Webinar 22.06.2023 - Cómo ejercer la actividad de representación de productores y autoconsumos (…y no morir en el intento)

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1. Expertos en Tecnología Apasionados por la Energía Cómo ejercer la actividad de representación de productores y autoconsumos (…y no morir en el intento)
2. Neuro Energía o Para COMERCIALIZADORAS DE ELECTRICIDAD: o Consultoría estratégica, legal, técnica y de pricing. Coberturas. Formación. o Supervisión y proyección de liquidaciones y garantías. o ERP+CRM completo NEURO360, con distintas versiones: Facturación de todo tipo de productos, estimaciones, multiclick, batería virtual, etc. o Previsión de demanda y autoconsumo y gestión en mercado a éxito con rentabilidad en intradiarios y reducción de desvíos. o Backoffice completo y objeción de medidas. o Para PRODUCTORES y REPRESENTANTES DE PRODUCTORES: o Trámites de alta y asociación de instalaciones, consultoría y formación. o Backoffice completo de mercado, liquidaciones y generación de autofacturas. o Previsión de producción solar y gestión en mercado a éxito. o Para DISTRIBUIDORES: Software con gestión de rutas y lecturas, control de abonados, switching, facturación, intercambios con OS y CNMC, etc. o Para COMERCIALIZADORAS DE GAS: Integración con Neuro360 en 2023. Consultoría y backoffice completo. info@neuroenergia.com info@acenel.es
3. ÍNDICE 1. Estructura del sujeto de representación. 2. Gestión Representante en Mercado y Liquidaciones del OM y del OS. 3. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción y Liquidaciones CNMC. 4. Gestión de suministros con autoconsumo. 5. Información de medidas, estructura e inventario 6. Sinergias entre la actividad de representación y comercialización.
4. Estructura del sujeto de representación
5. Estructura del sujeto de representación Se considera sujeto/agente del mercado a toda persona física o jurídica que intervenga en las transacciones económicas que tengan lugar en el mercado de producción de energía eléctrica, comprando o vendiendo electricidad: • Los productores de energía eléctrica. • Los comercializadores. • Los consumidores directos en el mercado. • Los representantes. Para ejercer el derecho a comprar y vender energía en el mercado, los agentes deberán: • Adherirse a las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica. • Acreditar su capacidad técnica y económica ante REE y ante OMIE.
6. Estructura del sujeto de representación La representación por cuenta ajena podrá ser: • Actuando en nombre propio y por cuenta ajena (representación indirecta) Cuando el representante actúa en nombre propio, en cuyo caso el sujeto representante será el sujeto obligado al pago del importe de la factura de la liquidación y, en su caso, con derecho al cobro de la misma. • Actuando en nombre y por cuenta de (representación directa) Cuando el representante actúa en nombre del representado. En este caso, el sujeto representado será el único obligado al pago del importe de la factura de la liquidación y, en su caso, el único con derecho al cobro de la misma. En cada momento, un titular solamente puede elegir un representante para todas sus instalaciones. El tipo de representación no tiene que ser obligatoriamente el mismo. Modelos de poder de representación: https://www.ree.es/es/clientes/representante/como-ser-representante http://primaequivalente.cnmc.es/sgpecnePublica/abrirVentanaIGeneral.do?fichero=Modelo%20de%20poder%20de%20representacion%20entre%20empresas.pdf&directorio=9 Previsión generación Venta al Mercado Pagos Instalación Representante Representante Instalación Pagos Previsión generación Venta al Mercado Pagos Instalación Representante Instalación
7. Estructura del sujeto de representación Relación entre las instalaciones, sus unidades de programación, unidades de ofertas: CIL1 CIL2 CIL3 CIL4 CIL1 CIL2 CIL1 UF1 UPR1 UOF1 UF1 UPR3 UOF3 UF1 UPR2 UOF2 UF2 Representante Estas configuraciones dependerán de la tecnología de la instalación, potencia, capacidad de participar en servicios de ajuste y puede llevar a la obligación de desglosar las ofertas enviadas al mercado. El Código de la Instalación de producción a efectos de Liquidación (CIL) está compuesto por el Código Universal de Punto de Suministro (CUPS) seguido de un campo numérico de 3 dígitos que corresponderá a cada fase de la instalación, comenzando por el valor «001» para la primera y así sucesivamente.
8. Alta en GDE de empresa https://participa.esios.ree.es/sujetos/ Estructura del sujeto de representación
9. Estructura del sujeto de representación
10. Estructura del sujeto de representación
11. Estructura del sujeto de representación
12. Estructura del sujeto de representación
13. Estructura del sujeto de representación
14. Gestión Representante en Mercado y Liquidaciones del OM y del OS.
15. Gestión Representante en Mercado y Liquidaciones del OM y del OS. Párrafo c) del artículo 7 del RD413/2014 Todas las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos con potencia instalada superior a 5 MW, y aquellas que formen parte de una agrupación del mismo subgrupo del artículo 2* mayor de 5 MW, deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico. Todas las instalaciones con potencia instalada mayor de 1 MW, o inferior o igual a 1 MW pero que formen parte de una agrupación mayor de 1 MW, deberán enviar telemedidas al operador del sistema, en tiempo real, de forma individual en el primer caso o agregada en el segundo. Los costes de instalación y mantenimiento de los centros de control de generación, incluyendo la instalación y mantenimiento de las líneas de comunicación con el operador del sistema y, en su caso, su puesta a disposición del gestor de la red de distribución, serán por cuenta de los generadores adscritos a los mismos. • Nota: Clasificación de las instalaciones de acuerdo con el RD 413/2014 https://energia.gob.es/renovables/Paginas/clasificacion-instalaciones-rd413-2014.aspx Fuente: Red Eléctrica de España (REE) y elaboración propia.
16. Gestión Representante en Mercado y Liquidaciones del OM y del OS. Las ofertas al Mercado diario e intradiario que se lleven a OMIE deben partir de una base, que es la previsión de la demanda horaria de los consumidores y generación horaria de la instalación. Dicha previsión se realizará en base a diversos factores, como pueden ser: • Potencia instalada • Tecnología • Localización geográfica • Estacionalidad • Condiciones atmosféricas • Disponibilidad de la planta • Datos históricos de generación Para que se trasladen adecuadamente las previsiones al mercado, se debe procurar disponer del mejor dato posible actualizado en los momentos en que haya sesiones de Mercado. De esta forma se podrán corregir las previsiones comprando o vendiendo energía en función de si nuestra previsión disminuyese o aumentase, respectivamente.
17. Gestión Representante en Mercado y Liquidaciones del OM y del OS. El cálculo de la liquidación se realizará horariamente para cada segmento de mercado en función de la cantidad de energía comprada/vendida en cada hora y en cada sesión de mercado a su respectivo precio de casación. Hora Unidad Segmento Sesión/Ronda DC/OP Importe (Euros) Precio (Eur/MWh) Magnitud (MWh) 9 XXXX014 Mercado diario 0 Derecho de cobro ventas MD-España 20,16 100,78 0,2 9 XXXX014 M Intradiario Subastas 3 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 3 9,92 99,23 0,1 9 XXXX014 M Intradiario Subastas 4 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 4 10,08 100,79 0,1 10 XXXX014 Mercado diario 0 Derecho de cobro ventas MD-España 117,60 98 1,2 10 XXXX014 M Intradiario Subastas 3 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 3 36,00 90 0,4 10 XXXX014 M Intradiario Subastas 4 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 4 9,80 98 0,1 10 XXXX014 M Intradiario Continuo 10 Obligación de pago compras M.CONT -España. -19,96 99,8 -0,2 11 XXXX014 Mercado diario 0 Derecho de cobro ventas MD-España 215,60 77 2,8 11 XXXX014 M Intradiario Subastas 3 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 3 28,78 71,95 0,4 11 XXXX014 M Intradiario Subastas 4 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 4 7,60 76 0,1 12 XXXX014 Mercado diario 0 Derecho de cobro ventas MD-España 311,60 76 4,1 12 XXXX014 M Intradiario Subastas 3 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 3 20,10 67 0,3 12 XXXX014 M Intradiario Subastas 5 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 5 6,32 63,2 0,1 13 XXXX014 Mercado diario 0 Derecho de cobro ventas MD-España 382,25 74,95 5,1 13 XXXX014 M Intradiario Subastas 2 Obligación pago compras MI-España. Sesión 2 -6,59 65,95 -0,1 13 XXXX014 M Intradiario Subastas 3 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 3 12,99 64,95 0,2 13 XXXX014 M Intradiario Subastas 6 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 6 11,39 56,97 0,2 14 XXXX014 Mercado diario 0 Derecho de cobro ventas MD-España 419,72 74,95 5,6 14 XXXX014 M Intradiario Subastas 2 Obligación pago compras MI-España. Sesión 2 -12,92 64,6 -0,2 14 XXXX014 M Intradiario Subastas 5 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 5 20,46 68,2 0,3 14 XXXX014 M Intradiario Subastas 6 Derecho cobro ventas MI-España. Sesión 6 5,21 52,09 0,1 Segmento Importe (Euros) Precio (Eur/MWh) Magnitud (MWh) Mercado diario 1.466,93 77,21 19,0 M Intradiario Subastas 159,14 75,78 2,1 M Intradiario Continuo -19,96 99,80 -0,2 Total 1.606,11 76,85 20,9
18. Gestión Representante en Mercado y Liquidaciones del OM y del OS. Se incluyen datos del comercializador/ agente de mercado. Los agentes acreedores, una vez recibidos todos los pagos, reciben su cobro el siguiente día hábil bancario posterior a la fecha de pagos. En el caso de que se hubiesen recibido todos los pagos de los agentes deudores o se disponga de garantías en efectivo para cubrir el pago de los agentes incumplidores, los cobros se realizarán el propio día de pagos. Las facturas de venta y de compra se compensan entre sí, el resultado neto marcará si hay un derecho de cobro o una obligación de pago y la fecha de vencimiento que aplicará al conjunto de la facturación. lunes martes miércoles jueves viernes sábado domingo 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 DICIEMBRE 2022
19. Gestión Representante en Mercado y Liquidaciones del OM y del OS. • Punto medida: punto de ubicación de los equipos de medida. o Principal o Redundante o Comprobante • Tipos de punto medida (generación) o Tipo 1: potencia ≥12MVA o Tipo 2: potencia ≥450kVA o Tipo 3: otros o Tipo 5: potencia ≤15kVA • Punto frontera: punto de conexión donde se mide la transmisión de energía. • Encargados de la lectura: responsables de la medida fiscal. o Operador del Sistema: tipo PM 1 y 2. o Distribuidor: tipo PM 3 y 5.
20. Gestión Representante en Mercado y Liquidaciones del OM y del OS. A efectos prácticos, la medida es la parte más importante de la liquidación, puesto que la instalación cobrará en función de lo que haya exportado a la red, y no de lo que haya programado en OMIE. REE es el encargado de liquidar el desvío, es decir, la diferencia entre lo producido y lo casado en los distintos mercados. Cada instalación contará con al menos un punto de medida (PM) y a su vez, existirá un punto frontera (PF). En el punto de medida es donde se registra la energía generada, y en el punto frontera, la energía volcada al sistema. Esta última, es la que servirá para el cálculo del desvío y, por tanto, para determinar lo que percibamos en las liquidaciones de REE. Desvío (MWh) = Energía en Punto Frontera (MWh) – P48 (MWh) La energía en PF se determinará con un cálculo predefinido propio de cada instalación de producción en el que se estiman las pérdidas de energía que hay desde el contador PM hasta llegar a la red. Por ejemplo, con la siguiente configuración, por cada 10 MWh generados medidos en el PM, a efectos de liquidación de los desvíos de REE se reconocerían 9,750 MWh en el PF.
21. Gestión Representante en Mercado y Liquidaciones del OM y del OS. En todo caso existe la posibilidad de dejar una oferta por defecto para el caso en que se tuviesen limitaciones en tiempo real por parte del OS. Si se cumplen una serie de requisitos y se superan pruebas de habilitación (P.O. 3.8), las instalaciones de producción pueden habilitarse en terciaria y Replacement Reserve (RR) y no participar en esos mercados, pero si en restricciones fase II.
22. Gestión Representante en Mercado y Liquidaciones del OM y del OS. Liquidación de REE Costes de la generación Los costes del control de factor de potencia serán el sumatorio de los incumplimientos de consignas de reactivas de las instalaciones de producción, este coste será repercutido al productor con su liquidación en la factura que se le emita por parte del representante. Los demás costes están relacionados con el desvío y se beneficiaron del apantallamiento de la cartera. Si en un cierre de medidas REE no dispone de datos de generación de una instalación, supondrá un incremento de costes del desvío, la devolución de la energía vendida y no exportada valorada a PMD y el incremento de garantías exigidas en MEFF. Es importante hacer el seguimiento de medidas y las reclamaciones necesarias al encargado de la lectura.
23. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción y Liquidaciones CNMC.
24. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción. La facturación se puede abordar desde distintos prismas: Por la parte del IMD, IMI, continuo, desvíos valorados a PMD y restricciones. Según si liquida al representado casaciones o previsiones. 1. Trasladar el resultado de la parte correspondiente de la liquidación real de OMIE y REE. 2. Trasladar al productor el resultado que hubiese correspondido si se hubiese negociado en OMIE y REE lo que se comunicase en las previsiones de generación. 3. Precio fijo garantizado al productor por cada MWh exportado. Por la parte de los costes asociados a los desvíos: 1. Trasladar el coste correspondiente a la liquidación realizada por REE. Incluye el neteo correspondiente por apantallamiento o efecto cartera. 2. Trasladar el coste calculado correspondiente a la liquidación que resultaría de haber negociado en función de las previsiones del representado. Se simularía el apantallamiento en la cartera de trasladar sus previsiones. 3. Garantizar un coste fijo al representado. Riesgo de que los costes reales sean superiores a los garantizados. 4. Garantizar una reducción (%) de sus costes individuales en función de las previsiones del representado. Riesgo de no alcanzar el apantallamiento garantizado. 5. También están asociados a los desvíos los costes de la banda secundaria y de servicio de respuesta activa, por el desvío absoluto a nivel BRP. Traslación de los costes directamente repercutibles a la instalación y aquellos acordados en el contrato de representación: • Retribución del Operador de Mercado. • Financiación del Operador del Sistema. • Coste del Control de Factor de Potencia. • Financiación del Bono Social. • Fee por gestión y servicios acordado en el contrato de representación. • Resultado compartido de la mejora por participar en los mercados.
25. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción. Ejemplo de liquidación por previsión. 992,87 € Fecha Hora PMD (€/MWh) PMI1 (€/MWh) Coste Dsv Subir (€/MWh) Coste Dsv Bajar (€/MWh) PrevMD (MWh) PrevMI1 (MW) Previsión final (MWh) Medida (MWh) Desvío (MWh) IMD (€) IMI1 (€) Desvío x PMD (€) Medida x PMD (€) G/P Intradiaria (€) Coste Desvío (€) 20/06/2023 1 120,80 120,11 16,28 10,42 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 2 110,28 108,07 15,95 15,95 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 3 103,98 101,90 19,62 23,05 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 4 112,01 110,01 25,87 18,77 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 5 104,12 104,12 11,94 27,02 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 6 101,07 101,07 15,94 23,26 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 7 111,89 111,74 25,94 15,86 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 8 126,21 126,21 25,14 0,05 0,1 0,0 0,1 0,074 -0,026 12,62 0,00 -3,28 9,34 0,00 0,00 20/06/2023 9 129,06 129,06 30,31 21,11 0,4 0,0 0,4 0,457 0,057 51,62 0,00 7,36 58,98 0,00 -1,73 20/06/2023 10 121,82 119,38 23,12 10,96 0,7 -0,1 0,6 0,721 0,121 85,27 -11,94 14,74 87,83 0,24 -2,80 20/06/2023 11 114,01 109,01 29,95 10,46 0,8 -0,2 0,6 0,834 0,234 91,21 -21,80 26,68 95,08 1,00 -7,01 20/06/2023 12 109,80 101,30 35,22 11,03 0,9 -0,1 0,8 0,899 0,099 98,82 -10,13 10,87 98,71 0,85 -3,49 20/06/2023 13 99,90 91,00 19,25 11,95 1,0 0,1 1,1 1,012 -0,088 99,90 9,10 -8,79 101,10 -0,89 -1,05 20/06/2023 14 101,52 94,00 13,77 17,62 1,0 0,1 1,1 1,151 0,051 101,52 9,40 5,18 116,85 -0,75 -0,70 20/06/2023 15 97,76 88,78 14,31 20,50 1,0 0,0 1,0 1,078 0,078 97,76 0,00 7,63 105,39 0,00 -1,12 20/06/2023 16 88,78 85,00 16,16 15,01 1,0 -0,1 0,9 1,004 0,104 88,78 -8,50 9,23 89,14 0,38 -1,68 20/06/2023 17 88,78 83,99 10,89 21,38 0,8 0,0 0,8 0,847 0,047 71,02 0,00 4,17 75,20 0,00 -0,51 20/06/2023 18 95,00 88,78 13,11 12,07 0,7 0,0 0,7 0,643 -0,057 66,50 0,00 -5,41 61,09 0,00 -0,69 20/06/2023 19 106,81 100,96 23,72 20,76 0,5 0,0 0,5 0,423 -0,077 53,41 0,00 -8,22 45,18 0,00 -1,60 20/06/2023 20 110,07 106,17 16,52 25,09 0,2 0,1 0,3 0,358 0,058 22,01 10,62 6,38 39,41 -0,39 -0,96 20/06/2023 21 127,71 127,72 26,90 1,78 0,1 0,0 0,1 0,211 0,111 12,77 0,00 14,18 26,95 0,00 -2,99 20/06/2023 22 142,25 142,25 40,84 0,00 0,0 0,0 0,0 0,084 0,084 0,00 0,00 11,95 11,95 0,00 -3,43 20/06/2023 23 138,00 138,00 36,47 2,78 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 24 120,11 120,11 24,10 13,03 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,2 -0,2 9,0 9,796 0,796 953,22 € -23,25 € 92,65 € 1.022,18 € 0,44 € -29,75 € REE OMIE 1.022,62 € 1.022,62 €
26. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción. Ejemplo de liquidación en la que no se sigue la previsión. En este ejemplo vemos que el resultado en intradiarios fue inferior a haber seguido la previsión, pero los costes del desvío se han minorado hasta suponer un valor en conjunto más alto. 995,46 € Fecha Hora PMD (€/MWh) PMI1 (€/MWh) Coste Dsv Subir (€/MWh) Coste Dsv Bajar (€/MWh) ProgMD (MWh) ProgMI 1 (MW) Programa final (MWh) Medida (MWh) Desvío (MWh) IMD (€) IMI1 (€) Desvío x PMD (€) Medida x PMD (€) G/P Intradiaria (€) Coste Desvío (€) 20/06/2023 1 120,80 120,11 16,28 10,42 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 2 110,28 108,07 15,95 15,95 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 3 103,98 101,90 19,62 23,05 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 4 112,01 110,01 25,87 18,77 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 5 104,12 104,12 11,94 27,02 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 6 101,07 101,07 15,94 23,26 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 7 111,89 111,74 25,94 15,86 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 8 126,21 126,21 25,14 0,05 0,1 0,0 0,1 0,074 -0,026 12,62 0,00 -3,28 9,34 0,00 0,00 20/06/2023 9 129,06 129,06 30,31 21,11 0,4 0,0 0,4 0,457 0,057 51,62 0,00 7,36 58,98 0,00 -1,73 20/06/2023 10 121,82 119,38 23,12 10,96 0,6 0,1 0,7 0,721 0,021 73,09 11,94 2,56 87,83 -0,24 -0,49 20/06/2023 11 114,01 109,01 29,95 10,46 0,7 0,0 0,7 0,834 0,134 79,81 0,00 15,28 95,08 0,00 -4,01 20/06/2023 12 109,80 101,30 35,22 11,03 0,9 0,1 1,0 0,899 -0,101 98,82 10,13 -11,09 98,71 -0,85 -1,11 20/06/2023 13 99,90 91,00 19,25 11,95 1,0 0,1 1,1 1,012 -0,088 99,90 9,10 -8,79 101,10 -0,89 -1,05 20/06/2023 14 101,52 94,00 13,77 17,62 1,0 0,1 1,1 1,151 0,051 101,52 9,40 5,18 116,85 -0,75 -0,70 20/06/2023 15 97,76 88,78 14,31 20,50 1,0 0,0 1,0 1,078 0,078 97,76 0,00 7,63 105,39 0,00 -1,12 20/06/2023 16 88,78 85,00 16,16 15,01 1,0 0,0 1,0 1,004 0,004 88,78 0,00 0,36 89,14 0,00 -0,06 20/06/2023 17 88,78 83,99 10,89 21,38 0,8 0,0 0,8 0,847 0,047 71,02 0,00 4,17 75,20 0,00 -0,51 20/06/2023 18 95,00 88,78 13,11 12,07 0,7 0,0 0,7 0,643 -0,057 66,50 0,00 -5,41 61,09 0,00 -0,69 20/06/2023 19 106,81 100,96 23,72 20,76 0,5 0,1 0,6 0,423 -0,177 53,41 10,10 -18,91 45,18 -0,59 -3,67 20/06/2023 20 110,07 106,17 16,52 25,09 0,2 0,2 0,4 0,358 -0,042 22,01 21,23 -4,62 39,41 -0,78 -1,05 20/06/2023 21 127,71 127,72 26,90 1,78 0,1 0,0 0,1 0,211 0,111 12,77 0,00 14,18 26,95 0,00 -2,99 20/06/2023 22 142,25 142,25 40,84 0,00 0,0 0,0 0,0 0,084 0,084 0,00 0,00 11,95 11,95 0,00 -3,43 20/06/2023 23 138,00 138,00 36,47 2,78 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 24 120,11 120,11 24,10 13,03 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,0 0,7 9,7 9,796 0,096 929,64 € 71,90 € 16,54 € 1.022,18 € -4,10 € -22,62 € REE 1.018,08 € OMIE 1.018,08 €
27. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción. Ejemplo de liquidación en la que no se sigue la previsión, pero se mantiene un programa final igual a la previsión de generación de la instalación. No se posiciona el desvío y se intenta ganar en los mercados intradiarios para ser más eficiente en la venta de la producción. 997,06 € Fecha Hora PMD (€/MWh) PMI1 (€/MWh) Coste Dsv Subir (€/MWh) Coste Dsv Bajar (€/MWh) ProgMD (MWh) ProgMI 1 (MW) Programa final (MWh) Medida (MWh) Desvío (MWh) IMD (€) IMI1 (€) Desvío x PMD (€) Medida x PMD (€) G/P Intradiaria (€) Coste Desvío (€) 20/06/2023 1 120,80 120,11 16,28 10,42 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 2 110,28 108,07 15,95 15,95 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 3 103,98 101,90 19,62 23,05 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 4 112,01 110,01 25,87 18,77 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 5 104,12 104,12 11,94 27,02 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 6 101,07 101,07 15,94 23,26 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 7 111,89 111,74 25,94 15,86 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 8 126,21 126,21 25,14 0,05 0,1 0,0 0,1 0,074 -0,026 12,62 0,00 -3,28 9,34 0,00 0,00 20/06/2023 9 129,06 129,06 30,31 21,11 0,4 0,0 0,4 0,457 0,057 51,62 0,00 7,36 58,98 0,00 -1,73 20/06/2023 10 121,82 119,38 23,12 10,96 0,6 0,0 0,6 0,721 0,121 73,09 0,00 14,74 87,83 0,00 -2,80 20/06/2023 11 114,01 109,01 29,95 10,46 0,7 -0,1 0,6 0,834 0,234 79,81 -10,90 26,68 95,08 0,50 -7,01 20/06/2023 12 109,80 101,30 35,22 11,03 0,9 -0,1 0,8 0,899 0,099 98,82 -10,13 10,87 98,71 0,85 -3,49 20/06/2023 13 99,90 91,00 19,25 11,95 1,3 -0,2 1,1 1,012 -0,088 129,87 -18,20 -8,79 101,10 1,78 -1,05 20/06/2023 14 101,52 94,00 13,77 17,62 1,3 -0,2 1,1 1,151 0,051 131,98 -18,80 5,18 116,85 1,50 -0,70 20/06/2023 15 97,76 88,78 14,31 20,50 1,0 0,0 1,0 1,078 0,078 97,76 0,00 7,63 105,39 0,00 -1,12 20/06/2023 16 88,78 85,00 16,16 15,01 1,0 -0,1 0,9 1,004 0,104 88,78 -8,50 9,23 89,14 0,38 -1,68 20/06/2023 17 88,78 83,99 10,89 21,38 0,8 0,0 0,8 0,847 0,047 71,02 0,00 4,17 75,20 0,00 -0,51 20/06/2023 18 95,00 88,78 13,11 12,07 0,7 0,0 0,7 0,643 -0,057 66,50 0,00 -5,41 61,09 0,00 -0,69 20/06/2023 19 106,81 100,96 23,72 20,76 0,5 0,0 0,5 0,423 -0,077 53,41 0,00 -8,22 45,18 0,00 -1,60 20/06/2023 20 110,07 106,17 16,52 25,09 0,2 0,1 0,3 0,358 0,058 22,01 10,62 6,38 39,41 -0,39 -0,96 20/06/2023 21 127,71 127,72 26,90 1,78 0,1 0,0 0,1 0,211 0,111 12,77 0,00 14,18 26,95 0,00 -2,99 20/06/2023 22 142,25 142,25 40,84 0,00 0,0 0,0 0,0 0,084 0,084 0,00 0,00 11,95 11,95 0,00 -3,43 20/06/2023 23 138,00 138,00 36,47 2,78 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20/06/2023 24 120,11 120,11 24,10 13,03 0,0 0,0 0,0 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,6 -0,6 9,0 9,796 0,796 990,06 € -55,91 € 92,65 € 1.022,18 € 4,62 € -29,75 € REE OMIE 1.026,80 € 1.026,80 €
28. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción. Previsión Ej. Casaciones 1 Ej. Casaciones 2 Medida x PMD (€) 1.022,18 € 1.022,18 € 1.022,18 € G/P Intradiaria (€) 0,44 € -4,10 € 4,62 € Coste Desvío (€) -29,75 € -22,62 € -29,75 € Total (€) 992,87 € 995,46 € 997,06 € Según el tipo de contrato, existirán incentivos para operar en el mercado y/o ser más competitivo en la oferta de representación. Siempre existirá el riesgo de que la operación en el mercado no sea buena: empeorar costes del desvío, perder en intradiarios. También es posible que, aun teniendo una buena gestión, no se llegue a compensar el valor de costes garantizados, como el desvío, y que el margen final sea negativo.
29. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción. Medida (MWh) Medida x PMD (€) G/P Intradiaria (€) Coste Desvío (€) Previsión 1.305,807 154.298,24 € -1.274,21 € -3.094,76 € Casaciones 1.305,807 154.298,24 € 1.297,15 € -2.439,11 € G/P Intradiaria (€) Coste Desvío (€) Total (€) Mejora 2.571,36 € 655,65 € 3.227,02 € IMD (€) IMI (€) Desvío x PMD (€) Coste Desvío (€) Total (€) 155.728,71 € 15.811,11 € -18.515,79 € -3.094,76 € 149.929,27 € 150.609,87 € 22.337,51 € -17.351,99 € -2.439,11 € 153.156,28 € 3.227,02 € 50% IMD (€) IMI (€) Desvío x PMD (€) Mejora resultado (€) Coste Desvío Garantizado (€) Fee (€) Total (€) Facturación Cliente 155.728,71 € 15.811,11 € -18.515,79 € 1.285,68 € -2.011,60 € -652,90 € 151.645,21 € Facturación Cliente Facturación OMIE Facturación REE Total (€) Margen representante -151.645,21 € 172.947,38 € -19.791,10 € 1.511,07 € Mejora resultado (€) Fee (€) Cte Dsv Real - Garantizado (€) Total (€) Margen representante 1.285,68 € 652,90 € -427,51 € 1.511,07 € 65% En este caso, la gestión realizada por el representante, mejorando la venta de la energía y minorando los costes del desvío, permiten que el margen de la energía + Fee sea positivo, a pesar de no llegar a alcanzar el coste de los desvíos que se garantizó al representado. El representado también ve un margen positivo con respecto a acudir sólo al mercado.
30. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción. 50% 65% En este caso, la gestión realizada por el representante mejora la venta de la energía, pero no los costes del desvío, aunque el conjunto es positivo, las condiciones del contrato no permiten que el margen de la energía + Fee sea positivo. El representado obtiene un margen positivo con respecto a acudir sólo al mercado. Medida (MWh) Medida x PMD (€) G/P Intradiaria (€) Coste Desvío (€) Previsión 1.305,807 154.298,24 € -1.274,21 € -3.094,76 € Casaciones 1.305,807 154.298,24 € 1.297,15 € -4.388,63 € IMD (€) IMI (€) Desvío x PMD (€) Coste Desvío (€) Total (€) 155.728,71 € 15.811,11 € -18.515,79 € -3.094,76 € 149.929,27 € 150.609,87 € 22.337,51 € -17.351,99 € -4.388,63 € 151.206,76 € 1.277,50 € IMD (€) IMI (€) Desvío x PMD (€) Mejora resultado (€) Coste Desvío Garantizado (€) Fee (€) Total (€) Facturación Cliente 155.728,71 € 15.811,11 € -18.515,79 € 1.285,68 € -2.011,60 € -652,90 € 151.645,21 € G/P Intradiaria (€) Coste Desvío (€) Total (€) Mejora 2.571,36 € -1.293,87 € 1.277,50 € Facturación Cliente Facturación OMIE Facturación REE Total (€) Margen representante -151.645,21 € 172.947,38 € -21.740,62 € -438,45 € Mejora resultado (€) Fee (€) Cte Dsv Real - Garantizado (€) Total (€) Margen representante 1.285,68 € 652,90 € -2.377,03 € -438,45 €
31. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción. 50% 65% En este caso, la gestión realizada por el representante mejora la venta de la energía sin posicionar el desvío, aunque el conjunto es positivo, las condiciones del contrato no permiten que el margen de la energía + Fee sea positivo. El representado obtiene un margen positivo con respecto a acudir sólo al mercado. Medida (MWh) Medida x PMD (€) G/P Intradiaria (€) Coste Desvío (€) Previsión 1.305,807 154.298,24 € -1.274,21 € -3.094,76 € Casaciones 1.305,807 154.298,24 € -525,66 € -3.094,76 € IMD (€) IMI (€) Desvío x PMD (€) Mejora resultado (€) Coste Desvío Garantizado (€) Fee (€) Total (€) Facturación Cliente 155.728,71 € 15.811,11 € -18.515,79 € 374,27 € -2.011,60 € -652,90 € 150.733,80 € G/P Intradiaria (€) Coste Desvío (€) Total (€) Mejora 748,55 € 0,00 € 748,55 € IMD (€) IMI (€) Desvío x PMD (€) Coste Desvío (€) Total (€) 155.728,71 € 15.811,11 € -18.515,79 € -3.094,76 € 149.929,27 € 155.497,44 € 16.790,93 € -18.515,79 € -3.094,76 € 150.677,81 € 748,55 € Facturación Cliente Facturación OMIE Facturación REE Total (€) Margen representante -150.733,80 € 172.288,37 € -21.610,55 € -55,99 € Mejora resultado (€) Fee (€) Cte Dsv Real - Garantizado (€) Total (€) Margen representante 374,27 € 652,90 € -1.083,17 € -55,99 €
32. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción. Fecha Hora Coste Dsv Subir (€/MWh) Coste Dsv Bajar (€/MWh) Desvío MWh UP1 Desvío MWh UP2 Desvío MWh UP3 Desvío MWh UP4 Desvío MWh UP5 Desvío Subir Representante Desvío Bajar Representante Desvío Neto Representante 20/06/2023 1 16,28 10,42 2,196 2,465 0,489 -1,658 -2,418 5,150 -4,076 1,074 20/06/2023 2 15,95 15,95 2,756 0,391 1,125 -1,409 -3,169 4,272 -4,578 -0,306 20/06/2023 3 19,62 23,05 3,105 -1,756 -3,101 -2,562 2,037 5,142 -7,419 -2,277 20/06/2023 4 25,87 18,77 -3,414 0,115 1,365 -0,896 -1,986 1,480 -6,296 -4,816 20/06/2023 5 11,94 27,02 -0,243 2,428 2,444 0,625 -2,340 5,497 -2,583 2,914 20/06/2023 6 15,94 23,26 -2,089 3,099 -2,736 -2,101 -1,951 3,099 -8,877 -5,778 20/06/2023 7 25,94 15,86 0,218 0,074 -0,422 1,985 -3,363 2,277 -3,785 -1,508 20/06/2023 8 25,14 0,05 2,788 3,275 -3,092 -2,647 -3,276 6,063 -9,015 -2,952 20/06/2023 9 30,31 21,11 -3,346 2,667 -1,419 1,424 2,963 7,054 -4,765 2,289 20/06/2023 10 23,12 10,96 -1,670 0,674 -2,107 -0,066 -1,945 0,674 -5,788 -5,114 20/06/2023 11 29,95 10,46 2,958 2,874 3,222 3,426 -2,363 12,480 -2,363 10,117 20/06/2023 12 35,22 11,03 -3,196 3,109 2,254 -2,857 -1,862 5,363 -7,915 -2,552 20/06/2023 13 19,25 11,95 -0,728 -3,206 0,390 -2,673 1,592 1,982 -6,607 -4,625 20/06/2023 14 13,77 17,62 2,963 -1,462 -1,066 2,711 0,322 5,996 -2,528 3,468 20/06/2023 15 14,31 20,50 1,496 -0,221 -1,729 3,126 2,468 7,090 -1,950 5,140 20/06/2023 16 16,16 15,01 1,542 2,316 -1,543 -0,665 -3,471 3,858 -5,679 -1,821 20/06/2023 17 10,89 21,38 2,188 2,681 2,142 3,360 -1,357 10,371 -1,357 9,014 20/06/2023 18 13,11 12,07 -1,164 0,222 0,241 0,410 -1,360 0,873 -2,524 -1,651 20/06/2023 19 23,72 20,76 -0,673 1,971 0,462 0,647 2,576 5,656 -0,673 4,983 20/06/2023 20 16,52 25,09 -2,057 1,571 -0,007 0,093 -0,092 1,664 -2,156 -0,492 20/06/2023 21 26,90 1,78 -1,685 1,234 1,149 -2,300 1,079 3,462 -3,985 -0,523 20/06/2023 22 40,84 0,00 2,657 -0,194 0,699 2,660 -0,344 6,016 -0,538 5,478 20/06/2023 23 36,47 2,78 0,407 -1,174 3,083 -2,923 0,176 3,666 -4,097 -0,431 20/06/2023 24 24,10 13,03 -0,919 1,588 -0,452 2,700 -2,031 4,288 -3,402 0,886
33. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción. -4.012,68 -4.012,68 -1.514,83 62% Fecha Hora Coste Desvío Individual € UP1 Coste Desvío Individual € UP2 Coste Desvío Individual € UP3 Coste Desvío Individual € UP4 Coste Desvío Individual € UP5 Coste Desvíos a Subir € Coste Desvíos a Bajar € Coste Neto Representante € 20/06/2023 1 -35,75 -40,13 -7,96 -17,28 -25,20 -83,84 -42,47 -17,48 20/06/2023 2 -43,96 -6,24 -17,94 -22,47 -50,55 -68,14 -73,02 -4,88 20/06/2023 3 -60,92 -40,48 -71,48 -59,05 -39,97 -100,89 -171,01 -52,48 20/06/2023 4 -64,08 -2,98 -35,31 -16,82 -37,28 -38,29 -118,18 -90,40 20/06/2023 5 -6,57 -28,99 -29,18 -7,46 -63,23 -65,63 -69,79 -34,79 20/06/2023 6 -48,59 -49,40 -63,64 -48,87 -45,38 -49,40 -206,48 -134,40 20/06/2023 7 -5,65 -1,92 -6,69 -51,49 -53,34 -59,07 -60,03 -23,92 20/06/2023 8 -70,09 -82,33 -0,15 -0,13 -0,16 -152,42 -0,45 -0,15 20/06/2023 9 -70,63 -80,84 -29,96 -43,16 -89,81 -213,81 -100,59 -69,38 20/06/2023 10 -18,30 -15,58 -23,09 -0,72 -21,32 -15,58 -63,44 -56,05 20/06/2023 11 -88,59 -86,08 -96,50 -102,61 -24,72 -373,78 -24,72 -303,00 20/06/2023 12 -35,25 -109,50 -79,39 -31,51 -20,54 -188,88 -87,30 -28,15 20/06/2023 13 -8,70 -38,31 -7,51 -31,94 -30,65 -38,15 -78,95 -55,27 20/06/2023 14 -40,80 -25,76 -18,78 -37,33 -4,43 -82,56 -44,54 -47,75 20/06/2023 15 -21,41 -4,53 -35,44 -44,73 -35,32 -101,46 -39,98 -73,55 20/06/2023 16 -24,92 -37,43 -23,16 -9,98 -52,10 -62,35 -85,24 -27,33 20/06/2023 17 -23,83 -29,20 -23,33 -36,59 -29,01 -112,94 -29,01 -98,16 20/06/2023 18 -14,05 -2,91 -3,16 -5,38 -16,42 -11,45 -30,46 -19,93 20/06/2023 19 -13,97 -46,75 -10,96 -15,35 -61,10 -134,16 -13,97 -118,20 20/06/2023 20 -51,61 -25,95 -0,18 -1,54 -2,31 -27,49 -54,09 -12,34 20/06/2023 21 -3,00 -33,19 -30,91 -4,09 -29,03 -93,13 -7,09 -0,93 20/06/2023 22 -108,51 0,00 -28,55 -108,63 0,00 -245,69 0,00 -223,72 20/06/2023 23 -14,84 -3,26 -112,44 -8,13 -6,42 -133,70 -11,39 -1,20 20/06/2023 24 -11,97 -38,27 -5,89 -65,07 -26,46 -103,34 -44,33 -21,35 -886,01 € -830,02 € -761,59 € -770,34 € -764,72 € -2.556,14 € -1.456,54 € -1.514,83 €
34. Facturación a los distintos titulares e instalaciones de producción. Fecha Hora Coste Desvío Cartera € UP1 Coste Desvío Cartera € UP2 Coste Desvío Cartera € UP3 Coste Desvío Cartera € UP4 Coste Desvío Cartera € UP5 Coste Cartera € 20/06/2023 1 -7,46 -8,37 -1,66 0,00 0,00 -17,48 20/06/2023 2 0,00 0,00 0,00 -1,50 -3,38 -4,88 20/06/2023 3 0,00 -12,42 -21,94 -18,12 0,00 -52,48 20/06/2023 4 -49,02 0,00 0,00 -12,86 -28,51 -90,40 20/06/2023 5 0,00 -15,37 -15,47 -3,96 0,00 -34,79 20/06/2023 6 -31,63 0,00 -41,42 -31,81 -29,54 -134,40 20/06/2023 7 0,00 0,00 -2,67 0,00 -21,25 -23,92 20/06/2023 8 0,00 0,00 -0,05 -0,04 -0,05 -0,15 20/06/2023 9 0,00 -26,23 0,00 -14,01 -29,14 -69,38 20/06/2023 10 -16,17 0,00 -20,40 -0,64 -18,83 -56,05 20/06/2023 11 -71,82 -69,78 -78,23 -83,18 0,00 -303,00 20/06/2023 12 -11,37 0,00 0,00 -10,16 -6,62 -28,15 20/06/2023 13 -6,09 -26,82 0,00 -22,36 0,00 -55,27 20/06/2023 14 -23,60 0,00 0,00 -21,59 -2,56 -47,75 20/06/2023 15 -15,52 0,00 0,00 -32,43 -25,60 -73,55 20/06/2023 16 0,00 0,00 -7,43 -3,20 -16,71 -27,33 20/06/2023 17 -20,71 -25,38 -20,27 -31,80 0,00 -98,16 20/06/2023 18 -9,19 0,00 0,00 0,00 -10,74 -19,93 20/06/2023 19 0,00 -41,19 -9,65 -13,52 -53,83 -118,20 20/06/2023 20 -11,78 0,00 -0,04 0,00 -0,53 -12,34 20/06/2023 21 -0,39 0,00 0,00 -0,54 0,00 -0,93 20/06/2023 22 -98,81 0,00 -25,99 -98,92 0,00 -223,72 20/06/2023 23 0,00 -0,34 0,00 -0,85 0,00 -1,20 20/06/2023 24 0,00 -7,91 0,00 -13,44 0,00 -21,35 Coste Cartera -373,54 € -233,80 € -245,23 € -414,95 € -247,30 € -1.514,83 € Coste Individual -886,01 € -830,02 € -761,59 € -770,34 € -764,72 € -4.012,68 € Neteo 58% 72% 68% 46% 68% 62% El efecto cartera ayudará al representante a poder garantizar ahorros en el coste de la energía. Para que la compensación de los desvíos se produzca de una forma natural, es importante tener una cartera de representación suficientemente diversificada, a nivel de tecnologías y de situación geográfica.
35. Liquidaciones CNMC. La retribución específica está compuesta por un término por unidad de potencia instalada, que cubra los costes de inversión para cada instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de la energía en el mercado, al que se denomina retribución a la inversión, y un término a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de dicha instalación tipo, al que se denomina retribución a la operación. Para el cálculo de la retribución a la inversión y de la retribución a la operación se considerarán para una instalación tipo, los ingresos estándar por la venta de la energía valorada al precio del mercado, los costes estándar de explotación necesarios para realizar la actividad y el valor estándar de la inversión inicial, todo ello para una empresa eficiente y bien gestionada, a lo largo de su vida útil regulatoria. De esta manera, se organiza un régimen retributivo sobre parámetros estándar en función de las distintas instalaciones tipo que se determinen. El representante de cada instalación deberá coincidir necesariamente a los efectos de las liquidaciones del operador del mercado, del operador del sistema y del régimen retributivo específico. El Código de la Instalación de producción a efectos de Liquidación (CIL) será el código determinado por el Encargado de Lectura que identificará de manera única una unidad retributiva de producción. Estará compuesto por el Código Universal de Punto de Suministro (CUPS) seguido de un campo numérico de 3 dígitos que corresponderá a cada fase de la instalación, comenzando por el valor «001» para la primera y así sucesivamente.
36. Liquidaciones CNMC.
37. Liquidaciones CNMC.
38. Liquidaciones CNMC.
39. Gestión de suministros con autoconsumo
40. Autoconsumo 17000 19000 21000 23000 25000 27000 29000 31000 33000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Demanda Horaria Media Enero-Mayo (MWh) 2022 2023 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 2019 2020 2021 2022 2023 Potencia Instalada Autoconsumo (MW)
41. Tipos de Autoconsumo - Por nº de autoconsumidores: Individual/Colectivo - Por el tipo de conexión: Red interior/Próxima a través de red - Por los excedentes: Sin excedentes/Con excedentes - No acogidos a compensación • Potencia de generación > 100 kW • No quieran estar en compensación simplificada • Autoconsumo a través de red sin consumidores en red interior - Acogidos a compensación • Fuente renovable de potencia ≤ 100 kW
42. Autoconsumo con excedentes no acogidos a compensación simplificada - El propietario de la instalación adquiere la consideración de generador • Requiere de operación en mercado o representación • Se necesita permiso de acceso y conexión • Alta en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica (RAIPRE) • Requiere de la obtención de licencia de actividad • Asume las cargas impositivas de los generadores → IVPEE (Suspendido actualmente hasta 31/12/2023) • Adquiere Garantías de Origen por sus excedentes - Se liquida directamente a precio de mercado a través de OMIE o del representante
43. Autoconsumo con excedentes con compensación simplificada - Vierten sus excedentes a la red de distribución y se le asignan directamente a la comercializadora - Contrato único de compensación → No admite otro régimen retributivo - Se liquida al cliente directamente por el excedente producido Código Descripción Sección Registro Subsección Colectivo Tipo Instalación 41 Con excedentes y compensación Individual 2 - Con excedentes a0 - Con excedentes y mecanismo de compensación simplificado NO 01 -Red interior 42 Con excedentes y compensación Colectivo en red interior SI 02 -Red interior de varios consumidores (instalación de enlace) 43 Con excedentes y compensación Colectivo a través de red pero en red interior de otro de los CUPS del colectivo 05 - Próxima a través de red pero en red interior de otro de los CUPS del colectivo 44 Con excedentes y compensación Colectivo en red interior pero próxima a través de red del resto de los CUPS del colectivo 04 - En red interior pero próxima a través de red del resto de los CUPS del colectivo
44. Facturación del Autoconsumo con excedentes con compensación simplificada - El excedente es abonado a un precio libre fijado entre cliente y comercializadora • Indexado a su producción o al PMD • Precio fijo - Este excedente se puede facturar de dos maneras • Según RD 244/2019 → Hasta el importe de la energía consumida • Batería virtual → El valor de los excedentes en € que supere el importe de la energía consumida se destina a la batería virtual - El importe guardado en la batería virtual es empleado como “descuento” en factura • En la mayoría de comercializadoras, si este descuento supera el importe total de la factura, se guarda para otros meses - Este descuento se aplica posterior a las bases imponibles del IE y el IVA • Pendiente de resolución por la Dirección General de Tributos)
45. Proceso de alta de suministros con Autoconsumo - Autoconsumo individual - Autoconsumo colectivo Realiza y registra la instalación Cliente/ Titular
46. Liquidación de excedentes de Autoconsumo Liquidación de excedentes en Península - Medida demanda: Medida realizada por el contador y que se factura a los clientes elevada a BC (Con pérdidas) - Medida para desvíos: ∑ medidas UPR de demanda - ∑ medidas de UPR de generación – ∑ Vertidos de UPR de demanda Los excedentes no se abonan directamente a la comercializadora, nos los descuentan de nuestra medida de demanda Tenemos que descontarlos de nuestra previsión de compra Fecha Hora UPR Segmento Tipo Medida Programa (MWh) Medida (MWh) Vertidos (MWh) Desvío (MWh) Precio (€) Importe (€) 01/03/2023 13 xxxxC01 CAD - Costes de Adquisición de la Demanda Medida demanda 6,2 7,172 - - 13,52 96,97 01/03/2023 13 xxxxC01 PC3 - Pagos por Capacidad Medida demanda 0,99 7,10 01/03/2023 13 RBxxxxx DSV - Desvíos Medida para desvíos 1,316 -0,344 50,15 -17,25 01/03/2023 13 RBxxxxx BS3 - Banda Secundaria (Desvío Neto) Medida para desvíos 1,56 11,19 01/03/2023 13 RBxxxxx RAD3 - Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (Desvío Neto) Medida para desvíos 0,78 5,59
47. Liquidación de excedentes de Autoconsumo Liquidación de excedentes en SEIE - Abonaremos al OS el coste de adquisición de la demanda (Sphdem) por nuestra medida demanda – vertidos → IEAD_ADQ - Se abonará un coste de adquisición para autoconsumo (Sphauto) por nuestros vertidos → IEAD_AUT • Precio de cobro de excedentes en SEIE: Sphdem – Sphauto - Se abona un coste de penalización (scdsvdem) por el desvío neto de Despacho – Medida demanda + Vertidos → IECD Fecha Hora UPR Segmento Magnitud Energía considerada Despacho enviado (MWh) Medida (MWh) Vertidos (MWh) Desvío (MWh) Energía Considerada (MWh) Precio (€) Importe (€) 10/10/2022 13 xxxxxSB IEAD M_1ADQ Medida demanda - Vertidos 1,525 1,825 0,623 0,286 1,239 201,95 250,22 10/10/2022 13 xxxxxSB IEAD M_1AUT Vertidos 0,586 6,42 3,76 10/10/2022 13 xxxxxSB IECD M_1DVRE Desvío (Neto) 0,286 13,59 3,89 10/10/2022 13 xxxxxSB IEPC M_1PCAP Medida demanda 1,825 1,31 2,39
48. Previsión de vertidos de Autoconsumo Previsión de vertidos por CUPS, recurso y demanda - Complejo si son muchos CUPS → Previsión de producción individualizada - En la gran mayoría de autoconsumos se desconoce la energía autoconsumida Previsión agrupada - Localización de las instalaciones de autoconsumo - Histórico de vertidos → Medidas liquidables publicadas 1,5 meses después de mes vencido • Agregación de vertidos a partir de curvas individuales - Potencia de generación → Únicamente tipos 41 a 44, corrección de colectivos - Perfil de vertidos → Por mes/época - Tipo de día
49. Información de medidas, estructura e inventario
50. Medidas de producción y vertidos de autoconsumo Telemedida • Tiempo real → Conexión a centro de control o sistemas SCADA de plantas que lo tengan habilitado • Conexión horaria con el modem del equipo de telemedida Distribuidora – Operador del Sistema • Medidas de generación deben ser enviadas al OS y publicadas por este a la comercializadora a través de SIMEL en D+1 • Medidas de vertidos de autoconsumo se recibirán en los mismos plazos que las medidas de demanda - Tipos 1 a 3 (Más de 50 kW de potencia) → Se publicarán en D+1 (Salvo tipo 3 sin transmisión de medida) - Tipos 4 y 5 (Menos de 50 kW de potencia) → Hasta el 12º día hábil del M+2
51. Archivos del Operador del Sistema - SIMEL Archivos de medida horaria de generación - UPR → Datos horarios de energía por UPR • Publicación diaria hasta M+1 y posteriormente por cierre (Un archivo por día y cierre) - UFI → Datos horarios de energía por UFI • Publicación diaria hasta M+1 y posteriormente por cierre (Un archivo por día y cierre) - MHCIL → Datos horarios de energía por CIL • Publicación diaria hasta M+1 y posteriormente por cierre (Un archivo por mes y cierre)
52. Archivos del Operador del Sistema - SIMEL Archivos de medida mensual acumulada de generación - AMCIL → Datos acumulados de energía por CIL tipo 1 y 2 • Publicación por cierre (Un archivo por mes y cierre) - ACUMCIL→ Datos acumulados de energía por CIL tipo 3, 4 y 5 • Publicación por cierre (Un archivo por mes y cierre) - INFPA → Datos acumulados de energía producida en periodos de incumplimiento del factor de potencia • Publicación por cierre (Un archivo por mes y cierre)
53. Archivos del Operador del Sistema - SIMEL Archivos de inventario y relaciones de generación - CILDATOS → Inventario de CIL asignados al sujeto e información de estos • Publicación semanal cada viernes - UPRCIL→ Relación entre CIL y UPR • Publicación diaria hasta M+1 y posteriormente por cierre (Un archivo por mes) - UFICIL → Relación entre CIL y UFI • Publicación diaria hasta M+1 y posteriormente por cierre (Un archivo por mes)
54. Archivos del Operador del Sistema - SIMEL Archivos de medida horaria de vertidos de autoconsumo agregados - VERT → Datos horarios de energía vertida de autoconsumo por UPR • Publicación por cierre a partir del C3 (Un archivo por día y cierre) Archivos de medida horaria de vertidos de autoconsumo (Archivos de medida de demanda) - EPFPF→ Datos horarios de medida saliente de CUPS de suministro de tipos 1, 2 y 3 • Publicación diaria hasta M+1 y posteriormente por cierre (Un archivo por día y cierre) - MAGCLOS → Datos horarios de medida saliente de agregaciones de CUPS de suministro de tipos 4 y 5 • Publicación por cierre a partir del C3 (Un archivo por día y cierre) - F5D → Datos horarios de medida saliente de CUPS de suministro tipo 5 • Publicación en la facturación del suministro (Un archivo al día con la medida facturada por CUPS)
55. Archivos del Operador del Sistema - SIMEL Archivos de medida acumulada mensual vertidos de autoconsumo (Archivos de medida de demanda) - ACUM → Datos acumulados mensuales de energía saliente por CUPS tipos 1, 2 y 3 • Publicación diaria hasta M+1 y posteriormente por cierre (Un archivo por mes y cierre) - INMECLOS → Datos acumulados mensuales de energía saliente por CUPS tipos 4 y 5 • Publicación por cierre a partir del C3 (Un archivo por mes y cierre) Archivos de inventario y relaciones de autoconsumo - AUTOCONSUMOOS→ Inventario de CAU asignados al sujeto e información de estos • Publicación semanal cada viernes - CUPSCAUOS → Relación entre CUPS de suministro y CAU de la instalación de autoconsumo • Publicación semanal cada viernes
56. Archivos del Operador del Sistema - Liquidaciones - CILRAIPRE → Relación entre CIL, RAIPRE y potencia de generación • Publicación en los A1/A2 liquicomun, requerido para la asociación del CIL en OMIE - COMPPFRE → Componentes del precio final de mercado para renovables, cogeneración y residuos • Publicación en todos los liquicomun, un archivo por mes y liquidación • Importes y precios de mercado, intradiarios, RR.TT., desvíos (sin datos de desvío desde 09/2022) por tecnología
57. Archivos del FTP de la distribuidora - P1D→ Datos horarios de energía saliente de suministros tipo 1, 2 y 3 y autoconsumos de clientes tipo 4 • Diario, se envían medidas en función de su disponibilidad (Uno por día y distribuidora) - P5D→ Datos horarios de energía saliente de suministros tipo 5 • Diario, se envían medidas en función de su disponibilidad (Uno por día y distribuidora) - A5D → Datos horarios de energía autoconsumida (CCH_AUTOCONS) • Diario, se envían medidas en función de su disponibilidad (Uno por día y distribuidora) • Necesario para la comprobación del cálculo de la curva horaria en autoconsumos sin EdM bidireccional - B5D → Datos horarios de energía generada y multiplicada por el coef. de reparto (CCH_GENNETABETA) • Diario, se envían medidas en función de su disponibilidad (Uno por día y distribuidora) • Necesario para la comprobación del cálculo de la curva horaria en autoconsumos sin EdM bidireccional
58. Sinergias comercialización - representación
59. Sinergias comercialización - representación • Obtención de un beneficio por el desarrollo de la actividad • Reducción de garantías en OMIE → En torno a 0,15-0,20 €/MWh de reducción por cada MW de representación solar • Consolidación de los desvíos junto a la comercialización • Facilidad de bilateralización de la energía producida (PPA Físico) • Posibilidad de realizar coberturas a clientes a través de la energía representada (PPA Sleeved) • Posible beneficio con la venta o el arbitraje de esta de las garantías de origen renovable generadas
60. info@neuroenergia.com