Introducción al mercado de la electricidad.

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


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


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?


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


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?



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…


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.


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


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


SEIE

Peninsular

(*) Descontados Derechos de Emisión excepto 1er semestre 2009

(CNE)

Evolución del déficit


• 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.


Situación Insostenible


• 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


Solución: Control y Titulización del déficit


Suficiencia de ingresos en 2013


Titulización del déficit

Comisión de Seguimiento

3500

1000

20001500

2009 2010 2011 2012 2013


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



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%



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.



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



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



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.


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



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.



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



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.



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:



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.



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



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.



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



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.



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.



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



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.

Introducción al mercado de la electricidad.

Technology

Transcript of Introducción al mercado de la electricidad.