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Webinar 28.04.2021: Cómo adaptarse a las nuevas tarifas y situación del mercado de electricidad

Webinar 28.04.2021: Cómo adaptarse a las nuevas tarifas y situación del mercado de electricidad

Presentación utilizada en el webinar gratuito de Neuro Energía sobre Cómo adaptarse a las nuevas tarifas y situación del mercado de electricidad sobre la nueva legislación y tarificación de la electricidad

Neuro Energía

April 29, 2021
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Transcript

  1. Expertos en Tecnología
    Apasionados por la Energía
    Cómo adaptarse a las nuevas tarifas y
    situaciones del mercado 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.
    [email protected]

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  3. ÍNDICE
    1. Estructura y Calendarios
    2. Peajes y Cargos
    3. Adaptaciones
    4. Impacto Económico
    5. Contenido Obligatorio Factura
    6. El nuevo paradigma en el Pool
    7. Adaptación de precios 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 Circular 3/2020, del 15 de enero.
    o Resolución 18/03/2021.
    CARGOS:
    o Primas renovables, cogeneración y residuos.
    o Extracoste No Peninsulares.
    o Déficit de tarifa.
    o GOBIERNO
    o RD 148/2021, de 9 de marzo.
    o Orden TED/371/2021, de 19 de abril.
    PENDIENTE: Resolución DGPEM Contenido Mínimo y Modelo Factura

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  6. 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 Intercambios con 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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  7. 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 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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  8. 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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  9. 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 del
    transporte
    NT4
    Retribución de distribución
    NT3 NT2 NT1 NT0
    Retribución de redes a recuperar por nivel
    de tensión tarifario
    (miles €)
    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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  10. 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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  11. Metodología Asignación Peajes
    3. Se asigna la retribución de cada nivel de tensión y
    término de facturación por periodos horarios, a
    efectos de proporcionar señales de precios a los
    usuarios sobre el momento más adecuado para
    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
    3.0TD 6.1TD
    6.2 TD 6.3TD
    6.4TD

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  12. 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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  13. 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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  14. Metodología Asignación Cargos
    Miles de euros

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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 < 72,5kV)
    2.0TD
    6.1TD
    (≥ 1 y < 30kV)
    2/3

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  17. Calendario (PEN)
    En Potencia:
    • P1 ≡ P1 y P2
    • P2 ≡P3
    Fuente: CNMC

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  18. Calendario (PEN)
    Fuente: CNMC

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  19. Calendario (PEN)
    Fuente: CNMC

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  20. 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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  21. Segmento Tarifario de Cargos
    Peaje
    Segmento
    de Cargos
    2.0TD 1
    3.0TD 2
    6.1TD 3
    6.2TD 4
    6.3TD 5
    6.4TD 6
    Peaje VE
    Segmento
    de Cargos
    - -
    3.0TDVE 2VE
    6.1TDVE 3VE
    - -
    - -
    - -

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  22. 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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  23. 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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  24. PEAJES Y CARGOS

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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 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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  27. 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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  28. 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).
    Para el cálculo de la ER, los EdM registran los
    cuadrantes 1 y 4 por hora. La ER será la diferencia del 1 menos el
    4 (Si >0  Factor de Potencia Inductivo; Si <0  C
    a
    p
    a
    c
    i
    t
    i
    v
    o
    )
    .
    * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive.
    * Facturación por tramos.

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  29. 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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  30. Facturación Reactiva
    Fuente: CNMC

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  31. Peajes
    Concepto Tarifa P1 P2 P3 P4 P5 P6 Unidades
    Peaje Potencia 2.0 TD 23,469833 0,96113 €/kW-año
    Peaje Potencia 3.0 TD 10,646876 9,302956 3,751315 2,852114 1,145308 1,145308 €/kW-año
    Peaje Potencia 6.1 TD 21,245192 21,245192 11,530748 8,716048 0,560259 0,560259 €/kW-año
    Peaje Potencia 6.2 TD 15,272489 15,272489 7,484607 6,676931 0,459003 0,459003 €/kW-año
    Peaje Potencia 6.3 TD 11,548232 11,548232 6,320362 3,694683 0,708338 0,708338 €/kW-año
    Peaje Potencia 6.4 TD 12,051156 9,236539 4,442575 3,369751 0,628452 0,628452 €/kW-año
    Peaje Energía 2.0 TD 27,378 20,624 0,714 €/MWh
    Peaje Energía 3.0 TD 18,489 15,664 8,523 5,624 0,340 0,340 €/MWh
    Peaje Energía 6.1 TD 18,838 15,479 9,110 5,782 0,328 0,328 €/MWh
    Peaje Energía 6.2 TD 10,365 8,432 4,925 3,143 0,180 0,180 €/MWh
    Peaje Energía 6.3 TD 9,646 8,076 4,937 2,290 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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  32. Términos de Facturación (PEAJES)
    Particularidades Facturación por Potencia Demandada:
    o En Tipos 4 y 5 no hay discriminación horaria (Kp).
    o En Tipos 1, 2 y 3 puede haber registro cuarto horario (Qh)
    únicamente de potencia máxima en cada periodo. Para los
    excesos se tomará la potencia demandada según la CCH y se
    considerará la misma potencia demandada en los 4 Qh. Si no
    hay CCH, se facturarán como los Tipo 4 y 5.
    o Desvinculación (de la facturación y temporal) entre potencia
    contratada y excesos.
    o La facturación por potencia demandada se realizará
    mensualmente, prorrateándose por el número de días
    del ciclo de facturación, considerando meses de 30
    días.
    o Ante un cambio de comercializador durante el ciclo de
    lectura, el distribuidor asignará la facturación por
    excesos de potencia del ciclo completo al
    comercializador entrante.

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  33. 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 2,5561 0,1187 -44,98% -51,42% 1,4064 0,0577 -45,26%
    3.0 TD 1,6331 1,1485 0,5838 0,5088 0,3666 0,2197 -13,88% 7,00% -15,12% -25,95% -58,73% -31,14% 1,4064 1,2289 0,4955 0,3768 0,1513 0,1513 -14,58%
    6.1 TD 2,5446 2,1579 1,2424 1,0079 0,3282 0,1757 -44,73% -34,83% -38,56% -42,75% -88,70% -78,89% 1,4064 1,4064 0,7633 0,5770 0,0371 0,0371 -43,31%
    6.2 TD 1,7274 1,5003 0,789 0,7217 0,2036 0,114 -18,58% -6,26% -12,64% -14,80% -79,24% -62,92% 1,4064 1,4064 0,6892 0,6149 0,0423 0,0423 -16,90%
    6.3 TD 1,3264 1,1445 0,659 0,4402 0,1914 0,1197 6,03% 22,88% 16,80% 2,22% -54,93% -27,93% 1,4064 1,4064 0,7697 0,4500 0,0863 0,0863 8,34%
    6.4 TD 1,1823 0,8588 0,435 0,3456 0,1171 0,082 18,95% 25,52% 19,19% 13,79% -37,37% -10,56% 1,4064 1,0779 0,5185 0,3933 0,0733 0,0733 17,28%
    2.0 TD
    3.0 TD Exceso de
    Potencia Actual
    €/kW
    1,4064 0,7032 0,5204 0,5204 0,5204 0,2391
    0,00% 74,75% -4,77% -27,60% -70,93% -36,72% -2,55%
    6.1 TD 0,00% 100,00% 46,69% 10,88% -92,87% -84,49% 8,12%
    6.2 TD 0,00% 100,00% 32,45% 18,16% -91,88% -82,32% 7,46%
    6.3 TD 0,00% 100,00% 47,92% -13,53% -83,42% -63,92% 7,55%
    6.4 TD 0,00% 53,29% -0,37% -24,43% -85,91% -69,32% -9,39%
    Tarifa de Acceso TP P1 P2 P3 P4 P5 P6 Variación % P1 P2 P3 P4 P5 P6 % Global Exceso
    2.0 TD Peajes + Cargos
    €/kW - mes
    2,5561 0,1187 -44,98% 1084,84% 1,4064 1,4064 5,16% de Potencia
    €/kW
    3.0 TD 1,6331 1,1485 0,5838 0,5088 0,3666 0,2197 -13,88% 22,46% 140,90% 176,42% 283,63% 540,15% 1,4064 1,4064 1,4064 1,4064 1,4064 1,4064 89,18%

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  34. Facturación Potencia Contratada
    Peaje (€/kW-año)
    (B) 21,245192 21,245192 11,530748 8,716048 0,560259 0,560259
    TP(€)
    (C) = [ (A) * (B) * nºdías ] / 365(366) 523,85 € 523,85 € 284,32 € 214,92 € 13,81 € 20,77 €
    Total (€) 1.581,52 €
    Peaje 6.1 TD
    Fecha Desde 31/05/2021 Fecha Hasta 30/06/2021 Días 30
    P1 P2 P3 P4 P5 P6
    Pot Cont (kW)
    (A) 300 300 300 300 300 451

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  35. Facturación Potencia Demandada
    Pmax (kW)
    (B) 32 35 50
    Exceso (kW)
    (C) = (B) - (A) 2 5 10
    Precio Excesos (€/kW)
    (D) 1,4064 1,4064 1,4064 1,4064 1,4064 1,4064
    TEP(€)
    (E) = (D) * 2 * (C) * nº días / 30 5,63 € 14,06 € 28,13 €
    Total (€)
    Peaje 3.0 TD
    (Tipo 4 ó 5)
    Fecha Desde 31/05/2021 Fecha Hasta 30/06/2021 Días 30
    P1 P2 P3 P4 P5 P6
    Pot Cont (kW)
    (A) 30 30 40
    47,82 €

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  36. Facturación Potencia Demandada
    Pot Dem (kW)
    (B)
    Cuarto de hora 1 320 440 450
    Cuarto de hora 2 300 420 430
    Cuarto de hora 3 280 350 380
    Cuarto de hora 4 340 430 570
    Exceso (kW)
    (C) = { SUM [ (B) - (A) ] ^ 2 } ^1/2 44,72 53,85 20,00
    [ (B) - (A) ] ^ 2 Cuarto de hora 1 400 1600
    [ (B) - (A) ] ^ 2 Cuarto de hora 2 400
    [ (B) - (A) ] ^ 2 Cuarto de hora 3
    [ (B) - (A) ] ^ 2 Cuarto de hora 4 1600 900 400
    Precio Excesos (€/kW)
    (D) 1,4064 1,4064 1,4064 1,4064 1,4064 1,4064
    Coeficiente Kp
    (E) 1 1 0,542746 0,41026 0,026371 0,026371
    TEP(€)
    (F) = (E) * (D) * (C) * nº días / 30 34,14 € 31,07 € 0,74 €
    Total (€)
    Peaje 6.1 TD
    (Tipo 1, 2 ó 3)
    Fecha Desde 31/05/2021 Fecha Hasta 30/06/2021 Días 30
    P1 P2 P3 P4 P5 P6
    Pot Cont (kW)
    (A) 300 300 300 400 400 550
    65,95 €

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  37. 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. Los
    precios de los términos de potencia y energía, así como los periodos horarios, serán los nuevos.

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  38. 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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  39. 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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  40. Cargos
    Concepto Tarifa P1 P2 P3 P4 P5 P6 Unidades
    Cargo Potencia 2.0 TD 7,202827 0,463229 €/kW-año
    Cargo Potencia 3.0 TD 8,950109 4,478963 3,254069 3,254069 3,254069 1,491685 €/kW-año
    Cargo Potencia 6.1 TD 9,290603 4,649513 3,378401 3,378401 3,378401 1,548434 €/kW-año
    Cargo Potencia 6.2 TD 5,455758 2,730784 1,983912 1,983912 1,983912 0,909293 €/kW-año
    Cargo Potencia 6.3 TD 4,368324 2,186024 1,588236 1,588236 1,588236 0,728054 €/kW-año
    Cargo Potencia 6.4 TD 2,136839 1,06931 0,777032 0,777032 0,777032 0,35614 €/kW-año
    Cargo Energía 2.0 TD 105,740 21,148 5,287 €/MWh
    Cargo Energía 3.0 TD 58,947 43,646 23,579 11,789 7,557 4,716 €/MWh
    Cargo Energía 6.1 TD 32,053 23,743 12,821 6,411 4,109 2,564 €/MWh
    Cargo Energía 6.2 TD 15,039 11,139 6,016 3,008 1,928 1,203 €/MWh
    Cargo Energía 6.3 TD 12,328 9,132 4,931 2,466 1,581 0,986 €/MWh
    Cargo Energía 6.4 TD 4,683 3,469 1,873 0,937 0,600 0,375 €/MWh

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  41. ADAPTACIONES

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  42. Adaptación Potencia
    Las distribuidoras informarán del calendario previsto de adaptación de los equipos de medida (EdM) a las comercializadoras,
    antes del 01/05/2021 (se podrá actualizar después), 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 enviar solicitudes M1, con la versión 2.0.1, a partir del 17 de mayo incluido, indicando la nueva
    Tarifa ATR y manteniendo la indicada por el distribuidor en el CSV, en una modificación exclusivamente técnica, a fecha fija para
    el 1 de junio de 2021.
    o Se sigue usando la versión 2.0 durante todo el mes de Mayo, de forma normal, para el resto de situaciones.
    o A partir del 20 de junio de 2021 el SIPS ya estaría actualizado con los nuevos peajes y potencias.
    Peaje Actual
    Nueva PotenciaContratada
    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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  43. Adaptación Potencia
    Fuente: CNMC

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  44. Adaptación Potencia
    Los consumidores podrán modificar dos veces las potencias contratadas, sin coste alguno, durante el periodo de doce meses a
    contar desde el 1 de junio de 2021, a pesar de no haber transcurrido doce meses desde la última modificación.
    La adaptación de oficio que realice el distribuidor no computará como cambio de potencia.
    o Sin coste alguno, si no se supera la máxima de las potencias contratadas y no exige cambio del equipo de medida. En este
    caso, no se verificarán las instalaciones en BT de más de veinte años.
    o En caso contrario, se pagarán los derechos de acceso, extensión, verificación y actuación que sean de aplicación.
    o Dado que en el caso de aumentos de potencia para consumidores con EdM telegestionados no sería necesaria una actuación
    in situ, y salvo que hubiera una actuación manual por otro motivo que necesitara desplazamiento, no cabría el cobro de
    derechos por actuaciones en los equipos de medida y control. ¿Provisional o Definitivo?
    Los suministros en BT < 15 kW que no dispongan de EdM integrado en los sistemas de telegestión por causa imputable al
    consumidor y tengan un único ICP, no podrán contratar potencias diferenciadas por periodo horario.

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  45. 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-Jun:
    o Misma lógica pero a la inversa.
    Independientemente de si el EdM es en propiedad o alquiler,
    la distribuidora EdL será responsable de realizar la
    programación (art. 13.2 RD 1110/2007).
    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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  46. 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 0).
    o Se cerrará el ciclo de facturación de todos los suministros el 31 de mayo independientemente del número de
    días incluido en ese ciclo de medida.

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  47. IMPACTO ECONÓMICO

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  48. Pérdidas
    Previas (%)
    Pérdidas
    (%)
    BOE
    (%)
    Con K
    (%)
    2.X A 14,0% 22,9% -5,3%
    2.X DHA 12,5% 37,1% 5,6%
    2.X DHS 13,4% 28,4% -1,1%
    3.0 A 13,8% 17,1% 3.0 TD 23,9% -4,5%
    6.1 A 5,9% 17,4% -9,6%
    19,9% -7,6%
    -11,2% -31,6%
    6.2 4,2% 24,2% -4,4%
    6.3 2,9% 4,2% 6.3 TD 44,4% 11,3%
    6.4 1,5% 1,7% 6.4 TD 8,2% -16,7%
    2.0 TD
    17,2%
    -23,0%
    5,8%
    3.1 A
    7,0%
    5,2%
    6.1 TD
    6.2 TD
    Pérdidas y PPCC
    Datos Ponderados por Consumo
    Coef. K 1,32 1,02
    oPagos por Capacidad bajan 70-90%

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  49. Vehículo Eléctrico
    Peajes y Cargos 3.0 TD (€/kWh) Término Potencia (€/kW-año)
    77,4360 59,3100 32,1020 17,4130 7,8970 5,0560
    145,74%
    19,596985 13,781919 7,005384 6,106183 4,399377 2,636993
    157,84% 162,73% 163,34% 174,33% 120,12 % 124,39% -86,43% -83,15% -86,59% -88,29% -93,61% -99,26%
    199,6640 155,8270 84,5390 47,7690 17,3830 11,3450 2,660074 2,321941 0,939277 0,71505 0,281312 0,281312
    P1 P2 P3 P4 P5 P6 Ponderado P1 P2 P3 P4 P5 P6
    Peajes y Cargos 3.0TDVE (€/kWh)
    Peajes y Cargos 6.1 TD (€/kWh) Término Potencia (€/kW-año)
    50,8910 39,2220 21,9310 12,1930 4,4370 2,8920
    333,76%
    30,535795 25,894705 14,909149 12,094449 3,93866 2,108693
    387,66% 399,07% 408,71% 436,17% 249,38% 267,8 4% -84,50% -81,72% -82,77% -83,94% -96,83% -99,67%
    248,1730 195,7470 111,5650 65,3750 15,5020 10,6380 4,733449 4,733449 2,569106 1,941942 0,124793 0,124793
    P1 P2 P3 P4 P5 P6 Ponderado P1 P2 P3 P4 P5 P6
    Peajes y Cargos 6.1TDVE (€/kWh)

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  50. 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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  51. 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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  52. 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
    Precio Ponderado MD (€/MWh) Vs Apuntamiento(%)
    1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
    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
    Precio Ponderado MD (€/MWh) Vs Apuntamiento(€/MWh)
    1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
    Ap€ 2016 Ap€ 2017 Ap€ 2018 Ap€ 2019 Ap€ 2020 PMP 2016 PMP 2017 PMP 2018 PMP 2019 PMP 2020

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  53. Comparativa Tarifas
    2.0 A(€/kWh) Término Potencia(€/kW-año)
    0,124989
    1,65%
    38,043426
    -15,63%
    68,91% -5,62% -35,69% -19,37% -96,26%
    0,211118 0,117967 0,080385 30,67266 1,424359
    P1 P2 P3 Ponderado P1 P2 Total
    2.0 TD(€/kWh) -3,13%
    2.0 DHA(€/kWh) Término Potencia(€/kW-año)
    0,160992 0,087019
    15,76%
    38,043426
    -15,63%
    40,70% - 17,77% 7
    ,
    34% -19,37% -96,26%
    0,226519 0,132381 0,093407 30,67266 1,424359
    P1 P2 P3 Ponderado P1 P2 Total
    2.0 TD(€/kWh) 6,91%
    2.1 A(€/kWh) Término Potencia(€/kW-año)
    0,154
    -5, 23%
    44,44471
    -27,78 %
    47,32% - 1
    3
    ,17% -37,75% -30,99% -96,80%
    0,226873 0,133716 0,09587 30,67266 1,424359
    P1 P2 P3 Ponderado P1 P2 Total
    2.0 TD(€/kWh) -8,51%

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  54. Comparativa Tarifas
    3.0 A(€/kWh) Término Potencia(€/kW-año)
    P1 P2 P3
    12,18%
    P1 P2 P3
    -34,29%
    0,106668 0,093788 0,072159 40,728885 24,43733 16,291555
    47,07% 28,80 % 16,57% 0,47% 16,50% 6,29% -51,88% -66,16% -71,33% -75,01% -73,00% -83,81%
    0,156873 0,137391 0,109332 0,094229 0,084068 0,076700 19,596985 13,781919 7,005384 6,106183 4,399377 2,636993
    P1 P2 P3 P4 P5 P6 Ponderado P1 P2 P3 P4 P5 P6 Total
    3.0 TD(€/kWh) -2,17%
    3.1 A(€/kWh) Término Potencia(€/kW-año)
    P1 P2 P3
    1,18%
    P1 P2 P3
    -13,99%
    0,094649 0,088058 0,064423 59,173468 36,490689 8,367731
    30,82% 17,68 % 6,73% -4,54% 16,51 % -3,36% -48,40% -56,24% -59,14% -66,86% - 52,93% -74,80%
    0,123820 0,111382 0,093984 0,084056 0,075058 0,062261 30,535795 25,894705 14,909149 12,094449 3,93866 2,108693
    P1 P2 P3 P4 P5 P6 Ponderado P1 P2 P3 P4 P5 P6 Total
    6.1 TD(€/kWh) -3,64%

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  55. Comparativa Tarifas
    3.1 A (€/kWh) Término Potencia(€/kW-año)
    P1 P2 P3
    -10, 81%
    P1 P2 P3
    -41,68%
    0,094649 0,088058 0,064423 59,173468 36,490689 8,367731
    2,83% -4,0 9% -6,8 8% -12, 45% 11,9 6% -7,7 3% - 64,97% -69,58% -74,05% -76,27% -70,81% -83,65%
    0,097330 0,090775 0,082000 0,077099 0,072128 0,059443 20,728247 18,003273 9,468519 8,660843 2,442915 1,368296
    P1 P2 P3 P4 P5 P6 Ponderado P1 P2 P3 P4 P5 P6 Total
    6.2 TD(€/kWh) -20,62%
    6.1 A (€/kWh) Término Potencia(€/kW-año)
    P1 P2 P3 P4 P5 P6
    9,46%
    P1 P2 P3 P4 P5 P6
    -17, 3
    5
    %
    0,108713 0,098444 0,084304 0,074076 0,070474 0,062735 39,139427 19,586654 14,334178 14,334178 14,334178 6,540177
    16,33% 13,52% 6,5 9% 5,34% -2,54% 1,37% -21,98% 32,21 % 4,01% -15,6 3% -72,52% -67,76%
    0,126470 0,111752 0,089860 0,078029 0,068685 0,063594 30,535795 25,894705 14,909149 12,094449 3,93866 2,108693
    P1 P2 P3 P4 P5 P6 Ponderado P1 P2 P3 P4 P5 P6 Total
    6.1 TD(€/kWh) -0,41%

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  56. CONTENIDO OBLIGATORIO FACTURA

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  57. Contenido Factura (Mercado Libre)
    El DGPEyM establecerá, con la suficiente antelación, el contenido mínimo y el modelo de la factura de
    electricidad, que desglose los peajes de transporte y distribución y los cargos.
    ❑ Tanto en la propuesta del MITERD como en el Informe de la CNMC desaparecen las lecturas (inicial y final) del contador.
    En todo caso, debe indicarse si el consumo es estimado.
    ❑ Incluir una comparación gráfica del consumo con el mismo periodo del año anterior, en vez de 14 meses.
    ❑ Especificar qué parte del importe total corresponden a peajes y qué parte a cargos. Cambiar la tarta de destino del
    importe, con nuevos porcentajes a aplicar sobre el resultado de los cargos.
    ❑ Incluir número de contador. La CNMC prefiere que no.
    ❑ El coste de la energía incluye, entre otros, los pagos por capacidad y la retribución al OS y OM.
    ❑ En el formato obligatorio para mercado regulado eliminan el resumen y no han dejado espacio para los datos de envío.

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  58. Contenido Factura (Mercado Libre)
    La CNMC propone, también:
    ❑ Ampliar el ámbito de actuación a todos los consumidores o, al menos, a los de Baja Tensión.
    ❑ No separar peajes de cargos en el detalle del formato regulado. Tampoco indicar segmento de cargos.
    ❑ Incluir Código QR o informacion minima necesaria (consumo anual) para poder introducir en el Comparador de la CNMC.
    ❑ Incluir el vínculo directo a la web de la Distribuidora para obtener la CCH (obligación existente en el P.O.10.11).
    ❑ Detallar el consumo total, además de por periodo, para facilitar la comparación con productos de precio único.
    ❑ Señalar el nombre de la oferta contratada.
    ❑ Mostrar Potencia Contratada por cada periodo horario.
    ❑ Detallar precios y cuantías por cada periodo horario, indicando qué parte se corresponde con peajes y cargos (aunque en el detalle aparezcan
    sumados).
    ❑ Informar si hay penalización por cancelación anticipada y fecha a partir de la cual no se aplicanpenalizaciones.

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  59. Precios Dinámicos (Indexados)
    ❑ La CNMC ha pedido información a 118 comercializadoras, para consumidores en
    BT.
    ❑ El consumidor, en general, no puede comprobar la correcta facturación de su
    consumo, porque no tiene el detalle horario o desconoce los conceptos y valores.
    Pass-Pool con precios medios de mercado no se considerarían precios dinámicos.
    ❑ Estructura común propuesta por la CNMC:
    ❑ Obligatoria para comercializadoras de más de 200.000 clientes y opcional
    para las que quieran publicitar estos precios en el Comparador de la CNMC.
    ❑ Entre otros: Intradiarios, Desvíos (NO CUR), FNEE (PVPC) en punto de
    consumo, Impuesto Municipal y financiación del bono social (€/cliente y
    año según última liquidación 12 y número de CUPS a 31/12 de ese año) y
    margen.
    ❑ Facturación con base en lecturas reales horarias.
    Fuente: CNMC
    Tarifa 2.0A, 4,4 kW y 3 MWh anuales

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  60. EL NUEVO PARADIGMA EN EL POOL

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  61. Pool
    60
    50
    40
    30
    20
    10
    0
    70
    100
    90
    80
    Precio Pool (€/MWh)
    España Francia Alemania
    IVPEE

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  62. Futuros
    45
    50
    55
    60
    65
    Precio Futuros Electricidad España (€/MWh)
    Q32021 Q42021 CAL2022

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  63. EUA
    15
    25
    35
    45
    55
    65
    75
    10
    15
    20
    25
    30
    35
    40
    45
    50
    Brent
    EUA
    Cotizaciones Brent Vs EUA 2020-2021
    EUA(€/t) Brent ($/bbl)
    Los EUA en 47 €/t encarecen
    la producción de CCGT, con el
    IVPEE, en aprox. 18 €/MWh
    Los EUA en 2017 estaban
    en el entorno de 5-8 €/t

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  64. EUA (Razones)

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  65. Temperaturas
    18
    16
    14
    12
    10
    8
    6
    4
    2
    0
    -2
    Comparativa Temperatura Vs Normal ALEMANIA Abril 2021
    Normal Temperatura

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  66. Nuclear
    28
    33
    38
    43
    48
    53
    58
    1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
    Producción Nuclear Media Francia (GWh)
    Año2014 Año2015 Año2016 Año2017 Año2018 Año2019 Año2020 Año2021

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  67. Gas
    20,00
    18,00
    16,00
    14,00
    12,00
    10,00
    8,00
    6,00
    4,00
    22,00
    Índice MIBGAS y Futuros Año + 1
    MIBGAS Yr+1
    Filomena

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  68. Embalses
    Fuente: MITERD
    Windfall
    Profits

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  69. Mercado Interior de Electricidad
    Fuente: REE

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  70. Oportunidades y Desafíos
    Autoconsumo
    Almacenamiento
    Vehículo Eléctrico
    Mercados Locales
    PPA
    Hidrógeno
    Boom renovable
    Competencia
    Volatilidad
    Estrategia de
    Coberturas

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  71. ADAPTACIÓN DE PRECIOS Y TARIFICADOR

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  72. Adaptación Precios

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  73. Adaptación Precios
    <los contratos a lo dispuesto en (la Circular 3/2020 CNMC) antes del 1 de junio de 2021>>
    <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>>
    Según lo propuesto por la CNMC, la información debería centrarse, al menos, en:
    1. El cambio de peajes (tarifa y potencia) y nuevos periodos aplicables.
    2. La separación de los peajes de acceso en peajes de transporte y distribución y cargos.
    3. La adaptación en las condiciones contractuales consecuencia de las modificaciones anteriores.
    Proporcionando medio de contacto para dudas y link al documento de la CNMC CNS/DE/1467/20 de Consultas.

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  74. Adaptación Precios (Propuesta CNMC)
    Las comercializadoras deberán, en su caso, adaptar el coste de la energía que hayan libremente pactado con el consumidor
    bajo la anterior estructura, salvo acuerdo en contra. Teniendo en cuenta, según la CNMC, que las adaptaciones dependerán de:
    1. Las condiciones contractuales establecidas entre las partes.
    2. El perfil de consumo del punto o puntos de suministro afectados.
    3. Las modificaciones que el cambio de los periodos horarios induzca en el comportamiento del consumidor (¿?).
    4. Las modificaciones introducidas en los componentes regulados que forman parte del coste de la energía.
    La CNMC podría haber establecido unos coeficientes de adaptación medios que permitieran convertir los precios, pero al no
    poder tener en cuenta perfiles concretos y condiciones y precios de contratos pactados libremente no lo ha hecho. No tiene
    competencias para establecer las adaptaciones de precio. Deben ser las comercializadoras las que informen sobre la nueva
    estructura y el impacto sobre los precios.

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  75. Adaptación Precios
    No obstante, el artículo 7.11 de la Ley 3/2013 establece que es función de la CNMC <condiciones de suministro a los consumidores finales […] y publicar recomendaciones para la adecuación de los precios de los
    suministros a las obligaciones de servicio público y a la protección de los consumidores>>.
    La mayoría de los contratos prevén el traslado al consumidor de las variaciones de los componentes regulados, de tal forma que
    trasladen fielmente las modificaciones derivadas de la nueva estructura tarifaria.
    Según la CNMC, se debe aplicar una metodología replicable y que garantice que el importe implícito del componente no
    regulado no es superior al contemplado antes de la modificación, teniendo en cuenta los perfiles utilizados para la conversión
    para el consumidor o conjunto de consumidores.
    En el citado documento de la CNMC CNS/DE/1467/20 de Consultas, se incluyen Recomendaciones a los comercializadores,
    sobre la metodología de conversión de los términos de potencia y de energía.

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  76. Adaptación Precios (Potencia)
    o Si el contrato traslada los términos de potencia de los actuales peajes sin ningún margen de comercialización
    adicional, sólo habrá que aplicar los nuevos términos de potencia de peajes ycargos.
    o En caso contrario, resultará necesario convertir a los nuevos periodos y precios:
    1. De los precios actuales se detraerá el término de potencia de la tarifa de acceso antigua, obteniéndose el
    margen correspondiente a la potencia contratada.
    2. Este margen se repartirá entre los nuevos periodos, asegurando que el importe total tras la conversión no
    sea mayor que el previo, sea con un reparto proporcional al peso de los nuevos precios, al número de
    horas de los antiguos y nuevos periodos horarios, o de forma lineal.
    3. A los valores de margen obtenidos por periodo se sumará el coste de los nuevos conceptos regulados.

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  77. Adaptación Precios (Energía)
    o Si es un indexado horario (pass-through o precio dinámico), no resultará necesario hacer ningún tipo de conversión, pasando a
    facturar los nuevos precios de los peajes, cargos, pagos por capacidad y pérdidas, junto al resto de conceptos actuales.
    o En el resto de los casos:
    1. Se detraerán de los precios actuales, en cada periodo, los costes de los conceptos regulados (peaje, PPCC y pérdidas con
    el coeficiente K de ajuste). El resultado será el componente que no se ve afectado por la modificación normativa.
    Se recomienda la aplicación de perfiles si los periodos no coinciden con los de la tarifa implícita (p.ej: Único precio y 2.0 DHA).
    2. Al resultado se le sumará, en cada hora, los costes de los nuevos conceptos regulados. Se construirán los nuevos precios
    de acuerdo con los nuevos periodos a facturar, ponderando los precios obtenidos según el perfil horario de consumo
    que más se ajuste al cliente.
    Cuando se utilice un perfil tipo, utilizar el de REE (público) proporciona mayor garantía de transparencia a los consumidores.
    ❖ El mayor problema está en las pérdidas y en el Coeficiente K

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  78. Adaptación Precios
    ✓ Se puede optar por aplicar simplificaciones, pero garantizando que se está trasladando únicamente la variación de los
    componentes regulados.
    ✓ Se puede optar por mantener al cliente los mismos periodos horarios del término de energía que tenían previamente
    contratados, tras la adaptación a los nuevos valores de los conceptos regulados, independientemente de la nueva estructura de
    peajes (p.ej Único precio y 2.0TD).
    Como en esos casos no se estaría trasladando al consumidor los incentivos de eficiencia de la nueva estructura tarifaria, se considera
    buena práctica ofrecer al consumidor toda la información relativa al nuevo sistema y la posibilidad de contratar otros productos con
    la discriminación horaria nueva.
    Según la CNMC, es necesario publicar las ofertas de aplicación a partir del 1 de junio con antelación suficiente, para que los
    consumidores puedan contrastar y tengan la opción de comparar otras opciones disponibles.
    En todo caso, hay que informar de los nuevos precios con la primera factura que se emita con consumos posteriores al 1 de junio.

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  79. Información al Consumidor
    Según la CNMC, sería conveniente que los comercializadores informaran a sus clientes:
    ❑ De que el proceso de adaptación de su factura eléctrica será automático.
    ❑ De que tiene la opción de contratar otros productos y de la penalización que, en su caso, le podríasuponer.
    ❑ De la metodología aplicada para adaptar sus productos en unos términos adecuados y comprensibles, con la
    mayor transparencia posible y señalando las referencias públicas utilizadas y a su disposición.
    ❑ De que la adaptación de los contratos a la nueva estructura no supone una modificación económica del contrato,
    sino el traslado de precios de componente regulados, previsto en el clausulado general de contratación.
    ❑ De la opción de modificar la potencia hasta dos veces de forma gratuita (si no se incrementa).
    ❑ De las posibilidades y ventajas que brindan los nuevos periodos horarios y los cambios de hábito que podría
    realizar el consumidor para conseguir los mayores ahorros en su factura de electricidad.

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  80. Penalización
    ❑ Si los contratos tienen establecido trasladar las variaciones de los componentes regulados.
    ❑ Y se trasladan con una metodología transparente, replicable y garante de la parte libre del precio.
    La adaptación no supondría “modificación de las condiciones” según el artículo 44.1.e) de la Ley 24/2013: <debidamente avisados de forma transparente y comprensible de cualquier intención de modificar las condiciones del
    contrato e informados de su derecho a rescindir el contrato sin coste alguno cuando reciban el aviso. Asimismo, ser
    notificados de forma directa por su suministrador sobre cualquier revisión de los precios derivada de las
    condiciones previstas en el contrato en el momento en que ésta se produzca, y no más tarde de un período de
    facturación después de que haya entrado en vigor dicha revisión, de forma transparente y comprensible>>.
    Contratos en BT (RD 1435/2002): Penalizaciones aplicables únicamente en el primer año, que no podrán
    superar el 5% del precio del contrato por la energía estimada pendiente, siempre que la rescisión del contrato cause
    daños al suministrador.

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  81. Conclusiones
    o Escaso margen:
    o Problemáticos (por estación o mensuales) e injustos coeficientes de adaptación de la medida.
    o Valores firmes recientemente publicados: Poco margen para evaluar impacto económico.
    o Potencias contratadas desoptimizadas y cambios de calado en este término. Si bien, la CNMC ha relajado
    considerablemente la facturación por potencia demandada (Excesos).
    o Contenido mínimo de la factura de Electricidad Pendiente.
    o Falta de objetividad en la adaptación de los precios.
    o Situación de precios del Pool.
    Estamos a otra cosa y el nuevo esquema afecta sobremanera a los patrones de consumo.

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  82. Conclusiones
    o Traslado gradual de las variaciones de peajes y cargos descartado: 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.
    o Cotejar el clausulado de los contratos.
    o Criterio objetivo y justificado para adaptar los precios del suministro.
    …Pero en este entorno de precios mayoristas…
    TARIFICADOR
    PEAJES
    CARGOS

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