Webinar 25.02.2021: Nuevas tarifas de electricidad

Presentación utilizada durante el Webinar de Neuro Energía el pasado 25/02/2021 para ilustrar los cambios en la tarifas de electricidad

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1. Expertos en Tecnología Apasionados por la Energía Nuevas tarifas de electricidad
2. Neuro Energía o OPERACIONES: o Gestión en Mercado Eléctrico para 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.
3. ÍNDICE 1. Estructura y Calendarios 2. Peajes y Cargos 3. Adaptaciones 4. Impacto Económico 5. Conclusiones y Tarificador
4. ESTRUCTURA Y CALENDARIOS
5. Ley del Sector Eléctrico PEAJES: o Transporte. o Distribución. o 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).
6. Estado Normativo Circular 3/2020 Metodología Peajes • En vigor. Resolución 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.
7. Ámbito de Aplicación PEAJES: o Consumidores. o Consumos propios de 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).
8. Exenciones o Producción inyectada a la red. o Energía empleada 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.
9. Estructura Tarifaria Tensión Potencia ACTUAL CIRCULAR Tarifa de Acceso Periodos Pot/Ene Peaje Periodos Pot/Ene NT0 (< 1 kV) ≤ 10 kW 2.0 A/DHA/DHS 1/1-3 2.0TD 2/3 NT0 (< 1 kV) > 10 y ≤ 15 kW 2.1 A/DHA/DHS 1/1-3 NT0 (< 1 kV) > 15 kW (en algún periodo) 3.0 A 3/3 3.0TD 6/6 NT1 (≥ 1 y < 30 kV) > 450 kW 6.1 6/6 6.1TD (≥ 1 y < 30 kV) 6/6 ≥ 1 y < 36 kV ≤ 450 kW 3.1 A 3/3 6.2TD (≥ 30 y < 72,5 kV) 6/6 NT2 (≥ 30 y < 72,5 kV) - 6.2 6/6 NT3 (≥ 72,5 y < 145 kV) - 6.3 6/6 6.3TD 6/6 NT4 (≥ 145 kV) - 6.4 6/6 6.4TD 6/6
10. Metodología Asignación Peajes 1. Se asigna la retribución por nivel 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%
11. Metodología Asignación Peajes 2. Se asigna la retribución de cada 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.
12. Metodología Asignación Peajes 3. Se asigna la retribución de cada 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
13. Metodología Asignación Peajes Total 5.098.103 1.760.762 6.858.865 74,3% Grupo tarifario Facturación peaje de T&D (miles € ) % potencia sobre total Término de potencia Término de energía Total 2.0 TD 3.027.602 1.009.201 4.036.802 75,0% 3.0 TD 579.661 219.816 799.477 72,5% 6.1 TD 1.134.717 394.743 1.529.460 74,2% 6.2 TD 187.884 67.756 255.640 73,5% 6.3 TD 64.961 25.624 90.585 71,7% 6.4 TD 103.279 43.621 146.901 70,3% Total 1.630.899 5.227.966 6.858.865 23,8% Grupo tarifario Facturación peaje de T&D (miles € ) % transporte sobre total Transporte Distribución Total 2.0 TD 699.999 3.336.803 4.036.802 17,3% 3.0 TD 156.303 643.174 799.477 19,6% 6.1 TD 461.295 1.068.164 1.529.460 30,2% 6.2 TD 113.314 142.326 255.640 44,3% 6.3 TD 53.086 37.499 90.585 58,6% 6.4 TD 146.901 - 146.901 100,0%
14. Metodología Asignación Cargos ❑ Condicionado por el “hueco” que dejan 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
15. Metodología Asignación Cargos Segmento Cargos Peaje Cargos Potencia Energía 1 2.0 TD 25,0% 75,0% 2 3.0 TD 40,0% 60,0% 3 6.1 TD 40,0% 60,0% 4 6.2 TD 40,0% 60,0% 5 6.3 TD 40,0% 60,0% 6 6.4 TD 40,0% 60,0%
16. Estructura Tarifaria Peaje Periodos Pot/Ene Condición Potencia Reactiva Capacitiva Excesos Potencia 3.0TD 6/6 N/A 6.3TD 6/6 6.4TD 6/6 Pn ≥ Pn-1 SÍ (salvo P6) SÍ (en P6) SÍ N/A N/A N/A No Interrumpibles 6/6 6/6 6.2TD (≥ 30 y < 72,5 kV) 2.0TD 6.1TD (≥ 1 y < 30 kV) 2/3
17. Calendario (PEN) En Potencia: • P1 ≡ P1 y P2 • P2 ≡ P3 • De ámbito nacional, definidos en el calendario oficial, con exclusion de los festivos sustituibles como de los que no tienen fecha fija. Se muestra el calendario de las 2.X DHA (invierno) y 2.X DHS previo, a modo de ejemplo. Periodos Tarifarios 2.0TD y 2.0TDA Hora Invierno y Verano 2.X DHA Invierno 2.X DHS 6-ene, Findes y Festivos* 1 P3 P2 P2 P3 2 P3 P2 P3 P3 3 P3 P2 P3 P3 4 P3 P2 P3 P3 5 P3 P2 P3 P3 6 P3 P2 P3 P3 7 P3 P2 P3 P3 8 P3 P2 P2 P3 9 P2 P2 P2 P3 10 P2 P2 P2 P3 11 P1 P2 P2 P3 12 P1 P2 P2 P3 13 P1 P1 P2 P3 14 P1 P1 P1 P3 15 P2 P1 P1 P3 16 P2 P1 P1 P3 17 P2 P1 P1 P3 18 P2 P1 P1 P3 19 P1 P1 P1 P3 20 P1 P1 P1 P3 21 P1 P1 P1 P3 22 P1 P1 P1 P3 23 P2 P2 P1 P3 24 P2 P2 P2 P3
18. Calendario (PEN) Periodos Tarifarios salvo 2.0TD Hora ene feb mar abr may jun jul ago sep oct oct nov nov dic 6-ene, Findes y Festivos* 1 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 2 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 3 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 4 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 5 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 7 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 8 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 9 P2 P2 P3 P5 P5 P4 P2 P4 P4 P5 P5 P4 P3 P2 P6 10 P1 P1 P2 P4 P4 P3 P1 P3 P3 P4 P5 P4 P2 P1 P6 11 P1 P1 P2 P4 P4 P3 P1 P3 P3 P4 P5 P4 P2 P1 P6 12 P1 P1 P2 P4 P4 P3 P1 P3 P3 P4 P5 P4 P2 P1 P6 13 P1 P1 P2 P4 P4 P3 P1 P3 P3 P4 P5 P4 P2 P1 P6 14 P1 P1 P2 P4 P4 P3 P1 P3 P3 P4 P5 P4 P2 P1 P6 15 P2 P2 P3 P5 P5 P4 P2 P4 P4 P5 P5 P4 P3 P2 P6 16 P2 P2 P3 P5 P5 P4 P2 P4 P4 P5 P5 P4 P3 P2 P6 17 P2 P2 P3 P5 P5 P4 P2 P4 P4 P5 P5 P3 P3 P2 P6 18 P2 P2 P3 P5 P5 P4 P2 P4 P4 P5 P5 P3 P3 P2 P6 19 P1 P1 P2 P4 P4 P3 P1 P3 P3 P4 P5 P3 P2 P1 P6 20 P1 P1 P2 P4 P4 P3 P1 P3 P3 P4 P5 P3 P2 P1 P6 21 P1 P1 P2 P4 P4 P3 P1 P3 P3 P4 P5 P3 P2 P1 P6 22 P1 P1 P2 P4 P4 P3 P1 P3 P3 P4 P5 P3 P2 P1 P6 23 P2 P2 P3 P5 P5 P4 P2 P4 P4 P5 P5 P4 P3 P2 P6 24 P2 P2 P3 P5 P5 P4 P2 P4 P4 P5 P5 P4 P3 P2 P6 * De ámbito nacional, definidos en el calendario oficial, con exclusion de los festivos sustituibles como de los que no tienen fecha fija. Se muestra Octubre y Noviembre con el Calendario previo, a modo de ejemplo.
19. Recarga VE Opción alternativa a los peajes generales (tramitado con 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
20. Autoconsumo Pagos por el uso de la red para Autoconsumidores en instalaciones próximas a través de red. • En BT = 0 €/kWh. • En 6.4 TD = Peajes 6.4 • Resto -50/-75% Peaje equivalente En Autoconsumo no renovable, aplicarían cargos. Autoconsumo a través de Red Tensión Potencia Periodos Energía 2.0TDA NT0 (< 1 kV) ≤ 15 kW 3 3.0TDA NT0 (< 1 kV) > 15 kW (en algún periodo) 6 6.1TDA NT1 (≥ 1 y < 30 kV) - 6 6.2TDA NT2 (≥ 30 y < 72,5 kV) - 6 6.3TDA NT3 (≥ 72,5 y < 145 kV) - 6 6.4TDA NT4 (≥ 145 kV) - 6
21. FNSSE ❑ Finalidad: Financiar, total o parcialmente, las políticas de 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)
22. PEAJES Y CARGOS
23. Términos de Facturación (PEAJES) o Términos por Potencia: o Por Potencia Contratada (prorrateo por nº de días u horas). * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive. * Facturación por tramos.
24. Términos de Facturación (PEAJES) o Términos por Potencia: o Por 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.
25. Términos de Facturación (PEAJES) o Términos por Potencia: o Por 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.
26. Términos de Facturación (PEAJES) o Término de Energía: o Término 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.
27. Contratos < 1 Año Contratos de Temporada y Eventuales (Regadío, 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.
28. Términos de Facturación (CARGOS) o Término por Potencia Contratada. * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive. * Facturación por tramos.
29. Términos de Facturación (CARGOS) o Término por Potencia Contratada. o Término de Energía. * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive. * Facturación por tramos.
30. ADAPTACIONES
31. Adaptación Potencia Las distribuidoras informarán del calendario previsto de adaptación 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)
32. Adaptación Medida No ha sido posible la adaptación del EdM: 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
33. Ficheros Distribuidor - Comercializador o Actualización de tablas: Tarifa, modo 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.
34. IMPACTO ECONÓMICO
35. Peajes Concepto Tarifa P1 P2 P3 P4 P5 P6 Unidades Peaje Potencia 2.0 TD 23,4698 0,9611 €/kW-año Peaje Potencia 3.0 TD 10,6469 9,303 3,7513 2,8521 1,1453 1,1453 €/kW-año Peaje Potencia 6.1 TD 21,2452 21,2452 11,5307 8,716 0,5603 0,5603 €/kW-año Peaje Potencia 6.2 TD 15,2725 15,2725 7,4846 6,6769 0,459 0,459 €/kW-año Peaje Potencia 6.3 TD 11,5482 11,5482 6,3204 3,6947 0,7083 0,7083 €/kW-año Peaje Potencia 6.4 TD 12,0512 9,2365 4,4426 3,3698 0,6285 0,6285 €/kW-año Peaje Energía 2.0 TD 27,379 20,624 0,714 0,000 0,000 0,000 € /MWh Peaje Energía 3.0 TD 18,489 15,663 8,523 5,624 0,340 0,340 € /MWh Peaje Energía 6.1 TD 18,837 15,478 9,110 5,782 0,328 0,328 € /MWh Peaje Energía 6.2 TD 10,365 8,432 4,925 3,143 0,181 0,181 € /MWh Peaje Energía 6.3 TD 9,647 8,076 4,937 2,289 0,264 0,264 € /MWh Peaje Energía 6.4 TD 8,775 6,983 4,031 2,996 0,175 0,175 € /MWh
36. Cargos Concepto Tarifa P1 P2 P3 P4 P5 P6 Unidades Cargo Potencia 2.0 TD 7,510167 0,482832 €/kW-año Cargo Potencia 3.0 TD 9,329063 4,668569 3,392386 3,392386 3,392386 1,554844 €/kW-año Cargo Potencia 6.1 TD 9,683973 4,846178 3,521445 3,521445 3,521445 1,613995 €/kW-año Cargo Potencia 6.2 TD 5,686758 2,84584 2,067912 2,067912 2,067912 0,947793 €/kW-año Cargo Potencia 6.3 TD 4,553282 2,278611 1,655739 1,655739 1,655739 0,75888 €/kW-año Cargo Potencia 6.4 TD 2,227314 1,114621 0,809932 0,809932 0,809932 0,371219 €/kW-año Cargo Energía 2.0 TD 110,218 22,044 5,511 € /MWh Cargo Energía 3.0 TD 61,443 45,513 24,577 12,289 7,877 4,915 € /MWh Cargo Energía 6.1 TD 33,410 24,748 13,364 6,682 4,283 2,673 € /MWh Cargo Energía 6.2 TD 15,676 11,612 6,270 3,135 2,010 1,254 € /MWh Cargo Energía 6.3 TD 12,850 9,518 5,140 2,570 1,647 1,028 € /MWh Cargo Energía 6.4 TD 4,882 3,616 1,953 0,976 0,626 0,391 € /MWh
37. Excesos de Potencia Tarifa de Acceso TP Peajes + Cargos €/kW - mes P1 P2 P3 P4 P5 P6 Variación % P1 P2 P3 P4 P5 P6 % Global Exceso de Potencia €/kW 2.0 TD 2,5817 0,1203 31,99% 16,13% 3,4075 0,1397 31,28% 3.0 TD 1,6647 1,1643 0,5953 0,5204 0,3781 0,225 114,69% 168,22% 111,50% 83,98% 1,71% 70,91% 3,5739 3,1229 1,2591 0,9574 0,3846 0,3846 112,90% 6.1 TD 2,5774 2,1743 1,2543 1,0198 0,3401 0,1812 34,94% 59,95% 50,48% 39,93% -73,00% -49,33% 3,4779 3,4779 1,8875 1,4270 0,0918 0,0918 38,52% 6.2 TD 1,7466 1,5099 0,796 0,7287 0,2106 0,1172 107,49% 140,02% 123,14% 117,44% -48,20% -6,92% 3,6241 3,6241 1,7762 1,5845 0,1091 0,1091 111,92% 6.3 TD 1,3418 1,1522 0,6647 0,4459 0,197 0,1223 144,61% 184,86% 170,25% 135,47% 2,13% 64,51% 3,2822 3,2822 1,7963 1,0500 0,2012 0,2012 150,09% 6.4 TD 1,1899 0,8626 0,4377 0,3483 0,1199 0,0833 169,41% 184,82% 169,96% 157,34% 39,30% 100,50% 3,2057 2,4568 1,1816 0,8963 0,1670 0,1670 165,46% 2.0 TD 3.0 TD Exceso de Potencia Actual €/kW 1,4064 0,7032 0,5204 0,5204 0,5204 0,2391 154,12% 344,09% 141,96% 83,99% -26,10% 60,84% 147,65% 6.1 TD 147,29% 394,58% 262,72% 174,23% -82,36% -61,60% 167,38% 6.2 TD 157,69% 415,37% 241,33% 204,49% -79,04% -54,37% 176,92% 6.3 TD 133,38% 366,75% 245,21% 101,78% -61,34% -15,85% 150,99% 6.4 TD 127,94% 249,38% 127,07% 72,25% -67,90% -30,14% 106,52%
38. Energía Reactiva o Sin cambios. o No aplican a tarifas 2.0 TD. Factor de Potencia P1 P2 P3 P4 P5 P6 cos Φ ≥ 0,95 0 0 0 0 0 0 0,80 ≤ cos Φ < 0,95 0,041554 0,041554 0,041554 0,041554 0,041554 0 cos Φ < 0,80 0,062332 0,062332 0,062332 0,062332 0,062332 0 cos Φ < 0,98 capacitivo (sólo P6) 0
39. Pérdidas y PPCC Pérdidas Previas (%) Pérdidas (%) 2.X A 14,0% 22,9% 2.X DHA 12,5% 37,1% 2.X DHS 13,4% 28,4% 3.0 A 13,8% 17,1% 3.0 TD 23,9% 6.1 A 5,9% 17,4% 19,9% -11,2% 6.2 4,2% 24,2% 6.3 2,9% 4,2% 6.3 TD 44,4% 6.4 1,5% 1,7% 6.4 TD 8,2% -23,4% 5,8% 3.1 A 7,0% 5,2% 6.1 TD 6.2 TD 2.0 TD 17,2% Datos Ponderados por Consumo Coef. K 1,32 1,01 oPagos por Capacidad bajan 70-90%
40. Vehículo Eléctrico Peajes y Cargos 3.0 TD (€/MWh) 79,9320 61,1760 33,1000 17,9130 8,2170 5,2550 143,91% 155,57% 160,34% 161,11% 171,94% 119,33 % 123,06% 204,2830 159,2650 86,4260 48,7130 18,0220 11,7220 P1 P2 P3 P4 P5 P6 Ponderado Peajes y Cargos 3.0 TDVE (€/MWh) Término Potencia (€/kW-año) 19,975963 13,971569 7,143686 6,244486 4,537686 2,700144 -86,68% -83,38% -86,85% -88,55% -93,80% -99,26% 2,6601 2,3219 0,9393 0,715 0,2813 0,2813 P1 P2 P3 P4 P5 P6 Peajes y Cargos 6.1 TD (€/MWh) 52,2470 40,2260 22,4740 12,4640 4,6110 3,0010 329,66% 381,88% 393,22% 402,82% 430,26% 246,26% 265,41 % 251,7660 198,4010 113,0030 66,0920 15,9660 10,9660 P1 P2 P3 P4 P5 P6 Ponderado Peajes y Cargos 6.1 TDVE (€/MWh) Término Potencia (€/kW-año) 30,929173 26,091378 15,052145 12,237445 4,081745 2,174295 -84,70% -81,86% -82,93% -84,13% -96,94% -99,67% 4,7334 4,7334 2,5691 1,9419 0,1248 0,1248 P1 P2 P3 P4 P5 P6
41. Fórmula Energía TEAh = [(OMIEh + SSCCh + DESVh + 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)
42. Territorios No Peninsulares TEAh = [(PAD_Sah + DESVh + PPCCp + 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.
43. Apuntamiento -18,50% -13,50% -8,50% -3,50% 1,50% 6,50% 11,50% 16,50% 21,50% 25,00 30,00 35,00 40,00 45,00 50,00 55,00 60,00 65,00 1 2 3 4 5 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Precio Ponderado MD (€/MWh) Vs Apuntamiento (%) 6 7 Ap% 2018 Ap% 2019 Ap% 2020 PMP 2018 PMP 2019 PMP 2020 PMP: Precio Medio Ponderado Anual (PMD OMIE s/ Demanda) Apuntamiento: Incremento/Decremento en % ó €/MWh del PMP sobre el PMD medio anual -9,00 -7,00 -5,00 -3,00 -1,00 1,00 3,00 5,00 7,00 25,00 30,00 35,00 40,00 45,00 50,00 55,00 60,00 65,00 1 2 3 6 Precio Ponderado MD (€/MWh) Vs Apuntamiento (€/MWh) Ap€ 2016 4 5 Ap€ 2017 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Ap€ 2018 Ap€ 2019 Ap€ 2020 PMP 2016 PMP 2017 PMP 2018 21 22 23 24 PMP 2019 PMP 2020
44. Comparativa Tarifas 2.0A (€/kWh) Término Potencia (€/kW-año) 0,124989 3 ,42% 38,043426 -14,77% 73,28% -4,20% -3 5,33% -18,57% -96,20% 0,216579 0,119738 0,080828 30,979967 1,443932 P1 P2 P3 Ponderado P1 P2 Total 2.0TD (€/kWh) 50,14% 31,06% 18,08% 1,58% 16,61% 6,42% 0,160149 0,139795 0,110748 0,095266 0,084145 0,076793 P1 P2 P3 P4 P5 P6 Ponderado 3.0 A (€/kWh) 3.0 TD (€/kWh) 13,40% P1 P2 P3 0,106668 0,093788 0,072159 -70,77% -74,45% -72,15% -88,07% 19,975963 13,971569 7,143686 6,244486 4,537686 2,700144 P1 P2 P3 P4 P5 P6 Total P3 Término Potencia (€/kW-año) -33,00% 40,728885 -50,95% -65,70% 24,43733 16,291555 P1 P2
45. Comparativa Tarifas 6.1 A (€/kWh) P1 P2 P3 P4 P5 P6 10,11% 0,108713 0,098444 0,084304 0,074076 0,070474 0,062735 17,73% 14,77% 8,01% 6,22% -2,45% 1,18% 0,127987 0,112982 0,091053 0,078684 0,068744 0,063476 P1 P2 P3 P4 P5 P6 Ponderado 6.1 TD (€/kWh) P1 P2 P6 39,139427 19,586654 6,540177 -20,98% 33,21% -66,75% 30,929173 26,091378 2,174295 P1 P2 P6 Total -16,35% Término Potencia (€/kW-año) P3 P4 P5 14,334178 14,334178 14,334178 5,01% -14,63% -71,52% 15,052145 12,237445 4,081745 P3 P4 P5
46. CONCLUSIONES Y TARIFICADOR
47. Conclusiones o Escaso margen: o Problemáticos (por estación o mensuales) 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.
48. Conclusiones <<Las empresas distribuidoras y comercializadoras adaptarán los equipos de 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>>
49. Conclusiones o Criterio objetivo y justificado para adaptar los precios 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.