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Normativa tarifaria 2010

Orden ITC/3519/2009 Tarifas acceso electricidadOrden ITC/3520/2009 Peajes de gas

21 enero 2010

www.EnergíaySociedad.es 1

21 enero 2010

INDICE

• Revisión tarifariaRevisión tarifaria– Costes totales y déficit– Tarifas de acceso– Tarifas de último recurso de electricidad– Revisión peajes de gas

• Retribución de las actividades reguladasRetribución de las actividades reguladas– Transporte– Distribución– Régimen especialRégimen especial


Costes regulados totalesg

Incremento del 10% respecto a la previsión de hace un año …p p

18.000

Coste actividades reguladas (M€)

1.8811.295

9201.228

95114.643

16.050

12 000

14.000

16.000Resto

E t t i l

+10% Costes previstos+1 400 M€

4.0095.888

1.690

8.000

10.000

12.000 Extracoste insular y extrapeninsular

Déficit tarifario

1.400 M€

6.422 6.4092.000

4.000

6.000 Primas cogeneración y renovables

Redes de transporte y distribución

Fuente: Memorias OM tarifas de acceso 2009 y 2010

0

2.009 2.010

distribución


Fuente: Memorias OM tarifas de acceso 2009 y 2010Son costes previstos en el cálculo a principio de cada año y pueden tener variaciones Déficit tarifario se refiere a anualidad para recuperar déficit histórico (~ 16.000 M€ a 31.12.2009)

Demanda electricidad

… en un contexto de estancamiento de la demanda …

Demanda nacional (TWh BC)

16 16268

277 279

267 265270

280

290

300+3% anual -4,4%

Similar a 2006

1515

16 16

16261

240

250

260

270 2006

246253

261 263251

200

210

220

230

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Peninsular Extrapeninsular Previsión


Fuente: Datos reales 2005-2009 de REE y previsión 2010 en Memoria OM tarifas de acceso 2010. Demanda expresada en Barras de Central, incluye 9,3% de pérdidas de red

Déficit tarifario

… y con la limitación del déficit establecida en RDL 6/2009y

Déficit máximo (M€) Déficit tarifario

‐1.000

0

‐500

0

2009 2010 2011 2012 2013

Déficit máximo (M€)Es la diferencia entre costes regulados y recaudación por tarifas de accesoH t h h id fi i d

‐3.500‐3.000

‐2.000

‐2.000

‐1.500

‐1.000Hasta ahora ha sido financiado por algunas empresas eléctricas

RDL 6/2009

‐4 000

‐3.500

‐3.000

‐2.500 RDL 6/2009Limita cantidad máxima anualPermite titulización con garantía del Estado (pendiente constituir)‐4.000

Déficit anual máximo según RDL 6/2009

del Estado (pendiente constituir)


Incremento de Tarifas de acceso

Incremento global del 14,5%

Precio Medio €/MWh (Te y Tp) Enero 2010 % subidaBaja Tension 71,6 11,9%

g ,

Menor para2.0 A (P≤10kW) 82,8 9,0%2.0 DHA (P≤10kW) 49,6 9,5%2.1 A (10< P≤15kW) 89,4 22,0%2.1 DHA (10< P≤15kW) 57,8 22,0%

Menor para clientes

TUR

3.0 A (P>15kW) 54,0 17,7%Alta Tensión 28,5 22,1%

3.1 A (1 a 36 kV) 47,6 18,2%6.1 (1 a 36 kV) 33,5 26,8%( ) , ,6.2 (36 a 72,5 kV) 15,2 25,0%6.3 (72,5 a 145 kV) 13,7 24,1%6.4 (> 145 kV) 9,0 0%

Total 51 1 14 5%

• Términos de potencia Incrementos lineales para todas las tarifas• Términos de energía Apuntamiento precios de periodos con mayor demanda

Total 51,1 14,5%


• Reactiva Fuerte incremento del precio para todos los cos < 0,95

Subida Tarifaria TUR

Para un cliente sin discriminación horaria suponen un incremento del 2 6%Para un cliente sin discriminación horaria, suponen un incremento del 2,6%

Variación de precios TUR 1S 20102S 2009 1S 2010 Variación

/k / ñTp €/kW/año 20,102425 20,633129 2,6%Te 1 periodo €/kWh 0,114730 0,117759 2,6%Te DH punta “ 0,137362 0,138960 1,2%, ,Te DH valle “ 0,060976 0,058923 ‐3,5%Fuente: BOE

Excepto para los acogidos al Bono Social (tienen congelado el precio del 1S 2009)


(tienen congelado el precio del 1S 2009)

Subida Tarifaria TUR

Las TUR se calculan aditivamente según metodología de julio 2009

Término de potencia€/kW/ ñ

Término de energía (TUR 1 periodo)

114,7

€/kW/año €/MWh

117,8

4,0

20,1Gestión comercial

62,8Energía (según

subastas CESUR y OMIP)

4,0

20,6

59,8

16,1

2S 2009

Tp Tarifa acceso 51,9

2S 2009

Te Tarifa acceso16,6

1S 2010

58,0

1S 20102S 2009 2S 20091S 2010 1S 2010

Fuente: Elaboración propia a partir de BOE


Destino importe factura TURp

Casi la mitad de lo que paga un consumidor doméstico mediose destina a decisiones impuestos y política energética y socialse destina a decisiones impuestos y política energética y social

Cálculo de una factura eléctrica media

Destinos del importe de la factura

44,8 €/mes 44,8 €/mesPotencia contratada

4,6 kW x Tp /124,6 kW x Tp /12Energía

15,3 € (34%)

24,4 €55%

Déficit anteriores, primas, extrapenisnulares y varios

Consumo250 kWh/mes x Te

Red9,2 € (21%)

55%

Reparto según Memoria MITYC de OM tarifas extrapenisnulares y varios

12,3 € (27%)

Impuestos directos8,1 € (18%)

Imp. Electricidad (5,11%)+ IVA (16%)

Alquiler contador 20,40 €45%

MITYC de OM tarifas acceso eléctricas 2010


8,1 € (18%) IVA (16%)

Fuente: Elaboración propia a partir de BOE y Memoria MITYC

GasEscenario de demandaEscenario de demanda

Se mantiene la recaudación en un contexto de reducción de demanda

449500

Demanda de gas (TWh)

142188320

376 392 408

449

405 388

350

400

450

Menor previsión de

2740

66

111 135142

162 139

244276

200

250

300

pdemanda eléctrica (-14%)Similar al año 2007

Se mantiene la recaudación

216 236 254 265 257 266 262 242 249100

150

200

Ligero incremento en demanda convencional (+3%)

Se permite revisión el 1

julio

‐

50 Generación eléctrica Demanda convencional( )

Similar al año 2004j


Fuente: Datos reales 2002-2008 de Enagas y previstos 2009-2010 en Memoria OM peajes 2010

Gas Coste de actividades reguladasCoste de actividades reguladas

Se mantienen las necesidades de financiación

Costes incluidos en el cálculo de peajes (M€)

2.836 2.8893.000

3.500

Transporte

1.188 1.420

1 500

2.000

2.500

Red básicaSe incrementa por retribución de nuevas inversiones

1.4041.335

500

1.000

1.500Distribución

i

DistribuciónSe reduce transitoriamente por corrección de 2008 y

244 1340

2009 2010

Varios

Fuente: Memoria OM peajes 2010 Incluye costes

p y2009 por menores ventas


Fuente: Memoria OM peajes 2010. Incluye costes reconocidos provisionales y previsión de nuevos costesDistribución incluye 10M€ de retribución específica

Gas Variación de peajesVariación de peajes

Los valores publicados suponen un Incremento general del 2%, respecto a l i t t li t d h TUR

40 000

ATR ciclos combinados (€/MW)57 0

TUR cliente medio (€/MWh)

valores vigentes, excepto para clientes con derecho a TUR

+35%

26.04027.660

31.55334.561 35.281

25.000

30.000

35.000

40.000

24,3 25,3 32,123,2 23,4

49,4 51,957,0

48,3 47,7

40,0

50,0

60,0

40,0

50,0

60,0

5.000

10.000

15.000

20.000

25,1 26,6 24,9 25,1 24,3

0 0

10,0

20,0

30,0

0 0

10,0

20,0

30,0 -3%

‐

2007 2008 1S2009 2S2009 1S2010

ATR fijo ATR variable

0,00,0

2007 2008 1S2009 2S2009 1S2010

ATR Conducción Energía y ATR mayorista

Fuente: BOE y elaboración propia, precios medios Fuente: BOE y elaboración propia. ATR total por MW instalado para un cliente 3.2 con consumo anual de 9.000 kWh

Clientes con derecho a TUR acumulan una reducción del 3% (2007-2010)

… mientras el mercado industrial y de generación eléctrica sufre un incremento

suponiendo un funcionamiento de 4.000h


una reducción del 3% (2007-2010) … total del 35%

INDICE

• Revisión tarifariaRevisión tarifaria– Costes totales y déficit– Tarifas de acceso– Tarifas de último recurso de electricidad– Revisión peajes de gas

• Retribución de las actividades reguladasRetribución de las actividades reguladas– Transporte– Distribución– Régimen especialRégimen especial


Costes Actividades de Red

El del transporte crece mientras que el de la distribución prácticamente se mantiene

Actividad Tarifa 2009 Tarifa 2010 %

Retribución de las Actividades Reguladas (k€)

mientras que el de la distribución prácticamente se mantiene

Transporte 1.344.021 1.397.104 3,95%REE 1.129.116 1.180.832 4,58%Peninsulares 77.981 85.043 9,06%I l E t i l 136 924 131 229 4 16%Insulares y Extrapeninsulares 136.924 131.229 -4,16%

Distribución 4.875.061 4.892.645 0,36%Peninsulares 3.908.559 3.973.867 1,67%Insulares y Extrapeninsulares 306.947 331.646 8,05%Insulares y Extrapeninsulares 306.947 331.646 8,05%Distribuidores DTª11 336.916 350.541 4,04%Limpieza vegetación lineas 10.000 10.000 0,00%Gestión Comercial (Pen) 292.798 212.211 -27,5%

% Costes regulados 2010 : Distribución (30 8%) y Transporte (8 8%)

Nota: Retribución 2009 según última previsión

G.Comercial (SEIE) 19.841 14.380 -27,5%


% Costes regulados 2010 : Distribución (30,8%) y Transporte (8,8%)

Transportep

Fuente: Informe 33/2009 CNE

Costes unitarios (post 2008) de inversión y explotación provisionales

Fuente: Informe 33/2009 CNE


(p ) y p p

Retribución Distribución: Antecedentes

• El RD 222/08 sienta las bases de una metodología de costes− Pendiente de desarrollo, especialmente el incentivo a la inversión− Define el Modelo de Red de Referencia (MRR) como herramienta de “contraste técnico”− Fórmula paramétrica (Fe D) hasta que la CNE aplique metodología MRRFórmula paramétrica (Fe, D) hasta que la CNE aplique metodología MRR

• OM Tarifas 2009: Se fija la retribución de 2009 como prevista− La subida respecto a la retribución de 2008 es de casi un 9%La subida respecto a la retribución de 2008 es de casi un 9%

• El MITYC emite borrador OM en base al informe CNE (MRR)

− Establece definitiva la retribución de 2009 y provisional la de 2010− Establece definitiva la retribución de 2009 y provisional la de 2010

• Finalmente MITYC deja todo provisional y da mandato a la CNE

Hasta que el MRR sea validado y contrastado con las empresas eléctricas distribuidoras− Hasta que el MRR sea validado y contrastado con las empresas eléctricas distribuidoras

− Pendiente de cerrar la R2009, la R2010 y las inversiones a futuro desde 2010


Retribución provisional 2009p

Basada en el sistema paramétrico (Fe, DD)

Retribución DistribuciónDefinitiva Provisional 2009 Δ Retrib Δ Retrib

2008 OM Tarifas Ene2010 (k€) (%)Empresa o grupo empresarial

2008 OM Tarifas Ene2010 (k€) (%)IBERDROLA 1.363.368 1.423.711 60.343 4,43%UF 644.195 669.336 25.141 3,90%HC 129 114 133 183 4 069 3 15%HC 129.114 133.183 4.069 3,15%E.ON 123.337 129.531 6.194 5,02%ENDESA (peninsular) 1.500.414 1.552.232 51.818 3,45%FEVASA 167 176 9 5 39%FEVASA 167 176 9 5,39%SOLANAR 297 390 93 31,31%SUBTOTAL PENINSULAR 3.752.605 3.908.559 155.954 4,16%ENDESA Extrapeninsular 300 259 306 947 6 688 2 23%ENDESA Extrapeninsular 300.259 306.947 6.688 2,23%TOTAL NACIONAL 4.051.628 4.215.506 163.878 4,04%


Retribución provisional 2010p

Basada en resultados MRR

Retribución DistribuciónProvisional Provisional Δ Retrib Δ Retrib

dic 09 2010 (k€) (%)Empresa o grupo empresarial

dic-09 2010 (k€) (%)IBERDROLA 1.423.711 1.415.252 -8.459 -0,59%UF 669.336 666.274 -3.062 -0,46%HC 133 183 139 920 6 737 5 06%

p g p p

HC 133.183 139.920 6.737 5,06%E.ON 129.531 136.030 6.499 5,02%ENDESA (peninsular) 1.552.232 1.615.788 63.556 4,09%FEVASA 176 224 48 27,27%SOLANAR 390 379 -11 -2,82%SUBTOTAL PENINSULAR 3.908.559 3.973.867 65.308 1,67%ENDESA Extrapeninsular 306.947 331.646 24.699 8,05%TOTAL NACIONAL 4 215 506 4 305 513 90 007 2 14%

Gran disparidad de resultados

TOTAL NACIONAL 4.215.506 4.305.513 90.007 2,14%


Gran disparidad de resultados

Gestión Comercial

Reducción del 27 5%Reducción del 27,5%

Empresa o grupo empresarial RGC 2009 RGC 2010Δ Retrib

(k€)IBERDROLA 122.534 88.808 -33.726UF 42 388 30 721 11 667UF 42.388 30.721 -11.667HC 7.966 5.773 -2.193E.ON 6.861 4.973 -1.888ENDESA (peninsular) 113.000 81.899 -31.101FEVASA 41 30 -11SOLANAR 9 7 -2SUBTOTAL PENINSULAR 292.799 212.211 -80.588ENDESA Extrapeninsular 19 841 14 380 5 461ENDESA Extrapeninsular 19.841 14.380 -5.461TOTAL NACIONAL 312.639 226.591 -86.048


Derechos de Acometida

Suben un 4,7% y se publican los nuevos precios de supervisión de y p p pinstalaciones cedidas

EXTENSIÓN (€/kW li it d ) ENGANCHE (€/actuación)AcometidasEXTENSIÓN (€/kW solicitado)< 1 kV y < 100 kW 17,374714V <= 36 kV y < 250 kW 15,71863236 kV < V <= 72,5 kV 15,343534V > 72 5 kV 16 334353

ENGANCHE (€/actuación)< 1 kV 9,044760V <= 36 kV 79,49197036 kV < V <= 72,5 kV 266,957067V > 72,5 kV 374,542485VERIFICACIÓN (€/actuación)V > 72,5 kV 16,334353

ACCESO (€/kW contratado)< 1 kV 19,703137V <= 36 kV 16,99254136 kV < V <= 72,5 kV 14,727812

VERIFICACIÓN (€/actuación)< 1 kV 8,011716V <= 36 kV 54,87199036 kV < V <= 72,5 kV 85,163859V > 72,5 kV 125,99403736 kV V 72,5 kV 14,727812

V > 72,5 kV 10,700842 Supervisión instalaciones cedidas (€/actuación)< 1 kV 101,52V <= 36 kV - Línea 253,81V <= 36 kV - CT 152,2936 kV < V <= 72,5 kV 613,09

El precio de los derechos de extensión aplica al intervalo 50-100 kW en BT

Nuevos

Transitorio de 6 meses para las solicitudes de 2009

36 ,5 6 3,09V > 72,5 kV 1.344,31

p


Transitorio de 6 meses para las solicitudes de 2009

Eventos excepcionales en Calidadp

Se establece que los eventos excepcionales no se considerarán en el cálculo del incentivo de calidaden el cálculo del incentivo de calidad

a) Requisitos:) q• Origen en causas naturales• Que suceda en más del 10% de los municipios peninsulares (50% extrapeninsulares)• Que no estén previstos en el diseño de las instalacionesQue no estén previstos en el diseño de las instalaciones

b) Solicitud a la DGPEM, aportando documentación municipios afectados e Informes técnicos que reflejen la excepcionalidad del eventoInformes técnicos que reflejen la excepcionalidad del evento.

c) Autorización por la DGPEM, previo informe CNE

Posible aplicación al ciclón Klaus de enero 2009


p

Régimen Especialg p

Se publican modificaciones en cogeneración:p g

a) Actualización de la retribución:)

Coste materia prima: Se sustituye el precio de la comercializadora por uno basado en el resultado de la subasta TUR y un término de peaje

b) Complemento de eficiencia.

uno basado en el resultado de la subasta TUR y un término de peaje

Se sustituye la CMP por el precio del gas obtenido de las subastas para la TUR

Se publica la actualización trimestral y anual de primas y tarifassegún el RD 661/2007


según el RD 661/2007

Régimen Especialg p

Previstos 5.900 M€ de primas al Régimen Especialp g p

h / hGWh M€ €/MWhCogeneración 26.409 1.062 40Solar FV 6.529 2.633 403Solar térmica 511 116 227Eólica 38.401 1.712 45Minihidráulica 5.086 193 38Biomasa 1.657 88 53Residuos 2 696 86 32

Fuente: UNESA septiembre 2009

Residuos 2.696 86 3281.289 5.890 72

La energía solar recibe el 45% de las primas aportando el 9% de la energía del régimen especial

p


aportando el 9% de la energía del régimen especial

Claves para entender

los mercados energéticoslos mercados energéticos

y sus implicaciones en la Sociedad

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g y

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