Comisión Nacional de Energía Mª José González Marrero III EDICION DEL CURSO DE REGULACION ENERGETICA DE ARIAE: Las redes de energía y del gas natural Sesión del programa académico: B.2.1 FORMACIÓN DE PRECIOS Y TARIFAS Comisión Nacional de Energía Mª José González Marrero 22 de noviembre de 2005

CONCEPTOS GENERALES SOBRE TARIFAS Y PEAJES

¿Por qué las tarifas deben integrar todos los costes? Retribución adecuada de empresas Tarifas deben cubrir costes Reflejar costes para inducir un consumo eficiente del servicio No deben existir subsidios cruzados entre consumidores

¿Por qué las tarifas deben integrar todos los costes? Factores que influyen en la integración de costes en tarifas Costes de actividades reguladas y de actividades liberalizadas Otros costes regulatorios No cambios bruscos Restricciones de partida Elegibilidad del consumidor Diferentes objetivos regulatorios Tarifa máxima y única en territorio nacional

Modelo de integración de costes: objetivo, principios y restricciones Evitar la discriminación entre agentes Garantizando la igualdad de trato a todos los usuarios del sistema PRINCIPIOS GENERALES: Reflejar costes, de forma que cada consumidor pague con sus tarifas y peajes por los costes en los que su suministro hace incurrir al sistema. Eficiencia y no discriminación. Suficiencia en la recuperación de los costes regulados Consistencia entre los regímenes de mercado y de tarifas de venta. Estructura coherente de precios Transparencia en la definición de los criterios de asignación y en las variables de asignación de costes para establecer precios regulados Aditividad de costes para articular tarifas, peajes y cánones RESTRICCIONES (Ej. caso español) Tarifa máxima y única en el territorio nacional No cambios bruscos en precios regulados respecto a anteriores Variables disponibles por el Regulador

Precio óptimo ¿CMg , CMe?

Precio óptimo: tarifas en dos partes El regulador maximiza el bienestar social: W(P) = S(P) + α Π(P) PROBLEMA SOLUCIÓN OBSERVACIÓN Max W(P) P = CMg Pérdidas (Π(P) < 0) s.a. Π(P) = 0 P = C(Q) / Q(P) Max W(p) Tarifas no lineales (en dos partes) T(q) = A + p*q

Precio óptimo: tarifas en dos partes (ejemplo) 2 Opciones: Precio uniforme (P1= CMg + t) Tarifa en dos partes (T= F + P2 * X) P2 = CMg ; P1= P2 + t Gasto P2 P1 F A B X0 X

Integración de costes: criterios de asignación Relación entre objetivo y cálculo de costes en tarifas Método marginalista (tarifas entrada – salida) Objetivo  EFICIENCIA Ventajas Asignación objetiva y no discriminatoria de costes Refleja costes de servicios Compatible con el mercado eficiente Inconvenientes Complejidad No se recuperan todos los costes

Integración de costes: criterios de asignación Método coste medio: tarifas postales Objetivo  EQUIDAD Ventajas Transparencia Sencillez Equidad distributiva – Tarifa única Inconvenientes Refleja costes de usuario medio Ineficiencias

Clasificación peajes / tarifas EJEMPLO MODELO MARGINALISTA (Gas Natural R.U.) ENTRADA - SALIDA: Se calcula el peaje total como la suma de un peaje por punto de entrada al sistema y un peaje por punto de salida Ventajas: Objetiva y no discriminatoria Refleja los costes en los que cada usuario incurre por el uso de la red . Da señales de localización. Inconvenientes: Complejo sistema de gestión / cálculo tarifas No cumple restricción de tarifa única

Clasificación peajes / tarifas EJEMPLO MODELO COSTE MEDIO (Gas Natural España) POSTAL: Las tarifas postales pueden ser consideradas como un caso especial de las tarifas de entrada y salida, con idéntica tarifa en todos los puntos de entrada y salida. Ventajas: Transparente y sencilla Tarifa única Inconvenientes: Representativa de los costes en menor medida que la tarifa tipo entrada – salida. Aunque esté basada en costes, no discrimina en el pago para cada usuario por su ubicación geográfica Dificulta la compatibilidad entre sistemas y/o países que no tengan el mismo sistema Al refleja los costes en los que incurre el usuario “medio” por el uso de la red, puede generar subsidios cruzados entre los distintos tipos de consumidores

Integración de costes: criterios de asignación OTROS EJEMPLOS Peajes basados en DISTANCIA: el peaje es proporcional a la distancia entre el punto de entrada y salida del gas al sistema Ventaja: Refleja costes: cuando el flujo contractual del gas coincide con el flujo real, las tarifas basadas en distancia pueden reflejar costes. Generalmente, en gasoductos de larga distancia y con flujos unidireccionales Inconveniente: No refleja costes: en sistemas con redes muy malladas y múltiples puntos de entrada y salida, los flujos físicos difícilmente coinciden con los flujos contratados Fomenta situación de grandes consumidores en puntos de entrada

TARIFAS DE GAS NATURAL

Base normativa del régimen económico del sector del gas natural Ley 34/1998, de 7 de Octubre, del Sector de Hidrocarburos R.D-Ley 6/2000 El art. 8 establece que el Gobierno implantará un sistema económico integrado del sector gas natural basado en costes R.D. 949/2001 CAPITULO IV: Tarifas, peajes y cánones. Orden ITC/104/2005, de 28 de enero, por la que se establecen las tarifas de gas natural y gases manufacturados por canalización, alquiler de contadores y derechos de acometida para los consumidores conectados a redes de presión de suministro igual o inferior a 4 bar. Orden ITC/103/2005, de 28 de enero, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas Orden ITC/102/2005, de 28 de enero, por la que se establece la retribución de las actividades reguladas del sector gasista

Mercado minorista de gas natural Nº de clientes: 5.632.140 (Dic 2004) Demanda/año: 302.609 GWh (Año 2004) Total elegibilidad No obligación de acudir al mercado liberalizado Puede volver a mercado regulado (depende del consumo) Opciones Mercado regulado:Tarifa de venta Mercado liberalizado Peajes y Cánones Peaje de regasificación Peaje de Transporte y Distribución Término de reserva de capacidad Término de conducción Canon de almacenamiento subterráneo Canon de almacenamiento de GNL Coste de aprovisionamiento de la materia prima PAGOS DEL CLIENTE EN MERCADO LIBRE Participación en el mercado (Facturado en Diciembre 2004) El 91% de la energía y de los clientes conectados a presiones superiores a 4 bar El 23% y 22% de la energía y de los clientes, respectivamente, conectados a presiones inferiores a 4 bar RESULTADO

Regasificación, almacenamiento y transporte Marco tarifario Retribución Peajes + Tarifas = Coste de la red Coste del gas Regasificación, almacenamiento y transporte Distribución GTS, CNE Materia prima Compraventa Suministro Regulado

Precios regulados y no regulados Consumidores que no acuden al mercado Consumidores que acuden al mercado Act. de suministro a Tarifa Margen del Comercializador Precio Libre Conducción del Gas Natural Peaje de Regasificación Peaje de Transporte y Distribución Canon de almacenamiento subterráneo Canon de almacenamiento de GNL Precio Regulado PEAJES Y CÁNONES TARIFA DE VENTA Precio Regulado Gestión C-V Gas Coste de aprovisionamiento de la materia prima CMP Precio Libre

Peajes y cánones: Características generales El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio determina, mediante Ordenes Ministeriales, las tarifas, peajes y cánones Los peajes y cánones: Son únicos en todo el territorio nacional Función de la presión y consumo anual en caso de peaje de conducción de T+D Tienen carácter de máximos (descuentos van a cargo a empresa suministradora) No incluyen mermas y autoconsumos Liquidación mensual por CNE de dichos precios regulados Los precios de peajes y cánones se actualizan anualmente, el tercer martes del mes de enero Objetivos de las tarifas, peajes y cánones Retribuir las actividades reguladas Asignando de forma equitativa, entre los distintos consumidores, en función de su rango de presión, nivel de consumo y factor de carga Incentivar a los consumidores un uso eficaz para fomentar una mejor utilización del sistema gasista No producir distorsiones entre el sistema de suministro en régimen de tarifas y el excluido del mismo

Peajes y cánones del sistema gasista Gasoducto internacional Planta de regasificación Almacén subterráneo Peaje de regasificación Canon de almacenamiento GNL Almacén operativo GNL Canon de almacenamiento subterráneo Trc Trc Tc Red  60 bar AOT Almacén Operativo de Transporte Tc Peaje de transporte y distribución Reserva capacidad Conducción Red >4 y < 60 bar Sistema de Transporte y Distribución Tc Red £ 4 bar Internacional Red Básica Tpte. secundario (>16 y < 60 bar) y Distribución (£ 16 bar)

Peajes y cánones del sistema gasista PEAJE DE REGASIFICACIÓN Incluye Descarga de buque, Regasificación o carga en cisternas 5 días de almacenamiento en tanque GNL (10 días desde 1/1/2004 hasta 28/2/2005) Término fijo (€/(kWh/día)/mes) x caudal a facturar (kWh/día) Caudal a facturar: Caudal máx. nominado con flexibilidad 85% - 105% Término variable (€/kWh) x kWh regasificados Se paga al titular de la planta de regasificación

Peajes y cánones del sistema gasista CANON DE ALMACENAMIENTO DE GNL Almacenamiento adicional del incluido en peaje de regasificación. Término variable (€/m3 GNL/día) x exceso diario de GNL (m3/GNL/día) Se paga al titular de la planta de regasificación Desincentiva almacenamiento por encima de la capacidad física de los almacenamientos.

Peajes y cánones del sistema gasista CANON DE ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO Uso con fines estacionales o para cumplimiento de existencias mínimas Término fijo (€/kWh) x capacidad contratada (kWh) Término variable (€/kWh) x kWh inyectados o extraídos

Peajes y cánones del sistema gasista PEAJE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN Reserva de capacidad (entrada) Término fijo (€/(kWh/día)/mes) x caudal a facturar (kWh/día) Caudal a facturar: Caudal máx. nominado con flexibilidad 85% - 105% Se paga al titular del punto de entrada Conducción (salida) Por nivel de presión y volumen de consumo Término fijo Grupo 3: Término por cliente (€/cliente/mes) Grupos 1 y 2: Término fijo (€/(kWh/día)/mes) x caudal a facturar (kWh/día) Término variable (€/kWh) x kWh suministrados Se paga al titular del punto de salida

Grupos tarifarios de peajes de T&D Por nivel de presión y volumen de consumo Grupo 1. Clientes conectados a presión de diseño > 60 bar (conectados en alta presión a red básica) Grupo 2. Clientes conectados a presión de diseño > 4 bar y  60 bar (conectados en alta presión a transporte secundario o distribución) Grupo 3. Clientes conectados a presión  4 bar (redes baja presión)

Tarifas de venta de gas natural: Características Generales El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio determina, mediante Ordenes Ministeriales, las tarifas, peajes y cánones a aplicar Las tarifas de venta: Son únicas en todo el territorio nacional Función del volumen, presión y forma de consumo Tienen carácter de máximos (descuentos van a cargo de la empresa suministradora) Incluyen mermas y autoconsumos Liquidación mensual por CNE de dichos precios regulados Revisión de término variable de tarifas según CMP + 2% Objetivos de las tarifas, peajes y cánones (art. 25 RD 949/2001) Retribuir las actividades reguladas Asignando de forma equitativa, entre los distintos consumidores, en función de su rango de presión, nivel de consumo y factor de carga Incentivar a los consumidores un uso eficaz para fomentar una mejor utilización del sistema gasista No producir distorsiones entre el sistema de suministro en régimen de tarifas y el excluido del mismo

Grupos tarifarios de tarifas de venta Por nivel de presión y volumen de consumo Grupo 1. Clientes conectados a presión de diseño > 60 bar (conectados en alta presión a red básica) Grupo 2. Clientes conectados a presión de diseño > 4 bar y  60 bar (conectados en alta presión a transporte secundario o distribución) Grupo 3. Clientes conectados a presión  4 bar (redes baja presión)

Clientes tipo asociados a grupos tarifarios Mercado industrial Uso en centrales eléctricas (bicombustibles o ciclos combinados) Uso individual sin calefacción Uso individual con calefacción Comunidades vecinos y sector terciario Grupo 1 Grupo 2 Grupo 3

Liquidación de actividades reguladas Ingresos por Peajes y cánones Ingresos por Tarifas de venta ACTIVIDADES NO LIQUIDABLES Coste de la Materia Prima Ingresos Liquidables Regasificación Transporte Gestión de compra – venta de gas Almacenamiento Suministro de gas a tarifa Cuotas GTS CNE Distribución

Ejercicio tarifario Ejercicio Tarifario: Pasos previos Determinar los costes y la demanda prevista Establecer variaciones en tarifas de venta, peajes y cánones que proporcionen ingresos del que permitan cubrir los costes regulados del sistema. Pasos previos Petición de información. Previsión de las variables de facturación (consumo, caudal,...) Estimación de los clientes cualificados que efectivamente acudirán al mercado liberalizado % de GNL que abastece al mercado regulado Coste de materia prima (CMP) Presupuestos Institucionales (GTS, CNE)

Costes

Costes incluidos en las tarifas Descripción Coste de la Materia Prima Coste medio de adquisición de la materia prima Coste de conducción Regasificación, T&D y almacenamiento imputables a suministros a tarifa Existencia mínimas de seguridad, mermas y autoconsumos Gestión de compra-venta Coste de los transportistas por la gestión de compra-venta de gas para el suministro de gas a las compañías distribuidoras para su venta a los mercados a tarifa Actividad de distribuidores Coste de los distribuidores por el suministro de gas imputable a cada una de las tarifas de venta Desviaciones Desviaciones, en su caso, resultantes de la aplicación del régimen de liquidaciones del año anterior Tasa CNE y Cuota GTS Recargo para la financiación de la CNE y cuota destinada a la retribución del GTS

Actualización de tarifas de venta Actualización tarifaria según CMP (Pass through del CMP a consumidores finales) El coste unitario de la materia prima (CMP) se actualiza cada trimestre, en los meses de enero, abril, julio y octubre Las tarifas de venta se modificarán, siempre que el CMP experimente una variación, al alza o a la baja, superior al 2 por 100. Se traslada la variación del CMP a los términos variables de tarifas de venta. En 2005, la variación del término de energía de las tarifas es 1,025152 veces la variación del CMP. Se incluye la propia variación del CMP, así como los costes de suministro a tarifa de venta y de compraventa vinculados al CMP. La fórmula de cálculo del CMP se actualiza anualmente si se modifican la estructura o condiciones de los aprovisionamientos, simultáneamente con el resto de parámetros

Actualización Tarifaria: CMP Fórmula utilizada en la actualización del Cmp (medias semestrales): Brent Spot Average Gasóleo 0,2 (mercado Genova-Lavera y mercado Amsterdam/Rotterdam/Amberes) Fuelóleo con contenido max. Azufre 1% (mercado Genova-Lavera y mercado Amsterdam/Rotterdam/Amberes) Fuelóleo con contenido max. Azufre 3,5% (mercado Genova-Lavera y mercado Las ponderaciones (a,b,c...h) varían en función de distintos niveles del Brent Spot < 18 $/Barril entre 18 y 26,5 $/Barril >=26,5 $/Barril

Coste de la Materia Prima Evolución del Coste de la Materia Prima (€/kWh) 2002-2005

Precio de Cesión Precio de transferencia que pagan los distribuidores a los transportistas que les suministran el gas destinado a tarifa de venta El PRECIO DE CESIÓN incluye: CMP destinado a tarifa Costes de gestión de compra-venta Coste medio de regasificación Se actualiza con el coste unitario de la materia prima

Tarifas de venta de gas natural: Estructura.

Mercado regulado y Mercado liberalizado Distribución del consumo en mercado regulado y mercado liberalizado. Año 2004

Mercado regulado y Mercado liberalizado Precios medios en mercado regulado. Año 2004

Mercado regulado y Mercado liberalizado Variaciones % de las tarifas de venta. Años 2003 - 2005

Mercado regulado y Mercado liberalizado Evolución de los peajes y cánones de gas natural y del IPC. Años 2002 - 2005

TARIFAS DE ELÉCTRICIDAD

Base Normativa del Régimen Económico del sector eléctrico Ley 54/1997, de 27 de Noviembre, del Sector Eléctrico RD 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica RD 1432/2002, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para la aprobación y modificación de la tarifa eléctrica media o de referencia RD 2392/2004, de 30 de diciembre, por el que se establecen la tarifa eléctrica para el 2005 Orden del 12 de enero de 1995 por la que se establecen las tarifas eléctricas.

Mercado minorista de electricidad Nº de clientes: 24.753.488 (Dic 2004) Demanda/año: 229.106 GWh (Año 2004) Total elegibilidad No obligación de acudir al mercado liberalizado (AT en 2007) Puede volver a mercado regulado (1 vez al año) Opciones Mercado regulado:Tarifa Integral Mercado liberalizado Tarifa de acceso a redes (un precio integra todos los costes de acceso a redes) Coste de energía adquirida PAGOS DEL CLIENTE EN MERCADO LIBRE Participación en el mercado (Diciembre 2004. Liquidación 7 de 2005) El 56% de la energía y 39% de los clientes en alta tensión El 9% de la energía y el 5% de los clientes en baja tensión RESULTADO

Precios regulados y no regulados Consumidores elegibles que acuden al mercado TARIFA DE ACCESO Precio de Mercado Transporte Distribución Gestión comercial a tarifa de acceso Costes Permanentes Costes de Diversificación y Seguridad de abastecimiento Desajuste de ingresos de las actividades reguladas y coste de revisión de generación extrapeninsular Desvíos de años anteriores Precio de la energía adquirida en el mercado Precio de los servicios complementarios Precio de la Garantía de Potencia (regulado, se diferencia por tarifa de acceso) Margen del comercializador + + Precio regulado Precio libre Consumidores que no acuden al mercado TARIFA INTEGRAL Transporte Distribución Gestión comercial a tarifa integral Costes Permanentes Costes de Diversificación y Seguridad de abastecimiento Desajuste de ingresos de las actividades reguladas y coste de revisión de generación extrapeninsular Desvíos de años anteriores Coste de Generación + Precio regulado

Características generales de las Tarifas Integrales Anualmente o según circunstancias especiales: el Gobierno mediante RD aprueba o modifica tarifas Satisfechas por consumidores que no acuden al mercado Únicas en el territorio nacional Máximas Un pago que incluye los costes Coste de producción Peajes de T+D Coste de Comercialización Costes permanentes Costes de Diversificación y Seguridad de Abastecimiento Desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003 y coste de revisión de generación extrapeninsular en 2001 y 2002 Desvíos de años anteriores y modificaciones normativas

Características generales de las Tarifas de Acceso Se establecen anualmente por el Gobierno Satisfechas por consumidores que acuden al mercado Únicas en el territorio nacional Tiene carácter de máximas Un pago que incluye los costes Peajes de T+D Coste de Comercialización Costes permanentes Costes de Diversificación y Seguridad de Abastecimiento Desajuste de ingresos de las actividades reguladas anterior a 2003 y coste de revisión de generación extrapeninsular en 2001 y 2002 Desvíos de años anteriores y modificaciones normativas

Liquidaciones – Coherencia entre retribuciones y tarifas únicas Liquidación de actividades reguladas Ingresos por Tarifas Integrales Ingresos por Tarifas de Acceso Coste de Generación de clientes a tarifa integral Ingresos Liquidables Transporte y Distribución Costes de Diversificación Gestión comercial regulada Costes Permanentes Cuotas CTC’s Desajuste de Ingresos anteriores a 2003

Ejercicio Tarifario Dos etapas en el ejercicio tarifario: Establecimiento de la tarifa media: relación entre costes previstos y demanda prevista. Variación media respecto al año anterior Determinación de las variaciones individuales en distintas tarifas de integrales y de acceso Función de la CNE: propone o informa al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio que es quien establece las tarifas eléctricas

Tarifa Media RD 1432/2002, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para la aprobación o modificación de la tarifa eléctrica media o de referencia costes previstos Tarifa media = previsión de demanda en consumidor final Hace explícito un mecanismo para determinar y actualizar anualmente la tarifa media

Tarifa Media Fuente: MITC

Tarifa Media Costes de producción Costes de generación peninsular en R.O. Ciclos combinados Resto Costes de generación peninsular en R.E. Costes de incorporaciones de otros países. Costes de producción extrapeninsular Costes de exportaciones (signo negativo)

Tarifa Media Cálculo de retribución de actividades de redes (Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre) Costes de transporte Costes de distribución Costes de comercialización

Tarifa Media Costes permanentes Comisión Nacional de Energía Operador del Mercado Operador del Sistema Compensación extrapeninsular CTC´s

Tarifa Media Costes de diversificación Moratoria nuclear 2ª Parte Ciclo Combustible Nuclear Compensaciones Distribuidores D.T. 11ª de la Ley Primas del Régimen Especial

Tarifa Media UMBRALES MÁXIMOS A LA VARIACIÓN DE LA TARIFA MEDIA: Tarifa media: no puede superar 1,4% de crecimiento anual respecto a tarifa media del año anterior Se consideran criterios para la revisión de errores de previsiones de dos años anteriores según variables y umbrales de variación de las mismas: Demanda en consumidor final <> 1% Tipos de interés <> 50 puntos básicos Primas de régimen especial <> 5% Precio del gas <> 5% Max. 0,6%

Estructura de Tarifas: Tarifas integrales Establecida en la Orden de 12 de enero de 1995 1.0: potencia<770 W 2.0: potencia<15kW 3.0: general 4.0: larga utilización Tarifas de uso General Baja tensión (<1 kV) Tarifas de Riego R.0: Riegos agrícolas Tarifas de alumbrado público B.0: alumbrado público Corta utilización (1.1 a 1.4) Media utilización (2.1 a 2.4) Larga utilización (3.1 a 3.4) Tarifas generales de alta tensión Tarifas Generales T.1 T.2 T.3 Tarifas de Tracción Alta Tensión ( 1kV) Tensión < 36 kV 36 kV < tensión < 72,5 kV 72,5 kV < tensión < 145 kV Tensión > 145 kV Tarifas de riego agrícola R.1 R.2 R.3 D.1 D.2 D.3 D.4 Tarifas de venta a distribuidores Tarifas de consumidores G.4: Gran consumidor 7 Periodos Horarios. Punta Móvil 4 Niveles Tensión Tarifa THP Potencias contratadas superiores a 5 MW en todos los períodos

Estructura de Tarifas: Tarifas integrales Componentes de la facturación Términos Básicos Complementos Término de Potencia Energía Limitador o Máximetro 5 modos de facturación Potencias contratadas Discriminación Horaria Reactiva Interrumpibilidad Recargos/Descuentos sobre Te 6 tipos diferentes Distintos PH Recargo/Descuento sobre Tp y Te En función del Cos j Descuentos sobre Tp y Te En función cortes suministro 4 tipos de cortes Modulado por PH en base al tipo de Discriminación Horaria Estacionalidad Descuentos/Recargos sobre Te Por temporadas

Estructura de Tarifas: Tarifas de Acceso Fuente: MITC

Estructura de Tarifas: Tarifas de Acceso NO INCLUYE: Servicios complementarios: componente del coste de generación Gestión de congestiones: incluidos en el coste de los servicios auxiliares Pérdidas: los consumidores finales pagan directamente la energía medida e, implícitamente, las pérdidas ESTANDAR consideradas en el coste de generación

Estructura de Tarifas: Tarifas de Acceso ¿Quién paga? Las tarifas de acceso únicamente se aplican a consumidores cualificados que acuden al mercado. Hay una tarifa de acceso de conexiones internacionales aplicable a exportaciones con destino a países no miembros de la UE y miembros de la UE cuando no exista reciprocidad con dichos países. Las tarifas de acceso para importaciones de energía eléctrica procedentes de contratos bilaterales realizados por los consumidores cualificados directamente o a través de comercializadores de la Unión Europea.

Estructura de Tarifas: Tarifas de Acceso Discriminación por nivel de tensión y periodos horarios Peajes postales con discriminación en función del nivel de tensión y de periodos tarifarios Discriminación horaria: Las tarifas de acceso generales se estructuran en 1, 2, 3 y 6 periodos tarifarios definidos en función del mes, día de la semana y horas de consumo. Baja tensión (< 1 kV) : 2.0A – 1 periodos tarifario 2.0 NA – 2 periodos tarifarios 3.0 A – 3 periodos tarifarios Alta tensión (> 1 kV) : 3.1A 1 – 36 kV (3 periodos tarifarios) 6.1 1 – 36 kV (6 periodos tarifarios) 6.2 36 – 72.5 kV (6 periodos tarifarios) 6.3 72.5 – 145 kV (6 periodos tarifarios) 6.4 > 145 kV (6 periodos tarifario) 6.5 Conexiones internacionales (6 periodos tarifarios). Se aplican a consumidores con consumo > 50 GWh en el periodo 6

Estructura de Tarifas: Tarifas de Acceso Componentes tarifarios : Facturación por Término de energía (€/kWh) Facturación por Término de potencia (€/kW año) Excesos de Potencia Facturación por Término por energía reactiva (€/kVA rh) Por periodo tarifario

Mercado regulado y Mercado liberalizado Evolución de las tarifas integrales y de la tarifa media. Años 1997-2005 Fuentes: RD tarifas, MITC y elaboración propia (1) Se descuenta el fecto de las ayudas al carbón en 1997; (2) Incluye RDL 6/1999

Mercado regulado y Mercado liberalizado Precio medio de las tarifas integrales. Año 2004. Ámbito Nacional

Mercado regulado y Mercado liberalizado Evolución de las tarifas de acceso y de la tarifa media. Años 2002-2005

Tarifas integrales y acceso Problemática asociada a la situación actual No hay metodología explícita de asignación de costes para establecer tarifas de acceso y tarifas integrales Distintas estructuras de tarifas de acceso y de tarifas integrales Periodo transitorio: no se obliga a ir a mercado a la alta tensión hasta el 2007  tarifa integral es tarifa refugio de algunos grandes clientes Propuesta de la CNE : Metodología de tarifas de acceso

Metodología CNE: objetivos y principios generales Establecer criterios generales de asignación de costes para determinar tarifas de acceso Transparentes Estables Basadas en variables objetivas, fácilmente conocidas por el regulador PRINCIPIOS GENERALES Suficiencia Consistencia Transparencia Sencillez Eficiencia Tarifas deben reflejar los costes por el uso de las redes Asignación eficiente de costes hundidos GLOBALIDAD DE METODOLOGÍA DE TARIFAS INTEGRALES Y DE ACCESO

Metodología CNE: Consideraciones iniciales Las tarifas de acceso son una parte de la tarifa integral Niveles de costes regulados: dados por el RD de tarifas Estructura tarifaria de la propuesta de RD de tarifas de acceso a redes Tarifas de acceso pagadas por consumidores como usuarios de redes Tarifas máximas y únicas en todo el territorio nacional

Metodología tarifaria FASE 1 FASE 2 FASE 3 FASE 4 CRITERIOS ASIGNATIVOS OBTENCIÓN DE BOLSAS DE COSTES POR GRUPOS Y PERIODOS TARIFARIOS DISEÑO TARIFARIO MECANISMO DE AJUSTE TARIFARIO NIVELES DE COSTES INPUTS Datos de consumo Calendarios, etc. Cada concepto de coste es asignado entre los grupos de consumidores en función de la variable a la cual se considera asociado el coste: Consumo Potencia Nº Clientes Facturación Simultaneidad en punta Cada concepto de coste se reparte por grupos y periodos tarifarios Obtención de los términos de facturación por grupos y periodos tarifarios Efecto redistributivo de costes de la tarifa de acceso escalón 6. Desvíos de actividades reguladas  Mecanismo de ajuste

Criterios de asignación de costes (I) COSTE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN El consumidor paga los costes de las redes de transporte y distribución que utiliza para su suministro Asignación del coste por niveles de tensión variable de reparto potencia en punta de cada nivel de tensión Los costes de redes son asignados en función de un modelo de red Los peajes reflejan los costes de redes Asignación del coste por periodos horarios variable de reparto potencia contratada por periodos horarios. Incentivar el uso de la red en periodos horarios de menor demanda Desincentivar el uso de la red en periodos horarios de mayor demanda, cuando la probabilidad de fallo es más elevada

Criterios de asignación de costes (II) COSTE DE GESTIÓN COMERCIAL POR ACCESO: Coste unitario por cliente COSTES PERMANENTES Y COSTES DE DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO (Excepto CTC´s y Prima del Régimen Especial) Cuota uniforme sobre la facturación del peaje del Transporte y Distribución de cada grupo tarifario COSTES DE TRANSICIÓN A LA COMPETENCIA Y PRIMA DEL RÉGIMEN ESPECIAL Asignación eficiente: Cuota inversamente proporcional a la elasticidad de la demanda de cada grupo tarifario

Diseño tarifario Alternativas Tarifas de acceso monómicas: factura en función de la potencia contratada Tarifas de acceso binómicas: factura en función de potencia contratada y energía consumida Tarifas de acceso mixtas: Consumidores domésticos, servicios y pequeños industriales (menor de 450 kW) ->Tarifas binómicas Grandes consumidores en alta tensión ->Tarifas monómicas

Periodo transitorio, revisión de tarifas y procedimiento de ajuste regulatorio Adaptación progresiva a la nueva estructura de tarifas Reasignación de los costes imputados a ciertos suministros REVISIÓN ANUAL DE TARIFAS DE ACCESO, de acuerdo con la actualización anual de los costes regulados AJUSTE REGULATORIO Revisión de los supuestos de partida y de previsiones de demanda y costes