Metodología para el establecimiento de tarifas de acceso de
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Metodología para el establecimiento de tarifas de acceso de
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 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 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 Funciones de la CNMC Metodología peajes TyD sector eléctrico 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 Funciones de la CNMC Metodología peajes TyD sector eléctrico 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 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 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 Metodología de asignación 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 ± Desvíos de ejercicios anteriores - 111.178 - Ingresos por peajes de generadores Retribución definitiva 2009-2011 - 111.178 ± Desvíos de ejercicios anteriores - 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 Metodología de asignación 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 Metodología de asignación 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 Metodología de asignación 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 Metodología de asignación 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 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 Metodología de asignación Términos de facturación de la Potencia Contratada IV. Obtención de los términos de facturación de la potencia contratada en 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 Metodología de asignación Términos de facturación de la Potencia Contratada 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 Metodología de asignación Términos de facturación de la Potencia Contratada 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 Metodología de asignación Términos de facturación de la Potencia Contratada 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 Metodología de asignación 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 Metodología de asignación 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 Metodología de asignación 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 Metodología de asignación 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 Metodología de asignación 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 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 30 Funciones de la CNMC 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.