Nueva propuesta regulatoria de la tarifa eléctrica

NUEVA PROPUESTA REGULATORIA DE LA TARIFA

ELECTRICA

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ANTECEDENTES REGULATORIOS

Desde octubre del año 2008, el hundimiento de la actividad económica de nuestro país, y por extensión de la industria y de otras actividades económicas, que se encuentran entre un grupo aproximado de 105.000 empresas ó negocios contratados en AT, ha asistido como convidado de piedra, a los siguientes hitos, de importancia capital en la negociación, contratación, obtención de precio y seguridad en el suministro eléctrico.

Pérdida de la garantía de suministro.Recuperación de la garantía de suministro, de forma parcial.

Incremento en las tarifas de acceso a las redes eléctricas del 100%.

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ANTECEDENTES REGULATORIOSPérdida de la garantía de suministro

Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 26 de junio de 2003 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad.

(19) Todos los sectores industriales y comerciales de la Comunidad, incluidas las pequeñas y medianas empresas, así como todos los ciudadanos comunitarios que se benefician de las ventajas económicas del mercado interior han de poder beneficiarse asimismo de elevados niveles de protección del consumidor, en particular los hogares, y cuando los Estados miembros lo consideren adecuado, las pequeñas empresas han de poder disponer también de las garantías del servicio público, en particular en lo que se refiere a la seguridad del suministro y a unas tarifas razonables por razones de equidad, competitividad e, indirectamente, con miras a la creación de empleo.

(20) Los consumidores de electricidad deben poder elegir libremente a su suministrador. Sin embargo, conviene adoptar un enfoque progresivo para la realización del mercado interior de la electricidad, a fin de que las empresas puedan adaptarse y garantizar que se establezcan las medidas y regímenes adecuados para proteger los intereses de los consumidores y asegurar que éstos tengan un derecho real y efectivo de elección de su suministrador.

3


El considerando (19), es taxativo al establecer que “…//…beneficiarse asimismo de elevados niveles de protección del consumidor, en particular los hogares, y, cuando los Estados miembros lo consideren adecuado, las pequeñas empresas han de poder disponer también de las garantías del servicio público..//.

Y en el considerando (20), se establece que “conviene adoptar un enfoque progresivo para la realización del mercado interior de la electricidad, a fin de que las empresas puedan adaptarse..//.. para proteger los intereses de los consumidores…//.

Cabe indicar en este caso, si las recomendaciones de la Directiva pueden ser interpretadas como recomendaciones de máximos o de mínimos. No parece que sea intención de la Directiva y por ende de la Unión, que se legisle con la intención de recortar los derechos de los consumidores, por lo que los dos párrafos que presentamos extraídos de la Directiva son a nuestro juicio, exigencias mínimas para la aplicación de la misma por parte de los Estados Miembros.

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Comunicación de la Comisión al Consejo y al Parlamento, de 13 de marzo de 2001: La realización del mercado interior de la energía.

Objetivos de servicio público.

Dado que la energía constituye un aspecto fundamental de la vida cotidiana, la instauración de niveles de servicio público lo más elevados posible en este ámbito constituye un objetivo prioritario de la política energética de la Comunidad. ...//...//.

Con posterioridad, la citada garantía de suministro se extendió, exclusivamente a aquellos consumidores con derecho a la tarifa de último

recurso TUR. Fecha de entrada en vigor 1/07/2009.

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Desde el 1 de enero de 2007, aquellos consumidores en ATque estuvieran ó en su caso contrataran a mercado libre, no tendrían oportunidad de retornar a la tarifa integral. (Disposición adicional vigésima quinta. REAL DECRETO 1634/2006).

Esto se hace extensivo a todos los consumidores de alta tensión desde el 1 de julio de 2008, debido a que la tarifa integral en alta tensión desaparece.

Si un punto de suministro en alta tensión, se queda sin oferta de comercialización, se prescribe el corte de suministro, pues la energía consumida por éste, no puede ser facturada por el distribuidor, ya que han desaparecido las tarifas integrales en alta tensión. (Todavía no existe el CUR).

Esta situación perdura en el tiempo, hasta el 1 de julio de 2009, fecha en que se publica la tarifa de último recurso, justo en el momento en que se produce un hundimiento de la actividad económica y un acceso casi imposible al mercado financiero, para atender simplemente el circulante a corto.

Si en esas fechas un punto de suministro no recibe oferta de la comercialización, ¿qué hace?.

¿Qué puede hacer cualquier actividad económica, la que sea, sin suministro de electricidad?.

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ANTECEDENTES REGULATORIOSRecuperación de la garantía de suministro, de forma parcial

Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.

Disposición adicional undécima. Límite de potencia para la aplicación del suministro de último recurso.

A partir del 1 de julio de 2009 sólo podrán acogerse a tarifas de último recurso los consumidores de energía eléctrica conectados en baja tensión cuya potencia contratada sea inferior o igual a 10 KW.

No obstante, de acuerdo con lo establecido en la disposición adicional vigésimo cuarta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, dicho límite de potencia podrá ser modificado por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio.

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Artículo 21. Precio aplicable al suministro de aquellos consumidores, sin tener derecho a acogerse a la tarifa de último recurso, transitoriamente carezcan de un contrato de suministro en vigor con un comercializador y continúen consumiendo electricidad.

El precio que deberán pagar estos clientes por la electricidad consumida al comercializador de último recurso será el correspondiente a la aplicación de la facturación de la tarifa de último recurso, TUR sin aplicación de la modalidad de discriminación horaria, incrementado sus términos un 20 por ciento.

En estos casos, transcurridos seis meses sin que el consumidor contrate de suministro en el mercado libre se considerará rescindido el contrato entre el consumidor y el comercializador de último recurso antes de la fecha de expiración siendo de aplicación a estos efectos lo establecido en el artículo 86.2 del Real Decreto 1955/2000.

Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de

energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica.

8


Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de

autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Artículo 86. Suspensión del suministro a los consumidores y sujetos cualificados.

2. Cuando se rescindiera un contrato de suministro entre un consumidor y un comercializador antes de la fecha de expiración del mismo, el comercializador podrá exigir la suspensión del suministro a la empresa distribuidora mediante comunicación fehaciente a la misma. La empresa distribuidora procederá a la suspensión del suministro si transcurridos cinco días hábiles desde la citada notificación el comercializador no indicase lo contrario o el consumidor no acreditase la suscripción de un nuevo contrato con otro comercializador.

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ANTECEDENTES REGULATORIOSIncremento en las tarifas de acceso a las redes eléctricas del 100%

La Orden ITC/3801/2008 se revisaron las tarifas a partir del 1 de enero de 2009, estableciéndose un incremento variable entre el 0% y el 85% en todos los términos de energía, mientras que el término de potencia se mantuvo constante. De este modo, el incremento conjunto de precios de todos los términos básicos de potencia y energía respecto al periodo tarifario anterior fue del 23,3%.

La Orden ITC/1723/2009 estableció a partir del 1 de julio de 2009 un mismo incremento del 30% en todos los términos de potencia y energía de las tarifas de acceso aplicables a consumos en alta tensión.

La Orden ITC/3519/2009, que determina las tarifas de acceso a partir del 1 de enero de 2010, ha supuesto subidas del 20%-24% para el término de potencia y del 0 al 50% en el término de energía en los escalones de tensión 1 a 3, mientras que para el escalón 4 las tarifas no cambian. La subida media para AT fue del 22,1%.

En resumen, las tarifas de acceso para los consumidores de alta tensión se han duplicado desde el 1 de enero de 2009.

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Concepto de facturación 01/01/2008 01/02/2008 01/03/2008 01/04/2008 01/05/2008 01/06/2008 01/07/2008 01/08/2008 01/09/2008 01/10/2008 01/11/2008 01/12/2008 TOTALTérmino de potencia 4.606 4.606 4.606 4.606 4.606 4.606 4.606 4.606 4.606 4.606 4.606 4.606 55.277Término de energía 8.543 7.888 4.096 3.167 2.912 5.961 8.164 256 3.511 03:42 4.800 5.564 57.906Impuesto electricidad 672 639 445 397 384 540 653 249 452 391 481 520 5.824TOTAL en € 13.822 13.133 9.147 8.171 7.902 11.108 13.424 5.111 8.569 08:40 9.888 10.691 119.006Importe unitario en €/MWh 20,05 20,68 16,50 11,73 12,34 18,08 20,80 85,61 17,87 12,04 15,07 25,08 17,59

Concepto de facturación 01/01/2010 01/02/2010 01/03/2010 01/04/2010 01/05/2010 01/06/2010 01/07/2010 01/08/2010 01/09/2010 01/10/2010 01/11/2010 01/12/2010 TOTALTérmino de potencia 7425 7425 7425 7425 7425 7425 7425 7425 7425 7425 7425 7425 89106Término de energía 25718 23785 7616 5273 4846 15327 25144 333 6505 5099 8888 17034 145566Impuesto electricidad 1695 1623 769 688 632 1163 1665 397 735 640 834 1251 12090TOTAL en € 34.838 32.833 15.810 13.386 12.903 23.916 34.235 8.155 14.665 13.165 17.148 25.710 246763Importe unitario en €/MWh 50,54 51,70 28,52 19,22 20,15 38,92 53,05 136,59 30,58 19,71 26,13 60,32 36,47

Concepto de facturación Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 4 Mes 5 Mes 6 Mes 7 Mes 8 Mes 9 Mes 10 Mes 11 Mes 12 TOTALTérmino de potencia 2.819 2.819 2.819 2.819 2.819 2.819 2.819 2.819 2.819 2.819 2.819 2.819 33.829Término de energía 17.174 15.897 3.520 2.105 1.934 9.366 16.980 77 2.994 02:57 4.088 11.470 87.661Impuesto electricidad 1.022 984 324 290 247 623 01:12 148 282 249 353 731 6.267TOTAL en € 21.016 19.700 6.663 5.215 05:01 12.808 20.811 03:44 6.095 5.125 7.260 15:20 127.757Importe unitario en €/MWh 30,49 31,02 12,02 7,49 7,81 20,84 32,25 50,98 12,71 7,67 11,06 35,24 18,88

ENERGÍA en MWh 689,276 635,118 554,363 696,61 640,476 614,473 645,383 59,705 479,594 667,942 656,167 426,246 6765,353


Ejemplo real de consumidor PYME de 6 ó 7 GWh

11

VARIACION ACCESOS

Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 4 Mes 5 Mes 6 Mes 7 Mes 8 Mes 9 Mes 10 Mes 11 Mes 12

€/MWh 2008

€/MWh 2010

20,0529 20,6783 16,5007 11,7297 12,3384 18,0767 20,7997 85,6063 17,8681 12,0368 15,0688 25,081

50,5423 51,6963 28,5199 19,2154 20,146 38,9206 53,0456 136,59 30,5775 19,7095 26,1332 60,3177

0

15

30

45

60

75

90

105

120

135

150


€/MWh 2008€/MWh 2010


12


!"0

!"4.000

!"8.000

!"12.000

!"16.000

!"20.000

!"24.000

!"28.000

!"32.000

!"36.000

!"40.000


IMPORTE ACCESOS 2008IMPORTE INCREMENTO PRECIO ACCESOS

!"0!"37.500!"75.000!"112.500!"150.000!"187.500!"225.000!"262.500!"300.000

TOTAL

IMPORTE ACCESOS 2008IMPORTE INCREMENTO PRECIO ACCESOS

SOBRECOSTE ACCESOS

IMPORTE ACCESOS 2008

IMPORTE INCREMENTO

PRECIO ACCESOS

Mes 1 ! 13.822 ! 21.016Mes 2 ! 13.133 ! 19.700Mes 3 ! 9.147 ! 6.663Mes 4 ! 8.171 ! 5.215Mes 5 ! 7.902 ! 5.001Mes 6 ! 11.108 ! 12.808Mes 7 ! 13.424 ! 20.811Mes 8 ! 5.111 ! 3.044Mes 9 ! 8.569 ! 6.095Mes 10 ! 8.040 ! 5.125Mes 11 ! 9.888 ! 7.260Mes 12 ! 10.691 ! 15.020TOTAL ! 119.006 ! 127.757

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ESCANDALLO TARIFA 2010(Previsional)

CONCEPTO Importe en € Peso s/totalCOSTE DE PRODUCCIÓNPrimas Régimen EspecialExtracoste insular y extrapeninsularGestión de demanda de Grandes ConsumidoresCOSTES DE TRANSPORTECOSTES DE DISTRIBUCIÓNRESTO DE COSTESOperador del Sistema Peninsular y ExtrapeninsularComisión Nacional de EnergíaPlan de viabilidad de ELCOGASDéficit hasta 31.12.2002, excluyendo sobrecoste de generación extrapeninsularDéficit extrapeninsular hasta 2005Déficit extrapeninsular 2006-2008Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2005Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2006Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2007Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2008Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2009Gastos Sociedad Gestora del Fondo de Titulización (emisión deuda)Superación del Déficit de ingresos previsto para 2009 (RDL 6/2009)Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2010Gestión de la Demanda (E4)Planes de limpieza de vegetaciónn bajo líneas de distribuciónMoratoria NuclearINGRESOS POR PEAJES DE EXPORTACIONES

TOTAL COSTO

7.258.498.000 45,22%5.888.099.000 36,69%920.399.000 5,73%450.000.000 2,80%

1.414.100.000 8,81%4.995.180.000 31,12%2.425.720.000 15,11%

38.267.000 0,24%17.550.000 0,11%65.473.000 0,41%

203.713.000 1,27%165.895.000 1,03%118.353.000 0,74%310.233.000 1,93%171.123.000 1,07%94.521.000 0,59%

326.782.000 2,04%242.365.000 1,51%36.462.000 0,23%

0 0,00%211.680.000 1,32%308.900.000 1,92%10.000.000 0,06%

104.403.000 0,65%-43.100.000 -0,27%

16.050.398.000 100,00%

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ESCANDALLO TARIFA 2011Propuesto a la CNE y no publicado en el BOE (Provisional)

CONCEPTO Importe en € Peso s/totalCOSTE DE PRODUCCIÓNPrimas Régimen EspecialExtracoste insular y extrapeninsularGestión de demanda de Grandes ConsumidoresCOSTES DE TRANSPORTECOSTES DE DISTRIBUCIÓNRESTO DE COSTESOperador del Sistema Peninsular y ExtrapeninsularComisión Nacional de EnergíaDéficit extrapeninsular hasta 2005Déficit extrapeninsular 2006-2008Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2005Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2006Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2007Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2008Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2009Gastos Sociedad Gestora del Fondo de Titulización (emisión deuda)Superación del Déficit de ingresos previsto para 2009 (RDL 6/2009)Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2010Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2011Gestión de la Demanda (E4)Planes de limpieza de vegetaciónn bajo líneas de distribuciónMoratoria Nuclear2ª Parte del ciclo de combustible nuclearINGRESOS POR PEAJES DE EXPORTACIONES

TOTAL COSTO

7.989.467.000 44,99%6.759.145.000 38,06%785.322.000 4,42%445.000.000 2,51%

1.531.791.000 8,63%5.098.765.000 28,71%3.186.247.000 17,94%

39.032.000 0,22%22.868.000 0,13%

165.809.000 0,93%114.834.000 0,65%310.379.000 1,75%171.210.000 0,96%94.573.000 0,53%

326.961.000 1,84%247.114.000 1,39%

0 0,00%1.010.709.000 5,69%211.812.000 1,19%140.000.000 0,79%270.000.000 1,52%10.000.000 0,06%50.822.000 0,29%

124.000 0,00%-48.900.000 -0,28%

17.757.370.000 100,00%

15

62%

38%

COSTES DE POLÍTICA ENERGÉTICACOSTES DE REDES

CONCEPTO Importe en € Peso s/totalCOSTES DE POLÍTICA ENERGÉTICA

COSTES DE REDES

TOTAL

11.087.782.000 62,44%

6.669.588.000 37,56%

17.757.370.000 100,00%

CONCEPTO Importe en € Peso s/totalCOSTE DE PRODUCCIÓN

RESTO DE COSTES

COSTES DE TRANSPORTE

COSTES DE DISTRIBUCIÓN

OPERADOR DEL SISTEMA

TOTAL

7.989.467.000 44,99%

3.098.315.000 17,45%

1.531.791.000 8,63%

5.098.765.000 28,71%

39.032.000 0,22%

17.757.370.000 100,00%

ESCANDALLO TARIFA 2011Propuesto a la CNE y no publicado en el BOE (Provisional)

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Tipo de tarifa de acceso Número de clientes % Clientes MWh % Energía MWh/P.s.2 0 A2 0 DHATOTAL TUR2 0 A2 0 DHATOTAL MERCADO 10 kW2 1A2 1DHA3 0ATOTAL BAJA TENSIÓN

21.652.773 75,71% 60.669.000 24,49% 2,801.095.486 3,83% 7.437.000 3,00% 6,79

22.748.259 79,54% 68.106.000 27,49% 2,993.992.543 13,96% 10.991.000 4,44% 2,75153.453 0,54% 1.012.000 0,41% 6,59

4.145.996 14,50% 12.003.000 4,85% 2,90684.677 2,39% 7.011.000 2,83% 10,24167.948 0,59% 2.735.000 1,10% 16,28746.404 2,61% 40.153.000 16,21% 53,80

28.493.284 99,63% 130.008.000 52,48% 4,56

Tipo de tarifa de acceso Número de clientes % Clientes MWh % Energía MWh/P.s.3 1A

6 1

6 2

6 3

6 4

Tajo Segura

TOTAL ALTA TENSIÓN

86.206 0,30% 22.409.000 9,05% 259,95

16.660 0,06% 52.689.000 21,27% 3.162,61

1.422 0,01% 15.731.000 6,35% 11.062,59

330 0,00% 7.792.000 3,15% 23.612,12

303 0,00% 18.901.000 7,63% 62.379,54

1 0,00% 205.000 0,08% 205.000,00

104.922 0,37% 117.727.000 47,52% 1.122,04

Tipo de tarifa de acceso Número de clientes % Clientes MWh % Energía MWh/P.s.TARIFAS BT

TARIFAS AT

28.493.284 99,63% 130.008.000 52,48% 4,56

104.922 0,37% 117.727.000 47,52% 1.122,04

Segmentación de consumidores

Fuente CNE

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INTRODUCCIÓN A LA REGULACIÓN TARIFARIA

Un nueva regulación de las tarifas de acceso a las redes eléctricas, debe disponer de forma simultánea de dos puntos de vista en su tratamiento, uno del lado macroenergético referido en este caso al sistema empleado para proceder a la recaudación de los importes que debe pagar la tarifa y otro a nivel microenergético reflejado en la factura de los consumidores de electricidad por los accesos a la red, de modo que ambos planteamientos sean técnicamente compatibles.

La DIRECTIVA 2009/72/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 13 de julio de 2009 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE, establece en su considerando 36, lo que sigue:

Las autoridades reguladoras nacionales deben poder fijar o aprobar las tarifas, o las metodologías de cálculo de las mismas, en función de una propuesta del gestor o los gestores de la red de transporte o distribución, o en función de una propuesta acordada entre estos últimos y los usuarios de la red. Al llevar a cabo dichas tareas, las autoridades reguladoras nacionales deben velar por que las tarifas de transporte y distribución no sean discriminatorias y reflejen los costes, y tomar en consideración los costes marginales de la red evitados a largo plazo merced a la generación distribuida y a las medidas de gestión de la demanda.

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DESARROLLO MICROENERGÉTICOPROPUESTAS REGULATORIAS A NIVEL MICROENERGÉTICO.

Desaparición de la tarifa 3.1A.

Modificación del escalón de tensión 1, pasando de la actual división de 1 a 36 kV, a la división de 1 a 24 kV.

Traslado de las tensiones comprendidas entre los niveles de aislamiento mayor de 24 kV hasta 36 kV, al escalón de tensión 2, quedando el mismo

con una división en niveles de aislamiento entre los 36 y los 72,5 kV.

Modificación de la estructura tarifaria actual de 6 periodos, a otra que contenga 7 periodos de programación, numerados correlativamente del 1 al 7,

siendo el periodo P7 exclusivo de todas las noches del año, en los horarios de 0 a 8 h, con el cambio oficial de hora de invierno a verano y verano invierno,

para la noche del sábado al domingo del último fin de semana de octubre y del último fin de semana del mes de marzo, respectivamente.

Precios de los términos de potencia y energía en todas las tarifas de acceso en alta tensión, negativos ó en su caso cero, para el periodo 7.

Introducción del concepto de coeficiente de utilización de la potencia por periodo y mes, siendo el pago de la tarifa inversamente proporcional a dicho

coeficiente.

Única tarifa de acceso en alta tensión para todo el territorio nacional dividiendo el mismo en zonas eléctricas que coincidan con las comunidades

autónomas, al objeto de establecer en cada una de ellas, los periodos de ocupación de la red y en consecuencia la discriminación de los periodos tarifarios,

dejando de ser únicos para todo el sistema eléctrico peninsular.

Libertad para todos los consumidores de alta tensión de contratar en cada periodo tarifario la potencia que crean conveniente, siempre bajo el

supuesto de tener derecho a ello, previo pago de los derechos de acometida que correspondan.

Reparto más equitativo de los importes a recaudar entre los diferentes escalones de tensión de la tarifa.

Modificación del tratamiento administrativo de los derechos de acometida, que permita a aquellos consumidores que así lo decidan, trasladar sus

consumos a las horas nocturnas, si existe capacidad técnica libre en las redes de transmisión de electricidad.

19

DESCRIPCIÓN SOMERA DE LA TARIFA INDUSTRIAL EN ALTA TENSIÓN

TIPO DE TARIFA DE A.T. CONDICIONES DE APLICACIÓN

TARIFA 3.1A Hasta 450 kW, 750.000 kWh/año y en escalón 1 (de 1 a 36 kV).

TARIFA 6.1 General a seis periodos tarifarios en escalón 1 (de 1 a 36 kV)

TARIFA 6.2 General a seis periodos tarifarios en escalón 2 (de 36 a 72,5 kV)

TARIFA 6.3 General a seis periodos tarifarios en escalón 3 (de 72,5 a 145 kV)

TARIFA 6.4 General a seis periodos tarifarios en escalón 4 (> 145 kV)

El calendario de aplicación de los diferentes periodos tarifarios es único para todo el sistema eléctrico peninsular.

20

Desaparición de la tarifa 3.1A

La tarifa de acceso a tres periodos representa para estos consumidores un trato discriminatorio, en la medida en que

al estar conectados a redes eléctricas de escalón de tensión 1 (entre 1 y 36 kV), participan en las pérdidas del citado escalón en la misma medida en que lo hacen los consumidores conectados a través de la tarifa general de seis

periodos 6.1.

No sólo se refiere lo anterior a la tarifa de acceso a la red, que es más cara sin justificación técnica aparente, si no

que además se ve grabado el importe de la energía que hayan pactado libremente con las actividades libres del sector, por la parte de la energía que efectivamente consumen, pues ésta se incrementa en los coeficientes de

pérdidas indicados en el punto anterior, que son mayores que los correspondientes a la tarifa general de seis periodos 6.1.

Para una curva de carga neutra, de 450 kW y 8760 horas, la diferencia en el porcentaje es del 56,14 %, es decir una tarifa de tres periodos pagaría 38,31 €/MWh frente a los 24,53 €/MWh de la tarifa de seis periodos.

21

Modificación del escalón de tensión 1, pasando de la actual división de 1 a 36 kV, a la división de 1 a 24 kV

La división en escalones de tensión del sistema eléctrico nacional que efectúa la tarifa de acceso, se refiere a ellos por el nivel de aislamiento de la red (aparamenta, máquinas, etc.) de las instalaciones que se encuentren conectadas a ellos, no por la tensión nominal de suministro.

El artículo 2, del antiguo Reglamento de líneas de alta tensión establecía que,” Se entiende por tensión nominal el valor convencional de la tensión eficaz entre fases con que designa la línea y a la cual se refieren determinadas características de funcionamiento, y por tensión más elevada de la línea, al mayor valor de la tensión eficaz entre fases, que puede presentarse en un instante en un punto cualquiera de la línea, en condiciones normales de explotación,...//...//..”.

La calificación de las redes eléctricas de 30 kV era de segunda categoría, de modo que en el caso de la distribución de electricidad, ésta en algunos lugares del sistema eléctrico se dimensionó conforme a este criterio, dándose la circunstancia de que en la praxis tienen una capacidad de transmisión de electricidad superior a las calificadas en su día como de tercera categoría.

Llama poderosamente la atención, que en la fecha a la que hacemos referencia, la tensión nominal de 25 kV no aparece en ninguna parte de la legislación aplicable en materia de seguridad industrial, razón por la cual, este argumento refuerza la idea de que también sean estas redes las que se encuadren en el escalón de tensión 2, participando en consecuencia de los precios de término de potencia y término de energía de esta tarifa. La indefinición para esta tensión es absoluta, en la medida en que el corte entre una calificación y otra se establecía en los 20 kV.

22

Traslado de las tensiones comprendidas entre los niveles de aislamiento mayor de 24 kV hasta 36 kV, al escalón de tensión 2, quedando el mismo con una división en

niveles de aislamiento entre los 36 y los 72,5 kV


TARIFA 6.1 General a seis periodos tarifarios en escalón 1 (de 1 a 24 kV)

TARIFA 6.2 General a seis periodos tarifarios en escalón 2 (de 24 a 72,5 kV)

TARIFA 6.3 General a seis periodos tarifarios en escalón 3 (de 72,5 a 145 kV)

TARIFA 6.4 General a seis periodos tarifarios en escalón 4 (> 145 kV)

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Modificación de la estructura tarifaria actual de seis periodos a otra que contenga 7 periodos de programación, numerados correlativamente del 1 al 7, siendo el periodo

P7 exclusivo de todas las noches del año

Es fundamental laminar, en la medida de lo posible, las curvas de carga de los consumidores de electricidad, de modo que la curva agregada del sistema se aplane, reduciéndose su factor de apuntamiento. Es obvio que este tipo de medidas traen intrínsecamente unidas, una reducción en las inversiones necesarias tanto en redes de transmisión de electricidad, como en generación y por ende, un mejor aprovechamiento de la energía vertida por las renovables sobre el sistema, ya que en la actualidad se producen desconexiones de las mismas en periodos de valle, por el simple motivo de que no existe consumo eléctrico suficiente para que puedan seguir conectadas

En términos medios, un consumidor de alta tensión es 246 veces más grande en cuanto a consumo eléctrico se refiere, que un consumidor de baja tensión.

Una modificación de la TAR en AT es necesaria por el doble motivo de que su efecto sobre el sistema se ve amplificado en 246 veces, y de otro lado derivado de que en términos generales este tipo de consumidor si es muy sensible al precio, (en términos económicos elástico al precio.)

¿Existe un periodo de tiempo en el que la tarifa de acceso debe remitir una señal nítida de consumo

contrapunta?. En la propuesta tarifaria se trata de la apertura de un periodo exclusivo para todas las noches

del año, al que se ha dado en llamar periodo P7.

24

Precios de los términos de potencia y energía en todas las tarifas de acceso en alta tensión, negativos ó en su caso cero, para el periodo 7

El planteamiento económico para este periodo es que los términos de la tarifa en él, es decir el de potencia y el de energía sean negativos (bonificación tarifaria) ó en su caso cero.

Parece conveniente introducir una restricción tarifaria al tratamiento de estos precios, que debiera de consistir en que estos serán negativos ó cero en tanto en cuanto el coeficiente de utilización de la potencia en este periodo a lo largo del mes, haya sobrepasado un determinado valor, por ejemplo el 60% ó 0,6 por unidad. En caso contrario se procedería a aplicar a la factura los precios de los términos de potencia y de energía correspondientes al periodo P6, con el coeficiente de utilización que corresponda.


TARIFA 7.1 General a siete periodos tarifarios en escalón 1 (de 1 a 24 kV)

TARIFA 7.2 General a siete periodos tarifarios en escalón 2 (de 24 a 72,5 kV)

TARIFA 7.3 General a siete periodos tarifarios en escalón 3 (de 72,5 a 145 kV)

TARIFA 7.4 General a siete periodos tarifarios en escalón 4 (> 145 kV)

25

Introducción del concepto de coeficiente de utilización de la potencia por periodo y mes, siendo el pago de la tarifa inversamente proporcional a dicho coeficiente

Para poder modificar el criterio de reparto de costos de la tarifa, que se describirá a nivel macroenergético, se va a proceder a describir el sistema de tarificación de la medida eléctrica, para la facturación de los accesos a la red, que tenga en cuenta el coeficiente de utilización de la potencia por periodo y mes.

Estructurada la tarifa en escalones de tensión, se propone que sean divididos los precios de los términos de potencia y de energía por coeficientes de utilización de la potencia, de modo que la suma de estos sea mayor a medida que el coeficiente empeora. Si se dividiese el coeficiente de utilización de la potencia de 0,1 en 0,1 desde 0 hasta 1, la suma de los términos de la tarifa será decreciente a medida que nos acerquemos al coeficiente de utilización de la potencia por periodo y mes unidad.

Del mismo modo, cada uno de los términos de la tarifa han de crecer o decrecer de modo que el precio del término de potencia decrezca con el coeficiente de utilización, y en sentido inverso crezca el término de energía en relación al citado coeficiente.

Tabla de coeficientes de corrección para los Tp y Te medios de la tarifa,

por escalón de tensión

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Única tarifa de acceso en alta tensión para todo el territorio nacional dividiendo el mismo en zonas eléctricas que coincidan con las comunidades autónomas, al objeto de establecer en cada una de

ellas, los periodos de ocupación de la red y en consecuencia la discriminación de los periodos tarifarios, dejando de ser únicos para todo el sistema eléctrico peninsular

En la actualidad, uno de los problemas que existen en la tarifa, es que el sistema eléctrico peninsular es una única zona.

El efecto es que el consumo de cada comunidad autónoma ó su curva de carga agregada, además de ser diferente en su forma, es diferente en los momentos en que se produce la ocupación de las redes de trasmisión.

Es por tanto aconsejable, que los siete periodos tarifarios sean de aplicación en una única tarifa, sin embargo, el

sistema eléctrico peninsular debe ser dividido en zonas eléctricas que coincidan con las comunidades autónomas, de modo que puedan establecerse en ellas los periodos horarios que se sugieren, para que muestren de forma real la

ocupación de las redes eléctricas de transmisión de electricidad por CCAA.

De no ser así, se produce el efecto actual, que consiste en que para aquellas comunidades autónomas, donde su punta de demanda coincida con la punta de demanda del sistema eléctrico peninsular, retribuirán a la tarifa en su justa medida, pero para aquellas comunidades autónomas, donde su punta de demanda no coincida con la punta del sistema peninsular, pagarán de menos.

27

Libertad para todos los consumidores de alta tensión de contratar en cada periodo tarifario la potencia que crea conveniente

El Real decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y

distribución de energía eléctrica, impone la siguiente restricción tarifaria, exclusivamente a los consumidores de alta

tensión.

Las potencias contratadas en los diferentes períodos serán tales que la potencia contratada en un período

tarifario (Pn+1) sea siempre mayor o igual que la potencia contratada en el período tarifario anterior (Pn).

Esta restricción tarifaria trae como consecuencia que aquellos consumidores de alta tensión, cuyo consumo en el valle

del sistema es pequeño, tienen la obligación legal de contratar sobrepotencia en el periodo P6, lo que genera al punto

de suministro un sobrecoste en las facturas de acceso a las redes eléctricas.

La razón sugiere en primer lugar, que la libertad de un consumidor de alta tensión a contratar las potencias en cada periodo horario de programación de la tarifa, le exime de la obligatoriedad de incurrir en el sobrecoste que se ha indicado, y en segundo lugar, supone corregir un trato discriminatorio entre los consumidores de alta tensión y los de baja tensión.

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Reparto más equitativo de los importes a recaudar entre los diferentes escalones de tensión de la tarifa

29

Modificación del tratamiento administrativo de los derechos de acometida, que permita a aquellos consumidores que así lo decidan, trasladar sus consumos a las

horas nocturnas, si existe capacidad técnica libre en las redes

Aún en el caso de que el consumidor de alta tensión disponga de una señal tarifaria correcta de precio, para desplazar

su consumo, deberá en muchos casos, hacer frente al pago de los derechos de extensión, por una infraestructura que

no va a ser utilizada.

Es conveniente por tanto, dividir los derechos de extensión en dos, los que correspondan al valle del sistema y el resto.

30

DESARROLLO MACROENERGÉTICO

En la actualidad, el criterio de asignación de costos de la tarifa por grupos de consumidores se refiere

fundamentalmente a la energía transportada y distribuida a través del denominado sistema eléctrico nacional, es decir, en el caso que nos ocupa a través de las redes eléctricas tanto de transporte como de distribución.

Desde nuestro punto de vista, este criterio debe ser modificado, en la medida en que se producen asimetrías en el sistema de asignación de costos, como las que están ocurriendo en la actualidad, donde se dan paradojas como que

existen puntos de suministro de alta tensión que pagan más por unidad que un consumidor de baja tensión, acogido a la tarifa de último recurso TUR.

El concepto que tratamos ahora de describir, es el de utilización y no utilización del sistema de transporte y distribución, haciéndolo a través de la comparación entre la potencia contratada en punta por los consumidores y la realmente

demandada a lo largo del año.

31

DATOS GENERALES DEL SISTEMA

CONSUMIDORES DE BAJA Y ALTA TENSIÓNCONSUMIDORES DE BAJA Y ALTA TENSIÓNCONSUMIDORES DE BAJA Y ALTA TENSIÓNConsumidores 28.598.208 Puntos de suministro

Energía 242.186.000 MWh

Energía Unitaria 8,47 MWh/P. Suministro.

Potencia en punta contratada 179.908 MW

Potencia media en el año 27.647 MW

Potencia no utilizada 152.261 MW

Ratio de utilización de infraestructura 0,153672109

CONSUMIDORES DE BAJA TENSIÓNCONSUMIDORES DE BAJA TENSIÓNCONSUMIDORES DE BAJA TENSIÓNConsumidores 28.493.285 Puntos de suministro

Energía 127.048.000 MWhEnergía Unitaria 4,46 MWh/P. Suministro.

Potencia en punta contratada 147.805 MW




CONSUMIDORES DE ALTA TENSIÓNCONSUMIDORES DE ALTA TENSIÓNCONSUMIDORES DE ALTA TENSIÓNConsumidores 104.923 Puntos de suministro

Energía 115.138.000 MWhEnergía Unitaria 1.097 MWh/P. Suministro.

Potencia en punta contratada 32.103 MWPotencia media en el año 13.144 MW



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SEPARACIÓN DEL SISTEMA EN SU PARTE UTILIZADA Y EN SU PARTE NO UTILIZADA

CONSUMIDORES DE BAJA Y ALTA TENSIÓNCONSUMIDORES DE BAJA Y ALTA TENSIÓNPotencia en punta contratada 179.908 MW



15,37%

84,63%

P. Media P. no utilizada

33

SEPARACIÓN DEL SISTEMA PARA LOS CONSUMIDORES DE ALTA TENSIÓN

CONSUMIDORES DE ALTA TENSIÓNCONSUMIDORES DE ALTA TENSIÓNPotencia en punta contratada 32.103 MW



40,94%

59,06%


34

SEPARACIÓN DEL SISTEMA PARA LOS CONSUMIDORES DE BAJA TENSIÓN

CONSUMIDORES DE BAJA TENSIÓNCONSUMIDORES DE BAJA TENSIÓNPotencia en punta contratada 147.805 MW



9,81%

90,19%


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REPARTO DE LOS IMPORTES A RECAUDAR

De la forma descrita, ha quedado el sistema dividido en dos. Ahora se trata de trasladar de forma proporcional la

recaudación de importes necesaria en la tarifa, de modo que la cantidad total a recaudar, 12.559.860.000 €, se divida en dos, una parte del importe a recaudar por la utilización del Sistema y, otra por la no utilización.

Se propone así mismo, que las cantidades a recaudar se calculen de manera inversamente proporcional a la utilización del sistema y de forma directamente proporcional a la no utilización, tanto a

nivel macroenergético, como es el caso que nos ocupa, como a nivel microenergético, facturando por el coeficiente de utilización de la potencia por periodo y mes, que se ha descrito anteriormente.

REPARTO DEL IMPORTE TOTAL A RECAUDARREPARTO DEL IMPORTE TOTAL A RECAUDARREPARTO DEL IMPORTE TOTAL A RECAUDAR

Importe total a recaudar. 12.559.860.000

Importe a recaudar por la utilización. 1.930.100.173 Producto de la cantidad total por el ratio de utilización, que es del 15%.

Importe a recaudar por la no utilización. 10.629.759.827 Por diferencia de la cantidad total.

36

REPARTO DE LOS IMPORTES A RECAUDAR POR LA UTILIZACIÓN DEL SISTEMA ENTRE BT Y AT

Veamos ahora como recuperamos las cantidades por utilización del sistema, es decir, como repartimos entre los

consumidores de baja y de alta tensión los 1.930.100.173 €.

El ratio de utilización entre consumidores de BT y de AT es de 4,172, es decir, los consumidores de AT utilizan el

sistema 4,172 veces más que los de BT, de modo que dividiendo la cantidad anterior entre 5,172, una parte han de

pagar los de AT y las 4,172 partes restantes, los de BT. (Reparto inversamente proporcional).

REPARTO DEL IMPORTE POR LA UTILIZACIÓN, ENTRE B.T. Y A.T.REPARTO DEL IMPORTE POR LA UTILIZACIÓN, ENTRE B.T. Y A.T.

Importe a recaudar por la utilización del sistema 1.930.100.173 €

Importe en BT propuesto por la utilización del sistema 1.556.917.619 €

Importe en AT propuesto por la utilización del sistema 373.182.555 €

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PESO DE LOS CONSUMIDORES DE BAJA Y ALTA TENSIÓN, EN LA NO UTILIZACIÓN DEL SISTEMA

DIVISIÓN DE LA CAPACIDAD NO UTILIZADA ENTRE BT Y AT.

DIVISIÓN DE LA CAPACIDAD NO UTILIZADA ENTRE BT Y AT.

No utilizados por BT 133.301 MW

No utilizados por AT 18.960 MW

No utilizados en el sistema 152.261 MW

No utilizados por BT en % 87,55%

No utilizados por AT en % 12,45%87,55%

12,45%

Consumidores BTConsumidores AT

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REPARTO DE LOS IMPORTES A RECAUDAR POR LA NO UTILIZACIÓN DEL SISTEMA ENTRE BT Y AT

La cantidad de 10.629.759.827 €, es la parte que corresponde a la no utilización del sistema.

En este caso la asignación de importes se hace de forma proporcional.

Los consumidores de baja tensión disponen de un ratio de no utilización del sistema del 87,55 % y los de alta tensión del 12,45%, de modo que deben trasladarse estos ratios a las cantidades a recuperar.

IMPORTES A RECAUDAR POR LA NO UTILIZACIÓN DEL SISTEMAIMPORTES A RECAUDAR POR LA NO UTILIZACIÓN DEL SISTEMAImporte propuesto a recaudar por no utilización 10.629.759.827

Importe propuesto a recaudar por no utilización de BT 9.306.135.403

Importe propuesto a recaudar por no utilización de AT 1.323.624.424

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RESUMEN DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS

DESGLOSE DE LOS IMPORTES A RECAUDARDESGLOSE DE LOS IMPORTES A RECAUDARIMPORTE TOTAL A RECAUDAR 12.559.860.000

IMPORTE A RECAUDAR POR UTILIZACIÓN DEL SISTEMA 1.930.100.173Importe en AT por utilización 373.182.555

Importe en BT por utilización 1.556.917.619

IMPORTE A RECAUDAR POR NO UTILIZACIÓN DEL SISTEMA 10.629.759.827Importe en AT por no utilización 1.323.624.424

Importe en BT por no utilización 9.306.135.403

IMPORTE TOTAL A RECAUDAR EN BT 10.863.053.021IMPORTE TOTAL A RECAUDAR EN AT 1.696.806.979

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COMPARACIÓN DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS CON LOS ACTUALES

REPARTO ACTUAL VS REPARTO PROPUESTO.REPARTO ACTUAL VS REPARTO PROPUESTO.REPARTO ACTUAL VS REPARTO PROPUESTO.REPARTO ACTUAL VS REPARTO PROPUESTO.REPARTO ACTUAL VS REPARTO PROPUESTO.SITUACIÓN

ACTUALSITUACION

PROPUESTADIFERENCIA

TANTO POR CIENTO

Importe a recaudar 12.559.860.000 12.559.860.000 - -

Importe en AT 3.275.888.000 1.696.806.979 -1.579.071.021 €/año - 51,80%

Importe en BT 9.283.972.000 10.863.053.021 1.579.071.021 €/año 17,01%

Ratios por consumidor BT/año 326 €/año 381 €/año 55 €/año 17,01%

Ratios por consumidor AT/año 31.222 €/año 16.172 €/año -15.050 €/año - 51,80%

Ratios por consumidor BT/MWh 73,07 €/MWh 85,50 €/MWh 12,43 €/MWh 17,01%

Ratios por consumidor AT/MWh 28,45 €/MWh 14,74 €/MWh -13,71 €/MWh - 51,80%

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CONCLUSIONESDiseño de una tarifa de acceso a las redes eléctricas que tenga muy en cuenta el coeficiente de utilización de la potencia por periodo y mes. Esta es la forma de cobrar a las instalaciones en función de su grado de ociosidad, de modo que cuanto más ociosas estén, mayor será el pago por los accesos.

Un nuevo diseño del reparto de los costos de la tarifa por grupos tarifarios, distinto del actual, abandonando el criterio de energía circulada por las redes de transmisión, para ser sustituido por el de grado de utilización del sistema de transmisión de electricidad.

Una nueva discriminación horaria, que cumpla el doble objetivo de remitir una señal nítida de precio al consumo contrapunta, y ordene el grado de ocupación de las redes, por zonas eléctricas.

La extensión de la garantía de suministro a todos los consumidores de electricidad, con independencia de la potencia contratada, la energía consumida y su nivel de tensión de suministro, permanentemente, mediante el diseño de una tarifa integral aditiva en los accesos, quedando por acordar el método de determinación del precio de la energía. Éste es el paso previo, para que el mercado sea libre.

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MUCHAS GRACIAS

MADRID 16 DE DICIEMBRE DE 2010

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Nueva propuesta regulatoria de la tarifa eléctrica

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