AGENCIA
ESPAÑOLA DE
COOPERACIÓN
INTERNACIONAL
III EDICION DEL CURSO DE REGULACION
ENERGETICA DE ARIAE: Las redes de energía
y del gas natural
Sesión del programa académico: B.2.1
FORMACIÓN DE PRECIOS Y TARIFAS
Comisión Nacional de Energía
Mª José González Marrero
22 de noviembre de 2005
CONCEPTOS GENERALES SOBRE
TARIFAS Y PEAJES
¿Por qué las tarifas deben integrar todos los costes?
Retribución adecuada de empresas Tarifas deben cubrir costes
Reflejar costes para inducir un consumo eficiente del servicio
No deben existir subsidios cruzados entre consumidores
3
¿Por qué las tarifas deben integrar todos los costes?
Factores que influyen en la integración de costes en tarifas
Costes de actividades reguladas y de actividades liberalizadas
Otros costes regulatorios
No cambios bruscos
Restricciones de partida
Elegibilidad del consumidor
Diferentes objetivos regulatorios
Tarifa máxima y única en territorio nacional
4
Modelo de integración de costes: objetivo, principios y
restricciones
OBJETIVO:
Evitar la discriminación entre agentes Garantizando la igualdad de trato a todos los usuarios del sistema
PRINCIPIOS GENERALES:
Reflejar costes, de forma que cada consumidor pague con sus tarifas y peajes por los
costes en los que su suministro hace incurrir al sistema. Eficiencia y no discriminación.
Suficiencia en la recuperación de los costes regulados
Consistencia entre los regímenes de mercado y de tarifas de venta. Estructura coherente
de precios
Transparencia en la definición de los criterios de asignación y en las variables de
asignación de costes para establecer precios regulados
Aditividad de costes para articular tarifas, peajes y cánones
RESTRICCIONES (Ej. caso español)
Tarifa máxima y única en el territorio nacional
No cambios bruscos en precios regulados respecto a anteriores
Variables disponibles por el Regulador
5
Precio óptimo ¿CMg , CMe?
6
Precio óptimo: tarifas en dos partes
El regulador maximiza el bienestar social: W(P) = S(P) + α Π(P)
PROBLEMA SOLUCIÓN OBSERVACIÓN
Max W(P) P = CMg Pérdidas (Π(P) 4 y 16 y 60 bar (conectados en alta 1.2 200.000.000 1.000.000.000
1.3 1.000.000.000 -
presión a red básica)
Superior a Hasta
Grupo 2. Clientes conectados a presión de kWh / año kWh / año
diseño > 4 bar y 60 bar (conectados en 2.1
2.2
-
500.000
500.000
5.000.000
2.3 5.000.000 30.000.000
alta presión a transporte secundario o 2.4 30.000.000 100.000.000
2.5 100.000.000 500.000.000
distribución) 2.6 500.000.000 -
Superior a Hasta
Grupo 3. Clientes conectados a presión kWh / año kWh / año
3.1 - 5.000
4 bar (redes baja presión) 3.2 5.000 50.000
3.3 50.000 100.000
3.4 100.000 -
25
Tarifas de venta de gas natural: Características
Generales
El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio determina, mediante Ordenes
Ministeriales, las tarifas, peajes y cánones a aplicar
Las tarifas de venta:
Son únicas en todo el territorio nacional
Función del volumen, presión y forma de consumo
Tienen carácter de máximos (descuentos van a cargo de la empresa suministradora)
Incluyen mermas y autoconsumos
Liquidación mensual por CNE de dichos precios regulados
Revisión de término variable de tarifas según CMP + 2%
Objetivos de las tarifas, peajes y cánones (art. 25 RD 949/2001)
Retribuir las actividades reguladas
Asignando de forma equitativa, entre los distintos consumidores, en función de su rango de presión, nivel de
consumo y factor de carga
Incentivar a los consumidores un uso eficaz para fomentar una mejor utilización del sistema gasista
No producir distorsiones entre el sistema de suministro en régimen de tarifas y el excluido del mismo
26
Grupos tarifarios de tarifas de venta
Por nivel de presión y volumen de consumo
Superior a Hasta
Grupo 1. Clientes conectados a presión de kWh / año kWh / año
1.1 - 200.000.000
diseño > 60 bar (conectados en alta 1.2 200.000.000 1.000.000.000
1.3 1.000.000.000 -
presión a red básica)
Superior a Hasta
Grupo 2. Clientes conectados a presión de kWh / año kWh / año
diseño > 4 bar y 60 bar (conectados en 2.1
2.2
-
500.000
500.000
5.000.000
2.3 5.000.000 30.000.000
alta presión a transporte secundario o 2.4 30.000.000 100.000.000
2.5 100.000.000 500.000.000
distribución) 2.6 500.000.000 -
Superior a Hasta
Grupo 3. Clientes conectados a presión kWh / año kWh / año
3.1 - 5.000
4 bar (redes baja presión) 3.2 5.000 50.000
3.3 50.000 100.000
3.4 100.000 -
27
Clientes tipo asociados a grupos tarifarios
Mercado industrial
Uso en centrales eléctricas
(bicombustibles o ciclos Grupo 1
combinados)
Mercado industrial Grupo 2
Uso individual sin calefacción
Uso individual con calefacción Grupo 3
Comunidades vecinos y sector
terciario
28
Liquidación de actividades reguladas
Ingresos por
Ingresos por
Peajes y cánones
Tarifas de venta
Coste de la Regasificación
Materia
Prima
Ingresos Liquidables
Gestión de Transporte
compra –
venta de
gas
Almacenamiento
Suministro
de gas a
tarifa Cuotas
GTS Distribución
CNE
29
Ejercicio tarifario
Ejercicio Tarifario:
1. Determinar los costes y la demanda prevista
2. Establecer variaciones en tarifas de venta, peajes y cánones que proporcionen ingresos del
que permitan cubrir los costes regulados del sistema.
Pasos previos
Petición de información.
Previsión de las variables de facturación (consumo, caudal,...)
Estimación de los clientes cualificados que efectivamente acudirán al mercado liberalizado
% de GNL que abastece al mercado regulado
Coste de materia prima (CMP)
Presupuestos Institucionales (GTS, CNE)
30
Costes
ESCANDALLO DE COSTES 2004 Y 2005. Miles de €
Costes 2004 2005
Regasificación 158.398 220.523
Almacenamiento 65.534 67.024
Transporte y Distribución (1) 1.500.826 1.729.189
Liquidaciones años anteriores 41.871 -20.477
Suministro a Tarifa (2) 102.122 81.705
Gestión de compra - venta (2) 14.506 11.476
Gestor Técnico del Sistema 10.219 10.204
CNE 2.391 2.911
CMP (2) 730.200 680.293
TOTAL 2.626.067 2.782.848
Fuente: MITC
(1) Incluye instalaciones singulares de distribución
(2) Provisional: para un Cmp de 0,012657 €/kWh en 2005. En Julio de 2005, Cmp = 0,014677 €/kWh.
31
Costes
Costes incluidos en las tarifas Descripción
Coste de la Materia Prima Coste medio de adquisición de la materia prima
Regasificación, T&D y almacenamiento imputables a
Coste de conducción suministros a tarifa
Existencia mínimas de seguridad, mermas y autoconsumos
Coste de los transportistas por la gestión de compra-venta
Gestión de compra-venta de gas para el suministro de gas a las compañías
distribuidoras para su venta a los mercados a tarifa
Coste de los distribuidores por el suministro de gas
Actividad de distribuidores
imputable a cada una de las tarifas de venta
Desviaciones, en su caso, resultantes de la aplicación del
Desviaciones
régimen de liquidaciones del año anterior
Recargo para la financiación de la CNE y cuota destinada a
Tasa CNE y Cuota GTS
la retribución del GTS
32
Actualización de tarifas de venta
Actualización tarifaria según CMP (Pass through del CMP a consumidores finales)
El coste unitario de la materia prima (CMP) se actualiza cada trimestre, en los meses de enero, abril,
julio y octubre
Las tarifas de venta se modificarán, siempre que el CMP experimente una variación, al alza o a la
baja, superior al 2 por 100.
Se traslada la variación del CMP a los términos variables de tarifas de venta.
En 2005, la variación del término de energía de las tarifas es 1,025152 veces la variación del CMP. Se incluye
la propia variación del CMP, así como los costes de suministro a tarifa de venta y de compraventa vinculados
al CMP.
La fórmula de cálculo del CMP se actualiza anualmente si se modifican la estructura o condiciones de
los aprovisionamientos, simultáneamente con el resto de parámetros
33
Actualización Tarifaria: CMP
Fórmula utilizada en la actualización del Cmp (medias semestrales):
Brent Spot Average
Gasóleo 0,2 (mercado Genova-Lavera y mercado Amsterdam/Rotterdam/Amberes)
Fuelóleo con contenido max. Azufre 1% (mercado Genova-Lavera y mercado
Amsterdam/Rotterdam/Amberes)
Fuelóleo con contenido max. Azufre 3,5% (mercado Genova-Lavera y mercado
Amsterdam/Rotterdam/Amberes)
Cmp (a b * BrentSpot c * G _ GL d * G _ ARA e * F1% _ GL f * F1% _ ARA g * F 3,5% _ GL h * F 3,5% _ ARA) * Cambio
Las ponderaciones (a,b,c...h) varían en función de distintos niveles del Brent Spot
=26,5 $/Barril
34
Coste de la Materia Prima
Evolución del Coste de la Materia Prima (€/kWh) 2002-2005
35
Precio de Cesión
Precio de transferencia que pagan los distribuidores a los
transportistas que les suministran el gas destinado a tarifa de venta
El PRECIO DE CESIÓN incluye:
CMP destinado a tarifa
Costes de gestión de compra-venta
Coste medio de regasificación
Se actualiza con el coste unitario de la materia prima
36
Tarifas de venta de gas natural: Estructura.
Año 2004
Nivel de Presión Volumen Consumo (MWh) Tarifa % Consumo % Facturación
C (1) 100 3.4 12,7% 10,5%
C 500.000 2.6 0,4% 0,2%
C 60 bar 200.000 1.000.000 1.3 0,5% 0,2%
Tarifas 4 bar 60 bar 14,1% 6,8%
Tarifa de Materia
9,0% 3,5%
Prima
37
Mercado regulado y Mercado liberalizado
Distribución del consumo en mercado regulado y mercado liberalizado. Año 2004
70.000
60.000
50.000
40.000
GWh
30.000
20.000
10.000
0
3.1 3.2 3.3 3.4 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 1.1 1.2 1.3 4 60 Materia
60 Prima
Grupo 3 (P 60 Materia
60 Prima
Grupo 3 (P 60 bar) -1,3% -1,9% -6,3% -2,6% -2,7% 7,5% 5,2% 0,6% 3,5% 9,9% 18,3% 33,3%
GRUPO 2 INTERRUMPIBLE (4 60 bar) -1,3% -1,9% -6,3% -2,5% -2,7% 7,5% 5,2% 0,6% 3,5% 9,9% 18,3% 33,4%
40
Mercado regulado y Mercado liberalizado
Evolución de los peajes y cánones de gas natural y del IPC. Años 2002 - 2005
110
105
100
95
90
85
80
2002 2003 2004 2005
Peaje medio nominal Peaje medio real IPC
41
TARIFAS DE ELÉCTRICIDAD
Base Normativa del Régimen Económico del sector
eléctrico
Ley 54/1997, de 27 de Noviembre, del Sector Eléctrico
RD 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a
las redes de transporte y distribución de energía eléctrica
RD 1432/2002, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología
para la aprobación y modificación de la tarifa eléctrica media o de referencia
RD 2392/2004, de 30 de diciembre, por el que se establecen la tarifa eléctrica
para el 2005
Orden del 12 de enero de 1995 por la que se establecen las tarifas
eléctricas.
43
Mercado minorista de electricidad
Nº de clientes: 24.753.488 (Dic 2004) Tarifa de acceso a redes
(un precio integra todos los costes
Demanda/año: 229.106 GWh (Año 2004) de acceso a redes)
Total elegibilidad
No obligación de acudir al
Coste de energía adquirida
mercado liberalizado (AT en 2007)
Puede volver a mercado regulado
(1 vez al año)
Participación en el mercado
Opciones (Diciembre 2004. Liquidación 7 de 2005)
El 56% de la energía y 39% de los
Mercado regulado:Tarifa Integral clientes en alta tensión
Mercado liberalizado El 9% de la energía y el 5% de los
clientes en baja tensión
44
Precios regulados y no regulados
Consumidores elegibles que acuden al mercado
TARIFA DE ACCESO Precio de Mercado
Transporte Precio de la energía adquirida
Distribución en el mercado
Gestión comercial a tarifa de acceso Precio de los servicios
Costes Permanentes complementarios Margen del
Costes de Diversificación y Seguridad de + Precio de la Garantía de + comercializador
abastecimiento Potencia (regulado, se
Desajuste de ingresos de las actividades reguladas diferencia por tarifa de
y coste de revisión de generación extrapeninsular acceso)
Desvíos de años anteriores
Precio regulado Precio libre
Consumidores que no acuden al mercado
TARIFA INTEGRAL
Transporte
Distribución
Gestión comercial a tarifa integral
Costes Permanentes
+
Coste de Generación
Costes de Diversificación y Seguridad de abastecimiento
Desajuste de ingresos de las actividades reguladas y coste de revisión de
generación extrapeninsular
Desvíos de años anteriores
Precio regulado
45
Características generales de las Tarifas Integrales
Tarifas Integrales
Anualmente o según circunstancias especiales: el Gobierno mediante RD
aprueba o modifica tarifas
Satisfechas por consumidores que no acuden al mercado
Únicas en el territorio nacional
Máximas
Un pago que incluye los costes
Coste de producción
Peajes de T+D
Coste de Comercialización
Costes permanentes
Costes de Diversificación y Seguridad de Abastecimiento
Desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003 y coste de revisión
de generación extrapeninsular en 2001 y 2002
Desvíos de años anteriores y modificaciones normativas
46
Características generales de las Tarifas de Acceso
Tarifas de Acceso
Se establecen anualmente por el Gobierno
Satisfechas por consumidores que acuden al mercado
Únicas en el territorio nacional
Tiene carácter de máximas
Un pago que incluye los costes
Peajes de T+D
Coste de Comercialización
Costes permanentes
Costes de Diversificación y Seguridad de Abastecimiento
Desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003 y coste de revisión
de generación extrapeninsular en 2001 y 2002
Desvíos de años anteriores y modificaciones normativas
47
Liquidaciones – Coherencia entre retribuciones y tarifas
únicas
Liquidación de actividades reguladas
Ingresos por Ingresos por
Tarifas Integrales Tarifas de Acceso
Transporte y Distribución
Coste de Generación
de clientes a tarifa integral
Ingresos Liquidables
Costes de Diversificación Gestión comercial regulada
Costes Permanentes
Desajuste de Ingresos
Cuotas
anteriores a 2003
CTC’s
48
Ejercicio Tarifario
Dos etapas en el ejercicio tarifario:
Establecimiento de la tarifa media: relación entre costes previstos y
demanda prevista. Variación media respecto al año anterior
Determinación de las variaciones individuales en distintas tarifas de
integrales y de acceso
Función de la CNE: propone o informa al Ministerio de Industria, Turismo y
Comercio que es quien establece las tarifas eléctricas
49
Tarifa Media
RD 1432/2002, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología
para la aprobación o modificación de la tarifa eléctrica media o de
referencia
costes previstos
Tarifa media =
previsión de
demanda en consumidor final
Hace explícito un mecanismo para determinar y actualizar
anualmente la tarifa media
50
Tarifa Media
ESCANDALLO DE COSTES TARIFA ELÉCTRICA 2005
Coste
Concepto de Coste
Miles de Euros %
Coste de Producción 11.484.787 66,4%
Transporte 936.958 5,4%
Distribución 3.456.334 20,0%
Gestión Comercial 292.441 1,7%
Diversificación y Seguridad del Abastecimiento 570.311 3,3%
Moratoria Nuclear 525.625 3,0%
2º Parte del ciclo de combustible nuclear 29.885 0,2%
Interrumpibilidad, Régimen Especial y Otros 14.800 0,1%
Costes Permanentes 870.710 5,0%
Compensación Extrapeninsular e insulares 357.207 2,1%
Operador del Sistema 33.961 0,2%
Operador del Mercado 9.912 0,1%
CNE (Tasa por prestación de servicios) 11.897 0,1%
Déficit hasta 31.12.02, incluyendo sobrecoste de generación extrapeninsular e insular 227.143 1,3%
Costes de Transición a la Competencia 230.590 1,3%
Ingresos por Peaje de Exportaciones -16.790 -0,1%
Costes Doblemente contabilizados -257.701 -1,5%
Desvíos año 2003 (aplicación art. 7 RD 1432/2003) -46.738 -0,3%
COSTES TOTALES DE SERVICIO 17.290.312 100,0%
Fuente: MITC
51
Tarifa Media
Costes de producción
Costes de generación peninsular en R.O.
Ciclos combinados
Resto
Costes de generación peninsular en R.E.
Costes de incorporaciones de otros países.
Costes de producción extrapeninsular
Costes de exportaciones (signo negativo)
52
Tarifa Media
Cálculo de retribución de actividades de redes (Real Decreto
2819/1998, de 23 de diciembre)
Costes de transporte
Costes de distribución
Costes de comercialización
53
Tarifa Media
Costes permanentes
Comisión Nacional de Energía
Operador del Mercado
Operador del Sistema
Compensación extrapeninsular
CTC´s
54
Tarifa Media
Costes de diversificación
Moratoria nuclear
2ª Parte Ciclo Combustible Nuclear
Compensaciones Distribuidores D.T. 11ª de la Ley
Primas del Régimen Especial
55
Tarifa Media
UMBRALES MÁXIMOS A LA VARIACIÓN DE LA TARIFA MEDIA:
Tarifa media: no puede superar 1,4% de crecimiento anual respecto a tarifa
media del año anterior
Se consideran criterios para la revisión de errores de previsiones de dos
años anteriores según variables y umbrales de variación de las mismas:
Demanda en consumidor final 1%
Tipos de interés 50 puntos básicos
Max. 0,6%
Primas de régimen especial 5%
Precio del gas 5%
56
Estructura de Tarifas: Tarifas integrales
Establecida en la Orden de 12 de enero de 1995 1.0: potencia 145 kV
distribuidores D.3
D.4
Tarifas de consumidores
G.4: Gran consumidor
7 Periodos Horarios.
Tarifa Punta Móvil Potencias contratadas superiores
4 Niveles Tensión a 5 MW en todos los períodos
THP
57
Estructura de Tarifas: Tarifas integrales
Componentes de la facturación
• Limitador o Máximetro
Término de • 5 modos de facturación
Potencia • Potencias contratadas
Términos
Básicos
Término de • Modulado por PH en base al tipo de
Energía Discriminación Horaria
Discriminación • Recargos/Descuentos sobre Te
Horaria • 6 tipos diferentes
• Distintos PH
Energía • Recargo/Descuento sobre Tp y Te
Reactiva • En función del Cos j
Complementos
• Descuentos sobre Tp y Te
Interrumpibilidad • En función cortes suministro
• 4 tipos de cortes
Estacionalidad • Descuentos/Recargos sobre Te
• Por temporadas
58
Estructura de Tarifas: Tarifas de Acceso
COSTES INCLUIDOS EN LAS TARIFAS DE ACCESO 2005
Coste
Concepto de Coste
Miles de Euros %
Transporte 936.958 13,0%
Distribución 3.456.334 48,0%
Gestión Comercial 292.441 4,1%
Diversificación y Seguridad del Abastecimiento 263.375 3,7%
Moratoria Nuclear 218.690 3,0%
2º Parte del ciclo de combustible nuclear 29.885 0,4%
Interrumpibilidad, Régimen Especial y Otros 14.800 0,2%
Sobrecoste Régimen Especial 1.437.464 20,0%
Costes Permanentes 823.971 11,5%
Compensación extrapeninsular e insular 357.207 5,0%
Operador del Sistema 33.961 0,5%
Operador del Mercado 9.912 0,1%
CNE (Tasa por prestación de servicios) 11.897 0,2%
Desajuste hasta 31.12.02, y sobrecoste de generación extrapeninsular e insular 227.143 3,2%
Costes de Transición a la Competencia 183.851 2,6%
Ingresos por peajes de Exportaciones -16.790 -0,2%
COSTES TOTALES DE SERVICIO 7.193.753 100,0%
Fuente: MITC
59
Estructura de Tarifas: Tarifas de Acceso
NO INCLUYE:
Servicios complementarios: componente del coste de generación
Gestión de congestiones: incluidos en el coste de los servicios auxiliares
Pérdidas: los consumidores finales pagan directamente la energía medida e,
implícitamente, las pérdidas ESTANDAR consideradas en el coste de generación
60
Estructura de Tarifas: Tarifas de Acceso
¿Quién paga?
Las tarifas de acceso únicamente se aplican a consumidores cualificados que
acuden al mercado.
Hay una tarifa de acceso de conexiones internacionales aplicable a exportaciones
con destino a países no miembros de la UE y miembros de la UE cuando no exista
reciprocidad con dichos países.
Las tarifas de acceso para importaciones de energía eléctrica procedentes de
contratos bilaterales realizados por los consumidores cualificados directamente o
a través de comercializadores de la Unión Europea.
61
Estructura de Tarifas: Tarifas de Acceso
Discriminación por nivel de tensión y periodos horarios
Peajes postales con discriminación en función del nivel de tensión y de periodos
tarifarios
Discriminación horaria:
Las tarifas de acceso generales se estructuran en 1, 2, 3 y 6 periodos tarifarios definidos en
función del mes, día de la semana y horas de consumo.
Baja tensión ( 1 kV) :
3.1A 1 – 36 kV (3 periodos tarifarios)
6.1 1 – 36 kV (6 periodos tarifarios)
6.2 36 – 72.5 kV (6 periodos tarifarios)
6.3 72.5 – 145 kV (6 periodos tarifarios)
6.4 > 145 kV (6 periodos tarifario)
6.5 Conexiones internacionales (6 periodos tarifarios). Se aplican a consumidores
con consumo > 50 GWh en el periodo 6
62
Estructura de Tarifas: Tarifas de Acceso
Componentes tarifarios :
Facturación por Término de energía (€/kWh)
Por periodo tarifario
Facturación por Término de potencia (€/kW año)
Excesos de Potencia
Facturación por Término por energía reactiva (€/kVA rh)
63
Mercado regulado y Mercado liberalizado
Evolución de las tarifas integrales y de la tarifa media. Años 1997-2005
% Variación Variación
% Variación Variación 00 Variación 01 Variación 02 Variación 03 Variación 04 Variación 05
98 sobre acumulada % 2005 -
99 sobre 98 sobre 99 (2) sobre 00 sobre 01 sobre 02 sobre 03 sobre 04
97(1) 1997
BAJA TENSIÓN
Doméstico -3,07% -3,99% -2,11% -4,01% 0,00% 1,50% 1,48% 1,74% -8,3%
Resto -3,07% -3,03% 0,00% 0,00% 0,99% 2,00% 1,60% 1,61% 0,0%
ALTA TENSIÓN
Tarifas Generales
Corta utilización -5,12% -1,47% 2,00% 1,47% 1,00% 2,00% 1,60% 1,61% 3,8%
Media utilización -5,19% 0,00% 2,00% 1,46% 1,00% 2,00% 1,60% 1,61% 4,4%
Larga utilización -4,13% 0,00% 2,00% 1,50% 1,00% 2,00% 1,60% 1,61% 5,6%
THP -3,62% 0,00% 1,98% 1,50% 1,01% 2,00% 1,60% 1,61% 6,1%
Tarifa G.4 0,03% 0,00% 0,00% 1,53% 1,04% 2,00% 1,60% 1,61% 8,3%
Tarifas T -4,99% 0,00% 2,00% 1,50% 1,01% 2,00% 1,60% 1,61% 4,4%
Tarifas R -5,19% 0,00% 2,00% 1,50% 1,01% 2,00% 1,60% 1,61% 4,4%
Tarifas D -7,64% -2,49% 0,00% 1,48% -0,26% 2,85% 2,43% 2,82% -1,2%
Promedio global del
conjunto de tarifas -3,63% -3,40% -1,00% -2,22% 0,41% 1,69% 1,54% 1,71% -4,97%
integrales
Tarifa media o de
-3,63% -5,57% -4,85% -1,52% 0,32% 1,65% 1,72% 1,71% -10,03%
referencia
Fuentes: RD tarifas, MITC y elaboración propia
(1) Se descuenta el fecto de las ayudas al carbón en 1997; (2) Incluye RDL 6/1999
64
Mercado regulado y Mercado liberalizado
Precio medio de las tarifas integrales. Año 2004. Ámbito Nacional
12,00
10,77
10,57
10,00
8,65
8,05 7,89
8,00 7,61
7,21
6,75 6,71
6,54 6,47
Cent €/kWh
6,30
6,00 5,61 5,66
4,92
4,49 4,46 4,44
4,00 3,47
2,65
2,35
2,00
0,00
Media utilización
Corta utilización
Larga utilización
1.0
2.0
3.0
4.0
R.1
R.2
R.3
D.1
D.2
D.3
D.4
T.1
T.2
T.3
THP
R.0 - Riegos Agricolas
G4 - Gran Consumidor
B.0 - Alumbrado público
Tarifas de uso general Tarifas generales de alta Tarifas de tracción Tarifas de riego agricola Tarifas de venta a distribuidores
tensión
Baja Tensión Alta Tensión
65
Mercado regulado y Mercado liberalizado
Evolución de las tarifas de acceso y de la tarifa media. Años 2002-2005
Variación
Variación 03 Variación 04 Variación 05
acumulada %
sobre 02 sobre 03 sobre 04
2005 - 2002
BAJA TENSIÓN
Doméstico 1,50% 1,48% 1,71% 4,76%
Resto 2,00% 1,60% 1,71% 5,40%
MEDIA TENSIÓN 2,00% 1,60% 1,71% 5,40%
ALTA TENSIÓN
NT2 2,00% 1,60% 1,71% 5,40%
NT3 2,00% 1,60% 1,71% 5,40%
NT4 2,00% 1,60% 1,71% 5,40%
TARIFA 6.5 2,00% 1,60% 2,31% 6,03%
Promedio global del
conjunto de tarifas de 1,95% 1,60% 1,71% 5,35%
acceso
Tarifa media o de referencia 1,65% 1,72% 1,71% 5,17%
Fuentes: RD tarifas, MITC y elaboración propia
66
Tarifas integrales y acceso
Problemática asociada a la situación actual
No hay metodología explícita de asignación de costes para establecer
tarifas de acceso y tarifas integrales
Distintas estructuras de tarifas de acceso y de tarifas integrales
Periodo transitorio: no se obliga a ir a mercado a la alta tensión hasta
el 2007 tarifa integral es tarifa refugio de algunos grandes clientes
Propuesta de la CNE : Metodología de tarifas de acceso
67
Metodología CNE: objetivos y principios generales
OBJETIVO
Establecer criterios generales de asignación de costes para determinar tarifas
de acceso
Transparentes
Estables
Basadas en variables objetivas, fácilmente conocidas por el regulador
PRINCIPIOS GENERALES
Suficiencia GLOBALIDAD DE METODOLOGÍA DE
Consistencia TARIFAS INTEGRALES Y DE ACCESO
Transparencia
Sencillez
Eficiencia
Tarifas deben reflejar los costes por el uso de las redes
Asignación eficiente de costes hundidos
68
Metodología CNE: Consideraciones iniciales
Consideraciones Iniciales
Las tarifas de acceso son una parte de la tarifa integral
Niveles de costes regulados: dados por el RD de tarifas
Estructura tarifaria de la propuesta de RD de tarifas de acceso a redes
Tarifas de acceso pagadas por consumidores como usuarios de redes
Tarifas máximas y únicas en todo el territorio nacional
69
Metodología tarifaria
FASE 1 FASE 2 FASE 3 FASE 4
CRITERIOS
ASIGNATIVOS
OBTENCIÓN DE MECANISMO
NIVELES DE DISEÑO
BOLSAS DE DE AJUSTE
COSTES TARIFARIO
COSTES TARIFARIO
POR GRUPOS Y
PERIODOS
INPUTS TARIFARIOS
Datos de consumo
Calendarios, etc.
Cada concepto de coste es Cada concepto de coste se Obtención de los Efecto redistributivo de
asignado entre los grupos de reparte por grupos y términos de costes de la tarifa de
consumidores en función de periodos tarifarios facturación por acceso escalón 6.
la variable a la cual se grupos y periodos
considera asociado el coste: tarifarios Desvíos de actividades
Consumo reguladas Mecanismo
Potencia de ajuste
Nº Clientes
Facturación
Simultaneidad en punta
70
Criterios de asignación de costes (I)
COSTE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
El consumidor paga los costes de las redes de transporte y distribución
que utiliza para su suministro
Asignación del coste por niveles de tensión variable de reparto
potencia en punta de cada nivel de tensión
Los costes de redes son asignados en función de un modelo de red
Los peajes reflejan los costes de redes
Asignación del coste por periodos horarios variable de reparto
potencia contratada por periodos horarios.
Incentivar el uso de la red en periodos horarios de menor demanda
Desincentivar el uso de la red en periodos horarios de mayor demanda, cuando
la probabilidad de fallo es más elevada
71
Criterios de asignación de costes (II)
COSTE DE GESTIÓN COMERCIAL POR ACCESO:
Coste unitario por cliente
COSTES PERMANENTES Y COSTES DE DIVERSIFICACIÓN Y
SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO (Excepto CTC´s y Prima del
Régimen Especial)
Cuota uniforme sobre la facturación del peaje del Transporte y
Distribución de cada grupo tarifario
COSTES DE TRANSICIÓN A LA COMPETENCIA Y PRIMA DEL RÉGIMEN
ESPECIAL
Asignación eficiente: Cuota inversamente proporcional a la elasticidad
de la demanda de cada grupo tarifario
72
Diseño tarifario
Alternativas
A. Tarifas de acceso monómicas: factura en función de la potencia
contratada
B. Tarifas de acceso binómicas: factura en función de potencia
contratada y energía consumida
C. Tarifas de acceso mixtas:
Consumidores domésticos, servicios y pequeños industriales (menor de
450 kW) ->Tarifas binómicas
Grandes consumidores en alta tensión ->Tarifas monómicas
73
Periodo transitorio, revisión de tarifas y procedimiento
de ajuste regulatorio
PERIODO TRANSITORIO
Adaptación progresiva a la nueva estructura de tarifas
Reasignación de los costes imputados a ciertos suministros
REVISIÓN ANUAL DE TARIFAS DE ACCESO, de acuerdo con la
actualización anual de los costes regulados
AJUSTE REGULATORIO
Revisión de los supuestos de partida y de previsiones de demanda y
costes
74