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Webinar 25.02.2021: Nuevas tarifas de electricidad

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

Neuro Energía

March 02, 2021
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Transcript

  1. Expertos en Tecnología
    Apasionados por la Energía
    Nuevas tarifas de electricidad

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  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.

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  3. ÍNDICE
    1. Estructura y Calendarios
    2. Peajes y Cargos
    3. Adaptaciones
    4. Impacto Económico
    5. Conclusiones y Tarificador

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  4. ESTRUCTURA Y CALENDARIOS

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  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).

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  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.

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  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).

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  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.

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  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

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  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%

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  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.

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  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

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  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%

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  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

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  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%

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  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)

    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

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  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

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  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.

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  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)

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  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

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  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)

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  22. PEAJES Y CARGOS

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  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.

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  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.

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  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.

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  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.

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  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.

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  28. Términos de Facturación (CARGOS)
    o Término por Potencia Contratada.
    * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive.
    * Facturación por tramos.

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  29. Términos de Facturación (CARGOS)
    o Término por Potencia Contratada.
    o Término de Energía.
    * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive.
    * Facturación por tramos.

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  30. ADAPTACIONES

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  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)

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  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

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  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.

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  34. IMPACTO ECONÓMICO

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  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

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  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

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  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%

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  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

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  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%

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  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

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  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)

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  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.

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  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

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  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

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  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

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  46. CONCLUSIONES Y TARIFICADOR

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  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.

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  48. Conclusiones
    <medida, los sistemas de facturación y los contratos a lo dispuesto en (la Circular 3/2020
    CNMC) antes del 1 de abril de 2021>>
    <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>>

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  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.

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