Impacto de la Circular 3/2014 de la CNMC sobre varios peajes de acceso a las redes de transporte y distribución eléctrica

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Impact of Circular 3/2014 of the CNMC on various tolls to access to the electricity transmission and distribution networks

RESUMEN

El presente artículo analiza el impacto real de la Circular 3/2014, de 2 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, sobre suministros eléctricos de las islas Baleares con peajes de acceso 3.0A, 3.1A y 6.1, a extinguir.

Recibido: 19 de noviembre de 2014
Aceptado: 18 de diciembre de 2014

Palabras clave
Electricidad, factura elrctrica, costes, transporte de electricidad, Islas Baleares, CNMC

ABSTRACT

This article analyzes the real impact of 3/2014 circular, from July 2, by the National Commission of Markets and Competition, for which methodology for calculating transportation and distribution tolls is established regarding power supplies of the Balearic Islands with 3.0A , 3.1A and 6.1 access tariffs, to be extinguished.

Received: November 19, 2014
Accepted: December 18, 2014

Keywords
Electricity, electricity bill, costs, electricity transport, Balearic Islands, CNMC

Introducción

El 19 de julio de 2014 se publicó en el BOE la circular 3/2014, de 2 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad. Dicha metodología obedece, entre otros, al principio de suficiencia, según el cual los peajes deben garantizar la recuperación de los costes de transporte y distribución reconocidos.

Según el artículo 16.1 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del sector eléctrico, corresponde al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (Minetur) dictar las disposiciones para el establecimiento de los precios de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución, de acuerdo con la metodología establecida por la CNMC.

Por otro lado, el artículo 16.5 de dicha ley incluye que con carácter general, los peajes de acceso a redes serán establecidos anualmente por el Minetur, si bien también podrán revisarse cuando concurran circunstancias relevantes.

Teniendo en cuenta que la última orden de revisión de peajes fue la IET/107/2014, de 31 de enero, vigente a partir del 1 de febrero de 2014, es previsible que a principios del año 2015 se publique una nueva orden de revisión de peajes que incorpore la metodología establecida por la circular 3/2014. (Vease la nota al final del artículo).

El peaje de un suministro viene determinado básicamente por dos parámetros: la tensión de suministro y la potencia contratada. De forma resumida, en lo que afecta a consumidores, de dicha circular cabe destacar lo siguiente:

1. Define los peajes de transporte y distribución (TD) previstos en el artículo 16.1 a) de la Ley 24/2013, del sector eléctrico. En la tabla 1 se realiza una equivalencia entre estos y los peajes de acceso de terceros a red (ATR) a los que sustituyen.

2. Establece los períodos horarios correspondientes a cada peaje TD que aplicar a los consumidores, ampliando en algunos casos la franja horaria de los períodos más caros. En la tabla 2 se realiza una comparativa de los períodos horarios de los peajes ATR con los de sus respectivos peajes TD aplicables en las islas Baleares.

3. Establece la metodología de asignación de costes de transporte y distribución para establecer los peajes TD.

El presente estudio analiza el resultado de aplicar los nuevos peajes TD equivalentes a los anteriores 3.0A, 3.1A y 6.1, así como los nuevos períodos horarios correspondientes a cada peaje, tomando los precios de los peajes previstos en la orden IET 107/2014. No se valora la metodología de asignación de costes de transporte y distribución, si bien se hace algún comentario en las conclusiones finales. En resumen, de la tabla 1 se puede destacar que se unifican los peajes ATR 2.0X y 2.1X en los nuevos 2.0.XTD y desaparecen los 3.1A, quedando integrados en los nuevos 6.1TD.

Con relación a los períodos horarios, según se observa en la tabla 2, de forma resumida cabe destacar los siguientes cambios:

– El peaje 2.02TD se mantiene igual que los equivalentes anteriores.

– El peaje 2.03TD reduce en dos horas P1 y lo divide, adelantando 3 horas el primer tramo. Por otra parte, computa los sábados, domingos y festivos de carácter nacional como P3, cuando antes lo hacía como los laborales.

– El peaje 3.0TD incrementa de 4 a 8 las horas del P1, introduciendo un nuevo tramo por la mañana. Por el contrario, considera los sábados, domingos y festivos de carácter nacional como P3, cuando antes no distinguía entre laborales y festivos. Además, el criterio de potencia contratada en el período Pn+1 > que la contratada en el período Pn se extiende a este peaje.

– El peaje 3.1A desaparece y se unifica con el 6.1TD.

– Los peajes 6.XTD en general trasladan horario a períodos más caros. Incrementan en dos horas el P1 y consideran el mes de enero como los de temporada alta (junio-septiembre). Se siguen considerando los sábados, domingos y festivos de ámbito nacional como P6.

Uno de los cambios más significativos se da en el peaje 3.0TD, al duplicar la franja horaria del período 1, introduciendo un nuevo tramo en la mañana, lo que con total seguridad supondrá un incremento de la facturación eléctrica en los suministros con horario de funcionamiento matutino, tanto por término de potencia como de energía, como más adelante se analiza con más detalle. La integración del peaje 3.1A en el 6.1TD afecta tanto a la forma de determinar la potencia que facturar como a la distribución de los períodos horarios, ambos conceptos mucho más complejos en el segundo caso, pues es menos previsible el resultado.

Descripción del caso analizado

Para la realización del presente estudio se ha tomado la curva cuarto horaria de potencia anual de un suministro destinado a almacén frigorífico de productos de alimentación, ubicado en las Islas Baleares, con peaje de acceso 3.1A, tensión de suministro 15 kV y potencias contratadas 400 kW en P1 y 450 kW en P2 y P3. Dicha actividad tiene un carácter marcadamente estacional, con una demanda energética creciente de enero a agosto y decreciente de agosto a diciembre, según se detalla más adelante. Además, el horario laboral y el funcionamiento de receptores están previstos para que tanto el consumo como la demanda de potencia en el período P1 del peaje actual, de 17.00 h a 23.00 h, sean mínimos.

A continuación se analizan los términos de potencia y de energía resultantes de aplicar cada uno de los peajes objeto del presente estudio. Concretamente, se comparan el peaje 3.1A con el 6.1 y el 6.1TD, y el 3.0A con el 3.0TD.

Para comparar estos dos últimos peajes en baja tensión se ha utilizado la misma curva del suministro en alta tensión. Ello puede suponer unos valores de potencia y energía elevados para dichos peajes, si bien resultan totalmente válidos para la comparación en términos relativos porcentuales.

Análisis del término de potencia

Las potencias contratadas de dicho suministro están optimizadas, es decir, son las que suponen un término de potencia anual mínimo para el peaje de acceso actual, el 3.1A, con recargos durante los meses de mayor consumo que se ven compensados por las bonificaciones de los meses de menor demanda. Cabe recordar que para los peajes 3.0A y 3.1A, la potencia que se factura se calcula de la forma indicada en la tabla 3.

Por potencia contratada, este suministro está en el límite entre los peajes 3.1A y 6.1. Por ello, además de estudiar la aplicación del peaje 6.1TD, también se ha simulado el resultado de aplicar el peaje 6.1, lo que permite comparar los tres. Para los peajes 6.1 y 6.1TD, la potencia que facturar es la contratada, y si la demandada es mayor se aplican los excesos FEP, en euros, calculados según se indica en la tabla 4.

Los cálculos del término de potencia se han realizado tomando la potencia contratada optimizada para cada peaje y período, según se indica en la tabla 5, de forma que el importe anual por este concepto resulte mínimo. Si se utilizaran los mismos valores de potencia contratada actual para todos los peajes, resultarían unos términos de potencia más elevados, por los recargos y excesos que se producirían, como se detalla más adelante, de lo que se deduce la importancia de optimizar dichos valores en caso de cambio de peajes.

Con las potencias anteriores, aplicando los peajes ATR correspondientes de la orden IET 107/2014, de 31 de enero, el término de potencia anual para cada peaje, con recargos y excesos, antes de impuestos, es el indicado en la tabla 6.

De las tablas anteriores se pueden sacar las primeras conclusiones:

a) Como se ha dicho anteriormente, resulta de especial importancia ajustar la potencia contratada a las condiciones de cada tipo de peaje. Como ejemplo, con la potencia optimizada para el peaje 3.0A, aplicando el 3.0TD resultaría un término de potencia anual de 50.306,59 euros, lo que supone un incremento del 61,6%. Con valores optimizados el incremento es del orden del 23%.

b) Los peajes 6.1A y 6.1TD suponen un aumento similar, en torno al 15%, respecto al peaje 3.1A actual.

c) En este caso concreto, el funcionamiento de la instalación está ajustado para que la demanda en el período P1, entre las 17,00 h y las 23.00 h sea mínimo, lo que ha permitido reducir la potencia contratada en dicho período. Ello tiene un efecto muy similar en el caso del peaje 3.0A, cuyo P1 está comprendido entre las 18.00 h y las 22.00 h. Sin embargo, el peaje 3.0TD introduce un nuevo tramo de P1 entre las 10.00 h y las 14.00 h, lo que supone tener que aumentar la potencia contratada en dicho período, con el consecuente aumento del término de potencia. En el caso de los períodos P2 y P3 las diferencias no son muy destacables, y el incremento global del peaje 3.0TD respecto al 3.0A es del 23%.

d) En el caso de un suministro con potencias contratada y demandada similares en P1 y en P2, el aumento del término de potencia resultaría menor.

Análisis del término de energía

Ante la dificultad de publicar la curva de carga horaria o cuarto horaria anual, por la extensión que ello supondría, en las tablas 7, 8 y 9 se detalla la energía anual consumida, por peajes y desglosada de varias formas.

De la tabla 7 cabe destacar que, tal como ocurría con el término de potencia, el peaje 3.0TD supone un incremento de la energía consumida en P1. En P3 también resulta un 47% superior debido a la inclusión de los fines de semana y festivos en dicho período, mientras que en P2 el consumo se reduce el 54% por el tramo horario matutino, que pasa de computarse como P2 a hacerlo como P1.

También se puede observar que la tarifa 6.1TD supone un incremento de la energía consumida en P1 por el incremento de las horas de este período, como se ha detallado anteriormente en la tabla 2.

Con dichos valores, a primera vista no resulta tan evidente la comparativa entre el peaje 3.1A y los 6.1 y 6.1TD. Por ello, se ha calculado el término de energía aplicando los precios unitarios que figuran en la tabla 10, ofertados por la misma comercializadora para cada uno de los peajes.

El término de energía anual resultante, sin impuestos, figura en la tabla 11.

La redistribución de períodos horarios prevista en la circular 3/2014 supone un incremento del término de energía más moderado que el del término de potencia. El peaje 3.0TD aumenta el 1,65% respecto al 3.0A, mientras que el 6.1TD incrementa dicho término el 1,91% respecto al 3.1A y el 3,94% respecto al 6.1.

Comparativa de la facturación anual

Como se ha visto en apartados anteriores, si bien la potencia que facturar y, consecuentemente, el término de potencia experimentaran un incremento significativo, en el caso objeto del presente estudio su peso relativo respecto al total de la factura es menor que el del término de energía, cuyos incrementos son más moderados. En la tabla 12 se muestra la comparativa del total facturado anual para los distintos peajes en la cual, además de los citados términos, se tienen en cuenta el alquiler de equipos de medida y los impuestos.

El peaje 3.0TD supone un incremento de la factura eléctrica del 5,2% respecto al 3.0A, mientras que el 6.1TD incrementa un 4,79% respecto al 3.1A y un 2,91% respecto al 6.1A. Otra cuestión destacable en este caso concreto es que no sale a cuenta pasar del peaje 3.1A al 6.1A, aunque la diferencia es tan solo del 1,83%.

Conclusiones

Este estudio compara la aplicación de los peajes ATR 3.0A, 3.1A y 6.1 con sus equivalentes peajes TD, lo que en el caso analizado supondrá un incremento de la factura eléctrica cercano al 5%. Para ello, se han aplicado los precios vigentes establecidos por la orden IET 107/2014.Por otro lado, la circular 3/2014 establece una nueva metodología de asignación de costes de transporte y distribución para establecer los peajes TD basada en el principio de suficiencia, según el cual los peajes deben garantizar la recuperación de los costes de transporte y distribución reconocidos. Teniendo en cuenta que los peajes actuales no cubren los costes reconocidos del sistema, motivo por el cual anualmente sigue incrementando el déficit de tarifa, es de esperar que la nueva metodología suponga un incremento adicional al derivado de los nuevos peajes y períodos horarios estudiado en este artículo.

Los resultados del presente estudio son extrapolables a otros suministros con horario de funcionamiento similar ya que las modificaciones de los períodos horarios se dan en el horario laboral, y se mantienen similares en horario no laboral. En suministros con peajes 3.0A y 3.1A que no hayan adaptado horario, funcionamiento de receptores y potencia contratada para que sean mínimos en P1, previsiblemente el incremento de facturación resultará menor que en el caso expuesto en este artículo.

Los suministros con peaje 3.0A y potencia contratada en P1 inferior a los otros períodos, en general deberán aumentar dicha potencia para evitar posibles recargos por la potencia demandada entre las 10.00 h y las 14.00 h que se computará como P1 con el peaje 3.0TD. También se recomienda la revisión de potencias contratadas en el caso de suministros con peaje 3.1A, que se integrará en el 6.1TD.

Nota

Tras la redacción del presente artículo, el 26/12/2014 se publicó la Orden IET/2444/2014, de 19 de diciembre, por la que se determinan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2015. Dicha orden no incorpora los peajes previstos en la Circular 3/2014 y mantiene los vigentes anteriormente, publicados en la Orden IET/107/2014, salvo para el peaje 6.1 que divide en dos, el 6.1A para tensiones 1kV ≤ V < 30 kV y el 6.1B para tensiones 30kV ≤ V < 36 kV. El importe de los nuevos peajes de acceso 6.1A coincide con los anteriores peajes 6.1, tanto para el término de potencia como para el de energía. Teniendo en cuenta que en las Islas Baleares la tensión de los suministros con peaje 6.1 era de 15 kV, dicho cambio no ha supuesto impacto económico sinó que únicamente ha cambiado su denominación, actualmente 6.1A.

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