Metodología para el establecimiento de tarifas de acceso de

Transcripción

Metodología para el establecimiento de
tarifas de acceso de electricidad
Eficacia de los instrumentos regulatorios para la sostenibilidad
económica, energética y ambiental
Ismael Bahillo Santoyo
Dirección de Energía
Subdirector de Regulación EconómicoFinanciera y Precios Regulados
28 de octubre 2014
Índice
1. Competencias de la CNMC en el establecimiento de
peajes de acceso a las redes de transporte y distribución
de electricidad
2. Metodología de asignación de los costes de transporte y
distribución de electricidad.
3. Metodología para el cálculo de los peajes y cánones de
los servicios básicos de acceso a las instalaciones
gasistas
2
Índice
de electricidad
gasistas
3
Funciones de la CNMC
Metodología peajes TyD sector eléctrico

Directiva 2009/72/CE y Reglamento CE/714/2009:


Directiva 2012/27/CE:


Competencia del regulador: fijar o aprobar, de conformidad con criterios
transparentes, los peajes de transporte y distribución, o sus metodologías.
Las tarifas de red deben tener en cuenta el ahorro derivado de las medidas de
gestión de la demanda y la generación distribuida. Las tarifas de red deben
proporcionar señales de precios a efectos de desplazar la demanda de las
horas de punta a las horas de valle.
La Ley 3/2013 incluye entre las funciones de la CNMC:

Establecer mediante Circular, previo trámite de audiencia y siguiendo criterios
de eficiencia económica, transparencia, objetividad y no discriminación, la
metodología para el cálculo de la parte de los peajes de acceso a las redes de
electricidad correspondientes a los costes de transporte y distribución, de
acuerdo con el marco tarifario y retributivo establecido en la Ley del Sector
Eléctrico y en su normativa de desarrollo.

Asimismo, señala que, a estos efectos, se entenderá como metodología de
cálculo de los peajes la asignación eficiente de los costes de transporte y
distribución establecidos a los consumidores y a los generadores.
4
 El artículo 16 de la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico diferencia
entre peajes de acceso a las redes y cargos asociados a los
costes del sistema:

Los precios de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución se
establecerán de acuerdo con la metodología establecida por la CNMC
considerando a estos efectos el coste de la retribución de estas actividades.

Los cargos necesarios que se establecerán de acuerdo con la metodología de
calculo a establecer por el Gobierno previo informe de la CNMC, que deberán
satisfacer los consumidores y, en su caso, los productos de energía eléctrica, y
que cubrirán los costes del sistema que se determinen, sin perjuicio de los
dispuesto para los peajes de transporte y distribución.
5
Previsión de costes regulados sector eléctrico
Año 2014
Costes regulados (Miles €)
Orden
IET/107/2014
% sobre total
costes de acceso
% sobre total
costes
regulados
Coste Transporte
1.673.890
8,8%
9,2%
Coste Distribución
4.986.444
26,3%
27,4%
56.700
0,3%
0,3%
8.246.871
43,5%
45,3%
7.630.000
40,2%
41,9%
550.000
2,9%
3,0%
66.871
0,4%
0,4%
925.059
4,9%
5,1%
22.059
0,1%
0,1%
903.000
4,8%
5,0%
2.966.993
15,6%
16,3%
120.000
0,6%
0,7%
18.975.957
100,0%
104,2%
Gestión comercial de distribuidores
Costes de diversificación
Prima RE
Servicio de interrumpiblidad
Resto
Costes Permanentes
Cuotas
Compensación extrapeninsular
Anualidades déficit actividades reguladas
Imputación de pérdidas
Costes de acceso (A)
Costes(+)/ingresos(-) liquidables (B)
- 773.084
-4,2%
Déficit (+)/ Superavit (-) Pagos por Capacidad
- 545.239
-3,0%
Resultados de ejercicios anteriores
- 227.845
-1,3%
18.202.873
100,0%
Total costes regulados (C) = (A) + (B)
Peajes T&D
36,9%
Fuente: Orden IET/107/2014
6
Repercusión de los costes del servicio
Peajes de acceso
Comercializador de
referencia
Comercialización libre
Anualidades Déficit
actividades reguladas
Coste de la Energía
(1) La Ley 24/2013 elimina esta clasificación de costes
Precio
Libre
Cargos
Costes de diversificación y
seguridad del
abastecimiento (1)
Coste de redes
Costes Permanentes (1)
Precio
Regulado
Costes Permanentes (1)
Margen del
Comercializador
Peaje T&D
Costes de diversificación y
seguridad del
abastecimiento (1)
Anualidades Déficit
actividades reguladas
Pagos por capacidad
Pago de los Servicios de
Ajuste
Precio
Libre
PEAJE DE
ACCESO
Coste de redes
Precio Regulado/Precio de referencia
Costes de
Comercialización
Coste de la energía adquirida
en el mercado
7
Previsión de ingresos del sistema eléctrico
2014
• La Orden ITC/107/2014 establece los peajes de acceso de energía eléctrica para
2014. Ingresos previstos para el ejercicio 2014:
Orden
IET/107/2014
Ingresos acceso (miles €) (A)
Ingresos por tarifas de acceso
Peajes Generadores
Ingresos art. 21 Orden ITC/1659/2009
Consumos en generación
Ingresos externos a peajes (miles €) (B)
Ingresos Ley 15/2012 de medidas fiscales
Ingresos subastas CO2
Total ingresos regulados (miles €) (A) + (B)
% sobre total % sobre total
costes de
costes
acceso
regulados
14.960.572
100,0%
82,1%
14.705.474
98,3%
80,7%
129.698
0,9%
0,7%
17.600
0,1%
0,1%
107.800
0,7%
0,6%
3.250.720
17,9%
2.906.920
16,0%
343.800
1,9%
18.211.292
Fuente: Memoria que acompañó a la propuesta de OM por la que se revisan los peajes de acceso para 2014
8
Estructura de ingresos de acceso sector eléctrico
Estructura de ingresos de acceso. Junio 2013-mayo 2014
Número de consumidores
Peaje
Número
%
Energía Consumida
GWh
%
Facturación
Miles de €
%
BT (< 1 kV)
27.491.130
99,6%
107.342
47,4%
9.966.764
73,5%
Pc ≤ 10 kW
25.906.546
93,9%
64.877
28,6%
6.710.433
49,5%
2.0 A
24.765.666
89,7%
57.802
25,5%
6.319.435
46,6%
2.0 DHA
1.139.296
4,1%
7.063
3,1%
390.475
2,9%
2.0 DHS
1.583
0,0%
12
0,0%
523
0,0%
Pc > 10 kW
1.584.584
5,7%
42.465
18,7%
3.256.331
24,0%
2.1 A
681.603
2,5%
5.961
2,6%
708.546
5,2%
2.1 DHA
168.289
0,6%
2.889
1,3%
188.747
1,4%
2.1 DHS
218
0,0%
3
0,0%
217
0,0%
734.474
2,7%
33.612
14,8%
2.358.821
17,4%
102.513
0,4%
69.642
30,7%
2.986.189
22,0%
3.1.A
82.911
0,3%
15.257
6,7%
894.987
6,6%
6.1.A
19.603
0,1%
54.385
24,0%
2.091.202
15,4%
AT 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV
1.597
0,0%
16.607
7,3%
276.492
2,0%
AT 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV
417
0,0%
9.324
4,1%
125.086
0,9%
AT 4 (≥ 145 kV)
565
0,0%
23.587
10,4%
208.630
1,5%
27.596.221
100,0%
226.503
100,0%
13.563.159
100,0%
3.0
AT 1 (≥ 1 kV y < 36 kV)
Total
December 2013
Costs, income and tariff deficit
Entre junio de 2013 y mayo
de 2014 los ingresos de los
consumidores domésticos y
de los conectados en media
tensión representaron el
71,5% del total de ingresos
de acceso
9
 Circular 3/2014 por la que se establece la metodología para el cálculo de
los peajes de transporte y distribución de electricidad, aprobada por la
CNMC el 2 de julio de 2014 y publicada en el BOE el 19 de julio de 2014.
http://www.cnmc.es/es‐es/energ%C3%ADa/circulares.aspx?udt_2808_param_detail=10398
10
Metodología de peajes de TyD
Estructura grupos tarifarios
 Estructura de tarifas de acceso de consumidores:
Estructura vigente
Nivel de tensión (NT)
Peaje de acceso
2.0 A
Baja tensión
Media tensión
Alta tensión
NT < 1 kV
1 kV < NT < 36 kV
2.1 A
Estructura Circular
Potencia contratada (P)
P < 10 kW
10 kW < P < 15 kW
Discriminación horaria
Potencia
Energía
1
1, 2 ó 3
1
1, 2 ó 3
3.0 A
P > 15 kW
3
3
3.1 A
P < 450 kW
3
3
6.1 P > 450 kW
6
6
Peaje T&D
Potencia contratada (P)
2.0 TD
P < 15 kW
3.0 TD
P > 15 kW
Discriminación horaria
Potencia
Energía
1
1, 2 ó 3
1
1, 2 ó 3
3
3
6.1 TD
6
6
36 kV < NT < 72,5 kV
6.2
6
6
6.2 TD
6
6
72,5 kV < NT < 145 kV
6.3
6
6
6.3 TD
6
6
6.4
6
6
6.4 TD
6
6
> 145 kV
 Estructura de tarifas de acceso de generadores:
• 0,5 €/MWh vertido a la red (actualmente).
11
Metodología de peajes de TyD
Peaje de generación
 Modificación del Reglamento UE 838/2010:

El Reglamento (UE) n.º 838/2010 de la Comisión, de 23 de septiembre de 2010,
sobre la fijación de directrices relativas al mecanismo de compensación entre
gestores de redes de transporte y a un planteamiento normativo común de la
tarificación del transporte, establece que las tarifas de transporte medias
anuales pagadas por los productores se situarán entre los 0 y los 0,5 Eur/MWh
en el caso de España.

El mencionado Reglamento se encuentra en fase de revisión. La Agencia de
Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER) ha propuesto la
eliminación del límite al peaje de generación (es decir, no habría límite al coste
de las redes que debe ser financiado por los generadores) y, por otra parte,
impedir que los peajes de los generadores tengan una estructura variable. Se
está a la espera si la CE va a modificar dicho reglamento en la línea indicada
por ACER (Opinion of the Agency for the Cooperation of Energy Regulators Nº
9/2014 – 15 abril 2014).
12
Índice
de electricidad
3. metodología para el cálculo de los peajes y cánones de
gasistas
13
Metodología de asignación
Información necesaria y peajes a generadores
 Información necesaria para aplicar la metodología

Costes reconocidos para cada una de las actividades de transporte y distribución.

Modelo de red simplificado con la información sobre la generación, demanda y pérdidas
en cada nivel de tensión.

Balances de potencia y energía desagregados por periodos horarios.

Curva de carga de cada nivel de tensión, construidas a partir de las curvas de carga de
grupos tarifarios.

Variables de facturación desagregados por grupo tarifario y periodo horario: el número de
clientes por grupo tarifario y el consumo y la potencia contratada desagregados por grupo
tarifario y periodo horario.

Estructura de los peajes de transporte y distribución.
14
Etapas
 Etapas en la asignación de los coste de transporte y distribución a peajes:
1. Se parte de la retribución reconocida al transporte y a la distribución.
2. Se asigna dicha retribución por niveles de tensión.
3. Se asigna la retribución por niveles de tensión entre costes fijos
(término de potencia) y costes variables (término de energía).
4. Asignación de los costes de cada nivel de tensión por periodos
tarifarios.
5. Asignación de los costes de cada nivel de tensión a los consumidores
conectados en cada nivel de tensión.
6. Determinación de los términos de potencia y energía de los peajes.
7. Asignación del coste de gestión comercial.
15
Coste de las redes a asignar a los consumidores
I. Determinación del coste de redes a imputar a los consumidores
+ Retribución reconocida en la orden de peajes
‐ Ingresos por peajes de generadores
± Ingresos o pagos de transporte intracomunitarios (solo en transporte)
± Desvíos de ejercicios anteriores
Transporte
Coste de transporte a asignar en peajes de
transporte de los consumidores (miles €)
Retribución del transporte 2014
Retribución del transporte
Incentivo a la disponibilidad 2014
- Ingresos por peajes de generadores
Distribución
1.358.012
Coste de distribución a asignar en peajes a
consumidores (miles €)
4.953.646
1.673.890
+ Retribución Distribución
4.986.444
1.659.595
14.295
Distribuidores con más de 100.000 clientes
Retribución definitiva de distribución
4.665.141
4.572.584
- 96.900
Incentivo pérdidas y calidad de servicio 2014
92.557
± TSO
- 107.800
Distribuidores con menos de 100.000 clientes
321.303
- 111.178
- Ingresos por peajes de generadores
Retribución definitiva 2009-2011
- 111.178
- 32.798
-
Ingresos de generadores
no aplica
Revisión retribución ejercicios anteriores
no aplica
Ingresos por peajes de consumidores
no aplica
Desvíos peajes de generadores
no aplica
TSO
no aplica
Desvíos peajes de consumidores
no aplica
16
Coste de TyD por niveles de tensión tarifarios
II. Determinación del coste de transporte y distribución por niveles de tensión
tarifarios


Teniendo en cuenta información declarada por las empresas distribuidoras en Circular
1/2012 y 3/2012 de la CNMC:
En particular, se considera:




NT0 (tensiones no superiores a 1 kV): los costes de las líneas de baja tensión, así como los costes de
los centros de transformación.
NT1 (tensiones mayores de 1 kV y no superiores a 36 kV): los costes de las líneas de media tensión,
así como los de las subestaciones alta/media tensión.
NT2 (mayores de 36 kV y no superiores a 72,5 kV)
NT3 (mayores de a 72,5 kV y no superiores a 145 kV): los costes de las líneas de alta tensión, así
como los de las subestaciones de transporte /alta tensión y los de las subestaciones alta tensión/alta
tensión.
Coste de
transporte
NT4
Coste de distribución
NT3
NT2
NT1
NT0
Coste de redes de 2014 a recuperar
por nivel de tensión tarifario (miles €)
1.358.012
467.202
481.508
2.217.668
1.787.267
% de coste sobre total
100,0%
9,43%
9,72%
44,77%
36,08%
17
Asignación costes de TyD entre potencia y energía
III. Asignación de los costes de transporte y distribución, desglosados por niveles de
tensión tarifarios, entre los términos de potencia contratada y de energía
consumida de los peajes de transporte y distribución de los consumidores

Relación objetivo: basada en la ejecución del MRR
Coste de transporte
Coste de distribución
Total
Coste a recuperar por nivel de
tensión tarifario (M€)
% de coste sobre total
NT4
NT3
NT2
NT1
1.358.012
467.202
481.508
2.217.668
NT0
1.787.267
6.311.658
100,0%
9,43%
9,72%
44,77%
36,08%
% de coste a recuperar a través del
término de potencia
75%
75%
75%
75%
100%
82%
Coste de cada nivel de tensión
tarifario a recuperar a través del
término de potencia (miles €)
1.018.509
350.402
361.131
1.663.251
1.787.267
5.180.560
Coste a recuperar por nivel de
tensión tarifario a través del
término de energía (miles €)
25%
25%
25%
25%
116.801
120.377
Coste de cada nivel de tensión
tarifario a recuperar a través del
término de energía (miles €)
339.503
554.417
0%
18%
-
1.131.098
18
Términos de facturación de la Potencia Contratada
IV. Obtención de los términos de facturación de la potencia contratada en
los peajes de TyD de los consumidores
1) Asignación del coste de cada nivel de tensión por periodo




El coste de TyD de cada nivel de tensión se asigna por periodo horario teniendo en cuenta el número
de horas de cada periodo horario que participan en la punta
Se define el número de horas de punta como el 10% de las horas del año, esto es, 876 horas.
Periodo transitorio: Primer año de aplicación 1.500 horas.
Este parámetro se iría reduciendo progresivamente hasta alcanzar al final del periodo regulatorio el
número de horas de punta objetivo (876).
Propuesta CNMC
Asignación del coste del nivel de tensión por periodo tarifario
Nivel de Tensión
Nivel de Tensión
Periodo
0
Asignación considerando 1.500 h
1
2
3
4
0
1
2
3
4
1
39,9%
42,4%
42,3%
42,1%
42,1%
712.524
705.219
152.638
147.402
428.453
2
25,5%
21,2%
20,8%
21,0%
22,9%
456.349
352.609
75.115
73.584
232.899
3
7,5%
19,3%
20,1%
20,5%
19,4%
134.641
321.562
72.467
71.716
197.591
4
7,5%
13,7%
14,0%
13,5%
12,1%
133.449
227.311
50.558
47.421
122.900
5
1,1%
1,2%
1,2%
1,3%
1,6%
20.256
19.959
4.334
4.672
16.296
6
18,5%
2,2%
1,7%
1,6%
2,0%
330.049
36.592
6.019
5.606
20.370
TOTAL
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
1.787.267
1.663.251
361.131
350.402
1.018.509
19
los peajes de TyD de los consumidores
1) Asignación del coste de cada nivel de tensión por periodo
50.000
 hi , p
TD


CiTD
C
*
,p
i
 H
45.000
40.000



Participación de
cada periodo en las
1.000 horas de
mayor demanda del
NT4
30.000
P1
P2
25.000
Periodo 1
38,3%
Periodo 2
29,0%
Periodo 3
17,3%
10.000
Periodo 4
9,6%
5.000
Periodo 5
1,5%
0
Periodo 6
4,3%
P3
20.000
P4
P5
15.000
P6
1
173
345
517
689
861
1033
1205
1377
1549
1721
1893
2065
2237
2409
2581
2753
2925
3097
3269
3441
3613
3785
3957
4129
4301
4473
4645
4817
4989
5161
5333
5505
5677
5849
6021
6193
6365
6537
6709
6881
7053
7225
7397
7569
7741
7913
8085
8257
8429
8601
MW
35.000
1.000 horas
20
los peajes de transporte y distribución de los consumidores
2) Asignación del coste de cada nivel de tensión y periodo horario por grupo tarifario

La asignación se realiza teniendo en cuenta un modelo simplificado de red, teniendo en cuenta que
la red se diseña para atender a la potencia demandada por los consumidores conectados en el
propio nivel de tensión y en niveles de tensión inferiores
, NTj
i
CiTD
 CiTD
,p
, p * j , p
G4
NT4
Pérdidas
w42
w43
E4 , D 4
w41
G3
NT3
Pérdidas
w32
E3 , D 3
w31
Modelo de red
simplificado
G2
NT2
Pérdidas
w21
E2 , D 2
G1
NT1
Pérdidas
w10
E1 , D 1
G0
NT0
Pérdidas
E0 , D 0
21
V.
Términos de facturación de la potencia contratada en los peajes de
transporte y distribución de los consumidores
2) Asignación coste de cada nivel de tensión y periodo horario por grupo tarifario


Nivel de
tensión
tarifario
NT0
NT1
 i j, P
0

1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
0,258
0,357
0,390
0,395
0,396
0,218
0,742
0,643
0,610
0,605
0,604
0,782
2, p
0,086
0,106
0,108
0,112
0,123
0,085
1, p
0,236
0,319
0,348
0,351
0,347
0,199
0, p
0,678
0,575
0,544
0,538
0,530
0,716
3, p
0,043
0,060
0,055
0,059
0,074
0,065
2, p
0,042
0,049
0,053
0,055
0,058
0,042
0,236
0,318
0,348
0,350
0,344
0,194
0,679
0,573
0,544
0,536
0,524
0,699
4, p
0,083
0,103
0,083
0,085
0,135
0,113
3, p
0,016
0,021
0,018
0,019
0,023
0,023
2, p
0,044
0,052
0,053
0,054
0,056
0,042
1, p
0,221
0,294
0,330
0,332
0,311
0,179
0,636
0,530
0,516
0,509
0,475
0,643
2

2

3

3
NT3

3
 1, p
3
 0, p
4

4

NT4
4

4


4
Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6
1,000
0, p
11
 ,p
1
 0, p
2

NT2
El coste correspondiente al NT0 será recuperado por los consumidores conectados a ese nivel de
tensión
El coste de cada periodo correspondiente al NT1 será recuperado a través de los consumidores
conectados en el NT1 y en el NT0 en la proporción que les corresponda y así sucesivamente
0, p
Nivel de Tensión
Periodo
0
1
2
3
4
1
712.524
705.219
152.638
147.402
428.453
2
456.349
352.609
75.115
73.584
232.899
3
134.641
321.562
72.467
71.716
197.591
4
133.449
227.311
50.558
47.421
122.900
5
20.256
19.959
4.334
4.672
16.296
6
330.049
36.592
6.019
5.606
20.370
1.787.267
1.663.251
361.131
350.402
1.018.509
TOTAL
22
V.
Obtención de los términos de facturación de la potencia contratada en
los peajes de transporte y distribución de los consumidores
2) Asignación coste de cada nivel de tensión y periodo horario por grupo tarifario
Nivel de tensión
Asignación
tarifario
NT0
Periodo 1
Periodo 2
Periodo 3
Periodo 4
Periodo 5
Periodo 6
NT0
712.524
456.349
134.641
133.449
20.256
330.049
NT1
181.874
125.796
125.351
89.716
7.906
7.960
NT0
523.344
226.813
196.211
137.595
12.053
28.632
NT2
13.082
7.974
7.805
5.646
532
511
NT1
35.991
23.953
25.206
17.726
1.506
1.198
NT0
103.565
43.188
39.455
27.186
2.295
4.310
NT3
6.350
4.404
3.935
2.811
346
366
NT2
6.260
3.610
3.805
2.592
272
234
NT1
34.763
23.393
24.939
16.584
1.606
1.089
NT0
100.029
42.177
39.037
25.434
2.448
3.917
NT4
35.689
23.933
16.383
10.440
2.194
2.297
NT3
6.703
4.886
3.535
2.396
377
465
NT2
18.851
12.102
10.471
6.630
919
865
NT1
94.703
68.490
65.179
40.824
5.073
3.642
NT0
272.508
123.489
102.024
62.610
7.733
13.102
NT1
NT2
NT3
NT4
23
VI. Términos de facturación de la potencia contratada en los peajes de
transporte y distribución de los consumidores
3) Determinación de los términos de potencia del peaje de transporte y distribución por
periodo horario para cada grupo tarifario
Nivel de tensión
tarifario
Coste a recuperar con cargo al término de potencia de los peajes en cada periodo horario
(miles €)
Periodo 1
Periodo 2
Periodo 3
Periodo 4
Periodo 5
Periodo 6
NT0
1.711.970
892.016
511.367
386.275
44.785
380.009
NT1
347.331
241.632
240.676
164.850
16.091
13.889
NT2
38.193
23.686
22.081
14.869
1.723
1.610
NT3
13.053
9.290
7.469
5.207
723
831
NT4
35.689
23.933
16.383
10.440
2.194
2.297
Nivel de tensión
tarifario
Potencia contratada por periodo horario (MW)
Periodo 1
Periodo 2
Periodo 3
Periodo 4
Periodo 5
Periodo 6
NT0
150.634
150.634
150.634
150.634
150.634
150.820
NT1
23.257
23.568
23.748
23.847
23.937
27.723
NT2
3.294
3.415
3.440
3.485
3.497
4.262
NT3
1.521
1.788
1.802
1.849
1.870
2.235
NT4
3.595
4.019
4.186
4.359
4.388
5.007
Nivel de tensión
tarifario
Coste unitario a recuperar con cargo al término de potencia de los peajes en cada periodo
horario (€/kW año)
Periodo 1
Periodo 2
Periodo 3
Periodo 4
Periodo 5
Periodo 6
NT0
11,3651
5,9217
3,3948
2,5643
0,2973
2,5196
NT1
14,9344
10,2524
10,1348
6,9128
0,6722
0,5010
NT2
11,5947
6,9366
6,4190
4,2665
0,4929
0,3778
NT3
8,5839
5,1954
4,1441
2,8163
0,3866
0,3716
NT4
9,9263
5,9552
3,9134
2,3950
0,5000
0,4587
24
Determinación del término de energía
VI. Asignación del coste que se recupera mediante un cargo por energía




De forma análoga a la determinación de los términos de potencia la metodología consta
de las siguientes fases:
Asignación del coste de TyD a recuperar por energía de cada nivel de tensión por
periodo horario
Asignación del coste de TyD a recuperar por energía de cada nivel de tensión y periodo
horario por grupo tarifario
Determinación de los términos de energía de los peajes de TyD
Aspectos diferenciales:

Se utilizan balances de energía por periodo horario
25
Asignación del coste de la gestión comercial
VII. Asignación del coste de gestión comercial

Termino unitario por consumidor
Coste 
56 . 700
GC

 1,98
28 . 700 . 773
N º clientes
Grupo
tarifario
2.0 TD
Nº clientes
(A)
Coste unitario
por cliente y año
(€)
(B)
Cotes asignado al
peaje
(miles €)
(A) * (B)
26.483.102
1,98
52.318,9
2.02 TD
1.334.673
1,98
2.636,7
2.03 TD
1.409
1,98
2,8
3.0 TD
773.425
1,98
1.527,9
6.1 TD
105.591
1,98
208,6
6.2 TD
1.607
1,98
3,2
6.3 TD
429
1,98
0,8
6.4 TD
536
1,98
1,1
28.700.773
1,98
56.700
Total
Grupo tarifario
Coste de transporte Cotes de gestión
y distribución a
comercial asignado
recuperar por el
al peaje
término de potencia
(miles €)
(miles €)
(A)
2.0 TD
(B)
Peaje de comercialización (€/kW y año)
término de potencia del peaje de T&D * (C)
Coeficiente de
proporcionalidad
(C) = [ (B) / (A) ]
P1
P2
P3
P4
P5
P6
2.988.653
52.319
1,711%
0,445907
2.02 TD
223.425
2.637
1,711%
0,445907
2.03 TD
187
3
1,711%
0,445907
3.0 TD
714.156
1.528
0,214%
0,031948
0,018474
0,005391
6.1 TD
1.024.469
209
0,020%
0,003041
0,002088
0,002064
0,001408
0,000137
0,000102
6.2 TD
102.163
3
0,003%
0,000360
0,000216
0,000199
0,000133
0,000015
0,000012
6.3 TD
36.573
1
0,002%
0,000199
0,000121
0,000096
0,000065
0,000009
0,000009
6.4 TD
90.935
1
0,001%
0,000116
0,000069
0,000046
0,000028
0,000006
0,000005
5.180.560
56.700
1,094%
Total
26
Facturación media
Facturación media (€/MWh) resultante. Año 2014
60,00
50,69
50,00
42,72
c€/kWh
40,00
31,33
30,00
29,17
41,89
26,52
26,44
35,21
27,08
23,35
20,00
17,80
25,92
24,12
21,78
19,78
21,79
19,13
13,02
10,00
8,55
4,40
8,05
4,36
4,94
2.0 DHA
2.0 DHS
6,89
3,90
4,61
2.1 DHA
2.1 DHS
4,61
5,77
5,63
2,90
7,30
4,78
4,14
2,87
6.1
6.2
6.3
5,63
0,00
2.0A
2.1A
BT (Pc<15 kW)
3.0A
3.1 A
BT (Pc>15 kW)
Transporte
Distribución
MT
6.4
AT
Gestíón Comercial
27
Composición por concepto de coste
Composición por concepto de coste. Año 2014
100%
90%
80%
52%
50%
70%
73%
60%
c€/kWh
83%
82%
83%
82%
82%
83%
73%
82%
50%
100%
40%
30%
48%
50%
6.2
6.3
20%
10%
16%
16%
16%
16%
17%
16%
17%
2.0A
2.0 DHA
2.0 DHS
2.1A
2.1 DHA
2.1 DHS
3.0A
27%
27%
3.1 A
6.1
0%
BT (Pc<15 kW)
BT (Pc>15 kW)
Transporte
Distribución
MT
6.4
AT
Gestíón Comercial
28
Composición por término de facturación
Composición por término de facturación. Año 2014
100%
11%
90%
10%
16%
13%
11%
18%
23%
20%
30%
29%
31%
31%
70%
71%
69%
69%
6.1
6.2
6.3
6.4
80%
70%
c€/kWh
60%
50%
89%
40%
90%
84%
87%
89%
82%
77%
80%
30%
20%
10%
0%
2.0A
2.0 DHA
2.0 DHS
2.1A
2.1 DHA
2.1 DHS
BT (Pc<15 kW)
3.0A
3.1 A
BT (Pc>15 kW)
Término de Potencia
MT
AT
Término de Energía
29
Índice
de electricidad
distribución de electricidad
gasistas
30
 Directiva 2009/73/CE y Reglamento (CE) 715/2009:
• Las autoridades regulatorias tendrán, entre otras competencias, la de
establecer o aprobar, de conformidad con criterios transparentes, las
tarifas de transporte o distribución, o sus metodologías velando porque
no sean discriminatorias y no haya subvenciones cruzadas entre las
actividades de transporte, distribución, almacenamientos, GNL y
suministro.
 Ley 3/2013 – artículo 7.1.d), es función de la CNMC:
• Establecer mediante Circular, siguiendo criterios de eficiencia
económica, transparencia, objetividad y no discriminación, la
metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios
básicos de acceso a las instalaciones gasistas.
 A comienzos de 2014 se remitió a los miembros del Consejo Consultivo de
Hidrocarburos la propuesta de Circular de la CNMC por la que se establece
la metodología para el cálculo de los peajes y cánones de acceso a las
infraestructuras gasistas.
31
Gracias por su asistencia.

Metodología para el establecimiento de tarifas de acceso de

Transcripción

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