compradores y vendedores. o Previsión de consumo: Electricidad y Gas. o CONSULTORÍA: o En Electricidad y Gas. o Estrategia, precios, comercial, coberturas, liquidaciones, garantías, etc. o SOFTWARE: o NeuroPool: Primer software en Iberia habilitado por OMIE. o Neuro360 (Switching y Facturación). o APP Móvil.
CNMC o Circulares 3/2020 y 7/2020. o Propuesta de Resolución. CARGOS: o Primas renovables, cogeneración y residuos. o Extracoste No Peninsulares. o Déficit de tarifa. o GOBIERNO o Pendiente Real Decreto con la metodología. o Pendiente Orden Ministerial (hay valores en la Memoria de la Propuesta).
con valores de Peajes • Propuesta CNMC (alegaciones hasta el 12/02/2021). Real Decreto Metodología Cargos • Propuesta MITERD Diciembre 2020 → Audiencia Consejo de Estado. Orden Ministerial con valores de Cargos • PENDIENTE, hay datos en la Memoria de la Propuesta MITERD. Resolución DGPEM Contenido Mínimo y Modelo Factura • PENDIENTE.
productores. o Intercambios de energía eléctrica con destino a países no miembros de la UE. o Autoconsumidores: Energía consumida de red en todos los casos y autoconsumida en instalaciones próximas. CARGOS: o Consumidores. o Consumos propios de productores. o Importaciones y Exportaciones de terceros países. o Autoconsumidores: Energía consumida de red en todos los casos y consumida (de red y autoconsumida) en tecnologías de generación que no procedan de fuentes renovables, cogeneración o residuos (RD 244/2019).
y consumos propios de las redes de transporte y distribución. o Consumo de bombeos de uso exclusivo para la producción de electricidad. o Las baterías de almacenamiento. o La energía autoconsumida de origen renovable, cogeneración y residuos, salvo que exista transferencia a través de la red en instalaciones próximas (RD 244/2019). o PROPUESTA: Se podrá establecer una exención temporal, total o parcial, de los cargos a la energía eléctrica consumida por las instalaciones de electrólisis para la producción de hidrógeno renovable.
de tensión según el uso de las redes. a) Retribución a la Red de Distribución: i. NT0: Líneas Baja Tensión (BT) y Centros de Transformación (CT) ii. NT1: Líneas MT y subestaciones AT/MT. iii. NT2 y NT3: Líneas AT y subestaciones de transporte/AT y subestaciones AT/AT. b) Retribución de la Red de Transport i. NT4: La totalidad. e. Retribución de redes a recuperar por nivel de tensión tarifario (miles €) Retribución del transporte NT4 Retribución de distribución NT3 NT2 NT1 NT0 1.630.899 496.657 606.967 2.120.986 2.003.357 % de coste sobre total 100,0% 9,50% 11,61% 40,57% 38,32%
nivel de tensión entre un término fijo y un término variable teniendo en cuenta las variables inductoras de los costes. Importante cómo se consume, no cuánto: a) Coste de redes superior en un consumidor con demanda apuntada frente a uno con consumo plano, siendo el consumo anual idéntico. b) Coste de redes superior en un consumidor con dos Puntos de Suministro (PS) y mismo consumo anual que otro con un PS. c) Maximizar la utilización del PS → Bomba de calor.
nivel de tensión y término de facturación por periodos horarios, a los para efectos de proporcionar señales de precios a usuarios sobre el momento más adecuado consumir. a) 2.000 Primeras horas monótona. b) Asignación de la retribución de cada nivel tarifario y periodo a los términos de potencia y energía del propio nivel e inferiores, según calendario y balances de red de potencia y energía. Participación de cada periodo en las H primeras horas de la monótona Periodo horario Nivel de Tensión 0 1 2 3 4 Periodo 1 34,9% 35,2% 34,4% 34,7% 34,4% Periodo 2 32,3% 33,8% 33,4% 34,8% 33,7% Periodo 3 11,3% 16,5% 13,5% 17,9% 15,8% Periodo 4 8,4% 12,4% 17,1% 6,7% 12,4% Periodo 5 0,0% 0,05% 0,05% 0,7% 0,2% Periodo 6 13,0% 2,1% 1,7% 5,4% 3,6% TOTAL 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% - 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 1 2 3 4 5 6 Relación de precios respecto P6 TEA 3.0 TD 6.1 TD 6.2 TD 6.3 TD 6.4 TD
los peajes (impedir desviaciones excesivas frente a lo actual). ❑ Coeficientes de reparto diferenciados por segmento y periodo tarifarios, según método ‘Ramsey’, representando la elasticidad de la demanda al precio. o Se ha establecido una relación de elasticidades entre punta y valle de 1-12,5 para energía y 1-6 en potencia. ❑ Objetivos: o Eficiencia energética y electrificación en usos térmicos. o Fomento del autoconsumo y del vehículo eléctrico. o Minimización del impacto en los consumidores vulnerables y sostenibilidad económica. EXCEPCIÓN
Distribuidor o a través del Comercializador). Para ello: a) Utilización exclusiva para la recarga de vehículos eléctricos. b) El punto de recarga será de acceso público. c) Tensión < 30 kV y con potencia contratada > 15 kW. De detectarse que el suministro no es de dedicación exclusiva a la carga de VE de acceso público, se procederá la refacturación aplicando los correspondientes peajes con una penalización del 20%. Tensión Potencia Recarga de VE de acceso público Periodos Pot/Ene Condición Potencia Reactiva Capacitiva Excesos Potencia NT0 (< 1 kV) > 15 kW (en algún periodo) 3.0TDVE 6/6 N/A NT1 (≥ 1 y < 30 kV) N/A 6.1TDVE 6/6 Pn ≥ Pn-1 SÍ (salvo P6) SÍ (en P6) SÍ
fomento de renovables, cogeneración y residuos. ❑ Sujetos Obligados: Comercializadoras gas y electricidad, consumidores directos y operadores de productos petrolíferos. ❑ Exenciones: ❑ Ventas a almacenamientos, por la cantidad que posteriormente sea inyectada a la red. Ventas a ciertos combustibles. ❑ Ventas de gas o productos petrolíferos destinados a la producción en centrales eléctricas y a la cogeneración exclusivamente por la parte destinada a la producción de electricidad. ❑ Compensaciones a consumidores electrointensivos e industriales de gas natural en sectores con fuga de carbono. ❑ Pago: Último día de Mes 1, 4, 7 y 10. Las aportaciones se establecerán en el Q4 del año anterior, proporcional al volumen de ventas de energía final. ❖ IMPUESTO sobre el VALOR de la PRODUCCIÓN de ENERGÍA ELÉCTRICA (IVPEE) = 7% → Marzo 2021 (TJUE)
Potencia Contratada (prorrateo por nº de días u horas). o Por Potencia Demandada. o BT Tipo 5 (≤ 15 kW) → ICP. o BT Tipo 5 No interrumpible → Maxímetro. o Tipo 4 (> 15 y ≤ 50 kW) y AT Tipo 5 → Maxímetro * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive. * Facturación por tramos.
Potencia Contratada (prorrateo por nº de días u horas). o Por Potencia Demandada. o BT Tipo 5 (≤ 15 kW) → ICP. o BT Tipo 5 No interrumpible → Maxímetro. o Tipo 4 (> 15 y ≤ 50 kW) y AT Tipo 5 → Maxímetro o Tipo 1 (≥ 10 MW), 2 (> 450 kW y < 10 MW) y 3 (> 50 y ≤ 450 kW) → CCQh * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive. * Facturación por tramos.
de Energía Reactiva: o Se facturarán los excesos de Reactiva sobre el 33% de la energía Activa. o Término de Energía Capacitiva: o En cada hora y en los periodos 6, fuera de un rango de factor de potencia superior a 0,98 capacitivo, se aplicará una penalización de 0,05 €/kVARh (desaparece en la Propuesta). * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive. * Facturación por tramos.
ferias, etc.). o Los términos de potencia de los peajes se incrementarán, según la duración. o Para facturar: o Se aplicará al término de potencia el recargo inferior a tres meses. o La última factura será regularizadora, por todo el periodo de consumo. o De superar el año, se deberán regularizar los 12 meses anteriores para eliminar el recargo. o Ante los siguientes cambios: o De titular por traspaso, o cambio de comercializador: Se generará un contrato nuevo: Se regulariza el que termina y comienza uno nuevo. o De titular por subrogación o cambios en los peajes, se deberá emitir una factura regularizadora a la última comercializadora vigente. o Respecto a los contratos que estuvieran en vigor, les serán de aplicación las condiciones y recargos establecidos en el RD 1164/2001.
de los equipos de medida (EdM) a las comercializadoras, antes del 01/03/2021, incluyendo la asignación de los nuevos peajes y potencias: o A través de un fichero CSV: CUPS, Fecha de adaptación del equipo de medida y las nuevas potencias y peaje. o Las comercializadoras podrán devolver, hasta el 20 de marzo de 2021 incluido, dicho CSV con las modificaciones deseadas de potencia, para que tengan efecto a partir del 01/04/2021, a pesar de no haber transcurrido doce meses desde la última modificación: o Sin coste alguno, si no se supera la máxima de las potencias contratadas y no exige cambio del equipo de medida. o En caso contrario, se pagaránlos derechos de acceso, extensión y actuación que sean de aplicación. o A partir del 20 de abril de 2021 el SIPS ya estaría actualizado con los nuevos peajes y potencias. Peaje Actual Nueva Potencia Contratada P1 P2 P3 P4 P5 P6 2.0 TD 2.X A/DHA/DHS P1 P1 3.0 TD 3.0 A P1 MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2,P3) 6.1 TD 3.1 A P1 MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2,P3) 6.2 TD 3.1 A P1 MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2,P3)
o Tipos 1, 2 y 3 con registro horario, la energía se obtendrá de la CCH. Las potencias demandadas se obtendrán de la CCQh, o de la CCH. o Sin EdM horario, el consumo real se desagregará en periodos aplicando porcentajes. Las potencias registradas por los maxímetros: o Peaje 2.0 TD: la potencia demanda de P1 y P2 se corresponderá con la potencia registrada por el maxímetro. o Para 3.0 TD y actuales 3.1 A: P1 se corresponderá con el P1 actual, P2-P5 con el P2 y P6 con el P3, con la fórmula de tipos 4 y 5. La adaptación del EdM se realiza antes del 1-Abril: o Misma lógica pero a la inversa. PENÍNSULA (*Por mes, siempre que exista el periodo) Tarifa P1 P2 P3 P4 P5 P6 Peaje → 2.X A 29% 26% 45% 2.0 TD 2.X DHA 25-26% 24-25% 49-50% 2.X DHS 18-22% 19-21% 60-62% 3.0 A * 34-38% 22-35% 23-35% 23-36% 24-25% 38-44% 3.0 TD 3.1 A * 32-35% 23-33% 22-32% 21-34% 23-24% 42-49% 6.1 TD ← 2.X DHA 44-46% 54-56% 2.0 TD 2.X DHS 33-37% 30% 32-37% 3.0 A 18-22% 54-59% 23-25% 3.0 TD 3.1 A 17-23% 37-44% 37-42% 6.1 TD
medida potencia (dos potencias con o sin maxímetro o 6 máximas), discriminación horaria, tipo de cargos (potencia y energía o fijos y variables). o Inclusión en F1: o Tipo Autoconsumo y CAU, así como Tipo de instalación, exención de cargos S/N según la tecnología de producción, energía neta generada, excedentaria y autoconsumida y pago del peaje TDA correspondiente, en su caso. o Duración del contrato inferior al año S/N y su recargo, según sea factura normal o regularizadora. o Cargos, Tipo de Punto de Medida y Término de Energía Capacitiva (aunque de momento va a ser nulo). o Se cerrará el ciclo de facturación de todos los suministros el 31 de marzo independientemente del número de días incluido en ese ciclo de medida.
PPCCp + RETOM + RETOS) * (1 + %Ph) + FNEE] * [1 + %TM/(1 – %TM)] + ATRp + CARGp o OMIE Coste de adquisición de la Energía (OMIE) horario o SSCC Servicios Complementarios (Restricciones, banda secundaria, etc.) horario o DESV Penalización por Desvíos horario o PPCC Pagos por Capacidad Capacidad periodo (BOE) o RET Retribución del Operador del Mercado (OM) y del Operador del Sistema (OS) general (BOE) o %P Coeficientes Porcentuales de Pérdidas por elevación a barras de central horario o FNEE Aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética general (BOE) o TM Tasa Municipal (1,5%) general (BOE) o ATR Peaje (ATR) de energía activa periodo (BOE) o CARG Cargos de energía activa periodo (BOE)
+ RETOS) * (1 + %Ph) + FNEE] * [1 + %TM/(1 – %TM)] + ATRp + CARGp o PAD_SA Precio de Adquisición en el Sistema Aislado horario OMIEh + SSCCh s/ Apuntamiento Demanda Sistema Aislado. Se incluye Intradiario (Península), pero no intercambios internacionales o RETOM No aplica en Territorios No Peninsulares porque no hay mercado (es un despacho). o Siempre existiría sobrecoste por desvíos. Se paga el dato medio peninsular. o Las Pérdidas cambian (dependen de coeficientes BOE por periodo). o Los periodos son distintos.
e injustos coeficientes de adaptación de la medida. o Valores firmes no publicados: Impacto económico imprevisible. o Potencias contratadas desoptimizadas y cambios de calado en este término. o Contenido mínimo de la factura de electricidad: Diferenciar cargos y cambiar el destino del importe. o Falta de objetividad en la adaptación de los precios. o FNSEE e IVPEE. o Estamos a otra cosa y el nuevo esquema afecta sobremanera a los patrones de consumo.
medida, los sistemas de facturación y los contratos a lo dispuesto en (la Circular 3/2020 CNMC) antes del 1 de abril de 2021>> <<Las empresas comercializadoras informarán de forma clara y transparente a los consumidores de la nueva estructura de peajes junto con cada una de las facturas que les remitan desde la entrada en vigor de (la Circular 3/2020 CNMC) hasta la efectiva aplicación de los precios que resulten de la aplicación de la misma>>
del suministro. TARIFICADOR o Traslado gradual de las variaciones de peajes y cargos no previsto: Para un consumidor medio se supone que el importe total de la factura apenas varía. o FUNDAMENTAL: Justificar que el cambio en las condiciones (precio) de los contratos de suministro viene impuesto por un cambio regulatorio: o No por intención de modificar las condiciones del contrato: Permitiría rescisión sin coste para el consumidor. PEAJES CARGOS o Cotejar el clausulado de los contratos.