Después de más de un año desde la publicación de la Circular 3/2020, su reforma completa del sistema tarifario eléctrico español ya no es incertidumbre. Los cambios previstos que todos esperaban evitar, ya están aquí para quedarse.
El año pasado, en estas mismas fechas, nos enfrentamos a una de las directivas más disputada de todo el año 2020, la famosa Circular 3/2020 de la CNMC. Dicha circular establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, además de una total reforma del sistema de periodos y tarifas eléctricas, de aplicación desde el 1 de noviembre 2020. Lo que no se esperaba la CNMC es la crisis sanitaria mundial, que se verificó justo unas semanas después de la publicación de la Circular 3/2020 en el BOE. Por lo que, frente a las dificultades de la pandemia del Covid19, finalmente no ha habido otra opción que aplazar a abril del año siguiente la aplicación de uno de los cambios más radicales del sector eléctrico, con impacto directo para ambos comercializadora y consumidor. Y fue justo la semana pasada, a distancia de un año desde la publicación de la Circular 3/2020, que la CNMC publica la Resolución RAP/DE/003/20, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución para el año 2021. En dicha propuesta, publicada en la página oficial de la CNMC, se revisan los costes de los peajes publicados el año pasado en la Circular 3/2020, validando su entrada en vigor desde abril 2021. Con la salida de dicha resolución, podemos dar por hecho que el cambio radical del sector eléctrico programado ya hace más de un año y que todos esperaban evitar, va a ser realidad.
CNMC Y MINISTERIO DE LA TRANSICION ECOLOGICA: RESPECTIVAS COMPETENCIAS
Pero vayamos paso a paso. Antes de todo, pongamos un poco de orden sobre la definición de peajes eléctricos y sobre las entidades encargadas de formular la metodología y cálculo de dichos precios.
Los actuales peajes de acceso constan de dos componentes:
- Peajes: destinados a cubrir los costes de las redes;
- Cargos: destinados a cubrir el resto de los componentes del coste, tales como renovables, sistemas no peninsulares y anualidades del déficit.
Los diferentes componentes han tenido la siguiente evolución desde 1998:
Ilustración 1: Evolución de los costes del sistema eléctrico español (1998-2016). Fuente: MAGNUS CMD
Hasta la publicación del RDL 1/2019, el Ministerio para la Transición Ecológica ha sido el ente encargado de establecer la metodología de cálculo de los peajes eléctricos, de ambos peajes y cargos. Sin embargo, con la separación de las competencias entre la CNMC y el Gobierno, establecida por el RDL 1/2019, la prima gestiona la metodología de cálculo de los peajes, mientras que el segundo se encarga de la de los cargos. Hasta ahora, con la prórroga de los peajes eléctricos hasta 2020, la separación de las competencias en este aspecto no se había aplicado todavía, por lo que comercializadora y consumidor remitía y recibía, respectivamente, la información de los costes asociados a los peajes y cargos en un único componente, conocido con el nombre de ATR. Con la publicación del RDL 1/2019, lo que se pretende es más transparencia en ambos costes, ya que la misma comercializadora tiene la deber de trasladar dichos costes de manera separada dentro de la factura de electricidad.
Con la publicación de la propuesta de Resolución RAP/DE/003/20, la CNMC facilita los valores de los peajes de acceso relativos a la componente bajo su competencia, mientras que seguimos pendientes de la publicación de los cargos por parte del Ministerio. Por lo que, de momento solo se ha definido una parte de los costes totales de transporte y distribución que se repercuten normalmente al consumidor.
Dicho esto, vamos a entrar en detalle en los aspectos claves de la nueva resolución, que se somete a consulta pública para la presentación de alegaciones y observaciones de los miembros del Consejo Consultivo de Electricidad en un plazo de diez días hábiles desde la publicación de la misma.
ATR DE POTENCIA Y PENALIZACIÓN POR EXCESOS
Con la publicación de la Circular 3/2020 el año pasado, ya se adelantó con los nuevos peajes una bajada sustancial de los costes relacionados a las redes de transporte y distribución, tanto en energía como en potencia, pero con mayor afectación para la segunda. A continuación, se indica la diferencia entre los peajes vigentes actualmente y los publicados el año pasado en la Circular 3/2020.
Ilustración 2: Diferencia entre termino de potencia de los peajes de acceso vigentes y los propuestos por la Circular 3/2020. Fuente: CNMC
Bajadas sustanciales para este término también se confirman con la nueva Resolución RAP/DE/003/20, publicada a finales de enero de este año, donde el coste relacionado a una tarifa 6.X, por ejemplo, se reduce casi a la mitad.
Lo que hemos ido viendo con las primeras simulaciones entre nuestros clientes ha sido que, si por un lado efectivamente los peajes de potencia bajan considerablemente, por otro lado, a cliente se repercute un aumento en la penalización de los excesos de potencia, que resulta en alrededor de 3 veces más el actual coste de penalización.
Esto incremento también ha sido consecuencia de la redefinición de la distribución de periodos horarios, donde han disminuido las horas en P5 y P6 y han aumentado en el resto de los periodos. Dicha redistribución, que tiene como objetivo sensibilizar al consumidor sobre un uso más eficiente de la energía, afecta directamente a la curva de consumo, generando para algunos de ellos unos adicionales excesos de potencia por sobrepasar los límites anteriormente contratados por periodo. Si hablamos de consumo industrial, como las tarifas 6.X, solemos tener mucho más consumo en P6 y de hecho potencias contratadas más altas para este periodo. Con la nueva distribución de periodos, cliente tendrá ahora un incremento de consumo en P1, P2, P3 y P4, donde solía mantener potencia contratada más baja. De allí la generación de excesos de potencia, además penalizados a un precio 3 veces mayor que el anterior.
Ilustración 3: Redefinición del sistema de periodos según Circular 3/2020. Fuente: MAGNUS CMD
Para poder paliar este sobrecoste en excesos de potencia, una de las soluciones más convenientes sería proceder con una optimización de potencia según la nueva curva de consumo de cliente, de manera que una subida de las actuales potencias contratadas pueda mitigar el coste asociado a los que serían los excesos de potencia. Sin embargo, para poder desarrollar una optimización de potencia generalmente se utiliza como base de análisis la curva cuarto-horaria de consumo de los últimos 12 meses. Destaca aquí la dificultad en realizar una optimización de potencia considerando consumos de un año 2020 caracterizado por muchas desviaciones de consumo con respecto a situaciones normales. Hay también que subrayar que, en línea general, los cambios de potencia se realizan una sola vez al año, por lo que las previsiones y las decisiones que resultan de un análisis de optimización se repercuten a cliente hasta el año siguiente. Esto quiere decir que es importante tener clara la proyección de consumo, para poder elegir de manera óptima la potencia a contratar de allí a un año. Hay que tener en cuenta también que, como comentado anteriormente, todavía no se ha publicado el coste relativo a los cargos, de competencia del Ministerio, por lo que es difícil estimar un impacto real del término de potencia a falta de información.
LA INCOGNITA DE LAS TARIFAS 3.X
Como anticipado en un anterior Blog, uno de los cambios previsto con la entrada en vigor de la Circular 3/2020 es la redefinición de las tarifas 3.X. En la Resolución RAP/DE/003/20, estas también se acoplan a la nueva distribución de periodos, convirtiéndose en tarifas con 6 periodos para ambos términos de energía y potencia.
Ilustración 4: Redefinición del esquema tarifario según la Circular 3/2020. Fuente: El Periódico de la Energía
La dificultad en realizar un impacto para estas tarifas es la falta de telemedida, sobre todo para las que son tarifas 3.0 de baja tensión, donde hasta ahora no era necesario instalar equipos de medida.
Si bien se especifica en el documento como se va a adaptar la potencia y los relativos peajes (capacity) de 3 a 6 periodos, no se hace ninguna mención sobre cómo se aplicarán los precios para la parte de energía (commodity). Esta será la labor de comercializadora: facilitar para los puntos 3.X, así como 6.X, la nueva definición de precios de la energía a aplicar según la nueva distribución de periodos, intentando minimizar cuanto posible el impacto para el consumidor.
¿Y LAS TARIFAS DOMESTICAS?
En cuanto a las tarifas domésticas 2.X, estas se reducen de 6 a 1 tipo, denominadas 2.0TD. Si bien esta categoría no va a convertirse en 6 periodos, igualmente se prevén cambios para ambos componentes de energía y potencia. Finalmente habrá 3 periodos para la primera y 2 para la segunda. La novedad aquí resulta en la parte de potencia, donde se ofrece al consumidor la posibilidad de contratar dos potencias distintas a lo largo del día. Hasta ahora, en el domestico se definía una potencia contratada y, en el momento de sobrepasarla, saltaba el interruptor de control de potencia (ICP) cortando momentáneamente la luz. Con las nuevas tarifas 2.0TD, contratando diferentes potencias para cada periodo, el consumidor puede programar el funcionamiento de los electrodomésticos cuando la potencia contratada sea mayor. Así pagaría un coste menor de potencia en las horas de menos consumo y mantendría una potencia mayor en las de mas consumo, evitando el inconveniente del corte momentáneo de luz.
PENALIZACIÓN POR REACTIVA CAPACITIVA
Tras la publicación de la Circular 3/2020, en los últimos meses hubo mucho debate sobre el nuevo concepto de penalización por potencia capacitiva en periodo 6, relacionado a las tarifas 6.X. Hasta ahora se aplica penalización por energía reactiva considerando solo la reactiva inductiva. Al contrario, en la Circular 3/2020 se indica también una penalización por energía reactiva capacitiva de 0,05 €/kVArh aplicable a las horas en P6 en las cuales no se ha mantenido un factor de potencia mayor de 0,98.
Sin embargo, en la Resolución RAP/DE/003/20 no se menciona dicha penalización, por lo que lo de la penalización por energía reactiva capacitiva también se queda entre uno de los temas pendientes de la labor de la CNMC.
Finalmente, compartimos con vosotros nuestra visión y expectativa:
- la Resolución RAP/DE/003/20 confirma muchos de los cambios ya adelantados en la anterior Circular 3/2020, aunque algunos aspectos se han trasladado con pequeñas modificaciones.
- Todavía resulta difícil estimar el impacto de dichos cambios en los costes de los consumidores, ya que queda pendiente la publicación de los cargos y definir detalles importantes a considerar a la hora de realizar un estudio de impacto técnico y económico.
- Los cambios son profundos y conllevan esfuerzos considerables por parte de las comercializadoras, que deben readaptar todos sus sistemas y contratos en menos de dos meses desde la publicación de la citada resolución. Algunas de ellas ya han expresado sus quejas, pidiendo a la CNMC de atrasar la entrada en vigor de dicha normativa, para que puedan adaptarse a la multitud de cambios que conlleva. Pero creemos que finalmente la fecha de aplicación establecida sea la definitiva.
- Desde Magnus quedaremos atentos a la publicación de las informaciones pendientes de definirse para que podamos tener una visión completa de la reforma y trasladar a la mayor brevedad el impacto final para nuestros clientes.
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