introducción al mercado de la electricidad
DESCRIPTION
Actividades reguladas y nuevo escenario del mercado eléctrico tras la Tarifa de Último Recurso (TUR).TRANSCRIPT
1Dirección de Regulación
25 | 11 | 0 9
Introducción al mercado de la electricidad:
Presente y FuturoDistribución de electricidad
Juan José Alba Ríos
Dirección de Regulación
2Dirección de Regulación
1. Liquidaciones de las actividades reguladas
2. Déficit de Actividades Reguladas
3. Nuevo escenario tras la Tarifa de Último Recurso
4. Retribución de la actividad de distribución eléctrica
Índice
3Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadLiquidaciones de las actividades reguladas
Coste dela red
Coste dela energía
Clientes Comercializadores
Distribuidores
Generadores
Contrato deAcceso
Compra deenergía
Actividad Regulada
Actividad Liberalizada
Liquidaciones: Reparto de Ingresos Regulados por la CNE
¿Por qué un procedimiento de liquidaciones?
4Dirección de Regulación
Liquidaciones de las actividades reguladas
Tarifas deAcceso
Cuotasespecíficas
Com
erc
ializ
adora
Acometidas, etc.
Cliente
Cuotas
Retribucióntransporte
Retribución dela distribución
Costes Gest.Comercial
Costes del Régimen Especial
Ahorro y Efic. Energética
DéficitsAnteriores
Ingresos
Costes
IngresosRegulados
CostesRegulados
Distribuidora
Distribución de Electricidad
5Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadDéficit de actividades reguladas
Tarifas deAcceso
Cuotasespecíficas
Distribuidora
Com
erc
ializ
adora
Acometidas, etc.
Cliente
Cuotas
Retribucióntransporte
Retribución dela distribución
Costes Gest.Comercial
Costes del Régimen Especial
Ahorro y Efic. Energética
DéficitsAnteriores
Ingresos
Costes
DEFICIT
(¿entre la previsión y la realidad?)
El déficit/superávit se origina como consecuencia de las diferencias existentes entre los costes y los ingresos.
¿Por qué se produce el déficit?
6Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadDéficit de actividades reguladas
15.0
10.8
44.51
10.8
59.51
Déficitreconocido
TarifaAcceso
Coste energía
Mercado Regulado
Mercado Liberalizado
6.1
60.63
6.1
57.34
Déficitreconocido
TarifaAcceso
CosteEnergía
Mercado Regulado
Mercado Liberalizado
Hasta 2006 la tarifa no reflejaba el precio real subyacente de la energía
Hasta 2006 la tarifa no reflejaba el precio real subyacente de la energía
A partir de 2007, la tarifa trata de reflejar el precio de la energía
A partir de 2007, la tarifa trata de reflejar el precio de la energía
Ex-post
Variable de cierre (Tarifa políticamente aceptable –precio energía)
Cobertura costes regulados
Decisión regulador Anual
Cálculo del déficit
Coste reconocido energía
Tarifa acceso (cubre otros costes)
Revisión tarifaria– Mecanismo– Frecuencia
Claves
Tarifa Regulada
Ex-ante
Coste previsto según mercado.
Variable de cierre
Decisión regulador Trimestral
vs.vs.
vs.vs.
vs.vs.
vs.vs.
De… A …
(1) 42.35 + pérdidas (2) 56.70 + pérdidas (3) 57.70 + pérdidas (4) 54.60 + pérdidas
Del déficit ex-post al déficit ex-ante a…
7Dirección de Regulación
El déficit está originado esencialmente porque la tarifa de acceso no cubre los costes regulados distintos de los asociados a la compra de la energía en el mercado.
Distribución de ElectricidadDéficit de actividades reguladas
Grupo TarifarioConsumo (1)
(GWh)
Facturación de Acceso (miles €)
Baja Tensión 131.416 7.684.707
2.0 A 78.481 42930422.0 DHA 12.935 4776193.0 A 40.000 2914046
Alta Tensión 134.559 2.297.145
MT 82.052 1.937.1713.1 A 20.712 7304246.1 61.340 1206747
AT 52.247 358.9346.2 18.539 1641346.3 9.527 753826.4 24.181 119418
TTS 260 1040
TOTAL 265.975 9.981.852
Costes Regulados de la Propuesta de Orden (Miles €) 14.643.499
Diferencia entre ingresos y costes regulados 4.661.647
(1) Escenario de facturación de la CNE (Noviembre 2008)
Informe 36/ 2008 de la CNE sobre la propuesta de orden por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2009
(18 de diciembre 2008)
Pero, en cualquier caso, el déficit es estructural
8Dirección de Regulación
1.522
3.830
2.280
1.244
4.640 4.925
266
500
370
750
19275
388
00-02 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Distribución de ElectricidadDéficit de actividades reguladas
SEIE
Peninsular
(*) Descontados Derechos de Emisión excepto 1er semestre 2009
(CNE)
Evolución del déficit
9Dirección de Regulación
• Déficit en 2009 superará los 18.000 millones de €.• En el caso de los SEIE alcanzará los 2.300 millones de €.• Deuda insostenible en el Balance de las Eléctricas.• Déficit Estructural: las tarifas de acceso no cubren los costes
regulados distintos a la adquisición de energía.
Distribución de ElectricidadDéficit de actividades reguladas
Situación Insostenible
10Dirección de Regulación
• Suficiencia de ingresos en 2013• Reconocimiento expreso del déficit generado• Creación del Fondo de Titulización del Sector Eléctrico.• Cesión de derechos de cobro al FTDSE• Comisión de Seguimiento
Distribución de ElectricidadDéficit de actividades reguladas
Solución: Control y Titulización del déficit
11Dirección de Regulación
Suficiencia de ingresos en 2013
Distribución de ElectricidadDéficit de actividades reguladas
Titulización del déficit
Comisión de Seguimiento
3500
1000
20001500
2009 2010 2011 2012 2013
12Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadNuevo escenario tras la Tarifa de Último Recurso
¿Qué es la Tarifa de Último Recurso?• La Ley 17/2007 ha supuesto la trasposición al ordenamiento jurídico
español de la Directiva 2003/54/CE mediante la modificación de determinados artículos de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico.
• A partir del 1 de julio los distribuidores dejan de vender energía a través de la tarifa y el suministro pasa a ser ejercido en su totalidad por los comercializadores en libre competencia.
• Son los consumidores quienes eligen libremente a su suministrador.• La Tarifa de Último Recurso son precios máximos establecidos por la
Administración para determinados consumidores, para quienes se concibe el suministro eléctrico como servicio universal, tal como contempla la Directiva
13Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadNuevo escenario tras la Tarifa de Último Recurso
Calendario de Implantación de la TUR
1/ene/08 1/jul/08 1/ene/09 1/jul/09
Clientes AT en ML 22% Energía
t
MR
Clientes T. General +Riegos+THP25% Energía
Distrib 6 TWh2% Energía
MR 16 TWh G.4+Distrib.
TUR MR/ML81 TWh
30% EnergíaBT en MR108 TWh
BT en ML23 TWh
AT en ML135 TWh
Clientes sin TUR185 TWh
70% Energía6% Clientes
BT > 10 kW50 TWh
AT135 TWh
MR
ML
ML
TUR <=30% EnergíaTI <=49%
CNE 2009
MR 41%
MR 61 TWhGeneral+R+THP
Tarifa Integral Tarifa de Último Recurso
BT > 10 kW 19% Energía
TUR BT ≤ 10 kW30% Energía
TI <= 78% 55%
14Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadNuevo escenario tras la Tarifa de Último Recurso
Aspectos más significativos de la TUR• Aplicable a partir del 1 de julio para los clientes de BT ≤10 kW.• Los consumidores acogidos a TUR serán considerados consumidores
en el Mercado Liberalizado• Comercializadoras de Ultimo Recurso (CUR):
– Endesa Energía XXI, S.L.– Iberdrola Comercialización de Ultimo Recurso, S.A.U.– Unión Fenosa Metra, S.L.– Hidrocantábrico Energía Ultimo Recurso, S.A.U.– E.ON Comercializadora Ultimo Recurso, S.L
• Los CUR tendrán la obligación de atender las solicitudes de suministro de los clientes con derecho a TUR.
• También tendrán la obligación de atender aquellos suministros que transitoriamente carezcan de contrato.
• La TUR será el precio máximo y mínimo a cobrar por los CUR a los clientes acogidos a TUR.
15Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadNuevo escenario tras la Tarifa de Último Recurso
Estructura de Costes
Tarifa de Acceso
Costes de comercialización
Tarifa de Último Recurso
+
+
Coste de la energía
Coste de la energía en que incurre el comercializador de Último Recurso
Costes de las actividades reguladas del sistema
Costes de comercialización asociados a los clientes acogidos a TUR
16Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadNuevo escenario tras la Tarifa de Último Recurso
Coste de la Energía
Coste subastas CESUR
Coste reconocido para el mercado de producción
Coste reconocido de desvíos
Coste de la energía
+
+
– Precio de la energía resultante de la subasta CESUR trimestral, diferenciado para cada periodo horario
– Coste reconocido por las compras/ ventas en el mercado de producción que permitan adaptar el perfil subastado en CESUR a la previsión de consumo final
– Coste reconocido por desvíos admitidos en la estimación del consumo final frente al consumo real
17Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadNuevo escenario tras la Tarifa de Último Recurso
Coste de la Energía
CE=[(CEMD+Sa)*(1+PR)+CAP]*(1+PERD)
• CEMD: Coste estimado de la energía en el mercado diario asociada al periodo tarifario p.
• Sa: Sobrecoste de los servicios de ajustes del sistema asociados al periodo tarifario p.
• PR: Prima de riesgo del CUR.• CAP: Pago por capacidad a la generación en el periodo p.• PERD: Pérdidas estándares para el periodo tarifario p.
18Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
¿En qué lugar estamos en Europa?
(1) Discount rate equal to Market WACC, estimated considering the EU average of business specific parameters set by regulator (Beta unlevered, spread on debt, MRP, D/E) and separately for each country the country specific parameters (tax rate, tax shield, inflation, risk free rate)
(2) 91 without incentives (base remuneration); 100 with maximum incentives (+2% on base WACC for 12 years)(3) 93 without incentives (base remuneration); 107 with maximum incentives (+3% on base WACC for 12 years)(4) Different categories of investments identified with different level of incentives in the form of extra WACC for different number of years(5) Old assets in RAB before 1.1.04 at 7.25% (PV=100); New capex since 1.1.2004 at 8.5% (PV=108). Incentives on top of 8.5% for specific investments: 3% extra WACC for 5-10 yrs (determined by regulator)(6) Significant, exceptional, developmental investments get higher remuneration on a case by case basis. Revenue cap is not sufficient to recover capex costs that exceeds normal investment levels
Source: Regulators EU countries
Distribution
Power Gas
Transmission
Power Gas
90
98
90
94
91(2) 100(2)
105
N.a.
103
89
99
105
N.m.
104
114
N.a.
N.a.
97
92
95
93(3) 107(3)
103
128
90(6)
105
95(4) 111(4)
102
126
100 121(5)
103
90(6)
N.a.
N.a.
Present Value(1) of the EUR 100 incremental investment
19Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Nuevo Esquema Retributivo
• Se abandona el concepto de bolsa única vigente desde 1998.• Se introduce un incremento retributivo asociado al crecimiento de la actividad, así
como incentivos tanto a la calidad como a la reducción de pérdidas.• Aspectos esenciales:
– Determinación del incremento de retribución por aumento de actividad:• Retribución de las nuevas inversiones vs uso fórmula transitoria• Tasas de rentabilidad: sólo existe un estudio de la CNE sobre WACC de T y D (dic 2007)
– Uso del modelo de red de referencia como elemento de contraste técnico.– Introducción de eficiencia económica: contabilidad regulatoria.– Procedimientos de operación (planificación, explotación, nuevos suministros, planes
de emergencia, etc.): Propuesta de PODs aprobada recientemente por la CNE -> MITyC
– Determinación de la extensión natural (crecimiento vegetativo) y las instalaciones de nueva extensión; régimen de acometidas.
20Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Distribución: Evolución retribución inicial
• La evolución de la retribución inicial se basa en crecimiento de parámetros macroeconómicos reales: tasas de crecimiento interanual a octubre del ejercicio anterior de IPC e IPRI de bienes.
• Los factores correctores (x e y) son fijados por períodos regulatorios habiendo sido fijados hasta el año 2012.
% Variación interanual de IPC e IPRI bienes de equipo
-2
-1
0
12
3
4
5
6
2009
M09
2009
M06
2009
M03
2008
M12
2008
M09
2008
M06
2008
M03
2007
M12
2007
M09
2007
M06
2007
M03
2006
M12
2006
M09
2006
M06
2006
M03
%
IPC IPRI Bienes de equipo
21Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Distribución: Incremento de actividad
• Y es la variación de la retribución reconocida asociada al aumento durante el año n-1, que incluye aumento de los costes de inversión, operación y mantenimiento y otros costes, imputable al aumento de la demanda en abonado final.
• Aspectos relevantes:– Fijación de las inversiones necesarias para acometer crecimientos de demanda.
Determinación de las unidades físicas.– ¿Qué crecimiento de demanda será retribuido? Crecimiento vegetativo – Financiación de las inversiones asociadas a nueva extensión de red.– ¿Cómo actuará el modelo de red de referencia como elemento de contraste?
• Está pendiente de determinar el mecanismo de presentación, aprobación y retribución de las inversiones.
22Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Señales Regulatorias y actuaciones necesarias
• Grado de participación de las distribuidoras en el proceso de revisión de su retribución y periodo de pruebas con el MRR de que dispondrán.
• Papel que jugará el MRR en la determinación de la Rbase y de Y.
• Valor de Inmovilizado a retribuir para el cálculo de CI (retribución por inversión). • Tasa de retribución (basada en el WACC de la actividad).
• Incentivo de calidad ligado a unos coeficientes β y objetivos de calidad a determinar por el MITyC en 9 meses → fórmula modificada por OM Tarifas 2009.
• Incentivo de pérdidas: La fórmula del RD 222/2008 fue modificada mediante Orden ITC/2524/2009 de 8 de septiembre → aplicable en 2011.
• Cálculo de Y (retribución por incremento de actividad) y ajuste entre los planes de inversión aprobados y las obras ejecutadas.
• No se aclara si en algún momento del periodo regulatorio 2009-12 se procederá a actualizar la Rreferencia de acuerdo con los datos de la Circulares.
• Revisión de Retribución por Gestión Comercial (que pasará a llamarse Gestión de Contratos de Acceso) a partir de la entrada en vigor de la TUR.
• Revisión de mecanismo de balance de cierre del sistema y procedimiento de liquidaciones: el cierre del sistema ya no lo hace el distribuidor.
R b
ase
R
an
ual
El nuevo modelo de la actividad mantiene varias incertidumbres que habrá que intentar acotar:
23Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Incentivo de pérdidas y Calidad
CALIDAD RD 222/2008
OM Tarifas 2009
PÉRDIDAS RD 222/2008
siendo a=0,2 transitoriamente
Orden ITC 2524/2009
Coef. estándar Coef. zonales Factor reparto perdidas T
• Se introduce un incentivo para la reducción de pérdidas ± 2% de la retribución, aplicable desde 1/1/2011.
• Se introduce un incentivo para la mejora de la calidad ±3% de la retribución.• Falta por determinar :
– Coeficientes zonales (kzona_cliente) horarios o al menos punta-valle.
• El incentivo de calidad publicado en la OM Tarifas 2009 establece unos umbrales objetivo calculados como media de los datos de calidad nacionales y de la empresa. Para el objetivo de Q2008-2010 se toman los datos de 2005-2007.
24Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Retos del cambio de regulación de los nuevos suministros
El nuevo RD plantea una redistribución de costes de desarrollo de la red entre promotores, constructores y solicitantes, y usuarios de energía eléctrica, a través de la tarifa.
ANTES NUEVO RD
Tarifa
Dchos.Extensión
Solicitante
Tarifa
Dchos.Extensión
Solicitante
ANTES NUEVO RD
Tarifa
Dchos.Extensión
Solicitante
Tarifa
Dchos.Extensión
Solicitante
25Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Retos del cambio de regulación de los nuevos suministros
Crec.Vegetat.Demanda
Planes Inversión
Extensión Natural de
Red
• Las acometidas, la extensión natural de redes, los derechos de extensión, los planes de inversión, etc. son todos conceptos que deben establecerse en total coherencia con el régimen retributivo de la actividad y que están interrelacionados entre sí.
• La consecuencia de lo anterior es doble:
– Es necesario establecer clara y objetivamente los conceptos del Capítulo IV, así como su cuantificación económica.
– La valoración que finalmente se haga de la extensión natural de red, así como de los derechos de extensión, condiciona directamente el régimen retributivo de la distribución, y por tanto debe ser consistente con los Planes de Inversión a presentar y con los valores de Y que se determinen.
26Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Nuevo esquema de Acometidas
• Refuerzos y adecuaciones necesarios en la red existente para atender el incremento de la demanda (AT/MT) de:
– Usuarios existentes que incrementan su potencia contratada sin incremento de su potencia adscrita.
– Usuarios existentes que incrementan su potencia adscrita.– Nuevos suministros en zonas ya habitadas (¿con algún límite?)– Nuevos suministros en zonas nuevas (nuevos polígonos y urbanizaciones) (¿con
algún límite?)• Instalaciones de MT y BT en suelo urbanizado para acometidas obligatorias.
Por tanto el plan de Inversiones de la empresa debería considerar:
La mayor o menor medida en que el distribuidor debe asumir los refuerzos tipo B está relacionada con la definición que se dé a “Crecimiento vegetativo”
Los costes que deba asumir el distribuidor han de estar recogidos en la retribución por incremento de actividad “Y”
A
B
27Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Propuesta PODs aprobados por la CNE• El Consejo de la CNE aprobó el 23 de julio de 2009 su propuesta de PODs, que ha
de revisar y aprobar el MITyC. • El listado de PODS comprende:
– POD 1.1. Caracterización de la demanda e infraestructuras de red de distribución.– POD 1.2. Previsión de la demanda.– POD 2. Determinación del punto de conexión de suministros.– POD 3. Gestión de solicitudes de conexión para consumo.– POD 4. Criterios de planificación y desarrollo de las redes de distribución.– POD 5. Instalaciones de la red de distribución: Criterios mínimos de diseño,
equipamiento, funcionamiento y seguridad y puesta en servicio.– POD 6. Instalaciones conectadas a la red de distribución: requisitos mínimos de
diseño, equipamiento, funcionamiento y seguridad y puesta en servicio.– POD 7. Programación del mantenimiento.– POD 9. Criterios de funcionamiento y operación de la red de distribución.– POD 10. Información intercambiada por los distribuidores.– POD 11. Planes de emergencia.
28Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Propuesta PODs aprobados por la CNE• POD 1.1 – Caracterización de la demanda e infraestructuras de red de distribución:
– Se introducen las siguientes definiciones:• Crecimiento total de la demanda: variación global de la punta en cada elemento de red.
Debe ser utilizado para la planificación y el dimensionamiento óptimo de las nuevas infraestructuras de red.
• Crecimiento vegetativo en cada elemento de red: es el correspondiente a elementos de red subsidiarios o a aumentos de potencia demandada que no superen la potencia adscrita de extensión.
• Crecimiento en zonas no electrificadas (total o vegetativo): vinculados a PGOU y planes directores.
• Repotenciación: Ampliación de capacidad. Se distinguen dos tipos:– Refuerzo: para el crecimiento vegetativo– Repotenciación directa: para atender nuevos suministros y ampliación de los existentes siempre y
cuando la potencia solicitada sea igual superior al 20% de la capacidad del elemento a repotenciar.
– Clasificación de las infraestructuras de red: • Extensión natural de la red (ENR): infraestructuras necesarias para atender el crecimiento
vegetativo total (incluyendo las zonas no electrificadas). Costeadas por la empresas distribuidoras.
• Nueva extensión de red (NER): Infraestructuras necesarias para atender nuevos suministros y ampliaciones de los existentes. Costeadas por los solicitantes.
• En las acometidas a baremo se considerarán ENR las repotenciaciones directas.
29Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Propuesta PODs aprobados por la CNE• POD 1.2 – Previsión de la demanda:
– Clasificación: • Crecimiento vegetativo: la demanda se asigna a los elementos de red de niveles
superiores de tensión con respecto al punto de conexión.• Crecimiento no vegetativo: la demanda se asigna a los elementos de red del mismo nivel
de tensión que el punto de conexión.• En zonas donde existan PGOU y se hayan establecido planes directores se considerará
como crecimiento vegetativo no asociado a ningún elemento de red a la mejor estimación de la potencia punta demandada que puede preverse en dichas zonas y período considerado, en concordancia con lo establecido en el POD 1.1.
– Fuentes de información:• Desde sistemas SCADA: de cada elemento de red deberá disponerse de un histórico de 4
años de la potencia punta demandada.• Desde otros distribuidores: los distribuidores conectados a otro distribuidor deberán
comunicar su previsión de crecimiento para los siguientes 4 años.• Desde mercado: en función de la previsión de solicitudes.
– Previsiones de demanda: • Basadas en los PGOU cuando estos existan• Basadas en datos históricos en caso
30Dirección de Regulación
Distribución de ElectricidadRetribución de la Distribución
Efecto de la normativa autonómica• El mayor riesgo sobre la retribución de la distribución lo plantean actualmente las normativas
y exigencias de las Comunidades Autónomas– La Ley de Garantía y Calidad de Suministro Eléctrico de Cataluña introduce obligaciones
adicionales no contempladas en la retribución actual.– Existen importantes diferencias de criterio entre CCAA y regulación nacional en relación con los
nuevos suministros y sus costes asociados.– Los mismos problemas empezarán en breve a ocurrir con la aprobación de Planes de inversión por
las Comunidades Autónomas: previsiblemente éstas serán mucho más exigentes que la CNE.
• Existe un conflicto permanente derivado de que la competencia retributiva es de la Administración Central, mientras que las Comunidades Autónomas tienen competencias sobre regulación de la distribución, calidad, etc.
• La única vía factible para resolver este conflicto es la objetivación de la retribución, mediante la aprobación de unos Procedimientos de Operación de la Distribución y de normas que desarrollen el modelo retributivo, que permitan establecer claramente cuáles son las exigencias asociadas a un nivel de retribución dado, acompañado de la introducción de un mecanismo tarifario que permita a las CCAA que lo deseen plantear exigencias mayores y dotarlas de la retribución necesaria (vía suplementos tarifarios en sus territorios).
• Sin embargo, el RD 222/2008 sólo plantea la posibilidad de firmar convenios entre CCAA y empresas para la financiación de los extracostes.
• Un precedente positivo es el acuerdo alcanzado recientemente de la Subcomisión de Seguimiento Normativo, Prevención y Solución de Conflictos de la Comisión Bilateral Generalitat-Estado en relación con la Ley de Cataluña 18/2008, de 23 de diciembre, de garantía y calidad de suministro eléctrico.