresas distribuidoras información relativa a las previsiones sobre el número de clientes, consumos, potencias y facturaciones, desagregadas por grupo tarifario, para el cierre de 2015 y 2016. Asimismo, solicitó información sobre las instalaciones de transporte y distribución, el coste de generación en los sistemas extrapeninsulares, el coste de servicio de interrumpibilidad y los pagos por capacidad. El plazo del que disponían los agentes para remitir la información correspondiente finalizó el pasado 15 de septiembre de 2015, si bien, a solicitud de las empresas transportistas y distribuidoras, se concedió ampliación de plazo hasta el 30 de septiembre de 2015. En relación con lo anterior, cabe señalar que la solicitud de información de la Dirección General de Política Energética y Minas ha llegado con posterioridad a la solicitud de información que esta Comisión ha remitido a los agentes del sector eléctrico, por lo que no se dispone de la totalidad de la información con la desagregación requerida. Se señala que, algunas previsiones aportadas serán actualizadas con objeto de informar la propuesta de Orden por la que se actualizan los peajes de acceso para 2016 en diciembre de 2015. 2. Previsiones sobre las variables de facturación, ingresos y costes para

el cierre de 2015 y 2016 2.1. Previsiones sobre las variables de facturación para el cierre de 2015

y 2016


www.cnmc.es

Página 3 de 111

En este epígrafe se describe la previsión de demanda en barras de central y en consumo de la CNMC para el cierre de 2015 y 2016, así como otras variables de facturación relevantes, teniendo en cuenta la última información disponible. En el Anexo I se recogen las previsiones relativas al número de clientes, potencias contratadas y consumos desagregadas por peajes de acceso para el cierre de 2015 y 2016, para el total nacional y desagregado por subsistema: peninsular, balear, canario, ceutí y melillense, según solicitud de la Dirección General de Política Energética y Minas.

Respecto de las previsiones relativas al número de clientes potencias contratadas y consumos desagregados por peajes de acceso y Comunidad Autónoma para el cierre de 2015 y 2016, se indica que la CNMC no dispone de dicha información. No obstante, en la base de datos de liquidaciones se dispone de información histórica relativa al número de clientes, potencia facturada, consumo y facturación desagregada por provincia. En el epígrafe 4.1 del presente informe se aporta dicha información correspondiente a los ejercicios 2013 y 2014. 2.1.1. Previsión de cierre 2015 Previsión de la demanda en b.c. del Operador del Sistema

En el Cuadro 1 se presenta la demanda en b.c. registrada en 2014 y en los últimos doce meses (septiembre de 2014-octubre 2015) y el escenario de demanda previsto por el OS para el cierre de 2015. De acuerdo con la información aportada en septiembre de 2015, el OS estima que la demanda en b.c. nacional alcanzará 259.729 GWh, superior en un 0,6% a la demanda en b.c. registrada en 2014 (258.120 GWh) e inferior en un 1,3% a la demanda registrada en los últimos doce meses. La variación de la demanda en b.c. prevista para 2015 se explica por el aumento de la demanda en b.c. peninsular, parcialmente compensado por la contracción de la demanda en b.c. en los sistemas no peninsulares, con la excepción de Canarias. En particular, el OS prevé un leve incremento de la demanda peninsular (0,66%) y de la demanda canaria (0,25%) y una disminución de la demanda de los subsistemas balear (-0,35%), ceutí (-1,29%) y melillense (-0,01%). Se observa que, la previsión del OS para el cierre de 2015 es inferior a la demanda registrada en los últimos doce meses en todos los subsistemas, con la excepción del subsistema ceutí y no es coherente con la evolución registrada por la demanda en b.c. por subsistema (véase Gráfico 1).


www.cnmc.es

Página 4 de 111

Cuadro 1. Demanda en b.c. de 2014, últimos doce meses y previsión del Operador del Sistema de la demanda en b.c. para el cierre de 2015

Fuente: OS

Gráfico 1. Evolución mensual de la tasa de variación de los últimos doce meses de la demanda en barras de central de los subsistemas peninsular, balear, canario, ceutí y

melillense

Fuente: REE (Series estadísticas del sistema eléctrico español. Septiembre 2015).

La demanda en b.c. del sistema peninsular prevista por el OS para 2015 tiene en cuenta la demanda real registrada entre enero y julio de 2015 y estima un crecimiento negativo a partir de septiembre de 2015. Cabe señalar que la demanda prevista por el OS para último trimestre del año es inferior a la registrada en los últimos diez años (véase Gráfico 2).

Últimos doce meses

(sep 2014- ago 2015)

Previsión OS de cierre

2015

Previsión OS

2016 (GWh)

GWh% variación

respecto 2013GWh

% variación

respecto 2014

Peninsular 243.530 248.274 1,9% 245.139 0,66%

No peninsular 14.590 14.884 2,0% 14.590 0,00%

Baleares 5.585 5.787 3,6% 5.566 -0,35%

Canarias 8.580 8.668 1,0% 8.602 0,25%

Ceuta 212 211 -0,7% 210 -1,29%

Melilla 212 217 2,2% 212 -0,01%

Total Nacional 258.120 263.158 2,0% 259.729 0,6%

2014

(GWh)Sistema

-8,00%

-6,00%

-4,00%

-2,00%

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

8,00%

01

/04

/20

11

01

/06

/20

11

01

/08

/20

11

01

/10

/20

11

01

/12

/20

11

01

/02

/20

12

01

/04

/20

12

01

/06

/20

12

01

/08

/20

12

01

/10

/20

12

01

/12

/20

12

01

/02

/20

13

01

/04

/20

13

01

/06

/20

13

01

/08

/20

13

01

/10

/20

13

01

/12

/20

13

01

/02

/20

14

01

/04

/20

14

01

/06

/20

14

01

/08

/20

14

01

/10

/20

14

01

/12

/20

14

01

/02

/20

15

01

/04

/20

15

01

/06

/20

15

01

/08

/20

15

Península Baleares Canarias Ceuta Melilla


www.cnmc.es

Página 5 de 111

Gráfico 2. Demanda en b.c. peninsular en el periodo 2006-septiembre 2015 y previsión del OS para octubre-diciembre 2015.

Fuente: OS y REE (Series estadísticas del sistema eléctrico español. Septiembre 2015).

Previsión de la demanda en consumo de las empresas distribuidoras

En el Cuadro 2 se resume el escenario de demanda en consumo, desagregado por subsistema y peaje de acceso, agregado por la CNMC a partir de la información solicitada a las empresas distribuidoras para el cierre de 2015. Según dichas previsiones, se estima que en 2015 el consumo aumentará respecto del registrado en 2014 en todos los subsistemas, con la excepción de Canarias y Ceuta. En particular, en el sistema peninsular el consumo alcanzará los 221.805 GWh, un 1,5% superior al registrado en 2014. Por lo que respecta a la demanda en consumo para los sistemas extrapeninsulares e insulares, aumentará un 4,7% y un 1,6% respecto de 2014, en los subsistemas balear y melillense, respectivamente, y se reducirá un 0,9% y un 1,2% en los subsistemas de Canarias y Ceuta, respectivamente. Como resultado, la demanda nacional en consumo prevista por las empresas para el cierre de 2015 (235.390 GWh) supone un aumento respecto de la demanda registrada en 2014 (231.992 GWh) del 1,5%. En consecuencia, la previsión de la demanda en consumo de las empresas es superior a la prevista por el Operador del sistema para el cierre de 2015 (0,6%), alineada con la media móvil de los últimos doce meses (2,0%).

15.000

16.000

17.000

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

25.000

Dem

and

a b

.c. (

GW

h)

2006 2007 2008 2009 2010

2011 2012 2013 2014 20152015 P


www.cnmc.es

Página 6 de 111

Cuadro 2. Previsión de las empresas distribuidoras de la demanda en consumo para el cierre de 2015 desagregada por subsistema y peaje de acceso

Fuente: Empresas y SINCRO (1) Pc: Potencia contratada (2) Se ha desagrado el peaje 6.1 en los peajes 6.1 A y 6.1 B a partir de la información individualizada de

clientes de la base de datos de liquidaciones (SINCRO). (3) Incluye Trasvase Tajo-Segura

2014 (GWh)

Peninsular Baleares Canarias Ceuta Melilla Nacional

Baja tensión 100.231 3.770 4.802 129 136 109.068

Pc (1) < 10 kW 60.696 1.977 2.809 65 73 65.620

10 kW < Pc ≤ 15 kW 8.245 293 407 5 10 8.960

Pc > 15 kW 31.290 1.500 1.586 60 53 34.488

-

Media tensión 67.325 1.232 2.987 66 68 71.676

3.1 A 14.479 411 711 12 16 15.629

6.1 A (2) 47.804 821 2.275 54 51 51.005

6.1 B (2) 5.042 - - - - 5.042

Alta tensión 51.018 84 144 - - 51.247

6.2 16.653 84 144 - - 16.882

6.3 10.091 - - - - 10.091

6.4 (3) 24.274 - - - - 24.274 -

Total 218.574 5.086 7.933 195 204 231.992

Previsión de cierre 2015 (GWh)


Baja tensión 100.998 3.963 4.759 131 140 109.991

Pc (1) < 10 kW 61.146 2.102 2.794 65 75 66.184

10 kW < Pc ≤ 15 kW 8.095 309 404 5 11 8.823

Pc > 15 kW 31.758 1.552 1.560 60 54 34.984 -

Media tensión 68.616 1.278 2.978 62 67 73.002

3.1 A 14.768 426 676 12 17 15.897

6.1 A 48.598 853 2.302 51 50 51.853

6.1 B 5.251 - - - - 5.251

Alta tensión 52.190 85 123 - - 52.398

6.2 17.114 85 123 - - 17.321

6.3 10.430 - - - - 10.430

6.4 (3) 24.646 - - - - 24.646 -

Total 221.805 5.326 7.860 193 207 235.390

% variación 2015 sobre 2014


Baja tensión 0,8% 5,1% -0,9% 1,3% 3,0% 0,8%

Pc (1) < 10 kW 0,7% 6,3% -0,5% 1,3% 3,7% 0,9%

10 kW < Pc ≤ 15 kW -1,8% 5,4% -0,7% 1,3% 4,2% -1,5%

Pc > 15 kW 1,5% 3,5% -1,6% 1,3% 1,7% 1,4%

Media tensión 1,9% 3,8% -0,3% -6,1% -1,2% 1,8%

3.1 A 2,0% 3,6% -4,9% -2,0% 2,0% 1,7%

6.1 A 1,7% 3,9% 1,2% -7,0% -2,2% 1,7%

6.1 B 4,1% 4,1%

Alta tensión 2,3% 0,8% -15,0% 2,2%

6.2 2,8% 0,8% -15,0% 2,6%

6.3 3,4% 3,4%

6.4 (3) 1,5% 1,5%

Total 1,5% 4,7% -0,9% -1,2% 1,6% 1,5%


www.cnmc.es

Página 7 de 111

Consumo por periodo horario

En el Cuadro 3 se resume el escenario de demanda en consumo nacional, previsto por las empresas para el cierre de 2015 desagregado por peaje de acceso y periodo horario y se compara la distribución del consumo por periodo horario con el registrado en los últimos doce meses. Se observa que, para la discriminación horaria en seis periodos, según la información proporcionada por las empresas, en 2015 se produce un desplazamiento del consumo del periodo de valle (periodo 6) al resto de los periodos horarios. Al respecto cabe señalar que la distinta laboralidad de los ejercicios 2014 y 2015 da lugar a que para la discriminación horaria de seis periodos el número de horas de los periodos 1, 2 y 5 del ejercicio 2015 sean inferiores en un 0,9%, un 1,2% y un 4,5%, las de los periodos 3 y 4 sean superiores en un 4,1%, a las del ejercicio 2014, siendo el número de horas periodo 6 similar para ambos ejercicios (5.000 en 2014 y 5.017 en 2015).


www.cnmc.es

Página 8 de 111

Cuadro 3. Previsión de las empresas distribuidoras del consumo para el cierre de 2015 desagregado por peaje de acceso y periodo horario. Sistema Nacional

Fuente: Empresas y SINCRO (1) Pc: Potencia contratada (2) Se ha desagrado el peaje 6.1 en los peajes 6.1 A y 6.1 B a partir de la información

individualizada de clientes de la base de datos de liquidaciones (SINCRO). (3) Incluye Trasvase Tajo-Segura

Consumo por periodo horario (GW). Previsión de cierre 2015

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6

Baja tensión 74.803 26.816 8.372

Pc (1) ≤ 15 kW sin DH 63.900

Pc ≤ 15 kW con DH 3.792 7.271

Pc ≤ 15 kW con DHA 13 12 18

Pc > 15 kW 7.097 19.532 8.354

Media tensión 8.650 13.327 9.807 5.914 8.284 27.020

3.1 A 3.265 6.480 6.153

6.1 A (2) 4.857 6.181 3.301 5.342 7.464 24.707

6.1 B (2) 528 666 353 572 819 2.312

Alta tensión 3.595 5.226 2.671 4.556 6.712 29.637

6.2 1.355 1.882 952 1.583 2.290 9.259

6.3 661 1.003 519 900 1.333 6.014

6.4 (3) 1.579 2.342 1.200 2.073 3.090 14.364

Total 87.048 45.369 20.850 10.470 14.996 56.657

Distribución del consumo previsto por periodo horario (%)


Baja tensión

Pc (1) ≤ 15 kW sin DH 100,0%

Pc ≤ 15 kW con DH 34,3% 65,7%

Pc ≤ 15 kW con DHA 30,4% 28,4% 41,2%

Pc > 15 kW 20,3% 55,8% 23,9%

Media tensión

3.1 A 20,5% 40,8% 38,7%

6.1 A 9,4% 11,9% 6,4% 10,3% 14,4% 47,6%

6.1 B 10,1% 12,7% 6,7% 10,9% 15,6% 44,0%

Alta tensión

6.2 7,8% 10,9% 5,5% 9,1% 13,2% 53,5%

6.3 6,3% 9,6% 5,0% 8,6% 12,8% 57,7%

6.4 (3) 6,4% 9,5% 4,9% 8,4% 12,5% 58,3%

Distribución del consumo de los últimos doce meses (jul 14-jun 15) por

periodo horario (%)


Baja tensión

Pc (1) ≤ 15 kW sin DH 100,0%

Pc ≤ 15 kW con DH 34,0% 66,0%

Pc ≤ 15 kW con DHA 30,3% 27,9% 41,8%

Pc > 15 kW 20,3% 55,9% 23,8%

Media tensión

3.1 A 20,5% 40,6% 39,0%

6.1 A 8,9% 11,1% 6,1% 9,8% 13,5% 50,6%

6.1 B 9,0% 11,9% 6,6% 10,8% 14,5% 47,2%

Alta tensión

6.2 7,4% 10,2% 5,4% 8,9% 12,4% 55,7%

6.3 6,1% 9,2% 4,9% 8,4% 11,7% 59,7%

6.4 6,2% 9,2% 4,9% 8,6% 11,9% 59,2%


www.cnmc.es

Página 9 de 111

Potencia contratada por periodo horario

En el Cuadro 4 se resumen las previsiones para el sistema nacional de potencia contratada de las empresas para el cierre de 2015, desagregado por peaje de acceso y periodo horario, agregado por la CNMC a partir de la información solicitada a las empresas distribuidoras para el cierre de 2015. Según las previsiones de las empresas, la potencia contratada por periodo horario se reduce respecto de la registrada en 2014 en todos los peajes, con una contracción más acusada de la potencia de los consumidores conectados en media tensión1.

1 Según la información declarada por las empresas distribuidoras en la Base de datos de liquidaciones correspondiente al ejercicio 2014, los sectores de actividad más representativos en estos peajes son la Administración Pública, el alumbrado público, comercio y servicios y alimentación, bebidas y tabaco.


www.cnmc.es

Página 10 de 111

Cuadro 4. Previsión de las empresas distribuidoras de las potencias contratadas por periodo horario para el cierre de 2015 desagregada peaje de acceso. Sistema Nacional

Fuente: Empresas y SINCRO (1) Pc: Potencia contratada (2) Se ha desagrado el peaje 6.1 en los peajes 6.1 A y 6.1 B a partir de la información individualizada de

clientes de la base de datos de liquidaciones (SINCRO). (3) Incluye Trasvase Tajo-Segura

Potencia contratada por periodo horario (MW). Año 2014


Baja tensión 148.448 148.124 23.434 22.858

Pc (1) < 10 kW 114.544 114.544

10 kW < Pc ≤ 15 kW 11.025 11.025

Pc > 15 kW 22.879 22.555 23.434 22.858 - - -

Media tensión 21.194 20.296 21.216 21.865 14.317 14.444 19.035

3.1 A 6.824 6.504 7.154 7.642

6.1 A (2) 13.065 12.550 12.762 12.914 13.005 13.125 17.388

6.1 B (2) 1.305 1.241 1.301 1.309 1.312 1.318 1.648

Alta tensión 9.158 8.382 9.030 9.259 9.455 9.537 11.256

6.2 3.272 3.112 3.235 3.280 3.302 3.316 4.160

6.3 1.754 1.557 1.797 1.808 1.857 1.899 2.149

6.4 (3) 4.131 3.713 3.997 4.171 4.296 4.322 4.946

Total 178.799 176.801 53.680 53.981 23.772 23.981 30.291

Potencia contratada por periodo horario (MW). Previsión de cierre 2015


Baja tensión 145.896 145.578 22.830 23.009

Pc (1) < 10 kW 112.496 112.496

10 kW < Pc ≤ 15 kW 10.816 10.816

Pc > 15 kW 22.584 22.266 22.830 23.009

Media tensión 20.209 19.310 20.157 21.252 13.618 13.746 18.384

3.1 A 6.524 6.196 6.779 7.727

6.1 A 12.462 11.959 12.161 12.303 12.392 12.513 16.759

6.1 B 1.223 1.155 1.217 1.222 1.225 1.234 1.624

Alta tensión 8.959 8.258 8.909 9.132 9.338 9.409 11.106

6.2 3.201 3.043 3.167 3.206 3.225 3.238 4.107

6.3 1.751 1.550 1.788 1.802 1.863 1.895 2.163

6.4 (3) 4.007 3.664 3.954 4.123 4.250 4.275 4.836

Total 175.063 173.145 51.896 53.392 22.955 23.155 29.490

% variación previsión de cierre 2015 sobre 2014


Baja tensión -1,7% -1,7% -2,6% 0,7%

Pc (1) < 10 kW -1,8% -1,8%

10 kW < Pc ≤ 15 kW -1,9% -1,9%

Pc > 15 kW -1,3% -1,3% -2,6% 0,7%

Media tensión -4,6% -4,9% -5,0% -2,8% -4,9% -4,8% -3,4%

3.1 A -4,4% -4,7% -5,2% 1,1%

6.1 A -4,6% -4,7% -4,7% -4,7% -4,7% -4,7% -3,6%

6.1 B -6,3% -6,9% -6,5% -6,6% -6,6% -6,4% -1,4%

Alta tensión -2,2% -1,5% -1,3% -1,4% -1,2% -1,3% -1,3%

6.2 -2,2% -2,2% -2,1% -2,3% -2,3% -2,4% -1,3%

6.3 -0,2% -0,4% -0,5% -0,3% 0,3% -0,2% 0,6%

6.4 -3,0% -1,3% -1,1% -1,1% -1,1% -1,1% -2,2%

Total -2,1% -2,1% -3,3% -1,1% -3,4% -3,4% -2,6%

Potencia

facturada

(MW)

Potencia

facturada

(MW)

Potencia

facturada

(MW)


www.cnmc.es

Página 11 de 111

Previsión de la CNMC para el cierre de 2015

De acuerdo con la información disponible en el momento de elaboración del presente informe, la tasa de variación intertrimestral del PIB del segundo trimestre de 2015 es del 1,0%, una décima superior al del trimestre anterior (0,9%), situándose la tasa de variación interanual del PIB del segundo trimestre de 2015 en 3,1%2, cuatro décimas superior a la registrada en el primer trimestre de 2015 (2,7%). Para el año 2015, se espera que el PIB aumente entre un 2,8% y un 3,1% (CE 2,8%, FMI 3,1% y OCDE 2,9%), en línea con las previsiones consideradas por el Gobierno en los Presupuestos Generales del Estado (3,3%). Teniendo en cuenta las previsiones de demanda en b.c. del Operador del Sistema, las previsiones de demanda en consumo de las empresas y la evolución prevista de la economía, así como la evolución reciente de la demanda y de la potencia por peaje de acceso (véanse Cuadro 5, Gráfico 3, Cuadro 6, Gráfico 4, Cuadro 7 y Gráfico 5), se ha optado por adoptar para el cierre del 2015 el escenario de demanda de las empresas, con ligeras variaciones, motivadas, fundamentalmente, por inconsistencias detectadas en la información3.

2 Según el INE el PIB adelantado del tercer trimestre registra una variación del 0,8% en el

tercer trimestre de 2015, tasa inferior en dos décimas a la registrada en el trimestre anterior. La tasa de variación interanual del PIB del tercer trimestre de 2015 se situaría en el 3,4%. Véase http://www.ine.es/prensa/cntr0315a.pdf

3 Para cada una de las empresas se contrastan las previsiones sobre las variables de facturación remitidas con la información, individualizada y agregada, que regularmente remiten los agentes del sector eléctrico para la realización de las liquidaciones de actividades reguladas. Como resultado de esta comprobación se han observado algunas incoherencias entre las variables de facturación previstas por las empresas distribuidoras y la evolución de dichas variables de acuerdo con la última información disponible en la base de datos de liquidaciones, por lo que se ha procedido a realizar modificaciones puntuales de algunas variables previstas por las empresas distribuidoras.

http://www.ine.es/prensa/cntr0315a.pdf


www.cnmc.es

Página 12 de 111

Cuadro 5. Evolución de la demanda nacional en b.c.

Fuente: REE (Series estadísticas del sistema eléctrico español. Septiembre 2015).

Gráfico 3. Variación s/últimos 12 meses de la demanda en barras de central (%)

Fuente: REE

% Variación % Variación % Variación

GWh s/mismo mes s/acumulado s/últimos 12

año anterior anual meses

14 s/ 13 15 s/ 14 14 s/ 13 15 s/ 14 14 s/ 13 15 s/ 14

Enero 23.767 23.240 23.872 -2,22 2,72 -2,22 2,72 -2,26 -0,69

Febrero 21.666 21.449 22.031 -1,00 2,71 -1,64 2,72 -1,41 -0,38

Marzo 22.389 22.078 22.243 -1,39 0,75 -1,56 2,07 -1,47 -0,20

Abril 20.624 19.863 19.820 -3,69 -0,22 -2,05 1,54 -1,76 0,07

Mayo 20.627 20.648 21.005 0,10 1,73 -1,65 1,58 -1,47 0,20

Junio 20.342 20.832 21.645 2,41 3,90 -1,01 1,96 -0,64 0,33

Julio 23.045 22.490 25.093 -2,41 11,58 -1,22 3,39 -0,84 1,55

Agosto 22.050 21.585 22.301 -2,11 3,32 -1,33 3,38 -0,67 2,01

Septiembre 20.978 21.616 20.830 3,04 -3,64 -0,86 2,60 -0,37 1,45

Octubre 21.026 20.941 - -0,41 -0,82 -0,43

Noviembre 21.621 20.882 - -3,42 -1,05 -0,80

Diciembre 22.943 22.495 - -1,95 -1,13 -1,13

Anual 261.077 258.117 198.840

Mes 2013 2014 2015

-6,00%

-5,00%

-4,00%

-3,00%

-2,00%

-1,00%

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

ene.-

09

ma

r.-0

9

ma

y.-

09

jul.-0

9

sep

.-09

nov.-

09

ene.-

10

ma

r.-1

0

ma

y.-

10

jul.-1

0

sep

.-10

nov.-

10

ene.-

11

ma

r.-1

1

ma

y.-

11

jul.-1

1

sep

.-11

nov.-

11

ene.-

12

ma

r.-1

2

ma

y.-

12

jul.-1

2

sep

.-12

nov.-

12

ene.-

13

ma

r.-1

3

may.-

13

jul.-1

3

sep

.-13

nov.-

13

ene.-

14

mar.

-14

ma

y.-

14

jul.-1

4

sep

.-14

nov.-

14

ene.-

15

ma

r.-1

5

ma

y.-

15

jul.-1

5

sep

.-15

Ta

sa

de

va

ria

ció

n ú

ltim

os

do

ce

me

se

s

Demanda nacional Demanda peninsular Demanda extrapeninsular e insular


www.cnmc.es

Página 13 de 111

Cuadro 6. Evolución de la demanda nacional en consumo por nivel de tensión

Fuente: CNMC

Gráfico 4. Tasa de variación anual media de 12 meses del consumo por nivel de tensión

Fuente: CNMC

2014 julio -5,7% -5,9% -2,8% 1,2% 1,4% 7,2% 3,6% -1,3%

agosto -5,5% -5,7% -2,5% 1,5% 1,7% 7,6% 2,5% -1,1%

septiembre -5,2% -5,5% -1,8% 1,9% 1,9% 7,9% 1,6% -0,8%

octubre -5,2% -5,5% -1,8% 1,7% 2,6% 8,5% 2,4% -0,8%

noviembre -5,5% -5,7% -2,1% 1,4% 2,8% 8,5% 2,3% -0,9%

diciembre -5,7% -5,8% -2,3% 1,3% 2,9% 9,1% 2,3% -1,0%

2015 enero -5,1% -5,5% -1,9% 1,5% 2,9% 10,0% 2,6% -0,7%

febrero -4,2% -5,1% -1,4% 1,6% 2,8% 10,5% 2,4% -0,3%

marzo -3,3% -4,6% -1,2% 1,3% 2,4% 9,8% 2,4% -0,1%

abril -2,6% -4,2% -0,8% 1,4% 2,7% 9,3% 2,6% 0,2%

mayo -2,0% -3,8% -0,5% 1,2% 2,7% 8,6% 2,9% 0,4%

junio -1,4% -3,4% -0,2% 1,3% 2,7% 8,1% 2,9% 0,7%

Año

Baja Tensión

(< 1 kV)Alta

tensión 1

(≥ 1 kV y

< 36 kV)

Alta

tensión 2

(≥ 36 kV y

< 72,5 kV)

Alta

tensión 3

(≥ 72,5 kV

y < 145 kV)

Alta

tensión 4

(≥ 145 kV)

TOTAL

Pc ≤ 10 kW10 < Pc ≤

15 kWPc > 15 kW

-10,0%

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

jun.-

11

sep

.-11

dic

.-11

mar.

-12

jun.-

12

sep

.-12

dic

.-12

mar.

-13

jun.-

13

sep

.-13

dic

.-13

mar.

-14

jun.-

14

sep

.-14

dic

.-14

mar.

-15

jun.-

15

BT Pc ≤ 10 kW BT 10 < Pc ≤ 15 kW BT Pc > 15 kW

Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV)

Alta tensión 4 (≥ 145 kV)


www.cnmc.es

Página 14 de 111

Cuadro 7. Evolución de la potencia facturada por nivel de tensión

Fuente: CNMC

Gráfico 5. Tasa de variación anual media de 12 meses de la potencia facturada por nivel

de tensión

Fuente: CNMC

En el Cuadro 8 se resume las previsiones de la CNMC relativas al número de clientes, potencia contratada y consumo por periodo horario para el cierre del ejercicio 2015. En el Anexo I que acompaña al informe se detalla la previsión de número de clientes, potencia contratada y consumo por periodo horario desagregada por subsistemas.

2014 julio -0,7% -2,6% -5,8% -6,9% -3,1% -0,5% -1,4% -2,4%

agosto -0,6% -2,5% -6,0% -7,4% -3,1% -0,9% -1,0% -2,4%

septiembre -0,5% -2,5% -6,3% -7,7% -3,0% -0,3% 0,1% -2,4%

octubre -0,6% -2,4% -6,7% -8,0% -2,9% -0,3% -1,2% -2,5%

noviembre -0,6% -2,4% -7,1% -8,2% -2,9% 0,1% -1,4% -2,6%

diciembre -0,7% -2,5% -7,3% -8,2% -2,9% 0,5% -1,3% -2,7%

2015 enero -0,9% -2,6% -7,3% -8,1% -2,9% 1,2% 0,3% -2,8%

febrero -1,0% -2,6% -7,3% -7,9% -2,9% 2,1% 0,1% -2,8%

marzo -1,1% -2,6% -7,5% -7,8% -3,0% 2,2% -0,2% -2,9%

abril -1,1% -2,6% -7,3% -7,4% -3,0% 2,3% -0,4% -2,8%

mayo -1,1% -2,6% -7,0% -7,0% -2,9% 2,4% 0,2% -2,6%

junio -1,2% -2,7% -6,8% -6,5% -2,9% 2,6% 0,3% -2,6%

Alta

tensión 4

(≥ 145 kV)

TOTAL

Pc ≤ 10 kW10 < Pc ≤

15 kWPc > 15 kW

Año

Baja Tensión

(< 1 kV)Alta

tensión 1

(≥ 1 kV y

< 36 kV)

Alta

tensión 2

(≥ 36 kV y

< 72,5 kV)

Alta

tensión 3

(≥ 72,5 kV

y < 145 kV)

-10,0%

-8,0%

-6,0%

-4,0%

-2,0%

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

jun.-

11

sep

.-11

dic

.-11

mar.

-12

jun.-

12

sep

.-12

dic

.-12

mar.

-13

jun.-

13

sep

.-13

dic

.-13

mar.

-14

jun.-

14

sep

.-14

dic

.-14

mar.

-15

jun.-

15

BT Pc ≤ 10 kW BT 10 < Pc ≤ 15 kW BT Pc > 15 kW

Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV)

Alta tensión 4 (≥ 145 kV)


www.cnmc.es

Página 15 de 111

Cuadro 8. Previsión de la CNMC del número de clientes, potencia contratada y energía consumida por periodo horario desagregada por peaje de acceso prevista para el cierre

de 2015

Fuente: Empresas y SINCRO (1) Pc: Potencia contratada (2) Se ha desagrado el peaje 6.1 en los peajes 6.1 A y 6.1 B a partir de la información

individualizada de clientes de la base de datos de liquidaciones (SINCRO). (3) Incluye Trasvase Tajo-Segura

Por último, la demanda en b.c. prevista por la CNMC para el cierre de 2015, coherente con el escenario de demanda y facturación asciende a 261.475 GWh, resultado de imponer a la demanda en consumo las mismas pérdidas por subsistema que las registradas en el ejercicio 2014 (véase Cuadro 9).

Potencia contratada por periodo horario (MW). Año 2014 Energía consumido por periodo horario (MWh). Año 2014


Baja tensión 28.655.785 148.124 23.434 22.858 74.659 26.122 8.288 109.068

Pc (1) < 10 kW 27.028.822 114.544 60.655 4.955 10 65.620

10 kW < Pc ≤ 15 kW 877.099 11.025 7.000 1.959 2 8.960

Pc > 15 kW 749.863 22.555 23.434 22.858 7.004 19.208 8.276 34.488

Media tensión 106.145 20.296 21.216 21.865 14.317 14.444 19.035 8.280 12.824 9.559 5.605 7.842 27.567 71.676

3.1 A 85.996 6.504 7.154 7.642 3.194 6.339 6.096 15.629

6.1 A (2) 18.923 12.550 12.762 12.914 13.005 13.125 17.388 4.629 5.876 3.139 5.069 7.101 25.192 51.005

6.1 B (2) 1.226 1.241 1.301 1.309 1.312 1.318 1.648 458 609 324 535 741 2.375 5.042

Alta tensión 2.603 8.382 9.030 9.259 9.455 9.537 11.256 3.403 4.925 2.537 4.345 6.220 29.817 51.247

6.2 1.599 3.112 3.235 3.280 3.302 3.316 4.160 1.277 1.765 899 1.497 2.107 9.336 16.882

6.3 424 1.557 1.797 1.808 1.857 1.899 2.149 605 908 486 839 1.212 6.041 10.091

6.4 (3) 580 3.713 3.997 4.171 4.296 4.322 4.946 1.521 2.251 1.152 2.009 2.901 14.440 24.274 -

Total 28.764.532 176.801 53.680 53.981 23.772 23.981 30.291 86.342 43.870 20.384 9.950 14.062 57.383 231.992

Potencia contratada por periodo horario (MW). Previsión 2015 Energía consumida por periodo horario (MWh). Previsión 2015


Baja tensión 28.848.067 144.919 22.369 21.855 74.860 26.835 8.378 110.073

Pc (1) < 10 kW 27.229.454 112.588 60.865 5.351 15 - - - 66.230

10 kW < Pc ≤ 15 kW 874.720 10.825 6.892 1.936 3 - - - 8.831

Pc > 15 kW 743.893 21.506 22.369 21.855 7.103 19.548 8.360 - - - 35.012

Media tensión 108.297 19.356 20.287 20.972 13.628 13.756 18.395 8.659 13.346 9.824 5.918 8.289 27.041 73.078

3.1 A 88.214 6.232 6.900 7.437 3.272 6.494 6.167 - - - 15.933

6.1 A 18.960 11.969 12.171 12.313 12.402 12.523 16.771 4.860 6.186 3.304 5.346 7.470 24.729 51.894

6.1 B 1.122 1.155 1.217 1.222 1.225 1.234 1.624 528 666 353 572 819 2.312 5.251

Alta tensión 2.617 8.258 8.909 9.132 9.338 9.409 11.106 3.595 5.226 2.671 4.556 6.712 29.637 52.398

6.2 1.612 3.043 3.167 3.206 3.225 3.238 4.107 1.355 1.882 952 1.583 2.290 9.259 17.321

6.3 420 1.550 1.788 1.802 1.863 1.895 2.163 661 1.003 519 900 1.333 6.014 10.430

6.4 (3) 586 3.664 3.954 4.123 4.250 4.275 4.836 1.579 2.342 1.200 2.073 3.090 14.364 24.646

-

Total 28.958.981 172.532 51.565 51.958 22.965 23.165 29.502 87.115 45.407 20.873 10.474 15.001 56.678 235.548




Baja tensión 0,7% -2,2% -4,5% -4,4% 0,3% 2,7% 1,1% 0,9%

Pc (1) < 10 kW 0,7% -1,7% 0,3% 8,0% 53,4% 0,9%

10 kW < Pc ≤ 15 kW -0,3% -1,8% -1,5% -1,2% 40,5% -1,4%

Pc > 15 kW -0,8% -4,7% -4,5% -4,4% 1,4% 1,8% 1,0% 1,5%

Media tensión 2,0% -4,6% -4,4% -4,1% -4,8% -4,8% -3,4% 4,6% 4,1% 2,8% 5,6% 5,7% -1,9% 2,0%

3.1 A 2,6% -4,2% -3,5% -2,7% 2,4% 2,4% 1,2% 1,9%

6.1 A 0,2% -4,6% -4,6% -4,7% -4,6% -4,6% -3,5% 5,0% 5,3% 5,2% 5,5% 5,2% -1,8% 1,7%

6.1 B -8,5% -6,9% -6,5% -6,6% -6,6% -6,4% -1,4% 15,3% 9,3% 9,1% 6,8% 10,6% -2,6% 4,1%

Alta tensión 0,5% -1,5% -1,3% -1,4% -1,2% -1,3% -1,3% 5,6% 6,1% 5,3% 4,8% 7,9% -0,6% 2,2%

6.2 0,8% -2,2% -2,1% -2,3% -2,3% -2,4% -1,3% 6,1% 6,6% 5,9% 5,7% 8,7% -0,8% 2,6%

6.3 -1,0% -0,4% -0,5% -0,3% 0,3% -0,2% 0,6% 9,3% 10,4% 6,8% 7,3% 10,0% -0,4% 3,4%

6.4 (2) 1,0% -1,3% -1,1% -1,1% -1,1% -1,1% -2,2% 3,8% 4,0% 4,2% 3,2% 6,5% -0,5% 1,5%

Total 0,7% -2,4% -3,9% -3,7% -3,4% -3,4% -2,6% 0,9% 3,5% 2,4% 5,3% 6,7% -1,2% 1,5%

Nº clientes

Nº clientes

Nº clientes


www.cnmc.es

Página 16 de 111

Cuadro 9. Previsión de la demanda en b.c. para el cierre de 2015

Fuente: CNMC

2.1.2. Previsión 2016

Previsión de la demanda en b.c. del Operador del Sistema

En el Cuadro 10 se muestran los escenarios previstos por el OS de demanda en b.c. para 2016.

Cuadro 10. Escenario de previsión de la demanda en b.c. por el OS para 2016

Fuente: OS

En el sistema peninsular el escenario central del OS prevé para el año 2016 un incremento de la demanda en barras de central del 0,7%, respecto del cierre previsto para 2015, consecuencia de una variación de la demanda por actividad económica4 del 0,54%, una variación por temperatura del -0,19% y una variación por laboralidad y año bisiesto del 0,31%. El OS presenta dos escenarios adicionales de previsión, inferior y superior, resultado de considerar dos hipótesis de actividad económica para 2016. En particular, el escenario inferior considera un incremento de la demanda en b.c. del 0,2%, basada una variación de la actividad económica del 0,11%. El escenario superior prevé un aumento de la demanda en b.c. del 1,1% resultado

4 El OS no proporciona información sobre el PIB implícito en la variación de la demanda por

actividad económica.

Últimos doce meses

(oct 2014- sep 2015)

Previsión CNMC de cierre

2015

Previsión

CNMC 2016

GWh

% variación

respecto

2014

GWh% variación

15 respecto 14

Peninsular 243.530 248.274 1,9% 247.128 1,5%

No peninsular 14.588 14.884 2,0% 14.945 2,4%

Baleares 5.585 5.787 3,6% 5.849 4,7%

Canarias 8.580 8.668 1,0% 8.673 1,1%

Ceuta 212 211 -0,7% 210 -1,2%

Melilla 210 217 3,4% 213 1,6%

Total Nacional 258.117 263.158 2,0% 262.073 1,5%

Sistema2014

(GWh)

Previsión OS de cierre

2015Previsión OS 2016 (GWh) % variación 2016 sobre 2015

GWh% variación

respecto 2014Inferior Central Superior Inferior Central Superior

Peninsular 245.139 0,7% 245.702 246.748 247.517 0,2% 0,7% 1,0%

No peninsular 14.590 0,0% 14.304 14.730 15.160 -2,0% 1,0% 3,9%

Baleares 5.566 -0,3% 5.448 5.593 5.741 -2,1% 0,5% 3,1%

Canarias 8.602 0,3% 8.415 8.682 8.950 -2,2% 0,9% 4,0%

Ceuta 210 -1,3% 228 238 245 9,1% 13,4% 17,1%

Melilla 212 1,1% 212 217 223 0,1% 2,3% 5,3%

Total Nacional 259.729 0,6% 260.006 261.478 262.677 0,1% 0,7% 1,1%

Sistema


www.cnmc.es

Página 17 de 111

de considerar una variación de la actividad económica del 0,97%. En ambos escenarios se mantiene el efecto temperatura y laboralidad del escenario central. En los sistemas no peninsulares el OS ha remitido tres escenarios de previsión para cada uno de los subsistemas (Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla). Todos los escenarios suponen un aumento de la demanda en b.c. en todos los subsistemas, con la excepción de Baleares y Canarias en el escenario inferior cuyas demandas se reducen un 2,1% y un 2,2%, respectivamente. En los documentos remitidos por el OS relativos a la previsión de la demanda en b.c. en los sistemas balear, canario, ceutí y melillense no se indican las hipótesis de crecimiento del PIB consideradas. Previsión de la demanda en consumo de las empresas distribuidoras

En el Cuadro 11 se resume el escenario de demanda en consumo desagregado por subsistema y peaje de acceso agregado a partir de la información aportada por las empresas distribuidoras para 2016. El escenario previsto para 2016 por las empresas distribuidoras implica un aumento de la demanda en consumo del 1,9%, motivado por el aumento de la demanda en todos los grupos tarifarios y en todos los subsistemas, con la excepción de los peajes de baja tensión con potencia contratada comprendida entre 10 kW y 15 kW en el subsistema peninsular, el peaje de baja tensión con potencia contratada superior a 15 kW en el subsistema melillense y el peaje 6.3 en el subsistema canario.


www.cnmc.es

Página 18 de 111

Cuadro 11. Previsión de demanda en consumo para 2016 desagregada por peaje de acceso y subsistema, resultado de agregar las previsiones remitidas por las empresas

distribuidoras.

Fuente: Empresas y CNMC. (1) Pc: Potencia contratada (2) Incluye Trasvase Tajo-Segura

Análogamente a la previsión de cierre de 2015, se observa que las previsiones remitidas por los agentes para el ejercicio 2016 no son coincidentes con la previsión de la demanda en b.c. del OS. En particular, el OS espera un aumento de la demanda del 1,1% en el escenario más favorable, con aumentos de demanda significativos en los sistemas no peninsulares y un aumento

Previsión de las empresas para el cierre 2015 (GWh)

Peninsular Baleares Canarias Ceuta Melilla Total

Baja tensión 100.998 3.963 4.759 131 140 109.991

Pc (1) < 10 kW 61.146 2.102 2.794 65 75 66.184

10 kW < Pc ≤ 15 kW 8.095 309 404 5 11 8.823

Pc > 15 kW 31.758 1.552 1.560 60 54 34.984

Media tensión 68.616 1.278 2.978 62 67 73.002

3.1 A 14.768 426 676 12 17 15.897

6.1 A 48.598 853 2.302 51 50 51.853

6.1 B 5.251 - - - - 5.251

Alta tensión 52.190 85 123 - - 52.398

6.2 17.114 85 123 - - 17.321

6.3 10.430 - - - - 10.430

6.4 (2) 24.646 - - - - 24.646 -

Total 221.805 5.326 7.860 193 207 235.390

Previsión de las empresas para 2016 (GWh)


Baja tensión 101.853 4.166 4.796 132 141 111.088

Pc (1) < 10 kW 61.922 2.240 2.825 66 76 67.129

10 kW < Pc ≤ 15 kW 8.034 325 409 5 11 8.783

Pc > 15 kW 31.898 1.601 1.562 61 54 35.175

Media tensión 70.379 1.327 3.050 62 67 74.885

3.1 A 15.070 441 677 12 17 16.216

6.1 A 49.884 886 2.374 51 50 53.245

6.1 B 5.424 - - - - 5.424

Alta tensión 53.741 89 104 - - 53.935

6.2 17.524 89 104 - - 17.718

6.3 10.983 - - - - 10.983

6.4 (2) 25.233 - - - - 25.233 -

Total 225.973 5.582 7.951 194 207 239.908



Baja tensión 0,8% 5,1% 0,8% 1,0% 0,3% 1,0%

Pc (1) < 10 kW 1,3% 6,5% 1,1% 1,0% 1,3% 1,4%

10 kW < Pc ≤ 15 kW -0,8% 5,3% 1,2% 1,0% 1,0% -0,5%

Pc > 15 kW 0,4% 3,2% 0,1% 1,0% -1,2% 0,5%

Media tensión 2,6% 3,8% 2,4% 0,0% 0,0% 2,6%

3.1 A 2,0% 3,6% 0,1% 0,0% 0,0% 2,0%

6.1 A 2,6% 3,9% 3,1% 0,0% 0,0% 2,7%

6.1 B 3,3% 3,3%

Alta tensión 3,0% 5,3% -14,9% 2,9%

6.2 2,4% 5,3% -14,9% 2,3%

6.3 5,3% 5,3%

6.4 (2) 2,4% 2,4%

Total 1,9% 4,8% 1,2% 0,7% 0,2% 1,9%


www.cnmc.es

Página 19 de 111

moderado para el sistema peninsular, mientras que las empresas distribuidoras estiman un aumento de la demanda mayor en el sistema peninsular y más moderado en los sistemas no peninsulares, con la excepción del sistema balear, durante este mismo ejercicio. Previsión de la CNMC de demanda en consumo para el cierre de 2016

Para el año 2016, el intervalo de variación del PIB se encuentra entre el 2,5% y el 3,0% (CE 2,6%, FMI 2,5% y OCDE 2,8%), mientras que de acuerdo con las previsiones del Gobierno, se espera que en 2016 el PIB aumente un 3,0% respecto del 2015. Si bien el OS no detalla en la información proporcionada a la CNMC el PIB implícito en la previsión de la demanda en b.c. para 2016, cabe señalar que la variación de la demanda en b.c. prevista por el OS para el ejercicio 2015, en septiembre de 2014, motivada por la variación de actividad económica ascendía a 1,8%, siendo las previsiones de evolución del PIB para 2015 de los distintos organismos más desfavorables que las previstas actualmente para el ejercicio 2016. Por otra parte, las empresas distribuidores estiman un aumento de la demanda superior en el ejercicio 2016 al previsto para el cierre del ejercicio 2015, motivado, en mayor medida, por el aumento de la demanda de los consumidores conectados en media y alta tensión. Teniendo en cuenta las diferencias en las previsiones de demanda remitidas por el OS y las empresas y el menor crecimiento esperado para el ejercicio 2016, se ha optado por un escenario de previsión para 2016 intermedio entre el escenario de demanda superior previsto por el OS y el escenario previsto por las empresas, resultado de mantener las previsiones de las empresas para los consumidores conectados en baja tensión5 y suponer un menor crecimiento de la demanda de los consumidores conectados en media y alta tensión (véase Cuadro 12). Análogamente a la previsión de cierre de 2015, la demanda en b.c. prevista para el ejercicio 2016 (265.758 GWh) se ha obtenido imponiendo las pérdidas por subsistema registradas en 2014 (véase Cuadro 13).

5 No obstante, en la previsión de la CNMC se incluye a una empresa distribuidora con menos de 100.000 clientes en el subsistema canario, no incluida en la información reportada por las empresas distribuidoras.


www.cnmc.es

Página 20 de 111

Cuadro 12. Número de clientes, potencia contratada y energía consumida por periodo horario desagregada por peaje de acceso previstos por la CNMC para 2016

Fuente: CNMC y empresas (1) Pc: Potencia contratada (2) Incluye Trasvase Tajo-Segura

Cuadro 13. Previsión de la demanda en b.c. para 2016

Fuente: CNMC

Potencia contratada por periodo horario (MW). Previsión 2015 Energía consumido por periodo horario (GWh). Previsión 2015


Baja tensión 28.848.067 144.919 22.369 21.855 74.860 26.835 8.378 110.073

Pc (1) < 10 kW 27.229.454 112.588 60.865 5.351 15 66.230

10 kW < Pc ≤ 15 kW 874.720 10.825 6.892 1.936 3 8.831

Pc > 15 kW 743.893 21.506 22.369 21.855 7.103 19.548 8.360 35.012

Media tensión 108.297 19.356 20.287 20.972 13.628 13.756 18.395 8.659 13.346 9.824 5.918 8.289 27.041 73.078

3.1 A 88.214 6.232 6.900 7.437 - - - 3.272 6.494 6.167 15.933

6.1 A 18.960 11.969 12.171 12.313 12.402 12.523 16.771 4.860 6.186 3.304 5.346 7.470 24.729 51.894

6.1 B 1.122 1.155 1.217 1.222 1.225 1.234 1.624 528 666 353 572 819 2.312 5.251

Alta tensión 2.617 8.258 8.909 9.132 9.338 9.409 11.106 3.595 5.226 2.671 4.556 6.712 29.637 52.398

6.2 1.612 3.043 3.167 3.206 3.225 3.238 4.107 1.355 1.882 952 1.583 2.290 9.259 17.321

6.3 420 1.550 1.788 1.802 1.863 1.895 2.163 661 1.003 519 900 1.333 6.014 10.430

6.4 (2) 586 3.664 3.954 4.123 4.250 4.275 4.836 1.579 2.342 1.200 2.073 3.090 14.364 24.646

Total 28.958.981 172.532 51.565 51.958 22.965 23.165 29.502 87.115 45.407 20.873 10.474 15.001 56.678 235.548

Potencia contratada por periodo horario (MW). Previsión 2016 Energía consumido por periodo horario (GWh). Previsión 2016


Baja tensión 29.056.340 144.821 21.878 21.366 75.221 27.507 8.435 111.163

Pc (1) < 10 kW 27.449.272 113.118 61.248 5.902 22 67.172

10 kW < Pc ≤ 15 kW 873.451 10.756 6.833 1.952 5 8.790

Pc > 15 kW 733.617 20.948 21.878 21.366 7.140 19.653 8.408 35.201

Media tensión 109.120 19.294 20.163 20.842 13.555 13.683 18.305 8.839 13.613 10.010 6.057 8.480 27.671 74.670

3.1 A 88.855 6.203 6.846 7.379 3.325 6.601 6.267 16.193

6.1 A 19.139 11.935 12.097 12.239 12.328 12.447 16.677 4.973 6.330 3.381 5.471 7.642 25.303 53.100

6.1 B 1.127 1.157 1.219 1.224 1.227 1.236 1.628 541 682 362 586 839 2.368 5.377

Alta tensión 2.638 8.322 8.956 9.179 9.387 9.458 11.163 3.677 5.344 2.732 4.662 6.865 30.293 53.574

6.2 1.619 3.048 3.169 3.207 3.225 3.238 4.105 1.387 1.926 974 1.620 2.343 9.465 17.715

6.3 426 1.576 1.811 1.827 1.889 1.922 2.197 675 1.023 530 918 1.359 6.121 10.626

6.4 (2) 593 3.697 3.976 4.146 4.272 4.298 4.861 1.615 2.396 1.228 2.123 3.163 14.707 25.233

Total 29.168.098 172.437 50.997 51.387 22.942 23.141 29.468 87.738 46.464 21.177 10.718 15.346 57.964 239.407




Baja tensión 0,7% -0,1% -2,2% -2,2% 0,5% 2,5% 0,7% 1,0%

Pc (1) < 10 kW 0,8% 0,5% 0,6% 10,3% 49,4% 1,4%

10 kW < Pc ≤ 15 kW -0,1% -0,6% -0,8% 0,8% 66,8% -0,5%

Pc > 15 kW -1,4% -2,6% -2,2% -2,2% 0,5% 0,5% 0,6% 0,5%

Media tensión 0,8% -0,3% -0,6% -0,6% -0,5% -0,5% -0,5% 2,1% 2,0% 1,9% 2,3% 2,3% 2,3% 2,2%

3.1 A 0,7% -0,5% -0,8% -0,8% 1,6% 1,6% 1,6% 1,6%

6.1 A 0,9% -0,3% -0,6% -0,6% -0,6% -0,6% -0,6% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3%

6.1 B 0,4% 0,2% 0,2% 0,2% 0,2% 0,2% 0,2% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4%

Alta tensión 0,8% 0,8% 0,5% 0,5% 0,5% 0,5% 0,5% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,2% 2,2%

6.2 0,5% 0,2% 0,1% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 2,4% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,2% 2,3%

6.3 1,4% 1,7% 1,3% 1,4% 1,4% 1,4% 1,6% 2,1% 2,0% 2,1% 2,0% 2,0% 1,8% 1,9%

6.4 (2) 1,3% 0,9% 0,6% 0,5% 0,5% 0,5% 0,5% 2,3% 2,3% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4%

Total 0,7% -0,1% -1,1% -1,1% -0,1% -0,1% -0,1% 0,7% 2,3% 1,5% 2,3% 2,3% 2,3% 1,6%

Nº clientes

Nº clientes

Nº clientes

Previsión CNMC de cierre

2015Previsión CNMC 2016

GWh% variación

15 respecto 14GWh

% variación

16 sobre 15

Peninsular 247.128 1,5% 251.036 1,6%

No peninsular 14.945 2,4% 15.329 2,6%

Baleares 5.849 4,7% 6.131 4,8%

Canarias 8.673 1,1% 8.774 1,2%

Ceuta 210 -1,2% 211 0,7%

Melilla 213 1,6% 214 0,2%

Total Nacional 262.073 1,5% 266.365 1,6%

Sistema


www.cnmc.es

Página 21 de 111

2.2. Previsión de los ingresos regulados para el cierre de 2015 y 2016 A continuación se presenta la previsión de ingresos para el cierre de 2015 y 2016 para el total nacional que resulta de aplicar los peajes de la Orden IET/2444/2014 a las variables de facturación previstas para el cierre de 2015 y para 2016. En el Anexo II del presente informe se detallan los ingresos de acceso previstos para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 desagregados por subsistema, de acuerdo a la solicitud realizada por la Dirección General de Política Energética y Minas, para cada uno de los escenarios de previsión considerados. En el Anexo III se detalla la estimación de los ingresos procedentes de los tributos incluidos en la Ley 15/2012 y de la subasta de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero. 2.2.1. Previsión de cierre 2015 Los ingresos que resultan de aplicar los peajes de acceso establecidos en la Orden IET/2444/2014 a las variables de facturación previstas por la CNMC para el cierre de 2015 ascienden a 13.500,8 M€ (véase Cuadro 14).

Cuadro 14. Escenarios de previsión de ingresos de acceso previstos para el cierre de 2015

Fuente: CNMC, Orden IET/2444/2014 (1) Incluye Trasvase Tajo-Segura

Grupo tarifario Consumo (GWh)

Facturación

acceso a precios

de la Orden

IET/2444/2014

(miles €)

Baja tensión 110.073 10.141.202

Pc ≤ 10 kW 66.230 7.024.989

2.0 A 58.075 6.546.721

2.0 DHA 8.122 476.996

2.0 DHS 34 1.273

10< Pc ≤ 15 kW 8.831 919.481

2.1 A 5.875 724.423

2.1 DHA 2.947 194.401

2.1 DHS 9 657

Pc > 15 kW 35.012 2.196.732

3.0 A 35.012 2.196.732

Media tensión 73.078 2.754.563

3.1 A 15.933 860.643

6.1 A 51.894 1.744.791

6.1 B 5.251 149.129

Alta tensión 52.398 605.047

6.2 17.321 266.139

6.3 10.430 128.440

6.4 (1) 24.646 210.468

Total 235.548 13.500.812


www.cnmc.es

Página 22 de 111

Esta previsión de cierre no incluye los ingresos resultantes de la facturación por energía reactiva6 (141,1 M€), los ingresos por excesos de potencia7 (120,9 M€), los ingresos por los peajes aplicables a los generadores8 (133,1 M€), los ingresos que resultan de la aplicación del artículo 17 del Real Decreto 216/2014 (estimados en 20,6 M€, véase punto 3.3 del presente informe), los ingresos provenientes de los peajes por exportaciones a países no comunitarios (41,7 M€)9, los ingresos o costes derivados del acuerdo ETSO (-1 M€) y las rentas de gestión de congestión (62,5 M€)10. Los ingresos totales de acceso previstos para el ejercicio 2015, resultado de considerar los conceptos anteriores, ascienden a 14.019,9 M€ (véase Cuadro 15).

Cuadro 15. Ingresos totales de acceso previstos para el cierre de 2015

6 La facturación por energía reactiva se ha estimado mediante la extrapolación de la última

información disponible en la base de datos de liquidaciones eléctricas. En particular, se ha estimado como resultado de aplicar la media móvil de doce meses a julio de 2015 (-7,4%) al consumo registrado en los últimos doce meses (agosto 2014-julio 2015).

7 La facturación por excesos de potencia se corresponde con la facturación registrada en los últimos doce meses (agosto 2014-julio 2015).

8 Los ingresos por los peajes aplicables a los generadores se estiman aplicando 0,5 €/MWh a la previsión de demanda en b.c. del ejercicio 2015, teniendo en cuenta los intercambios internacionales.

9 Los ingresos por peajes de exportaciones a países no comunitarios son el resultado la facturación real para el periodo enero-julio de 2015, según información de la base de datos de liquidaciones, y la facturación prevista para el periodo agosto-diciembre de 2015 que resulta de aplicar los precios de la Orden IET/2444/2015 a la previsión de energía para este periodo del OS, suponiendo la misma estructura de potencias contratadas y energía consumida por periodo que la registrada en el mismo periodo de 2014.

10 Como mejor previsión de los ingresos o costes derivados del acuerdo ETSO y las rentas de gestión de restricciones en conexiones internacionales para el cierre del ejercicio 2015 se han tomado los ingresos registrados por ambos conceptos en el periodo comprendido entre julio de 2014 y junio de 2015, última información disponible en la base de datos de liquidaciones.

Ingresos de

acceso

(miles €)

Ingresos por peajes de consumidores 13.762.808

Facturación de peajes 13.500.812

Facturación energía reactiva 141.127

Facturación excesos de potencia 120.870

Ingresos por peajes de generadores 133.117


Ingresos por exportaciones 41.754

Ingresos acuerdo ETSO - 898

Rentas de gestión de restricciones 62.460

Ingresos de clientes en régimen transitorio 20.628

Total ingresos de acceso 14.019.869


www.cnmc.es

Página 23 de 111

Fuente: CNMC y Orden IET/2444/2014

Por último, se estiman en 3.350,6 M€ los ingresos externos a los peajes, procedentes de la recaudación derivada de los tributos y cánones incluidos en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre (2.918,6 M€) y del ingreso estimado por la subasta de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero (432 M€), conforme a la disposición adicional segunda de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética. En el Cuadro 16 se comparan los ingresos totales para la financiación de los costes del sistema previstos para el cierre del ejercicio 2015 según la Orden IET/2444/2014 y los previstos por la CNMC.

Cuadro 16. Ingresos totales previstos en la Orden IET/2444/2014 para 2015 e ingresos previstos por la CNMC para el cierre de 2015

Fuente: CNMC y Orden IET/2444/2014 Se observa que los ingresos procedentes de peajes de acceso de consumidores previstos para el cierre del ejercicio 2015 resultan 22,0 M€ superiores a los previstos en la Orden IET/2444/2014, motivado por una evolución de la demanda y de la potencia de los consumidores acogidos al peaje 2.0 A más favorable a la inicialmente prevista, parcialmente compensada por una evolución más desfavorable a la inicialmente prevista para el resto de consumidores. Asimismo, se observa que los ingresos procedentes de la Ley 15/2012 y las subastas de los derechos de CO2 previstos para el cierre de 2015 resultan superiores en un 1% a los previstos en la Orden IET/2444/2014, debido, fundamentalmente, a la evolución favorable del precio del CO2.


Previsión anual

2015

Orden

IET/2444/2014

[ 1 ]

Previsión

cierre 2015

[ 2 ]

Diferencia

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Ingresos por peajes de acceso (A) 13.997.858 14.019.869 22.011 0,2%








Total ingresos regulados (A) + (B) 17.317.858 17.370.435 52.577 0,3%


www.cnmc.es

Página 24 de 111

Como resultado de lo anterior, los ingresos totales previstos para el cierre del ejercicio 2015 resultan 52,6 M€ superiores a los previstos en la Orden IET/2444/2014. 2.2.2. Previsión 2016 En el Cuadro 17 se muestra el resultado de aplicar a las variables de facturación previstas para el ejercicio 2016 (ver Cuadro 12) los peajes de acceso establecidos en la Orden IET/2444/2014. Los ingresos previstos para 2016 ascienden a 13.506,6 M€, similar a los ingresos previstos para el cierre del ejercicio 2015 (13.500,1 M€), motivado, principalmente, porque el aumento de la demanda de los consumidores conectados en media y alta tensión es, parcialmente compensado por la contracción de la potencia contratada.

Cuadro 17. Ingresos de acceso resultantes de facturar a las variables de facturación previstas para 2016 a los peajes establecidos en la Orden IET/2444/2014

Fuente: CNMC y Orden IET/2444/2014 (1) Incluye Trasvase Tajo-Segura

Grupo tarifarioConsumo

(GWh)

Facturación

acceso a precios

de la Orden

IET/2444/2014

(miles €)

Baja tensión 111.163 10.138.367

Pc ≤ 10 kW 67.172 7.068.641

2.0 A 58.157 6.545.812

2.0 DHA 8.964 520.990

2.0 DHS 51 1.838

10< Pc ≤ 15 kW 8.790 913.465

2.1 A 5.807 717.144

2.1 DHA 2.968 195.155

2.1 DHS 16 1.166

Pc > 15 kW 35.201 2.156.261

3.0 A 35.201 2.156.261

Media tensión 74.670 2.756.986

3.1 A 16.193 859.375

6.1 A 53.100 1.747.384

6.1 B 5.377 150.226

Alta tensión 53.574 611.278

6.2 17.715 267.917

6.3 10.626 130.525

6.4 (1) 25.233 212.836

Total 239.407 13.506.630


www.cnmc.es

Página 25 de 111

Dichas previsiones no incluyen los ingresos por la facturación de energía reactiva11, excesos de potencia12, peajes de acceso aplicables a la generación, los ingresos que resultan de la aplicación del artículo 17 del Real Decreto 216/2014 (véase epígrafe 3.3 del presente informe), ingresos provenientes de los peajes por exportaciones a países no comunitarios13, ingresos o costes derivados del acuerdo ETSO ni las rentas de gestión de congestión14. Los ingresos regulados previstos para el ejercicio 2016, resultado de considerar los conceptos anteriores ascienden a 14.107,7 M€, un 0,6% superiores a los previstos para el cierre de 2015 (Véase Cuadro 18).

Cuadro 18. Ingresos totales de acceso previstos para el cierre de 2015 y 2016.

Fuente: CNMC y Orden IET/2444/2014 Finalmente, en 2016 se estiman en 3.366,7 M€ los ingresos externos a los peajes de acceso. En particular, se estima que la recaudación derivada de tributos incluidos en el apartado a) de la disposición adicional segunda de la Ley 15/2012 ascenderá a 2.916,7 M€ y los ingresos procedentes de la subasta

11 La facturación por energía reactiva se ha estimado aplicando a la previsión de cierre del

ejercicio 2015 la media móvil registrada en el periodo comprendido entre agosto 2014-julio 2015 (-7,4%).

12 La facturación por excesos de potencia se ha estimado aplicando a la previsión de cierre del ejercicio 2015 la media móvil registrada en el periodo comprendido entre junio 2014-mayo 2015 (55,4%), a efectos de evitar los valores atípicos registrados durante junio y julio de 2015 por la ola de calor.

13 Los ingresos por peajes de exportaciones a países no comunitarios son el resultado de facturar la previsión de exportaciones a países no comunitarios del Operador del Sistema (5.697 GWh), suponiendo que las potencias contratadas por periodo y la estructura de consumos por periodo horario se corresponden con las realmente registradas en la base de datos de liquidaciones en el periodo comprendido entre julio 2014 y junio de 2015, a los precios de la Orden IET/2444/2014.

14 Los ingresos o costes derivados del acuerdo ETSO y las rentas de gestión de congestión previstas para 2016 son el resultado de aplicar al cierre previsto de 2015 la media móvil registrada a junio de 2015 (37,2% y 12,9%, respectivamente).

Ingresos acceso (miles €)

Previsión cierre

2015

(A)

Previsión 2016

(B)

(B) - (A)

(miles €)

%variación

(B) sobre (A)


Facturación de peajes 13.500.812 13.506.630 5.819 0,0%

Facturación energía reactiva 141.127 130.628 - 10.498 -7,4%

Facturación excesos de potencia 120.870 187.804 66.934 55,4%

Ingresos por peajes de generadores 133.117 133.362 245 0,2%

Ingresos de conexiones internacionales 103.316 129.904 26.588 25,7%

Ingresos por exportaciones 41.754 60.638 18.884 45,2%

Ingresos acuerdo ETSO - 898 - 1.233 - 334 37,2%

Rentas de gestión de restricciones 62.460 70.499 8.038 12,9%

Ingresos de clientes en régimen transitorio 20.628 20.628 - 0,0%

Total ingresos de acceso 14.019.869 14.108.956 89.087 0,6%


www.cnmc.es

Página 26 de 111

de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero ascenderán a 450 M€. Al respecto se indica que en el borrador de los Presupuestos Generales del Estado para el ejercicio 2016 se han incluido 3.154,6 M€ de ingresos procedentes de la Ley 15/2012, 2.704,6 M€ por los tributos y 343,8 M€ por la subasta de derechos de emisión de CO2. 2.3. Previsión de costes regulados para el cierre de 2015 y 2016 A continuación se resume la previsión de costes regulados para el cierre de 2015 y 2016. En el Anexo IV del presente informe se describen detalladamente las hipótesis que sirven de base para la estimación. 2.3.1. Previsión de cierre 2015

En el Cuadro 19 se comparan los costes regulados previstos para 2015, según información que acompaña a la Orden IET/2444/2014 y la previsión de cierre del ejercicio con la última información disponible por la CNMC. Se observa que los costes regulados previstos para el cierre del ejercicio resultan un 7,5% (1.304,1 M€) inferiores a los previstos en la Orden IET/2444/2014, debido, fundamentalmente, a que la retribución específica de las instalaciones de generación renovable, la retribución específica de los sistemas no peninsulares y el saldo de los pagos por capacidad han resultado inferiores en 512,0 M€, 218,5 M€ y 172,7 M€, respectivamente, a los inicialmente previstos.


www.cnmc.es

Página 27 de 111

Cuadro 19. Comparación de los costes regulados previstos para el cierre de 2015 y los costes previstos en la Orden IET/2444/2014

Fuentes: CNMC, Orden IET/2444/2014 y escandallo que le acompaña.

A continuación se describe brevemente las principales diferencias entre los coses previstos para el cierre del ejercicio y los de la Orden IET/2444/2014.

Retribución de la producción renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos (RECORE)

Se estima en 6.588 M€ la retribución de la producción renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos para el cierre del ejercicio 2015, cifra 512 M€ inferior a la prevista en la Orden IET/2444/2014. Por su parte, se estiman en 204 M€ el impacto de las reliquidaciones de la DT8ª del RD 413/2014 en el ejercicio 2015, cifra que supera en 84 M€ a la prevista en la Orden IET/2444/2014 (-120 M€), según la información que acompañó a la propuesta de Orden.


Orden

IET/2444/2014

[ 1 ]

Liquidación

cierre 2015

[ 2 ]

Diferencia

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Coste Transporte 1.712.124 1.712.124 - 0,0%

Coste Distribución 5.077.552 5.077.552 - 0,0%

Retribución renovables, cogenación y residuos 7.100.000 6.587.962 - 512.038 -7,2%

Retribución sistemas no peninsulares 887.170 668.678 - 218.492 -24,6%

Cuotas 56.559 63.142 6.583 11,6%

Tasa CNMC 20.661 20.675 14 0,1%

Moratoria nuclear 35.760 42.329 6.569 18,4%



Exceso déficit años anteriores - 8.577 8.577 -100,0%

Imputación de pérdidas 90.000 8.224 - 81.776 -90,9%


Déficit (+)/ Superavit (-) Pagos por Capacidad (B) - 656.361 - 829.068 - 172.707 26,3%



Incentivo a la inversión n.d. 254.677

Incentivo a la disponibilidad n.d. 175.049

Liquidación definitiva RGS 2012 - 37.311 - 37.311

Otros costes (+)/ ingresos (-) regulados (C) 94.912 - 199.364 - 294.276 -310,1%

Liquidación definitiva 2011 - - 27.546 - 27.546

Impacto RDL 9/2013 sobre RE - 120.000 - 204.000 - 84.000 70,0%

Ajuste retribución RECORE ejercicios anteriores 55.000 55.000

Incentivo reducción pérdidas 2014 - 36.088 - 36.088 - 0,0%

Estimación sobrecostes adicionales SNP 2012 191.000 - - 191.000 -100,0%

Ingresos Moratoria Nuclear - 8.815 - 8.815

Ejecución Sentencias 60.000 22.086 - 37.914 -63,2%

Total costes regulados (D) = (A) + (B)+ (C) 17.281.028 15.976.912 - 1.304.116 -7,5%


www.cnmc.es

Página 28 de 111

Finalmente, se estima un mayor coste, 55 M€, por la revisión la retribución RECORE de ejercicios anteriores derivado tanto de revisiones normativas15 introducidas en el último mes, como de otras modificaciones que se prevé sean aprobadas a lo largo del próximo año.

Retribución específica de los sistemas eléctricos no peninsulares (SENP)

Se estima que la retribución adicional de los SENP correspondiente al ejercicio 2015 alcanzará 1.337 M€, de cuyo importe el 50% (668,7 M€) será financiada con cargo a los peajes de acceso, según establece la Disposición adicional decimoquinta de la Ley 24/2013. Este importe incluye los peajes de acceso a las redes, los impuestos por la aplicación de la Ley 15/2012 y el importe por la financiación del OS estimados en 174 M€, conforme establece el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. La retribución de los SENP resulta 218,5 M€ inferior a la prevista en la Orden IET/2444/2014 motivado, fundamentalmente, por reducción de los costes de combustible fósiles tras la publicación de la Resolución de 9 de febrero de 2015. Por otra parte, respecto al impacto de la liquidación definitiva de los SENP del 2012 en el ejercicio 2015 (estimado en 191 M€ de costes adicionales en la Orden IET/2444/2014) se indica que a la fecha de elaboración de este informe no ha sido solicitada por los titulares con derecho a retribución específica. No obstante, se indica que se han incluido 217,7 M€ de costes adicionales en la propuesta de liquidación definitiva del sector eléctrico correspondiente al ejercicio 2014, derivado, fundamentalmente, de la revisión del coste de combustible tras la Resolución de 9 de febrero de 2015, por lo que cabría esperar un menor impacto de la liquidación definitiva de la retribución adicional de los SENP correspondiente a 2012 en las liquidaciones del ejercicio 2015.

Anualidades para la financiación del déficit

Desde la publicación de la Orden IET/2444/2014 hasta el 13 de octubre de 2015 se han registrado nuevas emisiones de FADE (emisiones 49ª a 55ª). El fin de estas emisiones ha sido de refinanciación, por lo que únicamente se actualiza la anualidad correspondiente a FADE. En particular, la anualidad correspondiente a FADE asciende a 2.230.371.736,50 € cifra inferior en 40 M€ a la incluida en la Orden IET/2444/2014 (2.270.359.627,71 €)

15 Véase disposición transitoria séptima del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que

se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo


www.cnmc.es

Página 29 de 111

Saldo de los pagos por capacidad

Según la última información disponible por la CNMC, el superávit de los pagos por capacidad asciende a 829,1 M€, cifra que supera en 172,7 M€, a la prevista en Orden IET/2444/2014, según la Memoria que acompañó a la propuesta de Orden. Al respecto se indica que, el saldo de los pagos por capacidad incluye la liquidación definitiva del mecanismo de restricciones por garantía de suministro correspondiente al ejercicio 2012, con una reducción del coste estimada en 37,3 M€, sin considerar inversiones adicionales ni incumplimientos con respecto a las compras establecidas en la normativa.

Liquidación definitiva 2011

La liquidación definitiva del ejercicio 2011 ha supuesto un menor coste respecto de la liquidación 14/2011 de 27,5 M€, debido a una reducción de las retribuciones de las actividades de transporte y la distribución de 18,8 M€ y de 8,6 M€, respectivamente, y un incremento de los ingresos de 0,14 M€.

Moratoria nuclear

Se estima un ingreso de 8,8 M€ procedente las cuotas de la moratoria nuclear, tras la liquidación del fondo el Fondo de Titulización de Activos Resultantes de la Moratoria Nuclear.

Impacto de ejecución de Sentencias

En el ejercicio 2015 se han incluido en las liquidaciones el impacto de las Resoluciones de la CNMC de fechas de 5 de marzo de 2015 para ejecución de sentencias relativas a la minoración para el año 2006 (Nuclenor, por importe de 17.914.559 euros) y para el año 2007 (Iberdrola Generación, por importe de 4.171.257 euros) de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica en el importe equivalente al valor de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente.


www.cnmc.es

Página 30 de 111

2.3.2. Previsión 2016

El artículo 19 de la Ley 24/2013 establece que los desajustes por déficit de ingresos en un ejercicio no podrán superar el 2% de los ingresos del sistema estimados para dicho ejercicio, y la deuda acumulada por desajustes de ejercicios anteriores no podrá superar el 5% de los ingresos estimados del sistema para dicho ejercicio. Los peajes, en su caso, o cargos que correspondan se revisarán al menos en un total equivalente a la cuantía en que se sobrepasen estos límites. Además, establece que los sujetos del sistema tendrán derecho a recuperar las aportaciones por desajuste que se deriven de la liquidación de cierre, en las liquidaciones correspondientes a los cinco años siguientes al ejercicio en que se hubiera producido dicho desajuste temporal. Las cantidades aportadas por este concepto serán devueltas reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las del mercado que se fijará en la orden por la que se establezcan los peajes de acceso a las redes y los cargos asociados a los costes del sistema, prevista en el artículo 16 de la Ley 24/2013. En consecuencia, en este apartado se analiza, en primer lugar, el desajuste de ingresos de 2015, a efectos de establecer, en su caso, el impacto que pudiera derivarse en los ingresos y costes del ejercicio 2016. En segundo lugar, se resumen los costes previstos para 2016. En el Anexo IV del informe se detallan las hipótesis que sirven de base para la estimación. Desajuste 2015

En el Cuadro 20 se comparan los costes de acceso e ingresos previstos para el 2015 según la Orden IET/2444/2014 y los previstos por la CNMC para el cierre del ejercicio. Según dicho escenario de previsión en 2015 se produciría un desajuste positivo estimado en 1.393,5 M€. Al respecto se indica que, el artículo al artículo 19.4 de la Ley 24/2013 establece que los superávit de ingresos que pudieran resultar de las liquidaciones del sistema eléctrico en cada ejercicio serán destinados, siempre que existan, a la reducción de las cantidades pendientes de devolución por desajustes de ejercicios anteriores, para lo que se hace necesario el correspondiente desarrollo normativo.


www.cnmc.es

Página 31 de 111

Cuadro 20. Previsión del desajuste temporal de ingresos y costes para el cierre de 2015 de la Orden IET/2444/2014 y de la CNMC

Fuentes: CNMC, Orden IET/2444/2014 y Memoria que acompañó a la propuestas de Orden.

En el Cuadro 21 se comparan los costes de acceso previstos para el cierre de 2015 y 2016, teniendo en cuenta la última información disponible por la CNMC. En el Anexo IV del informe se detallan las hipótesis de cálculo. Los costes de acceso previstos para 2016 ascienden a 16.996 M€, prácticamente iguales a los previstos para el cierre del ejercicio 2015. No obstante, los costes regulados del sistema previstos para 2016 aumentan un 1,1% respecto de los costes previstos para el cierre del ejercicio 2015, motivado fundamentalmente por la desaparición del impacto de las reliquidaciones de la producción renovable.


Orden

IET/2444/2014

[ 1 ]

Liquidación

cierre 2015

[ 2 ]

Diferencia

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Ingresos regulados (A) 13.997.858 14.019.869 22.011 0,2%








Total ingresos regulados (C) = (A) + (B) 17.317.858 17.370.435 52.577 0,3%

Costes regulados (D) 17.281.028 15.976.912 - 1.304.116 -7,5%

Costes de acceso 17.842.477 17.005.343 - 837.134 -4,7%

Saldo de pagos por capacidad - 656.361 - 829.068 - 172.707 26,3%

Otros costes regulados 94.912 - 199.364 - 294.276 -310,1%


(C) - (D) 36.830 1.393.523 1.356.693 3683,6%


www.cnmc.es

Página 32 de 111

Cuadro 21. Comparación de los costes de acceso previstos para el cierre de 2015 y 2016

Fuentes: CNMC, Orden IET/2444/2014 y Memoria que acompañó a la propuesta de Orden.

3. Suministro de último recurso

3.1. Información relativa a los consumidores acogidos a PVPC

En el Cuadro 22 se muestra el número de clientes, la potencia facturada y el consumo, de los consumidores acogidos a PVPC (precio voluntario de pequeño consumidor) correspondientes a los años 2014, 2015 y 2016. Dichas previsiones han sido confeccionadas teniendo en cuenta (i) las previsiones de demanda descritas en el epígrafe 2.1 del presente informe para el cierre 2015 y 2016 y (ii) la evolución del porcentaje de consumidores que con derecho a PVPC son abastecidos por CUR de acuerdo con la información declarada por las empresas distribuidoras con más de 100.000 clientes en la base de datos de liquidaciones eléctricas, dado que no se dispone de información para las empresas de menos de 100.000 clientes.


Previsión cierre

2015

[ 1 ]

Previsión 2016

[ 2 ]

Diferencia

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Coste Transporte 1.712.124 1.764.549 52.425 3,1%

Coste Distribución 5.077.552 5.080.996 3.444 0,1%

Retribución renovables, cogenación y residuos 6.587.962 6.587.962 - 0,0%

Retribución sistemas no peninsulares 668.678 668.912 235 0,0%

Servicio de interrumpiblidad - - -

Cuotas 63.142 20.906 - 42.236 -66,9%

Tasa CNMC 20.675 20.769 93 0,5%

Moratoria nuclear 42.329 - - 42.329 -100,0%

2ª parte del ciclo de combustible nuclear 138 138 - 0,0%


Desajuste de ejercios anteriores - - -

Imputación de pérdidas 8.224 - - 8.224 -100,0%




Coste Pagos por Capacidad 392.415 418.124 25.709 6,6%

Incentivo a la inversión 254.677 241.172 - 13.505 -5,3%

Incentivo a la disponibilidad 175.049 176.952 1.903 1,1%

Liquidación definitiva RGS 2012 - 37.311 - 37.311 -100,0%

Otros costes (+)/ ingresos (-) regulados (C) - 199.364 - 38.208 161.156 -80,8%

Liquidación definitiva 2011 - 27.546 - 27.546 -100,0%

Impacto RDL 9/2013 sobre RE - 204.000 - 204.000 -100,0%

Ajuste retribución RECORE ejercicios anteriores 55.000 - - 55.000 -100,0%

Incentivo de pérdidas retribución ejercicios anteriores - 36.088 - 38.208 - 2.120 5,9%

Ingresos Moratoria nuclear - 8.815 - 8.815 -100,0%

Ejecución de sentencias TS 22.086 - - 22.086 -100,0%

Total costes regulados (D) = (A) + (B)+ (C) 15.976.912 16.157.840 180.929 1,1%


www.cnmc.es

Página 33 de 111

En particular, para estimar el cierre de 2015 y 2016 se analiza la evolución del porcentaje del número de clientes, potencia contratada y consumo registradas en el periodo comprendido entre enero y julio de 2015 respecto del total de consumidores con derecho, y se extrapola la tendencia registrada a la segunda parte del año 2015 y a 2016, todo ello desagregado por subsistema peninsular, balear y canario. Posteriormente, se aplica los porcentajes obtenidos a la previsión de demanda para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 de cada subsistema. Lo anterior implica, por una parte, extender para cada subsistema (peninsular, balear y canario) la relación entre los clientes acogidos a PVPC y los clientes con derecho a PVPC que se registra por para las empresas con más de 100.000 clientes a las empresas con menos de 100.000. Por otra parte, no es posible estimar los clientes acogidos a PVPC en los subsistemas ceutí y melillense por no disponerse de la información necesaria para ello. En el Anexo V se recoge esta misma información desagregada por subsistema peninsular, extrapeninsular e insular, de acuerdo con la solicitud de información de la Dirección General de Política Energética y Minas.


www.cnmc.es

Página 34 de 111

Cuadro 22. Nº de clientes, potencia facturada y consumo de los consumidores acogidos a PVPC en el territorio nacional.

Fuente: Base de datos de liquidaciones y CNMC

AÑO 2014

PVPC sin DH 13.920.190 53.944.593 28.418.164

PVPC con DHA 681.418 3.722.475 4.202.820

PVPC con DHS 1.646 7.327 18.239

TOTAL 14.603.254 57.674.395 32.639.223

AÑO 2015

PVPC sin DH 13.065.424 49.723.219 26.103.086

PVPC con DHA 641.175 3.400.526 4.047.641

PVPC con DHS 2.020 9.585 26.149

TOTAL 13.708.618 53.133.330 30.176.876

AÑO 2016

PVPC sin DH 11.753.762 44.285.914 24.515.291

PVPC con DHA 565.709 2.956.873 3.587.210

PVPC con DHS 2.769 12.876 36.099

TOTAL 12.322.240 47.255.663 28.138.600

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Tarifa

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)


www.cnmc.es

Página 35 de 111

Según dichos supuestos, se estima que en 2016, el 46% de los consumidores con potencia contratada inferior a 10 kW serán suministrados por un CUR, representando su consumo el 42% de la energía de consumida por dicho grupo de consumidores. En el Gráfico 6 se muestra la evolución del número de clientes y consumo respecto del total de consumidores con potencia contratada inferior a 10 kW desagregado por PVPC.

Gráfico 6. Porcentaje de consumidores con derecho a PVPC abastecidos por CUR.

Fuente: Base de datos de liquidaciones y CNMC

Cabe señalar que, las previsiones del número de consumidores con derecho a PVPC abastecidos por un COR y del consumo asociado son variables de difícil previsión, al depender éstas de las ofertas comerciales de las distintas empresas, de la composición del PVPC, de la evolución del precio de mercado, así como de otros factores, por lo que se deben considerar como previsiones meramente indicativas. 3.2. Información relativa a los consumidores a los que se les aplica bono

social La CNMC solicitó, el pasado mes de julio, información a las empresas eléctricas con objeto de dar cumplimiento a las funciones que esta Comisión tiene establecidas en la normativa vigente en relación con la revisión de los peajes de acceso a partir del 1 de enero de 2016. Entre la información requerida no se solicitó la relativa a los consumidores a los que se aplica el

56% 55%

67%

51%

59%

83%

51%

44%

56%

46%

50%

77%

46%

35%

55%

42%40%

71%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

PVPC sin DH PVPC con DHA PVPC con DHS PVPC sin DH PVPC con DHA PVPC con DHS

% CONSUMIDORES % ENERGÍA

% d

e c

on

sum

ido

res

con

de

rech

o a

PV

PC

ab

aste

cid

os

po

r C

UR

2014 2015 2016


www.cnmc.es

Página 36 de 111

Bono social16, debido a que ésta no es necesaria para la emisión del correspondiente informe sobre la actualización de los peajes de acceso a las redes. No obstante, con objeto de dar cumplimiento a la solicitud de información requerida por la Dirección General de Política Energética y Minas se ha procedido a estimar el número de clientes, consumo y facturación, a partir de la información que facilitan las empresas comercializadoras en relación con las funciones de liquidación que esta Comisión tiene atribuidas. En el Cuadro 25 se muestra información sobre el número de clientes, consumos y facturaciones de los suministros a los que se aplica el bono social correspondiente a 2014 y en el periodo comprendido entre enero y junio de 2015, de acuerdo con la última información disponible remitida por las empresas comercializadoras de último recurso17.

16 Con la Ley 24/2013 los consumidores acogidos a bono social pasan a ser consumidores

acogidos a tarifa de último Recurso, a los que se les aplica un descuento del 25% sobre el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor, denominado bono social.

17 Durante el proceso de elaboración del presente informe se han detectado diversas erratas en la información remitida de las empresas, tanto en el número de consumidores como en el volumen de consumo. A efectos de la previsión para el cierre del ejercicio 2015 y 2016, los datos atípicos han sido substituidos por la mejor estimación, teniendo en cuenta el resto de la información remitida por la comercializadora afectada y/o en función de la información remitida por el resto de empresas comercializadoras para el mes afectado.


www.cnmc.es

Página 37 de 111

Cuadro 23. Nº de clientes, consumo y facturación de los consumidores a los que se aplica Bono social

Fuente: CNMC Nota: (1) Número de consumidores promedio del periodo considerado

Se observa que, en 2014 el número de consumidores promedio acogido al bono social fue de 2.484.522, con una energía asociada de 4.154 GWh y un facturación de 536,8 M€. Entre enero y junio de 2015 el número de consumidores a los que se aplicó bono social ascendió a 2.464.694 un 1% inferior al registrado en 2014. En julio de 2009, tras la introducción del bono social, el 10,0% de los consumidores y el 6,0% de la energía consumida de los consumidores con derecho a suministro de último recurso (SUR) les aplicaba el bono social. El número de consumidores y la energía asociada experimentó un incremento en el periodo comprendido entre julio de 2009 y marzo de 2010, momento en que alcanza su máximo con un 11,9% de consumidores con derecho a SUR. Desde entonces, el número de consumidores a los que aplica el bono social se ha ido reduciendo hasta alcanzar un mínimo en mayo de 2015. En junio de 2015, si bien el número de consumidores se encontraba en niveles inferiores (9,6%) a los registrados en el momento de su introducción, su consumo representó el 6,6% de la energía consumida por los consumidores con derecho a PVPC, tal y como se detalla en el Gráfico 718.

18 El porcentaje de consumidores y energía con derecho a SUR a los que les aplica el bono

social es aproximado, dado que el denominador sólo incluye información de las distribuidoras de más de 100.000 clientes.

Consumidores acogidos la

TUR Facturaciones (Miles de €) Precio Medio (c€/kWh)

Nº

Consumidores

(1)

Energía

(MWh)TUR PVPC Diferencia TUR PVPC

2014 2.484.522 4.154.413 536.835 716.295 179.460 12,92 17,24

Enero - Junio 2015 2.464.694 2.076.120 269.195 358.781 89.586 12,97 17,28

Julio 2014 - Junio 2015 2.469.270 4.107.108 543.652 724.735 181.083 13,24 17,65

Periodo


www.cnmc.es

Página 38 de 111

Gráfico 7. Porcentaje de consumidores con derecho a PVPC a los que se aplica bono social

Fuente: CNMC (Base datos de liquidaciones)

La reducción en el número de consumidores a los que se aplica el bono social que se observa desde marzo de 2010 se explica, fundamentalmente, por la disminución en un 25% de los consumidores con potencia contratada en su primera vivienda inferior a 3 kW, parcialmente compensado por un aumento del 20,5% del resto de colectivos de consumidores, principalmente desempleados y familias numerosas (véase Gráfico 8).

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

11%

12%

13%

14%

jul.-0

9

sep

.-09

nov.-

09

ene.-

10

ma

r.-1

0

ma

y.-

10

jul.-1

0

sep

.-10

nov.-

10

ene.-

11

ma

r.-1

1

ma

y.-

11

jul.-1

1

sep

.-11

nov.-

11

ene.-

12

ma

r.-1

2

ma

y.-

12

jul.-1

2

sep

.-12

nov.-

12

ene.-

13

ma

r.-1

3

ma

y.-

13

jul.-1

3

sep

.-13

nov.-

13

ene.-

14

ma

r.-1

4

ma

y.-

14

jul.-1

4

sep

.-14

nov.-

14

ene.-

15

ma

r.-1

5

ma

y.-

15

%

Número de Consumidores Energía


www.cnmc.es

Página 39 de 111

Gráfico 8. Número de consumidores a los que se aplica Bono social (actualmente acogidos a tarifa de último recurso) en el último día del mes correspondiente.

Fuente: CNMC

La previsión del número de consumidores y energía asociada de los suministros a los que se aplica el bono social para el cierre de 2015 se ha realizado teniendo en cuenta la evolución registrada en los últimos meses. En particular, el número de consumidores a los que se aplica el bono social entre junio y diciembre de 2015 se ha estimado aplicando, por colectivo de consumidores, a la última información disponible (esto es, número de clientes con bono social en junio de 2015) la tasa de variación mensual promedio de los últimos doce meses (julio 2014–junio 2015). La energía consumida mensual para este mismo periodo (julio-diciembre 2015) se ha estimado multiplicando el número de consumidores previsto en cada mes por consumo medio registrado en los mismos meses del año anterior. Análogamente, en el ejercicio 2016 se ha estimado el número de clientes mensual aplicando, por colectivo de beneficiarios, la tasa de variación registrada en los últimos doce meses (julio 2014-junio 2015), con la excepción del colectivo de desempleados para los que se mantienen las cifras de cierre de 2015, motivado por la previsión de mejora de la economía para el ejercicio 2016. El consumo, para cada tipo de consumidor, se ha estimado como resultado de multiplicar el número de clientes mensual por el consumo medio por cliente registrado en el mismo mes del año anterior.

1.500.000

1.600.000

1.700.000

1.800.000

1.900.000

2.000.000

2.100.000

2.200.000

2.300.000

2.400.000

2.500.000

2.600.000

2.700.000

2.800.000

2.900.000

3.000.000

3.100.000

3.200.000

jul.-

09

sep

.-0

9

no

v.-0

9

ene

.-1

0

mar

.-1

0

may

.-1

0

jul.-

10

sep

.-1

0

no

v.-1

0

ene

.-1

1

mar

.-1

1

may

.-1

1

jul.-

11

sep

.-1

1

no

v.-1

1

ene

.-1

2

mar

.-1

2

may

.-1

2

jul.-

12

sep

.-1

2

no

v.-1

2

ene

.-1

3

mar

.-1

3

may

.-1

3

jul.-

13

sep

.-1

3

no

v.-1

3

ene

.-1

4

mar

.-1

4

may

.-1

4

jul.-

14

sep

.-1

4

no

v.-1

4

ene

.-1

5

mar

.-1

5

may

.-1

5

Consumidores con Pc < 3 kW Desempleados Familias numerosas Pensionistas Tarifa social


www.cnmc.es

Página 40 de 111

En el Cuadro 24 se muestra la previsión del número de consumidores y consumo de los suministros a los que se aplica el Bono social para 2014, 2015 y 2016, resultado de las anteriores consideraciones.

Cuadro 24. Previsión del número de consumidores y energía consumida por los suministros a los que se aplica bono social

Fuente: CNMC

Se estima que en 2015, el promedio de consumidores a los que se aplica el Bono social será 2.456.870 consumidores un 1% inferior a la registrada en 2014. Asimismo, se prevé para 2016 una reducción del número de consumidores a los que se aplica bono social (2.413.886). En el Gráfico 9 se muestra la evolución mensual prevista para dicho periodo por tipo de consumidor.

2014

2015 2016 2015 s/2014

Nº Consumidores

(Promedio)

Energía

(MWh)

Nº

Consumidores

(Promedio)

Energía

(MWh)

Nº

Consumidores

(Promedio)

Energía

(MWh)

Consumidores con Pc < 3 kW 1.950.788 2.656.525 1.871.632 2.422.688 1.789.902 2.190.670

Desempleados 54.381 142.995 68.505 170.877 68.505 201.798

Familias numerosas 163.891 666.574 186.901 739.406 208.698 791.971

Pensionistas 289.014 648.377 305.461 667.618 323.434 683.723

Tarifa social 26.448 39.942 24.371 36.696 23.347 34.601

Total 2.484.522 4.154.413 2.456.870 4.037.285 2.413.886 3.902.763


www.cnmc.es

Página 41 de 111

Gráfico 9. Número de consumidores a los que se aplica bono social en el último día del mes correspondiente

Fuente: CNMC

No es posible aportar la previsión de la diferencia entre la facturación de los consumidores acogidos al Bono social a las tarifas de referencia del Bono social y la facturación a las tarifas del PVPC prevista para el año 2015 y 2016, dado que no se dispone de la información necesaria. No obstante, a los efectos oportunos se indica que el coste liquidado del bono social durante los últimos 12 meses (septiembre 2014-agosto 2015) fue de 187 M€ (véase Cuadro 25).

1.500.000

1.600.000

1.700.000

1.800.000

1.900.000

2.000.000

2.100.000

2.200.000

2.300.000

2.400.000

2.500.000

2.600.000

2.700.000

2.800.000

2.900.000

3.000.000

3.100.000

3.200.000

jul-

09

sep

-09

no

v-0

9

en

e-1

0

mar

-10

may

-10

jul-

10

sep

-10

no

v-1

0

en

e-1

1

mar

-11

may

-11

jul-

11

sep

-11

no

v-1

1

en

e-1

2

mar

-12

may

-12

jul-

12

sep

-12

no

v-1

2

en

e-1

3

mar

-13

may

-13

jul-

13

sep

-13

no

v-1

3

en

e-1

4

mar

-14

may

-14

jul-

14

sep

-14

no

v-1

4

en

e-1

5

mar

-15

may

-15

jul-

15

sep

-15

no

v-1

5

Consumidores con Pc < 3 kW Desempleados Familias numerosas Pensionistas Tarifa social

PREVISIÓN


www.cnmc.es

Página 42 de 111

Cuadro 25. Liquidaciones del Bono social

Fuente: CNMC

3.3. Información relativa a los consumidores en régimen transitorio

Los ingresos por la aplicación del artículo 17 del Real Decreto 216/2015, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, previstos para el cierre de 2015 y 2016 se estiman en 20.628 miles de €, resultado de considerar los ingresos reales registrados en los últimos doce meses.

4. Otra información 4.1. Información sobre el número de consumidores, potencia facturada,

consumo y facturación desagregado por Comunidades y Ciudades Autónomas

La DGPEM ha solicitado en su escrito información sobre el número de consumidores, consumos y potencias contratadas por periodos y facturaciones previstas para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 desagregada por Comunidades y Ciudades Autónomas. En el epígrafe 2.1 y en los Anexos I y II se aporta las información requerida desagregada por subsistema peninsular, balear, canario, ceutí y melillense. Esta Comisión no dispone de la información necesaria para desagregar las previsiones del subsistema peninsular por Comunidad Autónoma, por lo que, en su defecto, en el Cuadro 26 se aporta la información disponible en la base de datos de liquidaciones relativa al número de clientes, potencia facturada,

2014 2015

Importe

mensual

Liquidación

acumulada

Importe

mensual

Liquidación

acumulada

Liquidación 1 19.478 19.478 -

Liquidación 2 17.501 36.979 28.893 28.893

Liquidación 3 17.556 54.535 10.454 39.347

Liquidación 4 16.088 70.623 27.797 67.144

Liquidación 5 18.072 88.694 13.397 80.541

Liquidación 6 14.014 102.708 14.140 94.680

Liquidación 7 8.922 111.631 16.498 111.179

Liquidación 8 10.325 121.956 15.939 127.118

Liquidación 9 13.922 135.878

Liquidación 10 9.436 145.314

Liquidación 11 21.888 167.201

Liquidación 12 14.853 182.054

Liquidación


www.cnmc.es

Página 43 de 111

consumo y facturación desagregada por provincia para los ejercicios 2013 y 2014.

Cuadro 26. Número de consumidores, potencia facturada, Consumo y facturación, desagregado por provincia. Año 2013 y 2014

Fuente: CNMC

Nº clientes

Potencia

Facturada

(MW)

Consumo

(MWh)

Facturación

acceso

(miles €)

Nº clientes

Potencia

Facturada

(MW)

Consumo

(MWh)

Facturación

acceso

(miles €)

Andalucía 4.638.358 27.084 32.601 2.090.552 4.652.300 26.157 32.091 2.092.740

Almería 418.947 2.421 2.686 181.280 421.788 2.345 2.716 185.408

Cádiz 566.182 3.412 4.968 254.277 567.366 3.302 4.961 256.054

Córdoba 408.078 2.472 2.747 197.528 408.672 2.370 2.655 195.420

Granada 561.622 2.871 3.073 221.114 562.748 2.789 2.991 221.008

Huelva 312.166 1.901 3.381 144.317 312.502 1.837 3.328 146.084

Jaén 403.575 2.148 2.537 173.675 403.284 2.070 2.539 175.037

Málaga 1.032.701 5.980 5.761 445.022 1.040.254 5.790 5.718 451.770

Sevilla 935.087 5.880 7.449 473.339 935.686 5.653 7.182 461.960

Aragón 861.863 6.243 8.992 456.575 861.780 6.008 9.009 470.388

Huesca 148.285 1.130 2.084 81.132 148.402 1.089 2.091 84.370

Teruel 123.607 691 824 48.985 123.607 667 816 50.690

Zaragoza 589.971 4.422 6.084 326.458 589.771 4.252 6.102 335.327

Asturias Asturias 720.032 4.681 9.639 336.412 718.196 4.598 9.573 345.421

Baleares Baleares 683.772 5.148 5.064 390.995 687.779 4.996 5.003 397.808

Canarias 1.141.148 6.447 7.841 508.403 1.149.036 6.378 7.780 521.699

Las Palmas 593.364 3.580 4.549 286.441 597.225 3.536 4.543 293.841

Santa Cruz de Tenerife 547.784 2.868 3.292 221.962 551.811 2.842 3.237 227.858

Cantabria Cantabria 423.195 2.628 4.032 182.470 423.673 2.567 3.970 189.532

Castilla La Mancha 1.346.883 8.327 10.026 633.589 1.341.730 7.972 9.929 640.635

Albacete 230.540 1.526 1.862 121.135 230.645 1.447 1.925 122.730

Ciudad Real 325.803 1.901 2.168 146.460 325.697 1.823 2.193 149.372

Cuenca 147.780 915 930 64.848 147.339 879 921 67.348

Guadalajara 180.664 1.202 1.707 80.421 180.476 1.172 1.635 81.060

Toledo 462.096 2.784 3.359 220.724 457.573 2.651 3.254 220.126

Castilla y León 1.590.402 10.135 11.850 722.507 1.591.460 9.885 11.755 750.638

Ávila 115.347 744 635 49.622 114.182 726 623 52.222

Burgos 215.409 1.629 2.301 115.703 215.174 1.582 2.296 119.800

León 325.186 1.850 1.985 129.798 325.115 1.805 1.918 134.560

Palencia 105.590 693 931 49.706 106.052 674 951 51.809

Salamanca 211.482 1.367 1.393 96.669 212.652 1.343 1.371 101.033

Segovia 137.707 736 832 54.344 137.638 713 821 56.278

Soria 71.317 531 637 35.523 71.818 521 639 37.946

Valladolid 278.484 1.835 2.455 139.816 279.461 1.789 2.478 143.416

Zamora 129.880 749 681 51.326 129.368 732 660 53.574

Cataluña 4.197.194 30.576 40.213 2.402.261 4.198.379 29.691 39.758 2.407.046

Barcelona 2.865.565 21.094 27.263 1.676.640 2.865.667 20.478 26.707 1.670.499

Gerona 507.484 3.463 3.691 259.179 508.177 3.381 3.616 263.128

Lérida 244.461 1.799 2.077 139.872 244.232 1.729 2.014 142.040

Tarragona 579.684 4.219 7.181 326.570 580.303 4.104 7.421 331.379

Extremadura 549.386 3.264 3.787 245.043 541.067 3.152 3.597 248.497

Badajoz 347.061 2.068 2.686 159.471 344.408 1.991 2.546 160.528

Cáceres 202.325 1.197 1.101 85.572 196.659 1.161 1.051 87.969

Galicia 1.721.260 9.475 17.583 727.964 1.722.099 9.225 17.506 739.458

La Coruña 707.336 3.977 7.609 307.649 707.054 3.889 7.624 313.487

Lugo 253.666 1.742 5.189 120.334 254.059 1.695 5.199 124.723

Orense 251.641 1.156 1.196 85.395 251.762 1.125 1.190 88.077

Pontevedra 508.617 2.600 3.589 214.586 509.224 2.516 3.494 213.171

La Rioja La Rioja 187.030 1.331 1.462 96.686 188.469 1.294 1.459 100.084

Madrid Madrid 3.505.353 20.830 26.283 1.706.097 3.498.688 20.372 25.125 1.696.158

Murcia Murcia 975.252 5.253 7.416 431.477 989.997 5.101 7.561 436.906

Navarra Navarra 352.306 2.666 4.311 212.476 356.912 2.593 4.328 216.116

País Vasco 1.232.068 8.825 15.086 716.434 1.234.841 8.651 15.382 722.563

Álava 170.122 1.489 2.444 124.586 171.371 1.443 2.450 124.783

Guipúzcoa 405.881 3.053 5.634 252.866 408.462 2.969 5.535 252.365

Vizcaya 656.065 4.283 7.008 338.981 655.008 4.240 7.397 345.414

Comunidad Valenciana 3.526.004 19.728 22.521 1.510.437 3.546.113 19.109 22.508 1.531.310

Alicante 1.424.509 7.690 7.656 571.265 1.434.444 7.442 7.618 581.210

Castellón 419.604 2.788 4.083 222.130 416.728 2.727 4.120 227.442

Valencia 1.681.891 9.250 10.782 717.041 1.694.941 8.940 10.770 722.658

Total 27.651.506 172.641 228.704 13.370.379 27.702.519 167.749 226.334 13.506.998

Comunidad

AutónomaProvincia

2013 2014


www.cnmc.es

Página 44 de 111

4.2. Balances de potencia y energía para el sistema eléctrico nacional total y para cada uno de los periodos horarios

La DGPEM ha solicitado en su escrito, para el último año disponible los balances de potencia y energía para el sistema eléctrico nacional total y para cada uno de los periodos tarifarios correspondientes a los peajes de acceso de seis periodos, de acuerdo con la normativa de aplicación, diferenciando niveles de tensión. Respecto de los balances de potencia por periodo horario la DGPEM no indica en su escrito la referencia de cálculo (hora concreta o número de horas de mayor demanda).

Esta Comisión ha solicitado a los agentes los balances de potencia y energía para la hora de mayor demanda de cada periodo tarifario de la discriminación horaria en seis periodos establecida en la Orden ITC/2794/2007 del año 2014.

En el Anexo VI del presente informe se da traslado de la información recibida por la CNMC, agregada a partir de la información aportada por cada una de las empresas distribuidoras con más de 100.000 clientes.


www.cnmc.es

Página 45 de 111

ANEXO I: ESCENARIO DE DEMANDA EN CONSUMO

DESAGREGADAS POR SUBSISTEMA PARA EL CIERRE

DE 2015 Y 2016


www.cnmc.es

Página 46 de 111

Potencia Contratada (KW) (5) Energía Consumida (MWh) (6) Tamaños medios

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Total Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6

TARIFAS DE BAJA TENSION 28.848.067 144.918.819 22.369.058 21.855.129 110.072.644 74.859.726 26.834.892 8.378.025

416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 25.773.751 104.876.541 58.074.768 58.074.768

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 1.452.126 7.695.558 8.121.512 2.780.093 5.341.418

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 3.577 16.310 33.873 9.872 9.370 14.631

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 699.870 8.716.741 5.875.343 5.875.343

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 174.249 2.099.905 2.946.582 1.013.426 1.933.156

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 600 7.923 8.954 3.163 2.774 3.016

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 743.893 21.505.841 22.369.058 21.855.129 35.011.611 7.103.060 19.548.173 8.360.378

TARIFAS DE ALTA TENSION 110.914 27.613.374 29.195.528 30.103.153 22.965.312 23.165.042 29.501.547 125.475.260 12.254.848 18.572.124 12.494.642 10.474.168 15.001.275 56.678.203

404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 88.214 6.232.121 6.899.828 7.436.890 15.932.571 3.271.532 6.494.258 6.166.781

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 18.960 11.968.808 12.170.522 12.313.015 12.402.472 12.522.770 16.770.730 51.894.055 4.859.718 6.185.894 3.303.908 5.346.088 7.469.559 24.728.888

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 1.122 1.154.805 1.216.672 1.221.655 1.225.128 1.233.631 1.624.374 5.250.961 528.196 665.585 353.408 572.031 819.305 2.312.436

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 1.612 3.042.853 3.166.704 3.206.212 3.224.660 3.237.774 4.106.936 17.321.416 1.355.127 1.881.670 951.933 1.583.231 2.290.013 9.259.442

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 420 1.550.433 1.788.037 1.801.978 1.863.164 1.895.377 2.163.052 10.429.773 661.164 1.003.156 519.036 900.087 1.332.632 6.013.698

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 586 3.664.354 3.953.765 4.123.404 4.249.887 4.275.491 4.836.455 24.646.484 1.579.111 2.341.560 1.199.576 2.072.731 3.089.766 14.363.739

299 Peaje Trasvase Tajo Segura 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL BT + AT 28.958.981 172.532.193 51.564.586 51.958.282 22.965.312 23.165.042 29.501.547 235.547.904 87.114.574 45.407.016 20.872.667 10.474.168 15.001.275 56.678.203




416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 25.826.209 104.757.585 58.156.923 58.156.923

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 1.617.988 8.337.578 8.964.225 3.076.144 5.888.081

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 5.075 22.736 50.572 14.737 13.974 21.862

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 693.904 8.641.758 5.806.544 5.806.544

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 178.644 2.099.865 2.968.080 1.021.119 1.946.959

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 903 13.959 15.625 5.707 4.886 5.032

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 733.617 20.947.684 21.877.862 21.366.121 35.200.879 7.140.137 19.652.825 8.407.739


404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 88.855 6.202.626 6.846.474 7.378.948 16.192.852 3.325.187 6.600.994 6.266.668

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 19.139 11.934.531 12.097.404 12.238.880 12.327.785 12.447.197 16.677.476 53.100.072 4.972.987 6.330.422 3.381.061 5.470.860 7.641.709 25.303.033

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 1.127 1.157.021 1.219.020 1.224.015 1.227.496 1.236.018 1.627.547 5.376.586 540.922 681.520 361.964 585.863 838.743 2.367.574

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 1.619 3.048.189 3.169.117 3.206.712 3.225.152 3.238.336 4.105.160 17.715.213 1.387.259 1.925.705 974.076 1.620.132 2.343.111 9.464.929

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 426 1.576.439 1.810.962 1.827.126 1.889.132 1.921.602 2.196.857 10.626.141 675.131 1.023.082 529.778 918.417 1.358.743 6.120.989

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 593 3.697.230 3.975.834 4.145.640 4.272.354 4.297.998 4.860.715 25.233.014 1.615.073 2.395.507 1.228.475 2.123.203 3.163.495 14.707.260


TOTAL BT + AT 29.168.098 172.437.202 50.996.673 51.387.442 22.941.920 23.141.151 29.467.755 239.406.727 87.737.870 46.463.956 21.176.655 10.718.475 15.345.801 57.963.785

NACIONAL

PREVISIÓN CIERRE 2015

PREVISIÓN 2016

Código (2) Tarifa (3) Nº Clientes (4)



www.cnmc.es

Página 47 de 111




416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 23.984.199 97.066.061 53.264.467 53.264.467

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 1.413.278 7.483.667 7.848.672 2.682.471 5.166.201

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 3.394 15.439 33.130 9.539 9.120 14.470

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 639.532 7.972.316 5.280.765 5.280.765

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 167.797 2.019.362 2.805.588 964.796 1.840.792

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 531 6.987 8.188 2.845 2.501 2.842

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 687.689 19.749.954 20.561.435 20.117.873 31.757.353 6.466.028 17.735.993 7.555.332


404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 86.052 5.876.287 6.528.621 7.064.301 14.767.624 3.042.269 6.023.266 5.702.089

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 17.827 11.216.359 11.409.574 11.546.008 11.632.670 11.752.128 15.870.719 48.596.839 4.600.300 5.784.401 3.092.227 5.003.173 7.089.287 23.027.449

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 1.122 1.154.805 1.216.672 1.221.655 1.225.128 1.233.631 1.624.374 5.250.961 528.196 665.585 353.408 572.031 819.305 2.312.436

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 1.600 2.989.578 3.113.428 3.150.937 3.169.284 3.182.210 4.032.939 17.113.774 1.341.614 1.859.752 939.827 1.563.337 2.270.140 9.139.104

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 420 1.550.433 1.788.037 1.801.978 1.863.164 1.895.377 2.163.052 10.429.773 661.164 1.003.156 519.036 900.087 1.332.632 6.013.698

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 586 3.664.354 3.953.765 4.123.404 4.249.887 4.275.491 4.836.455 24.646.484 1.579.111 2.341.560 1.199.576 2.072.731 3.089.766 14.363.739


TOTAL BT + AT 27.004.027 160.765.601 48.571.532 49.026.156 22.140.134 22.338.836 28.527.538 221.803.617 80.423.565 42.432.328 19.378.807 10.111.360 14.601.131 54.856.426




416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 24.024.459 96.934.696 53.250.911 53.250.911

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 1.561.765 8.039.907 8.616.619 2.951.704 5.664.915

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 4.755 21.396 49.237 14.133 13.529 21.575

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 633.491 7.898.193 5.204.441 5.204.441

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 171.325 2.008.585 2.814.538 968.009 1.846.527

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 741 11.427 13.673 4.906 4.192 4.575

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 678.104 19.237.078 20.116.850 19.673.675 31.895.547 6.493.349 17.811.696 7.590.324


404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 86.685 5.851.820 6.480.476 7.011.592 15.011.921 3.092.802 6.123.277 5.795.840

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 17.972 11.173.787 11.328.072 11.463.405 11.549.502 11.668.067 15.767.703 49.697.158 4.705.041 5.915.727 3.162.628 5.117.001 7.249.434 23.547.326

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 1.127 1.157.021 1.219.020 1.224.015 1.227.496 1.236.018 1.627.547 5.376.586 540.922 681.520 361.964 585.863 838.743 2.367.574

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 1.609 2.999.589 3.120.517 3.158.112 3.176.457 3.189.463 4.042.614 17.524.474 1.374.543 1.905.088 963.012 1.601.985 2.325.027 9.354.818

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 425 1.574.439 1.808.962 1.823.126 1.885.132 1.917.602 2.188.857 10.623.010 675.092 1.023.022 529.578 918.008 1.358.296 6.119.013

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 593 3.697.230 3.975.834 4.145.640 4.272.354 4.297.998 4.860.715 25.233.014 1.615.073 2.395.507 1.228.475 2.123.203 3.163.495 14.707.260


TOTAL BT + AT 27.183.050 160.605.168 48.049.733 48.499.565 22.110.941 22.309.148 28.487.435 225.311.129 80.890.926 43.385.000 19.657.971 10.346.060 14.934.994 56.095.992

PENINSULAR

PREVISIÓN 2016





www.cnmc.es

Página 48 de 111



TARIFAS DE BAJA TENSION 703.929 4.483.733 907.698 873.952 3.962.505 2.571.534 1.014.360 376.611

416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 615.087 3.059.573 1.944.618 1.944.618

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 26.540 153.012 157.252 61.368 95.885

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 74 409 387 164 135 88

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 27.517 340.827 245.975 245.975

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 3.769 46.222 62.326 23.451 38.875

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 35 568 382 147 133 102

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 30.908 883.123 907.698 873.952 1.551.565 295.812 879.332 376.421

TARIFAS DE ALTA TENSION 1.128 404.892 415.902 419.458 273.050 273.595 336.966 1.363.229 175.231 320.874 217.478 91.586 85.209 472.850

404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 746 140.273 147.993 148.472 425.538 83.108 179.613 162.817

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 377 240.348 243.638 244.715 246.678 247.035 298.722 852.773 84.905 129.746 49.952 84.089 77.876 426.205

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 5 24.271 24.271 26.271 26.372 26.560 38.244 84.918 7.218 11.514 4.710 7.496 7.334 46.646

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


TOTAL BT + AT 705.057 4.888.625 1.323.600 1.293.411 273.050 273.595 336.966 5.325.733 2.746.765 1.335.234 594.089 91.586 85.209 472.850



TARIFAS DE BAJA TENSION 716.197 4.523.951 878.737 846.063 4.165.964 2.690.807 1.086.295 388.862

416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 615.702 3.053.458 2.022.374 2.022.374

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 37.789 218.270 217.001 83.468 133.532

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 99 532 569 241 199 129

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 27.654 340.827 252.121 252.121

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 4.420 54.207 71.662 26.901 44.761

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 76 1.704 1.147 442 399 306

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 30.456 854.954 878.737 846.063 1.601.091 305.260 907.404 388.427

TARIFAS DE ALTA TENSION 1.148 403.992 415.030 418.587 271.582 272.116 335.013 1.416.057 181.714 332.696 225.519 95.346 88.730 492.052

404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 759 140.829 148.580 149.061 440.810 86.091 186.058 168.662

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 383 240.116 243.403 244.479 246.440 246.797 298.432 885.815 88.226 134.815 51.888 87.340 80.869 442.677

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 4 21.046 21.046 21.046 21.142 21.319 28.580 86.301 7.359 11.763 4.770 7.597 7.414 47.399

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 1 2.000 2.000 4.000 4.000 4.000 8.000 3.131 39 60 200 409 447 1.976

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


TOTAL BT + AT 717.345 4.927.943 1.293.767 1.264.649 271.582 272.116 335.013 5.582.021 2.872.521 1.418.991 614.381 95.346 88.730 492.052


BALEARES


PREVISIÓN 2016



www.cnmc.es

Página 49 de 111



TARIFAS DE BAJA TENSION 1.185.728 5.764.825 819.092 784.716 4.841.113 3.439.868 1.004.652 396.593

416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 1.117.312 4.501.371 2.725.289 2.725.289

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 12.230 58.450 115.135 36.099 79.036

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 110 462 357 169 115 73

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 30.769 376.849 334.401 334.401

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 2.640 33.760 77.348 24.759 52.590

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 34 368 383 170 141 72

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 22.633 793.566 819.092 784.716 1.588.200 318.981 872.771 396.448

TARIFAS DE ALTA TENSION 2.071 720.099 733.002 738.839 528.553 528.937 611.435 3.177.677 314.563 552.719 453.745 260.567 303.192 1.292.890

404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 1.331 202.568 210.262 211.185 711.232 140.288 279.928 291.015

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 733 488.527 493.736 498.650 499.549 499.932 575.681 2.343.721 167.981 262.386 155.334 248.169 290.653 1.219.198

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 7 29.004 29.004 29.004 29.004 29.004 35.754 122.724 6.295 10.404 7.396 12.397 12.539 73.692

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


TOTAL BT + AT 1.187.799 6.484.925 1.552.094 1.523.555 528.553 528.937 611.435 8.018.790 3.754.431 1.557.371 850.339 260.567 303.192 1.292.890



TARIFAS DE BAJA TENSION 1.203.101 5.788.157 801.891 768.237 4.879.284 3.463.941 1.018.189 397.153

416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 1.128.485 4.518.251 2.741.641 2.741.641

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 18.344 78.907 130.103 40.792 89.310

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 220 809 767 363 246 158

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 30.708 376.001 335.739 335.739

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 2.851 36.460 80.442 25.749 54.693

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 86 828 805 358 296 151

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 22.406 776.901 801.891 768.237 1.589.788 319.300 873.644 396.845

TARIFAS DE ALTA TENSION 2.091 721.627 734.410 740.308 535.845 536.235 619.722 3.232.757 318.973 559.583 457.750 266.413 310.334 1.319.705

404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 1.324 196.997 204.480 205.377 711.943 140.428 280.208 291.306

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 760 497.076 502.376 507.376 508.291 508.681 585.756 2.416.376 173.188 270.520 160.149 255.863 299.663 1.256.993

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 7 27.554 27.554 27.554 27.554 27.554 33.966 104.438 5.357 8.854 6.294 10.550 10.671 62.712

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


TOTAL BT + AT 1.205.192 6.509.785 1.536.301 1.508.545 535.845 536.235 619.722 8.112.041 3.782.914 1.577.772 854.903 266.413 310.334 1.319.705


CANARIAS


PREVISIÓN 2016



www.cnmc.es

Página 50 de 111



TARIFAS DE BAJA TENSION 30.138 169.827 42.967 41.486 130.772 81.646 33.180 15.946

416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 28.045 119.506 65.283 65.283

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 9 59 172 18 155

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 0 0 0 0 0 0

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 678 8.604 4.763 4.763

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 6 78 255 60 196

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 0 0 0 0 0 0

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 1.400 41.580 42.967 41.486 60.298 11.522 32.830 15.946

TARIFAS DE ALTA TENSION 47 16.624 16.717 16.620 11.674 11.674 11.957 62.077 5.345 9.978 7.495 5.504 5.791 27.965

404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 36 4.950 5.043 4.946 11.510 2.327 4.955 4.227

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 11 11.674 11.674 11.674 11.674 11.674 11.957 50.567 3.017 5.023 3.268 5.504 5.791 27.965

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


TOTAL BT + AT 30.185 186.451 59.684 58.106 11.674 11.674 11.957 192.849 86.991 43.158 23.440 5.504 5.791 27.965




416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 28.087 119.506 65.936 65.936

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 9 59 174 18 156

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 0 0 0 0 0 0

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 679 8.604 4.811 4.811

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 6 78 258 60 198

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 0 0 0 0 0 0

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 1.403 41.580 42.967 41.486 60.901 11.637 33.158 16.105


404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 36 4.935 5.028 4.932 11.510 2.327 4.955 4.227

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 11 11.652 11.652 11.652 11.652 11.652 11.934 50.567 3.017 5.023 3.268 5.504 5.791 27.965

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


TOTAL BT + AT 30.230 186.414 59.647 58.070 11.652 11.652 11.934 194.157 87.807 43.490 23.600 5.504 5.791 27.965


CEUTA


PREVISIÓN 2016



www.cnmc.es

Página 51 de 111




416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 29.108 130.030 75.111 75.111

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 69 371 280 138 142

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 0 0 0 0 0 0

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 1.374 18.145 9.440 9.440

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 37 483 1.065 361 704

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 0 0 0 0 0 0

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 1.263 37.618 37.866 37.101 54.196 10.718 27.247 16.231


404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 50 8.044 7.909 7.986 16.668 3.539 6.496 6.633

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 12 11.900 11.900 11.967 11.900 12.000 13.651 50.155 3.515 4.337 3.128 5.152 5.952 28.071

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


TOTAL BT + AT 31.913 206.591 57.675 57.054 11.900 12.000 13.651 206.915 102.822 38.926 25.992 5.152 5.952 28.071




416 2.0 A (Pc ≤ 10 kWh) 29.476 131.674 76.061 76.061

417 2.0 DHA (Pc ≤ 10 kWh) 81 436 329 162 167

426 2.0 DHS (Pc ≤ 10 kW) 0 0 0 0 0 0

418 2.1 A (10< Pc ≤ 15 kWh) 1.373 18.132 9.433 9.433

419 2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kWh) 41 535 1.180 400 780

427 2.1 DHS (10< Pc ≤ 15 kW) 0 0 0 0 0 0

403 3.0 A ( Pc > 15 kWh) 1.248 37.171 37.416 36.660 53.552 10.591 26.923 16.038


404 3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 50 8.044 7.909 7.986 16.668 3.539 6.496 6.633

441 6.1 A (1 kV a 30 kV) 12 11.900 11.900 11.967 11.900 12.000 13.651 50.155 3.515 4.337 3.128 5.152 5.952 28.071

442 6.1 B (30 kV a 36 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

407 6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

408 6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


TOTAL BT + AT 32.281 207.892 57.225 56.613 11.900 12.000 13.651 207.378 103.701 38.703 25.799 5.152 5.952 28.071


MELILLA


PREVISIÓN 2016



www.cnmc.es

Página 52 de 111

ANEXO II: INGRESOS DE ACCESO PREVISTOS PARA EL

CIERRE DE 2015 Y 2016 DESGLOSADOS ENTRE EL

SISTEMA PENINSULAR Y LOS SUBSISTEMAS INSULARES Y

PENINSULARES


www.cnmc.es

Página 53 de 111

Cuadro II.1 Ingresos de acceso previstos para el cierre de 2015 a los precios de la Orden IET/2444/2014. Desglose por subsistema

Fuente: CNMC

INGRESOS DE ACCESO

Consumo

(GWh)

BT 110.073 9.359.546 336.244 419.835 12.213 13.364 10.141.202

Pc ≤ 10 kW 66.230 6.501.511 211.877 295.900 7.424 8.277 7.024.989

2.0 A 58.075 6.037.800 202.012 291.234 7.421 8.254 6.546.721

2.0 DHA 8.122 462.493 9.839 4.637 4 23 476.996

2.0 DHS 34 1.218 26 28 0 0 1.273

10< Pc ≤ 15 kW 8.831 843.794 33.612 40.003 666 1.406 919.481

2.1 A 5.875 657.232 29.257 35.930 656 1.348 724.423

2.1 DHA 2.947 185.977 4.316 4.040 11 58 194.401

2.1 DHS 9 586 39 32 0 0 657

Pc > 15 kW 35.012 2.014.241 90.754 83.933 4.123 3.681 2.196.732

3.0 A 35.012 2.014.241 90.754 83.933 4.123 3.681 2.196.732

MT 73.078 2.596.697 53.414 99.574 2.237 2.640 2.754.563

3.1 A 15.933 810.003 19.696 29.279 648 1.017 860.643

6.1 A 51.894 1.637.565 33.718 70.295 1.590 1.623 1.744.791

6.1 B 5.251 149.129 0 0 0 0 149.129

AT 52.398 600.861 1.963 2.223 0 0 605.047

6.2 17.321 261.953 1.963 2.223 0 0 266.139

6.3 10.430 128.440 0 0 0 0 128.440

6.4 24.646 210.468 0 0 0 0 210.468

TTS 0 0 0 0 0 0 0

Total 235.548 12.557.104 391.621 521.633 14.451 16.004 13.500.812

BALEARESPENINSULA CANARIAS CEUTA MELILLA TOTAL


www.cnmc.es

Página 54 de 111

Cuadro II.2 Ingresos de acceso previstos para 2016 a los precios de la Orden IET/2444/2014. Desglose por subsistema

Fuente: CNMC

INGRESOS DE ACCESO

Consumo

(GWh)

BT 111.163 9.348.638 342.778 421.265 12.252 13.434 10.138.367

Pc ≤ 10 kW 67.172 6.535.409 219.014 298.379 7.453 8.385 7.068.641

2.0 A 58.157 6.032.206 205.203 292.596 7.449 8.358 6.545.812

2.0 DHA 8.964 501.454 13.776 5.729 4 27 520.990

2.0 DHS 51 1.748 36 54 0 0 1.838

10< Pc ≤ 15 kW 8.790 836.351 34.733 40.301 669 1.411 913.465

2.1 A 5.807 649.560 29.610 35.969 658 1.347 717.144

2.1 DHA 2.968 185.813 5.006 4.262 11 64 195.155

2.1 DHS 16 979 118 70 0 0 1.166

Pc > 15 kW 35.201 1.976.879 89.031 82.584 4.130 3.638 2.156.261

3.0 A 35.201 1.976.879 89.031 82.584 4.130 3.638 2.156.261

MT 74.670 2.597.779 53.891 100.443 2.234 2.640 2.756.986

3.1 A 16.193 809.089 19.926 28.698 646 1.017 859.375

6.1 A 53.100 1.638.464 33.965 71.745 1.587 1.623 1.747.384

6.1 B 5.377 150.226 0 0 0 0 150.226

AT 53.574 607.336 1.872 2.070 0 0 611.278

6.2 17.715 264.147 1.699 2.070 0 0 267.917

6.3 10.626 130.353 172 0 0 0 130.525

6.4 25.233 212.836 0 0 0 0 212.836

0

TTS 0 0 0 0 0 0 0

Total 239.407 12.553.753 398.541 523.778 14.485 16.073 13.506.630

MELILLA TOTALPENINSULA BALEARES CANARIAS CEUTA


www.cnmc.es

Página 55 de 111

ANEXO III. PREVISIÓN DE INGRESOS PROCEDENTES DE

LA LEY 15/2012 Y LAS SUBASTAS DE LOS DERECHOS DE CO2 PARA EL CIERRE DEL

EJERCICIO 2015 Y 2016


www.cnmc.es

Página 56 de 111

ANEXO III. PREVISIÓN DE INGRESOS PROCEDENTES DE LA LEY 15/2012 Y LAS SUBASTAS DE LOS DERECHOS DE CO2 PARA EL CIERRE DEL EJERCICIO 2015 Y 2016 La disposición adicional decimosexta de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, modifica la disposición adicional quinta de la Ley 17/2012, de 27 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2013, estableciendo que en las Leyes de Presupuestos Generales de cada año se destinará a financiar los costes del sistema eléctrico previstos en la Ley del Sector Eléctrico, referidos al fomento de energías renovables, un importe equivalente a la suma de la estimación de recaudación anual correspondiente al Estado derivada de los tributos incluidos en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, y el 90 por ciento del ingreso estimado por la subasta de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero, con un máximo de 450 millones de euros. A continuación se detallan las hipótesis consideradas en la estimación de los ingresos derivados de la aplicación de la Ley 15/2012 para el cierre de 2015 y 2016. Ingresos procedentes del impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica En la estimación del impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica se han considerado las siguientes hipótesis:

Precio del mercado

El precio del mercado previsto para 2015 es el resultado de considerar la media aritmética de los precios registrados en el mercado diario entre el 1 de enero y el 11 de octubre de 2015, la media aritmética de las cotizaciones entre el 1 y el 12 de octubre de 2015 de los contratos de carga base de las semanas 43 y 44 de OMIP y la media ponderada por la energía de las cotizaciones entre el 1 y el 12 de octubre de 2015 de los contratos de carga base mensuales de noviembre y diciembre de OMIP.

El precio de mercado previsto para 2016 se ha calculado como la media ponderada por la energía negociada de las cotizaciones diarias de los contratos de producto base anual de OMIP en el periodo comprendido entre el 1 y el 14 de octubre de 2015.

Los precios se han apuntado por tecnología según el apuntamiento registrado en el periodo de octubre 2014–septiembre 2015 (se consideran los ingresos debidos a todos los segmentos, a excepción de pagos por capacidad).


www.cnmc.es

Página 57 de 111

Cobertura de la demanda en 2015 y 2016 La generación por tecnología prevista para el ejercicio 2015, así como los costes derivados del régimen retributivo específico de la producción con tecnología renovable, cogeneración y residuos se corresponde con los previstos por la CNMC, teniendo en cuenta la última información disponible y en coherencia con la previsión de la demanda de gas natural recogida en el Informe de previsiones de demanda, ingresos y costes en el sector del gas natural para el cierre del ejercicio 2015 y 2016, aprobado el pasado 28 de octubre por la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC19.

Cuadro III.1. Previsión del impuesto sobre el valor de la producción de la energía

eléctrica

Fuente: CNMC

Ingresos procedentes del impuesto sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos

En relación al impuesto sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos resultantes de la generación de energía nucleoeléctrica, esta Comisión no dispone de datos suficientes para poder realizar la estimación de estos impuestos. No obstante, lo anterior teniendo en cuenta la naturaleza del impuesto, se espera cierta estabilidad en el importe, por lo que para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 se estima un importe equivalente al impuesto liquidado en el periodo comprendido entre septiembre de 2014 y agosto de 2015 (241.297 miles de euros).

19 El objeto del informe es dar respuesta a los mandatos establecidos en los artículos 63 y 64 de la Ley 18/2014, el artículo 13 de la Orden ECO/2692/2002 y la Disposición adicional undécima de la Orden ITC/3520/2009, relativos a la remisión al Ministerio de Industria, Energía y Turismo de la previsión del desvío del ejercicio 2015, la propuesta de retribución de las actividades de distribución, transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo (desagregada por empresa titular) y la previsión de ingresos para el año siguiente, todo ello a efectos de su consideración en la elaboración de propuesta de Orden por la que se establecen los peajes de acceso del gas natural.

Año

Impuesto sobre el

valor de la producción

de la energía

eléctrica (miles €)

2015 1.638.588

2016 1.642.707


www.cnmc.es

Página 58 de 111

Cuadro III.2. Previsión Ingresos procedentes del impuesto sobre la producción de combustible nuclear

gastado y residuos radiactivos

Fuente: CNMC y OS

Ingresos procedentes del impuesto sobre el almacenamiento de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos en instalaciones centralizadas

Análogamente al impuesto sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos, esta Comisión no dispone de la información necesaria para poder realizar una estimación de los ingresos procedentes del impuesto sobre el almacenamiento del combustible nuclear gastado y residuos radiactivos en instalaciones centralizadas, por lo que, teniendo en cuenta la naturaleza del impuesto, para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 se estima un importe equivalente al impuesto liquidado en el periodo comprendido entre septiembre de 2014 y agosto de 2015 (8.210 miles de euros).

Cuadro III.3. Previsión Ingresos procedentes del almacenamiento de combustible nuclear

Fuente: CNMC y OS

Canon por la utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica

El pasado 25 de marzo se publicó en el BOE el Real Decreto 198/2015, de 23 de marzo, que desarrolla el artículo 112 bis del texto refundido de la Ley de Aguas y regula el canon por utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica en las demarcaciones intercomunitarias.

Año

Impuesto sobre la

producción de

combustible nuclear

gastado (miles de €)

2015 241.297

2016 241.297

Año

Impuesto sobre el

almacenamiento de

combustible nuclear

(miles de €)

2015 8.210

2016 8.210


www.cnmc.es

Página 59 de 111

El citado real decreto establece, con carácter general, un gravamen del 22 por ciento sobre el valor económico de la energía hidroeléctrica producida, y medida en barras de central, en cada período impositivo anual por el concesionario mediante la utilización y aprovechamiento del dominio público hidráulico. No obstante, el canon se reduce en un 90 por ciento para las instalaciones hidroeléctricas de potencia igual o inferior a 50 MW y para las instalaciones de producción de energía eléctrica de tecnología hidráulica de bombeo y potencia superior a 50 MW. Finalmente, el 2 por ciento del canon recaudado será considerado un ingreso del organismo de cuenca, mientras que el 98 por ciento restante será ingresado en el Tesoro Público por el organismo recaudador. En la estimación de los ingresos procedentes del canon por la utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica se ha tenido en cuenta la información aportada en la Memoria que acompaña al Real Decreto 198/201520, según la cual las cuencas intracomunitarias representan el 7,2% de la potencia instalada.

Para 2015 se estima una recaudación de 240.243 miles de euros, suponiendo en 2015 la producción hidráulica del último año móvil (octubre 2014–septiembre 2015). Para 2016 se considera la previsión del Operador del Sistema, con lo que se estiman unos ingresos de 277.877 miles de euros.

Cuadro III.4. Previsión del canon por utilización de las aguas continentales para la producción de

energía eléctrica

Fuente: CNMC y OS

Ingresos procedentes de impuestos especiales

Los ingresos procedentes de los impuestos especiales sobre el carbón e hidrocarburos se han estimado teniendo en cuenta la cobertura de la demanda en el sector eléctrico y la estructura de la demanda de gas natural prevista por la CNMC para el cierre del ejercicio 2015. En particular, la cobertura de la demanda en b.c. para la estimación de los ingresos para 2015 se ha realizado sobre la producción del último año móvil (octubre 2014-septiembre 2015), con

20 Disponible en http://transparencia.gob.es/es_ES/buscar/contenido/normavigente/NormaEV03D2-20151101

Año

Canon por utilización

de las aguas

continentales para la

producción de energía

eléctrica (miles €)

2015 240.243

2016 277.877

http://transparencia.gob.es/es_ES/buscar/contenido/normavigente/NormaEV03D2-20151101


www.cnmc.es

Página 60 de 111

la excepción de la producción de centrales de ciclos combinados, que es consistente con la contenida en el informe Previsiones de demanda, ingresos y costes en el sector del gas natural para el cierre del ejercicio 2015 y 201621. La cobertura de la demanda en b.c. prevista para 2016 tiene en cuenta una menor producción de las centrales de carbón, como consecuencia del impacto de la Directiva de emisiones industriales, y la entrada en funcionamiento de la tercera interconexión con Francia. La estructura de la demanda de gas natural prevista por la CNMC para el cierre de 2015 y 2016 se corresponde con la incluida en el citado informe Previsiones de demanda, ingresos y costes en el sector del gas natural para el cierre del ejercicio 2015 y 2016. En ambos casos, se ha incluido la previsión de impuestos sobre los combustibles utilizados en la generación eléctrica en los sistemas no peninsulares y sobre el consumo de gas natural, tanto para uso industrial (excluyendo generación eléctrica) como para uso doméstico. Se ha considerado que las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de residuos consumen un 91% de gas natural, un 8% de fuel y un 1% de gasoil.

Cuadro III.5. Previsión de los impuestos especiales

Fuente: CNMC y OS

Ingresos por la subasta de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero

La ley 17/2012 también establece que el 90 por ciento del ingreso estimado por la subasta de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero, con un máximo de 450 millones de euros se destinará a financiar los costes del sistema eléctrico.

21 El informe Previsiones de demanda, ingresos y costes en el sector del gas natural para el cierre del ejercicio 2015 y 2016, aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria el pasado 29 de octubre, ha sido elaborado en cumplimiento de los mandatos establecidos en los artículos 63 y 64 de la Ley 18/2014, el artículo 13 de la Orden ECO/2692/2002 y la Disposición adicional undécima de la Orden ITC/3520/2009.

Año

Impuestos especiales

sobre los hidrocarburos

(miles €)

Impuesto especial

sobre el carbón

(miles €)

2015 448.338 345.248

2016 467.056 282.933


www.cnmc.es

Página 61 de 111

Los ingresos procedentes de las subastas de derechos de emisión previstos para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 se corresponden con los previstos por el Ministerio de Agricultura Alimentación y Medio Ambiente (MAGRAMA). En particular, según la información proporcionada los ingresos totales previstos para el cierre de 2015 ascienden a 480 M€, de los cuales el 90% estarían destinados al sector eléctrico (esto es, 432 M€). Los ingresos previstos por la subasta de CO2 para 2016 ascienden a 580 M€, lo que daría lugar a unos ingresos 450 M€ para el sector eléctrico como consecuencia del límite establecido en la Disposición adicional quinta de la Ley 17/2012.

Cuadro III.6. Previsión de los ingresos por las subasta de derechos de emisión de gases de efecto

invernadero

Fuente: Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente

Respecto de los ingresos procedentes de la subasta de derechos de emisión de CO2 se traslada la incertidumbre puesta de manifiesto por el MAGRAMA, derivado de la reforma del sistema de comercio de los derechos de emisión, dado que, a pesar de que los cambios serían de aplicación a partir de 2021, podría afectar al precio de los derechos de ejercicios anteriores.

Previsión de ingresos procedentes de la ley 15/2012 y las subastas de los derechos de CO2 para el cierre del ejercicio 2015 y 2016

De acuerdo con todo lo anterior, los ingresos procedentes de la aplicación de la Ley 15/2012, ascenderían a unos 3.370 M€ anuales, tal y como resume en el Cuadro III.7. En el Cuadro III.8 y Cuadro III.9 se presenta con mayor detalle.

Año

Precio

derechos

de emisión

de CO2 (€/t)

Derechos

de emisión

de CO2

(miles)

Ingresos por las subasta

de derechos de emisión

de gases de efecto

invernadero (miles €)

2015 7,74 62.000 432.000

2016 8,29 70.000 450.000


www.cnmc.es

Página 62 de 111

Cuadro III.7. Previsión de los ingresos por aplicación de la Ley 15/2012

Fuente: CNMC

2015 2016

TOTAL INGRESOS LEY 15/2012

(miles €)2.918.565 2.916.721

Recaudación Impuesto sobre la

producción (Miles €)1.638.588 1.642.707

Impuesto nuclear (Miles €) 241.297 241.297

Impuesto sobre el

almacenamiento de combustib le

nuclear gastado

8.210 8.210

Recaudación canon hidráulico

(Miles €)240.243 277.877

Recaudación Estado Impuesto

carbón (Miles €)345.248 282.933

Recaudación Estado II.EE.

Hidrocarburos (Miles €)444.981 463.698

INGRESOS SUBASTAS EMISIONES

CO2432.000 450.000

TOTAL 3.350.565 3.366.721


www.cnmc.es

Página 63 de 111

Cuadro III.8. Estimación de la recaudación total anual por aplicación de la disposición adicional segunda de la Ley 15/2012. Año 2015

2015 TECNOLOGÍAGeneración

(GWh)

Ingresos

medios

generación

(€/MWh)

Ingresos

generación

(Miles €)

Recaudación

Impuesto

sobre la

producción

(Miles €)

Impuesto

especial

€/MWh

Recaudación

Estado

Impuesto

Carbón (Miles

€)

Recaudación

Estado II.EE.

hidrocarburos

(Miles €)

Recaudación

Impuesto

nuclear

(Miles €)

Canon

hidráulico

€/MWh

Recaudación

canon

hidráulico

(Miles €)

TOTAL

INGRESOS LEY

15/2012 (Miles

€)

Nuclear 55.474 50 2.771.570 194.010 249.507 443.517

Hidraúlica 24.508 58 1.414.114 98.988 0,17 232.210 331.198

Bombeo generación 2.723 67 181.118 12.678 0,02 3.709 16.387

Carbón 48.759 58 2.833.090 198.316 6,69 325.986 524.302

CCGT 25.498 90 2.288.915 160.224 4,68 119.331 279.556

Fuel gas - - - 3,08 -

Resto hidráulica 5.348 49 263.827 18.468 0,02 4.325 22.792

Eólica 49.616 44 2.201.689 154.118 154.118

Solar fotovoltaica 7.884 52 412.986 28.909 28.909

Solar térmica 5.024 52 263.138 18.420 18.420

Térmica renovable 7.885 51 400.183 28.013 0,28 2.174 30.186

Cogeneración y resto 23.223 51 1.178.670 82.507 0,28 6.402 88.909

RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA 6.453.873 451.771 451.771

PAGOS POR CAPACIDAD 429.726 30.081 30.081

Producción exenta IIEE 8.366 171 1.431.839 100.229 100.229

Producción - Gas Natural 671 171 114.845 8.039 4,68 3.140 11.179

Producción -Carbón 2.881 171 493.099 34.517 6,69 19.262 53.778

Producción - Fuel 399 171 68.291 4.780 3,08 1.228 6.009

Producción - Gasoil 112 171 19.169 1.342 5,76 645 1.987

Régimen retributivo específico exento IIEE 1.069 49 52.788 3.695 3.695

Régimen retributivo específico - Gas natural 17 49 839 59 4,68 80 138

Régimen retributivo específico - Gasoil 11 49 543 38 5,76 63 101

RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA 134.089 9.386 9.386

GN CCG 60.018

GN cogeneración 63.681 1,44 91.701 91.701

GN uso industrial 114.787 0,54 61.985 61.985

GN uso doméstico 67.620 2,34 158.231 158.231

1.638.588 345.248 444.981 249.507 240.243 2.918.566

Generación

Eléctrica

Peninsular

Gas Natural

Generación

Eléctrica

Territorios No

Peninsulares


www.cnmc.es

Página 64 de 111

Cuadro III.9. Estimación de la recaudación total anual por aplicación de la disposición adicional segunda de la Ley 15/2012. Año 2016

2016 TECNOLOGÍAGeneración

(GWh)

Ingresos

medios

generación

(€/MWh)

Ingresos

generación

(Miles €)

Recaudación

Impuesto

sobre la

producción

(Miles €)

Impuesto

especial

€/MWh

Impuesto

Carbón (Miles

€)

Recaudación

Estado II.EE.

hidrocarburos

(Miles €)

Recaudación

Impuesto

nuclear

(Miles €)

Canon

hidráulico

€/MWh

Recaudación

canon

hidráulico

(Miles €)

TOTAL

INGRESOS LEY

15/2012 (Miles

€)

Nuclear 56.073 50 2.787.349 195.114 249.506 444.621

Hidraúlica 28.564 57 1.639.827 114.788 0,17 269.274 384.061

Bombeo generación 3.174 66 210.027 14.702 0,02 4.300 19.002

Carbón 39.438 58 2.279.916 159.594 6,69 263.671 423.265

CCGT 29.800 89 2.661.523 186.307 4,68 139.464 325.770

Fuel gas - 3,08 -

Resto hidráulica 5.348 49 262.490 18.374 0,02 4.303 22.677

Eólica 49.616 44 2.190.538 153.338 153.338

Solar fotovoltaica 7.884 52 410.895 28.763 28.763

Solar térmica 5.024 52 261.806 18.326 18.326

Térmica renovable 7.880 50 397.915 27.854 0,28 2.172 30.026

Cogeneración y resto 23.223 50 1.172.700 82.089 0,28 6.402 88.491

RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA 6.453.873 451.771 451.771

PAGOS POR CAPACIDAD 418.125 29.269 29.269

Producción exenta IIEE 8.767 166 1.457.010 101.991 101.991

Producción - Gas Natural 671 166 111.519 7.806 4,68 3.140 10.947

Producción -Carbón 2.881 166 478.816 33.517 6,69 19.262 52.779

Producción - Fuel 399 166 66.313 4.642 3,08 1.228 5.870

Producción - Gasoil 112 166 18.614 1.303 5,76 645 1.948

Régimen retributivo específico exento IIEE 1.069 49 52.521 3.676 3.676

Régimen retributivo específico - Gas natural 17 49 835 58 4,68 80 138

Régimen retributivo específico - Gasoil 11 49 540 38 5,76 63 101

RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA 134.089 9.386 9.386

GN CCG 67.664 -

GN cogeneración 63.681 1,44 91.701 91.701

GN uso industrial 115.926 0,54 62.600 62.600

GN uso doméstico 66.753 2,34 156.203 156.203

1.642.707 282.933 463.698 249.506 277.877 2.916.721

Generación

Eléctrica

Territorios No

Peninsulares

Gas

Natural

Generación

Eléctrica

Sistema

Peninsular


www.cnmc.es

Página 65 de 111

ANEXO IV. PREVISIÓN DE COSTES REGULADOS PARA EL

CIERRE DE 2015 Y 2016


www.cnmc.es

Página 66 de 111

ANEXO IV. PREVISIÓN DE COSTES REGULADOS PARA EL CIERRE DE 2015 Y 2016 1 RETRIBUCIÓN DEL TRANSPORTE La retribución del transporte se ha calculado conforme al Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, el cual establece una metodología de retribución transitoria hasta la entrada en vigor de la metodología retributiva establecida en el Real Decreto 1047/2013, y referencia la tasa de retribución al rendimiento de las Obligaciones del Estado a 10 años. La Ley 2/2015, de 30 de marzo, de desindexación de la economía española establece que los valores monetarios no deben ser modificados en virtud de índices de precios o fórmulas que lo contengan. A este respecto, la disposición transitoria sobre el “régimen de revisión de los valores monetarios” de la citada Ley 2/2015, establece en su apartado 3 que:

“Por lo que se refiere a los valores monetarios en cuya determinación interviene el sector público distintos a los referidos en los apartados anteriores, los regímenes de revisión periódica y predeterminada aprobados con anterioridad a la entrada en vigor de la presente Ley mantendrán su vigencia hasta la entrada en vigor del real decreto referido en el artículo 4 de la misma, si bien en las fórmulas las referencias a las variaciones de índices generales, tales como Índice de Precios de Consumo o el Índice de Precios Industriales, deberán sustituirse por el valor cero.”

Siguiendo dicho criterio, la retribución del transporte sería la que se refleja en el siguiente cuadro:

Cuadro IV. 1. Retribución del transporte para 2016 (miles €)

TOTAL 1.742.980

Red Eléctrica de España, S.A.

𝑹𝒏𝒑𝒓𝒆−𝟏𝟗𝟗𝟖𝒊

CO

NF

IDE

NC

IAL

𝑹𝒏𝟏𝟗𝟗𝟖−𝟐𝟎𝟎𝟕 𝒊

𝑹𝒏𝟐𝟎𝟎𝟖−𝟐𝟎𝟏𝟏 𝒊

𝑹𝒏𝟐𝟎𝟏𝟐−𝟐𝟎𝟏𝟒 𝒊

Gas Natural Fenosa, S.A.

𝑹𝒏𝒑𝒓𝒆−𝟏𝟗𝟗𝟖𝒊

CO

NF

IDE

NC

IAL

𝑹𝒏𝟏𝟗𝟗𝟖−𝟐𝟎𝟎𝟕 𝒊

𝑹𝒏𝟐𝟎𝟎𝟖−𝟐𝟎𝟏𝟏 𝒊

𝑹𝒏𝟐𝟎𝟏𝟐−𝟐𝟎𝟏𝟒 𝒊


www.cnmc.es

Página 67 de 111

Es preciso señalar que el incremento notable en la retribución del REE para las instalaciones puestas en servicio en los ejercicios 2012-2014, es debida a la entrada en este último ejercicio de la línea interconexión eléctrica que une España y Francia por el este de los Pirineos. Incentivo de disponibilidad

A la fecha de emisión del informe no se dispone del cálculo del incentivo de disponibilidad de las empresas transportistas a percibir en el ejercicio 2016 asociado al grado de disponibilidad de sus instalaciones de transporte en 2015, por lo tanto se da como referencia de la cantidad a considerar, el incentivo que percibieron las empresas transportistas en el ejercicio 2015, aprobado en el artículo 2 de la Orden IET/2444/2014, de 19 de diciembre, por la que se determinan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2015..

Cuadro IV. 2. Incentivo a la disponibilidad

Incentivo a la disponibilidad 2015

(miles de €)

TOTAL 21.569

Red Eléctrica de España, S.A. CONFIDENCIAL

Gas Natural Fenosa, S.A.

2 RETRIBUCIÓN DE DISTRIBUCIÓN Y GESTIÓN COMERCIAL

2.1 Retribución de la actividad de distribución de las empresas distribuidoras con más de 100.000 clientes conectados a sus redes

La retribución de la distribución se ha calculado de acuerdo con el Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, el cual establece una metodología de retribución transitoria hasta la entrada en vigor de la metodología retributiva establecida en el Real Decreto 1048/2013, y referencia la tasa de retribución al rendimiento de las Obligaciones del Estado a 10 años. La Ley 2/2015, de 30 de marzo, de desindexación de la economía española establece que los valores monetarios no deben ser modificados en virtud de índices de precios o fórmulas que lo contengan. A este respecto, la disposición transitoria sobre el “régimen de revisión de los valores monetarios” de la citada Ley 2/2015, establece en su apartado 3 que:


www.cnmc.es

Página 68 de 111

“Por lo que se refiere a los valores monetarios en cuya determinación interviene el sector público distintos a los referidos en los apartados anteriores, los regímenes de revisión periódica y predeterminada aprobados con anterioridad a la entrada en vigor de la presente Ley mantendrán su vigencia hasta la entrada en vigor del real decreto referido en el artículo 4 de la misma, si bien en las fórmulas las referencias a las variaciones de índices generales, tales como Índice de Precios de Consumo o el Índice de Precios Industriales, deberán sustituirse por el valor cero.”

Asimismo, es preciso señalar que para la obtención de la retribución de las empresas Eléctrica Conquense Distribución, S.A. y Barras Eléctricas Galaico-Asturianas, S.A., se ha partido de las retribuciones para el ejercicio de 2014 que figuran en los informes de Auditoría sobre las Cuentas Anuales e Informes de Gestión correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2014 de las citadas empresas. En el caso de la retribución para 2016 de Eléctrica Conquense Distribución, S.A. se han tenido en cuenta las inversiones de 2013 y 2014 llevadas a cabo por dicha empresa conforme se establece en el Real Decreto-ley 9/2013. Sin embargo, en el caso de Barras Eléctricas Galaico-Asturianas, S.A esto solo ha sido posible con las inversiones de 2014, dado que las de 2013 figuran subsumidas en las inversiones de los subsistemas a los que pertenecía (UFD y EON). Teniendo en cuenta todo lo anterior, la retribución de la actividad de distribución para el ejercicio 2016 correspondiente a las empresas distribuidoras con más de 100.000 clientes conectados a sus redes sería la que se refleja en la siguiente Tabla:

Cuadro IV. 3. Retribución de la distribución para 2016

Nombre empresa R2016

(miles de €)

ENDESA

CONFIDENCIAL

IBERDROLA

UNIÓN FENOSA

VIESGO

HIDROCANTÁBRICO

BEGASA

CONQUENSE

TOTAL 4.605.559


www.cnmc.es

Página 69 de 111

2.2 Retribución de la actividad de distribución de las empresas distribuidoras con menos de 100.000 clientes conectados a sus redes

De acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, los cálculos de la retribución de la actividad de distribución correspondiente a las empresas distribuidoras con menos de 100.000 clientes conectados a sus redes, por aplicación del Anexo II del mismo, arrojan un resultado de 329.688.623 €. 2.3 Incentivo (bonificación o penalización) a la reducción de pérdidas

P2015 A continuación se muestran las cantidades referentes al incentivo (bonificación o penalización) a la reducción de pérdidas correspondientes a la retribución del año 2015, P2015, que no pudo incluirse en la Orden de tarifas de acceso de 2015 al no disponerse en su momento de la información necesaria para su cálculo. Al respecto se indica que, con fecha 23 de julio de 2015 se ha recibido del Operador del Sistema, a través del registro de la CNMC, los ficheros de las medidas del año 2013 a utilizar en el cálculo del incentivo (bonificación o penalización) a la reducción de pérdidas de 2015 tras la aplicación del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, correspondientes a los sistemas peninsulares y no peninsulares. El método de cálculo del incentivo (bonificación o penalización) a la reducción de pérdidas a aplicar a la retribución de cada una de las empresas distribuidoras de energía eléctrica queda establecido en la Orden ITC/2524/2009, de 8 de septiembre, modificada por la Orden IET/3506/2011, de 30 diciembre. El cálculo se ha realizado a partir de las pérdidas producidas en las redes de cada empresa distribuidora, si bien en lugar de realizar una aplicación estrictamente horaria, por razones de disponibilidad de la información, simplicidad y economía de medios, se ha llevado a cabo una aplicación por periodos horarios de punta y valle. En base a lo anterior, el incentivo a la reducción de pérdidas P2015, calculado en base a las medidas de 2013, es el que se muestra en la siguiente tabla:


www.cnmc.es

Página 70 de 111

Cuadro IV. 4. Incentivo a la reducción de pérdidas P2015

Empresa P2015

(miles de euros)

Endesa Distribución Eléctrica, S.L.

CONFIDENCIAL

Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U.

Unión Fenosa Distribución, S.A.

Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A.

E.ON Distribución, S.L.

TOTAL -38.206

2.4 Incentivo a la mejora de calidad de servicio A la fecha de emisión del presente informe no se dispone del cálculo del incentivo de calidad de servicio de las empresas distribuidoras a percibir en el ejercicio 2016 asociado al cumplimiento de la calidad en 2015. Por ello, se aporta como referencia el importe aprobado en el artículo 4 de la Orden IET/2444/2014 (89.048 miles €).

2.5 Retribución de la gestión comercial En relación con los costes reconocidos a partir de 1 de enero de 2016 destinados a la retribución de la gestión comercial realizada por las empresas distribuidoras de más de 100.000 clientes conectados a sus redes, es preciso señalar que en tanto en cuanto no entre en vigor la metodología retributiva establecida en el Real Decreto 1048/2013, la cuantía para los mismos asciende a 56.700 miles de €, cantidad que coincide con la aprobada por el Real Decreto-Ley 13/2012, de 30 de marzo. 3 RETRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA PRODUCIDA A PARTIR

DE FUENTES RENOVABLES, DE COGENERACIÓN Y RESIDUOS 3.1 Previsión de la retribución de cierre 2015 y 2016

A continuación se muestra la previsión de los costes del régimen retributivo específico de las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de renovables, cogeneración y residuos para la energía correspondiente a los años 2015 y 2016. A continuación se muestran los resultados de las previsiones para los años 2015 y 2016 con las consideraciones mencionadas:


www.cnmc.es

Página 71 de 111

Los importes previstos hacen referencia a las liquidaciones de los costes correspondientes a la retribución regulada de las instalaciones mencionadas según el Real Decreto 413/2015, de 6 de junio, por la energía generada en los años 2015 y 2016, utilizando el criterio de devengo, independientemente del momento en que se hacen efectivos los cobros y pagos reales.

En consecuencia, no se tiene en cuenta el coeficiente de cobertura, o las reliquidaciones correspondientes a la disposición transitoria octava del Real Decreto 413/2015.

La energía total en 2015 (GWh/año) se ha obtenido, bien extrapolando la tendencia observada a partir de los datos provisionales obtenidos entre enero y agosto de 2015, considerando la ponderación de dicho periodo en los últimos años, bien evaluando el último año móvil de producción disponible a la redacción de este informe (así se ha hecho por ejemplo en el caso de la eólica, pues esta forma de generación ha arrojado durante la primera mitad del año una producción considerada inferior al promedio esperable con carácter general en un año de eolicidad media).

La variabilidad estacional de eólica e hidráulica no influye en las previsiones económicas, ya que carecen de retribución a la operación; sin embargo, la incertidumbre existente en la energía generada por otras tecnologías, como la cogeneración, cuyo volumen de producción parece estabilizarse tras haber experimentado un descenso respecto a su máximo histórico, sí variaría la cifra de retribución final. Es asimismo la cogeneración la tecnología donde la retribución a la operación unitaria, Ro (€/MWh) reviste mayor relevancia.

La retribución a la inversión anual, Ri (M€), se ha estimado a partir del promedio de los datos de retribución a la inversión mensuales de las últimas liquidaciones provisionales disponibles; los importes relacionados con este concepto se mantienen estables, pues las adiciones de potencia son muy limitadas y el contingente de instalaciones que se espera agote su vida útil regulatoria a lo largo del periodo analizado es asimismo pequeño. El total de retribución a la inversión se obtiene multiplicando por doce, para cada tecnología, la Ri promedio mensual observada.

La previsión para el año 2016 es la misma que para la correspondiente al año 2015, ya que a la fecha de redacción del presente informe no se han encontrado motivos que indiquen que deban hacerse previsiones diferentes entre ambos años.

En Cuadro IV. 5 y el Cuadro IV. 6 se muestra para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 la previsión de potencia, energía, retribución por inversión, retribución por operación y retribución total, desagregada por tecnología, para el total nacional y cada uno de los subsistemas peninsular, insulares y extrapeninsulares, estimados con las consideraciones mencionadas anteriormente.


www.cnmc.es

Página 72 de 111

Cuadro IV. 5. Previsión para el cierre de 2015 de potencia, energía y prima equivalente de la producción de energía eléctrica a partir de renovables, cogeneración y residuos,

desagregado por subsistema

TOTAL NACIONAL

Tecnologia

Potencia a

31/12/2015

(MW)

Energía

generada

(GWh)

Retribucion

inversion

(M€)

Retribución

operacion

(M€)

Total

retribución

especifica

(M€)

COGENERACION 6.083 23.244 51 1.117 1.168

SOLAR FV 4.660 8.312 2.290 152 2.442

SOLAR TE 2.300 5.024 1.008 189 1.197

EOLICA 23.003 49.949 1.253 0 1.253

HIDRAULICA 2.104 5.351 76 0 76

BIOMASA 742 3.339 119 129 249

RESIDUOS 754 3.562 80 29 109

TRAT. RESIDUOS 629 1.292 1 92 93

TOTAL 40.274 100.072 4.879 1.708 6.587

Península

Tecnologia

Potencia a

31/12/2014

(MW)

Energía

generada

(GWh)

Retribucion

inversion

(M€)

Retribución

operacion

(M€)

Total

retribución

especifica

(M€)

COGENERACION 6.038 23.223 51 1.115 1.166

SOLAR FV 4.419 7.884 2.184 145 2.328

SOLAR TE 2.300 5.024 1.008 189 1.197

EOLICA 22.852 49.616 1.250 0 1.250

HIDRAULICA 2.104 5.348 76 0 76

BIOMASA 741 3.333 119 129 249

RESIDUOS 658 3.255 65 29 94

TRAT. RESIDUOS 629 1.292 1 92 93

TOTAL 39.739 98.975 4.754 1.699 6.453

Baleares

Tecnologia

Potencia a

31/12/2014

(MW)

Energía

generada

(GWh)

Retribucion

inversion

(M€)

Retribución

operacion

(M€)

Total

retribución

especifica

(M€)

COGENERACION 11 21 0 2 2

SOLAR FV 78 130 34 2 36

SOLAR TE 0 0 0 0 0

EOLICA 4 6 0 0 0

HIDRAULICA 0 0 0 0 0

BIOMASA 0 0 0 0 0

RESIDUOS 94 292 15 0 15

TRAT. RESIDUOS 0 0 0 0 0

TOTAL 186 448 49 4 53


www.cnmc.es

Página 73 de 111

Fuente: CNMC

Canarias

Tecnologia

Potencia a

31/12/2014

(MW)

Energía

generada

(GWh)

Retribucion

inversion

(M€)

Retribución

operacion

(M€)

Total

retribución

especifica

(M€)


SOLAR FV 164 298 72 5 77

SOLAR TE 0 0 0 0 0

EOLICA 147 327 3 0 3


BIOMASA 1 7 0 0 0

RESIDUOS 0 0 0 0 0


TOTAL 346 634 75 5 80

Ceuta y Melilla

Tecnologia

Potencia a

31/12/2014

(MW)

Energía

generada

(GWh)

Retribucion

inversion

(M€)

Retribución

operacion

(M€)

Total

retribución

especifica

(M€)

COGENERACION 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

SOLAR FV 0,06 0,09 0,03 0,00 0,03

SOLAR TE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

EOLICA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

HIDRAULICA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

BIOMASA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

RESIDUOS 2,72 14,75 0,43 0,00 0,43

TRAT. RESIDUOS 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TOTAL 2,77 14,84 0,46 0,00 0,46


www.cnmc.es

Página 74 de 111

Cuadro IV. 6. Previsión 2016 de potencia, energía y prima equivalente de la producción de energía eléctrica a partir de renovables, cogeneración y residuos

TOTAL NACIONAL

Tecnologia

Potencia a

31/12/2015

(MW)

Energía

generada

(GWh)

Retribucion

inversion

(M€)

Retribución

operacion

(M€)

Total

retribución

especifica

(M€)

COGENERACION 6.083 23.244 51 1.117 1.168

SOLAR FV 4.660 8.312 2.290 152 2.442

SOLAR TE 2.300 5.024 1.008 189 1.197

EOLICA 23.003 49.949 1.253 0 1.253

HIDRAULICA 2.104 5.351 76 0 76

BIOMASA 742 3.339 119 129 249

RESIDUOS 754 3.562 80 29 109

TRAT. RESIDUOS 629 1.292 1 92 93

TOTAL 40.274 100.072 4.879 1.708 6.587

Península

Tecnologia

Potencia a

31/12/2014

(MW)

Energía

generada

(GWh)

Retribucion

inversion

(M€)

Retribución

operacion

(M€)

Total

retribución

especifica

(M€)

COGENERACION 6.038 23.223 51 1.115 1.166

SOLAR FV 4.419 7.884 2.184 145 2.328

SOLAR TE 2.300 5.024 1.008 189 1.197

EOLICA 22.852 49.616 1.250 0 1.250

HIDRAULICA 2.104 5.348 76 0 76

BIOMASA 741 3.333 119 129 249

RESIDUOS 658 3.255 65 29 94

TRAT. RESIDUOS 629 1.292 1 92 93

TOTAL 39.739 98.975 4.754 1.699 6.453

Baleares

Tecnologia

Potencia a

31/12/2014

(MW)

Energía

generada

(GWh)

Retribucion

inversion

(M€)

Retribución

operacion

(M€)

Total

retribución

especifica

(M€)


SOLAR FV 78 130 34 2 36

SOLAR TE 0 0 0 0 0

EOLICA 4 6 0 0 0


BIOMASA 0 0 0 0 0

RESIDUOS 94 292 15 0 15


TOTAL 186 448 49 4 53


www.cnmc.es

Página 75 de 111

Fuente: CNMC

3.2 Previsión del impacto de la aplicación de la aplicación de la DT8ª del

Real Decreto 413/2015 La disposición transitoria tercera del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, establece la aplicación transitoria del régimen económico contemplado en los Reales Decretos 661/2007 y 1578/2008, normas que este propio Real Decreto-Ley derogaba. Según este Real Decreto-Ley el régimen transitorio se debería aplicar al periodo comprendido entre la entrada en vigor del RDL 9/2014, el 14 de julio de 2013 y la entrada en vigor de las disposiciones necesarias para la plena aplicación del nuevo régimen jurídico y económico de la actividad de producción a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos con régimen económico primado. Por tanto, el periodo transitorio se aplicó a la energía producida entre el 14 de julio de 2013 y el 31 de mayo de 2014. La disposición transitoria octava del Real Decreto 413/2014 definía la metodología para realizar estas reliquidaciones, estableciendo cantidades máximas

Canarias

Tecnologia

Potencia a

31/12/2014

(MW)

Energía

generada

(GWh)

Retribucion

inversion

(M€)

Retribución

operacion

(M€)

Total

retribución

especifica

(M€)


SOLAR FV 164 298 72 5 77

SOLAR TE 0 0 0 0 0

EOLICA 147 327 3 0 3


BIOMASA 1 7 0 0 0

RESIDUOS 0 0 0 0 0


TOTAL 346 634 75 5 80

Ceuta y Melilla

Tecnologia

Potencia a

31/12/2014

(MW)

Energía

generada

(GWh)

Retribucion

inversion

(M€)

Retribución

operacion

(M€)

Total

retribución

especifica

(M€)

COGENERACION 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

SOLAR FV 0,06 0,09 0,03 0,00 0,03

SOLAR TE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

EOLICA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

HIDRAULICA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

BIOMASA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

RESIDUOS 2,72 14,75 0,43 0,00 0,43

TRAT. RESIDUOS 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TOTAL 2,77 14,84 0,46 0,00 0,46


www.cnmc.es

Página 76 de 111

mensuales a facturar que dependían de la retribución que recibiera cada instalación. Aunque posteriormente se modificó la redacción de la citada disposición transitoria para agilizar la recuperación de estas cantidades. A la fecha de elaboración del presente informe, están pendientes de recuperar 368,7 M€. De este importe, se estima que 164,6 M€ se corresponden con instalaciones que actualmente están paradas, por lo que la recuperación de esta cantidad puede demorarse en el tiempo. Por lo tanto, se pude considerar que 204,09 M€ se recuperarán antes del cierre del ejercicio 2015. Adicionalmente, se prevén reliquidaciones por valor de +55 M€ correspondientes a ejercicios anteriores a 2015, debidas a revisiones normativas introducidas en el último mes, y a otras modificaciones que se prevé sean aprobadas a lo largo del próximo año. 4 RETRIBUCIÓN A DE LA PRODUCCIÓN EN LOS SISTEMAS NO

PENINSULARES 4.1 Previsión de cierre 2015 En coherencia con las previsiones de la CNMC de la demanda en b.c. y la producción de energía eléctrica a partir de renovables, cogeneración y residuos para el cierre del ejercicio 2015, se estima que la producción con derecho a retribución específica en el conjunto de los SENP alcanzará 12,5 TWh en 2015. El coste total de la producción se estima en 2.031 M€, dando lugar a una retribución específica de 1.337 M€. Al respecto se indica que, esta Comisión no dispone de la información necesaria para estimar los costes de inversión conforme al RD 738/2015, por lo que se ha estimado sobre la base de la previsión aportada por los agentes titulares en respuesta a la solicitud de información de la CNMC para la elaboración del preceptivo informe sobre la propuesta de tarifas22. La estimación del coste variable se realizado tenido en cuenta las liquidaciones provisionales e intermedias del OS para el período enero–agosto y aplicando la Resolución de 9 de febrero de 2015 a la previsión de energía del para el periodo septiembre-diciembre de 2015. Se indica que conforme al citado RD 738/2015, la retribución adicional de los SENP prevista para el cierre de 2015 incluye los peajes de acceso de la producción, el impuesto a la producción del 7%, los impuestos especiales y la financiación del OS (174 M€).

22 En la información aportada por el Operador del Sistema, la retribución específica de los sistemas eléctricos no peninsulares se ha estimado aplicando la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, por la que se establece el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia para las instalaciones de generación en régimen ordinario de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.


www.cnmc.es

Página 77 de 111

Cuadro IV.7. Retribución específica de los sistemas eléctricos no peninsulares prevista para el cierre de 2015

Fuente: CNMC

Cabe señalar que la retribución adicional de los SENP prevista para el cierre del ejercicio 2015 (1.337 M€) es inferior a la remitida a la Secretaría de Estado de Energía el pasado 21 de enero de 2015 (1.774 M€), motivado, fundamentalmente, por los siguientes aspectos: 1) una reducción significativa de los costes de combustible fósiles reconocidos

de acuerdo con la Resolución del 9 de febrero de 2015;

2) un aumento del precio de mercado peninsular (PMP) en los primeros 8 meses de 2015 y en la previsión del PMP para el cuarto trimestre de 2015 (corregido por el apuntamiento de los SENP con respecto a lo previsto en enero de 201523); y

3) una ligera reducción de la producción en unos 200 MWh.

23 El PMP previsto para los últimos meses de 2015 es 47,70 €/MWh (cotización de futuros en

OMIP el 28/09/2015), el cual ha sido corregido con los apuntamientos observados en cada sistema de acuerdo con los datos de liquidación del período comprendido entre 01/01/2014 y 31/12/2014. De esta forma el precio aplicado en cada subsistema se indica en la siguiente tabla, siendo el PMP estimado con apuntamiento para el conjunto de los SENP en el cuarto trimestre de 2015 (67,38 €/MWh).

Conceptos Unidades BALEARES CANARIAS C&M TOTAL

Previsión producción en b.c. SENP, 2015 GWh 3.982 8.055 408 12.445

Previsión costes variables, 2015 [A] M€ 322 1.165 68 1.555

Previsión garantía de potencia, 2015 [B] M€ 190 248 38 476

Previsión coste total en despacho de SENP,

2015 [C = A + B] M€ 512 1.414 106 2.031

Impuesto a la producción (7%); Peaje de acceso;

Financiación OS; Impuestos especiales [E]M€ 63 104 8 174

Previsión Compensación estipulada en

despacho, 2015 [D]M€ 214 870 79 1.164

Compensación total, 2015 [F = D + E] M€ 277 974 86 1.337

PREVISIÓN DE LA COMPENSACIÓN SENP DE 2015


Factor apuntamiento Pen. - SENP % 1,51 1,37 1,35 1,41

PMP estimado con apuntamiento SENP (sept - dic), 2015 €/MWh 72,19 65,17 64,44 67,38


www.cnmc.es

Página 78 de 111

4.2 Previsión 2016 El 11 de junio de 2015 la CNMC remitió informe24 al MINETUR sobre la previsión de la retribución adicional de los SENP correspondiente al año 2016. La previsión actual de la demanda, de los costes y, por ende, de la retribución adicional de los SENP difiere de los valores facilitados en junio debido a la actualización de los datos disponibles entonces y ahora. En particular, se prevé que la producción de los grupos térmicos convencionales en 2016 alcance 12,9 TWh (1 TWh menos que la previsión de junio), con un coste total previsto de 2.021 M€ (400 M€ menos que entonces) y una retribución específica de 1.338 M€ (143 M€ inferior a la previsión de junio).

Cuadro IV.8. Previsión de la compensación de los sistemas eléctricos no peninsulares. Año 2016

Fuente: CNMC

Respecto de la actualización de la previsión de retribución adicional de los SENP se señalan los siguientes aspectos:

1) La producción con derecho a retribución adicional del presente informe es coherente con las previsiones de la CNMC de la demanda en b.c. y la producción de energía eléctrica a partir de renovables, cogeneración y residuos para el 2016.

2) Los costes fijos son inferiores a los considerados en la previsión de junio, derivado de la reciente publicación del RD 738/2015.

3) La reducción de la producción implica una reducción de los costes variables.

24 Respuesta a la solicitud de la Secretaría de Estado de Energía de memoria acreditativa para

la previsión de la compensación presupuestaria de los sistemas eléctricos en los territorios no peninsulares en el ejercicio 2016.

ConceptosUnidade

sBALEARES CANARIAS C&M TOTAL

Previsión producción en b.c. SENP, 2016 GWh 4.281 8.156 410 12.846

Previsión costes variables, 2016 [A] M€ 251 1.157 127 1.535

Previsión garantía de potencia, 2016 [B] M€ 193 255 37 486

Previsión coste total en despacho de SENP,

2016 [C = A + B]M€ 444 1.413 164 2.021


Financiación OS; Impuestos especialesM€ 58 104 12 173

Previsión Compensación estipulada en

despacho, 2016 [D]M€ 139 888 138 1.165

Compensación total 2016 [C] + [D] M€ 197 991 149 1.338

PREVISIÓN DE LA COMPENSACIÓN SENP DE 2016


www.cnmc.es

Página 79 de 111

4) El precio del mercado considerado en el cálculo de la retribución adicional de los SENP (47,11 €/MWh25) es inferior al previsto en junio (48,12 €/MWh).

5) En la previsión de la retribución adicional del presente informe se incluyen los peajes de acceso de la producción, el impuesto a la producción del 7%, los impuestos especiales y la financiación del OS (173 M€).

4.3 Retribución adicional de los SENP de los ejercicios 2012, 2013 y 2014 Adicionalmente, en respuesta a la solicitud de información de la DGPEM, en los cuadros siguientes se muestra la retribución específica de los sistemas eléctricos no peninsulares, desagregada por subsistema, correspondiente a los ejercicios 2012, 2013 y 2014, conforme a la última información disponible en la CNMC. La retribución de los ejercicios de 2012, 2013 y 2014 se basa en las liquidaciones definitivas y los re-cálculos realizados del Operador del Sistema (OS) de acuerdo con la Resolución de 9 de febrero de 2015, de la DGPEM, por la que se fijan los precios de los combustibles de los años 2012, 2013 y 2014 distintos del gas natural a aplicar en el cálculo de la prima de funcionamiento de cada grupo generador y los precios provisionales del primer semestre de 2015 en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. Además, la liquidación definitiva del año 2014 incluirá, de acuerdo con lo dispuesto por el punto octavo de la citada Resolución del 9 de febrero de 201526, las diferencias entre las compensaciones reconocidas y las liquidaciones realizadas con cargo a los costes del sistema eléctrico en los años 2012, 2013 y 2014 para los sujetos de liquidación con derecho a percibir compensación por su generación en SENP. Retribución adicional de los SENP 2012

La producción total de los grupos térmicos convencionales con derecho a percibir remuneración adicional según el RD 738/2015, de 31 de julio, por el

25 El PMP previsto para 2016 en el presente informe, 47,11 €/MWh, se corresponde con la media ponderada por la energía negociada de las cotizaciones diarias del 1 al 14 de octubre del contrato base anual de 2016. 26 (…) Octavo.

«En la siguiente liquidación del ejercicio 2014 que se efectúe una vez calculados por el operador del sistema los nuevos costes de generación indicados en el apartado anterior, y en todo caso en la liquidación de cierre del ejercicio 2014, el órgano encargado de las liquidaciones procederá a regularizar la totalidad del coste de la compensación de los sistemas no peninsulares a los sujetos del sistema de liquidaciones que corresponda en el citado ejercicio 2014, teniendo en cuenta la diferencia entre el valor de la compensación previsto en la Orden IET/107/2014 y los valores resultantes tras la aplicación de la presente resolución.»


www.cnmc.es

Página 80 de 111

que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, en 2012 alcanzó 13,6 TWh con un coste total en el despacho de 2.711 M€ (coste variable de 2.116 M€ y garantía de potencia de 595 M€). Asimismo, la compensación estipulada en despacho fue de 1.840 M€; considerando el peaje de acceso a la producción de 0,5 €/MWh en aplicación del RD 1544/2011, la compensación alcanzaría 1.847 M€.

Cuadro IV.9. Compensación de los sistemas eléctricos no peninsulares. Año 2012

Fuente: CNMC

Retribución adicional de los SENP 2013

La producción en los SENP en el ejercicio 2013 alcanzó 12,4 TWh según las liquidaciones definitivas del OS, cuyo coste total fue de un total de 2.367 M€ (coste variable de 1.771 M€ y garantía de potencia de 595 M€), de los cuales corresponden a la compensación 1.582 M€. Al contemplar además el peaje de acceso de la producción, el impuesto a la producción del 7%, la financiación del OS y los impuestos especiales, se alcanza una compensación de 1.777 M€.


Producción en b.c. SENP GWh 4.882 8.299 427 13.607

Costes variables [A] M€ 452 1.575 89 2.116

Garantía de potencia [B] M€ 254 294 47 595

Peaje de acceso [E] M€ 2 4 0,21 7

Coste total en despacho de SENP [C = A + B] M€ 706 1.869 136 2.711

Compensación estipulada en despacho [D] M€ 383 1.347 109 1.840

Compensación total [F = D + E] M€ 386 1.351 109 1.847

COMPENSACIÓN SENP DE 2012


www.cnmc.es

Página 81 de 111


Fuente: CNMC

Retribución adicional de los SENP 2014

La producción en los SENP en el ejercicio 2014 alcanzó 12,2 TWh según las liquidaciones definitivas del OS, cuyo coste total fue de un total de 2.206 M€ (coste variable de 1.610 M€ y garantía de potencia de 596 M€), de los cuales corresponden a la compensación 1.465 M€. Al contemplar además el peaje de acceso de la producción, el impuesto a la producción del 7%, la financiación del OS y los impuestos especiales, se alcanza una compensación de 1.650 M€.


Fuente: CNMC






















www.cnmc.es

Página 82 de 111

5 MORATORIA NUCLEAR

En fecha 26 de octubre de 2015, el Fondo de Titulización de Activos Resultantes de la Moratoria Nuclear, ha realizado el último pago a sus inversores, amortizando el único préstamo que quedaba vivo a fecha actual (préstamo B), con el que se financió la compensación asociada a la moratoria nuclear. El último pago que recibirá el Fondo por parte de la CNMC ha sido el del 13 de octubre de 2015, no siendo necesario incluir ningún coste asociado a esta compensación para 2016, con la información disponible a fecha actual, y sin perjuicio de lo establecido en el artículo 32.4 del Real Decreto 2202/1995. La Orden IET/2444/2014, de 19 de diciembre, por la que se determinan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2015, establece en el artículo 8.2: La cuota correspondiente a la Moratoria Nuclear será de aplicación a los consumos facturados hasta el 31 de agosto de 2015. Los saldos de la cuenta en régimen de depósito abierta a estos efectos, una vez liquidado el Fondo de Titulización de Activos, se incorporarán como ingresos liquidables del ejercicio en curso que corresponda, y en todo caso hasta el día 19 de enero de 2020. Por lo tanto, la cuota de la moratoria nuclear dejará de afectarse a los consumos facturados con posterioridad al 31 de agosto de 2015, sin perjuicio de las refacturaciones que puedan producirse con posterioridad y de las actuaciones derivadas de las inspecciones, que podrían originar ingresos en la cuenta de la Moratoria Nuclear, con posterioridad al 25 de septiembre de 2015 (fecha en la que las impresas ingresan la cuota sobre los consumos facturados hasta agosto), y que tendrían la consideración de ingresos liquidables del sistema del ejercicio en curso que corresponda. En fecha 26/10/2015, se han iniciado los trámites para la liquidación del Fondo de Titulización de Activos Resultantes de la Moratoria Nuclear, por parte de la Sociedad Gestora del Fondo, TdA. Sobre este particular, el capítulo III.4.c) del Folleto de emisión del Fondo de Titulización de Activos resultantes de la moratoria nuclear se refiere al término de la vida del Fondo y determina que, “en la fecha de pago en la cual concluya la amortización de los pasivos del Fondo (bonos y préstamos) y siempre que hayan quedado saldadas el resto de las obligaciones del Fondo con terceros, incluidas las derivadas de la liquidación del mismo, la Sociedad Gestora, en nombre del Fondo, entregará a la CNE (actualmente CNMC) cualquier importe que pudiera existir en la cuenta de tesorería y renunciará, en su caso, al importe pendiente de compensación (IPC) correspondiente a las fracciones del derecho de compensación de titularidad del Fondo. Tanto la entrega de


www.cnmc.es

Página 83 de 111

tesorería como la renuncia al IPC se harán, contablemente, con cargo a la cuenta de amortización del derecho de compensación”. En relación con lo anterior, una vez satisfechos los gastos de liquidación del Fondo, el saldo sobrante en la cuenta de tesorería del Fondo en fecha 26/10/2015, ha sido transferido por la Sociedad Gestora a la cuenta de la Moratoria Nuclear de la CNMC, y tiene la consideración de ingreso liquidable del sistema del ejercicio en curso. El importe ha ascendido a 8.815,17 miles €, y tiene la consideración de ingreso liquidable del ejercicio 2015.

6 CUOTAS

El importe correspondiente a la tasa de la CNMC y del segundo ciclo de combustible nuclear es el resultado de aplicar las tasas establecidas en la normativa vigente a los ingresos previstos para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 (véase Cuadro IV.12).

Cuadro IV.12. Previsión de cierre de 2015 y 2016 del importe correspondiente a la tasa de la CNMC y del segundo ciclo de combustible nuclear

Fuente: CNMC (1) Se incluyen ingresos de reactiva, excesos de potencia, peaje de generadores y penalización

artículo 17 del Real Decreto 216/2014.

7 ANUALIDADES PARA LA FINANCIACIÓN DEL DÉFICIT

Déficit de actividades reguladas ejercicio 2005

El importe estimado de la anualidad de 2016 correspondiente al derecho de cobro por la financiación del déficit de ingresos de las liquidaciones de las actividades reguladas del ejercicio 2005, asciende a 283.328,42 miles de euros. En el Cuadro IV.13 se detallan las hipótesis de cálculo de la anualidad correspondiente al déficit de ingresos en las liquidaciones correspondiente a 2005 que debería imputarse en el ejercicio tarifario 2016. Tanto el tipo de

Previsión de cierre 2015 Prevsión 2016

Orden

IET/2444/2014

(miles €)

Orden

IET/2444/2014

(miles €)

Previsión de ingresos (1) 13.783.436 13.845.691

Concepto de coste

Orden

IET/2444/2014

(miles €)

Importe

cuotas

(miles €)

Orden

IET/107/2014

(%)

Importe

cuotas

(miles €)

CNMC 0,150 20.675 0,150 20.769

2ª parte de combustible nuclear 0,001 138 0,001 138


www.cnmc.es

Página 84 de 111

interés como la anualidad, tendrá que ajustarse cuando estén disponibles las cotizaciones del Euribor de noviembre. Con los datos disponibles a fecha actual, el tipo de interés sería negativo, por primera vez en la historia de este derecho de cobro. Cuadro IV.13. Detalle del cálculo de la anualidad correspondiente al déficit 2005 en 2016

Fuente: CNMC y Resolución de 9 de septiembre de 2015 de la DGPEYM

Adjudicatarios de la 2ª subasta del déficit ex ante

La anualidad a imputar en 2016 para financiar el déficit adjudicado en la citada subasta, de acuerdo con las condiciones establecidas en la Orden ITC/694/2008, de 7 de marzo, por la que se regula el derecho de cobro correspondiente a la financiación del déficit ex ante de ingresos de las liquidaciones de las actividades reguladas y su procedimiento de subasta, y se precisa el contenido y las características del derecho de cobro correspondiente a la financiación ex ante del desajuste de ingresos de las actividades reguladas, asciende a 95.451,84 miles de euros. Para calcularla, se ha tomado la media de las cotizaciones diarias del Euribor a tres meses del 1 al 15 de septiembre de 2015 (-0,035%) más el diferencial que resultó de la subasta, 65 puntos básicos, resultando un tipo de interés del 0,615%. Tanto el tipo de interés como la anualidad, tendrá que ajustarse cuando estén disponibles las cotizaciones del Euribor de noviembre. (Véase Cuadro IV.14).

IdPC a 31-12-14 1.700.208,02 :importe definitivo pendiente de cobro a 31-12-14

(Resolución de 9 de septiembre de 2015 de la DGPEYM)

Anualidad 2015 283.471,38 :anualidad prevista en 2015 Orden IET/2444/2014

i(N)2014 0,00082

IPPC a 31-12-15 1.418.130,81

i(N)2015 -0,00035

p 5 :número de pagos anuales pendientes

Anualidad 2016 283.328,42 :anualidad año 2016

:euribor medio 3M, del 1 al 15 septiembre 2015, Act 365.

ANUALIDAD 2016 (miles de euros)

IMPORTE PROVISIONAL PENDIENTE DE COBRO A 31-12-15 (miles de euros)

DERECHOS DE COBRO DEL DEFICIT DE 2005

:euribor medio 3M noviembre 2014, Act 365.

:importe provisional pendiente de cobro a 31-12-15.


www.cnmc.es

Página 85 de 111

Cuadro IV.14. Detalle del cálculo de la anualidad correspondiente a los adjudicatarios de la 2ª subasta de déficit ex ante en 2016

Fuente: CNMC y Resolución de 9 de septiembre de 2015 de la DGPEM

Déficit 2013 De conformidad con lo establecido en el R.D. 1054/2014, de 12 de diciembre, por el que se regula el procedimiento de cesión de los derechos de cobro del déficit del sistema eléctrico en el año 2013 y se desarrolla la metodología de cálculo del tipo de interés que devengarán los derechos de cobro de dicho déficit y, en su caso, de los desajustes temporales negativos posteriores, la anualidad para recuperar el derecho de cobro del Déficit 2013, es constante a lo largo del periodo 2015-2020, y asciende a 277.761,01 miles de euros. El tipo de interés es fijo a lo largo de dicho periodo, y asciende al 2,195%.

Anualidad correspondiente a FADE Hasta la fecha actual se han realizado, en total, 55 emisiones de FADE. Once de ellas en 2011 (de la 1ª a la 11ª), 18 en 2012 (de la 12ª a la 29ª), 16 en 2013 (de la 30ª a la 45ª), 3 en 2014 (de la 46ª a la 48ª), y 7 en 2015 (49ª a 55ª). Las empresas eléctricas han cedido derechos de cobro a FADE como consecuencia de todas las emisiones, excepto en las emisiones 23ª, 24ª, 46ª a 55ª, y parcialmente en las emisiones 31ª, 40ª y 45ª, que han servido para refinanciar vencimientos de bonos emitidos por FADE. En este sentido, los importes de las emisiones de FADE realizadas en 2015 se han destinado a refinanciación. No incrementan la deuda del sistema eléctrico con FADE, y por lo tanto no generan ninguna anualidad, sino que únicamente

(+) IDPC a 31-12-14 784.079,85

9 de septiembre de 2015 de la Dirección General de Política Energética y Minas.

i(N)2014 + difer. 0,00732

resultante de la subasta de 12 de junio de 2008 (65 puntos básicos)

(+) Intereses 2015 5.739,46

(-) Anualidad 2015 95.918,88

(=) IdPC a 31-12-15 693.900,43

i(N)2015 + difer. 0,00615

más diferencial resultante de subasta de 12 de junio de 2008 (65 puntos básicos)

p 7,46 : número de pagos anuales pendientes

Anualidad 2016 95.451,84

:Importe pendiente de cobro a 31-12-2015

ANUALIDAD 2016 (miles de euros)

:media del euribor a 3 meses del 1 al 15 de septiembre de 2015, Act 365.

:anualidad año 2015 según art. 10 punto 2 cap V de Orden ITC/694/2008

TITULIZACION DEL DEFICIT EX-ANTE DE LA SUBASTA DEL 12 DE JUNIO DE 2008

IMPORTE PENDIENTE DE COBRO A 31-12-15 (miles de euros)

:importe definitivo pendiente de cobro 31-12-14 según consta en la Resolución de

:media del euribor a 3 meses de noviembre 2014, Act 365, más diferencial

:intereses devengados en el año 2015 según artículos 3, 8 y concordantes de Orden

ITC/694/2008 de 7de marzo y Resolución extinta CNE de 12 de junio de 2008.


www.cnmc.es

Página 86 de 111

se incorporan los correspondientes ajustes a la misma dentro del año 2015, en función de la variación de la TIR media ponderada del Fondo. Para calcular el importe pendiente de cobro a 31 de diciembre de 2015 de los derechos cedidos a FADE, se ha seguido el procedimiento establecido en el artículo 9.2.ii del R.D. 437/2010, de 9 de abril, por el que se desarrolla la regulación del proceso de titulización del déficit del sistema eléctrico. Los intereses se calculan con el tipo de interés con el que se fijó la anualidad de 2015, y que equivale a la TIR media ponderada de las emisiones vivas a 30 de noviembre de 2014, incluidas comisiones, más 30 puntos básicos


www.cnmc.es

Página 87 de 111

Cuadro IV.15. Importe pendiente de cobro a 31/12/2015 de los derechos de cobro

cedidos a FADE. (Euros)

Fuente: CNMC

Una vez obtenido el importe pendiente de cobro, se ha calculado la anualidad para 2016 aplicando la fórmula del artículo 10.1 del R.D. 437/2010, teniendo en cuenta el número de pagos anuales pendientes para la satisfacción del derecho (que varía entre

Emisión

Importe pendiente

de cobro a

31/12/2014 (€)

Tipo de

interés (%)Intereses (€) Anualidad 2015 (€)

Importe pendiente de

cobro a 31/12/2015 (€)

1ª 1.610.929.472,03 4,532% 73.007.323,67 188.272.133,59 1.495.664.662,12

2ª 1.619.378.503,50 4,532% 73.390.233,78 188.207.823,47 1.504.560.913,81

3ª 1.627.471.718,69 4,532% 73.757.018,29 187.977.635,40 1.513.251.101,58

4ª 824.298.992,83 4,532% 37.357.230,35 94.305.471,17 767.350.752,01

5ª 1.263.849.531,04 4,532% 57.277.660,75 141.003.067,30 1.180.124.124,48

6ª 267.310.059,29 4,532% 12.114.491,89 29.574.428,45 249.850.122,72

7ª 81.343.507,54 4,532% 3.686.487,76 8.999.615,46 76.030.379,84

8ª 103.526.847,10 4,532% 4.691.836,71 11.424.750,56 96.793.933,25

9ª 81.393.712,52 4,532% 3.688.763,05 8.970.832,10 76.111.643,47

10ª 484.625.660,66 4,532% 21.963.234,94 53.311.720,73 453.277.174,87

11ª 124.375.406,76 4,532% 5.636.693,43 13.682.038,51 116.330.061,68

12ª 213.419.030,52 4,532% 9.672.150,46 23.315.513,39 199.775.667,59

13ª 193.099.714,91 4,532% 8.751.279,08 21.095.677,26 180.755.316,73

14ª 312.786.634,44 4,532% 14.175.490,27 34.149.837,81 292.812.286,90

15ª 140.474.757,65 4,532% 6.366.316,02 15.327.370,58 131.513.703,09

16ª 137.844.965,31 4,532% 6.247.133,83 15.040.430,76 129.051.668,38

17ª 171.093.428,03 4,532% 7.753.954,16 18.668.210,71 160.179.171,48

18ª 202.235.029,30 4,532% 9.165.291,53 22.052.353,50 189.347.967,32

19ª 498.250.475,03 4,532% 22.580.711,53 54.296.991,97 466.534.194,58

20ª 113.564.320,86 4,532% 5.146.735,02 12.375.705,25 106.335.350,63

21ª 107.382.392,50 4,532% 4.866.570,03 11.687.482,15 100.561.480,38

22ª 728.342.328,00 4,532% 33.008.474,30 79.125.294,67 682.225.507,64

25ª 69.506.682,25 4,532% 3.150.042,84 7.250.286,97 65.406.438,12

26ª 100.765.730,03 4,532% 4.566.702,88 10.498.829,65 94.833.603,26

27ª 1.574.960.474,10 4,532% 71.377.208,69 163.531.711,50 1.482.805.971,28

28ª 89.706.301,93 4,532% 4.065.489,60 9.303.764,95 84.468.026,59

29ª 145.154.700,58 4,532% 6.578.411,03 15.028.787,57 136.704.324,04

30ª 151.644.378,55 4,532% 6.872.523,24 15.682.854,75 142.834.047,04

31ª Cesion 631.182.608,73 4,532% 28.605.195,83 65.128.150,65 594.659.653,91

32ª 79.770.962,12 4,532% 3.615.220,00 8.198.684,84 75.187.497,29

33ª 153.961.667,93 4,532% 6.977.542,79 15.814.958,09 145.124.252,63

34ª 61.857.665,92 4,532% 2.803.389,42 6.354.025,69 58.307.029,65

35ª 87.923.020,10 4,532% 3.984.671,27 9.021.337,30 82.886.354,07

36ª 80.365.714,97 4,532% 3.642.174,20 8.218.331,25 75.789.557,92

37ª 1.366.418.750,78 4,532% 61.926.097,79 139.654.491,70 1.288.690.356,87

38ª 68.825.908,12 4,532% 3.119.190,16 7.014.843,60 64.930.254,67

39ª 1.648.893.809,13 4,532% 74.727.867,43 167.502.221,01 1.556.119.455,55

40ª Cesión 58.154.200,96 4,532% 2.635.548,39 5.901.079,86 54.888.669,48

41ª 1.877.305.607,71 4,532% 85.079.490,14 186.338.042,49 1.776.047.055,36

42ª 249.386.793,68 4,532% 11.302.209,49 24.714.607,00 235.974.396,17

43ª 418.239.890,65 4,532% 18.954.631,84 41.448.203,33 395.746.319,16

44ª 286.871.679,18 4,532% 13.001.024,50 28.429.415,64 271.443.288,04

45ª Cesión 1.037.154.176,23 4,532% 47.003.827,27 102.460.615,08 981.697.388,42

Total FADE 21.145.047.212,15 958.293.539,65 2.270.359.627,71 19.832.981.124,09


www.cnmc.es

Página 88 de 111

10,07 años para la emisión 1ª y 12,85 años para la emisión 45ª), y el tipo de interés de actualización, que asciende al 4,092%, con la información disponible a fecha actual. Este tipo de interés se calcula siguiendo la fórmula del artículo 8.2 del R.D. 437/2010, como la tasa interna de rendimiento (TIR) media ponderada de las emisiones vivas a 30 de noviembre de 2015, incluidas comisiones, más un diferencial de 30 puntos básicos, y debe ser comunicado a la CNMC por parte de la Sociedad Gestora del Fondo de Titulización en fecha 30 de noviembre de 2015, en los términos establecidos en el artículo 10.1 del R.D. 437/2010. El tipo de interés se ha calculado con los datos disponibles a fecha actual, después de que se hayan realizado las emisiones necesarias para hacer frente al próximo vencimiento de FADE, que tendrá lugar el 17 de diciembre de 2015. La anualidad de FADE para 2016 que se muestra en el siguiente cuadro estará sometida a los ajustes derivados de emisiones para refinanciación y amortizaciones de bonos que se produzcan durante el ejercicio 2016.


www.cnmc.es

Página 89 de 111

Cuadro IV.16. Anualidades provisionales para 2016 por los derechos de cobro cedidos a FADE (Euros)

Fuente: CNMC

Emisión

Importe pendiente

de cobro a

31/12/2015 (€)

Tipo de

interés (i)

Nº pagos anuales

pendientes (p)Anualidad 2016 (€)

1ª 1.495.664.662,12 4,092% 10,07 184.200.803,23

2ª 1.504.560.913,81 4,092% 10,15 184.111.210,23

3ª 1.513.251.101,58 4,092% 10,24 183.856.107,06

4ª 767.350.752,01 4,092% 10,38 92.214.458,49

5ª 1.180.124.124,48 4,092% 10,76 137.782.498,40

6ª 249.850.122,72 4,092% 10,89 28.892.212,05

7ª 76.030.379,84 4,092% 10,89 8.792.014,32

8ª 96.793.933,25 4,092% 10,93 11.160.408,91

9ª 76.111.643,47 4,092% 10,95 8.762.955,16

10ª 453.277.174,87 4,092% 10,98 52.073.562,82

11ª 116.330.061,68 4,092% 10,98 13.364.274,91

12ª 199.775.667,59 4,092% 11,09 22.769.545,01

13ª 180.755.316,73 4,092% 11,09 20.601.689,74

14ª 292.812.286,90 4,092% 11,10 33.349.572,82

15ª 131.513.703,09 4,092% 11,11 14.967.923,30

16ª 129.051.668,38 4,092% 11,11 14.687.712,60

17ª 160.179.171,48 4,092% 11,11 18.230.416,27

18ª 189.347.967,32 4,092% 11,12 21.534.812,73

19ª 466.534.194,58 4,092% 11,13 53.021.765,94

20ª 106.335.350,63 4,092% 11,13 12.085.047,86

21ª 100.561.480,38 4,092% 11,15 11.412.581,96

22ª 682.225.507,64 4,092% 11,18 77.260.069,81

25ª 65.406.438,12 4,092% 11,86 7.070.860,63

26ª 94.833.603,26 4,092% 11,88 10.238.649,71

27ª 1.482.805.971,28 4,092% 11,94 159.462.274,27

28ª 84.468.026,59 4,092% 11,96 9.071.924,70

29ª 136.704.324,04 4,092% 11,99 14.653.513,39

30ª 142.834.047,04 4,092% 12,01 15.290.711,27

31ª Cesion 594.659.653,91 4,092% 12,05 63.495.189,66

32ª 75.187.497,29 4,092% 12,12 7.992.137,80

33ª 145.124.252,63 4,092% 12,13 15.416.266,38

34ª 58.307.029,65 4,092% 12,13 6.193.842,07

35ª 82.886.354,07 4,092% 12,15 8.793.603,20

36ª 75.789.557,92 4,092% 12,21 8.010.026,72

37ª 1.288.690.356,87 4,092% 12,22 136.112.381,44

38ª 64.930.254,67 4,092% 12,27 6.836.325,62

39ª 1.556.119.455,55 4,092% 12,33 163.222.410,56

40ª Cesión 54.888.669,48 4,092% 12,35 5.750.101,92

41ª 1.776.047.055,36 4,092% 12,76 181.441.140,55

42ª 235.974.396,17 4,092% 12,79 24.063.863,80

43ª 395.746.319,16 4,092% 12,79 40.356.859,38

44ª 271.443.288,04 4,092% 12,79 27.680.860,38

45ª Cesión 981.697.388,42 4,092% 12,85 99.752.427,06

Total FADE 19.832.981.124,09 2.216.037.014,13


www.cnmc.es

Página 90 de 111

8 PAGOS POR CAPACIDAD

De acuerdo con la aplicación de la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, el Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, y la Orden IET/2444/2014, de 31 de enero, se ha realizado la estimación de los costes derivados del derecho de cobro de pagos por capacidad para los años 2015 y 2016, suponiendo que se prorroga a 2016 la aplicación del servicio de disponibilidad en las mismas condiciones que en 2015. Se estiman unos derechos de cobro por incentivo a la inversión e incentivo a la disponibilidad de 429.726 miles € y 418.125 miles €, para los años 2015 y 2016 respectivamente. En la estimación de los pagos por capacidad para el cierre del ejercicio 2015 se han tenido en cuenta los pagos liquidados por el operador del sistema durante el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 31 de agosto de 2015. A efectos del cobro del incentivo a la inversión, se ha tenido en cuenta la finalización de los derechos de aquellas unidades cuyo plazo de cobro expira en el periodo estudiado, para el año 2015 Tarragona Power y Campo de Gibraltar 1 y 2 y para el año 2016 Arcos 1, Arcos 2, Palos 1 y 2, Santurce 4. Adicionalmente se han tenido en cuenta los siguientes supuestos, que conllevarían la anulación del derecho de cobro de pagos por capacidad (incentivo a la inversión y a la disponibilidad):

Cierre de centrales en año 2015: Puertollano, Escucha

Cierre de centrales en año 2016: Soto de Ribera 2, Compostilla 2

Falta de conexión al sistema por problemas en la línea, durante todo el periodo de estudio, de las centrales de Campo de Gibraltar 1 y 2

Por último, se han tenido en cuenta las dos siguientes consideraciones:

La central de Elcogás no tendrá derecho al cobro de pagos por capacidad durante el periodo de estudio, años 2015 y 2016.

La central de Castellón 3 no tendrá derecho al cobro de incentivo por disponibilidad en 2015, pero sí en 2016.

Teniendo en cuenta las hipótesis anteriores, el cuadro siguiente recoge las estimaciones realizadas de los derechos de cobro por incentivo a la inversión e incentivo a la disponibilidad.


www.cnmc.es

Página 91 de 111

Cuadro IV.17. Derecho de cobro de los Pagos por capacidad estimados para los años 2015 y 2016

Fuente: CNMC y OS

Miles de € Estimación 2015 Estimación 2016

Incentivo inversión 254.677 241.172

Pago disponibilidad 175.049 176.952

Total 429.726 418.125


www.cnmc.es

Página 92 de 111

ANEXO V. PREVISIÓN SOBRE EL NÚMERO DE CLIENTES,

POTENCIAS CONTRATADAS Y CONSUMOS DE LOS CLIENTES

ACOGIDOS A PVPC DESAGREGADAS POR

SUBSISTEMA


www.cnmc.es

Página 93 de 111

Cuadro V.1. Nº de clientes, potencia facturada y consumo de los clientes acogidos a PVPC. Subsistema peninsular

Fuente: CNMC

PVPC sin DH 12.818.924 49.318.669 25.706.556

PVPC con DHA 676.875 3.686.034 4.157.825

PVPC con DHS 1.597 7.059 18.080

Total 13.497.396 53.011.762 29.882.461

PVPC sin DH 12.049.556 45.579.392 24.063.532

PVPC con DHA 629.810 3.339.670 3.890.996

PVPC con DHS 1.945 9.194 25.877

Total 12.681.311 48.928.255 27.980.405

PVPC sin DH 10.850.808 40.627.852 22.228.998

PVPC con DHA 554.715 2.899.406 3.466.991

PVPC con DHS 2.660 12.305 35.631

Total 11.408.183 43.539.564 25.731.620

AÑO 2014

AÑO 2015

AÑO 2016

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)


www.cnmc.es

Página 94 de 111

Cuadro V.2. Nº de clientes, potencia facturada y consumo de los clientes acogidos a PVPC. Subsistema balear

Fuente: CNMC

PVPC sin DH 340.641 1.705.367 976.358

PVPC con DHA 4.489 36.155 44.528

PVPC con DHS 27 158 109

TOTAL 345.158 1.741.680 1.020.995

PVPC sin DH 314.531 1.494.589 906.463

PVPC con DHA 6.430 36.621 52.740


TOTAL 320.995 1.531.399 959.350

PVPC sin DH 273.828 1.300.224 867.349

PVPC con DHA 5.868 33.796 47.965


TOTAL 279.736 1.334.237 915.527

AÑO 2014

AÑO 2015

AÑO 2016

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)


www.cnmc.es

Página 95 de 111

Cuadro V.3. Nº de clientes, potencia facturada y consumo de los clientes acogidos a PVPC. Subsistema canario

Fuente: CNMC

PVPC sin DH 760.625 2.920.557 1.735.250

PVPC con DHA 54 286 468


TOTAL 760.700 2.920.952 1.735.767

PVPC sin DH 701.337 2.649.238 1.133.091

PVPC con DHA 4.934 24.235 103.905


TOTAL 706.312 2.673.675 1.237.121

PVPC sin DH 629.126 2.357.838 1.418.945

PVPC con DHA 5.126 23.671 72.254


TOTAL 634.322 2.381.862 1.491.454

AÑO 2014

AÑO 2015

AÑO 2016

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)


www.cnmc.es

Página 96 de 111

Cuadro V.4. Nº de clientes, potencia facturada y consumo de los clientes acogidos a PVPC. Subsistema ceutí

Fuente: CNMC

PVPC sin DH n.d n.d n.d

PVPC con DHA n.d n.d n.d

PVPC con DHS n.d n.d n.d

TOTAL n.d n.d n.d




TOTAL n.d n.d n.d




TOTAL n.d n.d n.d

AÑO 2014

AÑO 2015

AÑO 2016

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)


www.cnmc.es

Página 97 de 111

Cuadro V.5. Nº de clientes, potencia facturada y consumo de los clientes acogidos a PVPC. Subsistema melillense

Fuente: CNMC




TOTAL n.d n.d n.d




TOTAL n.d n.d n.d




TOTAL n.d n.d n.d

AÑO 2014

AÑO 2015

AÑO 2016

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)

Tarifa Nº Clientes

Potencia

Facturada

(kW)

Consumo

(MWh)


www.cnmc.es

Página 98 de 111

ANEXO VI. BALANCES DE POTENCIA Y ENERGÍA. AÑO 2014


www.cnmc.es

Página 99 de 111

BALANCE ENERGÉTICO

NACIONAL 2014 ENERGÍA

Generación REE

171.233.045 0

220kV

Consumos 14% 2% Pérdidas Generación

23.976.867 3.145.461 33.091.828

66.357.498 39%

w7 Gp3 145-110 kV

Consumos Pérdidas Generación

9.777.072 10% 2% 2.244.151 27.046.509

43.400.993 26% 45.797.887 47%

w5 w6 Gp2 72,5 - 36 kV


16.875.046 15% 2% 2.186.918 11.973.463

43%

20% w3 41.630.217 97.192.704 85%

34.352.226 w4 w2 Gp1 36 - 1 kV


39% 69.604.282 3% 4.948.379 4.068.526

110.586.671 61%

w1 Gp0 BT

Consumos Pérdidas

104.432.412 100% 10% 10.207.000

(*) Unidades en MWh

Fuentes: Empresas eléctricas


www.cnmc.es

Página 100 de 111

BALANCE ENERGÉTICO

NACIONAL 2014 P1 ENERGÍA

Generación REE

15.208.932 0

220kV


1.524.198 361.306 3.053.052

5.981.671 40%

w7 Gp3


584.902 7% 3% 246.272 2.359.976

3.969.117 27% 4.237.441 48%

w5 w6 Gp2


1.278.914 12% 2% 240.541 1.161.725

45%

23% w3 3.966.107 9.047.786 88%

3.372.640 w4 w2 Gp1


38% 6.409.597 3% 582.457 511.012

10.555.497 62%

w1 Gp0

Consumos Pérdidas

9.855.297 100% 12% 1.211.212

(*) Unidades en MWh



www.cnmc.es

Página 101 de 111

BALANCE ENERGÉTICO


Generación REE

20.381.353 0

220kV


2.255.463 391.680 4.113.524

7.966.977 40%

w7 Gp3 145-110 kV


881.787 7% 2% 290.132 3.211.373

5.424.819 27% 5.676.085 48%

w5 w6 Gp2 72,5 - 36 kV


1.765.995 13% 2% 304.796 1.420.691

44%

22% w3 5.232.496 12.242.429 87%

4.342.414 w4 w2 Gp1 36 - 1 kV


36% 8.089.043 3% 619.647 399.482

14.528.397 64%

w1 Gp0 BT

Consumos Pérdidas

13.531.575 100% 10% 1.396.303

(*) Unidades en MWh



www.cnmc.es

Página 102 de 111

BALANCE ENERGÉTICO


Generación REE

10.296.602 0

220kV


1.154.115 174.108 1.782.703

4.071.131 40%

w7 Gp3 145-110 kV


470.036 8% 2% 123.092 1.497.040

2.725.588 27% 2.729.987 48%

w5 w6 Gp2 72,5 - 36 kV


899.343 13% 2% 121.420 676.246

44%

21% w3 2.530.719 5.932.569 87%

2.171.659 w4 w2 Gp1 36 - 1 kV


39% 4.288.935 2% 266.083 275.616

6.755.458 61%

w1 Gp0 BT

Consumos Pérdidas

6.437.063 100% 9% 594.012

(*) Unidades en MWh



www.cnmc.es

Página 103 de 111

BALANCE ENERGÉTICO


4

Generación REE

16.401.893 0

220kV


2.013.515 268.965 2.914.940

6.424.652 40%

w7 Gp3 145-110 kV


812.421 9% 2% 192.678 2.456.795

4.279.370 27% 4.297.592 47%

w5 w6 Gp2 72,5 - 36 kV


1.497.606 14% 2% 207.039 1.119.968

44%

21% w3 4.036.902 9.330.173 86%

3.415.391 w4 w2 Gp1 36 - 1 kV


40% 6.946.479 3% 439.951 453.561

10.514.943 60%

w1 Gp0 BT

Consumos Pérdidas

10.059.703 100% 9% 908.801

(*) Unidades en MWh



www.cnmc.es

Página 104 de 111

BALANCE ENERGÉTICO


Generación REE

21.570.152 0

220kV


2.886.978 344.706 4.096.290

8.419.117 40%

w7 Gp3


1.165.294 10% 2% 268.981 3.443.343

5.447.456 26% 5.717.282 47%

w5 w6 Gp2


2.086.302 15% 2% 292.547 1.722.791

44%

21% w3 5.363.850 12.230.440 85%

4.471.895 w4 w2 Gp1


41% 9.545.601 2% 555.267 754.445

13.686.899 59%

w1 Gp0

Consumos Pérdidas

12.977.606 100% 11% 1.463.738

(*) Unidades en MWh



www.cnmc.es

Página 105 de 111

BALANCE ENERGÉTICO


Generación REE

87.374.116 0

220kV


14.142.600 1.604.697 17.131.320

33.493.949 39%

w7 Gp3 145-110 kV


5.862.630 12% 2% 1.123.069 14.077.981

21.554.642 25% 23.139.429 47%

w5 w6 Gp2 72,5 - 36 kV


9.338.499 16% 2% 1.028.890 5.872.044

41%

19% w3 20.500.141 48.409.304 84%

16.578.227 w4 w2 Gp1 36 - 1 kV


39% 34.324.626 3% 2.484.973 1.672.783

54.545.477 61%

w1 Gp0 BT

Consumos Pérdidas

51.571.167 100% 9% 4.631.306

(*) Unidades en MWh



www.cnmc.es

Página 106 de 111

BALANCE ENERGÉTICO

NACIONAL 2014 P1 POTENCIA

Generación REE

27.047 0

220kV


2.544 727 6.068

10.370 39%

w7 Gp3 145-110 kV


845 5% 3% 538 4.863

7.683 29% 7.770 49%

w5 w6 Gp2 72,5 - 36 kV


2.022 10% 3% 559 1.493

46%

22% w3 7.285 17.737 90%

5.721 w4 w2 Gp1 36 - 1 kV


29% 8.950 4% 1.259 -1

22.026 71%

w1 Gp0 BT

Consumos Pérdidas

19.367 100% 14% 2.658

(*) Unidades en MWh



www.cnmc.es

Página 107 de 111

BALANCE ENERGÉTICO


Generación REE

25.000 0

220kV


2.571 719 5.515

9.420 39%

w7 Gp3 145-110 kV


969 7% 4% 517 4.683

7.211 30% 7.259 50%

w5 w6 Gp2 72,5 - 36 kV


2.073 11% 3% 566 1.857

43%

21% w3 6.190 16.516 89%

5.079 w4 w2 Gp1 36 - 1 kV


35% 9.888 4% 1.142 56

18.610 65%

w1 Gp0 BT

Consumos Pérdidas

15.974 100% 17% 2.692

(*) Unidades en MWh



www.cnmc.es

Página 108 de 111

BALANCE ENERGÉTICO


Generación REE

26.150 0

220kV


2.795 692 5.904

9.883 39%

w7 Gp3 145-110 kV


1.064 7% 4% 549 3.645

7.345 29% 7.398 49%

w5 w6 Gp2 72,5 - 36 kV


2.140 12% 3% 507 1.454

44%

21% w3 6.776 15.744 88%

5.436 w4 w2 Gp1 36 - 1 kV


31% 8.743 4% 1.054 470

19.610 69%

w1 Gp0 BT

Consumos Pérdidas

17.787 100% 13% 2.293

(*) Unidades en MWh



www.cnmc.es

Página 109 de 111

BALANCE ENERGÉTICO


Generación REE

26.640 0

220kV


2.676 488 3.605

11.057 42%

w7 Gp3 145-110 kV


1.058 7% 3% 438 3.617

6.604 25% 6.940 49%

w5 w6 Gp2 72,5 - 36 kV


2.130 13% 3% 431 2.210

44%

22% w3 6.225 14.602 87%

5.815 w4 w2 Gp1 36 - 1 kV


41% 11.522 3% 727 694

16.601 59%

w1 Gp0 BT

Consumos Pérdidas

15.596 100% 11% 1.699

(*) Unidades en MWh



www.cnmc.es

Página 110 de 111

BALANCE ENERGÉTICO


Generación REE

24.370 0

220kV


2.672 595 4.293

9.606 40%

w7 Gp3 145-110 kV


1.006 8% 4% 511 3.636

6.841 29% 6.154 46%

w5 w6 Gp2 72,5 - 36 kV


2.002 12% 3% 523 2.034

47%

20% w3 6.228 14.108 88%

4.656 w4 w2 Gp1 36 - 1 kV


40% 10.312 5% 1.196 902

15.515 60%

w1 Gp0 BT

Consumos Pérdidas

13.944 100% 18% 2.472

(*) Unidades en MWh



www.cnmc.es

Página 111 de 111

BALANCE ENERGÉTICO


Generación REE

26.062 0

220kV


2.542 545 4.391

13.998 55%

w7 Gp3 145-110 kV


1.199 7% 2% 383 3.524

5.240 21% 10.782 60%

w5 w6 Gp2 72,5 - 36 kV


2.172 11% 3% 521 2.443

33%

15% w3 6.024 16.854 89%

3.738 w4 w2 Gp1 36 - 1 kV


40% 11.368 3% 833 837

16.857 60%

w1 Gp0 BT

Consumos Pérdidas

16.003 100% 11% 1.690

(*) Unidades en MWh


INFORME SOBRE LA PROPUESTA DE ORDEN POR LA QUE SE ESTABLECEN LOS PEAJES DE ACCESO DE ENERGÍA...

Documents

Transcript of INFORME SOBRE LA PROPUESTA DE ORDEN POR LA QUE SE ESTABLECEN LOS PEAJES DE ACCESO DE ENERGÍA...