Estructura tarifaria para un mercado con consumidores que

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTÍNUA
MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MASTER
ESTRUCTURA TARIFARIA PARA UN
MERCADO CON CONSUMIDORES QUE
PUEDEN EJERCER O NO SU
CONDICIÓN DE CUALIFICADOS
AUTOR:
Antonio Gil Vacas
Madrid, enero 2003
Autorizada la entrega de la tesis de máster del alumno:
Antonio Gil Vacas
EL DIRECTOR
Fdo.: José Casas Marín
Fecha: 10/01/2003
EL TUTOR
Fdo.: J. Ignacio Pérez Arriaga
Fecha: 10/01/2003
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
Fdo.: Tomás Gómez San Román
Fecha: 15/01/2003
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTÍNUA
MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MASTER
ESTRUCTURA TARIFARIA PARA UN
MERCADO CON CONSUMIDORES QUE
PUEDEN EJERCER O NO SU
CONDICIÓN DE CUALIFICADOS
AUTOR:
Antonio Gil Vacas
Madrid, enero 2003
RESUMEN
En un mercado eléctrico en el que los consumidores pueden elegir o no su
condición de cualificados, se debe prestar especial atención al reparto de los costes
regulados del servicio entre ambas categorías. Con este propósito, en este trabajo se
proponen unas tarifas en las cuales el ejercicio de la capacidad de elección de los
consumidores no afecta a la recuperación de los costes del servicio. La eficiencia en la
asignación de los costes se consigue aplicando, en lo posible, el principio de causalidad
al considerarlo como una mejor aproximación a la solución óptima que seguir una
metodología como la de Ramsey.
Sin embargo en la situación actual, para analizar la decisión de cada cliente hay
que simular la facturación en tarifa integral de los clientes que se encuentren en el
mercado regulado y la facturación en tarifa de acceso así como el precio de la energía
para los consumidores que estén en el mercado libre. Esta posibilidad de elección
provocará un déficit o superávit de ingresos. Para cuantificar el impacto de esta
posibilidad de elección se han realizado varios modelos que simulan el comportamiento
de los consumidores.
Finalmente se realizan diversos análisis de sensibilidad y se analizan las
repercusiones en el expediente de tarifas de cada año, así como la recuperación de los
Costes de Transición a la Competencia.
ii
ÍNDICE GENERAL
1.
INTRODUCCIÓN........................................................................................................................ 1
2.
METODOLOGÍA DE TARIFAS................................................................................................. 7
2.1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................... 7
2.2. ANTECEDENTES ...................................................................................................................... 8
2.3. PRINCIPIOS GENERALES, ESTUDIO DE ALTERNATIVAS Y “SOLUCIÓN IDEAL” ............................. 14
2.4. SOLUCIÓN PROPUESTA........................................................................................................... 22
2.5. REPARTO DE COSTES ............................................................................................................. 24
2.5.1.
Niveles de costes ........................................................................................................... 25
2.5.2.
Estructura tarifaria....................................................................................................... 26
2.5.3.
Tarifas únicas en todo el territorio nacional .................................................................. 27
2.5.4.
Información necesaria................................................................................................... 27
2.5.5.
Costes de transporte y distribución................................................................................ 30
2.5.6.
Asignación de los costes de gestión comercial ............................................................... 39
2.5.7.
Prima del régimen especial ........................................................................................... 41
2.5.8.
Costes permanentes y de diversificación y seguridad de abastecimiento......................... 44
2.5.9.
Déficit reconocido......................................................................................................... 48
2.5.10. Déficit/Ingreso estructural............................................................................................. 48
2.6. DISEÑO DE LAS TARIFAS DE ACCESO ...................................................................................... 48
2.7. DISEÑOS DE LAS T ARIFAS INTEGRALES .................................................................................. 49
3.
PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO............................................................................... 52
3.1. INFORMACIÓN UTILIZADA ...................................................................................................... 52
3.2. ASIGNACIÓN DE LOS COSTES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN ................................................ 59
3.2.1.
Descomposición de la inversión asociada a la potencia punta por nivel de tensión......... 66
3.2.2.
Descomposición de la inversión asociada a las pérdidas por nivel de tensión................. 68
3.2.3.
Descomposición del mantenimiento preventivo por nivel de tensión ............................... 70
3.2.4.
Descomposición del mantenimiento correctivo por nivel de tensión ............................... 72
3.2.5.
Descomposición de la operación por nivel de tensión .................................................... 74
3.2.6.
Reparto global asignado ............................................................................................... 75
3.2.7.
Asignación de los costes de transporte y distribución al término de potencia y
término de energía ........................................................................................................ 76
3.2.8.
Reparto por período horario ......................................................................................... 77
3.3. DESCOMPOSICIÓN DEL COSTE DE GESTIÓN COMERCIAL .......................................................... 80
3.4. DESCOMPOSICIÓN DE LA PRIMA AL RÉGIMEN ESPECIAL .......................................................... 82
3.5. DESCOMPOSICIÓN DEL RESTO DE COSTES................................................................................ 82
3.6. TARIFAS DE ACCESO PROPUESTAS .......................................................................................... 85
4.
PROPUESTA DE TARIFAS INTEGRALES............................................................................ 89
5.
FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL
LIBRE ........................................................................................................................................ 93
5.1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 93
5.2. CARACTERIZACIÓN DE LOS CONSUMIDORES ........................................................................... 96
5.2.1.
Antecedentes................................................................................................................. 96
iii
5.2.2.
Información utilizada .................................................................................................. 100
5.2.3.
Criterios de salida....................................................................................................... 101
5.3. HERRAMIENTA DESARROLLADA ........................................................................................... 103
5.4. RESULTADOS ...................................................................................................................... 114
5.4.1.
Tarifas actuales (R.D. 1483/2001)............................................................................... 114
5.4.2.
Tarifas de acceso propuestas frente a tarifas integrales actuales.................................. 127
5.4.3.
Tarifas propuestas ...................................................................................................... 134
6.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD.............................................................................................. 135
6.1.
6.2.
6.3.
6.4.
6.5.
6.6.
6.7.
INTRODUCCIÓN ................................................................................................................... 135
MODELO SIMPLIFICADO PARA LA TARIFA 2.0/2.0.A............................................................... 136
MODELO SIMPLIFICADO PARA LA TARIFA 3.0/4.0/3.0A.......................................................... 138
PRECIO DE LA ENERGÍA........................................................................................................ 140
PORCENTAJE DE DESCUENTO................................................................................................ 142
AHORRO MÍNIMO ................................................................................................................. 143
TARIFA 2.0.......................................................................................................................... 146
7.
EXPEDIENTE DE TARIFAS.................................................................................................. 149
8.
COSTES DE TRANSICIÓN A LA COMPETENCIA ............................................................ 152
9.
CONCLUSIONES.................................................................................................................... 154
10.
BIBLIOGRAFÍA.................................................................................................................. 157
11.
APÉNDICE-A: PRECIOS RAMSEY ................................................................................. 162
iv
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 1.
TABLA 2.
TABLA 3.
TABLA 4.
TABLA 5.
TABLA 6.
TABLA 7.
TABLA 8.
TABLA 9.
TABLA 10.
TABLA 11.
TABLA 12.
TABLA 13.
TABLA 14.
TABLA 15.
TABLA 16.
TABLA 17.
TABLA 18.
TABLA 19.
TABLA 20.
TABLA 21.
TABLA 22.
TABLA 23.
TABLA 24.
TABLA 25.
TABLA 26.
TABLA 27.
TABLA 28.
TABLA 29.
TABLA 30.
TABLA 31.
TABLA 32.
TABLA 33.
TABLA 34.
TABLA 35.
TABLA 36.
TABLA 37.
TABLA 38.
TABLA 39.
TABLA 40.
CONCEPTOS DE COSTE A RECUPERAR CON LAS TARIFAS ....................................................... 25
PORCENTAJES APLICADOS SOBRE LA RETRIBUCIÓN A LA DISTRIBUCIÓN ................................ 32
TERMINOLOGÍA EMPLEADA PARA LOS NIVELES DE TENSIÓN DEFINIDOS ................................ 32
CÁLCULO DE LA PRIMA AL RÉGIMEN ESPECIAL DURANTE EL AÑO 2002 ................................ 53
COSTES A RECUPERAR EN LAS TARIFAS DEL AÑO 2002......................................................... 53
ENERGÍA POR NIVEL DE TENSIÓN Y PERÍODO HORARIO (AÑO 2002)....................................... 54
ENERGÍA POR NIVEL DE TENSIÓN Y PORCENTAJE POR PERÍODO HORARIO (AÑO 2002) ............ 54
POTENCIA POR NIVELES DE TENSIÓN Y PERÍODO HORARIO (AÑO 2002) ................................. 55
POTENCIA POR NIVELES DE TENSIÓN Y PORCENTAJE POR PERÍODO HORARIO (AÑO 2002)....... 55
PARTICIPACIÓN EN LA PUNTA MÁXIMA DEL SISTEMA POR NIVEL DE TENSIÓN .................... 56
POTENCIAS DE DISEÑO POR NIVEL DE TENSIÓN ................................................................ 57
POTENCIA PUNTA DEL SISTEMA POR NIVEL DE TENSIÓN (AÑO 2002) ................................. 58
POTENCIAS DE DISEÑO POR NIVEL DE TENSIÓN (AÑO 2002) .............................................. 58
NÚMERO DE CLIENTES POR NIVEL DE TENSIÓN (AÑO 2002) .............................................. 59
COSTES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN POR NIVEL DE TENSIÓN .................................... 59
REPARTO DE LOS COSTES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN ............................................. 60
REPARTO DEL COSTE DE INVERSIÓN POR SU CAUSA.......................................................... 63
DESCOMPOSICIÓN DEL COSTE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN (%)............................... 64
DESCOMPOSICIÓN DEL COSTE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN (MILES EUROS) ............. 64
REPARTO DEL TÉRMINO DE POTENCIA POR PERÍODO HORARIO Y NIVEL DE TENSIÓN (%) .... 65
REPARTO DEL TÉRMINO DE ENERGÍA POR PERÍODO HORARIO Y NIVEL DE TENSIÓN (%)...... 66
COSTE DE INVERSIÓN ASIGNADO A LA POTENCIA PUNTA .................................................. 66
COSTE UNITARIO DE LA INVERSIÓN ASIGNADA A LA POTENCIA PUNTA POR POTENCIA DE
DISEÑO EN CADA NIVEL DE TENSIÓN ............................................................................... 66
COSTE UNITARIO DE LA INVERSIÓN ASIGNADA A LA POTENCIA PUNTA POR POTENCIA DE
USO DE CADA NIVEL DE TENSIÓN .................................................................................... 67
COSTES DE INVERSIÓN ASOCIADOS A LA POTENCIA PUNTA POR NIVELES DE TENSIÓN ........ 68
COEFICIENTES DE PÉRDIDAS ESTÁNDARES POR NIVEL DE TENSIÓN ................................... 68
PARTICIPACIÓN DE LA DEMANDA EN EL PERÍODO DE PUNTA POR NIVEL DE TENSIÓN .......... 69
DEMANDA TOTAL EQUIVALENTE AL PERÍODO 1 POR NIVEL DE TENSIÓN ............................ 69
COSTE DE INVERSIÓN ASIGNADO A LAS PÉRDIDAS ........................................................... 69
PÉRDIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN ................................................................................... 70
COSTE DE INVERSIÓN ASOCIADO A LAS PÉRDIDAS POR NIVELES DE TENSIÓN ..................... 70
COSTE DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO POR NIVEL DE TENSIÓN ................................... 71
COSTE UNITARIO DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO POR POTENCIA DE DISEÑO EN CADA
NIVEL DE TENSIÓN ......................................................................................................... 71
COSTE UNITARIO DEL MANTENIMIENTO CORRECTIVO POR POTENCIA DE USO EN CADA
NIVEL DE TENSIÓN ......................................................................................................... 71
COSTE ASOCIADO AL MANTENIMIENTO PREVENTIVO POR NIVEL DE TENSIÓN .................... 72
COSTE DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO POR NIVEL DE TENSIÓN .................................... 73
COSTE UNITARIO DEL MANTENIMIENTO CORRECTIVO POR DEMANDA DE DISEÑO EN CADA
NIVEL DE TENSIÓN ......................................................................................................... 73
COSTE UNITARIO DEL MANTENIMIENTO CORRECTIVO POR DEMANDA DE USO DE CADA
NIVEL DE TENSIÓN ......................................................................................................... 73
COSTE ASOCIADO AL MANTENIMIENTO CORRECTIVO POR NIVEL DE TENSIÓN .................... 74
COSTE DE OPERACIÓN POR NIVEL DE TENSIÓN ................................................................. 74
v
TABLA 41.
TABLA 42.
TABLA 43.
TABLA 44.
TABLA 45.
TABLA 46.
TABLA 47.
TABLA 48.
TABLA 49.
TABLA 50.
TABLA 51.
TABLA 52.
TABLA 53.
TABLA 54.
TABLA 55.
TABLA 56.
TABLA 57.
TABLA 58.
TABLA 59.
TABLA 60.
TABLA 61.
TABLA 62.
TABLA 63.
TABLA 64.
TABLA 65.
TABLA 66.
TABLA 67.
TABLA 68.
TABLA 69.
TABLA 70.
TABLA 71.
TABLA 72.
TABLA 73.
TABLA 74.
TABLA 75.
TABLA 76.
TABLA 77.
TABLA 78.
TABLA 79.
TABLA 80.
TABLA 81.
TABLA 82.
TABLA 83.
TABLA 84.
COSTE UNITARIO POR DEMANDA DE DISEÑO EN CADA NIVEL DE TENSIÓN ......................... 75
COSTE UNITARIO DE OPERACIÓN POR DEMANDA DE USO EN CADA NIVEL DE TENSIÓN ........ 75
COSTE DE OPERACIÓN POR NIVEL DE TENSIÓN ................................................................. 75
REPARTO GLOBAL DEL COSTE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN ASOCIADO A CADA
NIVEL DE TENSIÓN (MILES EUROS) .................................................................................. 76
ASIGNACIÓN DE LA INVERSIÓN POR POTENCIA PUNTA POR PERÍODO HORARIO ................... 78
ASIGNACIÓN DE LA INVERSIÓN POR PÉRDIDAS POR PERÍODO HORARIO .............................. 78
ASIGNACIÓN DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO POR PERÍODO HORARIO.......................... 79
ASIGNACIÓN DEL MANTENIMIENTO CORRECTIVO POR PERÍODO HORARIO ......................... 79
ASIGNACIÓN DEL COSTE DE OPERACIÓN POR PERÍODO HORARIO....................................... 79
COSTE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN ASIGNADO AL TÉRMINO DE POTENCIA ................ 80
COSTE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN ASIGNADO AL TÉRMINO DE ENERGÍA .................. 80
COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL POR NIVEL DE TENSIÓN ................................................. 81
COSTE DE OPERACIÓN ASIGNADO AL TÉRMINO DE POTENCIA............................................ 81
PRIMA AL RÉGIMEN ESPECIAL ASIGNADA AL TÉRMINO DE ENERGÍA ................................. 82
SUBTOTAL DE COSTES ASIGNADOS AL TÉRMINO DE POTENCIA (MILES EUROS)................... 83
SUBTOTAL DE COSTES ASIGNADOS AL TÉRMINO DE ENERGÍA (MILES EUROS) .................... 83
SUBTOTAL DE COSTES ASIGNADOS AL TÉRMINO DE POTENCIA (%) ................................... 83
SUBTOTAL DE COSTES ASIGNADOS AL TÉRMINO DE ENERGÍA (%) ..................................... 84
RESTO DE COSTES ASIGNADOS AL TÉRMINO DE POTENCIA ................................................ 84
RESTO DE COSTES ASIGNADOS AL TÉRMINO DE ENERGÍA.................................................. 85
COSTES TOTALES ASIGNADOS AL TÉRMINO DE POTENCIA ................................................. 85
COSTES TOTALES ASIGNADOS AL TÉRMINO DE ENERGÍA................................................... 86
TÉRMINO DE POTENCIA DE LAS TARIFAS DE ACCESO ........................................................ 86
TÉRMINO DE ENERGÍA DE LAS TARIFAS DE ACCESO .......................................................... 87
PRECIO DE LA ENERGÍA POR NIVEL DE TENSIÓN ............................................................... 91
TÉRMINO DE POTENCIA DE LAS TARIFAS INTEGRALES ...................................................... 92
TÉRMINO DE ENERGÍA DE LAS TARIFAS INTEGRALES ........................................................ 92
NÚMERO DE CLIENTES CONSIDERADO EN EL ANÁLISIS DE SALIDA DE CLIENTES ............... 100
CONSUMO DE LOS CLIENTES CONSIDERADOS EN EL ANÁLISIS DE SALIDA DE CLIENTES..... 100
RESULTADOS POR NIVEL DE TENSIÓN CON TARIFAS ACTUALES Y PRECIO MEDIO DE LA
ENERGÍA MEJORADO. AÑO 2002 ................................................................................... 115
RESULTADOS POR NIVEL DE CONSUMO CON TARIFAS ACTUALES Y PRECIO MEDIO DE LA
ENERGÍA MEJORADO. AÑO 2002 ................................................................................... 116
RESULTADOS POR NIVEL DE TENSIÓN CON TARIFAS ACTUALES. AÑO 2001..................... 118
RESULTADOS POR NIVEL DE CONSUMO CON TARIFAS ACTUALES. AÑO 2001 ................... 119
RESULTADOS POR NIVEL DE TENSIÓN CON TARIFAS ACTUALES Y PRECIO MEDIO DE LA
ENERGÍA TEÓRICO. AÑO 2002 ...................................................................................... 121
RESULTADOS POR NIVEL DE CONSUMO CON TARIFAS ACTUALES Y PRECIO MEDIO DE LA
ENERGÍA TEÓRICO. AÑO 2002 ...................................................................................... 122
RESULTADOS POR NIVEL DE TENSIÓN CON TARIFAS ACTUALES Y PRECIO MEDIO DE LA
ENERGÍA MEJORADO. AÑO 2003 ................................................................................... 125
RESULTADOS POR NIVEL DE CONSUMO CON TARIFAS ACTUALES Y PRECIO MEDIO DE LA
ENERGÍA MEJORADO. AÑO 2003 ................................................................................... 126
RESULTADOS POR NIVEL DE TENSIÓN CON TARIFAS DE ACCESO PROPUESTA Y PRECIO MEDIO
DE LA ENERGÍA MEJORADO. AÑO 2002.......................................................................... 128
RESULTADOS POR NIVEL DE CONSUMO CON TARIFAS DE ACCESO PROPUESTA Y PRECIO
MEDIO DE LA ENERGÍA MEJORADO. AÑO 2002............................................................... 129
RESULTADOS POR NIVEL DE TENSIÓN CON TARIFAS DE ACCESO PROPUESTA. AÑO 2003 .. 132
RESULTADOS POR NIVEL DE CONSUMO CON TARIFAS DE ACCESO PROPUESTA. AÑO 2003 133
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL PRECIO DEL POOL (MODELO SIMPLIFICADO 2.0/2.0A).... 140
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL PRECIO DEL POOL (MODELO SIMPLIFICADO 4.0/3.0A).... 141
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL PORCENTAJE DE DESCUENTO (MODELO SIMPLIFICADO
2.0/2.0A) .................................................................................................................... 142
vi
TABLA 85.
TABLA 86.
TABLA 87.
TABLA 88.
TABLA 89.
TABLA 90.
TABLA 91.
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL PORCENTAJE DE DESCUENTO (MODELO SIMPLIFICADO
4.0/3.0A) .................................................................................................................... 143
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL AHORRO MÍNIMO (MODELO SIMPLIFICADO 2.0/2.0A)..... 144
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD I DEL AHORRO MÍNIMO (MODELO SIMPLIFICADO 4.0/3.0A) .. 145
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD II DEL AHORRO MÍNIMO (MODELO SIMPLIFICADO 4.0/3.0A) . 145
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD III DEL AHORRO MÍNIMO (MODELO SIMPLIFICADO 4.0/3.0A) 146
COSTE DE LA ENERGÍA DEL AÑO 2002 SEGÚN EL EXPEDIENTE DE TARIFAS DEL
MINISTERIO ................................................................................................................. 149
COSTE DE LA ENERGÍA DEL AÑO 2002 CON LA MEJOR PREVISIÓN POSIBLE ...................... 151
vii
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 1.
FIGURA 2.
FIGURA 3.
FIGURA 4.
FIGURA 5.
FIGURA 6.
FIGURA 7.
FIGURA 8.
FIGURA 9.
FIGURA 10.
FIGURA 11.
FIGURA 12.
FIGURA 13.
MAPA CON LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EN LA PENÍNSULA EN EL AÑO 2001 ............... 21
MAPA CON LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EN LA PENÍNSULA EN EL AÑO 2002 ............... 22
MODELO DE RED ........................................................................................................... 28
INTERFAZ GENERAL DE LA BASE DE DATOS PRINCIPAL ................................................... 105
INTERFAZ ESPECÍFICA PARA LA BAJA TENSIÓN ............................................................... 106
INTERFAZ PARA LA MODIFICACIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA...................................... 106
INTERFAZ PARA SELECCIONAR LA OPCIÓN DE PRECIO MEDIO O NO .................................. 107
INTERFAZ PARA MODIFICAR EL TÉRMINO DE POTENCIA CONSIDERADO ........................... 107
INTERFAZ PARA MODIFICAR EL MARGEN O PORCENTAJE DE DESCUENTO A CONSIDERAR .. 107
FORMATO DE LOS RESULTADOS DEL MODELO ................................................................ 110
INTERFAZ DEL MODELO SIMPLIFICADO 2.0 / 2.0A......................................................... 137
INTERFAZ DEL MODELO SIMPLIFICADO 4.0 / 3.0A........................................................ 139
PRECIO MEDIO DE LA TARIFA 2.0 EN FUNCIÓN DE LAS HORAS DE UTILIZACIÓN DIARIAS ... 147
viii
1. INTRODUCCIÓN
En esta tesis se pretende establecer una estructura tarifaria de los costes de las
actividades reguladas para un mercado en el que cada consumidor puede ejercer o no su
condición de cualificado. En esta situación, la elección de cada consumidor se basará
fundamentalmente en criterios económicos, es decir, cada consumidor elegirá la
situación en la que le resulte más barata la adquisición de energía eléctrica. Para poder
realizar la comparación es fundamental definir previamente cual será su facturación en
cada uno de los dos mercados. Por lo tanto habrá que definir las tarifas integrales de los
clientes que se encuentren en el mercado regulado, y las tarifas de acceso que han de
pagar los consumidores que hayan ejercido su condición de cualificados y se hallen en
el mercado libre.
La novedad que se plantea es la valoración del impacto de la posibilidad de
elección del consumidor, dado que desde el punto de vista de la recaudación del sector
eléctrico se traduce en una reducción de ingresos, y el diseño de un procedimiento para
estimar el déficit en la recuperación del coste del servicio.
En la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, y al comienzo de
la Exposición de Motivos ya se habla de la importancia del precio de la energía
eléctrica, dado que es un factor esencial para el funcionamiento de la sociedad y de cuyo
precio depende en parte la competitividad empresarial del país.
1
1. INTRODUCCIÓN
2
También establece dicha ley que su fin básico es la regulación del sector
eléctrico con el objetivo de garantizar el suministro eléctrico, garantizar la calidad de
dicho suministro y garantizar que se realice al menor coste posible, sin olvidar la
protección del medio ambiente.
Pero es ya en el título III (Régimen Económico) cuando se tratan los aspectos
que más interesan. Así en el artículo 15 (Retribución de las actividades reguladas de la
ley) se establece que la retribución de las diferentes actividades reguladas irá con cargo
a las tarifas y los peajes, los cuales se establecerán con criterios objetivos, transparentes
y no discriminatorios que incentiven la mejora de la eficacia de la gestión, la eficiencia
económica y técnica de dichas actividades, y la calidad del suministro eléctrico.
En el artículo 17 (Tarifas eléctricas) se establecen los conceptos que deberán de
ser satisfechos por los consumidores del suministro eléctrico que no hayan ejercido su
condición de consumidores cualificados, y en el artículo 18 (Peajes de transporte y
distribución) se establecen los que deben de pagar por el uso de las redes de transporte y
distribución los consumidores cualificados que hayan ejercido su condición.
Queda patente una diferenciación entre lo que son las tarifas que pagarán
aquellos consumidores que teniendo la condición de cualificados (en el 2003 ya lo serán
todos) hayan ejercido dicha condición, los cuales deberían pagar únicamente tarifas de
acceso, y el resto de los consumidores que deberían pagar las tarifas integrales. Todos
los consumidores deberían pagar los costes de las actividades necesarias para el
suministro de energía eléctrica, los costes permanentes y los costes de diversificación y
seguridad de abastecimiento, en la proporción que les correspondiese. De ahí que la
1. INTRODUCCIÓN
3
diferencia entre los pagos de consumidores similares acogidos a uno u otro sistema
deberían ser los pagos por las actividades que está liberalizadas, es decir, los costes de
generación y los de comercialización. Los costes de las redes de transporte y
distribución, los costes permanentes y los costes de diversificación y seguridad de
abastecimiento y los de gestión comercial a distribuidores deberían ser repercutidos a
todos los consumidores, independientemente del régimen al que estén acogidos. Sin
embargo, esto no es así, dado que la asimetría en las tarifas, y la no existencia de una
metodología de tarifas, hacen que existan subvenciones cruzadas y que, dependiendo de
la tarifa integral en la que se encuentre cada consumidor, haya que analizar su
facturación global para poder ver si le interesa o no ejercer su condición de cualificado.
Desde otro punto de vista, esta posibilidad de elección se materializa en una reducción
de ingresos para el sistema eléctrico. Si todos los consumidores se encontrasen en una
de las dos modalidades tarifarias, los ingresos siempre serían superiores a la situación
intermedia que se producirá en la realidad, dado que cada uno de ellos elegirá el punto
en el cual aporta menos al sistema.
La Comisión Nacional de Energía (CNE), siguiendo las directrices hasta ahora
comentadas, ha establecido diferentes metodologías para el establecimiento de las
tarifas de acceso a redes. En su última propuesta, de julio de 2001, aprobada por el
Consejo de Administración el día 22 de noviembre de 2001 [CNE_01b], establece que
la tarifa de acceso debe ser considerada como uno de los componentes del precio total
que pagan los consumidores que se encuentran en tarifa integral. Adicionalmente, en la
tarifa integral se añadirán el coste de generación y el de gestión comercial de los
clientes a tarifa, para configurar las tarifas integrales. Estos dos costes no los llevarán
1. INTRODUCCIÓN
4
las tarifas de acceso, dado que son las actividades liberalizadas, y cuyo coste lo pagará
el consumidor en un mercado en competencia.
De acuerdo con lo establecido en el Real Decreto-ley 6/2000, de 23 de junio, de
medidas urgentes de intensificación de la competencia en mercados de bienes y
servicios, a partir del 2003 todos los consumidores serán cualificados, y podrán ejercer
o no dicha condición. Se plantea una situación en la cual todo consumidor elegirá
aquella situación que más le satisfaga económicamente, con lo cual se va a incrementar
la necesidad de analizar cuantos clientes ejercerán dicha condición y cuantos no para
analizar si los ingresos que se esperan satisfacen los costes en que se incurren.
Pero el análisis de salida de clientes se puede complicar dado que la percepción
de lo que es ahorrar para cada consumidor puede ser diferente. En este sentido se
pueden considerar los costes de oportunidad (¿le interesa a un consumidor molestarse
en cambiar por un pequeño ahorro?), o la satisfacción personal (¿aún no interesándole
cambiar puede querer salir al mercado por no seguir siendo suministrado por cierta
distribuidora-comercializadora?), e incluso puede que este servicio se le ofrezca como
un “lote” de productos, ...
Durante los apartados anteriores se ha hablado de los costes en que el sistema
incurre, los cuales se detallan en la Ley del Sector Eléctrico, y son los que se ha de ver
si con las tarifas que se establezcan y el análisis de salida de clientes que se realice serán
cubiertos por los ingresos esperados. De esta forma se podrá realizar el expediente de
tarifas de cada año.
1. INTRODUCCIÓN
5
Aspecto final del cuadre de la totalidad de los ingresos del sistema son los
Costes de Transición a la Competencia (CTC), a recuperar como diferencia entre los
ingresos totales y los costes establecidos del servicio. La metodología propuesta por el
Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a
las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, identifica los CTC como un
coste a contemplar en el cálculo de las tarifas de acceso.
Por eso en esta tesis se tendrá que analizar como se irían recuperando estos
costes con la propuesta de tarifas que pueda hacer el regulador en cada momento.
A continuación se detallan los objetivos concretos a conseguir en la presente
tesis de máster:
•
Establecer una metodología que establezca unas tarifas de acceso y otras
integrales en las cuales a cada tipo de consumidor se le asignen unos costes
“objetivos” o los que se determinen en su caso.
•
Considerar un escenario real de mercado al objeto de simular los clientes en
tarifa integral, los clientes en el mercado liberalizado y los flujos entre ambos
sistemas tarifarios en función de los precios establecidos para cada año.
•
Realizar análisis de sensibilidad en función de las distintas posibilidades de
salida de clientes.
•
Establecer el expediente de tarifas bajo unas condiciones de salida de clientes
que se considere razonable.
1. INTRODUCCIÓN
•
6
Determinar los Costes de Transición a la Competencia para el expediente de
tarifas que se haya establecido.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
2.1.
Introducción
La Ley del Sector Eléctrico establece que todos los consumidores deberán pagar
los costes derivados de las actividades necesarias para el suministro de energía eléctrica,
los costes permanentes y los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento, en
la proporción que les corresponda. Existen dos tipos de consumidores, los que han
ejercido su condición de cualificados y los que no la han ejercido o no son cualificados
(en el 2003 ya no habrá ninguno). Pues bien, la diferencia entre los pagos de estos
consumidores serán los pagos de las actividades que están liberalizadas, es decir, los
costes de generación y los costes de comercialización. En cambio, los costes de las
redes de transporte y distribución, los costes permanentes y los costes de diversificación
y seguridad de abastecimiento y los de gestión comercial a distribuidores deberán de ser
repercutidos a todos los consumidores, independientemente de que hayan ejercido o no
su condición de cualificados.
Cualquier metodología que se plantee deberá establecer globalmente tarifas
integrales y tarifas de acceso, considerando que los pagos por el acceso a redes de
consumidores similares que acudan al mercado o que permanezcan en tarifa integral
deberán ser los mismos. Una metodología tarifaria global garantiza la coherencia entre
7
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
8
ambos sistemas y, en definitiva, la recuperación de todos los costes regulados con la
incorporación al mercado, cada vez más numerosa, de los clientes elegibles [CNE_01b].
Por tanto, habrá que establecer unas tarifas de acceso para todos los
consumidores. Posteriormente para obtener las tarifas integrales sólo habrá que añadir
para cada consumidor a su respectiva tarifa de acceso el coste de generación y el coste
de gestión comercial de dicho cliente.
Conviene indicar que en ocasiones se ha hablado de que el coste de gestión
comercial a la distribuidora es inferior en el caso de los clientes que ejercen su
condición de cualificado que el de los clientes que están a tarifa integral. Sin embargo,
las empresas distribuidoras una vez analizados dichos costes indican que son incluso
superiores (este aspecto se detalla en el apartado 2.4).
2.2.
Antecedentes
La liberalización del sector eléctrico hace necesario establecer unas tarifas de
acceso de aplicación a los clientes cualificados que ejerzan esta condición, a los
comercializadores por la energía que suministren a los consumidores cualificados, a los
pequeños distribuidores por la energía que adquieran ejerciendo la condición de
cualificados, a los autoproductores para el abastecimiento a sus instalaciones y a los
agentes externos y a otros sujetos, para las exportaciones de energía eléctrica que
realicen [CNE_01b].
La Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de
diciembre de 1996, sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad,
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
9
permite tanto los peajes a precio negociado como a precio regulado. En España se ha
adoptado el peaje a precio regulado, dado que garantiza el acceso al mercado eléctrico,
mientras que el precio negociado en la práctica constituye una barrera de entrada al
mercado. En la propuesta para acelerar la liberalización eléctrica europea la Comisión
Europea recomienda que se utilicen los peajes regulados.
La Ley del Sector Eléctrico hacía referencia a tarifas para el mercado regulado
frente a los peajes para el mercado libre. El desarrollo reglamentario de dicha Ley ha
ido matizando estas definiciones y ahora se hace referencia a tarifas integrales (o en
ocasiones tarifas de suministro) y a tarifas de acceso, respectivamente. De esta forma
queda más claro que el peaje es un concepto que se incluye en ambos tipos de
mercados, y que no tiene por qué ser diferente para un mismo cliente, esté en el
mercado regulado o en el libre.
Algo similar ocurre con el hecho de que los productores no paguen tarifas de
acceso por el uso de las redes, lo cual no está explícito en la Ley del Sector Eléctrico
pero se define por decisión reglamentaria [VICE02].
La tarifa única (antes denominada tarifa tope unificada) es un fundamento
clásico de la regulación española. Se entiende como tarifa única aquella que no
discrimina a los consumidores tipo en función del lugar del territorio en que se ubican.
La Ley del Sector Eléctrico establece en su artículo 18 que los peajes por el uso
de las redes de transporte y distribución serán únicos sin perjuicio de sus especialidades
por niveles de tensión y uso que se haga de la red. El uso tiene que ver con las
características de los consumos por horario y potencia. Estos peajes serán establecidos
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
10
por el Ministerios y, como se establece en el artículo 19 (Cobro y liquidación de las
tarifas y precios) de dicha Ley, deberán de diseñarse para cubrir, además de los costes
derivados de las actividades necesarias para el suministro de energía eléctrica, los costes
permanentes del sistema y los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento
en la proporción que les corresponda.
Los costes anteriores se encuentran perfectamente detallados en el artículo 2
(Régimen de las actividades) del R.D. 1164/2001:
1. Los costes de transporte de energía eléctrica
2. Los costes de distribución de energía eléctrica
3. Los costes de gestión comercial reconocidos a los distribuidores por atender a
suministros de consumidores cualificados conectados a sus redes que adquieren
su energía ejerciendo su condición de cualificados
4. Los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento que se relacionan a
continuación:
a) Moratoria nuclear
b) “Stock” básico del uranio
c) Segunda Parte del ciclo del combustible nuclear
d) Compensación a los distribuidores acogidos a la disposición transitoria
undécima de la Ley del Sector Eléctrico en concepto de interrumpibilidad,
régimen especial y por tener clientes cualificados conectados a sus redes.
e) Sobrecoste del régimen especial
5. Los costes permanentes que se relacionan a continuación:
a) Compensación de extrapeninsulares
b) Operador del Sistema
c) Operador del Mercado
d) Comisión Nacional de Energía
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
11
e) Costes de Transición a la Competencia
El Real Decreto 2016/1997, de 26 de diciembre, por el que se establece la tarifa
eléctrica para 1998, reguló por primera vez los peajes o tarifas de acceso. En ese
momento sólo serían elegibles los consumidores que el 1 de enero de 1998 superasen
los 15 GWh. Estas tarifas mantenían una estructura similar a la estructura de las tarifas
integrales existentes y se obtenían aplicando unos porcentajes sobre los términos de
potencia y energía de las tarifas integrales que oscilaban entre un 30% y un 50%,
dependiendo del grupo tarifario del que se tratase. Con esto se pretendía evitar cualquier
distorsión en la retribución de las actividades de transporte y distribución.
Estas tarifas de acceso tenían una estructura de precios demasiado compleja,
además no existían suficientes incentivos para que los clientes ejercieran su condición
de cualificados. Como consecuencia de esto se planteó durante 1998 la necesidad de
cambiar la estructura de dichas tarifas, y así el 10 de julio de 1998, la Comisión
Nacional del Sector Eléctrico (CNSE) remitió a los miembros del Consejo Consultivo
propuesta de tarifas de acceso, elaborada por encargo del Secretario de Estado de
Energía [CNSE_98]. Dicha propuesta, presentaba una justificación metodológica, si
bien estaba limitada en su diseño por la información disponible. Se propusieron unos
peajes tales que podrían formar parte de una estructura integral de tarifas.
El Real Decreto 2820/1998, de 23 de diciembre, por el que se establecen tarifas
de acceso a las redes, presentaba una nueva estructura de tarifas de acceso. Se fijaban
unas tarifas para alta tensión con estructura binomia, formada por un término fijo y otro
variable en cada uno de los seis períodos tarifarios en que se dividen las 8.760 horas del
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
12
año. Estas tarifas se denominaban tarifas generales y eran aplicables a todos los clientes
de alta tensión excepto a los acogidos a la tarifa de acceso D, para pequeños
distribuidores. Se diferenciaban seis escalones de tensión, dos de ellos para la media
tensión y uno, de precios más reducidos, el escalón seis, de intercambios
internacionales. Para los consumos de baja tensión y para los de alta correspondientes a
pequeños distribuidores y tracciones se mantuvo la misma estructura de tarifas de
acceso que la del R.D. 2016/1997.
Esta nueva estructura estaba en línea con la estructura de precios y medida del
mercado de producción para la compra de energía, con lo cual se facilitaba su
aplicación.
Según la CNE, las nuevas tarifas de acceso de alta tensión del R.D. 2820/1998
representaron un importante avance respecto a las anteriores debido a su simplicidad, su
carácter horario y “el abandono a toda referencia a la estructura de tarifas integrales,
referencia innecesaria una vez que los clientes acuden al mercado” [CNE_01b]. Sin
embargo, como se verá más adelante, no es una referencia innecesaria al provocar
déficit o superávit de ingresos por su propia estructura.
El R.D.L. 6/2000 adelantó el calendario de liberalización del suministro, de
forma que a partir del 1 de enero del 2003 todos los consumidores de energía eléctrica
tendrán la consideración de consumidores cualificados. Además en su artículo 22
(Aplicación de la tarifa de acceso del escalón 6 de tensión a determinados consumidores
cualificados) permite a los consumidores cualificados que cumplan determinados
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
13
requisitos poder acogerse, independientemente del nivel de tensión al que pertenecen, a
la tarifa general de alta tensión denominada de conexiones internacionales.
En la actualidad está vigente el R.D. 1164/2001. En dicho Real Decreto se
establece una estructura simple, que facilita la aplicación de las tarifas de acceso, y para
los clientes de baja tensión, se han planteado tarifas acordes con la propia singularidad
de los clientes que componen este segmento del mercado.
Sin embargo, estas tarifas siguen adoleciendo de una metodología explícita de
los criterios a utilizar en la asignación de los distintos conceptos de coste. Además sigue
existiendo esa asimetría con las tarifas integrales, lo que no garantiza la recuperación de
costes del sistema.
La CNE presentó un informe con una propuesta de metodología para asignar los
correspondientes costes y establecer, consecuentemente, tarifas de acceso. En un primer
informe se pretendió analizar la consistencia de la estructura tarifaria y de las reglas
asignativas propuestas [CNE_01a]. El 22 de noviembre de 2001 fue aprobada por el
Consejo de Administración de la CNE la Propuesta final de metodología para establecer
tarifas de acceso a redes eléctricas. En esta ocasión si que se establecía un anexo con la
discusión de los niveles de precios a considerar [CNE_01b].
Finalmente el Real Decreto 1483/2001, de 27 de diciembre, por el que se
establece la tarifa eléctrica para el 2002, establece las tarifas para la venta de energía
eléctrica que aplican las empresas distribuidoras. En él se fijan las tarifas integrales y
tarifas de acceso. Sobre las segundas ya se ha expuesto a lo largo de todo este apartado
su evolución desde que comenzó la liberalización, sin embargo sobre las tarifas
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
14
integrales no se ha comentado nada. Su estructura se define en el anexo I de la Orden 12
de enero de 1995. Son de estructura binomia y están compuestas por un término de
facturación de potencia y un término de facturación de energía y, cuando proceda, por
recargos o descuentos como consecuencia de la discriminación horaria, del factor de
potencia, de la estacionalidad o de la interrumpibilidad. Posteriormente se han hecho
algunas modificaciones en la legislación posterior. Así, la disposición adicional primera
y en el punto 4 del anexo I del Real Decreto 3490/2000, de 29 de diciembre, por el que
se establece la tarifa eléctrica para el 2001, modifican las tarifas D para venta a
distribuidores en alta tensión. Los coeficientes de recargo o descuento aplicables a la
discriminación tipo 0 fueron derogados por el Real Decreto 2657/1996, si bien los
precios de la energía aplicables a la “Tarifa Nocturna” de los abonados de la tarifa 2.0
con contador de doble tarifa se establecen en el R.D. 3490/2000 y sus actualizaciones.
También ha sido modificado el complemento por interrumpibilidad en varias ocasiones,
quedando su última normativa en la disposición transitoria primera del R.D. 1483/2001.
Finalmente, para la Tarifa Horaria de Potencia también ha sido derogada su nueva
contratación, quedando su última normativa en la disposición transitoria primera del
R.D. 1483/2001.
2.3.
Principios Generales, estudio de alternativas y “solución ideal”
La Ley del Sector Eléctrico establece en su artículo 1 (Objeto) que las
actividades destinadas al suministro de energía eléctrica se ejercerán de forma
coordinada bajo los principios de objetividad, transparencia y libre competencia.
Adicionalmente en el artículo 15 se dispone que con cargo a las tarifas o peajes que
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
15
deberán satisfacer los consumidores se establecerá reglamentariamente la retribución de
las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica con criterios objetivos,
transparentes y no discriminatorios que incentiven la mejora de la eficacia de la gestión,
la eficiencia económica y técnica de dichas actividades y la calidad de suministro
eléctrico.
Evidentemente la Ley del Sector Eléctrico está sujeta a la Directiva 96/92/CE.
En el artículo 16 (Organización del acceso a la red) de dicha Directiva se da la opción a
los Estados miembros para que opten entre un acceso a la red negociado o regulado
(procedimiento de comprador único), pero en ambos casos los procedimientos se
regirán por criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios.
Como resumen de lo dicho se pueden definir, por tanto, los principales
principios generales o regulatorios que se deberán recoger en cualquier propuesta de
metodología de tarifas:
•
Objetividad: Las tarifas deben estar basadas en unos criterios definidos antes de
su establecimiento, de forma que no exista duda sobre los cálculos realizados.
•
Transparencia: Tanto en la definición de los criterios de asignación, como en las
variables e hipótesis utilizadas, en los criterios de diseño tarifario y en las
normas implícitas en el procedimiento tarifario que se proponga. Cualquier
usuario debe tener total información de la metodología y de los importes
correspondientes a los distintos costes.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
•
16
No discriminación: La asignación de costes se debe hacer con independencia del
tipo de consumidor o del uso final de la energía eléctrica, y sólo debe
discriminar por la utilización que se haga de dicha energía.
•
Eficiencia económica y técnica: Se debe realizar una asignación eficiente de los
recursos y dar unas señales claras a las empresas por su actividad y a los
consumidores de forma que se fomente la eficiencia económica y técnica. Es
muy importante que las tarifas reflejen los costes de su grupo tarifario, dado que
si no lo hacen se puede posibilitar la existencia de subsidios por los costes que
no se imputen a dicho grupo tarifario y en el extremo tender a la insuficiencia de
ingresos para las actividades reguladas. De forma que si cada usuario paga lo
que le corresponde también se está consiguiendo eficiencia asignativa.
Evidentemente, cualquier metodología que se proponga debería garantizar otra
serie de principios como son:
•
Suficiencia: Las tarifas deben garantizar la recuperación de los costes del
servicio que se hayan establecido, aunque no se incluyen las posibles
subvenciones cruzadas de unos sectores a otros.
•
Simplicidad: La metodología que se aplique debe basarse en variables y criterios
objetivos y fáciles de aplicar por el regulador. Está muy relacionado con la
transparencia, y en definitiva, todo el proceso e información utilizada debe ser
fácilmente auditable.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
17
Finalmente, en un sistema como el actual, en el que hay consumidores
cualificados que tienen la posibilidad de ejercer o no su condición de cualificados, y en
general en cualquier sistema en el que pueda convivir un mercado regulado y otro libre,
se considerará que la única vía coherente para el cumplimiento de todos los objetivos
antes dichos es la consistencia entre el mercado regulado y el libre. Este punto es clave
en la metodología propuesta, y está en consonancia con las últimas propuestas
metodológicas de la CNE. Supone que las tarifas de acceso sean una parte de las tarifas
integrales. De esta forma se garantiza que un mismo cliente pagará los mismos peajes
por el uso de las redes independientemente del mercado al que esté acogido.
Por otra parte, los costes de naturaleza hundida se deberían asignar de la forma
más eficiente, esto es, imputándose de tal forma que distorsionen lo menos posible el
consumo global de electricidad. Sin embargo, en ocasiones unos principios pueden
entrar en conflicto con otros, y en este caso, la eficiencia entra en conflicto con el
objetivo de la no discriminación, y por tanto será imposible satisfacer los dos. De hecho
en este caso y como la Ley del Sector Eléctrico establece que tanto las tarifas integrales
como las de acceso serán únicas, queda patente que no se podrá satisfacer el objetivo de
la eficiencia.
Una vez que se han visto cuáles son los principios generales a los que se tiene
que acoger cualquier alternativa que se plantee (siempre y cuando sea posible), se puede
hacer la siguiente pregunta: ¿cuál sería la solución ideal? Si se analizan los distintos
componentes del coste se encuentran algunos como el transporte y la distribución que
son monopolios naturales, luego su precio debe seguir regulado al no estar sujetos a la
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
18
competencia. Pero cuando el mercado no puede establecer sus reglas, ¿quién debe pagar
el coste de estos servicios? Lo más apropiado sería que cada consumidor pague el coste
que provoca [PERE03]. Este principio, denominado en la bibliografía inglesa (o
anglosajona) “cost causality” (responsabilidad en los costes), satisface varios de los
objetivos del regulador, como son la no discriminación, y la transparencia, así como el
enviar señales apropiadas. El principio de causalidad debe tratarse de aplicar a todos los
conceptos de coste, distinguiendo cada componente de este coste.
Tanto para el Transporte como para la Distribución se han de considerar los
distintos componentes de dicho coste como son la inversión, el mantenimiento y la
operación. Cada uno de estos costes puede tener a su vez varios componentes, así en el
caso de la inversión habría que distinguir la inversión necesaria por necesidades de
potencia punta y la inversión que las empresas realizan para disminuir las pérdidas. En
el caso del mantenimiento hay que distinguir entre el preventivo y el correctivo.
Pero si se consigue identificar la causa de cada coste y se puede asignar a cada
nivel de tensión, se sigue teniendo el problema de repartir estos costes por períodos
horarios, dado que todo el coste no se debe asignar al período horario de mayor
demanda al no ser éste el único responsable de dicho coste como más adelante se
explicará. Para resolver este inconveniente existen dos posibilidades inicialmente. Una
opción sería preparar la red para el período horario en el que se consume menos, y luego
ir añadiendo las redes necesarias para los demás períodos horarios. Sin embargo, sería
difícil de identificar cada una de estas redes; otra opción es pensar que la red está
diseñada para el período de máxima demanda de potencia y por tanto se diseña para
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
19
dicho período. Pero incluso en este caso se sigue teniendo que añadir más redes para
otros períodos, dado que si se piensa en los consumidores rurales, si su consumo no se
ajusta a este período horario de máxima demanda, serían necesarias líneas específicas, o
incluso los polígonos industriales con toda seguridad tendrán necesidades de potencias
mayores en períodos horarios distintos al de máxima demanda de potencia del sistema.
En todo este razonamiento o “propuesta ideal” no se ha entrado a analizar cómo
influiría la calidad, lo cual es un aspecto que en las últimas tendencias regulatorias está
siendo cada vez más importante. Su consideración inicialmente complicaría esta
propuesta, que ya de por sí tiene aspectos de suficiente complejidad en la práctica.
Por todo este queda patente que sería necesario poder tener un modelo de red de
referencia que caracterizase todos estos parámetros y facilitase la asignación al causante
de cada coste. Esto iría acorde a las últimas tendencias en la retribución de la
distribución que se está planteando en la regulación.
Pero incluso si se pudiese identificar perfectamente quién es el causante de cada
coste, sigue existiendo otro problema, y es que debido a que no se conoce el consumo
horario de cada cliente, y de hecho, como la estructura tarifaria no es horaria, se han de
usar los dos parámetros que se conocen de cada cliente, es decir, la potencia contratada
y la energía consumida en cada período. Por tanto se tiene un nuevo problema para
poder repartir los costes asignados a cada cliente entre lo que debe pagar por cada
concepto [PERE03].
No se ha entrado en ningún momento a hablar de algunos temas, ya que la
regulación actual los limita. Este es el caso de hablar de precios nodales en diferentes
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
20
puntos geográficos, dado que esto provocaría tarifas distintas geográficamente, y la Ley
del Sector Eléctrico establece que las tarifas integrales y los peajes serán únicos en todo
el territorio nacional.
Tampoco se plantea el caso de que la Generación pague parte de la red de
transporte y distribución, dado que no es un tema que se esté planteando, sin embargo la
Ley del Sector Eléctrico no determinaba que el coste de acceso de los generadores fuera
cero, sino que es en la legislación posterior donde se regula.
Finalmente, indicar que aunque el transporte y la distribución sean monopolios
naturales, de acuerdo a la regulación actual española no existen zonas de exclusividad,
lo cual provoca más complejidad de la ya mencionada. Esto no quiere decir que la
distribución no presente cambios en su estructura geográfica, de hecho en los últimos
años han existido cambios en la propiedad. Así en la Figura 1 se pueden ver las
empresas distribuidoras en el año 2001 y en la Figura 2 las empresas distribuidoras en el
año 2002. Por tanto, esto se puede considerar como cierta competencia en distribución.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
Figura 1. Mapa con las empresas distribuidoras en la Península en el año 2001
21
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
22
Figura 2. Mapa con las empresas distribuidoras en la Península en el año 2002
2.4.
Solución propuesta
En la estructura tarifaria que se va a definir, los costes de las actividades
reguladas comunes a los consumidores que se encuentran en el mercado libre y los que
se encuentran en el mercado regulado tendrán que tener una asignación idéntica, es
decir, que un consumidor pagará los mismos costes de actividades reguladas si está en
tarifa integral o en tarifa de acceso.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
23
La única diferencia entre las tarifas integrales y las de acceso que se proponen
será el coste de la energía y el coste o margen de la gestión comercial de las
comercializadoras. Para la tarifa integral se supondrá un coste de la energía y se
considerará como cero el coste de gestión comercial de las comercializadoras.
Entre los costes de las actividades reguladas se encuentra el coste de gestión
comercial de la distribuidora. Este coste debería de ser menor cuando el cliente se sale
al mercado si fuera la comercializadora la que se encargase de facturar y atender al
cliente, sin embargo, en caso contrario el coste para la distribuidora se incrementaría,
dado que al tener la posibilidad de elegir el consumidor preguntará más (analizará más
en detalle su factura, y por tanto le surgirán más dudas). Esta situación aún no está clara
en las propuestas de regulación para el año 2003, de ahí que hasta que se conozcan más
datos acerca de la diferencia de coste entre un cliente a tarifa integral y a tarifa de
acceso se considerará idéntico.
Por otra parte indicar que no se tiene información de lo que no se mide, es decir,
que hasta que no se definan unos criterios y se empiece a medir con esos criterios no se
puede tener esa información. Es por ello, que una vez se tenga una nueva estructura
tarifaria, los consumidores se tienen que adaptar, y en años sucesivos se irán viendo los
ajustes necesarios conforme se mejore la información.
En cuanto a la forma de repartir los costes de transporte y distribución, se van a
usar los conceptos y la metodología que se encuentra en consonancia con las últimas
propuestas que se han hecho para la retribución de la distribución. En ellas se habla de
usar diferentes tipos de información para retribuir, que luego se afectarán de unos
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
24
coeficientes para dar la retribución de cada empresa. Se habla de Contabilidad de Costes
(contabilidad regulatoria), Modelo de Red de Referencia y caracterización de la
demanda (energía circulada).
En esta propuesta se va a usar la contabilidad de costes para separar la inversión
de la explotación, y dentro de ésta separar lo que es el mantenimiento preventivo, el
correctivo y la operación.
Posteriormente mediante un Modelo de Red de Referencia se establecerá la parte
de la inversión que se justifica por las necesidades de potencia punta y la parte que se
justifica para reducir las pérdidas.
La energía circulada se usará para repartir proporcionalmente los costes dentro
de cada nivel de tensión, y en algunas otras asignaciones de costes como ya se verá.
La metodología propuesta se irá recalculando año a año de forma que se calculen
todos los conceptos de coste y se obtengan así las tarifas necesarias.
2.5.
Reparto de costes
En la propuesta metodológica que se va a definir, se utilizan criterios
individuales para definir cada uno de los conceptos de coste que ya se definieron en el
apartado 2.2. Esto permite trasladar de forma transparente y objetiva los costes en los
que los suministros hacen incurrir al sistema.
En el caso de una metodología que permita la convivencia de estructuras de
tarifas distintas para los clientes acogidos a tarifa integral y a tarifa de acceso sería
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
25
necesario definir los costes que deberán pagar cada uno de los dos tipos de tarifas. En el
caso que se ha planteado en esta propuesta metodológica los costes se reparten entre los
consumidores independientemente de que dicho cliente esté en el mercado libre o en el
regulado.
2.5.1. Niveles de costes
En la Tabla 1 se muestran los conceptos que incluirán las tarifas de acuerdo con
el R.D. 1164/2001.
Tabla 1.
Conceptos de coste a recuperar con las tarifas
Transporte
Distribución
Gestión Comercial
Prima del Régimen Especial
COSTES PERMANENTES
Compensación extrapeninsulares
Operador del Sistema
Operador del Mercado
CNSE
Costes de Transición a la competencia
DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO
Moratoria nuclear
Stock básico de uranio
2ª parte del ciclo de combustible nuclear
Interrumpibilidad y Régimen Especial
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
26
2.5.2. Estructura tarifaria
Las tarifas que se van a definir se estructuran según los niveles de tensión y
períodos tarifarios que define el R.D. 1164/2001, por el que se establecen tarifas de
acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. Es decir, se definen
ocho grupos tarifarios diferentes que se van a repartir por niveles de tensión de forma
que en alta tensión (más de 36 kV) habrá tres grupos con seis períodos tarifarios cada
uno. En media tensión (de 1 a 36 kV) se definen dos grupos tarifarios, uno de tres y otro
de seis períodos tarifarios. En baja tensión (menos de 1 kV) se definen tres grupos
tarifarios, uno de un período, otro de dos períodos y otro de tres períodos tarifarios.
No se considera la posibilidad de acogerse a la tarifa de conexiones
internacionales que se definía en el R.D. 1164/2001.
La estructura tarifaria elegida condiciona que los criterios de asignación de
costes para obtener las tarifas se rijan por las dos dimensiones de la estructura
presentada, es decir, el nivel de tensión y la discriminación horaria 1 [CNE_01b]. La
CNE en su Informe sobre las modalidades de seis, tres y dos períodos tarifarios
[CNE_01c] ya indicó que ciertas modificaciones en la caracterización de las horas
dentro de cada período tarifario incrementarían la eficacia de los calendarios, sin
embargo, de momento no se va a entrar a realizar más modificaciones y se utilizará
dicha estructura.
1
Asimismo, al adoptar esta estructura también se está adoptando la estructura binomia de la tarifa,
formada por un término de potencia y otro término de energía.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
27
2.5.3. Tarifas únicas en todo el territorio nacional
La Ley del Sector Eléctrico, en su artículo 17, determina que las tarifas que
deberán ser satisfechas por los consumidores del suministro eléctrico, excepto los
acogidos a la condición de cualificados, serán únicas en todo el territorio nacional, sin
perjuicio de sus especialidades. Asimismo, en su artículo 18, determina que los peajes
correspondientes al uso de las redes de transporte serán únicos sin perjuicio de sus
especialidades por niveles de tensión y uso que se haga de la red.
Por tanto, al ser tanto las tarifas integrales como de acceso únicas en todo el
territorio nacional, los costes a repartir no se podrán diferenciar geográficamente,
eliminándose la opción de asignación de costes por esquemas de precios nodales.
2.5.4. Información necesaria
Es necesario hacer explícito el modelo de red sobre el que se basará la
metodología propuesta, dado que luego será de gran importancia a la hora de asignar
los distintos conceptos de coste.
La Figura 3 presenta el modelo de red que se usa en la asignación de los costes
de redes. Los datos correspondientes al balance energético, según el esquema de flujos
de energía de la Figura 3, han sido utilizados de la información que obtuvo la CNE para
la elaboración de su propuesta de tarifas de acceso de noviembre de 2001, y fueron
facilitados por las empresas transportistas y distribuidoras y corresponden al año 1999.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
28
FUENTE: CNE
Figura 3. Modelo de Red
Dicha información ha sido utilizada para imputar los pagos de cada consumidor
conectado a cada nivel de tensión en función de los flujos reales de energía en cascada.
Según este modelo de red, la energía vertida a un nivel de tensión i procede de niveles
de tensión superiores j (wij, indicando el superíndice “j” el nivel de tensión de
procedencia de la energía y el subíndice “i” el nivel de tensión de destino) y de las
entradas de energía en el propio nivel de tensión (Gi). Así mismo, de la energía que se
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
29
inyecta transformada a un determinado nivel de tensión, una parte es consumida (por los
propios consumidores de la empresa o vertida a la red de otra empresa), otra son
pérdidas y el resto transita para ser inyectada a los niveles de tensión inferiores.
En el Modelo de la Figura 3 se muestran la pérdidas como un flujo de energía
que sale de cada nivel de tensión. Es más frecuente que el dato que se tiene no sean las
pérdidas totales sino el porcentaje de pérdidas. En este sentido en el apartado 3.2.2 se
utilizan los porcentajes de pérdidas estándares por nivel de tensión que se definen
reglamentariamente (en el real decreto de tarifas de cada año). Dichos porcentajes de
pérdidas son los que se aplican a la energía de cada nivel de tensión, energía en abonado
final (energía a.f.), para llevarla a energía en barras de central (energía b.c.), es decir:
Energía b.c. = Energía a. f . * (1 + % pérdidas BC )
El porcentaje de pérdidas así definido es diferente del que se debería de
considerar para pasar la energía de un nivel de tensión a otro. En este caso se tendría:
(
Energía a. f . NTX = Energía a. f . NTX −1 * 1 + % pérdidas NTX −1
)
Es fácil obtener una relación entre ellos, la cual se muestra a continuación con
un ejemplo en el que se obtiene la energía en barras de central a partir de la energía en
cliente final desde el nivel de tensión NT2. Se quiere relacionar las pérdidas que se
utilizan para pasar directamente a energía en barras de central (%pérdidas
BC-NT2)
con
las pérdidas que se utilizan para pasar de un nivel de tensión al inmediatamente superior
(para pasar del nivel de tensión 2 al 3 se utilizará el %pérdidasNT2).
Cuando se obtiene la energía b.c. directamente, se utilizaría:
(
Energía b.c. = Energía a. f . NT2 * 1 + % pérdidas BC − NT2
)
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
30
Mientras que si se obtiene nivel de tensión por nivel de tensión:
(
)
(
)
Energía a. f . NT3 = Energía a. f . NT2 * 1 + % pérdidas NT2
Energía a. f . NT4 = Energía a. f . NT3 * 1 + % pérdidas NT3
(
Energía b.c. = Energía a. f . NT4 * 1 + % pérdidas NT
4
)
De donde:
(1 + % pérdidas
BC − NT2
) = (1 + % pérdidas )* (1 + % pérdidas )* (1 + % pérdidas )
NT2
NT3
NT4
Y generalizando:
(1 + % pérdidas
) = ∏ (1 + % pérdidas )
4
BC − NTx
NTx
x
Además del Modelo de Red será necesario realizar la caracterización de la
demanda y su potencia contratada según los niveles de tensión y la discriminación
horaria propuesta, mientras que sólo se podrá obtener el número de clientes que se
encuentra en cada nivel de tensión, pues no tendría sentido por discriminación horaria.
Los costes asociados a la actividad de distribución se asignan por niveles de
tensión según la estructura de costes de distribución que se deriva de la información
facilitada por las empresas transportistas y distribuidoras relativa a datos de su
contabilidad analítica.
2.5.5. Costes de transporte y distribución
El reparto de los costes de las redes de transporte y distribución entre los
distintos suministros se basa en dos principios generales. Por una parte, el consumidor
deberá pagar por las redes de transporte y distribución que utiliza. Por otra parte, los
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
31
peajes resultantes deben reflejar los costes de red, incentivando el uso de la red en
periodos horarios de menor demanda, donde la saturación de las redes es menor, y
desincentivar el uso de las redes en periodos horarios de máxima demanda del sistema,
donde la probabilidad de saturación de las redes es más elevada [CNE_01b].
Para imputar a los consumidores conectados a diferentes niveles de tensión los
costes de las redes que usan, se parte de la cuantificación de los costes totales de las
redes de transporte y distribución por niveles de tensión.
Los peajes por el uso de las redes de transporte y distribución aplicados a los
usuarios de las redes deben proporcionar ingresos suficientes que permitan cubrir la
retribución reconocida a dichas actividades, de acuerdo con lo establecido anualmente
en los Reales Decretos de tarifas. Dicha retribución de las actividades de transporte y
distribución supone aproximadamente el 57% del total de los costes a repercutir a través
de las tarifas.
Los costes asociados a la actividad de distribución se asignan por niveles de
tensión según la estructura de costes de distribución que se deriva de la información
facilitada por las empresas transportistas y distribuidoras relativa a datos de su
contabilidad analítica. Dichos porcentajes aplicados sobre la retribución a la
distribución proporcionan los correspondientes importe de los costes de redes según los
niveles de tensión que distingue la estructura tarifaria del R.D. 1164/2001 y que serán
imputados a los consumidores en función del uso que realicen de las distintas redes, los
cuales se muestran en la Tabla 2, siendo la terminología empleada para los niveles de
tensión que se muestra en la Tabla 3.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
Tabla 2.
32
Porcentajes aplicados sobre la retribución a la distribución
% del coste de distribución por Nivel de Tensión
NT3
NT2
NT1
NT0
TOTAL
11,7%
8,5%
33,1%
46,6%
100,0%
FUENTE: CNE
Tabla 3.
Terminología empleada para los niveles de tensión definidos
Nivel de tensión
Descripción
Transporte
Alta Tensión
Alta Tensión
Media Tensión
Baja Tensión
Tensión (kV) Identificación
> 145
72,5 - 145
36 - 72,5
1 - 36
<1
NT4
NT3
NT2
NT1
NT0
Con el modelo de red definido en el apartado 2.5.4 (ver Figura 3), se procede a
asignar los distintos componentes de los costes de transporte y distribución, teniendo en
cuenta que todo consumidor deberá pagar el coste de las redes de todos los niveles de
tensión que utiliza para su suministro en las proporciones obtenidas del balance
energético.
De la contabilidad analítica de las empresas se obtendrá cual es el porcentaje de
coste que es para Inversión y el que es para Explotación, y dentro de ésta el porcentaje
asignado a Mantenimiento Preventivo, Mantenimiento Correctivo y Operación, y si es
posible se obtendrá por niveles de tensión.
Una vez identificados los distintos componentes de los costes de transporte y
distribución, se analiza cada uno de ellos en detalle.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
33
INVERSION
En la actualidad la mayor parte de los Modelos de Red de Referencia optimizan
conjuntamente, al menos, el binomio inversión más pérdidas. En las últimas propuestas
de retribución de la distribución se intenta que además se integre en la optimización la
calidad de suministro. Por tanto se va a separar, para cada uno de los períodos horarios
que se consideren, la inversión en dos, por un lado la inversión necesaria para atender la
potencia punta máxima y por otro la inversión que se realiza para reducir las pérdidas en
las redes. Habría que utilizar un modelo que los calculase explícitamente. En cuanto a la
necesidad de realizar dicha separación por períodos horarios se ha de considerar que
existen consumidores rurales que necesitan redes expresamente para ellos, y para los
cuales habrá que diseñar dichas redes para su potencia de punta y sus pérdidas
asociadas, y que puede que no se produzcan en el período de máxima demanda del
sistema. También existen núcleos que se pueden considerar especiales, como son los
polígonos industriales, los cuales tienen consumidores cuyas pautas de comportamiento
se alejarán del comportamiento medio del sistema, precisamente para obtener un precio
de la energía más favorable. En el caso de que se considerase la calidad de suministro
también tendría que analizarse para cada uno de los períodos horarios.
Inversión asociada a la Potencia Punta
En este caso para cada nivel de tensión se sigue una metodología similar a la de
la CNE en su última propuesta de tarifas de acceso, y que a continuación se describe.
El método utilizado para incorporar este principio es el siguiente. En primer
lugar se considera que la potencia de punta es la variable relevante para asignar los
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
34
costes de redes. En particular, la “potencia de diseño” de cada nivel de tensión depende
de la potencia demandada en las horas de punta del sistema de cada nivel de tensión.
Tras realizar un análisis de sensibilidad de las distintas horas de máxima
demanda del sistema, se ha fijado la punta del sistema en las horas correspondientes al
periodo tarifario 1 de la modalidad de seis periodos tarifarios del R.D. 1164/2001, por
ser dicha estructura tarifaria la adoptada en la metodología propuesta.
En segundo lugar se calculan, para cada una de las horas del periodo tarifario 1
(desde las 16 a 22 horas) de los días laborables de los meses de temporada alta (según el
R.D. 1164/2001, los meses de temporada alta son: enero, febrero, noviembre y
diciembre), las participaciones de los consumidores en cada nivel de tensión, teniendo
en cuenta las correspondientes pérdidas.
Las participaciones de las demandas por niveles de tensión en las
correspondientes horas del periodo tarifario 1 se calculan a partir de la agregación, por
niveles de tensión, de las curvas de carga de las distintas tarifas elevadas por sus
correspondientes pérdidas (Un mayor detalle de las curvas de carga utilizadas se puede
obtener en [CNE_01b], y en la caracterización de los clientes en el apartado 5.2.1).
A continuación, para determinar la potencia demandada en la punta del sistema
en los distintos niveles de tensión, se aplican las participaciones en punta por niveles de
tensión sobre la demanda máxima prevista, según información proporcionada por Red
Eléctrica de España (REE).
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
35
A partir de los datos de potencias de punta por niveles de tensión y de los
porcentajes de uso de redes superiores para el suministro de energía en cada nivel de
tensión, se calculan las correspondientes potencias de diseño en cada nivel de tensión.
Cabe destacar que en el diseño de las redes se debe incluir la energía que transita desde
el mismo nivel de tensión hacia niveles inferiores, los tránsitos directos entre distintos
niveles de tensión, así como las entradas de energía, generación e intercambios en
niveles distintos de tensión.
En particular, la potencia relevante para el diseño de la red de cada nivel de
tensión incluye la potencia en punta demandada en su mismo nivel, más las potencias en
punta demandadas en niveles de tensión inferiores ponderadas por los correspondientes
porcentajes de entrada de energía procedentes, directa o indirectamente, de dicho nivel
de tensión.
Una vez obtenida la potencia de diseño de cada nivel de tensión, se calcula el
coste unitario por kW de potencia de diseño en cada una de las redes, dividiendo el
coste de cada nivel de tensión entre la potencia de diseño correspondiente.
No obstante, cada kW suministrado en un determinado nivel de tensión tiene que
hacerse cargo no sólo del coste que le corresponda de la red del nivel de tensión al que
está acogido, sino también del coste asociado a las redes de niveles superiores, en la
proporción que participa esta demanda en el diseño de la correspondiente red.
Finalmente, la asignación de los costes de redes por niveles de tensión viene
dada por el producto de los costes unitarios por potencia de uso de cada nivel de tensión
y su correspondiente potencia en punta.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
36
Inversión asociada a las pérdidas
Como no se dispone para este trabajo de ningún modelo de red, parece razonable
que se asigne proporcionalmente a las pérdidas estándares que se publican en el Real
Decreto de tarifas de cada año. Así que se suma la inversión asociada a las pérdidas y se
reparte por nivel de tensión aplicando las pérdidas estándares.
EXPLOTACIÓN
Una vez que se reparte dicho coste a partir de la contabilidad analítica se tiene
que analizar cada concepto individualmente.
Mantenimiento Preventivo
Para el reparto de este mantenimiento por nivel de tensión, se considera que lo
que intenta es revisar las redes y demás elementos del sistema para que estén en
perfecto estado, es por ello que parece razonable considerar el criterio de potencia de
diseño de la CNE para su reparto.
Mantenimiento Correctivo
Este mantenimiento se realizará cuando se produzca la avería y afecta a todos los
usuarios conectados a ese nivel de tensión, es por ello que afectará más a quien más esté
consumiendo en ese momento, y por ello parece razonable que sus costes se repartan de
acuerdo a la demanda que existe en cada nivel de tensión.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
37
Operación
La operación dependerá del consumo que hay en cada momento. También se
podría pensar que dependerá de la potencia contratada, pero en este caso, por la
necesidad de contratar potencias crecientes según la estructura del R.D. 1164/2001 que
es la que se ha asumido, puede que no sea la potencia el indicador más fiable, sino la
demanda en cada momento
Asignación de costes por período horario y término de potencia y/o energía
Una vez definido el coste asociado a cada nivel de tensión se tiene que hacer el
reparto por períodos horarios y asignarlo al término de potencia y de energía.
Inversión asociada a la Potencia Punta
Aunque el reparto se ha hecho de acuerdo a la participación de la potencia en la
punta, si se hiciera con un modelo de red, dado que hay consumidores urbanos y rurales,
habría instalaciones rurales que se diseñan por caída de tensión expresamente y cuya
potencia máxima puede estar demandada en una hora que no es la punta. Habría que
utilizar nuevamente un modelo de red que dé esta información. Lo que si se considerará
en cualquier caso es que estas instalaciones deben pagarse se consuma o no, y por tanto,
se asignarán al término de potencia.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
38
Inversión asociada a las Pérdidas
Este término evidentemente sólo se va a recuperar por el término de energía
dado que si no se consume no hay pérdidas ni necesidad de reducirlas, y se repartirá
entre los distintos períodos tarifarios en función de la demanda en ese nivel de tensión.
Mantenimiento Preventivo
Este mantenimiento no depende de la potencia, ni de la tensión, sino que
dependerá de la longitud de las líneas y de que sean aéreas o subterráneas,... Por ese
motivo, se considerará que se hará en todos los períodos por igual (Será proporcional a
la potencia en cada período horario). Nuevamente un modelo de red de referencia
permitiría cuantificar estos elementos, pero seguirían existiendo dificultades para su
asignación a cada uno de los clientes. Se podría buscar una relación de los km de línea y
la potencia contratada, pero dado que de momento no se tiene, se va a usar en su lugar
la potencia facturada y se asignará al término de potencia, dado que el mantenimiento
preventivo se hará se consumo o no para tener las redes preparadas.
Mantenimiento Correctivo
Este mantenimiento se realizará cuando se produzca la avería. Eso está
relacionado con el uso que se haga y sobre todo con las averías provocadas por agentes
externos, lo cual, en principio, no estaría relacionado con la demanda. Por ese motivo,
se considerará que se hará en todos los períodos por igual (será proporcional a la
demanda en cada período horario), dado que las empresas en caso de avería tendrán que
priorizar aquellas redes más usadas y que afecten a un mayor número de kWh. Además
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
39
si en una red no se consumiera la reparación no tendría la misma prioridad. Por todo
esto se asigna al término de energía.
Operación
La operación dependerá del consumo que hay en cada momento, también se
podría pensar que de la potencia contratada, pero en este caso y como ya se ha
comentado, por la necesidad de contratar potencias crecientes puede que no sea la
potencia el indicador más fiable, sino la demanda en cada momento.
2.5.6. Asignación de los costes de gestión comercial
La Orden de 14 de junio de 1999 por la que se establece la retribución de la
actividad de distribución de energía eléctrica establece costes unitarios que sirven para
retribuir los costes de gestión comercial de las empresas distribuidoras por atender a los
consumidores a tarifa y a mercado, según se establece en el RD 2819/1998, de 23 de
diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía
eléctrica.
En la O.M. 14/06/99 se distingue entre los pagos por la gestión comercial de los
distribuidores a los consumidores que adquieren su energía a tarifas integrales y a los
consumidores que adquieren su energía mediante contrato como consumidor
cualificado, dando valores a los costes unitarios en cada caso, así como el
procedimiento para actualizarlos anualmente.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
40
El coste de gestión comercial supone aproximadamente un 4% de los costes a
considerar en las tarifas. Cabe señalar que los costes unitarios de la gestión comercial
por clientes a mercado realizada por las empresas distribuidoras son aproximadamente
el 50% de los correspondientes por clientes a tarifa integral, lo que según las empresas
distribuidoras es contrario a la realidad, debido a que los costes que realmente están
incurriendo por dichos clientes son actualmente superiores a los de clientes a tarifa
integral.
Por tanto, se concluye que para realizar una asignación eficiente del coste de
gestión comercial entre los distintos suministros es preciso, a partir de la información
que proporcionen las empresas distribuidoras, por una parte, analizar los costes de
gestión comercial por cliente en función de variables que, siendo fácilmente conocidas
por el regulador, permitan reflejar de forma más transparente los costes en los que cada
suministro hace incurrir al sistema.
Por otra parte, se debería analizar si los costes unitarios que establece la O.M.
14/06/99 para remunerar los servicios de gestión comercial de clientes de tarifas de
acceso son suficientes. Dicho análisis debe realizarse según información detallada de las
empresas distribuidoras de los costes de cada servicio que remunera y teniendo presente
el trasvase de fondos realizado en 1999 desde la actividad de gestión comercial a la
actividad de distribución. Una mayor transparencia en la remuneración de dicha
actividad permitirá retribuir dicha actividad a las empresas distribuidoras sin que ello
suponga interferir en aquellos servicios en competencia con los comercializadores.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
41
En esta propuesta dichos costes se reparten de acuerdo al número de abonados
en cada nivel de tensión y serán los mismos para tarifa integral y tarifa de acceso. Por
este motivo lo más correcto sería el considerar un cargo fijo por cliente2, pero dado que
esto provocaría el no poder comparar con las tarifas actuales al introducir un cambio
conceptual en las actuales tarifas (que son binomias), se ha decidido repartir dicho coste
entre el término de potencia y término de energía. A la hora de asignarlo, y para que se
parezca lo más posible a un cargo fijo se asigna al término de potencia.
2.5.7. Prima del régimen especial
La prima del régimen especial supone casi el 16% de los costes que deben de
satisfacerse por todos los consumidores. Este coste se caracteriza porque su magnitud
no varía directamente ni con el mayor uso o menor uso que los usuarios hagan de la red,
ni con el volumen ni con el perfil de consumo.
La solución más inmediata de asignar dichos costes fijando precios iguales a los
costes medios es subóptima. Así mismo, la aplicación de un porcentaje uniforme del
16% sobre el total de costes de transporte y distribución, es ineficiente desde un punto
de vista asignativo.
La CNE en su última propuesta, con el objeto de asignar estos costes hundidos
de forma que distorsionen lo menos posible el consumo global, establece márgenes
2
Las tarifas de red incluyen [GOME02]:
a. Cargo por conexión: Cargo asociado a las instalaciones y refuerzos para la conexión.
b. Cargos por uso:
• Cargo asociado al tipo de consumidor
• Cargo por kW asociado al uso de la capacidad disponible en la red utilizada por el usuario
• Cargo por kWh asociado a los costes variables (pérdidas) que se repercuten sobre el usuario.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
42
sobre el coste marginal, diferenciados por grupos tarifarios, de modo que a aquellos
suministros más sensibles a los cambios de precios (su demanda eléctrica es más
elástica al precio) se les asigna un pago menor y, por el contrario, aquellos menos
sensibles al precio pagan un mayor margen. De este modo es posible construir un vector
de precios denominados Ramsey, tales que la asignación resultante constituye un
óptimo de segundo orden, superior desde el punto de vista de la eficiencia a otros
esquemas de reparto. Un mayor detalle se muestra en el Apéndice A.
Una solución más eficiente que la aplicación de los precios Ramsey, cuando hay
información adecuada, es usar el principio de causalidad (“Cost Causality”). Esto es lo
que se intenta hacer a lo largo de esta propuesta.
De este modo, en la propuesta que se está detallando se le da un enfoque
diferente a este reparto. Por un lado, se van a seleccionar a los consumidores que deben
pagar este coste, dado que para algunos consumidores puede que gravarles con él
suponga pagar dos veces por lo mismo. Así, la Ley del Sector Eléctrico cuando habla de
sus objetivos, no sólo plantea la libre competencia, sino que también hace compatible
este objetivo con la consecución de otros tales como la mejora de la eficiencia
energética, la reducción del consumo y la protección del medio ambiente. Así en el Real
Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por
instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y
cogeneración, establece una serie de incentivos para las energías renovables, de forma
que permitan que su aportación a la demanda energética de España sea como mínimo el
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
43
12% en el año 2010 tal y como establece la disposición transitoria decimosexta de la
Ley del Sector Eléctrico.
Por tanto, se puede entender este coste como dentro de un plan más ambicioso
de contribución al Medio Ambiente, y para lo cual ya hay empresas que tienen que
cumplir una serie de requisitos y una normativa que en ocasiones es bastante estricta, y
hace a dichos consumidores de energía eléctrica incurrir en unos costes importantes por
este motivo. Evidentemente, no todos los consumidores industriales tendrán estos costes
y en todo caso serán diferentes, pero el hecho de volver a cargar a alguno de ellos con
un coste por este motivo podría considerarse aplicarle una doble contribución, y esto en
algunos sectores puede afectar a la competitividad empresarial de dicho sector. Y esto
llevado al extremo provocaría menos capacidad de inversión del tejido empresarial
español para contribuir con el Medio Ambiente. Por este motivo, se va a aplicar este
coste únicamente a los consumidores de baja tensión.
Dentro de los consumidores de baja tensión, se tratará de aplicar este coste de
una forma más o menos causal, es decir, se va a aplicar más coste a quien más
producción de energía eléctrica provoca, y por tanto, más contaminación de algún tipo.
Pero tampoco se debe olvidar que las infraestructuras eléctricas provocan ciertos efectos
sobre el Medio Ambiente, que aunque sólo sean visuales ya existen. Por este motivo, y
dado que se supone que las necesidades de infraestructuras eléctricas decrecen con los
distintos periodos horarios se considerará que la contribución global para una tarifa
nunca debería crecer conforme se analizan los períodos horarios. Dado que la nueva
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
44
estructura de potencias crecientes no es coherente con este principio se usará
únicamente la demanda y se recuperará con el término de energía.
2.5.8. Costes permanentes y de diversificación y seguridad de abastecimiento
Los costes permanentes y de diversificación y seguridad de abastecimiento
exceptuando la prima del régimen especial, suponen aproximadamente el 23% de los
costes para establecer tarifas de acceso.
Los CTC son un coste de carácter hundido y sobre él se podría decir lo mismo
que se ha mencionado en el apartado anterior sobre el Régimen Especial, si bien no
tiene sentido el análisis posterior para su reparto en función de la influencia en el Medio
Ambiente.
En cuanto a estos costes cabe destacar que la aplicación de porcentajes
uniformes sobre la facturación por peajes de transportes y distribución (se excluye el
coste de la moratoria nuclear de dicha consideración debido a que, según la Ley del
Sector Eléctrico, se aplica la cuota del 3,54% sobre la facturación total) como criterio de
asignación de dichos costes, independientemente de que el consumidor esté en el
mercado o acogido al régimen de tarifas integrales, en vez de establecer, siguiendo el
procedimiento vigente en la actualidad, distintos porcentajes aplicables a los
consumidores acogidos a tarifas integrales y a tarifas de acceso, no garantiza la
recuperación de dichos costes permanentes y de diversificación y seguridad de
abastecimiento, por la coexistencia, durante el periodo transitorio, de los consumidores
a tarifa integral y a mercado.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
45
Actualmente, los Reales Decretos de tarifas establecen anualmente distintas
cuotas a aplicar sobre la facturación a tarifa integral y a tarifa de acceso para recuperar
los distintos conceptos de costes permanentes y de diversificación y seguridad de
abastecimiento. Los distintos valores de las mismas cuotas, dependiendo de que los
clientes estén acogidos a tarifa integral o a tarifa de acceso, se obtienen de considerar
dos escenarios extremos de costes. Las cuotas que se aplican sobre la facturación de
clientes a tarifa se obtienen estableciendo un escenario de costes del sistema bajo el
supuesto de todos los consumidores estén acogidos a tarifa.
Las cuotas que se aplican sobre la facturación de clientes a mercado, se obtienen
a partir del escenario de costes a recuperar en el caso de que todos los clientes
estuvieran en el mercado.
Por tanto, únicamente se obtendrá la recuperación plena de los costes con cargo
a las cuotas establecidas si se produce efectivamente alguno de los escenarios extremos.
Esto supone, una inconsistencia en la recuperación de los costes con cargo a cuotas en
el momento inicial de establecer la tarifa, debido a que en el procedimiento para
determinar las correspondientes cuotas se consideran dos escenarios extremos que no se
corresponden con el escenario de elegibilidad implícito en el ejercicio tarifario.
Esta inconsistencia que prevalece durante el periodo transitorio debido a la
coexistencia de ambos sistemas (tarifa y mercado) y la distinta forma de calcular dichas
cuotas en el ejercicio tarifario, se resuelve al aplicar porcentajes uniformes sobre la
facturación de transporte y distribución de forma global, independientemente que los
suministros están a tarifa integral o acudan al mercado. Obviamente, el porcentaje
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
46
uniforme aplicado sobre la facturación de transporte y distribución puede recalcularse
como un recargo sobre la facturación total de acceso.
Con el objeto de asignar estos costes hundidos de forma que distorsionen lo
menos posible el consumo global se establecen márgenes sobre el coste marginal,
diferenciados por grupos tarifarios, de modo que a aquellos suministros más sensibles a
los cambios de precios (su demanda eléctrica es más elástica al precio) se les asigne un
pago menor y, por el contrario, aquellos menos sensibles al precio paguen un mayor
margen (precios Ramsey). Es importante indicar que para cumplir con algunos de los
principios que se establecían en el apartado 2.3 se está incumpliendo el principio de la
no discriminación.
El problema fundamental en la aplicación práctica de los precios Ramsey se
centra en la dificultad de conocer los valores de la elasticidad de la demanda eléctrica al
precio según los distintos grupos tarifarios. Dicha información se obtendría de estimar
las funciones de demanda eléctricas de los distintos grupos tarifarios en función del
precio de la electricidad. Si bien se considera cada vez más necesario conocer el
comportamiento de la demanda eléctrica de los distintos grupos tarifarios, información
que debería ser incluida para diferenciar entre distintos coeficientes de reparto de estos
costes hundidos, no se dispone en la actualidad de dicha información. Por tanto, en el
presente informe se ha aproximado el valor de la elasticidad por otra variable, que sea
fácilmente conocida por el regulador a partir de la información que puedan proporcionar
las empresas distribuidoras.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
47
Una vez obtenida una aproximación al valor de la elasticidad, el procedimiento
consistirá en aumentar los costes marginales de cada usuario en una proporción que, a
diferencia de los porcentajes uniformes anteriormente fijados para el resto de costes
permanentes y de diversificación y seguridad de abastecimiento, será distinta según las
características de los distintos suministros. No obstante, en la medida en que la
metodología de la CNE adopta la estructura de tarifas de acceso del R.D. 1164/2001, el
problema de diferenciar pagos para repercutir los costes hundidos, se resume en calcular
aquellos porcentajes a aplicar a los distintos grupos tarifarios que corresponda,
diferenciados según alguna variable que, siendo fácilmente conocida por el regulador,
mida la sensibilidad del consumo al precio de cada grupo tarifario.
Para determinar la elasticidad de los consumidores se seguirá un procedimiento
aproximado, dadas las dificultades que se plantean para su determinación. La variable
utilizada como indicador de la sensibilidad de los consumidores van a ser los propios
costes que por los criterios anteriores se han asignado a cada nivel de tensión y período
horario. De esta forma, si el resto de los costes se han repartido efectivamente de
acuerdo a su causalidad, o al responsable de cada uno de ellos, de esta forma lo único
que se mantiene es el porcentaje de los costes antes asignado. Se puede entender en este
sentido que se trata de una metodología Ramsey, dado que el primer año de
establecimiento de las tarifas, los consumidores tratarán de ajustarse lo mejor posible
para reducir sus costes, y esta adaptación será tanto más importante cuanto más sensible
sea el consumidor al precio de la energía eléctrica, de modo que la elasticidad de la
demanda que se obtiene el segundo año será la real (idealmente), y no habría que
utilizar ninguna variable que la asignase.
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
48
2.5.9. Déficit reconocido
Como consecuencia de la pervivencia durante varios años de las tarifas
integrales y de las tarifas de acceso se ha producido un déficit que ya reconoce en sus
propuestas de tarifas para el año 2003 el Ministerio. No obstante y en tanto no se
publique su cuantificación no se va a considerar. Su coste en cualquier caso tendrá que
ser repartido entre los distintos usuarios de acuerdo al apartado 2.5.8.
2.5.10. Déficit/Ingreso estructural
No se puede considerar el primer año, pero sería un concepto a considerar en
años sucesivos. Su objeto es repartir con los criterios del apartado 2.5.8 lo que los
consumidores se ahorraron el año anterior como consecuencia de estar en tarifa integral
frente a estar en tarifa de acceso. Puede ser positivo cuando al cliente le interese estar en
tarifa de acceso por criterios económicos, pero por cualquier otro motivo se haya
quedado en tarifa de acceso.
2.6.
Diseño de las Tarifas de Acceso
Una ventaja fundamental de la asignación metodológica presentada es que la
asignación de cada coste de red entre los distintos niveles de tensión se realiza
individualmente, lo que permite conocer separadamente la asignación de cada concepto
de coste de red entre los consumidores de cada nivel de tensión.
Finalmente, para la obtención de las tarifas de acceso se sumarán los distintos
conceptos de coste que se han descrito en el apartado 2.5, los cuales se tendrán
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
49
detallados para cada tarifa y discriminación horaria. Para la determinación de cómo se
tiene que recuperar cada concepto de coste se usará la idea genérica de que hay costes
que no habría que pagar si no se consumiera nada, y por tanto estos se recuperan por el
término de energía, mientras que otros hay que pagarlos se consuma o no, simplemente
por el hecho de tener unas infraestructuras a disposición para ser utilizadas, por lo que
estos costes se recuperarán por el término de potencia.
Los correspondientes términos de potencia y energía se obtendrán dividiendo el
coste asociado entre la potencia o la energía respectivamente, con lo cual la tarifa que se
propone será binomia.
2.7.
Diseños de las Tarifas Integrales
En la Metodología que se ha propuesto, el diseño de la tarifa integral se puede
considerar dividido en dos. Por un lado habrá que considerar los conceptos de coste que
se han descrito para las tarifas de acceso y por otro el precio de la energía y el margen
de la comercializadora.
La estructura tarifaria será idéntica a la de las tarifas de acceso, lo cual no
provocará ninguna diferencia entre los costes que ha de pagar un consumidor acuda o
no al mercado. Así cuando un cliente no está en el mercado liberalizado se debe, en
principio, a que le interesa económicamente, y por tanto existirá un déficit de ingresos
que se puede calcular como la diferencia del precio de la energía en el mercado (ya que
lo ha de pagar la distribuidora-comercializadora) y el de la tarifa integral. También
puede darse el caso de que el ahorro para un consumidor sea mínimo y no compense las
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
50
molestias de tener que acudir al mercado. En este caso existirá un superávit, dado que la
distribuidora-comercializadora comprará la energía más barata que como luego la
venderá. En cualquier caso ese déficit o superávit de ingresos se recuperará el año
siguiente de acuerdo a la metodología establecida en el apartado 2.5.10.
Por otro lado, habría que considerar el precio de la energía a cada consumidor
así como el margen de la comercializadora. Como esta tarifa se considera que deberá de
existir en todo caso para garantizar el suministro, al menos inicialmente, a todos los
consumidores, se va a considerar que debería de ser igual al precio medio previsto más
un porcentaje que puede variar para cada nivel de tensión.
Todos los clientes que se acojan a esta tarifa provocarán por su propia definición
déficit de ingresos que se recuperarán al año siguiente según el procedimiento antes
comentado.
Este porcentaje de incremento a priori no tiene ninguna justificación aparte de la
mencionada, y no se ha encontrado ningún valor teórico para su establecimiento. Tal y
como se ha definido es una herramienta en manos del Regulador para que establezca un
máximo para determinados colectivo a los cuales se les podrían elevar en determinadas
situaciones el precio de la electricidad a un valor que en la práctica no les garantizase el
suministro eléctrico en un sentido amplio (si no pueden pagarlo se puede entender que
no se les garantiza su suministro). No obstante este argumento aquí citado va en contra
de algunos principios de los mencionados en el apartado 2.3.
También hay que notar que este porcentaje podría estar muy influido por los
distintos “lobbies” que pudieran existir, y en función de las limitaciones que se le
2. METODOLOGÍA DE TARIFAS
51
estableciesen podría llegar a ser negativo, lo cual habría que considerar por si
incumpliese algún principio legal o alguna normativa comunitaria. No es objeto de este
trabajo entrar a analizar este tipo de debates, si bien se cita para que se tenga en cuenta.
Y en ese sentido indicar que lo que se denomina “subvención cruzada” de unas tarifas a
otras, podría dejar paso a lo que sería una “subvención dirigida”, dado que en este caso
el procedimiento sería totalmente transparente y totalmente cuantificable para cada uno
de los clientes.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE
ACCESO
El diseño de las tarifas de acceso consistirá en repartir los costes que se muestran
en la Tabla 1 entre los distintos tipos de tarifas, períodos horarios y diferenciando entre
el término de potencia y término de energía.
3.1.
Información utilizada
Dado que lo que se busca es repartir los costes, los primero es conocerlos. El
cálculo de su cuantía no es objeto de esta tesis, sino que se van a considerar los
establecidos en el expediente de tarifas del año 2002 de acuerdo a los conceptos que se
mostraron en la Tabla 1. Un aspecto importante es calcular previamente la prima al
régimen especial, la cual se obtiene 3 según el detalle de la Tabla 4, y los costes a
recuperar en la Tabla 5.
3
Para estimar esta cuantía se ha utilizado la información del Ministerio de Economía que acompaña la
propuesta del Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica para el año 2002.
52
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
Tabla 4.
53
Cálculo de la prima al régimen especial durante el año 2002
Generación prevista (GWh)
33.958
Precio por kWh asignado al RE (ceuros/kwh)
6,24
Precio de mercado de la energía (ceuros/kWh)
Garantía de potencia (ceuros/kWh)
Servicios complementarios (ceuros/kWh)
2,94
0,48
0,12
Prima media regimen especial (ceuros/kWh)
2,69
Prima del Régimen Especial (miles euros)
Tabla 5.
914.331
Costes a recuperar en las tarifas del año 2002
Costes en miles de euros
Transporte
634.963
Distribución
2.700.774
Gestión Comercial
255.869
Prima del Régimen Especial
914.331
COSTES PERMANENTES
716.455
Compensación extrapeninsulares
Operador del Sistema
Operador del Mercado
CNSE
201.219
10.217
10.217
8.955
Costes de Transición a la competencia
485.846
DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO
Moratoria nuclear
Stock básico de uranio
2ª parte del ciclo de combustible nuclear
Interrumpibilidad y Régimen Especial
COSTE TOTAL AÑO 2002 (SIN ENERGÍA)
601.878
476.392
0
108.657
16.828
5.824.269
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
54
Para poder realizar el reparto de los costes habrá que caracterizar previamente a
los consumidores, así como la red, es decir, se necesita conocer diversos datos de
consumo y potencia, así como cuál es su caracterización de acuerdo al Modelo de Red
de la Figura 3.
En cuanto a la energía se va a considerar que el valor para el año 2002 de la
demanda peninsular será de 193.212 GWh, el cual se extrae de información
proporcionada por UNESA. Esta energía, de acuerdo a las tarifas y períodos horarios
planteados, se reparte como se muestra en la Tabla 6 en valor absoluto y en la Tabla 7
en porcentaje.
Tabla 6.
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
Energía por nivel de tensión y período horario (año 2002)
Consumo
GWh
15.596
12.723
15.423
41.324
18.076
27.711
8.251
54.110
PH1
717
627
910
2.498
3.246
5.503
3.588
54.110
PH2
Consumo por periodo horario (GWh)
PH3
PH4
PH5
1.019
1.077
1.573
4.103
9.424
14.617
4.663
836
832
1.091
2.922
5.406
7.591
1.497
1.474
1.835
4.665
1.707
1.621
2.162
5.752
PH6
9.820
7.091
7.852
21.383
193.212
FUENTE: UNESA y elaboración propia
Tabla 7.
Energía por nivel de tensión y porcentaje por período horario (año 2002)
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
Consumo
GWh
15.596
12.723
15.423
41.324
18.076
27.711
8.251
54.110
193.212
PH1
4,6%
4,9%
5,9%
6,0%
18,0%
19,9%
43,5%
100,0%
PH2
6,5%
8,5%
10,2%
9,9%
52,1%
52,7%
56,5%
% de consumo respecto total
PH3
PH4
5,4%
6,5%
7,1%
7,1%
29,9%
27,4%
9,6%
11,6%
11,9%
11,3%
PH5
10,9%
12,7%
14,0%
13,9%
PH6
63,0%
55,7%
50,9%
51,7%
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
55
En cuanto a la potencia se ha de indicar que la punta extrema para el año 2002 se
estima en 37,4 GW, según REE [REE_01] y la CNE [CNE_01d]. En este caso dicho
valor no coincidirá con ninguno de los mostrados en la Tabla 8 dado que es un valor
horario frente a la potencia en cada período, que por la estructura adoptada siempre
agrega varias horas. Al igual que para la energía, también se muestran en porcentaje en
la Tabla 9.
Tabla 8.
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
Potencia por niveles de tensión y período horario (año 2002)
Potencia
MW
23.499
3.263
11.778
54.795
26.422
72.624
3.393
84.109
PH1
4.508
530
1.936
8.707
8.608
23.586
3.393
84.109
PH2
Potencia por período horario (GW)
PH3
PH4
PH5
3.865
530
2.007
8.707
8.907
24.519
3.786
539
2.007
9.329
8.907
24.519
3.786
539
2.001
9.351
3.574
539
1.992
9.351
PH6
3.979
586
1.836
9.351
279.884
FUENTE: UNESA y elaboración propia.
Tabla 9.
Potencia por niveles de tensión y porcentaje por período horario (año 2002)
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
Potencia
MW
23.499
3.263
11.778
54.795
26.422
72.624
3.393
84.109
PH1
19,2%
16,2%
16,4%
15,9%
32,6%
32,5%
100,0%
100,0%
PH2
16,4%
16,2%
17,0%
15,9%
33,7%
33,8%
% de potencia respecto total
PH3
PH4
16,1%
16,5%
17,0%
17,0%
33,7%
33,8%
16,1%
16,5%
17,0%
17,1%
PH5
15,2%
16,5%
16,9%
17,1%
PH6
16,9%
18,0%
15,6%
17,1%
279.884
También se necesita conocer cuál es la participación en la punta máxima del
sistema para cada nivel de tensión, la cual se extrae de la información que obtuvo la
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
56
CNE para elaborar su “Propuesta final de metodología para establecer tarifas de acceso
a redes eléctricas” [CNE_01b] y se muestra en la Tabla 10.
Tabla 10. Participación en la punta máxima del sistema por nivel de tensión
Participación en la punta (%)
Transporte
NT4
NT3
4,34%
4,50%
Distribución
NT2
NT1
6,49%
27,49%
Total
NT0
57,18%
100,00%
FUENTE: CNE
De la misma fuente se obtiene cuál es la potencia de diseño por cada nivel de
tensión de acuerdo al Modelo de Red de la Figura 3. Para ponderar el uso de cada red
por niveles de tensión se parte del modelo de balance de energía correspondiente al año
1999, según la información proporcionada a la CNE por las empresas transportistas y
distribuidoras.
Según dicha información, el diseño de la red de cada nivel de tensión “i”
depende tanto de la energía que transita desde niveles anteriores “j” (wij) como de las
entradas de energía que se incorporan (autoproducción, conexión con otras empresas y
generación propia) en cada nivel de tensión (Gi). Para pasar la energía que transita por
un nivel de tensión a otro superior habrá que aplicarle las correspondientes pérdidas (ver
apartado 2.5.4). Más detalles se pueden encontrar en el Anexo 2 de la Propuesta final
de metodología para establecer tarifas de acceso a redes eléctricas. Un extracto con los
resultados que interesan en la presente propuesta se muestra en la Tabla 11.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
57
Tabla 11. Potencias de diseño por nivel de tensión
Ponderaciones de potencias en punta para el cálculo
de la potencia de diseño por nivel de tensión
Potencia de diseño
Ponderación
Potencia punta
100%
P4
78,70%
P3
77,05%
P2
72,65%
P1
72,61%
P0
100%
P3
34,61%
P2
46,70%
P1
46,68%
P0
100%
P2
44,92%
P1
44,90%
P0
100%
P1
99,90%
P0
100%
P0
Pd4
Pd3
Pd2
Pd1
Pd0
FUENTE: CNE
Conviene aclarar antes de continuar que esta información se obtiene de una
fuente distinta a la anterior, lo cual puede no resultar totalmente coherente, pero obtener
esta última se escapaba del alcance de este trabajo. Adicionalmente, la información es
del año 2001 pero se ha extrapolado al 2002.
Si se considera la potencia punta del año 2002 antes considerada (Pmax=37,4
GW), así como cuál es la participación en la punta por nivel de tensión (Tabla 10) se
puede obtener la potencia punta de cada nivel de tensión “i”, de acuerdo a la expresión:
Pi = C i ∗ Pmax
∀ i, i = 0,...4
siendo Ci la participación en la punta del nivel de tensión “i”
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
58
Los resultados se muestran en la tabla Tabla 12
Tabla 12. Potencia punta del sistema por nivel de tensión (año 2002)
Potencia en GW
Transporte
NT4
NT3
Distribución
NT2
NT1
NT0
1,62
1,68
2,43
21,39
Total
10,28
37,40
Aplicando los coeficientes de ponderación de la Tabla 11 a la potencia en punta
de cada nivel de tensión se obtiene la potencia de diseño por nivel de tensión para el año
2002 (Ver Tabla 13)
Tabla 13. Potencias de diseño por nivel de tensión (año 2002)
Potencia de diseño (GW)
Transporte
NT4
27,82
NT3
Distribución
NT2
NT1
NT0
17,31
16,65
21,39
31,65
Finalmente también será necesario conocer el número de clientes por nivel de
tensión para la estructura propuesta (Ver Tabla 14)
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
59
Tabla 14. Número de clientes por nivel de tensión (año 2002)
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
Número
Clientes
101
171
1.326
48.188
41.765
534.927
882.424
20.358.469
TOTAL
21.867.371
FUENTE: UNESA y elaboración propia.
3.2.
Asignación de los costes de transporte y distribución
De acuerdo al importe asignado para el 2002 para la actividad de transporte y
para la de distribución (Tabla 5) y considerando cuál es el porcentaje de retribución de
cada nivel de tensión sobre la retribución a la distribución (Tabla 2) se obtiene el coste
de transporte y distribución por nivel de tensión, y se muestra en la Tabla 15.
Tabla 15. Costes de transporte y distribución por nivel de tensión
miles euros
Transporte
NT4
NT3
634.963
316.650
NT2
Distribución
NT1
NT0
TOTAL
229.506
894.758
1.259.860
2.700.774
En cuanto al reparto de los costes de transporte y distribución en los distintos
componentes que lo conforman, de acuerdo a lo descrito en el apartado 2.5.5, se van a
obtener del Manual del Modelo de Retribución de la Distribución de Energía Eléctrica
correspondiente a la información validada por UNESA – ARTHUR ANDERSEN del
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
60
Modelo de Red de Referencia Bulnes I [BULN98]. En este manual se establece una
ponderación de los costes de inversión, de explotación y las tasas municipales. Lo que
se hizo fue identificar el peso específico que cada uno de estos costes tiene sobre el total
de costes en que el Sistema Eléctrico Nacional Peninsular incurre anualmente en el
desarrollo de la actividad de distribución. Con los datos de las cuentas de pérdidas y
ganancias de los años 1994 al 1996, correspondientes a la actividad de distribución de
las empresas integradas en UNESA (Ver Figura 1), se obtuvieron los porcentajes
indicados en la Tabla 16, donde se ha eliminado el efecto de las tasas municipales.
Tabla 16. Reparto de los costes de transporte y distribución
Costes de Inversión
60%
Costes de Explotación
40%
Mantenimiento Preventivo
Mantenimiento Correctivo
Operación
Subtotal
Total
55%
25%
20%
100%
100%
Dado que la información fue obtenida a partir de las cuentas anuales de las
empresas, y al no disponer de mejor información, se van a usar los porcentajes que se
obtuvieron, si bien se describe a continuación como se calcularon por UNESA ARTHUR ANDERSEN:
•
Costes de Inversión: La vida útil estimada de las instalaciones de distribución se
establece en 40 años, los despachos de maniobra en 14 años y los contadores en
20 años.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
•
61
Costes de Mantenimiento Preventivo: Las distintas tareas de mantenimiento
preventivo no vienen siendo realizadas anualmente. De acuerdo con los artículos
2 y 92 del Reglamento de Verificaciones Eléctricas4 se establecerá la necesidad
de revisar todas las instalaciones de forma periódica, nunca con intervalos
mayores de 3 años. Ello implica que en la realidad de las Compañías Eléctricas
se priorizan las tareas de mantenimiento preventivo. Por tanto, debe existir un
equilibrio entre los costes de mantenimiento preventivo y los correspondientes al
correctivo.
•
Costes de Mantenimiento Correctivo: Las faltas en las redes eléctricas son
inversamente proporcionales a las tareas de mantenimiento preventivo que se
realice en ellos. Por tanto debe existir un equilibrio entre los costes de
mantenimiento preventivo y los correspondientes al correctivo.
Finalmente, indicar que la ponderación entre los costes de explotación se realizó
de acuerdo a la experiencia de las Compañías Eléctricas. No se han considerado otros
costes necesarios para el desarrollo de la actividad de distribución, como la Tasa
Municipal.
Para el reparto de los costes de inversión por su causa habría que utilizar un
modelo de red de referencia, lo cual se escapa del ámbito de este trabajo, por eso se van
a usar algunos resultados encontrados en la bibliografía más reciente.
4
En la actualidad está vigente el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las
actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de
instalaciones de energía eléctrica, si bien no altera los aspectos a los que se hace referencia en este punto.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
62
Así, de la última información proporcionada por Deloitte & Touche a UNESA
sobre los puntos de suministro georreferenciados de los consumidores eléctricos5 se
deduce que aproximadamente el 8% del mercado se corresponde con puntos de carácter
diseminado. Además de estos puntos existen polígonos industriales, que suelen entrar en
la catalogación de puntos de núcleo pero cuyas redes eléctricas pueden requerir
especificaciones distintas de las características medias.
Existe otro Modelo de Red de Referencia denominado PECO (Planificación
Eléctrica de Cobertura Óptima) en el cual ya se dice expresamente que la evaluación de
las pérdidas en la red de transporte y distribución es necesaria porque pueden llegar a
justificar una mayor inversión en la red, e incluso, una topología diferente [PECO01].
De distintas publicaciones de aplicaciones prácticas de dicho Modelo se va a estimar el
porcentaje de inversión que corresponde a Potencia punta y el que corresponde a
pérdidas, para cada uno de los niveles de tensión.
En [PECO00] se utiliza un modelo de planificación a largo plazo con redes de
Media Tensión, y en una red radial se cuantifica que mientras el coste de la red es de
14.173 euros, el coste asignado a las pérdidas es de 1.178 euros, ello implica que del
total del coste, las pérdidas representan el 7,7%.
En [PECO01] cuando se planifica una red de Alta Tensión (la red de reparto de
Madrid) se identifica como coste de las pérdidas anuales 985 miles de euros y como
5
Como consecuencia de la Carta de la Dirección General de la Energía a UNESA, de 12 de marzo de
1999, se ha tenido que proceder a la georreferenciación de todos los consumidores de energía eléctrica de
la Península.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
63
coste de inversión anual 21.972 miles de euros. Esto supone que las pérdidas
representan el 4,3%.
Además, analizando si influye o no la orografía [PECO01] se cuantifica para el
mismo caso el coste de la red sin orografía y con orografía. En el primer caso el coste de
la red es de 2.170.538 euros y con orografía es de 2.360.671 euros. Las perdidas son
601.412 euros y 679.924 euros respectivamente. Esto implica que sin orografía las
pérdidas representan el 27,7% y con orografía el 28,44 %.
Con los resultados analizados queda patente la necesidad de ejecutar un modelo
a nivel peninsular para determinar qué porcentaje de la inversión total es provocado por
la reducción de las pérdidas, pero dado que no se dispone de dicha información se van a
suponer los resultados que se muestran en la Tabla 17 y que son más o menos
coherentes con los resultados antes vistos:
Tabla 17. Reparto del coste de inversión por su causa
Nivel de tensión
Descripción
Tensión (kV)
Transporte
Alta Tensión
Alta Tensión
Media Tensión
Baja Tensión
> 145
72,5 - 145
36 - 72,5
1 - 36
<1
Motivo de la inversión
Potencia
Pérdidas
95%
90%
85%
80%
75%
5%
10%
15%
20%
25%
Usando los repartos de la Tabla 16 y Tabla 17 y con la terminología de la Tabla
3 se tiene la descomposición del coste de transporte y distribución (Ver Tabla 18).
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
64
Tabla 18. Descomposición del Coste de Transporte y Distribución (%)
NIVEL
DE
TENSIÓN
INVERSIÓN
Potencia
Punta
Pérdidas
EXPLOTACIÓN
Mantenimiento
Preventivo
Correctivo
Operación
TOTAL
NT4
57%
3%
22%
10%
8%
100%
NT3
54%
6%
22%
10%
8%
100%
NT2
51%
9%
22%
10%
8%
100%
NT1
48%
12%
22%
10%
8%
100%
NT0
45%
15%
22%
10%
8%
100%
Si se aplican estos porcentajes para cada nivel de tensión sobre los costes
correspondientes (Tabla 15) se obtiene la descomposición del coste de transporte y
distribución por nivel de tensión en euros (Ver Tabla 19)
Tabla 19. Descomposición del Coste de Transporte y Distribución (Miles euros)
NIVEL
DE
TENSIÓN
INVERSIÓN
Potencia
Punta
Pérdidas
EXPLOTACIÓN
Mantenimiento
Preventivo
Correctivo
Operación
TOTAL
NT4
361.929
19.049
139.692
63.496
50.797
634.963
NT3
170.991
18.999
69.663
31.665
25.332
316.650
NT2
117.048
20.656
50.491
22.951
18.361
229.506
NT1
429.484
107.371
196.847
89.476
71.581
894.758
NT0
566.937
188.979
277.169
125.986
100.789
1.259.860
Una vez definido el coste asociado a cada nivel de tensión se tiene que hacer el
reparto por períodos horarios y su asignación al término de potencia y al término de
energía.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
65
Nuevamente, lo ideal sería que un modelo de red de referencia indicase la
contribución de los periodos que no son la punta en las necesidades de redes. En
principio, en función del coste que se esté analizando se asignará un reparto en el caso
de que se use la potencia de punta como factor de diseño. Se va a considerar que el 70%
corresponde al período 1, el 20% al periodo 2 y el 10% al periodo 3 (o para 6 períodos
sería: 50%, 20% , 10%, 10%, 5%, y 5% respectivamente).
En la Tabla 20 se muestra el porcentaje para el caso del término de potencia y en
la Tabla 21 para el término de energía. La única diferencia es que en el nivel NT0 (Baja
Tensión) con 2 períodos sólo tiene potencia en el primer período, pero tiene energía en
los dos períodos (se corresponde con la denominada “Tarifa Nocturna”).
Tabla 20. Reparto del término de potencia por período horario y nivel de tensión (%)
Nivel
Número
Tensión Períodos
NT4
NT3
NT2
NT1
NT0
6
6
6
6
3
3
2
1
1
50%
50%
50%
50%
70%
70%
100%
100%
2
20%
20%
20%
20%
20%
20%
Periodo horario
3
4
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
5
6
5%
5%
5%
5%
TOTAL
5%
5%
5%
5%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
66
Tabla 21. Reparto del término de energía por período horario y nivel de tensión (%)
Nivel
Número
Tensión Períodos
NT4
NT3
NT2
NT1
NT0
1
6
6
6
6
3
3
2
1
Periodo horario
3
4
2
50%
50%
50%
50%
70%
70%
80%
100%
20%
20%
20%
20%
20%
20%
20%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
5
10%
10%
10%
10%
6
5%
5%
5%
5%
TOTAL
5%
5%
5%
5%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
3.2.1. Descomposición de la inversión asociada a la potencia punta por nivel de
tensión
El coste de inversión asignado a la potencia de punta según la Tabla 19 se
muestra en la Tabla 22, y si se divide por la potencia de diseño (Tabla 11) se obtiene el
coste unitario por potencia de diseño en cada nivel de tensión (Tabla 23)
Tabla 22. Coste de inversión asignado a la potencia punta
miles euros
Transporte
NT4
NT3
NT2
Distribución
NT1
NT0
TOTAL
361.929
170.991
117.048
429.484
566.937
1.284.460
Tabla 23. Coste unitario de la inversión asignada a la potencia punta por potencia de
diseño en cada nivel de tensión
euros / MW
Transporte
NT4
NT3
Distribución
NT2
NT1
13.012
9.880
7.031
13.572
NT0
26.511
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
67
Como ya se ha ido exponiendo en repetidas ocasiones, este coste habrá que
asignárselo a los que lo causan. Cada consumidor debe pagar los costes de las redes que
utiliza para su suministro. En este sentido, se calcula para cada usuario de la red en cada
nivel de tensión su coste por uso de la red acumulando al coste unitario por potencia de
diseño, en ese nivel de tensión, los costes unitarios de las redes superiores ponderadas
por el uso de cada tramo de red que utiliza para su suministro, según la información
proporcionada por las empresas transportistas y distribuidoras del balance energético
del año 1999 [CNE_01b]. Los correspondientes costes unitarios por potencia de uso de
cada nivel de tensión para el año 2002 (Tabla 24) se obtienen aplicando los coeficientes
de ponderación de potencias en punta (Tabla 11) a la potencia de diseño de cada nivel
de tensión (Tabla 13).
Tabla 24. Coste unitario de la inversión asignada a la potencia punta por potencia de
uso de cada nivel de tensión
euros / MW
Transporte
NT4
NT3
13.012
20.120
Distribución
NT2
NT1
20.476
30.797
NT0
57.286
La asignación resultante de los costes de inversión asociados a la potencia punta
por niveles de tensión (Tabla 25) se obtiene de multiplicar los costes totales unitarios
por potencia de uso de cada nivel de tensión (Tabla 24) por su correspondiente potencia
en punta (Tabla 12).
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
68
Tabla 25. Costes de inversión asociados a la potencia punta por niveles de tensión
miles euros
NIVEL DE
TENSIÓN
ASIGNADO
Transporte
NT4
COSTE A REDISTRIBUIR
Distribución
NT3
NT2
NT1
NT0
COSTE
TOTAL
NT4
NT3
NT2
NT1
NT0
21.120
17.235
24.335
97.191
202.048
16.628
8.300
47.436
98.627
17.066
32.471
67.511
139.536
289.948
566.937
21.120
33.862
49.701
316.634
1.225.071
TOTAL
361.929
170.991
117.048
429.484
566.937
1.646.389
3.2.2. Descomposición de la inversión asociada a las pérdidas por nivel de tensión
Tal y como se ha explicado en el apartado 2.5.5 estos costes se van a asignar
proporcionalmente a las pérdidas estándares que se publican en el correspondiente Real
Decreto de tarifas de cada año. Según el R.D. 1483/2001, se tienen los coeficientes que
se muestran en la Tabla 26
Tabla 26. Coeficientes de pérdidas estándares por nivel de tensión
Nivel de Tensión
Porcentaje
NT4
NT3
NT2
NT1
NT0
1,52%
2,87%
4,14%
5,93%
13,81%
De la Tabla 6 se obtiene el porcentaje de energía en el período horario 1 en cada
nivel de tensión (Tabla 27).
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
69
Tabla 27. Participación de la demanda en el período de punta por nivel de tensión
Transporte
NT4
NT3
8,07%
6,58%
Distribución
NT2
NT1
7,98%
30,74%
Total
NT0
46,62%
100,00%
A continuación, la demanda total del sistema (193.212 GWh) se reparte de
acuerdo a los porcentajes anteriores entre todos los niveles de tensión, obteniéndose la
demanda por nivel de tensión equivalente a si todo el consumo en cada período fuera en
el período 1 (Ver Tabla 28). De esta forma lo que se ha mayorado es el consumo
asignado a aquellos niveles de tensión en los que el consumo en período de punta es
mayor.
Tabla 28. Demanda total equivalente al período 1 por nivel de tensión
GWh
Transporte
NT4
NT3
15.596
12.723
Distribución
NT2
NT1
15.423
59.400
Total
NT0
90.072
193.212
El coste total de inversión asignado a las pérdidas se extrae de la Tabla 19 y se
muestra en la Tabla 29.
Tabla 29. Coste de inversión asignado a las pérdidas
miles euros
Transporte
NT4
NT3
19.049
18.999
Distribución
NT2
NT1
20.656
107.371
TOTAL
NT0
188.979
355.053
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
70
Las pérdidas que se van a considerar en cada nivel de tensión se muestran en la
Tabla 30, y se obtienen multiplicando la demanda total equivalente en cada nivel de
tensión (Tabla 28) por el correspondiente coeficiente de pérdidas (Tabla 29).
Tabla 30. Pérdidas por nivel de tensión
GWh
Transporte
NT4
NT3
Distribución
NT2
NT1
237
365
639
3.522
Total
NT0
12.439
17.202
El coste de inversión asociado a las pérdidas en cada uno de los niveles de
tensión será proporcional a las pérdidas en dicho nivel de tensión respecto del total
(Tabla 30) multiplicado por el coste total de inversión asignado a las pérdidas (355.053
miles de euros)
Tabla 31. Coste de inversión asociado a las pérdidas por niveles de tensión
Miles euros
Transporte
NT4
NT3
4.893
7.537
Distribución
NT2
NT1
13.179
72.704
Total
NT0
256.741
355.053
3.2.3. Descomposición del mantenimiento preventivo por nivel de tensión
Tal y como se ha explicado en el apartado 2.5.5 estos costes se van a asignar de
forma similar a como se ha repartido el coste de inversión asignado a la potencia en
punta, por lo que para más detalles se puede consultar el apartado 3.2.1.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
71
De forma similar por tanto se procede a identificar los costes de explotación que
se asignan al mantenimiento preventivo (Tabla 32), y se obtiene su correspondiente
coste unitario por potencia de diseño en cada uno de los niveles de tensión (Tabla 33). A
partir de esta información se obtiene el coste unitario por potencia de uso (Tabla 34) y
finalmente el coste de inversión asociado a la potencia punta para cada nivel de tensión
(Tabla 35).
Tabla 32. Coste del mantenimiento preventivo por nivel de tensión
miles euros
Transporte
NT4
NT3
NT2
Distribución
NT1
NT0
TOTAL
139.692
69.663
50.491
196.847
277.169
594.170
Tabla 33. Coste unitario del mantenimiento preventivo por potencia de diseño en cada
nivel de tensión
euros / MW
Transporte
NT4
NT3
Distribución
NT2
NT1
5.022
4.025
3.033
6.220
NT0
12.961
Tabla 34. Coste unitario del mantenimiento correctivo por potencia de uso en cada
nivel de tensión
euros / MW
Transporte
NT4
NT3
Distribución
NT2
NT1
5.022
7.978
8.296
13.111
NT0
26.062
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
72
Tabla 35. Coste asociado al mantenimiento preventivo por nivel de tensión
miles euros
NIVEL DE
TENSIÓN
ASIGNADO
Transporte
NT4
COSTE A REDISTRIBUIR
Distribución
NT3
NT2
NT1
NT0
COSTE
TOTAL
NT4
NT3
NT2
NT1
NT0
8.152
6.652
9.392
37.512
77.984
6.774
3.381
19.326
40.181
7.362
14.007
29.122
63.954
132.893
277.169
8.152
13.426
20.136
134.799
557.349
TOTAL
139.692
69.663
50.491
196.847
277.169
733.862
3.2.4. Descomposición del mantenimiento correctivo por nivel de tensión
Tal y como se ha explicado en el apartado 2.5.5 estos costes se van a asignar de
forma que afecten más a la demanda que hay en cada momento. Por ello, se usarán los
procentajes de demanda en el período de punta mostrado en la Tabla 27. El reparto
posterior, se hará de forma similar a como se ha repartido el coste de mantenimiento
preventivo, pero usando la demanda en lugar de la potencia.
Lo primero que se tiene que volver a identificar es el coste de mantenimiento
correctivo por nivel de tensión (Tabla 36), y posteriormente, se obtiene el coste unitario
por demanda de diseño (Tabla 37), de forma similar a como se obtenía el coste unitario
por potencia de diseño.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
73
Tabla 36. Coste de mantenimiento correctivo por nivel de tensión
miles euros
Transporte
NT4
NT3
NT2
Distribución
NT1
NT0
TOTAL
63.496
31.665
22.951
89.476
125.986
270.077
Tabla 37. Coste unitario del mantenimiento correctivo por demanda de diseño en cada
nivel de tensión
euros / GWh
Transporte
NT4
NT3
Distribución
NT2
NT1
NT0
435
360
278
1.399
599
De la misma forma, en lugar de potencia de uso, se obtiene la demanda de uso
(Tabla 38) y finalmente se obtendría la asignación del coste de mantenimiento
correctivo por nivel de tensión, y que se muestra en la Tabla 39.
Tabla 38. Coste unitario del mantenimiento correctivo por demanda de uso de cada
nivel de tensión
euros / GWh
Transporte
NT4
435
NT3
Distribución
NT2
NT1
NT0
703
738
2.606
1.208
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
74
Tabla 39. Coste asociado al mantenimiento correctivo por nivel de tensión
miles euros
NIVEL DE
TENSIÓN
ASIGNADO
Transporte
NT4
COSTE A REDISTRIBUIR
Distribución
NT3
NT2
NT1
COSTE
TOTAL
NT0
NT4
NT3
NT2
NT1
NT0
6.780
4.353
5.166
18.762
28.434
4.586
1.924
9.999
15.156
4.288
7.419
11.244
35.579
53.897
125.986
6.780
8.939
11.378
71.759
234.717
TOTAL
63.496
31.665
22.951
89.476
125.986
333.574
3.2.5. Descomposición de la operación por nivel de tensión
En este caso el procedimiento utilizado es idéntico al que se ha empleado para el
mantenimiento correctivo, con lo cual sólo se mostrarán los resultados. Así en la Tabla
40 se identifica el coste de operación asignado a cada nivel de tensión y se obtiene su
correspondiente coste unitario por demanda de diseño (Tabla 41). A partir de esta
información se obtiene el coste unitario por demanda de uso (Tabla 42) y finalmente el
coste de operación asociado a cada nivel de tensión se muestra en la Tabla 43.
Tabla 40. Coste de operación por nivel de tensión
miles euros
Transporte
NT4
NT3
50.797
25.332
NT2
Distribución
NT1
NT0
TOTAL
18.361
71.581
100.789
216.062
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
75
Tabla 41. Coste unitario por demanda de diseño en cada nivel de tensión
euros / GWh
Transporte
NT4
NT3
Distribución
NT2
NT1
NT0
348
288
222
1.119
479
Tabla 42. Coste unitario de operación por demanda de uso en cada nivel de tensión
euros / GWh
Transporte
NT4
NT3
Distribución
NT2
NT1
NT0
348
562
590
2.085
966
Tabla 43. Coste de operación por nivel de tensión
miles euros
NIVEL DE
TENSIÓN
ASIGNADO
Transporte
NT4
COSTE A REDISTRIBUIR
Distribución
NT3
NT2
NT1
NT0
COSTE
TOTAL
NT4
NT3
NT2
NT1
NT0
5.424
3.483
4.133
15.010
22.747
3.669
1.539
7.999
12.125
3.430
5.935
8.995
28.463
43.117
100.789
5.424
7.151
9.103
57.407
187.773
TOTAL
50.797
25.332
18.361
71.581
100.789
266.859
3.2.6. Reparto global asignado
En la Tabla 19 se mostró cuál era la descomposición del coste de transporte y
distribución, el cual, tras asignarlo al causante en cada uno de los niveles de tensión y
para cada uno de los conceptos que se han ido detallando en los apartados anteriores, se
puede agregar, obteniendo el reparto global que se ha asociado a cada nivel de tensión
(Ver Tabla 44).
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
76
Tabla 44. Reparto global del coste de transporte y distribución asociado a cada nivel de
tensión (miles euros)
NIVEL
DE
TENSIÓN
INVERSIÓN
Potencia
Punta
Pérdidas
EXPLOTACIÓN
Mantenimiento
Preventivo
Correctivo
Operación
TOTAL
NT4
21.120
4.893
8.152
6.780
5.424
46.370
NT3
33.862
7.537
13.426
8.939
7.151
70.916
NT2
49.701
13.179
20.136
11.378
9.103
103.496
NT1
316.634
72.704
134.799
71.759
57.407
653.303
NT0
1.225.071
256.741
557.349
234.717
187.773
2.461.652
3.2.7. Asignación de los costes de transporte y distribución al término de potencia
y término de energía
Dado que, como luego se desarrollará en el apartado 3.2.8, el reparto por período
horario puede depender en ocasiones de que se trate de un concepto que se asigne al
término de potencia o al término de energía, por eso se va a tratar de justificar la
asignación de cada uno de ellos.
•
Inversión asociada a la potencia en punta: Se asigna al término de potencia, dado
que las redes habrá que amortizarlas se consuma o no.
•
Inversión asociada a las pérdidas: Aunque la inversión ya está hecha, se puede
entender que si no se consumiera no existiría incentivo por las empresas
distribuidoras a reducirlas, y por lo tanto se considera que debe recuperarse con
los términos de energía.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
•
77
Mantenimiento preventivo: Se considera que se consuma o no, habrá que
realizarlo para mantener las redes en un correcto estado para cuando se consuma,
Por tanto se asigna al término de potencia.
•
Mantenimiento correctivo: Si no existe consumo no existe incentivo a reparar
averías, es decir, que a mayor consumo mayor urgencia en realizar las
reparaciones. Por eso se asigna al término de energía.
•
Operación: Este concepto dependerá directamente del consumo, por lo que se
asigna al término de energía.
3.2.8. Reparto por período horario
Este reparto se irá haciendo para cada uno de los conceptos por separado. En
función de que se haya asignado al término de potencia o término de energía puede
haber ciertas diferencias.
Así para la inversión asociada a la potencia en punta, se considerarán los
porcentajes definidos en la Tabla 20 para cada uno de los niveles de tensión, ya que se
asigna al término de potencia. En los niveles de tensión NT1 y NT0, dado que existen 2
y 3 tarifas respectivamente, habrá que usar algún criterio adicional para su reparto y
éste, dado que se está analizando el término de potencia, será la proporción de la
potencia total de esa tarifa respecto al total de ese nivel de tensión. Los resultados
finales se muestran en la Tabla 45.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
78
Tabla 45. Asignación de la inversión por potencia punta por período horario
Coste parcial del término de potencia (miles euros)
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
2
Periodo horario
3
4
5
6
TOTAL
10.560
16.931
24.850
106.812
72.106
388.936
25.959
643.490
4.224
6.772
9.940
42.725
20.602
111.124
0
2.112
3.386
4.970
21.362
10.301
55.562
2.112
3.386
4.970
21.362
1.056
1.693
2.485
10.681
1.056
1.693
2.485
10.681
21.120
33.862
49.701
213.625
103.009
555.622
25.959
643.490
1.289.645
195.388
97.694
31.831
15.915
15.915
1.646.389
Algo similar se hace para la inversión asociada a las pérdidas, pero en esta
ocasión se usan los porcentajes definidos en la Tabla 21 al ser recuperado por el término
de energía. En esta ocasión el nivel de tensión NTO con 2 períodos si que tendrá energía
en ambos, frente a la potencia que era única. Los resultados se muestran en la Tabla 46.
Tabla 46. Asignación de la inversión por pérdidas por período horario
Coste parcial del término de energía (miles euros)
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
2
Periodo horario
3
4
5
6
TOTAL
2.446
3.768
6.589
24.526
16.557
81.510
4.352
134.858
979
1.507
2.636
9.810
4.730
23.289
1.088
489
754
1.318
4.905
2.365
11.644
489
754
1.318
4.905
245
377
659
2.453
245
377
659
2.453
4.893
7.537
13.179
49.051
23.652
116.443
5.440
134.858
274.607
44.039
21.476
7.466
3.733
3.733
355.053
Para el mantenimiento preventivo se va a realizar un reparto proporcional a la
potencia que existe en cada nivel de tensión y para cada período horario (Ver Tabla 47).
Mientras que el mantenimiento correctivo y la operación se hará, de forma similar, pero
proporcionalmente a la demanda (Ver Tabla 48 y Tabla 49)
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
79
Tabla 47. Asignación del mantenimiento preventivo por período horario
Coste parcial del término de potencia (miles euros)
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
2
Periodo horario
3
4
5
6
TOTAL
1.564
2.179
3.309
14.452
14.287
82.096
11.810
292.758
1.341
2.179
3.431
14.452
14.783
85.343
0
1.313
2.218
3.431
15.483
14.783
85.343
1.313
2.218
3.420
15.520
1.240
2.218
3.406
15.520
1.380
2.413
3.138
15.520
8.152
13.426
20.136
90.946
43.854
252.782
11.810
292.758
422.454
121.529
122.572
22.472
22.383
22.451
733.862
Tabla 48. Asignación del mantenimiento correctivo por período horario
Coste parcial del término de energía (miles euros)
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
2
Periodo horario
3
4
5
6
TOTAL
312
441
671
3.018
3.922
14.339
9.349
141.004
443
757
1.161
4.957
11.385
38.091
12.151
364
585
805
3.530
6.531
19.782
651
1.036
1.354
5.636
742
1.139
1.595
6.948
4.269
4.982
5.793
25.832
6.780
8.939
11.378
49.922
21.837
72.213
21.500
141.004
173.055
68.945
31.596
8.676
10.425
40.876
333.574
Tabla 49. Asignación del coste de operación por período horario
Coste parcial del término de energía (miles euros)
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
2
Periodo horario
3
4
5
6
TOTAL
249
352
537
2.414
3.137
11.471
7.479
112.803
354
605
928
3.965
9.108
30.473
9.721
291
468
644
2.824
5.224
15.826
521
828
1.083
4.509
594
911
1.276
5.559
3.415
3.986
4.634
20.666
5.424
7.151
9.103
39.937
17.470
57.770
17.200
112.803
138.444
55.156
25.277
6.941
8.340
32.701
266.859
Finalmente, si se suman los costes que se han asignado al término de potencia y
los que se han asignado al término de energía se obtiene el coste total de transporte y
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
80
distribución distribuido entre los dos términos. Los resultados para el término de
potencia se muestran en la Tabla 50 y para el término de energía en la Tabla 51.
Tabla 50. Coste de transporte y distribución asignado al término de potencia
miles euros
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
Periodo horario
3
4
2
5
6
TOTAL
12.124
19.110
28.160
121.264
86.393
471.031
37.769
936.248
5.565
8.952
13.371
57.177
35.385
196.468
0
3.426
5.605
8.401
36.846
25.084
140.905
3.426
5.605
8.391
36.882
2.296
3.911
5.891
26.201
2.436
4.106
5.624
26.201
29.272
47.289
69.836
304.571
146.863
808.404
37.769
936.248
1.712.100
316.917
220.266
54.303
38.299
38.367
2.380.251
Tabla 51. Coste de transporte y distribución asignado al término de energía
miles euros
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
3.3.
1
2
Periodo horario
3
4
5
6
TOTAL
3.008
4.561
7.798
29.958
23.616
107.321
21.180
388.665
1.776
2.869
4.725
18.733
25.223
91.853
22.961
1.144
1.806
2.766
11.260
14.120
47.252
1.661
2.618
3.755
15.050
1.581
2.428
3.531
14.960
7.929
9.345
11.086
48.950
17.098
23.627
33.660
138.911
62.959
246.426
44.141
388.665
586.106
168.140
78.349
23.083
22.498
77.310
955.486
Descomposición del coste de Gestión Comercial
De acuerdo a lo comentado en el apartado 2.5.6 este coste se reparte
proporcionalmente al número de consumidores que hay en cada nivel de tensión (Tabla
14). El resultado se muestra en la Tabla 52.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
81
Tabla 52. Costes de gestión comercial por nivel de tensión
miles euros
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
Clientes
Número
%
TOTAL
Gestión Comercial
Miles euros
101
171
1.326
48.188
41.765
534.927
882.424
20.358.469
0,0005%
0,0008%
0,0061%
0,2204%
0,1910%
2,4462%
4,0353%
93,0998%
1
2
16
564
489
6.259
10.325
238.213
21.867.371
100%
255.869
En cuanto a su recuperación se hará por el término de potencia, si bien, y dado
que se ha de repartir por períodos horarios, se va a hacer proporcionalmente al consumo
que existe en cada nivel de tensión (Tabla 7), dado que parece ser un mejor índice que
la potencia al tener que ser esta última creciente (Tabla 53)
Tabla 53. Coste de operación asignado al término de potencia
miles euros
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
Periodo horario
3
4
2
5
0
0
1
34
88
1.243
10.325
238.213
0
0
2
56
255
3.302
0
0
0
1
40
146
1.715
0
0
2
64
249.904
3.614
1.902
66
6
0
0
2
78
TOTAL
1
1
8
292
0
81
302
1
2
16
564
489
6.259
10.325
238.213
255.869
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
3.4.
82
Descomposición de la Prima al Régimen Especial
La asignación de este coste se hace según se explicó en el apartado 2.5.7. Se
asigna toda al término de energía, y se hace proporcional a la demanda siempre y
cuando no aumente conforme aumenta el período horario. Los resultados se muestran en
la Tabla 54. Conviene aclarar que hay que prestar especial atención a que el total de los
costes sume lo que se le asignó en la Tabla 5, especialmente cuando haya que realizar
alguna corrección por lo antes comentado.
Tabla 54. Prima al Régimen Especial asignada al término de energía
miles euros
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
3.5.
1
2
Periodo horario
3
4
5
6
TOTAL
0
0
0
0
0
133.303
42.525
493.448
0
0
0
0
0
133.303
42.525
0
0
0
0
0
69.228
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
335.833
85.049
493.448
669.275
175.827
69.228
0
0
0
914.331
Descomposición del resto de costes
Para el reparto del resto de costes y de acuerdo a la metodología descrita en el
apartado 2.5.8 habrá que sumar los costes que se han descrito hasta ahora y obtener
posteriormente el porcentaje de cada uno de los elementos respecto del total,
considerando tanto el término de potencia como el de energía.
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
83
Tabla 55. Subtotal de costes asignados al término de potencia (miles euros)
miles euros
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
Periodo horario
3
4
2
5
6
TOTAL
12.124
19.110
28.161
121.298
86.481
472.274
48.094
1.174.461
5.565
8.952
13.373
57.233
35.640
199.769
0
3.426
5.605
8.402
36.885
25.230
142.620
3.426
5.605
8.392
36.946
2.296
3.912
5.893
26.279
2.437
4.107
5.631
26.493
29.273
47.291
69.852
305.134
147.352
814.663
48.094
1.174.461
1.962.004
320.531
222.168
54.369
38.380
38.668
2.636.120
Tabla 56. Subtotal de costes asignados al término de energía (miles euros)
miles euros
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
Periodo horario
3
4
2
5
6
TOTAL
3.008
4.561
7.798
29.958
23.616
240.623
63.704
882.113
1.776
2.869
4.725
18.733
25.223
225.156
65.485
1.144
1.806
2.766
11.260
14.120
116.481
1.661
2.618
3.755
15.050
1.581
2.428
3.531
14.960
7.929
9.345
11.086
48.950
17.098
23.627
33.660
138.911
62.959
582.260
129.190
882.113
1.255.381
343.967
147.577
23.083
22.498
77.310
1.869.817
Tabla 57. Subtotal de costes asignados al término de potencia (%)
%
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
Periodo horario
3
4
2
5
6
TOTAL
0,27%
0,42%
0,62%
2,69%
1,92%
10,48%
1,07%
26,06%
0,12%
0,20%
0,30%
1,27%
0,79%
4,43%
0,08%
0,12%
0,19%
0,82%
0,56%
3,17%
0,08%
0,12%
0,19%
0,82%
0,05%
0,09%
0,13%
0,58%
0,05%
0,09%
0,12%
0,59%
1%
1%
2%
7%
3%
18%
1%
26%
44%
7%
5%
1%
1%
1%
59%
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
84
Tabla 58. Subtotal de costes asignados al término de energía (%)
%
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
1
Periodo horario
3
4
2
5
6
TOTAL
0,07%
0,10%
0,17%
0,66%
0,52%
5,34%
1,41%
19,58%
0,04%
0,06%
0,10%
0,42%
0,56%
5,00%
1,45%
0,03%
0,04%
0,06%
0,25%
0,31%
2,59%
0,04%
0,06%
0,08%
0,33%
0,04%
0,05%
0,08%
0,33%
0,18%
0,21%
0,25%
1,09%
0%
1%
1%
3%
1%
13%
3%
20%
28%
8%
3%
1%
0%
2%
41%
TOTAL
Como se puede ver al obtener los porcentajes respecto del total, al término de
potencia se le está asignando el 59% (Tabla 57) y al término de energía el 41% (Tabla
58) del resto de los costes.
Con estos porcentajes, se reparte el coste que aún queda por asignar, y se
obtienen los resultados que se muestran en la Tabla 59 para el término de potencia y en
la Tabla 60 para el término de energía.
Tabla 59. Resto de costes asignados al término de potencia
miles euros
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
2
Periodo horario
3
4
3.547
5.591
8.239
35.489
25.302
138.176
14.071
343.620
1.628
2.619
3.912
16.745
10.427
58.448
1.002
1.640
2.458
10.792
7.382
41.727
1.002
1.640
2.455
10.809
672
1.144
1.724
7.689
713
1.202
1.648
7.751
8.565
13.836
20.437
89.275
43.112
238.351
14.071
343.620
574.037
93.780
65.001
15.907
11.229
11.313
771.267
1
5
6
TOTAL
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
85
Tabla 60. Resto de costes asignados al término de energía
miles euros
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
3.6.
1
Periodo horario
3
4
2
5
6
TOTAL
880
1.335
2.282
8.765
6.909
70.401
18.638
258.086
520
839
1.382
5.481
7.380
65.875
19.159
335
528
809
3.294
4.131
34.080
486
766
1.099
4.403
462
710
1.033
4.377
2.320
2.734
3.243
14.322
5.002
6.913
9.848
40.642
18.420
170.356
37.798
258.086
367.295
100.637
43.178
6.754
6.582
22.619
547.065
Tarifas de acceso propuestas
Dado que ya se tiene cada concepto de coste desglosado para cada nivel de
tensión y tarifa, cada período horario y separado entre el término de potencia y el
término de energía, sólo hay que sumar los distintos conceptos y obtener el total de
costes que hay que repartir en cada caso. Los resultados de la agregación se muestran en
la Tabla 61 para el término de potencia y en la Tabla 62 para el término de energía.
Tabla 61. Costes totales asignados al término de potencia
miles euros
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
2
Periodo horario
3
4
5
6
TOTAL
15.671
24.702
36.400
156.787
111.784
610.450
62.165
1.518.081
7.193
11.571
17.285
73.978
46.067
258.217
4.428
7.244
10.860
47.677
32.612
184.347
4.428
7.245
10.848
47.755
2.968
5.056
7.617
33.968
3.150
5.309
7.279
34.244
37.838
61.127
90.289
394.410
190.463
1.053.015
62.165
1.518.081
2.536.041
414.311
287.169
70.276
49.609
49.982
3.407.387
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
86
Tabla 62. Costes totales asignados al término de energía
miles euros
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
TOTAL
1
Periodo horario
3
4
2
5
6
TOTAL
3.887
5.896
10.079
38.723
30.525
311.024
82.343
1.140.198
2.295
3.709
6.107
24.213
32.603
291.031
84.645
1.478
2.335
3.576
14.554
18.252
150.560
2.147
3.384
4.854
19.453
2.043
3.138
4.563
19.337
10.249
12.079
14.329
63.272
22.100
30.540
43.508
179.553
81.380
752.615
166.988
1.140.198
1.622.676
444.603
190.755
29.837
29.081
99.930
2.416.882
Para obtener el término de potencia sólo hay que dividir el coste de la Tabla 61
entre la potencia de cada uno de los períodos (Tabla 8).
Tabla 63. Término de potencia de las tarifas de acceso
euros / kW año
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
1
3,4761
46,6384
18,8040
18,0065
12,9860
25,8819
18,3216
18,0490
2
1,8610
21,8465
8,6132
8,4961
5,1720
10,5313
Periodo horario
3
4
1,1694
13,4366
5,4117
5,1109
3,6614
7,5185
1,1694
13,4368
5,4219
5,1072
5
6
0,8304
9,3778
3,8236
3,6327
0,7917
9,0521
3,9650
3,6622
Para obtener el término de energía sólo hay que dividir el coste de la Tabla 62
entre la energía de cada uno de los períodos (Tabla 6).
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
87
Tabla 64. Término de energía de las tarifas de acceso
c euros / kWh
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
1
2
0,5422
0,9402
1,1075
1,5500
0,9403
5,6523
2,2953
2,1072
0,2253
0,3444
0,3882
0,5901
0,3460
1,9910
1,8152
Periodo horario
3
4
0,1768
0,2805
0,3278
0,4980
0,3376
1,9833
0,1434
0,2296
0,2645
0,4170
5
6
0,1197
0,1935
0,2110
0,3362
0,1044
0,1703
0,1825
0,2959
Es importante resaltar el término de potencia del NT3 que se ha obtenido, el cual
resulta excesivamente alto comparado con los otros niveles de tensión. La explicación
hay que buscarla en los datos utilizados. Así, mientras que el modelo de red empleado
fue calculado por la CNE a partir de información correspondiente al año 1999, los datos
de consumo y energía por nivel de tensión y período horario corresponden a
información de UNESA del año 2002. Entre ambas informaciones pueden existir
discrepancias.
Lo primero que hay que destacar es que mientras la CNE utilizó potencias
facturadas para obtener el modelo de red, la información que se ha utilizado de UNESA
corresponde con potencias contratadas (dado que era lo que se iba a necesitar para el
desarrollo de los cálculos realizados). Esta diferencia hace que sea muy difícil comparar
ambas informaciones para determinar si son similares o no.
Por otro lado, en la información de UNESA hay un dato que no parece razonable
y es la potencia contratada en el NT3, que es de 3.263 MW frente a una potencia
contratada de 11.778 MW y de 23.499 MW en los niveles de tensión NT2 y NT4
respectivamente, como se muestra en la Tabla 8. Esta información habría que analizarla
3. PROPUESTA DE TARIFAS DE ACCESO
88
en más detalle, pero en un primer análisis parece que existen algunos clientes del NT4
que deberían de estar en el NT3. En concreto puede que existan problemas con la
información asociada a los clientes acogidos a la tarifa 6.5.c según la legislación actual.
La tarifa 6.5 es la que se denomina de conexiones internacionales, dichos clientes son
en su mayoría del NT4 pero existen algunos, cada vez más, de otros niveles de tensión.
Hasta el año 2000 sólo se denominaba TAGA6, con la entrada del R.D.L. 6/2000 y la
posibilidad de acogerse a dicha tarifa de acceso a determinados consumidores
cualificados que cumplían una serie de requisitos se comenzó a distinguir entre
TAGA6R y TAGA6C, esta última hacía referencia a los nuevos consumidores
cualificados que se podían acoger. Con la entrada en vigor del R.D. 1164/2001 dichas
tarifas pasaron a denominarse 6.5.i y la 6.5.c respectivamente.
En la tarifa 6.5.c si que se distingue por nivel de tensión dicha información, pero
esto no es tan fácil de encontrar para los datos de años anteriores, que se corresponden
con la tarifa TAGA6C, es por ello que se ha identificado algún cliente mal reclasificado
en la información utilizada. Es decir que los clientes de dicha TAGA6C en caso de
duda, parece que se han incluido en el NT4 de la nueva tarifa 6.5.c.
Dado que se escapa del ámbito de esta tesis mejorar dicha información se ha
dejado de esta forma, si bien, se menciona para que se tenga en cuenta en caso de
rehacerse estos cálculos.
4. PROPUESTA DE TARIFAS
INTEGRALES
Siguiendo la metodología planteada en el apartado 2.6 se va a calcular la tarifa
integral que se debería aplicar. Conviene especificar que el objeto principal de esta tesis
son las tarifas de acceso, por ello no se ha puesto especial énfasis es este capítulo. Sin
embargo, es necesario para el resto de los capítulos de la tesis.
Las tarifas integrales se van a considerar como tarifas por defecto. Su
justificación vendrá dada por la necesidad de garantizar el suministro eléctrico a todos
los consumidores. Es por ello que deben tener un precio razonable, si bien también
deben de existir señales claras a la mayoría de los consumidores para que acudan al
mercado y no se queden en esta tarifa por defecto. Estos dos objetivos se conseguirán
mediante un precio de la energía ligeramente superior al que se estime para el año en
cuestión.
El precio de los distintos costes ya se ha descrito en el apartado anterior. Ahora
sólo queda añadir el precio de la energía que se estima incrementada en un porcentaje
para cada nivel de tensión, entendiendo que garantiza el objetivo de no ser un precio
demasiado alto y a su vez da una señal clara de la conveniencia de acudir al mercado
libre. A falta de un análisis más detallado se va a considerar un 20% para todos los
niveles de tensión. El superávit o déficit de ingresos se recuperaría el año siguiente
89
4. PROPUESTA DE TARIFAS INTEGRALES
90
como se ha descrito en el apartado 2.5.10, por lo tanto en el primer año no existiría
dicho concepto, y como ya se ha comentado su cuantificación sería a posteriori.
En cuanto al precio de la energía que se debe considerar hay que decir que la alta
sensibilidad de los precios del mercado de electricidad en España respecto a la
hidraudicidad, hace difícil usar un simple análisis de un histórico, ya que habría que
tratar de correlacionarlo con variables climáticas, pero esto se complica por la existencia
de un histórico con pocos años. Además son factores muy importantes a tener en cuenta
el precio del gas, el del petróleo, ...
Otro aspecto fundamental para poder asignar correctamente el precio de la
energía entre los distintos consumidores es conocer los perfiles de consumo horario, lo
cual es de gran importancia tanto para imputar el coste de generación como para asignar
el resto de los costes y, en definitiva, para establecer una metodología de tarifas
transparente y objetiva. Un mayor detalle se puede encontrar en el apartado 5.2.1, si
bien se escapa del alcance de este trabajo el obtener unas curvas de carga individuales
para cada consumidor o para la agregación de estos por nivel de tensión.
En los cálculos que finalmente se han realizado se ha usado el precio del pool
que se establecía en el expediente de tarifas del año 2002, es decir: 2’94 céntimos de
euro de precio medio de la energía, 0’12 céntimos de euro los servicios
complementarios y 0’48 céntimos de euro la garantía de potencia, incrementando en un
20% el precio medio de la energía y de los servicios complementarios. Adicionalmente
en cada nivel de tensión habrá que afectar al resultado por sus pérdidas correspondientes
y por la moratoria nuclear, que según la Ley del Sector Eléctrico también se asigna a
4. PROPUESTA DE TARIFAS INTEGRALES
91
dicha energía. Conviene aclarar cómo se obtiene el precio de la energía en cliente final
en función del precio medio del pool:
precio energía = [( pool + SSCC ) ∗ 20% + Gar.Pot ]∗ (1 +% pérdidas ) ∗ (1 + %moratoria )
Las pérdidas a considerar en cada nivel de tensión serán las que se definieron en
la Tabla 26, y el porcentaje de moratoria nuclear es 3’54%. Los resultados del precio
que se obtiene en cada nivel de tensión se muestran en la Tabla 65.
Tabla 65. Precio de la energía por nivel de tensión
c euros / kWh
Transporte
NT4
NT3
3,7210
3,7705
Distribución
NT2
NT1
3,8171
3,8827
NT0
4,1715
En principio, toda la energía se va a repercutir sobre el término de energía de la
tarifa integral, con lo cual el término de potencia de la tarifa de acceso y el de la tarifa
integral serán idénticos.
Con la metodología planteada, hay que notar que si el regulador decidiese
utilizar un porcentaje negativo, se favorecería que estuviesen en tarifa integral los
clientes con mayor consumo.
4. PROPUESTA DE TARIFAS INTEGRALES
92
Tabla 66. Término de potencia de las tarifas integrales
euros / kW año
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
1
3,4761
46,6384
18,8040
18,0065
12,9860
25,8819
18,3216
18,0490
2
1,8610
21,8465
8,6132
8,4961
5,1720
10,5313
Periodo horario
3
4
1,1694
13,4366
5,4117
5,1109
3,6614
7,5185
1,1694
13,4368
5,4219
5,1072
5
6
0,8304
9,3778
3,8236
3,6327
0,7917
9,0521
3,9650
3,6622
5
6
3,8407
3,9640
4,0281
4,2189
3,8254
3,9409
3,9996
4,1786
Tabla 67. Término de energía de las tarifas integrales
c euros / kWh
Nivel
Tensión
Número
Períodos
NT4
NT3
NT2
6
6
6
6
3
3
2
1
NT1
NT0
1
2
4,2632
4,7107
4,9246
5,4327
4,8230
9,8238
6,4668
6,2787
3,9464
4,1149
4,2053
4,4728
4,2286
6,1625
5,9867
Periodo horario
3
4
3,8978
4,0510
4,1449
4,3807
4,2203
6,1548
3,8644
4,0001
4,0815
4,2996
5. FLUJO DE CLIENTES
CUALIFICADOS ENTRE EL
MERCADO REGULADO Y EL
LIBRE
5.1.
Introducción
En cualquier sistema en el cual hay consumidores que pueden elegir estar en un
mercado u otro se pueden plantear problemas en la recuperación de los costes asignados
por el expendiente de tarifas de cada año. Este hecho se agrava al ser asignados los
distintos costes como un porcentaje sobre la facturación. Es por ello que para poder
recuperar los costes del servicio es necesario realizar un análisis de dónde debería estar
cada cliente.
En un sistema con una estructura tarifaria asimétrica, es decir que las redes que
paga un consumidor son distintas si se encuentra en tarifa integral o si se encuentra en
tarifa de acceso, el análisis de donde estará cada consumidor es de mayor importancia si
cabe. Al menos se debería de considerar el flujo de clientes bajo el precio con el que se
establece cada año el correspondiente expediente de tarifas, a pesar de que la situación
fija que se considere no será la que posteriormente ocurra cuando se modifiquen las
tarifas.
93
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
94
En cuanto al precio del pool que se debe considerar hay que decir que la alta
sensibilidad de los precios del mercado de electricidad en España respecto a la
hidraudicidad, unida a la práctica igualdad entre oferta y demanda [CNE_02] hace que
no se pueda usar un simple análisis de lo que ha ocurrido en un histórico, tanto menos
cuando dicho histórico aún no es lo suficientemente extenso.
El margen de la comercializadora así como sus costes operativos son unos
valores que difícilmente se pueden deducir dado que, al ser una actividad liberalizada,
las políticas comerciales que pueden seguir las empresas pueden ser muy variadas. Una
empresa puede ganar lo mismo con pocos clientes con gran margen y con muchos con
poco margen. El riesgo que se asume es distinto en cada caso y distinto del riesgo de
otros sectores. Así, si se tienen pocos clientes la falta de pago de uno de ellos puede ser
un grave problema, mientras que la gestión de muchos puede llegar a ser conflictiva.
Por otro lado para un cliente muy controlado es predecible y fácil comprar su energía,
mientras que si se tienen muchos hay que usar factores de simultaneidad. Y así se
podrían citar muchas más diferencias. Sin embargo, existe algo que sí se puede
considerar común, y es que un cliente para salirse tiene que tener alguna ventaja.
Las ventajas que puede obtener un cliente pueden ser de muchos tipos, pero si se
tiene en cuenta que no se puede considerar la calidad del servicio, que en cualquier caso
se la proporcionará la misma distribuidora, se reduce bastante el abanico de
posibilidades, y en lo que sigue sólo se va a considerar la ventaja económica (se han
descartado otras como las financieras). Así que se va a considerar que una
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
95
comercializadora conseguirá atraer la atención de un cliente cuando éste obtenga un
mejor precio, y esto se puede materializar de dos formas:
•
Porcentaje de descuento: Un consumidor se saldrá al mercado libre cuando el
descuento que consigue sobre su facturación sobrepase un porcentaje
determinado.
•
Ahorro total: Un consumidor se saldrá al mercado cuando el ahorro que consiga
en su facturación sobrepase una cantidad.
Estos dos criterios definidos no son excluyentes, sino complementarios. Es decir,
un gran consumidor que ahorre un porcentaje respecto a tarifa integral pequeño, pero
que tenga una facturación muy grande, puede tener una cantidad de ahorro que le haga
rentable salirse. En cambio, pueden existir pequeños consumidores con porcentajes de
ahorro grande pero cuyo importe global sea tan pequeño que no les interese salirse al
mercado libre.
Con cualquiera de los dos criterios se considerará que el margen de la
comercializadora para los clientes de alta tensión o con consumo superior a 1 GWh
deberá estar incluido en esas cantidades, por lo cual no se le va a considerar ningún
coste adicional. En la baja tensión con consumo inferior a 1 GWh, sí que habrá que
considerar algún importe en concepto de los costes operativos de la comercializora, ya
que el margen que existirá siempre será menor que en alta tensión, al manejarse
volúmenes de energía muy inferiores.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
5.2.
96
Caracterización de los consumidores
5.2.1. Antecedentes
Un aspecto fundamental para poder simular el flujo de clientes entre el mercado
liberalizado y el regulado es disponer de las características de consumo de los distintos
clientes.
Sin embargo, no es este aspecto el que primero se debe plantear, sino que hay
que analizar cuál debe ser la metodología a seguir. En este sentido, se pueden encontrar
los siguientes métodos por orden de complejidad:
•
Analizar todos los clientes: Este sería el procedimiento más exacto, ya que si se
conocen todas las características asociadas a cada uno de los clientes se puede
simular perfectamente su comportamiento en cada uno de los mercados.
•
Analizar una muestra de los clientes: Dado que quizá no se disponga de todos
los clientes, si se considera una muestra representativa, las conclusiones que se
extraigan pueden ser bastante similares a las de analizar todos los clientes.
•
Análisis de distribuciones de frecuencias que caractericen a los clientes:
Cualquier muestra para que sea representativa requiere un volumen de
información importante, lo cual suele presentar problemas operativos y de
funcionamiento de las herramientas que habitualmente se emplean en los
distintos análisis. Se puede segmentar al mercado y analizar cada uno de los
segmentos hasta que se consiga caracterizar mediante una distribución de
frecuencias.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
•
97
Análisis de clientes medios: En este caso la recopilación de la información suele
ser más fácil que en el resto, pero los resultados pueden no ajustarse a la
realidad.
Una vez que se han explicado las características fundamentales de los distintos
métodos, se debe indicar que en un mercado maduro y sin posibilidad de elegir entre
dos situaciones, se podría considerar un análisis con datos de clientes medios. Sin
embargo, cuando existe posibilidad de elección este análisis debe ser descartado.
En el caso de un mercado maduro, con una experiencia de varios años en la
posibilidad de elección de los distintos consumidores, se puede plantear la posibilidad
de segmentar el mercado en distintos intervalos acordes a la experiencia de que tengan
un comportamiento similar a la hora de elegir un mercado u otro. Una vez segmentado
el mercado, se pueden caracterizar las distintas tarifas con una distribución de
frecuencias que posibilite realizar análisis rápidos de lo que podría ocurrir al variar
algún parámetro. Sin embargo, cualquier distribución de frecuencias tiene en los
extremos sus mayores errores, y no se puede precisar lo que ocurrirá. Por este motivo,
se va a descartar esta metodología de momento, dado que aún no ha tenido lugar la
liberalización (año 2003), y por tanto no se podrían extraer unas conclusiones
adecuadas.
Como consecuencia de lo anterior, y ante las dificultades de utilizar todos los
clientes, en este análisis se considera una muestra de cada nivel de tensión que se
entiende representativa de todo el sistema.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
98
Una vez definido el procedimiento que se va a considerar el siguiente aspecto es
que información estará disponible, lo que se describe en el apartado 5.2.2.
Pero no sólo es importante indicar el número de clientes a analizar, sino también
conocer los perfiles de demanda de los consumidores. Esto es de vital importancia tanto
para los costes de generación como para los de red (en la metodología empleada en el
apartado 2.5.4, para este análisis se referenció a la Metodología de la CNE [CNE_01b]).
La CNE ya indicó el problema existente en cuanto a la disponibilidad actual de
información que, al estar agregada por tarifa, condiciona la caracterización de grupos de
consumidores y, por tanto, la forma de generar las curvas de carga. Lo que se intenta
con estas curvas es distribuir el consumo de un período entre el número de horas de
dicho período.
Los principales proyectos que han sido ejecutados para elaborar las curvas de
carga son:
•
Curvas de carga de la Oficina de Compensaciones de la Energía Eléctrica
(OFICO)[OFICO93]: Fueron las primeras curvas de carga que se elaboraron y se
basaban en la información suministrada por las empresas para realizar las
compensaciones al mercado, con el objetivo de calcular el coste de cada una de
las tarifas y por agrupación de éstas obtener la curva de carga por nivel de
tensión. Estas curvas de carga se centraban en grandes clientes.
•
Proyecto INDEL [INDEL98]: Este proyecto surgió en 1988 y fue dirigido por
REE con el objetivo de analizar la evolución de la demanda eléctrica tanto a
nivel global como por segmentos de uso de la electricidad. Su elaboración
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
99
continuó hasta 1997 y permitió estimar la demanda del sistema en cualquier hora
mediante el consumo de estos segementos de consumidores, que representaban
el 51% de la potencia máxima demandada al sistema.
•
Curvas de carga de UNESA [CNE_01b]: UNESA construyó sus propias curvas
de carga de tarifas integrales, como parte de un estudio más general para
establecer una nueva estructura tarifaria.
•
Curvas de carga de la CNE [CNE_01b]: La CNE en su Propuesta final de
metodología para establecer tarifa de acceso a redes eléctricas recopiló la
información que antes se ha citado, y junto con la base de datos de liquidaciones
(SILAR, CNE) suministrada por las empresas para llevar a cabo el proceso de
liquidaciones, y las curva de carga horaria disponible de los consumidores
residenciales que le facilitó REE ha construido sus propias curvas de carga para
los consumidores que se encontraban en tarifa integral. Por otra parte, el
Operador del Sistema les proporcionó las curvas de carga horaria de aquellos
clientes que acudieron al mercado durante 1999, lo que permitió realizar cierto
nivel de comparación entre colectivos de consumidores con características
similares.
Finalmente indicar que el marco regulatorio actual, y como ya se ha comentado
en varias ocasiones la posibilidad de que un consumidor elija el mercado que más le
interese, acentúa las dificultades de la caracterización de las curvas horarias de los
clientes.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
100
Otra fuente de información que se publica con cierta regularidad es el informe de
la CNE sobre el consumo eléctrico [CNE_02], y del cual también se ha extraído
información de la potencia del sistema.
5.2.2. Información utilizada
La información que finalmente se ha utilizado es una muestra del total de
clientes que existen y que se considerará representativa 6, tanto en número de clientes
(Tabla 68), como en el consumo que representa dentro de cada nivel de tensión respecto
al total peninsular (Tabla 69). Los datos corresponden al año 2001.
Tabla 68. Número de clientes considerado en el análisis de salida de clientes
% de la muestra respecto al total peninsular
Transporte
NT4
NT3
Distribución
NT2
NT1
NT0
37%
36%
20%
2%
21%
Tabla 69. Consumo de los clientes considerados en el análisis de salida de clientes
% de la muestra respecto al total peninsular
Transporte
NT4
34%
NT3
Distribución
NT2
NT1
NT0
46%
42%
6%
38%
En cuanto a la información que se ha utilizado de cada uno de estos clientes, es:
6
•
Nivel de tensión
•
Tarifa a la que se encuentra acogido
Al ser información confidencial sólo se exponen las características agrupadas, pero no se puede entrar
en un mayor detalle.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
•
101
Tarifa a la que se acogería si acudiera al mercado libre o a la que volvería en
tarifa integral si ya se encuentra en él
•
Potencia contratada en cada período horario
•
Energía consumida en cada período horario
•
Descuentos que tiene sobre su facturación en el caso de que se encuentre en
tarifa integral
•
Potencia facturada equivalente en tarifa integral (sería la división de la
facturación por el término de potencia entre el término de potencia según el R.D.
1483/2001
Los resultados que se obtienen en todos los casos serán extrapolados al total
peninsular.
5.2.3. Criterios de salida
En el aparado 5.1 ya se ha hecho referencia al porcentaje de descuento y al
ahorro total. En concreto, el porcentaje de descuento se considera que es el descuento
que un cliente va a percibir sobre la facturación que tendría en la otra tarifa, es decir,
que se tiene que considerar tanto para acudir al mercado libre, como para volver al
mercado regulado si se dan las condiciones apropiadas. Ahora bien, mientras que un
cliente se saldrá cuando considere que le interesa, ello le puede acarrear unos gastos de
equipos, de adaptación a los nuevos períodos horarios, ... que le provocarán cierta
inercia a no volver a tarifa integral con la misma facilidad que con la que se salió. Para
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
102
el ahorro total, el ahorro que consigue el consumidor a final de año, ocurre lo mismo
que para el caso del porcentaje en cuanto a la inercia.
En concreto, para el año 2002 en el cual aún no se ha liberalizado
completamente la baja tensión se van a considerar como valores base los siguientes:
•
Para acudir al mercado libre:
Ä Porcentaje de descuento:
Ä Ahorro total:
•
10 %
6.010 euros año
Para regresar al mercado regulado:
Ä Porcentaje de descuento:
Ä Ahorro total:
20 %
12.020 euros año
Así que un cliente se saldrá o regresará si se cumple alguno de los dos criterios.
La referencia a la baja tensión es porque en ese caso sí será necesario hacer algunas
matizaciones, dado que el ahorro que se conseguirá siempre será de una cuantía inferior
a la utilizada.
Según comentarios de las empresas comercializadoras, las ofertas que se le
harán a los clientes domésticos en el 2003 serán un porcentaje de descuento sobre la
facturación que tenía dicho cliente en la tarifa 2.0, es por ello que el porcentaje será el
criterio fundamental, y se reducirá a la mitad del antes comentado. El ahorro total para
estos clientes cambiará su consideración por el de ahorro mínimo para salirse, que en
principio se establecerá en 60 euros/año. Esta reducción de porcentaje de descuento irá
acompañado de una consideración de costes operativos para la comercializadora que
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
103
variará según la tarifa a la que esté acogido el cliente. Se considerarán 60 céntimos de
euro/kWh para los clientes acogidos a la tarifa 2.0.
En cuanto a las tarifas industriales de baja tensión los criterios a emplear serán
intermedios, en ese sentido se considerará que el criterio básico de salida será el
porcentaje de descuento. Este criterio marcará o identificará a los clientes que son
susceptibles de salir, pero dado que estas tarifas presentan una gran heterogeneidad en
cuanto a los consumidores que se incluyen, se va a considerar que saldrán espaciados a
lo largo del tiempo en función del ahorro total que consigan, es decir, que saldrán
primero los que más se ahorren, y así sucesivamente. Para los clientes acogidos a la
tarifa 3.0 se considerarán 20 céntimos de euro/kWh para las comercializadoras.
5.3.
Herramienta desarrollada
Tal y como se ha comentado en el apartado 5.2.1 el principal problema que
existe a la hora de utilizar la metodología que se ha planteado es el volumen de
información. No obstante, y tras la experiencia que se ha acumulado en el manejo de
datos, conviene citar que no conviene olvidar los siguientes aspectos:
•
Obtener información representativa: La información que se utilice debe
representar un porcentaje relativo considerable, y si esto no fuera posible que al
menos sus características medias representen el total.
•
Validar la información utilizada: Un aspecto clave es poder contrastar la
información que se utiliza con datos agregados que merezcan mayor fiabilidad
que los desglosados.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
•
104
Procesar la información de forma ágil: La información de entrada y los
resultados que se obtengan tienen que estar en unos formatos simples y fáciles
de entender.
Estos aspectos que se han detallado podrían considerarse similares a muchos
otros análisis, sin embargo en esta ocasión merecen una especial mención a la hora de
tratar esta información desde el punto de vista informático.
Para poder procesar la información de una forma ágil y con flexibilidad se ha
empleado Microsoft Access y los análisis se han realizado mediante programación en
Visual Basic para Aplicaciones, de forma que los datos (más de 900 GBytes) se
encontraban en diferentes tablas vinculadas con la base de datos principal.
En la base de datos principal existe una interfaz que permite ir controlando el
proceso (Ver Figura 4)
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
105
Figura 4. Interfaz general de la base de datos principal
Inicialmente existe un módulo de baja tensión que analiza lo que le ocurre a la
tarifa 2.0, 3.0 y 4.0. En cuanto a la tarifa 2.0 para poderla tratar se dividió en dos
bloques. En esta ocasión lo que se obtiene son unas tablas con los clientes susceptibles
de salir por el criterio de porcentaje de descuento, y que contienen la información
asociada a dichos clientes que posteriormente se necesitará (Figura 5).
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
106
Figura 5. Interfaz específica para la baja tensión
Conforme se va ejecutando cada una de las tarifas, el programa realiza una serie
de preguntas y entre ellas si se quiere modificar el precio de la energía (Figura 6),
adicionamente muestra el resto de parámetros considerados para dicha tarifa.
Figura 6. Interfaz para la modificación del precio de la energía
También permite elegir la opción de considerar un precio medio para cada tarifa
o considerar desglosado el término de potencia y el término de energía (Figura 7) y en
su caso pide cada uno de los conceptos (Figura 8). Con la metodología expuesta resulta
evidente que la opción de considerar por separado el término de potencia y el de energía
es mejor que la de considerar un precio medio, sin embargo se permite la opción de
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
107
considerar un precio medio porque en ocasiones es la información que inicialmente se
tiene.
Figura 7. Interfaz para seleccionar la opción de precio medio o no
Figura 8. Interfaz para modificar el término de potencia considerado
Finalmente se pregunta si se desea modificar el margen de salida del 5% para la
baja tensión (10% para la alta tensión), tal y como se muestra en la Figura 9.
Figura 9. Interfaz para modificar el margen o porcentaje de descuento a considerar
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
108
Posteriormente existe un módulo general, que se llama de Alta Tensión porque
realiza el análisis individualizado de los clientes de la muestra de alta tensión que se
encuentran en otra base de datos externa.
Una vez terminado el análisis de la alta tensión, el mismo módulo incorpora los
resultados de la baja tensión que quedaron almacenados en unas tablas en la misma base
de datos y genera una salida en un fichero de Microsoft Excel con la información
desglosada tanto por nivel de tensión como por consumo medio de los clientes
implicados. Este módulo es el que, conforme incorpora los clientes de baja tensión,
procede a la ordenación de la salida de clientes en el tiempo, de forma que para la alta
tensión al considerarla como un “mercado maduro” los movimientos que se producen
serán inmediatos, es decir, ante una bajada o subida del precio de la energía, o una
modificación de las tarifas, los clientes de alta tensión tienen suficiente experiencia
como para modificar su criterio inmediato. En cambio el programa ordena la baja
tensión, de forma que saldrán en 3 años en función del ahorro que se consiga (siempre y
cuando el volumen de clientes que salen en una tarifa sea significativo respecto al total
de dicha tarifa, si no saldrán todos el primer año).
Dado que se utilizan muestras, lo que el Modelo realiza es la extrapolación de
los datos al total del sistema tarifa a tarifa. Es decir, que una vez que se han analizado
todos los clientes de la muestra en una tarifa se considera que el comportamiento del
resto es similar.
Conviene hacer notar que la información de la que se alimenta el modelo es del
año 2001, y realiza una simulación que le permite ir hasta 6 años en adelante. Los
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
109
resultados que se muestran tendrán el formato que se muestra en la Figura 10 para el
caso del desglose por nivel de tensión y se muestra la opción del desglose por consumo
(coincide con los distintos tramos de liberalización que han existido).
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
Figura 10. Formato de los resultados del modelo
110
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
111
Los resultados que se obtienen son el número de clientes, su consumo, su
facturación y por consiguiente el precio medio para la tarifa integral y la tarifa de
acceso. También muestra el total de ambos mercados y en este caso adicionalmente la
energía en barras de central y sus correspondientes pérdidas. Finalmente muestra el
porcentaje de salida de clientes medio del año y el porcentaje de energía media del año.
Esta información se muestra para cada uno de los niveles de tensión que se han definido
en esta metodología o del nivel de consumo asociado con el proceso de liberalización.
En la Figura 10, como se refiere al año 2002, aún no todos los consumidores son
elegibles, por tanto serán elegibles los de alta tensión y, de baja tensión, aquellos que
consumen más de 1 GWh. A partir del 2003 lo serán todos, pero el formato será el
mismo, sólo que en lugar de CLIENTES NO ELEGIBLES se referirá a la Baja Tensión
que se liberaliza en el año 2003.
Conviene resaltar que se han extraído una serie de consumidores para este
análisis por considerarlos especiales y que se han introducido en el apartado de OTROS
CLIENTES. En concreto, en la tarifa integral estarían introducidos los correspondientes
a Empleados, Concesiones Administrativas y Consumos propios y en tarifa de acceso el
Peaje del Trasvase Tajo Segura.
En cuanto a las interconexiones hay que diferenciar las que según la normativa
vigente son Peajes por interconexiones internacionales, las cuales han sido
recientemente abolidas, pero que en cualquier caso no entran en nuestro análisis y las
que corresponden a los grandes consumidores que se acogieron por R.D.L. 6/2000, los
cuales si son tenidos en cuenta en el análisis.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
112
Como en el año 2002 se incorporan unas tarifas nuevas, con los cambios en el
comportamiento de los consumidores, cualquier comparación con los datos del 2001
sería incoherente en ese sentido, es por ello que en esta ocasión el modelo también
realiza la refacturación del 2001 con los mismos criterios que para el año 2002 para
poder comparar correctamente ambos años.
En cuanto a las curvas de carga de los clientes seleccionados no ha sido posible
obtenerlas individualizadas, y antes de considerar curvas medias u otras adaptaciones se
ha preferido utilizar los siguientes criterios:
•
Tarifa integral actual: Se tiene perfectamente caracterizado a cada cliente por su
potencia facturada equivalente (facturación del término de potencia entre el
precio del término de potencia), el porcentaje de consumo en cada período y su
porcentaje de descuento sobre el término básico de facturación (facturación del
término de potencia más la facturación del término de energía).
•
Tarifas de acceso y propuesta de tarifas integrales: Dado que no se tiene más
información se considerará que se conserva tanto la potencia contratada en cada
período (si bien introduciendo la necesidad de potencias crecientes si fuera
necesario) y que se mantienen los porcentajes de consumo por períodos horarios
que existían antes.
En cuanto a las simplificaciones realizadas hay que mencionar dos aspectos: en
primer lugar, para aquellos consumidores que ya están en tarifa de acceso si no se ha
podido extraer su información de cuando estaban en tarifa integral habrá que aplicarles
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
113
las características medias de dicha tarifa; por otro lado, se supone que los períodos
horarios de las tarifas de acceso y las tarifas integrales son coincidentes.
En cuanto al primer aspecto comentado y dado que ocurre en pocas ocasiones se
da por válido, además en cualquier caso se aplica la característica media de su tarifa,
con lo cual no caben esperar muchas diferencias.
En cuanto al segundo aspecto, sí podría suponer una error considerable, por ello
se ha recurrido a analizar los clientes que ya se han adaptado a la nueva estructura de
tarifas y se han corregido los porcentajes asignados a cada período por unos factores
correctores. Esto se ha logrado calibrando el modelo con lo que estaba ocurriendo a
septiembre de 2002 a partir de información proporcionada por UNESA para cada uno
de los grupos tarifarios. Es decir que estos factores correctores se han calculado viendo
la diferencia que se obtenía para cada una de las tarifas de acceso según el R.D.
1164/2001 y por un proceso reiterativo se han ido obteniendo dichos coeficientes. Es
por ello que si bien no tienen ningún fundamento teórico sí que definen perfectamente
el comportamiento de dichos consumidores. Esta calibración se ha tenido que realizar
considerando las actuales tarifas integrales y tarifas de acceso, pero dado que en la
metodología propuesta se consideran los mismos períodos horarios resultará que la
calibración será la misma.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
5.4.
114
Resultados
5.4.1. Tarifas actuales (R.D. 1483/2001)
Como se ha visto en la descripción de la herramienta utilizada, ha sido necesaria
su calibración con las actuales tarifas, tanto integrales como de acceso, es por ello que el
primer análisis que se va a realizar se hace con las actuales tarifas, y con la mejor
previsión de precio medio que se tenía en septiembre de 2002 para el cierre del año
(4,516 céntimos de euro), dado que es el que se usó para la calibración. En la Tabla 70
se muestran los resultados de ejecutar el modelo para el año 2002 por nivel de tensión
con el precio del pool mejorado, y el equivalente pero por nivel de consumo en la Tabla
71.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
Tabla 70. Resultados por nivel de tensión con tarifas actuales y precio medio de la energía mejorado
por nivel de
actuales y precio
mejorado
115
Tabla 70. Resultados
tensión con tarifas
medio de la energía
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
Tabla 71. Resultados por nivel de consumo con tarifas actuales y precio medio de la energía mejorado. Año 2002
por nivel de
actuales y precio
mejorado. Año
116
Tabla 71. Resultados
consumo con tarifas
medio de la energía
2002
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
117
Para realizar la calibración y para poder realizar cierto tipo de comparaciones se
refacturó el año 2001 con los mismos criterios. En la Tabla 72 se muestran los
resultados correspondientes a dicho año por nivel de tensión, y en la Tabla 73 por nivel
de consumo.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
Tabla 72. Resultados por nivel de tensión con tarifas actuales. Año 2001
Tabla 72.
de tensión con
2001
118
Resultados por nivel
tarifas actuales. Año
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
Tabla 73. Resultados por nivel de consumo con tarifas actuales. Año 2001
por nivel de
actuales. Año
119
Tabla 73. Resultados
consumo con tarifas
2001
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
120
Una vez que se han visto los resultados usados para la calibración tanto del
2002, como la base para la comprobación del año 2001, se muestran los resultados que
se hubieran obtenido si se hubiera considerado el precio de la energía que se utilizó en
la información del Ministerio que acompaña la propuesta del R.D. 1164/2001 (3,06
céntimos de euro). Los resultados se muestran en la Tabla 74 por nivel de tensión y
Tabla 75 por nivel de consumo.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
Tabla 74. Resultados por nivel de tensión con tarifas actuales y precio medio de la energía teórico. Año 2002
por nivel de
actuales y precio
teórico. Año 2002
121
Tabla 74. Resultados
tensión con tarifas
medio de la energía
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
Tabla 75. Resultados por nivel de consumo con tarifas actuales y precio medio de la energía teórico. Año 2002
por nivel de
actuales y precio
teórico. Año 2002
122
Tabla 75. Resultados
consumo con tarifas
medio de la energía
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
123
Si a los ingresos regulados que se han mostrado se les añade el precio de la
energía de los clientes que han acudido al mercado en cada caso se obtiene el precio
medio del kWh que se muestra a continuación:
•
Año 2001 refacturado según la estructura de tarifas del R.D. 1164/2001:
7,03 c€/kWh
•
Año 2002 con el precio medio del pool mejorado (4,516 c€/kWh):
7,21 c€/kWh
•
Año 2002 con el precio medio teórico (3,54 c€/kWh):
6,74 c€/kWh
Y para que sirva como base de comparación se exponen los precios medios que
se consideran en el expediente de tarifas del Ministerio de Economía del año 2002:
•
Año 2001 según Ministerio:
6,79 c€/kWh
•
Año 2002 según Ministerio:
6,81 c€/kWh
Con los resultados obtenidos hasta el momento se puede ver que con la
metodología actual las tarifas suponen un incremento de un 0,32% del año 2002 frente
al año 2001. Si se hubiera considerado el flujo de clientes y al mismo tiempo el cambio
de la estructura de tarifas de acceso que hubo (pero manteniendo el precio medio que se
consideró) hubiera resultado un incremento del –0,74%, pero si se compara con
respecto a los datos del 2001 refacturados con las tarifas de acceso el déficit se acentúa
y el precio medio se incrementa en –4,13%. Es decir, que la salida de clientes durante
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
124
dicho año habría que haberla cuantificado como una reducción del precio medio sobre
el previsto del 4,45%.
No obstante, como en la realidad el precio de la energía ha sido muy superior, la
salida de clientes se ha reducido notablemente (ha habido clientes que han vuelto a la
tarifa integral) y el precio medio del 2002 se estima que tendría un incremento del
2,56% respecto al año 2001.
La diferencia entre 6,79 céntimos de euro y 7,03 céntimos de euro
correspondiente al año 2001 según las antiguas tarifas y con las nueva estructura
respectivamente, no debe de entenderse como que con las nuevas tarifas de acceso se
incrementa la facturación dado que se desconoce el precio de la energía con el que se
obtuvieron los resultados del expediente de tarifas del año 2001 y para tratar de obtener
una conclusión en este sentido habría que considerarlo.
A partir de información proporcionada por UNESA y la CNE sobre los ingresos
regulados y considerando un precio medio de la energía para el año 2001 de 3,90 c€ (sin
incluir los SSCC ni la GP) se obtiene un precio medio para dicho año de 6,95 c€, el cual
difiere notablemente de la previsión de 6,79 c€ y es muy similar a 7,03 c€.
Una vez realizada la calibración y comparando con las antiguas tarifas, se
muestra en la Tabla 76 la previsión con el precio para el 2003 de 3,26 céntimos de euro
por nivel de tensión y en la Tabla 77 por nivel de consumo. En cuanto a las tarifas se
considera que se mantienen las del año 2002.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
Tabla 76. Resultados por nivel de tensión con tarifas actuales y precio medio de la energía mejorado. Año 2003
por nivel de
actuales y precio
mejorado. Año
125
Tabla 76. Resultados
tensión con tarifas
medio de la energía
2003
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
Tabla 77. Resultados por nivel de consumo con tarifas actuales y precio medio de la energía mejorado. Año 2003
por nivel de
actuales y precio
mejorado. Año
126
Tabla 77. Resultados
consumo con tarifas
medio de la energía
2003
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
127
5.4.2. Tarifas de acceso propuestas frente a tarifas integrales actuales
Aunque no sea el objeto de esta propuesta el definir únicamente una tarifa de
acceso, a continuación se muestra el análisis comparando la tarifa integral actual con la
tarifa de acceso que se ha propuesto. Evidentemente para el año 2002 se considera la
mejor previsión que se tenía en septiembre de 2002.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
Tabla 78. Resultados por nivel de tensión con tarifas de acceso propuesta y precio medio de la energía mejorado. Año 2002
por nivel de
acceso propuesta y
energía mejorado.
128
Tabla 78. Resultados
tensión con tarifas de
precio medio de la
Año 2002
por nivel de
de acceso
medio de la
Año 2002
Tabla 79. Resultados por nivel de consumo con tarifas de acceso propuesta y precio medio de la energía mejorado. Año 2002
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
129
Tabla 79. Resultados
consumo con tarifas
propuesta y precio
energía mejorado.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
130
Como se puede observar, con las tarifas propuestas la salida de clientes se
incrementa notablemente pasando al 65,1% frente al 41,7% en alta tensión, y a un
53,5% de la energía frente a un 53,2%. Pero lo que es mucho más interesante en esta
ocasión es realizar un análisis para cada uno de los niveles de tensión.
El aspecto más significativo es cómo se incrementa la salida de los clientes en el
nivel AT4 (>145 kV) y la reducción de su precio casi al 25%. Esto hace que se plantee
la desaparición de la tarifa especial ligada a las Conexiones Internacionales y así en la
Tabla 78 los resultados se corresponden con haber hecho desaparecer dichas tarifas.
En los niveles de alta tensión intermedios se reduce el número de clientes que
ejercen su condición casi a la mitad, saliendo únicamente los consumidores con
consumos pequeños, y por ello su precio medio se reduce bastante. Parece evidente que
habría que realizar un análisis en profundidad de este colectivo, pero conviene resaltar
los problemas encontrados para la calibración del Modelo y en el mismo sentido indicar
que entre los problemas encontrados durante el año 2001 para obtener la información de
los distintos clientes han existido problemas con los clientes acogidos a la tarifa 6.5.c, la
cual se desglosa por niveles de tensión. Pues bien, a la fecha en que se calibró el modelo
esa asignación había que validarla para comprobar que todas las empresas han hecho
una correcta asignación y facturación de estos clientes ya que, si no, puede influir en
este tipo de aspectos. Por ello, a expensas de una nueva calibración con los datos de los
consumidores reales del 2001, no se profundiza más en este aspecto.
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
131
En el NT1 (1 – 36 kV) se aumenta ligeramente el número de consumidores, pero
lo hace en mayor cuantía el porcentaje de energía, lo cual se puede explicar por una
salida de los clientes distinta de la actual.
El precio medio final es de 5,75 frente a 5,64 céntimos de euro considerando
sólo los ingresos liquidables, aunque si se incluye el precio de la energía de los clientes
a tarifa de acceso sería de 7,21 frente a 7,00 céntimos de euro, lo que supone una
reducción del 1,5% y que se produce fundamentalmente en el NT1 (1-36 kV)
Finalmente se incluyen los datos correspondientes al año 2003 por nivel de
tensión (Tabla 80) y nivel de consumo (Tabla 81).
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
Tabla 80. Resultados por nivel de tensión con tarifas de acceso propuesta. Año 2003
por nivel de
acceso propuesta.
132
Tabla 80. Resultados
tensión con tarifas de
Año 2003
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
133
Tabla 81. Resultados
consumo con tarifas
propuesta. Año 2003
Tabla 81. Resultados por nivel de consumo con tarifas de acceso propuesta. Año 2003
por nivel de
de acceso
5. FLUJO DE CLIENTES CUALIFICADOS ENTRE EL MERCADO REGULADO Y EL LIBRE
134
5.4.3. Tarifas propuestas
Con las tarifas propuestas, desaparece la necesidad de hacer este tipo de análisis
dado que el único factor que debe influir es el precio de la energía (sin olvidar los
criterios de los consumidores), y como se ha considerado que debe ser un 20% superior
a la previsión lo que se debe hacer es al año siguiente, y con los datos reales de todos
los consumidores que se han quedado en tarifa integral calcular la diferencia de
facturación respecto de los que estén en tarifa de acceso y dicha diferencia se corregiría
el año siguiente.
Adquiere una gran relevancia la correcta previsión del precio de la energía, para
lo cual sería necesario realizar un modelo que lo calcule. El incremento que sobre dicho
precio medio se debe considerar para cada tarifa se puede dejar a criterio del regulador,
el cual impondrá un precio máximo que se entienda razonable, y que con la experiencia
de los distintos años se vaya corrigiendo.
Con estas tarifas evidentemente se garantiza la recuperación de todos los costes
al año siguiente.
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
6.1.
Introducción
La finalidad es variar las características de los consumidores para determinar
diferentes escenarios de salida de clientes, de forma que se puedan identificar aquellas
variables más sensibles y que requieran un análisis en detalle.
De acuerdo a la experiencia que se ha obtenido en la calibración del modelo, el
análisis se va a centrar en tres aspectos. En primer lugar se va analizar cómo influye la
variación del precio de la energía en la salida de clientes, posteriormente se va a analizar
cómo influye especialmente en la baja tensión el porcentaje de descuento que se
considere y finalmente el ahorro mínimo que un cliente debe tener para poder salirse al
mercado libre.
Algunas de las comparaciones se harán con el modelo que se ha descrito y
aplicado en el apartado 5. No obstante también se van a utilizar para el análisis en baja
tensión dos modelos simplificados que permiten hacer los análisis de una forma más
rápida.
135
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
6.2.
136
Modelo simplificado para la tarifa 2.0/2.0.A
El análisis de la tarifa 2.0 es muy simple, ya que la simulación de la facturación
en tarifa integral es tan simple como conocer la potencia contratada y la energía
consumida por cada cliente (se asemeja potencia contratada a facturada, lo cual aunque
no exacto es una buena aproximación). En tarifa de acceso es más fácil si cabe.
Es por ello que la dificultad sólo estriba en poder segmentar el mercado de
forma que los resultados sean lo más parecidos posible a la consideración de todos los
clientes, y se pueda utilizar dicha herramienta.
Por tanto, con la experiencia de la calibración del modelo elaborado en Visual
Basic para Access se ha segmentado7 a los consumidores (con criterios de horas de
utilización y no de precio medio como se pudiera pensar en un primer análisis) y se ha
preparado una interfaz en Excel que permite simular en segundos el flujo de los clientes
que se encuentran en la tarifa 2.0. La interfaz se muestra en la Figura 11.
7
Los criterios empleados en esta segmentación no se incluyen en este trabajo al poder ser considerados
confidenciales por las empresas eléctricas.
137
Figura 11. Interfaz del Modelo Simplificado 2.0 / 2.0A
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
Figura 11. Interfaz del Modelo Simplificado 2.0 / 2.0A
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
6.3.
138
Modelo simplificado para la tarifa 3.0/4.0/3.0A
Para analizar cómo será la salida de clientes desde las tarifas 3.0 y 4.0 a la tarifa
3.0A se ha desarrollado otro modelo simplificado. En concreto se va a analizar el
correspondiente a la tarifa 4.0. Para dicho modelo se ha considerado toda la muestra de
que se disponía y que representa el 44% de la energía de dicha tarifa en la península.
La simulación de la tarifa integral se obtiene a partir de la potencia facturada
(kW) y la energía consumida (kWh) en cada uno de los períodos horarios, los cuales se
multiplican por sus correspondientes términos de potencia y energía. Al resultado que se
obtiene en cada ocasión se le afecta de un porcentaje (positivo o negativo) que son los
recargos o descuentos que se obtuvieron para cada cliente con los datos de su
facturación total del año 2001.
Para la simulación de la tarifa de acceso lo fundamental es asimilar las potencias
contratadas actuales con las de la metodología propuesta. Para ello se analizó el tipo de
discriminación horaria de cada cliente y se asignan las potencias de cada caso según lo
más adecuado y aproximado en cada caso.
La interfaz del modelo simplificado se muestra en la Figura 12.
139
Figura 12. Interfaz del Modelo Simplificado 4.0 / 3.0A
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
Figura 12. Interfaz del Modelo Simplificado 4.0 / 3.0A
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
6.4.
140
Precio de la energía
En el apartado 5.4 se han analizado distintos escenarios variando el precio del
pool, y se ha podido ver la gran influencia que tiene en la salida de clientes, así como en
el precio medio que se obtiene en cada mercado.
Si analizamos en detalle la tarifa 2.0, se obtiene que dados unos criterios de
salida el precio medio es muy determinante en la salida de clientes. En la Tabla 82 se
muestra el escenario que se obtiene con varios precios medios fijando el porcentaje de
descuento en un 5% y el ahorro mínimo en 60 euros.
Tabla 82. Análisis de sensibilidad del precio del pool (Modelo simplificado 2.0/2.0A)
TARIFA 2.0 / 2.0A
Precio medio del pool (c euro / kWh)
3,26
2,5
2,4
2,26
PORCENTAJE DE SALIDA
clientes
energía
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,6%
9,0%
3,0%
25,5%
INCREMENTO DE TARIFA DEL 2003 RESPECTO AL 2002:
Para los clientes que quedan en Tarifa Integral
Para los clientes que salen a Tarifa Acceso
Media de los clientes dométicos (Integral + Acceso)
0,00%
N/A
0,00%
0,00%
N/A
0,00%
0,00%
-5,15%
-0,37%
0,00%
-6,48%
-1,43%
Como la salida de dicha tarifa es inexistente según vimos en el apartado de
resultados, para que se salga un 9% de la energía debería bajar el precio medio un 26%,
mientras que si tan sólo baja un 23% seguirá sin haber salida. Sin embargo una vez que
comienza a ser interesante acudir al mercado la salida de clientes se incrementaría
considerablemente y con una reducción del precio medio de un 31% la salida llegaría a
ser del 26% de la energía. Cabe señalar que en todos los casos en los que se han salido
clientes el porcentaje de clientes es menor que el de energía, lo cual es una señal de que
se saldrían los clientes con consumos medios superiores a la media.
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
141
Si hacemos un análisis similar con el Modelo Simplificado 4.0 / 3.0A, fijando en
este caso el porcentaje de descuento en un 5% y los ahorros anuales en 721 euros año,
360 euros año y 72 euros año para la salida del 2003, 2004 y 2005 respectivamente se
obtienen los resultados que se muestran en la Tabla 83. En este caso no ha sido
necesario realizar reducciones de precio medio para que empiece la salida de clientes.
Se ha analizado el precio medio previsto y con 1 euro más y 1 euro menos. La
conclusión es que, dado que la salida de clientes es bastante alta (el 83,5% de los
clientes son susceptibles de salir), influiría algo más el aumento de un euro que su
reducción. Esto es algo lógico dado que al estar en porcentajes de salida elevados, que
se siga incrementando la salida es más “costoso” que reducirla. En cualquier caso en
una banda de 2 euros, lo cual es una banda muy amplia, el porcentaje de salida se
mueve entre el 80% y el 87%, por lo cual la salida de estos clientes con la estructura
planteada se producirá en cualquier caso. Podemos decir que dicha tarifa no es muy
sensible al precio del pool con las tarifas actuales.
Tabla 83. Análisis de sensibilidad del precio del pool (Modelo simplificado 4.0/3.0A)
TARIFA 4.0 / 3.0A
PORCENTAJE DE SALIDA
clientes
susceptibles
salida en el 2003
salida en el 2004
salida en el 2005
energía
susceptibles
salida en el 2003
salida en el 2004
salida en el 2005
INCREMENTO DE TARIFA DEL 2003 RESPECTO AL 2002:
Para los clientes que quedan en Tarifa Integral
Para los clientes que salen a Tarifa Acceso
Media de los dos mercados (Integral + Acceso)
Precio medio del pool (c euro / kWh)
3,36
3,26
3,16
79,9%
78,6%
0,8%
0,4%
83,5%
82,2%
0,9%
0,4%
86,5%
85,1%
1,0%
0,4%
84,1%
84,0%
0,0%
0,0%
88,0%
87,9%
0,0%
0,0%
90,7%
90,7%
0,0%
0,0%
0%
-14%
-12%
0%
-15%
-13%
0%
-16%
-14%
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
6.5.
142
Porcentaje de descuento
Cuando analizamos el caso de la tarifa 2.0, y considerando un precio medio del
pool muy bajo, 2’26 céntimos de euro, y el ahorro de 60 euros al año, se observa que el
porcentaje de descuento no afecta de forma progresiva, sino que para valores inferiores
al 5% la salida que se produce es la misma, mientras que con el 10% vuelve a no salirse
ningún cliente (Tabla 84). La explicación de este hecho se analizará en los apartados
siguientes.
Tabla 84. Análisis de sensibilidad del porcentaje de descuento (Modelo simplificado
2.0/2.0A)
Margen (%)
TARIFA 2.0 / 2.0A
10
5
2,5
0
PORCENTAJE DE SALIDA
clientes
energía
0,0%
0,0%
3,0%
25,5%
3,0%
25,5%
3,0%
25,5%
INCREMENTO DE TARIFA DEL 2003 RESPECTO AL 2002:
Para los clientes que quedan en Tarifa Integral
Para los clientes que salen a Tarifa Acceso
Media de los clientes dométicos (Integral + Acceso)
0,00%
N/A
0,00%
0,00%
-6,48%
-1,43%
0,00%
-6,48%
-1,43%
0,00%
-6,48%
-1,43%
En el caso de la salida de la tarifa 4.0 a la 3.0A, se ha fijado el precio medio del
pool a 3,26 céntimos de euro el kWh y los ahorros anuales en 721 euros año, 360 euros
año y 72 euros año para la salida del 2003, 2004 y 2005 respectivamente. Los resultados
se muestran en la Tabla 85.
En esta ocasión se observa como al variar el margen de descuento sí que varía
considerablemente la salida de clientes y como consecuencia el precio medio de los
clientes en cada uno de los mercados. Si no se considera dicho descuento hay un
porcentaje muy elevado de clientes a los cuales les interesa salirse, pero incluso con una
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
143
exigencia de un descuento superior al 10%, más del 65% de los clientes siguen
interesados en ejercer su condición de cualificados y acudir al mercado.
Resulta interesante el observar que al aumentar la exigencia de descuento, se
salen clientes que tienen un mayor descuento o ahorro sobre la situación anterior,
mientras que en el conjunto de los tipos de consumidores el efecto es que se reduce
menos su precio medio que si se saliesen más clientes con menos exigencias.
Tabla 85. Análisis de sensibilidad del porcentaje de descuento (Modelo simplificado
4.0/3.0A)
TARIFA 4.0 / 3.0A
PORCENTAJE DE SALIDA
clientes
susceptibles
salida en el 2003
salida en el 2004
salida en el 2005
energía
susceptibles
salida en el 2003
salida en el 2004
salida en el 2005
INCREMENTO DE TARIFA DEL 2003 RESPECTO AL 2002:
Para los clientes que quedan en Tarifa Integral
Para los clientes que salen a Tarifa Acceso
Media de los dos mercados (Integral + Acceso)
6.6.
Margen (%)
10
5
0
65,5%
64,7%
0,6%
0,2%
83,5%
82,2%
0,9%
0,4%
91,8%
90,0%
1,1%
0,6%
65,0%
65,0%
0,0%
0,0%
88,0%
87,9%
0,0%
0,0%
94,9%
94,8%
0,0%
0,0%
0%
-17%
-11%
0%
-15%
-13%
0%
-14%
-13%
Ahorro mínimo
El tercer factor del cual se va a tratar su sensibilidad es el ahorro mínimo a partir
del cual se saldrá al mercado libre un cliente. Así, cuando se analiza la tarifa 2.0, el
ahorro que se considera es un factor excluyente, es decir, que además del porcentaje de
descuento el cliente ha de tener un ahorro mínimo anual. Con el mismo precio del pool
con el que se analizó el porcentaje de descuento, 2’26 céntimos de euro, y el ahorro de
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
144
60 euros al año, y considerando un 5% como porcentaje de descuento, se puede deducir
porque el porcentaje de descuento era un factor poco decisivo. Con modificaciones en el
ahorro mínimo anual a considerar para los distintos clientes el porcentaje de salida se
modifica sustancialmente (Tabla 86), variando desde la casi no salida de clientes a
valores del 50% de los clientes y más del 80% de la energía.
Tabla 86. Análisis de sensibilidad del ahorro mínimo (Modelo simplificado 2.0/2.0A)
Ahorro (euros)
TARIFA 2.0 / 2.0A
120
60
30
0
PORCENTAJE DE SALIDA
clientes
energía
1,1%
15,0%
3,0%
25,5%
8,7%
40,8%
49,6%
84,0%
INCREMENTO DE TARIFA DEL 2003 RESPECTO AL 2002:
Para los clientes que quedan en Tarifa Integral
Para los clientes que salen a Tarifa Acceso
Media de los clientes dométicos (Integral + Acceso)
0,00%
-7,01%
-0,84%
0,00%
-6,84%
-1,43%
0,00%
-6,63%
-2,28%
0,00%
-6,15%
-4,68%
En el caso de la tarifa 4.0 existe una diferencia conceptual con respecto al caso
de la tarifa 2.0. En este caso el ahorro anual lo que nos va a servir es para saber cuando
salen los clientes. El margen de descuento habrá identificado los clientes que se
consideran susceptibles de salir, y por la experiencia comercial se va a considerar que
dicha salida será en tres años. Evidentemente, el ahorro que se considera para el tercer
año es el equivalente al ahorro mínimo que se ha considerado en la tarifa 2.0. Se va a
analizar dicho factor para diferentes escenarios, pero se consideran en todos ellos las
mismas variaciones en cuanto al ahorro anual de los distintos años. Así en la Tabla 87
se considera un precio medio del pool de 3,26 céntimos de euro por kWh y un
descuento del 5%, en la Tabla 88 se considera el mismo precio del pool pero un
porcentaje de descuento del 10% y en la Tabla 89 se modifica el precio medio del pool
y se considera 3,36 céntimos de euros y un descuento del 5%.
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
145
Tabla 87. Análisis de sensibilidad I del ahorro mínimo (Modelo simplificado 4.0/3.0A)
TARIFA 4.0 / 3.0A
PORCENTAJE DE SALIDA
clientes
susceptibles
salida en el 2003
salida en el 2004
salida en el 2005
energía
susceptibles
salida en el 2003
salida en el 2004
salida en el 2005
INCREMENTO DE TARIFA DEL 2003 RESPECTO AL 2002:
Para los clientes que quedan en Tarifa Integral
Para los clientes que salen a Tarifa Acceso
Media de los dos mercados (Integral + Acceso)
Ahorro 2003/2004/2005 (euros)
1442/720/144
721/360/72
361/180/36
83,5%
79,3%
2,9%
1,2%
83,5%
82,2%
0,9%
0,4%
83,5%
83,1%
0,3%
0,1%
88,0%
87,7%
0,2%
0,0%
88,0%
87,9%
0,0%
0,0%
88,0%
88,0%
0,0%
0,0%
0%
-15%
-13%
0%
-15%
-13%
0%
-15%
-13%
Tabla 88. Análisis de sensibilidad II del ahorro mínimo (Modelo simplificado
4.0/3.0A)
TARIFA 4.0 / 3.0A
PORCENTAJE DE SALIDA
clientes
susceptibles
salida en el 2003
salida en el 2004
salida en el 2005
energía
susceptibles
salida en el 2003
salida en el 2004
salida en el 2005
INCREMENTO DE TARIFA DEL 2003 RESPECTO AL 2002:
Para los clientes que quedan en Tarifa Integral
Para los clientes que salen a Tarifa Acceso
Media de los dos mercados (Integral + Acceso)
Ahorro 2003/2004/2005 (euros)
1442/720/144
721/360/72
361/180/36
65,5%
62,4%
2,2%
0,8%
65,5%
64,7%
0,6%
0,2%
65,5%
65,3%
0,2%
0,1%
65,0%
64,8%
0,2%
0,0%
65,0%
65,0%
0,0%
0,0%
65,0%
65,0%
0,0%
0,0%
0%
-17%
-11%
0%
-17%
-11%
0%
-17%
-11%
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
146
Tabla 89. Análisis de sensibilidad III del ahorro mínimo (Modelo simplificado
4.0/3.0A)
TARIFA 4.0 / 3.0A
PORCENTAJE DE SALIDA
clientes
susceptibles
salida en el 2003
salida en el 2004
salida en el 2005
energía
susceptibles
salida en el 2003
salida en el 2004
salida en el 2005
INCREMENTO DE TARIFA DEL 2003 RESPECTO AL 2002:
Para los clientes que quedan en Tarifa Integral
Para los clientes que salen a Tarifa Acceso
Media de los dos mercados (Integral + Acceso)
Ahorro 2003/2004/2005 (euros)
1442/720/144
721/360/72
361/180/36
79,9%
75,9%
2,7%
1,2%
79,9%
78,6%
0,8%
0,4%
79,9%
79,5%
0,3%
0,1%
84,1%
83,8%
0,2%
0,0%
84,1%
84,0%
0,0%
0,0%
84,1%
84,1%
0,0%
0,0%
0%
-14%
-12%
0%
-14%
-12%
0%
-14%
-12%
Evidentemente en todos los casos el porcentaje de clientes y energía susceptible
de salir no se modifica al variar estos parámetros. Mientras que en la tarifa 2.0 al ser
porcentajes de salida de clientes el factor clave era el ahorro mínimo, en este caso este
factor no afecta tanto, y si bien afecta algo más conforme se disminuye la salida de
clientes que se considera, en todos los casos (salidas del entorno del 60%, 70% y 80%)
afecta de forma similar.
Por tanto para la salida de clientes de la tarifa 4.0 a la 3.0A se puede considerar
que el factor clave es el porcentaje de descuento que se considere.
6.7.
Tarifa 2.0
Con los resultados de los análisis de sensibilidad que se han realizado, se puede
plantear la duda de a qué se deben las variaciones que se han encontrado. Es por ello
que resulta muy interesante analizar el precio medio de dicha tarifa en función de las
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
147
horas medias de utilización diarias. En la Figura 13 se muestra dicha gráfica para un
precio del pool de 3,36 céntimos de euros por kWh (para la tarifa 2.0 y según se ha
descrito este precio medio supone 6.02 céntimos de euros por kWh en cliente final)
pmb (Facturación / Consumo)
20
18
16
14
Pmb_TI
12
Term_energia_TI
10
Term_energía_TA
8
Pmb_TA
6
Pmb_TA + Precio energía
4
2
0
0
1
2
3
4
horas de utilización diarias
Figura 13. Precio medio de la tarifa 2.0 en función de las horas de utilización diarias
En dicha gráfica se puede observar el gran paralelismo existente entre el precio
medio de la tarifa integral (Pmb_TI) y el precio medio de la tarifa de acceso (Pmb_TA).
Dicho fenómeno se observa mejor cuando se añade a la tarifa de acceso el precio de la
energía. En dicha gráfica también se muestran las asíntotas horizontales a las que
tienden dichas curvas, y que son los términos de energía de la tarifa integral y de acceso
respectivamente.
Una vez visto cuál es el comportamiento de cada una de las tarifas, se observa
como el precio de la energía es un factor determinante para que exista salida, tal y como
se dijo en el apartado 6.4. En cuanto a los otros dos factores analizados, evidentemente
el porcentaje de descuento juega un papel muy similar al precio de la energía, ya que
desplaza la curva de una forma similar al precio medio de la energía considerada. En
6. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
148
cambio el ahorro no se puede considerar en la curva que se muestra. Dicho ahorro será
tanto más fácil cuanto más consumo haya dado que, aunque el porcentaje de descuento
sea similar para dos clientes, si uno consume más que otro, su facturación será mayor y
en términos absolutos tendrá un ahorro superior.
7. EXPEDIENTE DE TARIFAS
Para poder tener completo el expediente de tarifas sólo habrá que añadir a los
costes de la Tabla 5, el coste de la energía. En la Tabla 90 se muestran los cálculos
necesarios para obtener el coste de dicha energía. En ella aparece nuevamente el coste
de la prima del régimen especial que se calculó en la Tabla 4.
Tabla 90. Coste de la energía del año 2002 según el expediente de tarifas del
Ministerio
Cálculo del coste de la energía
Contrato de REE-EDF y otros intercambios (GWh)
Contrato de REE-EDF y otros intercambios (miles euros)
3.745
147.777
Generación prevista (GWh)
210.948
Precio de mercado de la energía (ceuros/kWh)
Garantía de potencia (ceuros/kWh)
Servicios complementarios (ceuros/kWh)
2,94
0,48
0,12
Precio de la generación (ceuros/kWh)
3,55
Coste de la generación (miles euros)
7.490.823
COSTE DE PRODUCCIÓN (sin prima régimen especial)
7.638.600
Prima del Régimen Especial (miles euros)
COSTE DE PRODUCCIÓN TOTAL (miles euros)
914.331
8.552.931
Una vez que se tienen todos los costes y descontando la prima del régimen
especial por estar doblemente considerada se obtiene que el coste total del servicio es de
13.462.869 miles de euros.
149
7. EXPEDIENTE DE TARIFAS
150
Si comparamos esta cifra con la que se deduce de los resultados del análisis de
salida de clientes que se obtuvieron en el apartado 5.4.1, considerando el mismo precio
medio de generación, se obtiene que existe un déficit de:
13.462.869 – 13.025.677 = 437.192 miles de euros
No obstante cuando esta misma cifra se compara con el precio medio real que se
ha producido, podría parecer que existe superávit:
13.462.869 – 13.921.137 = -458.268 miles de euros
Pero no es correcto, dado que si se considera un precio de la energía real
también habrá que calcular su coste real. Así, de la misma forma que antes se ha hecho,
se obtiene dicho coste (Tabla 91) y resulta un coste total del sistema de 16.513.143
miles de euros, es decir, el coste se ha incrementado en:
16.513.143 – 13.462.869 = 3.050.274 miles de euros
7. EXPEDIENTE DE TARIFAS
151
Tabla 91. Coste de la energía del año 2002 con la mejor previsión posible
Cálculo del coste de la energía
Contrato de REE-EDF y otros intercambios (GWh)
Contrato de REE-EDF y otros intercambios (miles euros)
3.745
147.777
Generación prevista (GWh)
210.948
Precio de mercado de la energía (ceuros/kWh)
Garantía de potencia (ceuros/kWh)
Servicios complementarios (ceuros/kWh)
4,40
0,48
0,12
Precio de la generación (ceuros/kWh)
5,00
Coste de la generación (miles euros)
10.541.097
COSTE DE PRODUCCIÓN (sin prima régimen especial)
10.688.874
Prima del Régimen Especial (miles euros)
COSTE DE PRODUCCIÓN TOTAL (miles euros)
914.331
11.603.205
Como consecuencia de esto el déficit que se tiene es de:
16.513.143 – 13.921.137 = 2.592.006 miles de euros
Este déficit sobre el coste total del servicio representa un 16%.
8. COSTES DE TRANSICIÓN A LA
COMPETENCIA
Como consecuencia del déficit que se ha obtenido, y al ser el precio de la
energía superior a 3,61 céntimos de euro, los costes de transición a la competencia se
reducirán, es por ello que un primer aspecto es la cuantía a reducir de los CTC. Así, si el
precio medio que hemos considerado con garantía de potencia y servicios
complementarios es de 4,996 céntimos de euro, habrá que descontar a los CTC el
producto de esta diferencia (4,996-3,61= 1,39 ceuro/kWh) por la energía aportada por
los generadores (176.990 GWh). Como consecuencia de esto los CTC habrá que
reducirlos en 2.460.160 miles de euros. Por tanto el déficit que queda es de:
2.592.006 –2.460.160 = 131.846 miles de euros
Conviene aclarar que dicha cifra de déficit no tiene en cuenta otras posibles
desviaciones que hayan podido existir. De hecho, de información de REE se puede
obtener que el precio medio del régimen especial hasta septiembre era de 6,84 céntimos
de euro. Como en el expediente se consideraron 6,24 céntimos de euro, si se considera
que la energía se va a cumplir a fin de año, provocaría que a los cálculos realizados en
la Tabla 4 habría que añadir un coste adicional de (33.958 GWh * (6’84-6’24) céntimos
de euro) 203.748 miles de euros.
152
8. COSTES DE TRANSICIÓN A LA COMPETENCIA
153
En la propuesta de Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica para
el 2003 se habla de un déficit de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas
generado entre el 1 de enero de 2000 y el 31 de diciembre de 2002 de 233.812 miles de
euros.
9. CONCLUSIONES
A continuación se exponen las conclusiones que se han obtenido en esta tesis:
•
En un mercado con consumidores que pueden ejercer o no su condición de
cualificados es fundamental la coherencia entre las tarifas de acceso e integral
aplicables a una u otra categoría.
•
Para establecer una metodología de tarifas es fundamental repartir los costes de
las actividades reguladas entre los distintos consumidores eléctricos,
independientemente de que dichos consumidores estén en el mercado libre o en
el regulado.
•
Para el reparto de los costes de red por nivel de tensión y por período horario es
fundamental disponer de un Modelo de Red de Referencia, así como de las
curvas horarias de los consumidores.
•
El reparto de los costes de red se consigue mediante la aplicación del principio
de causalidad (“cost causality”). Para el reparto de otros costes como el
sobrecoste por el régimen especial y otros de naturaleza “hundida” como los
CTC, se han utilizado criterios de economía general. En concreto se han
considerado criterios de eficiencia tipo Ramsey, en la cual se ha considerado una
aproximación a la elasticidad de la demanda.
154
9. CONCLUSIONES
•
155
La mera existencia de dos tipos de tarifas y de la posibilidad de elección provoca
un superávit o déficit estructural. Será imposible determinar a priori el
comportamiento del consumidor y de ahí que no se puedan asignar
correctamente los costes. La solución planteada es que se considere a todos los
consumidores en tarifa de acceso y que al año siguiente se cuantifique la
reducción o incremento de ingresos por los clientes acogidos a tarifa integral.
Esta diferencia se recuperará al año siguiente.
•
Los criterios que definen la salida de clientes son el “porcentaje de descuento” y
el “ahorro total” además del precio medio del pool.
•
En la situación actual un análisis de una muestra de clientes es superior desde el
punto de vista de los resultados de la salida de clientes que otros tipos de análisis
como la distribución de frecuencias o el análisis de clientes medios.
•
Los criterios que usan los clientes para acudir al mercado se vuelven algo más
restrictivos a la hora de tener que regresar a tarifa integral.
•
Con las actuales tarifas el comportamiento de los distintos segmentos de
mercado por niveles de tensión no tiene ninguna relación entre sí.
•
Con las tarifas propuestas se garantiza la total recuperación de los costes en dos
años, dado que el superávit o déficit que se produzca por la permanencia de
clientes en las tarifas integrales, o tarifas por defecto que finalmente se
establezcan, tendrá que ser recuperado al año siguiente.
9. CONCLUSIONES
•
156
El precio de la energía es el factor clave en la salida de clientes, si bien no en
todas las tarifas tiene la misma influencia; en la tarifa 2.0 es un factor crítico
mientras que con las actuales tarifas no es un factor clave en la tarifa 4.0.
•
La utilización de los modelos que simulan el comportamiento de los clientes
proporciona una mejor estimación de los ingresos que se obtendrán y por tanto
podría servir para evitar la existencia de déficit de ingresos.
10. BIBLIOGRAFÍA
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Estructura y regulación”. Madrid: Editorial Civitas, 1997.
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Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (B.O.E.
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Dada la gran cantidad de legislación citada se ha dejado la última parte de la Bibliografía para recoger
este aspecto.
9
Se cita como Ley del Sector Eléctrico
10. BIBLIOGRAFÍA
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R.D. 1483/2001
Real Decreto 1483/2001, de 27 de diciembre, por el que se
establece la tarifa eléctrica para el 2002 (B.O.E. 28/12/01)
11. APÉNDICE-A:
PRECIOS RAMSEY
En una economía de mercado, o en competencia perfecta, la empresa busca
maximizar sus beneficios, para ello aumentará sus ventas siempre que el ingreso
marginal sea superior al coste marginal, y así hasta llegar al punto de beneficio nulo,
siendo por tanto el precio igual al coste marginal.
En una economía de mercado “pura” el mecanismo de precios determinará si se
generará y suministrará la energía eléctrica en un área determinada, y en qué cantidades,
si la producción será en base a carbón o nuclear u otras fuentes, y cómo se asigna el
suministro entre consumidores industriales y residenciales, así como entre los
consumidores de mayores y menores ingresos.
En la Ley del Sector Eléctrico, y al comienzo de la Exposición de motivos se
expone que el transporte y la distribución de electricidad constituyen un monopolio
natural: se trata de una actividad intensiva en capital, que requiere conexiones directas
con los consumidores, cuya demanda de un producto no almacenable (como la energía
eléctrica) varía en períodos relativamente cortos de tiempo.
Agustín Cournot en 1838 fue el primero en definir el concepto de monopolio en
términos de una curva de demanda de pendiente negativa en la que hace frente el
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APÉNDICE A: PRECIOS RAMSEY
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vendedor y que implica que éste tiene libertad para fijar el precio de sus productos.
Asimismo, “calculó” la estrategia adecuada que debe seguir el vendedor para fijar el
precio óptimo, y que conduce a la tan familiar fórmula de maximización del beneficio:
ingreso marginal igual a coste marginal [ALVA97].
Algunos economistas son de la opinión de que los déficit de ingresos deberían
compensarse mediante precios más elevados por aquellos servicios, o clientes, cuya
demanda no se viese seriamente reducida como consecuencia de tener precios más
caros.
El segundo mejor óptimo del precio de Ramsey aboga por una desviación
positiva del precio desde el coste marginal, de manera que esta desviación sea
inversamente proporcional a la elasticidad de la demanda al precio. Por tanto, las
desviaciones positivas del coste marginal, serían proporcionalmente mayores con una
demanda inelástica (ej. precios superiores) que con una elástica (precios más bajos). El
precio Ramsey resuelve un problema de maximización de una función de bienestar
social, sujeta a una restricción presupuestaria.
Sin entrar en los supuestos que se hacen, la fórmula del precio Ramsey es la
siguiente [BONB88]
PrecioRams ey =
(Pi − CM i ) Pi
(P − CM ) P
j
j
=
j
siendo:
Pi:
CMi:
Eii:
Precio del servicio i
Coste marginal del servicio i
Elasticidad precio de la demanda
(E
(E
− E ji )(Pj Q j PiQi )
ii − Eij )(Pi Qi Pj Q j )
jj
APÉNDICE A: PRECIOS RAMSEY
Eij:
Qi:
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Elasticidad cruzada de la demanda, para el servicio i para cambios
en el precio de j
“Output” del servicio i