Publicamos resultados de la Consulta pública efectuada por la CNE sobre los peajes de la energía eléctrica. Las empresas del Oligopolio y las Asociaciones fotovoltaicas y resto de renovables, entre otras, responden a ésta.
En este artículo presentamos un resumen de las respuestas recibidas a la consulta pública de la CNE sobre la metodología de asignación de costes a los peajes de acceso eléctricos abierta el 27 de junio de 2012.
Han enviado comentarios a la consulta pública 29 agentes:
. ACCIONA
. ACIE (Asociación de Comercializadores Independientes de Energia)
. ACOGEN (Asociación Española de Cogeneración)
. ADIF (Administrador de Infraestructuras Ferroviarias)
. AEGE (Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energia )
. ALCOA
. ANPIER (Asociación Nacional de Productores e Inversores de Energías Renovables)
. ANTONI TAHULL (Particular)
. APPA (Asociación de Productores de Energías Renovables)
. ASE (ASE Energia y Gestión S.L.)
. ASPAPEL (Asociación Española de Fabricantes de Pasta, Papel y Cartón)
. COGEN
. ENDESA
. EON
. FEHR (Federación Española de Hostelería)
. FEHRCAREM (Asociación Empresarial de Cadenas de Restauración Moderna)
. FORTIA
. GAS NATURAL FENOSA
. GDF SUEZ
. GENERALITAT CATALUNYA (INSTITUT CATALA DEL SOL)
. GOBIERNO VASCO (Ente Vasco de la Energia)
. GOVERN BALEAR
. GRAN CESS (Grupo de Tracción de Grandes Consumidores de Energia Eléctrica del Sector Servicios)
. EDP HC ENERGIA (HC ENERGIA)
. HISPALYT (Asociación Española de Fabricantes de Ladrillos y Tejas de Arcilla Cocida)
. IBERDROLA
. RED ELECTRICA DE ESPANA (REE)
. UNEF (Unión Española Fotovoltaica)
. UNESA (Asociación Española de la Industria Eléctrica)
Cabe señalar que de estos 29 agentes, un 34% de los mismos (10 agentes) no han contestado de forma específica a ninguna pregunta de la consulta pública aunque, en algunos casos, sus comentarios se han correspondido con alguna de las mismas.
Por otra parte, un 24% de los mismos (7 agentes) han contestado solo a algunas de las preguntas de la consulta pública.
El resto de los agentes, que constituyen el 41% de las respuestas recibidas (12 agentes), han contestado a todas las preguntas de la consulta pública.
En el Anexo se recogen las respuestas de los agentes a la consulta pública.
En el resumen presentado en este documento, se incluye, entre paréntesis, el número de agentes que ha respondido en cada caso.
CONSIDERACIONES GENERALES
Los agentes han valorado de forma positiva la consulta sobre la metodología de asignación de costes a los peajes eléctricos, en la medida en que se refuerza su participación en aspectos relevantes que afectan a todos los usuarios.
No obstante, algunos agentes (9) han solicitado información sobre los parámetros e hipótesis para poder valorar la metodología presentada, de modo que puedan reproducir los cálculos presentados en la consulta pública y, en concreto, la utilización del modelo de red de referencia para la asignación de los costes de redes.
Adicionalmente, los agentes han formulado las siguientes observaciones de carácter general, no contempladas específicamente en la consulta pública:
- Revisión de los costes que integran los peajes
Un grupo de los agentes que han participado en la consulta pública (13) señalan que con anterioridad al establecimiento de la metodología para asignar los costes a los peajes de acceso, habría que realizar una revisión profunda de los componentes de costes que integran el cálculo de los mismos. En este sentido, proponen excluir, en la mayor parte de los casos, las primas del régimen, el coste de la compensación extrapeninsular y el coste del servicio de interrumpibilidad.
Adicionalmente, algunos agentes señalan como costes a excluir de los peajes eléctricos la moratoria nuclear (4), la segunda parte del ciclo del combustible nuclear (3), la financiación del Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (3), y las anualidades del déficit de tarifas (4). Por último, varios agentes (4) han indicado la necesidad de revisar la retribución de los costes asociados a las actividades de transporte y distribución, así como el coste asociado a los pagos por capacidad y el servicio de interrumpibilidad .
- Inclusión de los costes de gestión comercial
Varios agentes (6) han indicado la necesidad de que la metodología de asignación de costes a peajes incluya la partida de los costes de gestión comercial de los distribuidores, señalando como la variable inductora del coste más relevante el número de clientes de cada peaje. No obstante, algunos agentes plantean la posibilidad de mantener la estructura binómica vigente (potencia y energía) sin añadir un término fijo por cliente, siempre y cuando el coste de gestión comercial se asigne a cada peaje teniendo en cuenta el número de clientes y se recupere a través del término de potencia de cada peaje.
- Suplementos territoriales
Varios agentes (4) han indicado la necesidad de contemplar en la metodología de asignación de costes los suplementos territoriales previstos en la Ley 54/1997, de tal forma que se cubra la totalidad del sobrecoste derivado de los citados suplementos territoriales y se establezca la metodología de asignación del mismo a los consumidores de la correspondiente Comunidad Autónoma.
El recargo en las tarifas de acceso deberá establecerse de la forma más sencilla posible y posibilitando la identificación clara del recargo. Al respecto se proponen varios criterios: 1) un porcentaje sobre la facturación, 2) un cargo por kW de potencia, con el fin de minimizar las distorsiones sobre las decisiones de consumo y la eficiencia o 3) un cargo por kWh consumido.
- Generación distribuida y Balance neto
En relación con los clientes con generación distribuida o contrato de suministro con balance neto, varios agentes (3) han advertido que la variabilizacion del término fijo de los peajes podría tener una incidencia negativa sobre la suficiencia de ingresos, señalando que, en su caso, sería necesario establecer tarifas de respaldo para este tipo de consumidores.
Por otra parte, un agente ha señalado la necesidad de introducir peajes específicos de apoyo al productor-consumidor, mientras que otro considera que no debería permitirse ni la medida ni la facturación por el neto entre la autoproducción y el consumo. Finalmente, dos agentes han señalado que en la metodología no se tiene en cuenta el ahorro en redes que supone la generación distribuida.
- Otros precios regulados
Algunos agentes (5) han señalado la necesidad de establecer la metodología para la determinación de otros precios regulados tales como el precio de alquiler de los equipos de medida y los derechos de extensión y acceso.
PARTE 1: ASIGNACION DE COSTES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCION
En relación con la metodología de asignación de los costes de transporte y distribución que la CNE deberá establecer mediante Circular, de acuerdo con la función decimonovena.i del RDL 13/2012, se solicito opinión sobre la metodología descrita en el Anexo de la consulta pública, a efectos de su consideración en la elaboración de la citada Circular. En particular, se plantearon las siguientes cuestiones:
1. Considera adecuados los criterios de asignación de los costes de redes y las variables inductoras de costes de la propuesta? .Considera adecuada la asignación propuesta entre los términos de potencia y energía? Justifique su respuesta y, en su caso, exponga alternativas al criterio propuesto.
En relación con los criterios de asignación de los costes de redes:
La mayoría de los agentes que han contestado a la pregunta (9) considera adecuada la asignación de los costes de redes al termino de potencia realizada en el modelo propuesto en la consulta, si bien algunos de ellos (5) han indicado la necesidad de disponer de mayor información para contrastar los resultados.
Por otra parte, hay varios agentes (2) que, aunque, en términos generales, consideran que los criterios de asignación son adecuados, han hecho las siguientes propuestas:
- Los nuevos desarrollos de red no deben ser imputados a los consumidores con carácter general, sino que deben imputarse a los usuarios/promotores de las mismas.
- La asignación propuesta debería completarse con otros conceptos que dieran señales para un consumo eficiente, garantizando que el desarrollo de nuevas infraestructuras no encareciera el sistema.
Por último, hay un grupo de agentes (4) a los que los criterios de asignación de los costes de redes no les parecen adecuados por las siguientes razones:
- El criterio de asignación de costes por valores de diseño no es adecuado ya que se aleja de la necesaria optimización del diseño de las redes con base en criterios de eficiencia y utilización optima.
- Los ingresos variables no deben sufragar los costes fijos, no relacionados con la energía transportada.
- La propuesta de reparto de costes fijos/variables supone un grave desincentivo para la gestión de la demanda.
- Los criterios de asignación de la propuesta penalizan al sector del ferrocarril respecto a la asignación de costes presente.
En relación con las variables inductoras de costes de la propuesta:
Adicionalmente a la propuesta incluida en la consulta, un grupo de agentes (6) considera que, como variable inductora de los costes de gestión comercial de los distribuidores de los puntos de suministro y medida (costes de distribución), se debería tener en cuenta el número de clientes de cada peaje. En cuanto a la asignación de dichos costes de gestión comercial por cliente, un agente señala, además, que la imputación no puede realizarse de forma uniforme, sino que debe hacerse por niveles de tensión.
Un agente ha manifestado su desacuerdo con las variables inductoras de coste de la propuesta porque las potencias contratadas no reflejan las potencias reales demandadas.
En relación con la asignación propuesta entre los términos de potencia y energía de la propuesta incluida en la consulta:
A un grupo de agentes (7) les parece adecuada.
Sin embargo, varios agentes (4) han señalado que la asignación propuesta no les parece adecuada por los siguientes motivos:
- La propuesta de reparto de costes de redes en mayor medida al termino de potencia respecto al termino de energía les parece arbitraria y no soportada técnicamente debido a que el resultado es muy perjudicial para ciertos colectivos, como las industrias con cogeneración, que deben contratar el total de la potencia aunque utilicen solo una pequeña parte.
- La propuesta de reparto fijo/variable supone un grave desincentivo para la gestión de la demanda.
- Los ingresos variables no pueden sufragar unos costes fijos, no relacionados con la energía transportada.
- La mayor parte de los costes debería asignarse al término de energía puesto que el mercado eléctrico es un mercado maduro (al igual que las comunicaciones inalámbricas o las autopistas).
2. Valore la propuesta planteada de la utilización de los resultados del Modelo de Red de Referencia (MRR) para la Distribución para la asignación de los costes de redes y diseño de los peajes de transporte y distribución.
2.1 Respecto a la asignación de costes de distribución por niveles de tensión tarifarios (NT0: menor que 1 kV, NT1: entre 1 y 36 kV, NT2: entre 36 y 72.5 kV, NT3: entre 110 y 145 kV y NT4: a partir de 220 kV).
En relación con la asignación de los costes de distribución por niveles de tensión tarifarios, un grupo de agentes (4) considera adecuado el resultado.
En particular, un agente ha señalado que considera adecuado utilizar el MRR para identificar los costes de la red en cada uno de los niveles de tensión debido a que una de las ventajas de la aplicación de dicho modelo en un sistema de peaje único en el que se calcularían con un mismo criterio para todo el sistema.
Por el contrario, diversos agentes han puesto de manifiesto las siguientes criticas:
- Los peajes deberían seguir la senda inversa de los escalones de tensión, es decir a mayor tensión menor peaje.
- No se dispone de información suficiente para valorar esa asignación.
- Se considera necesario desagregar la muy alta tensión entre 220 kV y 400 kV.
- Los costes propuestos por nivel de tensión no reflejan el reparto de costes entre la media y la alta tensión, observándose un traslado de costes de media a alta tensión, no pudiéndose evaluar los resultados ante la falta de información sobre los parámetros utilizados y los cálculos resultantes.
- Se deberían tratar los niveles de tensión NT1 y NT2 de forma homogénea y, por tanto, que hubiera un único escalón de tensión en el que tuvieran cabida los dos niveles indicados.
- El coste de transporte (220-400 kV) no se debería asignar a los consumidores, ya que este debería ser íntegramente repercutido a las centrales de generación que evacuan a dicho nivel de tensión, pues son los auténticos usuarios de la red.
Finalmente, un agente, si bien no entra a valorar la metodología propuesta, considera que la asignación de los costes de redes debe tener en cuenta la utilización de la potencia contratada por parte de los consumidores y propone la siguiente metodología:
1. Se clasifican los consumidores en dos colectivos, los de baja tensión y los de alta tensión.
2. Se considera que la variable de diseño de la red es la potencia contratada en punta, por lo que la asignación se realiza teniendo en cuenta la relación entre la potencia contratada en punta y la potencia media de cada uno de los colectivos de consumidores.
3. La potencia media demandada por cada segmento de consumidores se obtiene como resultado de dividir la energía entre las 8.760 horas.
4. Para cada colectivo de consumidores, se calcula la potencia no utilizada como resultado de restar de la potencia contratada en punta la potencia media.
5. Los costes de acceso (no solo el transporte y la distribución) se asignan directamente proporcionales a la potencia no utilizada por cada colectivo de consumidores, diferenciando los peajes por nivel de tensión.
2.2 Respecto al reparto de costes de redes con cargo a los términos de potencia y energía.
En relación con el reparto de costes de redes con cargo a potencia y con cargo a energía, varios agentes (3) consideran adecuado imputar en mayor proporción los costes de redes al término de potencia que al término de energía.
Por otra parte, algunos agentes (4) han puesto de manifiesto diversas críticas al reparto propuesto:
- Con un porcentaje del 15% en energía (incluso del 8,6% para la baja tensión) no se traslada una señal para un consumo eficiente.
- En opinión de un agente, el reparto entre potencia y energía responde a factores de utilización de la potencia próximos al 30%, lo que no es realista para consumidores conectados en alta tensión.
- La propuesta de cargar en mayor medida al término de potencia respecto al término de energía parece arbitraria y no soportada técnicamente.
- Consideran erróneo utilizar las potencias contratadas, puesto que no reflejan las potencias reales demandadas.
Adicionalmente, algunos agentes han puesto de manifiesto el negativo impacto que el reparto propuesto tendría sobre los diversos colectivos, entre otros el transporte por ferrocarril, industrias de cogeneración, que deben contratar el total de la potencia aunque utilicen solo una pequeña parte y sobre los clientes de menor consumo o consumos de temporada.
Finalmente, algunos agentes han realizado propuestas alternativas:
- La mayor parte de los costes debería asignarse al precio de la energía o, en su defecto, al peaje de acceso ligado al término de energía.
- Consideran que el sistema correcto sería asignar todos los costes a cargo de la potencia contratada y distribuidos por los niveles de tensión.
2.3 Alternativamente, valorar el criterio de reparto de costes entre potencia y energía utilizado en la metodología 2001: se asigna al termino de potencia el coste de red asignado al propio nivel de tensión y al termino de energía el coste de la red asociado a niveles de tensión superiores.
Algunos agentes han señalado que prefieren la nueva metodología a la metodología del 2001 por los siguientes motivos:
- La metodología propuesta se considera más eficiente que la metodología desarrollada en 2001, en la medida en que se aumenta el peso del termino de potencia respecto al de energía, incrementando la proporción a recuperar por el termino de potencia por encima del 80% para todos los grupos tarifarios, frente a los valores en torno al 40% que resultaban de la aplicación de la metodología propuesta por la CNE en 2001.
- No están de acuerdo con el criterio de reparto de costes entre potencia y energía utilizado en la metodología de 2001 porque daría lugar a unos resultados que presentan alteraciones aun mayores que la metodología propuesta.
- La metodología del 2001 no es adecuada porque asignar costes fijos a un valor que depende de la demanda tiene impacto sobre los ingresos ante una caída de la demanda energética.
- Un agente considera más adecuada la metodología propuesta, en la que la asignación al término de potencia del coste de la red tiene en cuenta el coste de red de niveles de tensión superiores.
Un agente ha manifestado su preferencia por la metodología 2001 porque la implementación de la metodología propuesta puede suponer la penalización de un numeroso grupo de consumidores con pautas de consumo temporales o diferidas temporalmente.
3. Según la metodología propuesta, una parte elevada del coste de redes, respecto a la situación vigente, se recupera a través del término de potencia debido a que la justificación del coste de redes se explica fundamentalmente por la potencia de diseño de las redes.
Es decir, se asigna directamente el coste de redes en función de la variable que induce el coste (véase Cuadro).
Cuadro. Porcentaje de coste de red asignado a cada grupo tarifario y porcentaje que se recupera por el término de potencia.
- Considera adecuado variabilizar una parte del coste de las redes para los consumidores de menor tamaño? Justifique la respuesta.
El 55% de los agentes que ha contestado a esta pregunta considera que no es adecuado variabilizar una parte del coste de las redes para los consumidores de menor tamaño, mientras que el 27% si que lo considera adecuado y necesario para fomentar el ahorro y la eficiencia energética. Por último, un agente manifiesta que todo el coste de las redes debería ser recuperado con cargo al término de potencia, mientras que otro opina que todo el coste de las redes debería recuperarse a través del término de energía.
4. .Considera adecuadas las variables de imputación de costes de redes y de facturación utilizadas? Justifique su respuesta y, en su caso, exponga alternativas a las variables propuestas.
Las respuestas recibidas se pueden agrupar en tres categorías:
El 38% de los agentes que han contestado a esta pregunta considera que las variables de imputación de los costes de redes son adecuadas, si bien un agente matiza que siempre que se facilite la posibilidad de cambiar las potencias contratadas.
Otro 38% de los agentes que han respondido señala la necesidad de considerar, además de las variables propuestas, un término fijo por consumidor a efectos de imputar el coste de gestión de los puntos de suministro y medida. Un agente indica la falta de una variable de no simultaneidad de demanda en el sistema global de la instalación.
Por el contrario, el 23% de los agentes que han contestado a esta pregunta considera que las variables de imputación de los costes de redes no son adecuadas, señalando que todo el coste debería recuperarse, bien a través de un término variable o bien a través de un término fijo.
5. .Considera adecuada la diferenciación del termino de energía por periodos horarios de los peajes de transporte y distribución o es preferible la aplicación del mismo precio del termino de energía para todos los periodos horarios? Justifique la respuesta.
Algunos agentes (5) consideran adecuada la diferenciación del término de energía por periodos horarios de los peajes de transporte y distribución, si bien uno de ellos considera que debería haber mayor diferenciación entre los periodos horarios.
Respecto a la diferenciación horaria del termino de energía de los peajes de transporte y distribución:
- Un agente señala que, según la metodología propuesta, el componente de energía tendría un peso tan reducido que, probablemente, hagan poco significativas las señales de precio al consumidor.
- Un agente indica que no sería necesario aplicar términos de energía en concepto de costes de redes.
- En opinión de un agente, la estructura actual de peajes, que permite únicamente una elección máxima de 3 periodos en la baja tensión, no es suficientemente atractiva para los consumidor conectados en baja tensión, lo que se pone de manifiesto en el número de clientes que se ha acogido a la modalidad de tres periodos.
Un agente propone la introducción de un calendario horario para los consumidores de alta tensión, mientras que, por el contrario, otro grupo de agentes consideraría mas adecuado que únicamente existiera un periodo horario o, en su defecto, que el termino de energía tuviera el mismo precio en todos los periodos horarios. En particular, uno de los agentes propone que para los peajes 6.2, 6.3 y 6.4, una vez que se alcance una utilización de la potencia en todos los periodos superior al 95%, deberían establecerse un término de energía común para todos los periodos.
Finalmente, un agente considera que se debería reproducir una estructura similar a la de las tarifas integrales puesto que esta permitía la adaptación de las distintas industrias, heterogéneas en su forma de consumo debido a la característica de sus procesos y la elección de la tipología de tarifa que más se adaptaba a su perfil de consumo.
6. Considera necesario aplicar un periodo transitorio para adaptar el resultado de la propuesta relativo al reparto de costes de transporte y distribución, entre las variables de facturación de potencia y energía?
La mayor parte de los agentes (12) que han contestado a la pregunta consideran necesario aplicar un periodo transitorio. Adicionalmente, algunos agentes señalan las características que debería satisfacer el mismo:
- Tres agentes han señalado que el periodo transitorio debe estar fijado ex ante y no ser extremadamente largo.
- Otro agente opina que el periodo transitorio debe estar fijado ex ante, si bien, en todo caso, su duración dependerá de la solución finalmente adoptada. En caso de incrementar el término de potencia el periodo transitorio deberá ser de 10 anos, en caso de incrementar el término de energía el periodo transitorio podría fijarse en 6 meses.
- Un colectivo de agentes (3) ha señalado que durante todo el periodo transitorio la suficiencia de los peajes de acceso debe estar garantizada.
- Tres agentes consideran que la evolución de los peajes durante el periodo transitorio debería explicitarse previamente.
- Un agente opina que, en tanto los peajes no sean suficientes, durante el periodo transitorio se deberían revisar al alza los términos de potencia de los peajes de transporte y distribución y mantener los términos de energía de los peajes de acceso.
- Dos agentes indican que la aplicación de un tercer término fijo o la introducción de un complemento de progresividad en el peaje de acceso durante el periodo transitorio podría permitir la adaptación paulatina al mismo tiempo que se garantiza la suficiencia.
- Un agente señala que la conveniencia o no de aplicar un periodo transitorio solo se puede determinar tras valorar el efecto que podría tener la aplicación de la nueva metodología sobre el montante anual bruto y el precio medio de las tarifas de acceso satisfechas por cada grupo tarifario.
- En opinión de un agente es necesario establecer un periodo transitorio suficiente para permitir que se explicasen los nuevos peajes.
- Se considera necesario un periodo transitorio, en el caso de que la propuesta resultase definitiva, para adaptar las previsiones de coste y los sistemas informáticos.
- Si los cambios de los peajes son significativos (> 20%) el periodo transitorio sería necesario.
Otro grupo de agentes (2) no consideran necesario dicho periodo transitorio.
7. Otras consideraciones relacionadas con la asignación de los costes de transporte y distribución.
Adicionalmente, los agentes han considerado importantes los siguientes aspectos relacionados con la asignación de los costes de transporte y distribución:
- Realizar un análisis de la asignación para contratos con duración inferior a la anual, estableciendo las características y el esquema de recargos aplicables para mantener el criterio de suficiencia anual de las tarifas de acceso.
- Necesidad de establecer la metodología de cálculo y actualización de otros precios regulados, tales como los derechos de extensión y acceso y alquileres de equipos de medida.
- Los costes de gestión de los puntos de suministro y medida (gestión comercial) son costes de la actividad de distribución, por lo que deben incluirse en la Circular sobre metodología asignativa de costes de transporte y distribución para elaborar los peajes que debe desarrollar la CNE.
- El desarrollo del autoconsumo originara un déficit recaudatorio por lo que es preciso contemplar un mecanismo transitorio de resarcimiento.
- La metodología debe considerar automáticamente la revisión de los precios y, si fuera necesario, de estructura tarifaria, al menos, en los siguientes casos:
a) Cuando se introduzcan cambios de criterios en las variables de facturación o cambios normativos substanciales, de forma que se asegure la suficiencia de los ingresos correspondientes a cada variable inductora de coste.
b) Revisión de la metodología y sus criterios de asignación cada 5 anos.
. La variable de facturación debe ser la potencia contratada, manteniendo las formulas de control y penalización actualmente aprobadas.
- Para los grandes consumidores con un grado alto de utilización de la potencia contratada en todos los periodos, se podría pensar en consideraciones adicionales como las existentes en otros países de la UE, donde se tiene en cuenta la elasticidad de la demanda al precio de la energía, los volúmenes de consumo y el carácter electrointensivo de la industria básica, que resultan en reducciones de sus tarifas.
- Plantean la necesidad de prever normativamente un sistema de bonificación o incentivo económico al desempeño por las distribuidoras de las obligaciones que respecto al cambio de suministrador, cortes, bajas, calidad de suministro, facturación en plazo, gestión de cambios de potencia, etc. tienen normativamente encomendados.
- Proponen que se extienda a todas las tarifas la bonificación por no uso de la potencia contratada, existente ya en algunas tarifas cuando se utiliza menos del 85% de la potencia contratada. Adicionalmente, plantean que este baremo podría reducirse a un 60% y eliminar la obligación de que las potencias contratadas por periodo tengan que ser necesariamente crecientes.
- El futuro del sistema eléctrico pasa por las smarts grids que no podrán ser utilizadas adecuadamente por los usuarios si estos no tienen en cuenta que están pagando un coste fijo (el pago del termino de potencia debería ser el único en el concepto de peaje).
- Deberían endurecerse las condiciones de sobrecoste por haber superado el término de potencia y se debería abrir a cualquier nivel de potencia el poder contratar con maximetro si se dispone de un contador adecuado.
- Proponen la exención parcial de las primas del régimen especial para los grandes consumidores industriales sometidos a competencia internacional, con una referencia expresa al caso alemán.
- Proponen transformar el sistema de interrumpibilidad eléctrica en un servicio competitivo de gestión de la demanda eléctrica abierto para todos los consumidores y no solo para los grandes.
- Es esencial para mantener la equidad que el bombeo reciba el mismo tratamiento que los consumidores cuando compra energía y que los generadores cuando vende.
- Los intercambios internacionales deberían someterse a las mismas normas que los consumidores y los generadores interiores.
- En ninguna parte del documento se tiene en consideración el ahorro que supone para el transporte y distribución la generación distribuida para cada nivel de tensión.
- Los costes de redes deben trasladarse, en su mayor parte, al precio de la energía, y, en su defecto, a través del término de energía del peaje de acceso.
PARTE 2: ASIGNACION DEL RESTO DE COSTES DE ACCESO RETRIBUCION DE LA DISTRIBUCION
En relación con la asignación del resto de costes de acceso, adicionales al transporte y distribución, se plantean las siguientes cuestiones:
8. Valore el criterio incluido en la propuesta para asignar los costes asignados mediante cuota fija aplicada a los peajes de transporte y distribución (financiación de la CNE, Moratoria nuclear y 2o ciclo del combustible nuclear). En caso de criterio alternativo, justifique su propuesta.
Se han mostrado de acuerdo con el criterio incluido 9 agentes.
Por el contrario, otros agentes (3) consideran que dicho criterio no es adecuado por los siguientes motivos:
- Es preferible como criterio de asignación el método Ramsey.
- El coste de la moratoria nuclear debería recuperarse a través del término de potencia y el segundo ciclo del combustible nuclear y la financiación de la CNE a través del término de energía, debido a que son decisiones administrativas.
9. Valore la aplicación de un criterio de precios Ramsey para la asignación del resto de costes de acceso (servicio de interrumpibilidad, compensación extrapeninsular, primas del régimen especial y anualidades para la financiación del déficit de tarifas). En caso de criterio alternativo, justifique su propuesta.
La mayor parte de los agentes (9) que han contestado esta pregunta considera que el criterio más adecuado para imputar estos costes es el de precios Ramsey, si bien uno de los agentes indica que el elevado volumen de este tipo costes en los peajes vigentes, podría distorsionar la señal de precios que perciben los consumidores.
Adicionalmente, varios de ellos (7) señalan la necesidad de extraer de los costes de acceso, esto es, externalizar de los peajes de acceso, determinados componentes de coste. En particular:
- Seis agentes consideran que el sobrecoste del régimen especial debiera ser financiado a través de una tasa, mediante los Presupuestos Generales del Estado o como mayor coste de la energía en el mercado.
- Ocho agentes opinan que el coste de gestión de demanda por interrumpibilidad, que debería integrarse en el mismo mecanismo que los pagos por capacidad, mientras que otro considera que debería recuperarse como mayar coste de la energía en el mercado.
- Tres agentes opinan que la compensación extrapeninsular debería ser financiada con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, de la Ciudad o de la Comunidad Autónoma.
- Un agente señala las anualidades para la financiación del déficit.
En opinión de un agente el criterio Ramsey es adecuado cuando se tiene certeza de que los costes reconocidos tienen una estrecha relación con la realidad de los mercados, se trata de servicios esenciales y no existe oferta suficiente para gestionar de una forma más eficiente las infraestructuras construidas, de forma que los empresarios obtengan siempre un margen razonable que les permita mantenerlas y renovarlas. Dado que de las tres condiciones, solamente la segunda no admite discusión, consideran que el criterio Ramsey no debería aplicarse sin externalizar antes una serie de costes de acceso.
Dos agentes consideran que el criterio Ramsey no es adecuado. Uno de ellos interpreta que dicho criterio le penalizaria por asignar en mayor proporción a los costes fijos, mientras que el otro agente muestra su preocupación porque penaliza a los consumidores mas inelásticos.
Finalmente, tres agentes proponen criterios de asignación alternativos. En particular, un agente propone como mecanismo alternativo a los precios Ramsey, la imputación de estos costes proporcionalmente a la energía consumida, otro agente propone su recuperación a través de un porcentaje sobre los peajes de acceso de forma similar al Impuesto Eléctrico y un tercer agente, las anualidades del déficit deberían asignarse a los correspondientes peajes en función de la potencia contratada y recuperarse a través del termino de potencia.
10. Valore la aplicación de coeficientes de simultaneidad en punta como variable proxy de los valores de elasticidad de la demanda al precio, de los distintos grupos tarifarios.
Algunos agentes (6) no están de acuerdo con la aplicación de coeficientes de simultaneidad en punta como variable proxy de los valores de elasticidad de la demanda al precio por los siguientes motivos:
- No existe una base justificativa para la utilización de los coeficientes de simultaneidad en punta.
- Se debería realizar un análisis de los estudios existentes sobre las elasticidades de los grupos de consumidores y analizar distintas aplicaciones en otras experiencias internacionales.
- Se deberían facilitar referencias de elasticidades en la consulta.
- La utilización de estos coeficientes en los periodos punta puede introducir distorsiones, puesto que los perfiles de consumo de ciertos segmentos de clientes, principalmente industriales, están optimizados a través de la adaptación de sus procesos productivos para minimizar sus costes energéticos.
- Los coeficientes de simultaneidad en punta no son representativos, en general, para los grandes consumidores.
- Estos sistemas de cálculo conducen a la opacidad del sistema y no son adecuados como sistema de elaboración de peajes.
Otros agentes (4), aunque se han mostrado favorables a la utilización de este criterio, han señalado que se deberían tener en cuenta los siguientes aspectos relacionados con el mismo:
- Aunque los coeficientes de simultaneidad pueden ser indicativos de la elasticidad de la demanda, el resultado obtenido debería contrastarse con otros indicadores disponibles, como la curva horaria agregada por peaje, resultado de la aplicación de los perfiles y medidas disponibles, con la correspondiente actualización de perfiles horarios que realice el Operador del Sistema.
- Podría ser un criterio valido, pero debido a que los costes de política energética suponen un porcentaje elevado de los costes, su asignación no debería afectar en ningún caso a la competitividad de las empresas.
- La elasticidad de los consumidores tiene dos vertientes; una a corto plazo, que si puede ser medida por el coeficiente de simultaneidad y otra a largo plazo que no puede ser medida con estos indicadores.
- La selección del coeficiente de simultaneidad en periodo de punta como indicador de las elasticidades de cada grupo tarifario debería ser analizada en detalle, dada la relevancia del mismo para la confección final de los peajes de acceso.
Por último, cabe señalar que un agente considera que, si bien podría ser una aproximación correcta, es necesario conocer los valores y resultados de la metodología propuesta para poder emitir una respuesta respecto al criterio de asignación utilizado.
11. Considera necesario un periodo transitorio para aplicación del criterio de asignación de costes de acceso a partir de un criterio de precios Ramsey? Justifique su respuesta.
La mayor parte de los agentes que han contestado a esta pregunta (8) se ha mostrado a favor de un periodo transitorio para la aplicación del criterio de precios Ramsey, mientras que solo dos agentes se han mostrado en contra. Finalmente, un agente ha manifestado que no es posible contestar sin conocer los resultados de la asignación.
12. Valore la opción mas adecuada de variables de facturación de los costes de acceso asignados a partir de un criterio de precios Ramsey, justificando la respuesta:
a) un porcentaje sobre los términos de potencia contratada y energía consumida de los peajes de transporte y distribución, diferenciado e inversamente proporcional a la elasticidad demanda-precio. Consideraciones sobre el impacto para los consumidores de menor tamaño;
b) termino fijo por cliente. Consideraciones sobre el impacto para los consumidores de menor tamaño;
c) mayor proporción al termino variable del coste asignado por grupo tarifario. Consideraciones respecto a los consumidores de baja demanda. Justifique la respuesta.
La mayoría de los agentes que han contestado a esta pregunta (6) prefiere la opción b) termino fijo por cliente, frente a un agente que prefiere la opción a) y dos agentes, que prefieren la opción c).
No obstante, un agente señala que, a efectos de no excluir a determinados consumidores del mercado, cabria variabilizar una parte, imputando parte del coste al termino de energía.
Otro agente señala que, dado que las dos primeras opciones podrían tener un efecto negativo sobre los consumidores de menor tamaño y la opción c) podría tener un impacto en la recuperación de ingresos en caso de que la demanda sea inferior a la prevista, como por ejemplo el futuro mecanismo de balance neto, el criterio elegido deberá minimizar ambos impactos, asegurando la recuperación de ingresos sin realizar cargas excesivas sobre ciertos segmentos de consumidores.
Por último, un agente indica que debería ser una cuota fija sobre la factura total, incluyendo la facturación de peajes y el componente de energía.
13. Otras consideraciones relativas a la asignación de dichos costes de acceso.
Los agentes han considerado las siguientes cuestiones relativas a la asignación de los costes de acceso:
- En relación con los sobrecostes provocados por las regulaciones de carácter autonómico:
o Deben incluirse en la propuesta de asignación de costes a imputar a las tarifas de acceso los suplementos territoriales al objeto de su total recuperación.
o Los suplementos territoriales deben ser asumidos por los consumidores de las correspondientes Comunidades Autónomas.
o Los suplementos territoriales deberían recuperarse a partir de un porcentaje sobre la facturación.
- En relación con los modelos de asignación de costes de acceso en otros países de la Unión Europea se propone:
o Analizar el caso de Alemania, con un sistema de incentivos a las renovables que se financia mediante un recargo o tasa sobre el precio final de la electricidad.
o Analizar el estudio de la Unión Europea sobre grandes consumidores, a efectos de incorporar exenciones a la financiación de determinadas partidas de costes, al igual que sucede en algunos países del entorno europeo.
- En relación con la aplicación de un criterio de precios Ramsey:
o Debería basarse en medidas objetivas de las elasticidades de demanda a largo plazo.
o Debería presentarse la evolución de la elasticidad para los diferentes grupos de consumidores en los últimos anos.
- En relación a los clientes con generación distribuida o contrato de suministro con balance neto:
o Los peajes de acceso deben ser iguales independientemente de la casuística singular de los clientes, asegurando en todo momento que no son discriminatorios.
o Es necesario que dichos clientes dispongan de dos contadores para (1) contabilizar la producción renovable y valorar la consecución de los objetivos de introducción de energías renovables y eficiencia energética, (2) que los distribuidores dispongan de la información de consumo real del cliente necesaria para su planificación y operación de sus redes, y (3) que no haya subvenciones cruzadas en las compras y ventas de energía por los diferentes perfiles de consumo y producción cuando no exista medida con discriminación horaria.
PARTE 3: OTROS ASPECTOS RELACIONADOS CON LOS PEAJES DE ACCESO
Se solicita opinión sobre la estructura actual de peajes de acceso.
14. .Considera adecuada la estructura actual de peajes de acceso por nivel de tensión y potencia contratada? En caso de considerar necesario introducir cambios en la actual estructura de peajes, detalle y justifique los cambios propuestos en la estructura de peajes.
La mayoría de los agentes que han contestado a esta pregunta considera que la estructura actual de peajes de acceso por nivel de tensión es adecuada (9).
Sin embargo, algunos señalan que sería conveniente introducir las siguientes modificaciones en la misma:
- Un agente indica que los peajes deberían incluir únicamente un término fijo por potencia, si bien debería mantenerse el término por energía reactiva.
- En relación con los peajes de baja tensión, algunos agentes (3) proponen mayor desagregación en los peajes aplicables a los clientes con potencia contratada hasta 15 kW. En particular, proponen la siguiente desagregación:
o 2.01. A (Potencia contratada . 3 kW)
o 2.02. A (3 kW < Potencia contratada . 10 kW). Adicionalmente, un agente propone desagregar este peaje entre consumidores con potencia contratada comprendida entre 3 kW y 5 kW y consumidores con potencia contratada comprendida entre 5 kW y 10 kW.
o 2.03. A (10 kW < Potencia contratada. 15 kW)
Por el contrario, un agente señala que no se debería mantener la separación de las tarifas 2.0 y 2.1 y que debería establecerse una única tarifa hasta 15kW.
- En cuanto al término de potencia, un agente propone que, dado el elevado componente fijo del peaje, se podría establecer una progresividad en el precio unitario por bloques de potencia, de tal forma que el coste para los consumidores iría aumentando a medida que se contrate más potencia.
- Dos agentes proponen establecer, con carácter general, la discriminación horaria de tres periodos en toda la baja tensión, tanto para el término de energía como para el de potencia contratada, cuando haya una implantación generalizada de los nuevos contadores. Finalmente, dos agentes proponen implementar la discriminación horaria de seis periodos en el peaje 3.0A de baja tensión.
- En relación con los peajes aplicables a los consumidores de media y alta tensión.
o Tres agentes proponen redefinir las redes que integran la media tensión a efectos tarifarios. En particular, dos de ellos consideran que las redes de 25 kV y 30 kV deberían integrarse en el nivel de tensión tarifario NT2 comprendido actualmente entre 36 kV y 72,5kV, mientras que otro considera que solo el nivel de 30 kV debería incorporarse en el NT2.
o Varios agentes proponen eliminar el peaje 3.1 A aplicable a los consumidores de media tensión con potencia contratada inferior a 450 kW, mientras que otros dos proponen implementar la discriminación horaria de seis periodos en el peaje 3.1A.
o Un agente propone desdoblar los peajes 6.X a efectos de su diferenciación para los consumidores interrumpibles o electro intensivos.
o Dos agentes proponen desdoblar el actual periodo 6 en dos periodos, de tal forma que se introdujera un periodo 7 (supervalle) a efectos de fomentar el consumo eléctrico en las noches.
o Un agente propone establecer un peaje específico para redes de 400 kV, así como establecer descuentos sobre los términos de potencia y energía en función de la potencia contratada y el volumen de energía consumido, respectivamente.
- Por último, un agente señala que debería establecerse un peaje específico para el colectivo de empresas ferroviarias.
15. En su opinión, .las variables de facturación que componen la estructura de peajes vigente refleja adecuadamente los costes imputados a los peajes de acceso? En su caso, detalle las nuevas variables de facturación que considere necesario añadir, justificando el motivo de su inclusión.
Con carácter general, los agentes consideran adecuadas las variables de facturación, si bien han señalado las siguientes mejoras:
- Tres agentes han señalado la recuperación de la progresividad como señal para incentivar la eficiencia energética, penalizando los excesos de consumo superiores a un cierto umbral mediante un término variable especifico.
En relación con la recuperación de los costes de gestión comercial, varios agentes han realizado las siguientes propuestas:
- Tres agentes consideran que se debería introducir un término por consumidor que recoja los costes de gestión comercial.
- Según un agente, los costes de gestión comercial no deberían ser recuperados a través del término de potencia, valorando por ello la idoneidad de adoptar un esquema como el vigente en el Reino Unido.
Otras propuestas relativas a las variables de facturación vigentes son las siguientes:
- Consideran que la estructura actual es adecuada pero echan en falta una variable de gNo-Simultaneidadh de demanda en el sistema global de la instalación; entendiendo por instalación un sistema productivo-cerrado (Línea Ferroviaria).
- Consideran necesario contemplar separadamente en la estructura tarifaria el nivel de tensión de 400 kV, el volumen de consumo y el factor de utilización (como señal de elasticidad al precio).
- La estructura tarifaria debería contemplar, además del nivel de tensión, una diferenciación en función de la potencia (contratada/consumida) o por volumen de consumo anual.
Por último, cabe señalar que dos agentes consideran que las variables de facturación no son adecuadas, proponiendo uno de estos dos agentes, peajes únicamente de potencia y el otro agente peajes de únicamente energía.
16. Considera adecuada la actual segmentación de periodos horarios (dos, tres o seis periodos) para los términos de potencia y energía?
Algunos agentes (5) consideran que la segmentación en tres periodos horarios al día proporciona una señal de precio sencilla y eficiente, por lo que consideran que, cuando la mayoría de clientes disponga de los nuevos contadores, todas las tarifas de baja tensión deberían converger a 3 periodos horarios, sin opcionalidad entre modalidades, con obligación de contratar potencias crecientes por periodos horarios. No obstante, han señalado la necesidad de revisar tanto los periodos horarios vigentes como los perfiles.
Además, dos agentes han señalado que se debe fijar una estructura de peajes para cada segmento y que no haya posibilidad de elección, de tal forma que la Baja Tensión se comporte igual que la Media y la Alta Tensión y que, para ello, se debería utilizar el análisis que el Operador del Sistema este haciendo de las curvas de carga de cada grupo de consumidores.
Por su parte, un agente propone unificar la segmentación de periodos horarios, mantener la estructura de 6 periodos de alta tensión y extenderla para el resto de clientes (incluidos los domésticos).
Dos agentes consideran que la estructura actual es adecuada solo para el término de potencia y un agente considera, además, que el precio del término de energía debería ser uniforme en todos los periodos.
Por su parte, dos agentes proponen la supresión de la tarifa 3.1A (ya que representa para estos consumidores un trato discriminatorio) y el establecimiento de un nuevo peaje con 7 periodos (uno de ellos supervalle) para fomentar el consumo eléctrico por la noche, modificando la estructura tarifaria actual de seis periodos por otra que contenga 7 periodos de programación.
Un agente considera que los grandes consumidores deberían disponer de flexibilidad para solicitar la modificación de los periodos horarios, tal y como se contemplaba en el sistema de tarifas integrales, siempre que ello no contribuyera a empeorar la punta del sistema.
Un agente indica que no es necesaria una discriminación horaria tan acusada como la vigente y que podría tener sentido diferenciar tan solo entre punta y valle.
Por último, un agente considera que la discriminación del termino de potencia es innecesaria y que la agrupación de peajes por periodos horarios (3-6) y por nivel de tensión, debería empezar a aplicarse para las 8.760 horas anuales a consumidores conectados en alta tensión.
17. El Real Decreto 1164/2001 establece la obligatoriedad para los consumidores que se acogen a determinados peajes de acceso la obligación de la potencia contratada en un periodo tarifario (Pn+1) sea siempre mayor o igual que la potencia contratada en el periodo tarifario anterior (Pn). Considera adecuada dicha restricción?
La mayor parte de los agentes (13) que han contestado a esta pregunta considera que dicha restricción no es adecuada, justificándolo, con carácter general, porque implica contratar potencias superiores a las realmente necesitadas. Dos agentes han indicado que debería ser la señal de precio la que indujera un comportamiento al consumidor a efectos de aplanar la curva de carga del sistema.
Otros agentes (4), sin embargo, sí que consideran adecuada esta restricción, justificándolo por las siguientes razones:
- Contribuye a aplanar la curva de carga del sistema.
- Permite reservar la potencia de punta para periodos posteriores.
- Evita que un punto de suministro se beneficie durante un número reducido de horas de una potencia elevada, abonando al sistema un importe reducido al contratar una potencia reducida durante el resto de horas, máxime considerando que las redes se diseñan para atender la punta.
- Evita arbitrajes entre periodos.
18. El artículo 9 del Real Decreto 1164/2011 establece el procedimiento para facturar el término de potencia. Dicho procedimiento incluye el tratamiento de los excesos de potencia, ya sea como un concepto de facturación adicional, aplicable a los peajes 6.x, o incluido en la propia facturación por potencia mediante la determinación de la potencia a facturar, peajes 3.0A y 3.1A. .Considera adecuados los esquemas actualmente aplicables para desincentivar que la potencia demandada en un periodo supere la potencia contratada en dicho periodo? En caso de considerar necesario introducir cambios en el actual esquema, detalle y justifique los cambios propuestos.
Aunque, en general, la mayoría de los agentes (10) que han contestado a esta pregunta consideran adecuados los esquemas actualmente aplicables, han señalado los siguientes aspectos:
- Dos agentes consideran que pueden analizarse posibles alternativas de control y medición cuando se complete la instalación de los nuevos equipos de medida.
- Un agente considera que el control de la potencia se debe realizar mediante la medida de la potencia demandada y la aplicación de recargos por exceder la potencia contratada, siendo la señal económica de los recargos suficiente para incentivar el ajuste entre ambas potencias.
- Un agente señala que el cálculo de la potencia a facturar en los peajes 3.0A y 3.1 A no refleja correctamente la potencia que requiere el cliente en cada periodo horario.
- Un agente subraya que la facturación de los excesos de potencia actualmente aplicada a las tarifas de acceso 6.x se debería poder extender al resto de tarifas en Media Tensión (3.1A) y a los consumidores industriales en Baja Tensión con tarifa 3.0 A, a medida que se vayan instalando los equipos de medida electrónicos con capacidad de guardar la curva de carga.
- Un agente opina que los excesos de potencia deberían penalizarse más.
- Un agente pone de manifiesto que el esquema actual penaliza innecesariamente la utilización de la potencia con respecto a lo contratado, por lo que debería orientarse a la variabilizacion.
- Un agente considera que no debe establecerse una discriminación por periodos, ya que podría aplicarse un recargo homogéneo en todas las horas.
Por último, un agente ha realizado la siguiente propuesta sobre cómo debería ser el esquema para desincentivar que la potencia demandada en un periodo supere la potencia contratada:
- Establecer una potencia máxima para cada periodo, en función de históricos.
- Poder establecer en cada periodo una potencia contratada.
- Facturar por potencia realmente demandada.
- Aplicar un coeficiente para potencia disponible y no realmente consumida, de manera que se tienda a contratar lo que se consuma.
- Poder modificar las potencias contratadas al menos 1 vez en menos de 12 meses dada la estructura de los periodos.
19. .Considera adecuado el esquema actualmente aplicable para facturar la energía reactiva? En caso de considerar necesario introducir cambios en el actual esquema, detalle y justifique los cambios propuestos.
En primer lugar, un grupo de 3 agentes considera adecuado el esquema actualmente aplicable para facturar la energía reactiva.
En segundo lugar, otro grupo de agentes, en términos generales considera adecuado dicho esquema, aunque propone las siguientes modificaciones del mismo:
- En opinión de dos agentes, el esquema actual es adecuado para los clientes con potencia contratada mayor a 15 kW y se debería introducir un complemento de energía reactiva a los clientes con potencia contratada hasta 15 kW, equivalente al existente para el resto de clientes y un agente señala que dicho complemento debería tener una menor penalización económica.
- Según un agente, podría ser adecuado contemplar un término por energía reactiva diferenciado por nivel de tensión y periodo horario, de manera que se incentive un factor de potencia en horas de valle y en horas de punta.
- Según un agente, la mejor forma de tratar la energía reactiva es compensarla en origen y la posibilidad de facturar la reactiva en baja tensión debe mantenerse.
- En opinión de un agente, para la facturación del término de energía reactiva podría determinarse un rango de cos ƒÓ que fuese beneficioso para el sistema y su cumplimiento supusiese una bonificación o reducción del coste de suministro.
Por último, los agentes que consideran que el esquema no es adecuado, argumentan los siguientes motivos:
- Según algunos agentes (3), ante las nuevas posibilidades que muestran los nuevos contadores a implantar en baja tensión, debería analizarse la posibilidad de introducir la facturación por energía reactiva, si bien con una señal económica diferenciada. Por otra parte, un agente indica la necesidad de establecer un nuevo esquema de facturación para este tipo de consumidores, teniendo en cuenta la información disponible tras el Plan de implantación de contadores.
- Un agente propone reproducir en los peajes de acceso un esquema similar al del régimen especial en cuanto a factor de potencia (RD 661/2007 modificado con el RD 1565/2010):
o Propone establecer un rango de factor de potencia obligatorio comprendido en el intervalo 0.99 inductivo y 0.99 capacitivo no sujeto ni a remuneración ni a penalización. Fuera de este rango se aplicarían penalizaciones dependiendo de la desviación respecto al factor de potencia unitario.
o El OS podrá cambiar por razones de seguridad del sistema el mencionado rango de factor de potencia.
- Según un agente, debería unificarse económicamente el tratamiento que se da a la reactiva en la generación, la distribución y el consumo, estableciendo un sistema de bonificaciones o penalizaciones coherente con las necesidades de la red.
- Un agente propone un esquema que distinga la capacitiva y la inductiva en función de las necesidades del sistema, debido a que el método factor de potencia es muy limitado.
- En opinión de dos agentes debería incentivarse y bonificarse la gestión de energía reactiva por parte del consumidor.
En el Cuadro 6 se muestra la relación de los términos de potencia por discriminación horaria, respecto al periodo de valle (P3) para los peajes de tres periodos horarios y Periodo 6 (P6) para los peajes en seis periodos horarios, resultante de aplicar la metodología de asignación del coste de transporte y distribución propuesta. Se observa que como resultado de considerar como restricción de partida los calendarios y periodos horarios vigentes (sin modificaciones de horas), los precios de los términos de potencia no son decrecientes, al contrario de lo que sucede en los peajes vigentes. En particular, el término del periodo 5 de los peajes de seis periodos es inferior al término del periodo 6, y el término del periodo 1 para los peajes en tres periodos es inferior al término del periodo 2.
Cuadro. Relación de términos de potencia por discriminación horaria (respecto al término de potencia del periodo de valle)
Teniendo en cuenta lo anterior, se plantean las siguientes cuestiones relativas a los calendarios y periodos horarios vigentes:
20. Las zonas establecidas a efectos de discriminación horaria reflejan los diferentes perfiles de consumo
Tres agentes han respondido de forma afirmativa a esta pregunta y un agente ha respondido de forma negativa.
Otros agentes han realizado las siguientes consideraciones:
- Cinco de ellos han señalado que no se debe diferenciar por zonas geográficas dentro de la península.
- Un agente considera que se deberían mantener, al menos, tres zonas horarias (Península, Baleares y Canarias).
- El mismo agente señala que se debería analizar en profundidad el consumo horario de los diferentes tipos de clientes sin registro de medida horaria.
- Un agente considera que se deben revisar las horas de mayor y menor demanda en cada empresa distribuidora, de forma que los perfiles de demanda se adapten a la realidad de cada zona.
- El mismo agente estima que se debe aplicar la clasificación de zonas de discriminación horaria en Alta Tensión a las Tarifas de Alta Tensión para finalmente aplicar un criterio de zonas de discriminación horaria, en función de los perfiles definidos en cada empresa distribuidora a nivel de municipio.
21. Los actuales calendarios incentivan adecuadamente el consumo en los periodos de menor demanda de energía y desincentivan el consumo en los periodos de mayor demanda de energía?
Hay tres agentes que han respondido de forma afirmativa a esta pregunta, aunque según la opinión de uno de ellos los actuales calendarios solo son adecuados en el caso de la discriminación horaria de 6 periodos.
Otro grupo de agentes (4) ha señalado que prefieren esperar al estudio que está realizando REE para manifestarse sobre la idoneidad de mantener o modificar los actuales calendarios y periodos.
Algunos agentes (6) han propuesto las siguientes modificaciones a los actuales calendarios:
- Un agente señala que el mes de agosto no presenta típicamente cargas horarias máximas y medias superiores a otros meses de temporada baja, como los meses de abril y mayo.
- Un agente considera que la definición del periodo P6 no es optimo ni en los días Tipo A ni en los días Tipo A1, para los principales consumidores de alta tensión (la industria).
- Un agente indica que los sistemas de discriminación horaria de 2 y 3 periodos no resultan tan efectivos a la hora de identificar las puntas y los valles del sistema.
- En opinión de un agente, los calendarios de la DHS no están correctamente diseñados en base a costes reales del suministro y resultan incoherentes con el resto de las DH. Asimismo, considera que los periodos de las tarifas de acceso 3.0 A y 3.1 A no reflejan adecuadamente la estacionalidad de este tipo de consumidores.
- Un agente propone la eliminación de los perfiles cuando se haya implementado totalmente el plan de sustitución de contadores y reemplazarlos por las curvas de consumo horarias reales de cada suministro.
- Un agente propone fomentar la gestión de la demanda a nivel domestico mediante la tarifa con discriminación horaria.
Finalmente, un agente indica que los calendarios vigentes son complejos y no favorecen el consumo en los periodos de menor demanda.
22. .Consideraría adecuado establecer calendarios diferenciados por peaje de acceso?
Un primer grupo de tres agentes considera adecuada la propuesta de establecer calendarios diferenciados por peaje de acceso frente a otro grupo de cuatro agentes que, en términos generales, considera que dicha propuesta no es adecuada, por los siguientes motivos:
- Para un agente, desde el punto de vista de la eficiencia global, no se justifica utilizar la curva de carga de cada nivel de tensión para establecer los calendarios, considerando adecuado utilizar la demanda agregada del sistema para establecer todos los calendarios.
- Un agente señala que esto complica el sistema de cálculo de peajes y marca una pauta para no liberalizar las ofertas comerciales, creando complicaciones para los usuarios para calcular sus costes y opciones.
- Otro agente considera que se debería ofrecer un calendario único para todos los grupos tarifarios.
Por último, cabe destacar las siguientes propuestas de modificación de los calendarios:
- Un agente propone extender el calendario de 6 periodos a todos los clientes (provisionalmente se podría establecer un cálculo basado en perfiles para aquellos clientes que no dispongan del equipo de medida adecuado).
- Otro agente considera que se debería eliminar el actual paquete de 6 periodos y, de mantenerse, establecer un calendario anual horario con el precio del peaje correspondiente a cada hora.
23. Los actuales calendarios no son anidados, en el sentido que el calendario tres periodos no resulta de una agrupación de los periodos tarifarios del calendario de seis periodos.
- Considera que los calendarios deberían ser anidados, esto es, que el calendario de tres periodos fuera resultado de la agregación de los calendarios de seis periodos?
En general, los agentes que han contestado a esta pregunta (11) se han mostrado a favor de que los calendarios sean anidados.
Cabe señalar que tres agentes no están de acuerdo con esta posibilidad, por las siguientes razones:
- Un agente considera que establecer precios, horarios y calendarios suficientemente sencillos a los clientes de menor consumo es más eficaz para incentivar su gestión de la demanda, aunque ello no suponga una agregación de calendarios.
- Otro agente considera que el hecho de que los actuales calendarios no sean anidados no es determinante para que se recojan adecuadamente las puntas del sistema y se incentive el traslado del consumo de la punta al valle.
- Dicho agente opina que la implantación de un sistema anidado de calendarios exigiría a los contadores un grado de flexibilidad que, para el sector residencial, solo tienen los nuevos contadores inteligentes.
En relación con los peajes a generadores, se solicita opinión sobre los siguientes aspectos:
24. Considera que los costes de red deben ser compartidos entre la demanda y la generación?
La mayoría de los agentes que han contestado a esta pregunta (10) están en contra de que los costes de red sean compartidos entre la demanda y la generación y lo han justificado, con carácter general, por el hecho de que los generadores internalizan el coste en el componente de la energía que finalmente los consumidores han de pagar en su factura. Adicionalmente, algunos agentes aducen los siguientes motivos:
- Un agente considera que, al imputar costes adicionales a los generadores, estos se internalizaran en análisis de las decisiones de inversión, lo que implicara un retraso de las mismas.
- Un agente opina que los generadores no deben soportar peajes por el uso de las redes para evitar su repercusión en el mercado mayorista, que afectaría a todos los clientes en función de su nivel de consumo y no por los costes incurridos por la utilización las redes, que depende básicamente de la potencia demandada.
- Un agente indica que la traslación de parte de ese coste de acceso a la actividad de generación, bajo la justificación del uso de las infraestructuras, implica que se repercuta en un mismo producto, la energía eléctrica, los costes de transporte y distribución a través de dos vías diferentes.
Otro grupo de agentes, sin embargo, considera razonable que los costes de red sean compartidos entre generación y demanda debido a que esta es utilizada por ambos colectivos.
25. Consideraría adecuado utilizar el modelo de red de referencia para determinar la parte del coste de la red de distribución que debe ser imputado a la demanda y la generación distribuida?
Esto es, obtener el coste en el diseño de las redes que se debe a la demanda y a la generación conectado en el propio nivel de tensión y en niveles de tensión inferiores de redes de distribución a partir de sucesivas ejecuciones del MRR, en las que se fuera incorporando progresivamente la demanda y la generación en cada nivel de tensión.
La mayoría de los agentes que han contestado a esta pregunta (8) no considera adecuado utilizar el modelo de red de referencia (MRR) para determinar la parte del coste de la red de distribución que debe ser imputado a la demanda y a la generación distribuida.
Entre los motivos para no considerar adecuado el MRR están los siguientes:
- Según un agente, el modelo de red de referencia no es adecuado por ser un modelo teórico y por carecer de histórico en la modelización de la generación, especialmente la generación distribuida.
- En opinión de un agente, el MRR no es una herramienta de la que se disponga información detallada que permita el análisis de la validez de los datos resultantes.
Por otra parte, dos agentes consideran adecuado utilizar el Modelo de red de referencia para determinar el coste de red imputable a la demanda y a la generación.
Un agente señala que el regulador debe tener grados de libertad para, asegurando la suficiencia, aplicar principios de eficiencia adecuados a cada tipo de usuario y no restringirse a un modelo.
Por último, otro agente indica que la metodología para establecer el peaje de generadores debe ser homogénea en todos los Estados Miembros.
26. Considera que el peaje a generadores debería proporcionar una señal de localización?
Un grupo de agentes considera adecuado que el peaje de generadores proporcione una señal de localización.
Otro grupo de agentes considera que el peaje a generadores debería proporcionar una señal de localización en determinadas circunstancias:
- Un agente opina que tendría sentido una cierta señal de localización para nuevas instalaciones si se asociase a los costes incrementales de desarrollo de la red de transporte, lo cual no es lo que se propone en la metodología de la consulta (basada en costes medios).
- Según dos agentes, desde un punto de vista teórico podría ser aceptable, aunque rompe el criterio de tarifa postal contenido en la Ley y, de llevarse a cabo, debería aplicarse únicamente a nuevos generadores o clientes.
- Un agente considera que, de establecerse algún tipo de señal de localización, esta debería aplicarse también al consumo, al menos al industrial, que podría tener una mayor flexibilidad a la hora de ubicarse en la red.
Por último, otro grupo de agentes no está de acuerdo con que el peaje a generadores proporcione una señal de localización, por los siguientes motivos.
- Para un agente, el establecimiento de señales de localización a centrales ya operativas con carácter ex . post no sería aceptable por introducir discriminaciones injustificables.
- Un agente considera que las señales de localización en los peajes no aportarían un criterio decisivo a la hora de instalar nueva potencia en el sistema.
- El mismo agente señala que la aplicación de señales de localización a la generación llevaría implícito un cálculo diferenciado de tarifas por zonas geográficas, rompiendo el criterio de tarifa única.
- Para un agente, la minimización de las congestiones de red y de la distancia entre los centros de producción y consumo deben ser resueltos vía mercado (mediante la competencia de las empresas que aprecien ventajas competitivas en un determinado lugar en el que exista una congestión).
27. Considera adecuado el actual diseño del peaje a generadores consistente en un término variable por MWh.
La mayor parte de los agentes que han contestado a esta pregunta (10) considera que no es adecuado el actual diseño del peaje a generadores. Dentro de este grupo, hay dos agentes que proponen que el peaje sea por MW, dado el carácter fijo de los costes que se incurren como consecuencia de la instalación de unidades de generación.
Otro grupo de agentes, por el contrario, sí que consideran adecuado el actual diseño del peaje a generadores por diversos motivos.
Un agente considera que todos los costes de acceso deberían ser recuperados a través de un término variable.
Ministro Joel Santos resalta el aprovechamiento de recursos como la energía solar para invertir en las comunidades y en la mejora de calidad de vida de sus habitantes.
La vicepresidenta ha adelantado que la penetración renovable en el mix eléctrico «se va a acercar al 56%» en este 2024.
