El pasado mes de Julio, la CNMC propuso mediante una circular cambios en el sistema eléctrico, tanto en estructura tarifaria como en cálculo de peajes. En su momento hicimos un análisis del mismo
Tras el periodo de alegaciones (en Anexo V de este documento), el 27/11/19 la CNMC emitió una nueva circular, modificando en parte la del mes de Julio
Entre las modificaciones que aceptan tras el periodo de consultas, están las siguientes:
Simplificar la estructura de peajes de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW (revisando por tanto los periodos horarios aplicables a los mismos).
Mantener el control de potencia de los consumidores de baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW con Interruptor de Control de Potencia (ICP) o maxímetro (en el caso de los suministros no interrumpibles).
Mantener el esquema de facturación por potencia demandada vigente para los consumidores sin equipo de medida cuartohoraria.
Necesidad de publicar los coeficientes de pérdidas.
Ampliar el periodo transitorio hasta al menos 6 meses, manteniendo la facturación de peajes vigentes hasta la entrada en vigor de los nuevos.
Aunque parezca mentira, seis años después, los consumidores de electricidad de la mayor parte de España, tendrán que pagar ahora los suplementos territoriales, es decir, los impuestos ambientales que recaudaban las Comunidades Autónomas en ese momento. Y no podía llegar en peor momento, de cara a las elecciones tanto generales como de CCAA y locales.
Los autoconsumidores están impacientes por saber cuánto se les va a rebajar su factura eléctrica con la compensación de los excedentes de su instalación. Desde que el RD 244/2019 de Autoconsumo, de 7 de abril, incluyera el concepto de «compensación simplificada de los excedentes», es decir una compensación económica por vatio vertido en la red a descontar de la factura eléctrica, todos están pendientes de cuándo comenzará a ser posible.
El pasado mes de enero en el RD 1/2019 del día 11, el gobierno, de acuerdo a directivas europeas transfirió competencias a la CNMC. Una de ellas era la de que pudiera definir la estructura y metodología para el cálculo de la parte de los peajes de acceso a las redes de electricidad destinados a cubrir la retribución del transporte y distribución
La CNMC mediante circular del pasado 25 de julio ha propuesto cambios tanto en estructura tarifaria como en cálculo de peajes, señalar que la estructura tarifaria y sus periodos lleva sin cambiar desde octubre de 2007 y los importes de los peajes desde febrero de 2014)
Aun no se conocen el importe de los peajes, pero si la nueva estructura tarifaria. Hasta el 16/09 se abre periodo de alegaciones y podría cambiar, pero de momento se prevé la puesta en marcha el 01/01/20.
Las tarifas quedarán así:
Tabla 1 – Esquema de nuevas tarifas propuestas por la CNMC
Paso a desgranar los cambios de tarifa
Actuales Tarifas 6.2, 6.3 y 6.4
Tarifas de alta tensión conectadas entre 30 y 145 kV, tienen 6 periodos en potencia y energía. Van a migrar a tarifas 6.2TD, 6.3TD y 6.4TD respectivamente
Tendrán cambios en periodificación, que ahora se unifica para todas como veremos y ligeros cambios para el cálculo de excesos
Actual Tarifa 6.1
Tarifa de alta tensión, conectadas entre 1 y 30 kV, tienen 6 periodos en potencia y energía y deben tener una potencia contratada en algún periodo superior a 450 kW. Las modificaciones son:
Esta tarifa pasa a llamarse 6.1TD.
Mantiene los niveles de tensión anterior y el número de periodos en energía y potencia (6).
Elimina la limitación de que una de las potencias sea mayor de 450.
La periodificación cambia. En este enlace podéis descargar información sobre la nueva periodificación y ejemplos de cómo han variado las horas de cada periodo con el cambio.
El cálculo de los excesos se mantiene en la forma, han variado algún coeficiente y queda pendiente definir alguno más.
El exceso de reactiva, se mantiene en la forma (hasta 33% de la activa permitida y eliminando penalización en P6) pero queda pendiente definir costes.
Actual Tarifa 3.1A
Tarifa de alta tensión, conectadas por encima de 1 kV, tienen 3 periodos en potencia y energía y la máxima potencia contratada en sus periodos tiene que ser menor de 451 kW. Esta tarifa desaparece, pasando a integrarse en la futura 6.1TD, con los cambios indicados antes. Para la migración:
La potencia P1 actual, pasa a ser la potencia P1 en la nueva tarifa 6.1TD.
La potencia P2 actual, pasa a ser las potencias P2, P3, P4, P5 en la nueva tarifa 6.1TD.
La potencia P3 actual, pasa a ser la potencia P6 en la nueva tarifa 6.1TD.
Tarifa de baja tensión (conectadas a menos de 1 kV), tienen 3 periodos en potencia y energía y alguna de las potencias contratadas deben ser mayor de 15 kW. Los cambios son:
Esta tarifa pasa a llamarse 3.0TD.
Mantiene los niveles de tensión y de potencia mínima anterior.
Cambia a 6 periodos de energía y de potencia, con la misma periodificación que la 6.1TD, que ahora es única (aquí más detalle).
Las potencias contratadas tienen que ser tales que Pn+1 ≥ Pn. Para la migración de potencias.
La potencia P1 actual, pasa a ser la potencia P1 en la nueva tarifa 3.0TD.
La potencia P2 actual, pasa a ser las potencias P2, P3, P4, P5 en la nueva tarifa 3.0TD. En caso de incumplir el criterio de potencias crecientes, la potencia contratada en los periodos 2, 3, 4 y 5 será igual a la potencia contratada en el periodo 1.
La potencia P3 actual, pasa a ser la potencia P6 en la nueva tarifa 3.0TD. En caso de incumplir el criterio de potencia crecientes, la potencia contratada en el periodo 6 será igual a la potencia contratada en el periodo 5.
El cálculo de los excesos pasa a ser como el de la 6.1TD, queda pendiente definir parámetros de coste.
El exceso de reactiva, se mantiene en la forma (hasta 33% de la activa permitida y eliminando penalización en P6)) pero queda pendiente definir costes.
Actuales Tarifas 2.X
Todas las tarifas 2.X actuales (2.0, 2.0DH, 2.0DHS, 2.1A, 2.1DHA, 2.1DHSA) son tarifas de baja tensión (conectadas a menos de 1 kV), tienen 1 (2.X), 2 (2.XDH) o 3 (2.XDHS) periodos de energía, uno solo de potencia y son para potencias contratadas menores de 15 kW (2.1X) o de 10 kW (2.0X). Los cambios son:
Estas tarifas pasan a llamarse 2.0TD.
Mantiene los niveles de tensión y de potencia máxima anterior.
Cambia a 6 periodos de energía, con la misma periodificación que la 6.1TD, que ahora es única (El cambio de periodificación, se puede ver más detalle en este archivo adjunto).
Cambia a 2 periodos de potencia. Aunque la circular solo especifica que la potencia valle de la 2.0TD será la potencia actual de la tarifa, entendemos que la punta será la misma. Tampoco aparece en circular si se podrán tener dos potencias distintas, aunque entiendo que sí.
El cálculo de los excesos pasa a ser como el de la 6.1TD, queda pendiente definí parámetros de coste.
El exceso de reactiva, presente ahora mismo en algunos contratos 2.X desaparece en las futuras tarifas 2.0TD.
Sobre tarifas reguladas no indica nada la circular, pero se entiende que desaparece la PVPC con DH, y DHS y ambas, se integran con la PVPC, que será tarifa 2.0TD y estará “periodificada” como tal.
Periodificación Energía
La periodificación en energía será única para todas las tarifas, la CNMC fija 4 temporadas (alta, media alta, media y baja) y las asigna a varios meses según la zona (Península, Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla).
Tabla 2 – Temporadas Eléctricas propuestas por la CNMC
A cada temporada le asigna un tipo de día (Alta=A, Media Alta=B, Media=B1, Baja=C) que será para los días del mes, salvo sábados, domingos y festivos nacionales no sustituibles, a los que asigna el tipo de día D.
Tabla 3 – Tipos de días aplicable a cada temporada eléctrica
Luego define para cada día, el periodo que será cada hora en función el tipo de día.
Tabla 4 – Discriminación horaria para consumo de energía según cada tipo de día
Periodificación Potencia
La periodificación en potencia, a fin de facturar los excesos en cada periodo será la misma que la de energía, salvo en la tarifa 2.0TD, que tendrá solo dos periodos en potencia (punta y valle) y cuyo horario será:
Tabla 5– Discriminación horaria para potencia en el caso de la futura tarifa 2.0TD
Equipos de Medida
Uno de los principales cambios en la circular supone extender la facturación por potencia usando lecturas cuartohorarias a todas las tarifas y la periodificación horaria obligatoria ahora en todos los contratos. Esto afecta a los equipos de medida, sobre los que la circular especifica.
Se dará un periodo de transición a las distribuidoras para migrar sus sistemas (3 meses), además de otros 3 meses para adaptar los contadores de los consumidores conectados a sus redes que no disponen de equipo de medida con curva horaria, a los nuevos horarios.
Durante este periodo adicional si el equipo de medida no tuviera capacidad de registro horario, se usarán los perfiles de red eléctrica para el consumo y para potencia las reglas actuales de la tarificación en 3X, pero aplicándose a 6 periodos.
En el caso de que el equipo de medida no disponga de capacidad de registro cuartohoraria, para el cálculo de excesos se considerará la misma potencia demandada en todos los cuartos de hora. En este caso la CNMC no obliga a cambiar los equipos.
Se trata sin duda de un cambio mayúsculo en el sistema eléctrico español, y que debería encajar con la transformación de mercado eléctrico que se avecina a medio plazo. El trabajo para los agentes implicados (sobre todo comercializadoras y distribuidoras) será importante.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha propuesto un recorte del 7% de la retribución que reciben las empresas por la distribución de electricidad y cerca de un 18% la de gas con el fin de definir un marco regulatorio «estable y riguroso» y adecuado al ciclo económico.
Así, la retribución inicial para la distribución de electricidad quedará fijada en 5.455 millones de euros al año, lo que supone un recorte del 7%; la de transporte de electricidad en 1.656 millones de euros al año, un 8,2% menos; la distribución de gas en 1.420 millones de euros al año, un 17,8% menos; y la de transporte de gas y regasificación en 1.186 millones de euros, un 21,8% menos.
De esta forma, el regulador asume las competencias atribuidas por el derecho comunitario en materia de gas natural y electricidad, tras la aprobación por parte del Gobierno del real decreto ley el pasado mes de enero para que pueda emitir circulares normativas, al igual que lo hacen ya la CNMV y el Banco de España.
Se trata de siete proyectos de circulares adicionales que Competencia someterá a consulta pública, con un periodo de alegaciones que se extenderá hasta el próximo 9 de agosto, con el fin de que entren en vigor antes del 1 de enero de 2020.
Este nuevo criterio permitirá una rebaja de los peajes que pagan los consumidores a través de la factura de la luz, por lo que supondrá un abaratamiento de la misma, al mismo tiempo que garantizará una rentabilidad «razonable» para las empresas reguladas.
A partir de ahora, estas retribuciones a la electricidad y el gas estarán condicionadas por un criterio técnico basada en el WACC, una fórmula matemática que calcula del coste medio ponderado de capital, dando respuesta al criterio que ha mantenido la CNMC durante los últimos seis años de que se estaban otorgando rentabilidades «excesivas», sobre todo en el sector del gas, donde menos inversiones ha habido.
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