MEMORIA JUSTIFICATIVA DE LA CIRCULAR DE LA COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS Y LA COMPETENCIA POR LA QUE SE ESTABLECE LA METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LOS PEAJES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD

Constituye el objeto de la presente Circular el establecimiento de la metodología para el cálculo anual de los precios de los peajes acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad, en los términos previstos el artículo

16.1.a) de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

La presente memoria justificativa consiste en detallar la metodología por la que se define el procedimiento de cálculo de los peajes de transporte y distribución y explicar las decisiones adoptadas al respecto.

2. ANTECEDENTES Y NORMATIVA APLICABLE

La Directiva 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 xx xxxxx, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE, establece entre las funciones reconocidas a los reguladores, la de fijar o aprobar, de acuerdo con criterios transparentes, los peajes de transporte y distribución o las metodologías para su cálculo. En particular, se establece que deberán ser públicas, fijarse o aprobarse con suficiente antelación respecto a su entrada en vigor, reflejar los costes y no ser discriminatorias. Dicha Directiva se halla precedida de la Directiva 2009/72/CE de 13 de julio de 2009 por la que se establecen normas comunes para el mercado interior de la electricidad.

Adicionalmente, se establece que, con el fin de aumentar la transparencia en el mercado y ofrecer a todas las partes interesadas toda la información necesaria, decisiones o propuestas de decisiones relativas a las tarifas de transporte y de distribución las autoridades reguladoras pondrán a disposición de los participantes en el mercado la metodología detallada y los costes subyacentes utilizados para el cálculo de las tarifas de acceso a la red correspondientes, respetando el carácter confidencial de la información sensible desde el punto de vista comercial.

El Reglamento 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 xx xxxxx, relativo al mercado interior de la energía, considera que la condición previa para una competencia efectiva en el mercado es el establecimiento de peajes no discriminatorios, transparentes y adecuados por la utilización de la red, incluidas las líneas de conexión en la red de transporte.

En particular, en el artículo 18 del citado Reglamento establece que, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 15, apartados 1 y 6, de la Directiva 2012/27/UE, y en los criterios del anexo XI de dicha Directiva, el método empleado para determinar las tarifas de la red apoyará de manera neutral la eficiencia global de la red a largo plazo mediante señales de precios para clientes y productores y, en particular, se aplicará de modo que no discrimine, ni positiva ni negativamente, entre la producción conectada al nivel de la distribución y la producción conectada al nivel del transporte.

Asimismo, establece que cuando los Estados miembros hayan desplegado sistemas de medición inteligente, las autoridades reguladoras considerarán la posibilidad de introducir tarifas de acceso a la red moduladas en el tiempo cuando fijen o aprueben las tarifas de transporte y distribución o cuando aprueben sus metodologías para calcular las tarifas de transporte o de distribución de conformidad con el artículo 59 de la Directiva (UE) 2019/944 y, en su caso, podrán introducir tarifas de acceso a la red moduladas en el tiempo para que reflejen la utilización de la red, de forma transparente, rentable y previsible para el cliente final.

Por otra parte, recoge que los peajes de la red no deberán discriminar, ni positiva ni negativamente, contra el almacenamiento de energía ni contra la agregación, ni desincentivar la autogeneración, el autoconsumo o la participación en la respuesta de la demanda.

Finalmente, establece que, cuando corresponda, la cuantía de las tarifas aplicadas a los productores, o a los clientes finales, o a ambos, proporcionará incentivos de ubicación a nivel de la Unión y tendrá en cuenta la cantidad de pérdidas de la red y la congestión causadas, así como los costes de inversión en infraestructura

La Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2012 relativa a la eficiencia energética, por la que se modifican las Directivas 2009/125/CE y 2010/30/UE, y por la que se derogan las Directivas 2004/8/CE y 2006/32/CE establece que la Autoridad Reguladora Nacional en el procedimiento de establecimiento de tarifas de red debe tener en cuenta los criterios del artículo 15 y Anexo XI. En particular, las tarifas de red deben tener en cuenta el ahorro derivado de las medidas de gestión de la demanda y la generación distribuida, así como señales de precios a efectos de desplazar la demanda de las horas de punta a las horas xx xxxxx.

La Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, relativa al fomento del uso de energía procedente xx xxxxxxx renovables establece en su artículo 21 que los autoconsumidores de energías renovables, de manera individual o mediante agregadores, tienen derecho a generar energía renovable, incluido para su propio consumo, almacenar y vender su excedente de producción de electricidad renovable, en particular mediante contratos de compra de electricidad renovable, acuerdos comerciales con

proveedores de electricidad y entre pares, sin estar sujetos a, en relación con la electricidad que consumen de la red o vierten a la red, procedimientos y cargos discriminatorios o desproporcionados y a tarifas de la red que no reflejen los costes.

La Ley 3/2013, de 4 xx xxxxx, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en su redacción original, incluye en su artículo

7.1.a) entre las funciones de la Comisión Nacional de Energía, la de establecer mediante Circular, previo trámite de audiencia y siguiendo criterios de eficiencia económica, transparencia, objetividad y no discriminación, la metodología para el cálculo de la parte de los peajes de acceso a las redes de electricidad correspondientes a los costes de transporte y distribución, de acuerdo con el marco tarifario y retributivo establecido en la Ley 54/1997 y en su normativa de desarrollo.

Asimismo, señala que, a estos efectos, se entenderá como metodología de cálculo de los peajes la asignación eficiente de los costes de transporte y distribución establecidos en costes a los consumidores y a los generadores.

Con fecha 28 de diciembre de 2013 entró en vigor la Xxx 00/0000, xx 00 xx xxxxxxxxx, xxx Xxxxxx Xxxxxxxxx. La citada Ley 24/2013, en su redacción original, introduce en el artículo 16 la diferenciación de los peajes de acceso hasta entonces vigentes en dos conceptos: los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución y los cargos necesarios para cubrir el resto de los costes. Esta diferenciación de conceptos tiene su inspiración en la normativa comunitaria y pretende, según la Exposición de Motivos de la Ley, diferenciar los pagos por contribución a la cobertura de la retribución de las actividades de transporte y distribución (peajes) de los pagos relacionados con otros aspectos regulados del sistema (cargos).

Teniendo en cuenta lo anterior, el 19 de julio de 2014 se publicó en el Boletín Oficial del Estado la Circular 3/2014, de 2 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad. En la Circular 3/2014, teniendo en cuenta las alegaciones presentadas por los miembros del Consejo Consultivo de Electricidad a la propuesta de Circular remitida a trámite de audiencia y el nuevo marco competencial introducido en la Ley 24/20131, se definen una nueva estructura y periodos horarios de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de los consumidores, manteniéndose la estructura del peaje de transporte y distribución de aplicación a los generadores.

1 Para mayor detalle véase la Memoria justificativa de la Circular 3/2014, de 2 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, disponible en xxxxx://xxx.xxxx.xx/xxxxx/xxxxxxx/xxxxx/0000000_0.xxx

Con posterioridad, la Ley 32/2014, de 22 de diciembre, de Metrología, introduce mediante su disposición final segunda una modificación en el apartado segundo del artículo 16 a efectos de establecer que el Gobierno es el responsable de definir la estructura y condiciones de aplicación de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de los consumidores y generadores, dejando en suspenso la aplicación de la ya citada Circular 3/2014.

En febrero de 2015 la Comisión Europea envió una carta de emplazamiento a España sobre la incorrecta aplicación de las Directivas 2009/72/EC y 2009/73/EC al ordenamiento español y el 00 xx xxxxxxxxxx xx 00000 xx Xxxxxxxx Europea remitió al Gobierno un dictamen motivado en el que instaba a que cumpliera plenamente las disposiciones del tercer paquete energético, dándole un plazo de dos meses para que modificara la normativa española, tras lo cual, la Comisión podría decidir remitir el asunto al Tribunal de Justicia de la UE.

En relación con las metodologías para el establecimiento de precios regulados, en el dictamen motivado se cuestiona la correcta trasposición en cuanto a las funciones de la Autoridad Reguladora Nacional, entendiendo que es ésta la que debe determinar la retribución de las actividades reguladas que se financian con cargo a peajes, la estructura de tarifas y las condiciones de aplicación de las mismas y las reglas de asignación de la retribución a los precios regulados.

El Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, procede a modificar la Ley 3/2013, de 4 xx xxxxx, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia; la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos; la Xxx 00/0000, xx 00 xx xxxxxxxxx, xxx Xxxxxx Xxxxxxxxx; y la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, a efectos de transferir a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (en adelante CNMC) las competencias dadas al regulador en la normativa europea.

En relación con los peajes de transporte y distribución, tras la modificación introducida por el citado Real Decreto-ley 1/2019, la CNMC deberá establecer, mediante circulares, previo trámite de audiencia y con criterios de eficiencia económica, transparencia, objetividad y no discriminación y de acuerdo con las orientaciones de política energética la estructura y la metodología para el cálculo de los peajes de acceso a las redes de electricidad destinados a cubrir la retribución del transporte y la distribución.

2 La nota de prensa de la CE sobre dicho asunto se encuentra disponible en: xxxx://xxxxxx.xx/xxxxx/xxxxx-xxxxxxx_XXXX-00-0000_xx.xxx.

Finalmente, la Orden TEC/406/2019, de 5 xx xxxxx, por la que se establecen orientaciones de política energética a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establece en su apartado cuarto las orientaciones de política energética que la CNMC debe seguir en la metodología de peajes de transporte y distribución de electricidad. En particular, conforme a las orientaciones de política energética, la metodología de cálculo de los peajes de transporte debería:

1º Incentivar el proceso de electrificación de la economía 2º Contribuir a fomentar la movilidad eléctrica

3º Contribuir al ahorro y la eficiencia energética en el consumo final de la energía 4º Deben tener en cuenta la competitividad del sector industrial

5º Deben ser suficientes para garantizar la retribución de las actividades de transporte y distribución

3. OPORTUNIDAD Y NECESIDAD

El Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, modifica las competencias de la CNMC como autoridad reguladora nacional en relación a la metodología para el establecimiento de los peajes de transporte y distribución. En particular, establece que la CNMC deberá fijar, mediante circulares, previo trámite de audiencia y con criterios de eficiencia económica, transparencia, objetividad y no discriminación y de acuerdo con las orientaciones de política energética la estructura y la metodología para el cálculo de los peajes de acceso a las redes de electricidad destinados a cubrir la retribución del transporte y la distribución.

Por otra parte, teniendo en cuenta que el nuevo periodo regulatorio de la retribución de las actividades de transporte y distribución se inicia el próximo 1 de enero de 2020, se hace necesario disponer de una metodología de asignación que sirva para determinar los correspondientes peajes de acceso a las redes eléctricas, de forma coherente con la evolución de la retribución de las actividades del transporte y la distribución.

En definitiva, esta propuesta de Xxxxxxxx, recogida en el Plan de Actuación de la CNMC previsto en el artículo 39 de la Ley 3/2013, de 4 xx xxxxx, se adecúa a los principios de buena regulación previstos en el artículo 129 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas dado que responde a los principios de necesidad y eficiencia. Esta Circular es el instrumento más adecuado para garantizar la consecución de los objetivos que persigue, adecuándose a las orientaciones de política energética publicados por el Ministerio para la Transición Ecológica.

4. CONTENIDO Y ANÁLISIS JURÍDICO

La Circular consta de catorce artículos, tres disposiciones adicionales, tres disposiciones transitorias, una disposición derogatoria única, una disposición final única y tres Anexos.

Acompaña a la Circular la presente Memoria justificativa con objeto de detallar y explicar el procedimiento de cálculo de los peajes de transporte y distribución, así como la justificación de las decisiones adoptadas.

En particular, los artículos 1 a 4 recogen las condiciones generales de la Circular, tales como, el objeto, el ámbito de aplicación, la terminología y los principios generales que rigen el establecimiento de la metodología. Los artículos 5 a 8 recogen el procedimiento de cálculo de los peajes. En particular, el artículo 5 define la retribución considerada en el cálculo de los peajes, mientras que el artículo 6 establece la estructura de los peajes de transporte y distribución, el artículo 7 los periodos horarios y el artículo 8 la metodología de asignación. El artículo 9 establece las condiciones de facturación de los peajes. El artículo 10 establece coeficientes para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de aplicación a los contratos de duración inferior a un año. Finalmente, los artículos 11, 12, 13 y 14 establecen las necesidades de información a efectos de la aplicación de la metodología y obligación de la publicación de la información y los parámetros empleados en el cálculo de los peajes.

La disposición adicional primera establece el periodo de durante el cual la metodología de asignación está vigente y las condiciones de su revisión.

La disposición adicional segunda se refiere a los peajes de transporte y distribución aplicables a los puntos de recarga de vehículos eléctricos de acceso público.

La disposición adicional tercera establece la aprobación de un procedimiento de aplicación de los peajes a los consumos propios de instalaciones de producción.

La disposición transitoria primera establece el régimen transitorio en tanto las empresas no adapten los equipos, contratos y sistemas de facturación a las condiciones establecidas en la Circular.

La disposición transitoria segunda establece la facturación por energía capacitiva en el período xx xxxxx.

La disposición transitoria tercera se refiere al régimen transitorio de convergencia de la presente metodología de peajes de transporte y distribución y la metodología de cálculo de cargos.

En la disposición derogatoria se deroga la Circular 3/2014, de 2 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad.

En la disposición final única se recoge la entrada en vigor de la Circular.

Finalmente, en los Anexos I a III se recoge detalladamente la metodología de cálculo de los peajes de transporte y distribución y los parámetros aplicables durante el primer periodo regulatorio.

5. NORMAS AFECTADAS

La Circular deja sin efectos cualquier disposición normativa dictada con anterioridad que se oponga a lo dispuesto en la misma. En particular, deja sin efecto los artículos relativos a los peajes de acceso a las redes eléctricas incluidos en la siguiente normativa:

− Artículos 1, 2, 3, 6 en lo relativo a las condiciones económicas, 7, 8, 9 y disposición adicional segunda del 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.

− Anexo III de la Orden IET/107/2014, de 31 de enero, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2014.

− Apartado tercero y Anexo II de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007.

− Disposiciones adicional segunda y tercera de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009.

− Xxxxxxxxx 00, 00, 00, 00 xx xx Xxxxx ITC/1659/2009, de 22 xx xxxxx, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes xxx xxxxxxx a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica.

− La disposición adicional décima del Real Decreto 871/2007, de 29 xx xxxxx, por el que se ajustan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2007.

− Disposición adicional primera y segunda y disposición transitoria primera del Real Decreto 647/2011, de 9 xx xxxx, por el que se regula la actividad de gestor de cargas del sistema para la realización de servicios de recarga energética.

− El Real Decreto 1544/2011, de 31 de octubre, por el que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben satisfacer los productores de energía eléctrica, con la excepción de la disposición final segunda y cuarta.

− Disposición adicional sexta, disposición transitoria segunda y disposición final segunda del Real Decreto 1054/2014, de 12 de diciembre, por el que se regula el procedimiento de cesión de los derechos de cobro del déficit del

sistema eléctrico del año 2013 y se desarrolla la metodología de cálculo del tipo de interés que devengarán los derechos de cobro de dicho déficit y, en su caso, de los desajustes temporales negativos posteriores.

− Resolución de 17 xx xxxxx de 2003, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se clasifican los consumos a considerar como

«consumos propios» y la información a remitir por las empresas para ser incluidos como tales a efectos de la aplicación del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre.

Asimismo, cabe señalar que queda desplazada cualquier disposición normativa en la que se establezcan reducciones sobre los peajes de transporte y distribución resultantes en la presente Circular.

6. DESCRIPCIÓN DE LA TRAMITACIÓN

En fecha 00 xx xxxxxxx xx 0000, xx XXXX informó al Ministerio para la Transición Ecológica de las fechas previstas para la tramitación de las Circulares a desarrollar por la CNMC en 2019, en cumplimiento de lo establecido en el Real Decreto-ley 1/2019. En lo que se refiere a la propuesta de Circular por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, la CNMC indicó lo siguiente:

Circular de desarrollo normativo

Descripción

Fecha prevista de inicio de

tramitación (audiencia)

Fecha prevista de adopción

Circular, por la que se establece la

metodología para el cálculo de los peajes de transporte y

distribución de electricidad.

Metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad. Entre otros, está previsto analizar los periodos horarios, la estructura de peajes por nivel de tensión y por términos de facturación (fijo/variable), la asignación de costes por nivel de tensión y el peaje de

generación.

30/06/2019

01/11/2019

Tabla 1: Extracto de la previsión de Circulares de desarrollo normativo de la CNMC para 2019 en aplicación del RDL 1/2019 comunicada por la CNMC al Ministerio.

En fecha 00 xx xxxxxxx xx 0000, xx XXXX procedió a realizar comunicación previa pública del calendario de circulares de carácter normativo, entre las que se encontraba la previsión de esta circular, con indicación de su contenido y objetivos, incorporándose al expediente las observaciones realizadas, tras la citada comunicación.

Posteriormente, la Orden TEC/406/2019, de 5 xx xxxxx, por la que se establecen orientaciones de política energética a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establece en su apartado cuarto las orientaciones de política energética que la CNMC debe seguir en la metodología de peajes de transporte y distribución de electricidad. En particular, conforme a las orientaciones de política energética:

1º La estructura y metodología para establecer los peajes debería incentivar el proceso de electrificación de la economía española necesario para la transición energética, de manera que se favorezca la descarbonización de la economía, no se penalicen los consumos eléctricos frente a otros combustibles ni se desincentiven transformaciones energéticas que puedan resultar medioambiental o económicamente adecuadas.

2º La metodología para establecer los peajes y, en particular, el diseño de los periodos horarios, debería contribuir al fomento de la movilidad eléctrica y la electrificación de usos finales de energía.

3º El diseño de los peajes debería ser tal que contribuya, en la medida de lo posible, al ahorro y la eficiencia en el consumo final de energía eléctrica.

4º Los peajes deberían garantizar los ingresos necesarios para la retribución de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, incluyendo los activos autorizados y planificados hasta ese momento, fomentar el uso de las infraestructuras existentes y asegurar el despliegue coste eficiente de nuevas redes.

5º El diseño de los peajes debería tener en consideración la competitividad del sector industrial, respetando en todo caso las directrices comunitarias en materia de ayudas de estado.

6º La metodología utilizada para determinar las cantidades a que se hace referencia en el artículo 9.5 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, cuando se establece que, a efectos de autoconsumo compartido en instalaciones próximas, se podrán establecer cantidades por el uso de la red, deberá responder a los mismos principios que se apliquen para establecer la metodología de los peajes de transporte y distribución de electricidad a la par que se favorece el uso eficiente de la red, la energía y se facilita la instalación de energía de origen renovable.

7º Los precios deberán fomentar la eficiencia energética en el consumo y la sostenibilidad medioambiental.

6.1. Informe del Ministerio para la Transición Ecológica

El 2 xx xxxxxx de 2019, en cumplimiento del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la CNMC a las

exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE, se remitió al Ministerio para la Transición Ecológica el proyecto de Circular.

El 5 de septiembre de 2019 tuvo entrada en la CNMC el informe emitido por el Ministerio para la Transición Ecológica, donde se indica que “con carácter general está fundamentada y cumple con los estándares regulatorios internacionales”.

No obstante, el Ministerio ha indicado que se incumplen las orientaciones primera, tercera y séptima y parcialmente la segunda, motivado fundamentalmente, porque a su entender la asignación de los costes al término fijo no incentiva el desarrollo del autoconsumo, la penetración del vehículo eléctrico y el almacenamiento de energía, así como la eficiencia energética y la sostenibilidad medioambiental.

Al respecto, el Ministerio en su informe señaló los siguientes aspectos:

• La metodología propuesta no proporciona con la suficiente intensidad las señales de precios correctas en un entorno de transición energética. En particular, no comparte que la asignación de los costes de baja tensión se recupere íntegramente a través de un término de potencia. En este sentido, señala que la alternativa que propone la Circular de repartir los costes un 75% a través del término de potencia y un 25% a través del término de energía, aun siendo insuficiente, se considera más adecuada.

• Señala como mejor inductor de coste la potencia demandada en momentos de congestión y, en tanto no se disponga de información, proponen elevar la asignación de costes al término de energía.

• Considera que la estructura del peaje de aplicación al consumidor doméstico es compleja y puede dificultar la transmisión de la señala de precios a este colectivo.

• Considera que se incumple el fomento de la movilidad eléctrica dado que el elevado término fijo podría suponer una barrera a la recarga de vehículos de flotas y el establecimiento de puntos de recarga rápida y ultrarrápida.

• Señala que no consideran adecuado delegar en el diseño de los cargos todo el esfuerzo para el establecimiento de las señales de precios necesarias para la transición ecológica.

Por el contrario, el informe considera que la propuesta se adecua a las orientaciones cuarta, quinta y parcialmente la segunda, en la medida en que la metodología propuesta:

• Cumple con el criterio de suficiencia,

• Supone una reducción de peajes para la industria motivada, fundamentalmente, por la reducción de la retribución y la supresión del peaje de generación

• Contempla la aplicación de peajes a los autoconsumidores por la energía autoconsumida en el caso de instalaciones próxima a través de red, si bien señala la conveniencia de no denominarlos peajes.

• Considera que cumple con el fomento de la movilidad eléctrica para los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW.

También señala como competencias propias el desarrollo reglamentario del procedimiento de liquidaciones y la regulación de suministro de las instalaciones auxiliares.

Finalmente, ha de indicarse, que, con fecha 27 de noviembre de 2019, se reunió la Comisión de Cooperación prevista en el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, entre el Ministerio para la Transición Ecológica y la CNMC, procediéndose, en consecuencia, a redactar el texto del proyecto de circular conforme a las conclusiones alcanzadas en dicha Comisión de Cooperación.

En particular, a efectos de cumplir con las orientaciones de política energética primera, tercera y séptima, se acuerdan las siguientes modificaciones:

• Imponer una estructura de peajes del 75%-25% entre el término de potencia y energía a los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW, manteniéndose la imputación de costes al término de potencia (100%) al resto de consumidores de baja tensión.

• Simplificación de los periodos horarios para los consumidores de baja tensión y potencia contratada inferior a 15 kW.

En relación con la orientación de política energética segunda, se introduce un peaje específico aplicable a los puntos de recarga de vehículos eléctricos de acceso público.

Por último, en lo que se refiere a las cuestiones competenciales se introducen los siguientes cambios:

• Supresión de las disposiciones relativas a la liquidación para peajes de transporte y distribución.

• Sustitución de exención de realizar contratos de peajes de los denominados consumos propios por la exención del pago de peajes de acceso.

6.2. Alegaciones recibidas

El 25 de julio de 2019 fue remitido a los miembros del Consejo Consultivo de Electricidad (en adelante CCE) la propuesta de Circular por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, sometiéndose también a información pública en la página web de este Organismo. Estos trámites finalizaron el 16 de septiembre de 2019.

Se indica que han formulado observaciones a la propuesta de Circular 52 agentes.

Con carácter general, todos los agentes han valorado positivamente la oportunidad de participar en la elaboración de la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución, si bien han señalado la necesidad de coordinación de las metodologías para el establecimiento de peajes de transporte y distribución y cargos, así como la imposibilidad de valorar el impacto de la propuesta hasta que no se disponga de ambas metodologías.

Respecto de la metodología de asignación propuesta en la Circular, asimismo con carácter general los agentes han mostrado su conformidad con la misma, con la excepción de la asignación del coste de redes a los términos fijo y variable, si bien han propuesto las siguientes mejoras:

• Exceptuar del pago de peajes a los consumos propios de generación.

• Simplificar la estructura de peajes de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW.

• En coherencia, revisar los periodos horarios aplicables a los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW.

• Mantener el control de potencia de los consumidores de baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW con Interruptor de Control de Potencia (ICP) o maxímetro (en el caso de los suministros no interrumpibles).

• Mantener el esquema de facturación por potencia demandada vigente para los consumidores sin equipo de medida cuartohoraria.

• Facilitar la carga de vehículos eléctricos de acceso público.

• Necesidad de publicar los coeficientes de pérdidas.

• Aclarar el ámbito de aplicación y las condiciones de facturación de los peajes aplicables a contratos de duración inferior al año.

• Ampliar el periodo transitorio hasta al menos 6 meses, manteniendo la facturación de peajes vigentes hasta la entrada en vigor de peajes y cargos.

• Recoger expresamente en la Circular la normativa que queda derogada por la misma.

Respecto de la metodología de asignación de la retribución a los términos fijos y variables de los peajes de transporte y distribución, se indica que la mitad de los agentes que se han manifestado al respecto han mostrado su conformidad con el criterio de la Circular, motivado porque la imputación en mayor medida al término de potencia es coherente con la naturaleza del coste, al tiempo que se

complementa con una mayor diferenciación de precios, tanto en el término fijo como en el variable, reforzando la señal de precios dada a los consumidores para que realicen un uso de las redes más eficiente.

Por el contrario, la otra mitad de los agentes, han indicado la necesidad de asignar el coste de las redes en mayor medida al término variable a efectos de proporcionar a los consumidores señales de precio que conduzcan a comportamientos eficientes y facilitar la penetración del autoconsumo, del almacenamiento de energía y las comunidades locales de energía.

Finalmente, los agentes han propuesto una serie de mejoras sobre diversos aspectos no directamente relacionados con la Circular, tales como la necesidad de revisar el formato de las facturas, los pagos por capacidad y las condiciones para cumplir prestar el servicio de interrumpibilidad.

En el apartado 7 de la presente memoria se analizan las alegaciones formuladas por los distintos agentes.

Teniendo en cuenta que el artículo 18.9 del Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 xx xxxxx de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad, ACER debe elaborar un informe de buenas prácticas sobre metodologías de fijación de tarifas de transporte y distribución, en el Anexo V de la memoria se recoge un resumen detallado de las alegaciones recibidas por parte de los agentes, a efectos de contemplar de forma simétrica lo establecido en el Reglamento (UE) 2017/460 de la Comisión, de 16 xx xxxxx de 2017, por el que se establece un código de red sobre la armonización de las estructuras tarifarias de transporte de gas.

6.3. Conformidad con el Dictamen del Consejo de Estado

En su Dictamen de 19 de diciembre de 2019, el Consejo de Estado considera que la CNMC cuenta con habilitación legal para dictar la circular sometida a consulta, y considera, asimismo, que la circular es conforme con la normativa aplicable y se atiene a las orientaciones de política energética formuladas por el Ministerio para la Transición Ecológica, en particular al haberse incorporado los acuerdos de la Comisión de Cooperación celebrada.

Sin perjuicio de lo anterior, el Consejo de Estado realiza unas observaciones particulares.

De estas observaciones, el Dictamen da valor esencial a la que se refiere a la disposición adicional segunda (facturación de consumos propios de instalaciones de producción), así como a la disposición transitoria tercera (facturación de energía reactiva), de la versión remitida al Consejo de Estado.

La disposición adicional segunda de dicha versión remitida para Dictamen, se refiere a la facturación de los peajes por consumos propios de las instalaciones

de producción de energía eléctrica. Como señala el Dictamen, la facturación de peajes por consumos propios reviste cierta complejidad por el hecho de que algunas de estas instalaciones cuentan con frecuencia con varios puntos de conexión a las redes. Por ese motivo, algunas entidades solicitaron durante el procedimiento que la circular diese cobertura a las recomendaciones propuestas por el Operador del Sistema en marzo de 2016. En atención a ello, se introdujo en el proyecto la disposición adicional segunda, sobre un mandato al Operador del Sistema para remitir a la CNMC una propuesta para la determinación de criterios homogéneos a efectos de facturación de peajes de acceso a las redes por tales consumos propios, la cual aprobaría la CNMC mediante resolución. El Dictamen manifiesta dudas sobre la competencia material de la CNMC, así como sobre la idoneidad de una resolución como instrumento para su aprobación. El Consejo de Estado señala que la citada disposición adicional se refiere tanto a “criterios homogéneos a efectos de facturación de los peajes” como a la regulación de un “procedimiento de facturación”. En el primer caso (criterios homogéneos de facturación), si la regulación se refiere a la estructura o metodología aplicable al cálculo de peajes, precisaría una circular de la CNMC. En caso de que se ciña al “procedimiento de facturación”, debería tenerse en cuenta que el Gobierno continúa siendo competente al respecto. En vista de ello, el Consejo de Estado sugiere, o bien ponderar la conveniencia de mantener la disposición adicional segunda, o bien precisar con claridad cuál es el objeto de la resolución que la CNMC aprobaría, teniendo en consideración que si ese objeto presenta contenido normativo debería aprobarse por circular.

Las observaciones anteriores se han tenido en cuenta en la nueva disposición adicional tercera de la circular, con la rúbrica “Procedimiento de aplicación de los peajes de acceso a los consumos propios de instalaciones de producción de electricidad”. El apartado 1 de dicha disposición adicional aclara que el objeto de la regulación se limita al procedimiento de “aplicación” de los peajes, sin que se pretenda establecer un peaje específico para los consumos propios. En vista de que se tratará de un mero procedimiento de aplicación de peajes (sin afectar a la estructura o a otros aspectos de la metodología de peajes), dicho contenido podrá establecerse mediante resolución, del modo que la circular dispone.

Por lo que respecta a la disposición transitoria tercera, el Dictamen señala que su propósito es hacer frente a los problemas técnicos en la red provocados por la energía reactiva. En particular, la versión remitida para Dictamen incluyó la citada disposición transitoria tercera con la finalidad de solventar los problemas de sobretensión causados por la energía reactiva y registrados en la red durante los períodos xxxxx, estableciendo una regulación transitoria a la espera de los resultados de un grupo de expertos en control de tensión que se encuentra constituido. El Dictamen considera que dicha regulación carecería de la debida seguridad jurídica en tanto el ámbito de aplicación temporal de la regulación no queda delimitado con claridad. En vista de ello, el Dictamen sugiere optar por delimitar con nitidez el ámbito temporal de la disposición, o bien por suprimirla.

La anterior observación esencial del Dictamen del Consejo de Estado se ha tenido en consideración mediante una nueva disposición transitoria segunda que delimita temporalmente su ámbito de aplicación al primer período regulatorio que se desarrollará entre los ejercicios 2020 y 2025.

Asimismo, se ha modificado la circular y la memoria de la misma de acuerdo con el resto de observaciones particulares –no esenciales- realizadas por el Consejo de Estado:

- Se ha incluido en el preámbulo una justificación de las principales medidas regulatorias establecidas por medio de la presente circular, que han sido adoptadas en cumplimiento de los principios de buena regulación mencionados en el artículo 129 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, de Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas.

- Se indica en la presente memoria (apartado 7.1) que la definición de consumos propios de la circular deberá incorporarse en el resto de normas que regulan el funcionamiento de los instrumentos de medida para el cálculo de la facturación de peajes y, en particular, en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico y sus normas técnicas complementarias.

- Se modifica la rúbrica del artículo 5 para hacer constar que lo tenido en cuenta a efectos de la determinación de los peajes son los costes de la actividad de transporte y distribución.

- En la disposición adicional primera se establecen con carácter tasado las circunstancias especiales que permiten revisar la metodología de la circular, con carácter excepcional. Asimismo, se añade una previsión genérica acerca de la composición del grupo de trabajo cuyos resultados podrían dar lugar, en su caso, a la revisión de la metodología.

- En la disposición transitoria primera se fija el 1 de noviembre de 2020 como fecha antes de la cual se deberán adaptar los equipos de medida, sistemas de facturación y contratos. A su vez, la CNMC adaptará los ficheros de intercambio de información entre distribuidores y comercializadores en un plazo de tres meses desde la publicación de la circular. Finalmente, se realizan en la disposición las mejoras de redacción y otras aclaraciones que se indican en el Dictamen.

- Se hace constar que la regulación del peaje especial para puntos de recarga de vehículos de acceso público no constituye un contenido transitorio, sino adicional, pasando a ser la disposición adicional segunda.

- Se adapta la rúbrica de la disposición transitoria tercera (cuarta de la versión remitida al Consejo de Estado) de conformidad con lo indicado en el Dictamen.

- Se hace constar que la disposición final es única.

- Se suprime el último inciso de la disposición final de la circular.

- Finalmente, se atiende a las observaciones de carácter formal que señala el informe y que consisten, en esencia, en correcciones de erratas y mejoras de redacción de distintos artículos de la circular.

7. CONTENIDO Y ANÁLISIS TÉCNICO

7.1. Ámbito de aplicación

La Circular será de aplicación para la determinación de los precios de los peajes de acceso a las redes transporte y distribución de los consumidores, los autoconsumidores por la energía consumida de la red y por la energía autoconsumida en el caso instalaciones próximas a través de red, las instalaciones de generación por sus consumos propios y los intercambios de energía eléctrica que se realicen con destino en países no miembros de la Unión Europea.

En consecuencia, quedan exentos del pago de peajes por el acceso a las redes de transporte y distribución los productores de energía eléctrica por cada una de sus instalaciones por la energía neta generada vertida a la red, las empresas transportistas y distribuidoras por sus consumos propios, la energía consumida por los bombeos de uso exclusivo para la producción de energía eléctrica y las baterías de almacenamiento de energía conectadas en la red de transporte o distribución.

Respecto de la obligación del pago de peajes de los consumos propios de generación, los agentes que se han manifestado han solicitado que se declaren exentos, en la medida en que al final es necesario realizar el traslado del coste a los consumidores en el componente de energía y la repercusión indirecta es más ineficiente y afecta en mayor medida al precio final de la energía. Adicionalmente, han señalado la necesidad de establecer un procedimiento para la facturación de los peajes de los consumos propios de generación, en caso de mantenerse su aplicación.

Esta Comisión considera que a los efectos de los consumos propios una instalación de generación es equiparable a cualquier consumidor en la medida en que hace uso de las redes para abastecerse. No obstante, entendiendo la complejidad de la configuración de las medidas en algunas instalaciones de generación, motivado en algunos casos por motivos de flexibilidad y seguridad de suministro, considera necesario analizar con mayor profundidad el coste o beneficio para el conjunto del sistema de la obligación de pago de peajes por los consumos propios.

Teniendo en cuenta lo anterior, se ha optado por mantener la aplicación de peajes de transporte y distribución a las instalaciones de generación por los consumos propios, posponiendo para el siguiente periodo regulatorio la decisión de excluirles o no del ámbito de aplicación de los peajes, a efectos de disponer de mejor información.

Adicionalmente, en línea con las alegaciones de los miembros del CCE, se incorpora una disposición adicional en la que se solicita al operador del sistema

una propuesta para la determinación de criterios homogéneos a efectos de la aplicación de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben satisfacer los productores de energía eléctrica por los consumos propios de la instalación de producción.

Por último, se indica que la definición de los consumos propios se corresponde con los establecidos en la Resolución de 17 xx xxxxx de 2003, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se clasifican los consumos a considerar como «consumos propios» y la información a remitir por las empresas para ser incluidos como tales a efectos de la aplicación del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre.

Al respecto, en línea con lo señalado por el Consejo de Estado en su informe, se indica que la definición de consumos propios de la Circular deberá incorporarse en el resto de normas que regulan el funcionamiento de los instrumentos de medida para el cálculo de la facturación de peajes. En particular, el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico y sus normas técnicas complementarias.

En relación con los peajes de aplicación en las interconexiones, de conformidad con las observaciones de un miembro del CCE, se ha modificado la redacción a efectos de diferenciar los intercambios con terceros países no miembros de la UE directamente conectados y los intercambios con terceros países no miembros que se realizan a través de terceros países miembros de la UE en el caso de que no estén dentro del Acuerdo ITC (Inter-Transmission System Operator Compensation Mechanism) previsto en el Reglamento (UE) No 838/2010 de la Comisión, de 23 de septiembre de 2010.

Respecto de los peajes de acceso a las redes por parte de los generadores, cabe señalar que la justificación de establecer un peaje a los generadores está basada en la necesidad de introducir algún tipo de señal económica y/u operativa que incentive la localización de la generación en nudos de la red favorables y desincentive aquellos que pudieran derivar mayores ineficiencias.

La ubicación en la red de los generadores es un aspecto relevante para el sistema, en la medida en que las redes dan lugar a pérdidas de energía e imponen restricciones técnicas que limitan el funcionamiento de los generadores. Asimismo, cabe señalar que, si las decisiones de inversión de una nueva planta no tuvieran en cuenta, a la hora de elegir su ubicación, los costes de las redes, podría existir un riesgo de que las nuevas plantas de generación se concentraran en zonas de bajo coste de energía primaria (zonas portuarias, terminales de gas, zonas de viento, etc.), lo que podría redundar en mayores costes de inversión en red para transportar la energía hasta los puntos de demanda.

En España, donde en la actualidad existe un exceso de capacidad de generación y no hay problemas importantes de congestión en la red de transporte, la finalidad del peaje de los generadores no sería tanto proporcionar señales de

localización para la instalación de nueva capacidad de generación sino la de contribuir, junto con la demanda, a la financiación de los costes totales de la red de transporte, de acuerdo al nivel máximo fijado en la actualidad por la regulación europea (0,5 €/MWh).

Al respecto, cabe señalar que, conforme se establece en el 5 del Anexo B del citado Reglamento (EU) Nº 838/2010, XXXX publicó en abril de 2014 su opinión sobre los valores adecuados para el peaje de generación3. En dicho dictamen, ACER consideraba que el incremento de la interconexión e integración xxx xxxxxxx europeo incrementaba el riesgo de que valores diferentes del peaje G pudieran distorsionar la competencia4. Al objeto de limitar los riesgos anteriores, ACER recomendaba que las tarifas G fueran reflejo de costes, se aplicaran apropiadamente y eficientemente y, en la medida de lo posible, de forma armonizada en la Unión Europea.

En relación con la estructura del peaje, ACER señalaba que (i) no se consideraba adecuado establecer un peaje con un término variable por MWh producido para recuperar los costes de infraestructuras, (ii) se consideraba más adecuado para proporcionar señales de localización a los generadores peajes con un término fijo por instalación (€/año) o peajes con un término fijo por potencia contratada (€/MW) y (iii) no se consideraba oportuno establecer límites a los peajes cuando constasen de un término fijo ya sea por instalación o por potencia contratada (€/MW).

Por otra parte, cabe indicar que, el principio de peaje único a nivel nacional, establecido en el artículo 16.1 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, impide la utilización del peaje de generadores para proporcionar señales a la localización.

Al respecto se indica que una parte de los agentes han valorado positivamente la supresión del peaje de generación, en la medida en que resulta ineficiente y es trasladado automáticamente al consumidor en el componente de energía, mientras que otra parte se ha mostrado en contra debido a que consideran que el generador no va a trasladar la reducción del coste al consumidor en el componente de energía.

En consecuencia, teniendo en cuenta que, en la situación actual en España no es posible proporcionar señales de localización a la generación, que el actual peaje a los productores está establecido en un término variable, lo que facilita su traslado al consumidor y que la Comisión en ámbito sus competencias establecerá los mecanismos de supervisión y seguimiento necesarios para

3 Disponible en http://xxx.xxxx.xxxxxx.xx/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Opinions/Opinions/ACER% 20Opinion%2009-2014.pdf

4 Cabe señalar que en Portugal existe un peaje de entrada a la red de transporte aplicables a los productores en régimen ordinario y especial de 0,5 €/MWh. Véase xxxx://xxx.xxxx.xx/xx/xxxxxxxxxxxxx/xxxxxxxxxxxxxx/0000/Xxxxxxxxx/Xxxxxxxxx%00Xxxxx%X0%X0x ia%202019%20(Dez2018).pdf

garantizar el traslado de esta reducción en sus ofertas, en la Circular se propone asignar la totalidad del coste de las redes a la demanda.

Respecto de los consumos propios de las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica se propone excluirlas del ámbito de aplicación de los peajes de redes, motivado porque el tratamiento de los consumos propios como pérdidas de la actividad de redes introduce una señal de eficiencia para su reducción, en la medida en que, al no suponer un coste reconocido, no implica su traslado a los consumidores.

Cabe señalar que, esta Comisión ya propuso este tratamiento en su Informe sobre la propuesta de Real Decreto por el que se modifican distintas disposiciones en el sector eléctrico5, aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria de 10 xx xxxxx de 2015.

Se indica que la definición de los consumos propios se corresponde con los establecidos en la Resolución de 17 xx xxxxx de 2003, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se clasifican los consumos a considerar como «consumos propios» y la información a remitir por las empresas para ser incluidos como tales a efectos de la aplicación del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre.

Finalmente, en línea con las alegaciones del CCE el informe del MITECO, la Directiva (UE) 2019/9446 y el Reglamento (UE) 943/2019, se establece la exención del pago de peajes a las compras de energía de las instalaciones de bombeo de uso exclusivo a la producción y a las baterías de almacenamiento de energía conectadas en la red de transporte o distribución.

7.2. Estructura de los peajes de transporte y distribución

Según el artículo 16 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, en el marco de las orientaciones de política energética adoptadas por el Ministerio para la Transición Ecológica, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecerá, mediante circular, la metodología, para el establecimiento de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deberán satisfacer los usuarios de las mismas. Adicionalmente, en el citado artículo se establece que los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución deberán ser únicos a nivel nacional.

5 Disponible en xxxxx://xxx.xxxx.xx/xxxxxxxxxxx/xxxxx00000

6 La Directiva 2019/944 establece en el artículo 1 que “La presente Directiva establece normas comunes en materia de generación, transporte, distribución, almacenamiento de energía y suministro de electricidad, así como normas relativas a la protección de los consumidores, con vistas a la creación en la Unión de unos mercados de la electricidad competitivos realmente integrados, centrados en el consumidor, flexibles, equitativos y transparentes.”

El apartado cuarto de la Orden TEC/406/2019, de 5 xx xxxxx, por la que se establecen orientaciones de política energética a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en relación con la estructura de peajes establece que la misma debería incentivar el proceso de electrificación de la economía, señalando en particular, que en el diseño de los peajes, se deberían proporcionar señales de precios adecuadas por periodos horarios, de tal forma que se facilite el fomento de la movilidad eléctrica y el ahorro y la eficiencia en el consumo final de la energía.

La Circular 3/2014, de 2 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, establece una estructura de peajes de acceso a las redes de transporte y distribución diferenciadas por niveles de tensión y periodos horarios, similar a la estructura de peajes vigente en ese momento. En particular, la Circular 3/2014 diferencia los peajes de transporte y distribución por los siguientes niveles de tensión: NT0: tensiones inferiores a 1kV; NT1: tensiones comprendidas entre 1kV y 36kV; NT2: tensiones comprendidas entre 36kV y 72,5kV; NT3: tensiones comprendidas entre 72,5kV y 145kV y NT4: tensiones superiores a 145kV).

Adicionalmente, los peajes de los consumidores conectados en baja tensión se diferencian por potencia contratada. En particular, se distinguen dos colectivos de consumidores, aquellos con potencia contratada inferior o igual a 15 kW (conectados, típicamente a redes de 220/230 V) y aquellos con potencia contratada superior a 15 kW (conectados a redes de tensión de 380/400 V).

Según la metodología de la Circular, teniendo en cuenta los factores inductores que inciden en la asignación de la retribución de las actividades de transporte y distribución, no se justifica la diferenciación de los peajes de transporte y distribución de los consumidores conectados en redes de baja tensión con potencia contratada inferior a 10 kW y de potencia contratada comprendida entre 10 y 15 kW de los peajes de acceso vigentes. Asimismo, no se justifica la discriminación existente en los peajes de acceso de los consumidores conectados a media tensión en dos colectivos en función de la potencia contratada (3.1 A y 6.1).

Con posterioridad a la publicación de la Circular, la estructura de peajes de acceso fue modificada7 a efectos de desdoblar la tarifa de acceso 6.1, de aplicación a consumidores conectados en el nivel de tensión comprendido entre 1 y 36 kV y potencia contratada superior a 450 kW en algún periodo, en dos peajes de acceso denominados 6.1 A, de aplicación a los consumidores conectados en redes de tensión mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV, y 6.1B,

7 Mediante la disposición final segunda del Real Decreto 1054/2014, de 12 de diciembre, por el que se regula el procedimiento de cesión de los derechos de cobro del déficit del sistema eléctrico del año 2013 y se desarrolla la metodología de cálculo del tipo de interés que devengarán los derechos de cobro de dicho déficit y, en su caso, de los desajustes temporales negativos posteriores

de aplicación a los consumidores conectados en redes de tensión mayor o igual a 30 kV y menor de 36 kV.

Al respecto esta Comisión señaló que, dado que no existe una definición universal ni una convención sobre dónde se deben poner los límites que definen los grupos tarifarios, los cálculos de los peajes de acceso se realizan con unas características de las redes y transformaciones generales, sin entrar en las especificidades concretas de diseño de las redes llevadas a cabo por cada empresa distribuidora, y cuyo desarrollo ha venido motivado por distintos factores como la demanda, eficiencia, orografía y otros factores socioeconómicos de la zona atendida por cada empresa distribuidora en cada territorio específico. Esta perspectiva es la que había justificado que en la Circular 3/2014 se mantuviera la estructura de peajes por nivel de tensión establecida en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre.

El 6 de octubre de 2018 fue publicado en el Boletín Oficial del Estado el Real Decreto-ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores. Entre otros aspectos, el citado Real Decreto-ley modifica la estructura de peajes de acceso a efectos de integrar en el peaje 6.2 el peaje 6.1 B. En consecuencia, tras la modificación de la estructura de peajes introducida por el Real Decreto-ley, a los consumidores conectados en redes de tensión comprendida entre 1 kV y 36 kV les aplicará el peaje 3.1 A cuando la potencia contratada en todos los periodos sea inferior a 450 kV y cuando la potencia contratada sea igual o superior a 450 kW en algún periodo el peaje 6.1 A si están conectados en redes de tensión comprendida entre 1 kV y 30 kV y el peaje 6.2 cuando estén conectados a redes de tensión igual o superior a 30 kV.

Al respecto se indica que se ha constatado que los consumidores conectados en redes de tensión comprendida entre 30 kV y 36 kV se alimentan directamente de las redes de 132 kV.

Por otra parte, otro aspecto relevante a tener en cuenta es que prácticamente la totalidad de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada igual o inferior a 15 kW ya dispone de un contador con telemedida y telegestión integrado y, por tanto, con acceso a la información horaria de su consumo. Esta información es clave en la medida en que permite al consumidor conocer y, consecuentemente, modificar sus hábitos de consumo hacia periodos horarios de precios más bajos.

Teniendo en cuenta el cambio de modelo introducido en el Real Decreto 216/20148, de 28 xx xxxxx, que establece la facturación horaria del componente de energía para los suministros acogidos al precio voluntario para el pequeño

8 Real Decreto 216/2014, de 28 xx xxxxx, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación

consumidor, el grado de penetración de los contadores con capacidad de telemedida9 integrados y la necesidad derivada de la normativa europea10 de trasladar señales de precio a todos los consumidores a efectos de mejorar la eficiencia energética, se considera necesario introducir la discriminación horaria para todos los consumidores.

La introducción de peajes con discriminación horaria para todos los consumidores es consistente con el fomento de la eficiencia y el ahorro de energía y está en línea con la obligación impuesta a los comercializadores de incluir en la factura de cada consumidor que tenga contratado el PVPC el importe al que hubiera ascendido de haberse aplicado el resto de modalidades de discriminación horaria asociadas a los peajes de acceso que puede contratar el consumidor con derecho a PVPC.

En relación con lo anterior cabe señalar que, según la información disponible en la CNMC, tendrían acceso a información sobre sus consumos horarios prácticamente la totalidad de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW, los consumidores conectados en alta tensión y, aproximadamente, el 50% de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada superior a 15 kW y media tensión con potencia contratada en algún periodo superior a 450 kW. A efectos de proporcionar señales de precios, cabría plantearse la implementación de contadores horarios también para los consumidores acogidos a los actuales peajes 3.0 y 3.1 A.

Finalmente, el 6 xx xxxxx de 2019 se publicó el Real Decreto 244/2019, de 5 xx xxxxx, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica. El Real Decreto 244/2019 simplifica las modalidades de autoconsumo y los trámites administrativos y de registro, define el concepto de ‘instalación próxima’ a los efectos de regular el autoconsumo colectivo, confirma la eliminación del cargo a la energía autoconsumida, crea un mecanismo de compensación simplificada para retribuir al autoconsumidor con excedentes por los vertidos de energía a la red, y facilita la instalación de elementos de acumulación sin más requisitos que el de cumplir

9 Según la última información disponible, a 31 de diciembre de 2018 el 99,06% de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior o igual a 15 kW tenían instalado un contador con capacidad de medida horaria y de éstos, el 99,07% estaba integrado lo que les permite el acceso a sus datos de consumo horario (véase informe INF/DE/180/18, disponible en xxxxx://xxx.xxxx.xx/xxxxxxxxxxx/xxxxx00000).

10 Referencia al cuarto paquete y a la directiva de eficiencia energética. La Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2012 relativa a la eficiencia energética, por la que se modifican las Directivas 2009/125/CE y 2010/30/UE, y por la que se derogan las Directivas 2004/8/CE y 2006/32/CE establece que la Autoridad Regulatoria Nacional en el procedimiento de establecimiento de tarifas de red debe tener en cuenta los criterios del Anexo XI. En particular, las tarifas de red deben tener en cuenta el ahorro derivado de las medidas de gestión de la demanda y la generación distribuida, así como señales de precios a efectos de desplazar la demanda de las horas de punta a las horas xx xxxxx.

las normativas de seguridad y calidad industrial, lo que probablemente, redundará en un aumento significativo del autoconsumo.

Considerando la reciente modificación de la estructura de peajes vigentes, el grado de penetración de los equipos de medida con capacidad de telemedida para los consumidores de menor tamaño y el previsible desarrollo del autoconsumo consecuencia de la nueva regulación, esta Comisión considera necesaria la revisión en profundidad de la estructura de peajes de acceso establecida en el Real Decreto 1164/2001.

No obstante lo anterior, teniendo en cuenta es preciso el análisis de la información de los perfiles horarios de los consumidores de menor tamaño, la necesidad de disponer de información sobre la evolución del autoconsumo y su impacto en las redes de transporte y distribución, el escaso margen de que se dispone para desarrollar la metodología de peajes, las alegaciones de los miembros del CCE y el informe del MITECO, se propone mantener para el periodo regulatorio la estructura de peajes de la Circular 3/2014 con las siguientes modificaciones:

a) Redefinición de los niveles de tensión NT1 y NT2. En particular, el nivel de tensión tarifario NT1 pasará a estar integrado por redes de tensión superior a 1 kV e inferior a 30 kV y el nivel de tensión tarifario NT2 estará integrado por redes de tensión igual o superior a 30 kV e inferior a 72,5 kV.

Al respecto se indica que, algunos miembros del CCE de electricidad han manifestado que la estructura propuesta no obedece a criterios objetivos y que supone la discriminación para algunos consumidores industriales que teniendo características similares están conectados a redes de 24 kV, proponiendo bien modificar los niveles de tensión NT1 y NT2 a efectos de incorporar este colectivo en el NT2 bien agregar los niveles de tensión NT1 y NT2 en un único nivel de tensión.

Adicionalmente, un agente ha propuesto desdoblar el peaje de transporte en dos peajes de aplicación a consumidores conectados en 220 kV y en 400 kV.

Esta Comisión está de acuerdo con la necesidad de revisar en profundidad la estructura de peajes por niveles de tensión. No obstante, teniendo en cuenta que la estructura que finalmente se adopte debe ser consensuada por todos los agentes y obedecer a criterios técnicos y económicos y la reciente modificación de la definición de los niveles de tensión, considera más adecuado esperar a los resultados que se obtengan del grupo de trabajo previsto en la disposición adicional primera.

b) Implementación de la discriminación horaria de seis periodos en el término de energía de todos los peajes, con la excepción de los

consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW.

En línea con las observaciones de los agentes y del MITECO, se establece una discriminación horaria de tres periodos, en la medida en que este tipo de consumidores tiene capacidad de desplazar el consumo a lo largo del día, pero no entre meses y a efectos de simplificar la señal de precios de los consumidores de menor tamaño.

Se indica que algunos agentes han propuesto implementar una discriminación horaria de tres periodos para todos los consumidores conectados en baja tensión. No obstante, teniendo en cuenta que los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada superior a 15 kW y los consumidores conectados en media tensión con potencia contratada inferior a 450 kW han venido solicitado una estructura de peaje con discriminación horaria de seis periodos, se ha optado por mantener la discriminación horaria de seis periodos.

c) Implementación de la discriminación horaria de dos periodos en el término de potencia del peaje de transporte y distribución aplicable a los consumidores conectados en redes de baja tensión con potencia contratada igual o inferior a 15 kW.

d) Introducción de dos peajes de aplicación a los puntos de suministro dedicados en exclusividad a la recarga de vehículos eléctricos de acceso público.

De conformidad con las alegaciones recibidas por parte de los agentes y del MITECO, en línea con las orientaciones de política energética, y con objeto de facilitar la penetración del vehículo eléctrico, se introducen dos peajes de aplicación a puntos de suministro conectados en baja y media tensión, dedicados en exclusividad a la recarga de vehículos eléctricos de acceso público. Estos peajes, de carácter opcional, constarán de seis términos de potencia y seis términos de energía.

e) Obligación de contratar potencias crecientes

Algunos agentes en sus alegaciones han señalado bien la necesidad de revisar el criterio de imponer la obligación de contratar potencias crecientes bien su eliminación.

Al respecto cabe indicar que la obligación de contratar potencias crecientes se mantiene con objeto de que los precios por periodo horario resulten decrecientes, motivado porque se facilita la transmisión de la señal de precios al consumidor.

En paralelo, durante el periodo regulatorio, se trabajará con los agentes en el análisis, revisión y, en su caso, modificación de la estructura de peajes de acceso

a las redes (tanto por nivel de tensión, como por periodo horario y estructura fijo variable), con objeto de mejorar las señales de precios a los usuarios de las mismas, para lo que se propone la creación de un grupo de trabajo liderado por la CNMC e integrado por representantes del operador del sistema, transportistas, distribuidores y consumidores.

7.3. Periodos horarios

La estructura de peajes propuesta discrimina horariamente los términos de potencia y energía consumida de los peajes de transporte y distribución. El objetivo de la diferenciación de precios por periodos horarios es proporcionar a los consumidores señales de precio en los peajes de transporte y distribución que incentiven el uso de las redes en las horas de menor demanda, donde la saturación de las redes es menor, y lo desincentive en los periodos horarios de mayor demanda del sistema, donde la probabilidad de saturación de las redes es más elevada.

Esta correspondencia entre los periodos horarios definidos y la evolución de demanda del sistema es crucial debido a que los distintos periodos horarios son la base para establecer distintos precios en los peajes de transporte y distribución y, por tanto, también de los peajes de acceso. Los periodos horarios establecidos deben ser consistentes con la caracterización de la demanda, a efectos de proporcionar señales correctas de precios a los consumidores por su impacto sobre los costes de las redes.

Teniendo en cuenta que los calendarios vigentes fueron introducidos el 1 de enero de 2008, en la Circular 3/2014 se realizó una revisión de los mismos, basada en una propuesta del Operador del Sistema. En particular, dado el periodo de tiempo transcurrido desde la aprobación de la citada Circular 3/2014, se ha procedido al análisis de los periodos horarios de la misma, concluyéndose la necesidad de su revisión.

En resumen, del análisis realizado se concluye la necesidad de revisar tanto las temporadas eléctricas y, coherentemente, los tipos de días, como los periodos horarios. Se indica que, teniendo en cuenta que la demanda presenta punta de mañana y punta de tarde todos los días y en todos los subsistemas, independientemente del tipo de día, se propone extender la señal de precio de la punta de mañana y de la punta de tarde a todos los tipos de día. En consecuencia, todos los días del año constarán de tres periodos horarios punta, llano y xxxxx, con la excepción de los xxxxxxx, xxxxxxxx y festivos.

En el Anexo II se presenta el detalle de los análisis realizados y la propuesta de revisión de los Calendarios de la Circular 3/2014.

7.4. Metodología de asignación de la retribución de las actividades de transporte y distribución

El reparto de la retribución de las actividades de transporte y distribución entre los distintos suministros se basa en dos criterios de reparto. Por una parte, el consumidor deberá pagar por las redes de transporte y distribución que utiliza. Por otra parte, los peajes de transporte y distribución deben incentivar 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.

La aplicación de la metodología requiere información xx xxxxxxx, por lo que en primer lugar se describe brevemente la información utilizada.

A continuación, se describe la aplicación de la metodología de la Circular para el cálculo de los peajes de transporte y distribución correspondientes al ejercicio 2020. A efectos de simplificar la explicación, se presentan los resultados de la asignación conjunta del transporte y distribución. No obstante, la metodología proporciona los términos de potencia y energía de los peajes de transporte y de los peajes de distribución de forma desglosada.

7.4.1. Información necesaria para la determinación de los peajes de transporte y distribución

La metodología de asignación de la retribución de las actividades de transporte y distribución que se debe recuperar con cargo a los peajes de un ejercicio, requiere la siguiente información:

− Retribución reconocida para cada una de las actividades de transporte y distribución

− Modelo de red simplificado con la información sobre la generación, demanda y pérdidas en cada nivel de tensión.

− Balances de potencia para la hora de máxima demanda de cada periodo horario

− Balances de energía desagregados por periodos horarios.

− Curvas de carga de grupos tarifarios.

− Previsión de las variables de facturación desagregadas por grupo tarifario.

− Previsión sobre el grado de penetración del autoconsumo, desagregado por nivel de tensión.

− Reparto de los costes de distribución por niveles de tensión tarifario, obtenidos a partir de la información de las Circulares de información de la CNMC.

− Calendarios de la Orden ITC/2794/2007 y de la Circular.

Cabe señalar que la información empleada para la asignación de la retribución del transporte y de la distribución a los peajes de transporte y distribución de 2020, según los calendarios de la Circular, utiliza la misma información de base que la asignación con los calendarios vigentes, con la excepción de los balances de potencia por periodo horario, que han sido solicitados a las empresas distribuidoras con más de 100.000 clientes. En los casos en que ha sido posible se ha adaptado la información disponible a los nuevos calendarios.

7.4.2. Retribución asignada a los peajes de transporte y distribución

Los peajes de transporte y distribución deben recuperar tanto la retribución del propio ejercicio como los desvíos de ejercicios anteriores. A continuación, se detalla la determinación de la retribución del transporte y la distribución que se asignan a los peajes de transporte y distribución de los consumidores para 2020.

I. Determinación de la retribución de redes a asignar en los peajes de transporte en 2020

La retribución del transporte que se asigna a los peajes de transporte de los consumidores se corresponde con la retribución provisional prevista por la CNMC para el ejercicio 2020, conforme a la metodología de la propuesta de Circular de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establece la metodología de cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica, minorado por la previsión de ingresos o pagos resultantes del transporte intracomunitario y de las conexiones internacionales previstos para 2020, incluidos los derivados del mecanismo de gestión de restricciones.

Retribución del transporte ( RT,n )

La retribución provisional prevista por la CNMC para el ejercicio 2020, conforme a la metodología de la propuesta de Circular de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establece la metodología de cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica, asciende a

1.558.266 miles de euros.

Otros ingresos o pagos de transporte intracomunitarios ( TSOn )

Los ingresos o costes derivados del acuerdo ETSO y las rentas de gestión de congestión previstas para 2020 ascienden a 93.526 miles de €. Se indica que los ingresos previstos por este concepto se han estimado considerando que mantienen los ingresos registrados en el periodo comprendido entre julio de 2018 y junio de 2019, última información disponible en la base de datos de liquidaciones.

Desvíos de ejercicios anteriores ( D )

En la determinación de la retribución de transporte que debe imputarse a los peajes de transporte se incluirán, en su caso, la revisión de la retribución del transporte respecto de la inicialmente considerada en ejercicios anteriores, así como la diferencia entre los ingresos previstos y reales de los peajes y de los ingresos o pagos resultantes de los transportes intracomunitarios o de las conexiones internacionales, incluidos los derivados del mecanismo de gestión de restricciones.

No se han considerado desvíos por la revisión de la retribución del transporte de ejercicios anteriores, si bien están pendientes de aprobación las retribuciones definitivas de la actividad del transporte de los ejercicios 2016, 2017 y 2018. En caso de que fueran establecidos nuevos valores de la retribución para dichos ejercicios, las diferencias serían incorporadas en el cálculo de los peajes de transporte.

Por otra parte, conforme al procedimiento de liquidaciones, los ingresos correspondientes a un ejercicio facturados hasta el mes de febrero del ejercicio siguiente se incorporan en las liquidaciones de dicho ejercicio, mientras que los ingresos facturados en meses posteriores se incorporan en las liquidaciones del ejercicio siguiente. En consecuencia, en la determinación de la retribución de transporte que debe imputarse a los peajes de transporte en el ejercicio n se tendrá en cuenta la diferencia entre los ingresos previstos y reales del ejercicio n-2. No obstante, no se han considerados desvíos por este concepto al ser el primer año de aplicación de la Circular.

En resumen, se estima en 1.464.740 miles de euros el coste de transporte a imputar en los peajes de transporte para el ejercicio 2020.

Cuadro 1. Estimación del coste de transporte que se debe recuperar a través del peaje de transporte de los consumidores en el ejercicio 2020

Retribución de transporte a recuperar por los peajes de transporte (miles €)	1.464.740
Retribución del transporte 2020	1.558.266
± TSO	- 93.526
Ingresos o pagos Acuerdo ETSO	- 3.355
Gestión de restricciones en conexiones internacionales	- 90.172
± Desvíos de ejercicios anteriores
Retribución definitiva ejercicios anteriores	no aplica
Ingesos por peajes de transporte	no aplica
Ingresos o pagos Acuerdo ETSO	no aplica
Gestión restrcciones	no aplica

Fuente: CNMC

II. Determinación de la retribución de redes a asignar en los peajes de distribución en 2020

Análogamente a los peajes de transporte, los peajes de distribución de los consumidores incluyen en su cálculo la retribución provisional de la distribución prevista para 2020, conforme a la propuesta de Circular de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establece la metodología de cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica, minorada, en su caso, por los desvíos de ejercicios anteriores, debidos a la revisión de la retribución de ejercicios anteriores y las diferencias entre los ingresos previstos y reales por la aplicación de los peajes de generadores conectados a las redes de distribución y por los peajes de distribución de consumidores de ejercicios anteriores.

Retribución de la distribución ( RD,n )

La retribución provisional de la actividad de distribución prevista para 2020 asciende a 5.318.627 miles de euros. Este importe se corresponde con la retribución prevista para la actividad de distribución para el ejercicio 2020, estimada conforme a la metodología de la propuesta de Circular de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establece la metodología de cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica.

Desvíos de ejercicios anteriores ( DD )

En la determinación de la retribución de distribución que se debe recuperar con cargo a los peajes de distribución del ejercicio 2020, no se han considerado desvíos de ejercicios anteriores, ni en la retribución ni en los ingresos de peajes de distribuidores, por las mismas razones análogas a la retribución del transporte.

En consecuencia, la retribución de la distribución que se debe recuperar con cargo a los peajes de distribución se corresponde con la previsión de retribución de la actividad para el ejercicio 2020, esto es, 5.318.627 miles de euros (véase Cuadro 2).

Cuadro 2. Estimación del coste de distribución que se debe recuperar por los peajes de distribución de los consumidores en 2020

Retribución de la distribución a recuperar por peajes de distribución (miles €)

5.318.627

+ Retribución Distribución

± Desvíos de ejercicios anteriores

Revisión retribución ejercicios anteriores

5.318.627

no aplica

Desvíos peajes de distribución

no aplica

Fuente: CNMC

Respecto de la retribución asignada a los peajes de transporte y distribución, algunos agentes han señalado que se debe considerar en la determinación de los peajes todos los ingresos, incluyendo los procedentes de las exportaciones e importaciones de electricidad de o hacia países no miembros, los procedentes de excesos de potencia y los procedentes de la facturación por energía reactiva.

Al respecto se indica que, los ingresos procedentes de las exportaciones e importaciones de países no miembros son tenidos en cuenta en la metodología de asignación, en la medida en que están incluidos en las previsiones de potencia y energía, mientras que los ingresos procedentes de la facturación de excesos de potencia y energía reactiva se incluyen en el desvío de ingresos de peajes de transporte y distribución en el ejercicio siguiente.

Respecto a los ingresos derivados de la facturación por excesos de potencia y energía reactiva, se indica que no se incluyen en la previsión de la retribución del propio porque se considera que la metodología de asignación debe asignar la retribución entendiendo que los consumidores se comportan de forma eficiente. En caso de incluir una estimación de los ingresos por la facturación de excesos de potencia y energía reactiva en la determinación de la retribución del propio ejercicio retribución del propio ejercicio y que con posterioridad el comportamiento de los consumidores no diera lugar a la facturación por dichos conceptos, se produciría una insuficiencia de ingresos.

Teniendo en cuenta que lo que se pretende con la metodología es proporcionar señales de precio adecuadas a los consumidores a efectos de inducir comportamientos eficientes, se considera más adecuado incluir la facturación de los ingresos derivados de excesos de potencia y energía reactiva en la determinación de la retribución del ejercicio siguiente.

Por último, conforme a las alegaciones recibidas por parte de un agente, se ha procedido a armonizar con la normativa europea la referencia a los ingresos resultantes de las conexiones internacionales.

7.4.3. Asignación de la retribución a los peajes de transporte y distribución

La metodología de asignación de la retribución del transporte y de la distribución a los correspondientes peajes consta de varias fases. En primer lugar, conforme a un criterio de causalidad, se asigna la retribución por nivel de tensión teniendo en cuenta el uso que de las redes hacen los distintos colectivos. En segundo lugar, teniendo en cuenta el principio de reflejo de costes, se asigna la retribución de cada nivel de tensión entre un término fijo y un término variable teniendo en cuenta las variables inductoras de los costes. Por último, se asigna la retribución de cada nivel de tensión y término de facturación por periodos horarios, a efectos de proporcionar señales de precios a los usuarios sobre el momento más adecuado para consumir. A continuación, se describe detalladamente el procedimiento de asignación.

I. Asignación de la retribución del transporte y de la distribución por niveles de tensión tarifarios

De acuerdo con el principio de eficiencia, la metodología de cálculo de los peajes de transporte y distribución asigna la retribución de las actividades de transporte y distribución a cada grupo tarifario teniendo en cuenta las redes que utiliza para su suministro, evitando de esta manera subsidios cruzados entre grupos tarifarios. Para ello se hace necesario, en primer lugar, desglosar la retribución de las redes entre los distintos niveles de tensión tarifarios (NT0 a NT4).

En particular, la retribución de la red transporte se asigna al nivel de tensión tarifario NT4 (tensión igual o superior a 145 kV), mientras que la retribución de la distribución se desglosa entre los distintos niveles de tensión tarifarios (NT0 a NT3), teniendo en cuenta la información declarada por las empresas distribuidoras en la Circular informativa 4/2015, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de petición de información a las empresas distribuidoras de energía eléctrica para la supervisión y cálculo de la retribución de la actividad de distribución, en aplicación del artículo 11 del Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica. En particular, los costes de distribución de cada nivel de tensión tarifario se determinan a partir de los siguientes costes:

(i) NT0 (tensiones no superiores a 1 kV): los costes de las líneas de baja tensión, así como los costes de los centros de transformación.

(ii) NT1 (tensiones superiores a 0 xX x xxxxxxxxxx x 00 xX): los costes de las líneas de media tensión, así como los de las subestaciones alta/media tensión.

(iii) NT2 (tensiones iguales o superiores a 30 kV e inferiores a 72,5 kV) y NT3 (tensiones iguales o superiores a 72,5 kV e inferiores a 145 kV): los costes de las líneas de alta tensión, así como los de las subestaciones de transporte

/alta tensión y los de las subestaciones alta tensión/alta tensión.

En el Cuadro 3 se recogen los porcentajes de reparto de la retribución del transporte y la distribución por nivel de tensión tarifario y la retribución que resulta de aplicar dichos porcentajes a la retribución de la actividad de distribución que debe recuperarse por los peajes de transporte y distribución de 2020.

Cuadro 3. Asignación de la retribución del transporte y la distribución de 2020 a recuperar a través de los peajes de transporte y distribución por nivel de tensión tarifario. Porcentajes de reparto de costes de redes por niveles de tensión tarifarios.

% de coste sobre total

Retribución de redes a recuperar por nivel de tensión tarifario (miles €)

Retribución del transporte

NT4

Retribución de distribución

NT3

NT2

NT1

NT0

1.464.740

505.270

617.493

2.157.767

2.038.098

100,0%

9,50%

11,61%

40,57%

38,32%

Fuente: CNMC y Circular informativa 4/2015, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de petición de información a las empresas distribuidoras de energía eléctrica para la supervisión y cálculo de la retribución de la actividad

Cabe señalar que, en sus alegaciones, varios agentes han indicado la necesidad de aportar más información sobre la distribución de costes por nivel de tensión, ya que lo contrario iría en contra del criterio de transparencia.

Al respecto se indica que no es posible la publicación de información detallada de los costes de las empresas transportistas y distribuidoras, en la medida en que se trata de información comercialmente sensible. No obstante, se indica que se puede obtener información adicional sobre los componentes de costes incluidos en la retribución en las Memorias que acompañan a la propuesta de Circular por la que se establece la metodología de cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica11 y a la propuesta de Circular por la que se establece la metodología de cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica12.

Teniendo en cuenta el consenso de los agentes sobre la metodología de asignación de la retribución por nivel de tensión, se mantiene la propuesta sometida a consulta pública.

II. Asignación de la retribución del transporte y distribución de cada nivel de tensión a los términos de potencia y de energía y señales de precios y eficiencia

Respecto de la metodología de asignación de la retribución a los términos fijos y variables de los peajes de transporte y distribución, se indica que la mitad de los agentes que se han manifestado al respecto han mostrado su conformidad con el criterio propuesto en la Circular, motivado porque la imputación en mayor

11 Disponible en xxxxx://xxx.xxxx.xx/xxxxxxxxxxx/xxxxx00000

12 Disponible en xxxxx://xxx.xxxx.xx/xxxxxxxxxxx/xxxxx00000

medida al término de potencia es coherente con la naturaleza del coste, al tiempo que se complementa con una mayor diferenciación de precios, tanto en el término fijo como en el variable, reforzando la señal de precios dada a los consumidores para que realicen un uso de las redes más eficiente.

Al respecto, dos agentes han apuntado que, si bien coinciden en que la potencia es el principal inductor de coste en el diseño de las redes, disienten en que la potencia contratada sea la mejora aproximación y proponen como alternativa el empleo de la potencia media en el periodo de facturación, lo que equivale a energía consumida para los consumidores de baja tensión, motivado porque, en su opinión, la potencia contratada no recoge adecuadamente el uso que los consumidores hace de las redes y porque incentiva el desarrollo de las comunidades energéticas lo que podría poner en riesgo la sostenibilidad del sistema eléctrico.

Por otra parte, el MITECO en el ámbito del informe que debe elaborar sobre la adaptación de la Circular a las políticas de orientación energética, ha indicado que se incumplen las orientaciones primera, tercera y séptima y parcialmente la segunda, motivado fundamentalmente, porque a su entender la asignación de los costes al término fijo no incentiva el desarrollo del autoconsumo, la penetración del vehículo eléctrico y el almacenamiento de energía, así como la eficiencia energética y la sostenibilidad medioambiental.

Por último, en relación con el paquete “Energía limpia para todos los europeos”, en adelante paquete de invierno, dos agentes han señalado que la propuesta no tiene en cuenta la Directiva (UE) 2019/944 ni el Reglamento (UE) 943/2019, mientras que otros tres agentes han señalado la necesidad de revisar en profundidad la normativa del sector eléctrico, a efectos de adaptarla a la nueva normativa europea y las circunstancias derivadas de la transición energética.

Respecto al inductor de coste, se indica que desde el punto de vista de las redes no es tan importante cuánto se consume, sino cómo se consume. Cabe señalar que dos consumidores con el mismo consumo anual inducen costes distintos en relación con el diseño de las redes dependiendo de cómo sea su perfil de consumo. Así, el coste de las redes en que se incurre para atender a un consumidor plano es inferior al coste de las redes en que se incurre para atender a un consumidor con una demanda apuntada o, en el extremo, a un consumidor cuyo consumo se concentra en un único momento. En el primer caso, la potencia demandada en todas las horas es la misma, mientras que en los otros dos casos habría que diseñar las redes de forma que se pueda atender la potencia del

momento de máxima demanda, quedando red ociosa en el resto de las horas (véase Gráfico 1).

Gráfico 1. Potencia demandada por dos consumidores con el mismo volumen de consumo y diferente perfil.

0,0700

Potencia de diseño de la red

0,0600

0,0500

0,0400

0,0300

0,0200

0,0100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Perfil peaje 2.0

Perfil plano

Fuente: CNMC

Asimismo, el coste de inversión en redes depende del número de suministros que debe abastecerse. Parece claro que, en el caso de un consumidor que dispusiera de dos o más puntos de suministro (caso, por ejemplo, de las segundas residencias), con el mismo volumen y perfil de consumo anual que uno que únicamente dispusiera de un punto de suministro, la recuperación del coste de la red a través de un término de energía implicaría que ambos hicieran frente a la misma factura por peajes, si bien los costes de inversión en redes para atender al primero serían superiores a los necesarios para atender al segundo.

En el caso de consumidores domésticos que instalaran placas fotovoltaicas para autoabastecerse parte de su demanda, dado las diferencias entre el perfil de generación con tecnología fotovoltaica y el perfil de la demanda del consumidor doméstico, la potencia máxima demandada por el consumidor debería ser abastecida desde la red (véase Gráfico 2).

Adicionalmente, cabe señalar que, en la medida en que el consumidor acogido a autoconsumo no sea autosuficiente, continuará conectado a la red y por tanto el coste impuesto a la red continuará existiendo, en la medida en que la red deberá ser capaz de absorber la energía no autoconsumida y deberá, además,

atender la demanda punta del mismo en aquellas situaciones en las que la falta de sol dé lugar a que la generación sea insuficiente para atender su consumo.

Gráfico 2. Potencia demandada por el consumidor doméstico medio y perfil de generación de una placa fotovoltaica.

700

600

500

400

300

200

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora del día

Demanda de un consumidor de BT con Pc < 15 kW Producción placa fotolvoltaica Péfil Demandado de la red

Fuente: CNMC Nota:

Demanda de un consumidor de BT con Pc < 15 kW: Demanda del consumidor medio peninsular Producción placa fotovoltaica: Perfil según REE suponiendo que no existen vertidos a la red Día considerado: 8 de febrero de 2018 (día de máxima demanda de 2018)

En consecuencia, parece claro que el principal inductor del coste de inversión en redes es la potencia demandada por los consumidores.

Ahora bien, como se ha indicado, algunos de los agentes han señalado que cabría plantearse el empleo de la potencia media utilizada en cada periodo, lo que es equivalente a la energía consumida, como mejor aproximación a la potencia demandada. Por su parte, el MITECO en su informe ha indicado que habría que profundizar en el diseño de peajes a efectos de superar el criterio de potencia contratada e incorporar la potencia demandada como variable inductora y, en tanto se realice este análisis, asignar en mayor medida al término variable.

Esta Comisión considera que, en tanto no se disponga de información suficiente13, la mejor aproximación a la potencia demandada por los consumidores es la potencia contratada debido a que, el empleo de la energía consumida implica infravaloración de la potencia demanda.

13 El ejercicio 2018 es el primero en que se dispone de curvas de carga horaria de prácticamente la totalidad de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW. No obstante, no se dispone de curvas de carga horarias de la mitad de los suministros conectados en baja tensión con potencia contratada superior a 15 kW y de los suministros conectados en media tensión con potencia contratada inferior en todos los periodos a 450 kW, cuyo consumó representó en 2018, aproximadamente, el 12% de la demanda total del sistema.

A efectos ilustrativos, en el gráfico inferior se muestra el perfil medio de la potencia demandada por el consumidor doméstico, el perfil de la potencia demandada promedio en cada periodo y el perfil de la potencia contratada en cada periodo para el consumidor medio conectado en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW. Se observa que como resultado de tomar la energía como inductor de coste la señal de precios trasladada al consumidor doméstico sería más plana y, por tanto, menos eficiente.

0,0700

0,0600

0,0500

0,0400

0,0300

0,0200

0,0100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Perfil peaje 2.0

Potencia media

Potencia contratada

Gráfico 3. Potencia demandada por el consumidor doméstico medio y perfil de generación de una

Fuente: CNMC

Por otra parte, según la normativa vigente, el consumidor tiene derecho a contratar la potencia que considere oportuna para sus intereses y el distribuidor tiene la obligación de garantizar al consumidor la disponibilidad de la potencia que éste ha contratado, independientemente de que la use o no. En caso de que el distribuidor sea incapaz de suministrar la potencia contratada, será objeto de penalización.

Finalmente, si bien es cierto que la retribución de las actividades del transporte y la distribución incluye algunos componentes de coste que no dependen de la potencia, tales como los costes de estructura, los terrenos y los elementos de instrumentación y control, y, por tanto, cabría plantearse criterios de asignación alternativos, se considera que estos componentes de coste son de naturaleza inminentemente fija y no procedería su recuperación a través de un término de energía, toda vez que ello supondría una distorsión de la señal de precio que se pretende dar al consumidor. Conforme a la teoría económica, la recuperación más eficiente de esos componentes de coste debiera realizarse mediante un

pago fijo por cliente, o proporcionalmente al resto de los costes de redes. En opinión de la CNMC introducir un término fijo por cliente únicamente dificultaría la comprensión de la factura por parte del cliente sin valor añadido.

Respecto de la eficiencia energética, como ya se ha comentado, algunos agentes han señalado que como resultado de imponer un término fijo elevado los consumidores, estos no tendrán incentivos a reducir su consumo, ya que dicha reducción no se plasmará en su factura y, por tanto, reduce el incentivo al ahorro.

Esta Comisión entiende que las señales de precio que se dan a los consumidores deben incentivar el proceso de electrificación de la economía y contribuir globalmente al ahorro y la eficiencia energética, sin penalizar los consumos eléctricos frente a otros combustibles.

La electricidad es un suministro universal por lo que los consumidores están conectados a la red y, por tanto, lo que interesa una vez están conectados es maximizar la utilización del punto de suministro sin que el aumento del volumen de consumo suponga incrementos de inversión adicional en las redes. En definitiva, lo que se persigue es aumentar la demanda de energía eléctrica derivada del desplazamiento de combustibles fósiles, sin que este incremento sea acompañado por un aumento equivalente de las inversiones en redes.

Ello implica que la eficiencia energética no necesariamente se traduce en una reducción del volumen de consumo de electricidad, sino que, por el contrario, en algunos casos podría traducirse en aumentos del consumo de electricidad, como por ejemplo en el caso sustitución de un vehículo convencional por un vehículo eléctrico o de la sustitución de la calefacción de gas natural por bombas de calor.

Tomando como ejemplo la bomba de calor, en la medida en que el término variable del peaje de acceso de electricidad sea muy superior al término variable del combustible al que deba sustituir la bomba de calor (en este ejemplo, gas natural) el consumidor no tendrá incentivos a la sustitución, lo que iría en contra de la eficiencia energética. Se indica que el término variable del peaje de acceso de electricidad vigente para un consumidor doméstico (típicamente acogido al peaje 2.0 A) es un 101% superior al término variable del peaje de acceso vigente a las redes de gas (peaje 3.2). Incrementar el término variable del peaje de acceso eléctrico, aumentará la diferencia, lo que desincentivará la sustitución del tipo de calefacción.

A efectos ilustrativos, en el Cuadro 4 se compara la facturación por energía14 a la que debería hacer frente el consumidor doméstico medio eléctrico15 con agua caliente sanitaria (ACS) y calefacción de gas natural y el consumidor doméstico medio eléctrico con agua caliente sanitaria (ACS) y calefacción de electricidad,

14 Excluidos el margen de comercialización, alquiler de equipos de medida e impuestos.

15 Se ha tomado el consumidor medio acogido al peaje 2.0 A para electricidad y el consumidor medio acogido al peaje 3.2 para gas, ambos correspondientes al ejercicio 2018.

para escenarios asignación del coste de las redes de transporte y distribución del sector eléctrico al término fijo entre 100% y el 0%.

Se indica que la facturación por el componente de energía se ha estimado aplicando los precios registrados en el mercado diario en el ejercicio 2018 a la curva de carga media de los consumidores acogidos al peaje 2.0 A en 2018 en el caso del sector eléctrico y a los precios de la tarifa de último registro correspondientes a 2018 al consumo medio trimestral de los consumidores acogidos al peaje 3.2.

La facturación de acceso para cada uno de los sectores resulta de considerar las propuestas de metodología de la CNMC para ambos sectores, suponiendo que los costes asociados a los cargos se recuperen a través de una cuota sobre los peajes propuestos por la CNMC en ambos sectores16.

Se observa que cuanto mayor es la asignación de los costes de acceso17 (esto es, peajes y cargos) al término fijo mayor es el incentivo a la sustitución del gas natural por la electricidad. En el caso de que la totalidad de los costes de acceso del sector eléctrico se recuperara a través del término fijo la facturación total18 (por energía y acceso) se vería reducida en un 25,8% (218,3 €/año) en caso de sustituir el gas natural por la electricidad, mientras que en el caso de que la totalidad de los costes de acceso se recuperaran a través de un término variable la facturación total se reduciría un 15,1% (124,0 €/año). Cabe señalar que, la facturación a la que se enfrentaría el consumidor doméstico en el caso de recuperar la totalidad de los costes de acceso a través del término de potencia sería inferior en 71,9 €/año a la que resulta de recuperar la totalidad de los costes de acceso a través del término variable.

16 La hipótesis de suponer que los cargos se aplican como porcentaje a los peajes que resultan de las metodologías propuestas por la CNMC implica que la estructura de precios de peajes y cargos es la misma, lo que para el caso del sector eléctrico se traduce en que la asignación de los costes de redes y cargos se asignarían entre el 100% al término fijo y el 0% al término fijo en cada uno de los escenarios analizados.

17 Los análisis se han realizado manteniendo la metodología de asignación propuesta por la CNMC para los peajes y cánones de acceso a las infraestructuras de gas natural. Esto es, únicamente se modifica la relación entre fijo y variable en los peajes de acceso de electricidad.

18 Excluidos el margen de comercialización, el alquiler de equipos de medida e impuestos.

Cuadro 4. Facturación por energía y acceso del consumidor medio eléctrico con calefacción y agua caliente sanitaria de gas natural y con calefacción y agua caliente sanitaria de electricidad

1. Hipótesis


Consumo ACS y calefacción gas natural Consumo de electricidad
Potencia contratada (kW)	3,95
Energía consumida (kWh) Consumo de gas	2.230
Energía consumida (kWh)	10.185

Consumo ACS y calefacción electricidad
Potencia contratada (kW)	5,50
Energía consumida (kWh)	4.125

Coste de la energía (€/MWh)
Electricidad	55,95
Gas natural	19,45

2. Facturación por energía + acceso (peajes y cargos)

% del término fijo de electricida
100%
90%
80%
75%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%

Consumidor con calefacción y ACS de gas natural
Tp	Te	Total
289,1	557,1	846,2
270,8	573,7	844,5
251,4	591,4	842,8
241,3	600,6	841,9
230,8	610,1	840,9
208,9	630,0	839,0
185,6	651,2	836,8
160,7	673,9	834,6
134,1	698,1	832,2
105,5	724,1	829,6
74,7	752,1	826,8
41,6	782,3	823,8

Consumidor con calefacción y ACS de electricidad
Tp	Te	Total
344,6	283,3	627,9
319,1	314,1	633,2
292,1	346,7	638,9
278,0	363,8	641,8
263,5	381,4	644,9
233,0	418,2	651,2
200,5	457,5	658,0
165,9	499,4	665,2
128,8	544,2	673,0
89,0	592,3	681,3
46,2	644,1	690,2
-	699,8	699,8

Diferencia (€)
Tp	Te	Total
55,5	- 273,8	- 218,3
48,3	- 259,6	- 211,3
40,7	- 244,6	- 203,9
36,8	- 236,8	- 200,1
32,7	- 228,7	- 196,1
24,1	- 211,8	- 187,7
14,9	- 193,8	- 178,9
5,1	- 174,5	- 169,4
- 5,3	- 153,9	- 159,2
- 16,5	- 131,8	- 148,3
- 28,6	- 108,1	- 136,6
- 41,6	- 82,4	- 124,0

Diferencia (%)
Tp	Te	Total
19,2%	-49,1%	-25,8%
17,8%	-45,3%	-25,0%
16,2%	-41,4%	-24,2%
15,2%	-39,4%	-23,8%
14,1%	-37,5%	-23,3%
11,5%	-33,6%	-22,4%
8,0%	-29,8%	-21,4%
3,2%	-25,9%	-20,3%
-4,0%	-22,0%	-19,1%
-15,7%	-18,2%	-17,9%
-38,2%	-14,4%	-16,5%
-100,0%	-10,5%	-15,1%

Fuente: CNMC

En consecuencia, cabría concluir que la asignación al término fijo incentiva en mayor medida la eficiencia energética y facilita el proceso de electrificación de la economía, en línea con las orientaciones de política energética.

Finalmente, cabe indicar que las medidas de eficiencia energética que adopte el consumidor mediante la sustitución de equipamiento eléctrico se pueden traducir en una reducción de la potencia que se traslada directamente en cada factura y cuyo impacto es conocido ex ante, mientras que el impacto en la reducción del consumo dependerá del momento en que se realice dicha reducción.

En relación con el autoconsumo, algunos agentes han indicado que la metodología de asignación propuesta dificulta la penetración del autoconsumo motivado por el elevado componente fijo. En particular, un agente ha señalado que el elevado término fijo de los peajes tendría el efecto de alargar los plazos de amortización de las instalaciones.

Asimismo, el MITECO ha manifestado en su informe que la asignación en mayor medida del coste de las redes al término variable facilitaría la penetración del autoconsumo en línea con las orientaciones de política energética.

A efectos de valorar el impacto del diseño de los peajes de redes en la penetración del autoconsumo, se ha procedido a estimar para el ejercicio 2020

el ahorro que obtendría en la facturación por peajes de transporte y distribución19 el consumidor doméstico medio que se instalara una placa fotovoltaica para abastecer parte de su consumo20, en función del porcentaje de la retribución de redes que se asigne al término fijo y del grado de penetración del auto consumo21.

En el Cuadro 5 se muestra la reducción de la facturación por peajes de transporte y distribución (€/año) para el consumidor que se instalara una placa fotovoltaica, en función del porcentaje de la retribución de redes de baja tensión que se recupere por el término de potencia y de la penetración del autoconsumo.

Se observa que el ahorro en la facturación de los peajes de transporte y distribución se sitúa entre los 8 €/año, si se considera que el 100% de la retribución de las redes de baja tensión se recupera a través de término fijo y 31

€/año si únicamente el 1% de la retribución se recuperara a través del término fijo.

Teniendo en cuenta lo anterior y que el coste de inversión de la instalación para atender a un consumidor de estas características estaría entre 1.800 € y 2.000

€, cabría concluir que el diseño de los peajes de transporte y distribución tiene un impacto reducido sobre la decisión de inversión de los consumidores y el plazo de amortización de la misma.

19 Se indica que los consumidores acogidos a autoconsumo están exentos del peaje de cargos.

20 Se ha considerado el impacto sobre el consumidor doméstico medio, con una potencia contratada de 3,95 kW, que instalara una potencia fotovoltaica de 1,7 kW, supuestas 1.444 horas de sol y el perfil de generación solar correspondiente al ejercicio 2018 publicado por el Operador del Sistema en su web e-sios.

21 Se ha realizado la estimación para diversos escenarios de penetración del autoconsumo, ya al variabilizar la asignación del coste, el ahorro que obtendría el consumidor dependería del grado de penetración del autoconsumo, en la medida en que el coste de las redes no recuperado por la energía autoconsumida debería ser recuperado a través de los peajes del resto de consumidores.

Cuadro 5. Reducción de la facturación de acceso (€/año) consecuencia de la instalación de una instalación fotovoltaica, en función del porcentaje de la retribución de BT que se recupere por el Término de Potencia y de la penetración del autoconsumo.

% de retribución redes de baja tensión que se recupera por el término de potencia	Penetración del autoconsumo
	1%	3%	5%	10%	15%
100,0%	- 8,2	- 8,2	- 8,2	- 8,2	- 8,1
90,0%	- 10,5	- 10,5	- 10,6	- 10,7	- 10,7
80,0%	- 12,8	- 12,9	- 13,0	- 13,2	- 13,3
75,0%	- 15,1	- 15,2	- 15,4	- 15,6	- 15,9
60,0%	- 17,4	- 17,6	- 17,7	- 18,1	- 18,5
50,0%	- 19,8	- 19,9	- 20,1	- 20,6	- 21,1
40,0%	- 22,1	- 22,3	- 22,5	- 23,1	- 23,7
30,0%	- 24,4	- 24,6	- 24,9	- 25,6	- 26,3
20,0%	- 26,7	- 27,0	- 27,3	- 28,1	- 28,9
10,0%	- 29,0	- 29,3	- 29,7	- 30,6	- 31,5
0,0%	- 31,1	- 31,5	- 31,8	- 32,8	- 33,8

Fuente: CNMC

Adicionalmente, se ha analizado el impacto del diseño de los peajes de transporte y distribución de baja tensión sobre la facturación por peajes de transporte y distribución del resto de consumidores no acogidos a autoconsumo.

A los efectos, se ha estimado el escenario de demanda, los balances de potencia y energía y la participación en la punta, con las siguientes hipótesis:

• Escenario de demanda:

En primer lugar, para cada uno de los escenarios de penetración de autoconsumo, se ha estimado, horariamente, el perfil de la demanda de la baja tensión coherente con la hipótesis de autoconsumo consideradas, resultante de considerar el perfil de la demanda real de estos consumidores en 2018 y el perfil de la generación fotovoltaica publicado para dicho año por el Operador del Sistema en el e-sios.

En segundo lugar, se procede a minorar el consumo por periodo horario de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW como resultado de considerar la reducción del consumo en determinadas horas consecuencia de la penetración del autoconsumo, manteniendo las previsiones de consumo por periodo horario del resto de peajes.

Finalmente, se mantienen las previsiones de potencia contratada y consumo por periodo horario para 2020, con la excepción del consumo por periodo horario de los consumidores conectados a baja tensión con potencia

contratada igual o inferior a 15 kW, cuyo consumo por periodo tarifario resulta de la agregación de por periodos de la curva de carga horaria una vez deducido el autoconsumo.

• Balances de Potencia y Energía:

Los balances de potencia y energía se modifican con objeto de tener en cuenta el impacto de la penetración del autoconsumo. En particular, los nuevos balances resultan de reducir la energía entregada a los consumidores de baja tensión en la proporción correspondiente al autoconsumo, manteniendo los porcentajes de energía que fluyen entre los niveles de tensión y suponiendo que el incremento de la energía autoconsumida reduce las entradas de energía en las redes de transporte.

• Participación en punta:

Una vez se dispone del perfil horario de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada igual o inferior a 15 kW descontado el autoconsumo, se procede a recalcular la participación en cada periodo de las

2.000 horas de mayor demanda de cada nivel de tensión por periodo horario.

En el Cuadro 6 se muestra el impacto sobre de la facturación de peajes de redes para los consumidores conectados en baja tensión respecto de la facturación que resultaría de asignar la totalidad de las redes de baja tensión al término fijo, supuesto un autoconsumo nulo. Se observa que, como consecuencia de la modificación del perfil de los consumidores de baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW, la facturación por los peajes de redes se ve reducida para todos los escenarios de diseño de precios y penetración del autoconsumo, mientras que la facturación de peajes de redes de los consumidores con potencia contratada superior a 15 kW aumenta para todos los escenarios considerados con la excepción del escenario en el que el 100% de la retribución de las redes de baja tensión se recupera a través del término de potencia. Cabe señalar que, para un escenario de asignación diferente del planteado en la propuesta de la CNMC sometida a trámite de audiencia, la facturación por peajes de redes de este colectivo aumentaría entre un 4% y un 40%, respecto de la propuesta inicial, dependiendo del escenario de asignación de la retribución de las redes de baja tensión al término de potencia.

En particular, para una penetración del autoconsumo del 5% (aproximadamente 1,5 M de instalaciones tipo) y un escenario de asignación del 50% de la retribución de redes de baja tensión al término fijo, la facturación de redes de los consumidores acogidos al peaje 2.0 TD se reduciría un 13%, mientras que la de los consumidores acogidos al peaje 3.0 TD se incrementaría un 18%, respecto de la propuesta inicial.

consumidores conectados en baja tensión respecto del Escenario base (1), en función del grado de penetración del autoconsumo en baja tensión y del porcentaje de asignación al término de potencia de la retribución de redes de baja tensión.

Porcentaje de recuperación de la retribución de BT a tráves de un componente fijo
100%	75%	50%	30%	0%

1.- Consumidores con Potencia contratada ≤ 15 kW

Penetración del Autoconsumo

12%

15%

Tp	Te	Total	Tp	Te	Total	Tp	Te	Total	Tp	Te	Total	Tp	Te	Total
%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%
5%	-43%	-4%	-6%	-7%	-6%	-22%	46%	-9%	-33%	81%	-11%	-49%	132%	-14%
4%	-43%	-5%	-7%	-7%	-7%	-23%	47%	-10%	-34%	83%	-12%	-50%	135%	-15%
3%	-43%	-6%	-8%	-6%	-8%	-24%	49%	-11%	-35%	85%	-13%	-51%	138%	-16%
1%	-43%	-7%	-10%	-5%	-9%	-26%	51%	-12%	-37%	88%	-15%	-53%	143%	-18%
-2%	-43%	-9%	-13%	-4%	-12%	-29%	54%	-15%	-40%	93%	-18%	-56%	149%	-21%
-6%	-43%	-12%	-16%	-3%	-14%	-33%	56%	-18%	-43%	96%	-20%	-59%	154%	-24%

2.- Consumidores con Potencia contratada > 15 kW

Penetración del Autoconsumo

12%

15%

Tp	Te	Total	Tp	Te	Total	Tp	Te	Total	Tp	Te	Total	Tp	Te	Total
%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%
5%	-42%	-16%	-6%	-8%	-7%	-22%	43%	6%	-33%	77%	14%	-49%	127%	27%
4%	-42%	-16%	-7%	-8%	-7%	-23%	44%	6%	-34%	79%	15%	-50%	129%	27%
3%	-42%	-17%	-8%	-7%	-8%	-24%	46%	6%	-35%	81%	15%	-51%	132%	28%
1%	-42%	-18%	-10%	-6%	-8%	-26%	48%	6%	-37%	84%	15%	-53%	136%	28%
-2%	-42%	-20%	-13%	-5%	-10%	-29%	50%	5%	-40%	88%	15%	-56%	141%	29%
-6%	-43%	-21%	-16%	-5%	-11%	-33%	52%	4%	-43%	91%	14%	-59%	146%	29%

Fuente: CNMC

(1) Escenario base: escenario de asignación de la retribución del transporte y la distribución supuesto que no hay autoconsumo y que la totalidad de la retribución de las redes de baja tensión se recuperan a través del término de potencia.

Análogamente, en el Cuadro 7 se muestra el impacto para los consumidores conectados en redes de tensión superior a 1 kV. Cabe señalar que, el impacto sobre la facturación de peajes de redes para los consumidores conectados en media y alta tensión es independiente del diseño de peajes de los consumidores de baja tensión. Se observa que, la facturación de acceso de dichos consumidores se incrementará en mayor medida cuanto mayor sea la penetración del autoconsumo. En particular, para un escenario de penetración del autoconsumo del 5% (aproximadamente 1,5 M de instalaciones tipo) la facturación de peajes de redes de los consumidores acogidos al peaje de transporte y distribución de media tensión (peaje 6.1) se incrementaría un 22% y la de los consumidores conectados en alta tensión (peajes 6.2, 6.3 y 6.4) un 15%.

consumidores de AT, para diferentes escenarios de penetración del autoconsumo en BT.

Peaje de acceso
6.1	6.2	6.3	6.4

Penetración del
Autoconsumo
1%
3%
5%
8%
12%
15%

Tp	Te	Total	Tp	Te	Total	Tp	Te	Total	Tp	Te	Total
%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%	%
25%	-1%	18%	19%	0%	14%	19%	0%	14%	19%	0%	14%
28%	1%	20%	20%	1%	15%	20%	1%	15%	20%	1%	15%
31%	3%	23%	22%	3%	16%	22%	3%	16%	22%	3%	16%
36%	6%	28%	25%	5%	19%	25%	5%	19%	25%	5%	19%
46%	10%	36%	29%	8%	23%	29%	8%	23%	29%	8%	23%
55%	13%	43%	32%	11%	26%	32%	11%	26%	32%	11%	26%

Fuente: CNMC

En relación con el vehículo eléctrico, algunos agentes han señalado que un elevado término de potencia supone una barrera para el desarrollo de los puntos de recarga de acceso público, motivada por la baja utilización de este tipo de puntos de suministro en al inicio de la actividad.

Asimismo, algunos agentes han indicado que el peaje propuesto también desincentiva económicamente la carga del vehículo eléctrico en instalaciones de recarga residenciales cuando éstos no pueden conectarse al mismo punto de suministro de la vivienda.

Respecto de los puntos de recarga del vehículo eléctrico de acceso público, a efecto de contrastar las observaciones de los agentes, se ha analizado el impacto sobre los puntos de recarga de acceso público de la asignación de la retribución de redes al término de potencia, teniendo en cuenta las siguientes hipótesis:

− Potencia de recarga: 50 kW

− Energía por recarga: 25 kWh

− Tiempo de recarga: 30 minutos

En el Cuadro 8 se muestra la facturación media en €/kWh, en función del número de recargas diarias que se realicen y del porcentaje de la retribución de baja tensión que se recupera a través del término de potencia. Se observa que si el número de recargas diarias es menor o igual a 5 es mejor para el punto de recarga que se recupere la mayor parte de la retribución de baja tensión a través de un término variable.

Por el contrario, si el número de recargas diarias es mayor que 5 es mejor para el punto de recarga rápida que la mayor parte de la retribución de baja tensión se recupere a través de un término fijo.

Cuadro 8. Facturación media en concepto de peajes de T&D de un punto de recarga rápida de acceso público en función del número de recargas diarias y del porcentaje de la retribución fija de BT que se recupera a través del TF.

% de retribución redes de baja tenión que se recupera por el término de potencia	Nº de recargas al día
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
100,0%	0,1763	0,0915	0,0632	0,0491	0,0406	0,0349	0,0309	0,0279	0,0255	0,0236
90,0%	0,1702	0,0894	0,0625	0,0490	0,0409	0,0355	0,0317	0,0288	0,0266	0,0248
80,0%	0,1640	0,0873	0,0617	0,0489	0,0413	0,0362	0,0325	0,0298	0,0276	0,0259
75,0%	0,1610	0,0863	0,0614	0,0489	0,0414	0,0365	0,0329	0,0302	0,0282	0,0265
60,0%	0,1518	0,0831	0,0603	0,0488	0,0419	0,0374	0,0341	0,0316	0,0297	0,0282
50,0%	0,1457	0,0811	0,0595	0,0487	0,0423	0,0380	0,0349	0,0326	0,0308	0,0294
40,0%	0,1395	0,0790	0,0588	0,0487	0,0426	0,0386	0,0357	0,0335	0,0319	0,0305
30,0%	0,1334	0,0769	0,0580	0,0486	0,0430	0,0392	0,0365	0,0345	0,0329	0,0316
20,0%	0,1273	0,0748	0,0573	0,0485	0,0433	0,0398	0,0373	0,0354	0,0340	0,0328
10,0%	0,1212	0,0727	0,0566	0,0485	0,0436	0,0404	0,0381	0,0364	0,0350	0,0339
0,0%	0,1150	0,0706	0,0558	0,0484	0,0440	0,0410	0,0389	0,0373	0,0361	0,0351

Fuente: CNMC

Esta Comisión consideraría más adecuado que se implementasen medidas fiscales, medioambientales o, incluso ayudas concretas, a efectos de facilitar la penetración de este tipo de instalaciones, que introducir descuentos en los peajes de acceso a las redes.

No obstante, teniendo en cuenta las alegaciones de los agentes y las orientaciones de política energética y que, bajo las hipótesis anteriores, a partir de un número reducido de cargas diarias serían instalaciones rentables, se incluye un peaje específico, de carácter opcional, para los puntos de suministros de acceso público dedicados exclusivamente a la carga de vehículos eléctricos en las redes de baja y media tensión, en el que se viabilizará parte del término fijo a los efectos de fomentar la instalación de los citados puntos de recarga.

Análogamente, a efecto de valorar las observaciones de los agentes respecto la carga del vehículo eléctrico en puntos de suministro diferentes al de la residencia, en el Cuadro 9 se muestra la facturación por peaje de redes que resulta de considerar las siguientes hipótesis:

− Capacidad de la Batería: 40 kWh

− Potencia de la instalación de recarga: 7,4 kWh

− Tiempo de recarga: 7h 30m

− Número de recargas: 1 por semana

− Tipo de recarga: recarga durante el periodo 6 (noches y fines de semana).

Se observa que, la facturación por peajes de redes asociada a la carga de vehículos eléctricos diferentes del residencial ascendería a 7,2 €/año si se recupera el 100% de la retribución de las redes de baja tensión a través de un

término fijo y 10,2 €/año, si se recupera el 100% de la retribución de baja tensión a través de un término variable.

En consecuencia, al contrario de lo señalado por algunos agentes, la asignación en mayor medida de la retribución al término fijo no desincentiva económicamente la carga del vehículo eléctrico en instalaciones de recarga residenciales cuando éstos no pueden conectarse al mismo punto de suministro de la vivienda.

Cuadro 9. Facturación en concepto de peajes de transporte y distribución de la carga de un vehículo eléctrico en función del porcentaje de la retribución de baja tensión que se recupera a través del término fijo

% de retribución redes de baja tenión que se recupera por el término de potencia	Facturación anual de redes (€)
	Tp	Te	Total
100,0%	7,0	0,2	7,2
90,0%	6,4	1,2	7,5
80,0%	5,7	2,1	7,8
75,0%	5,4	2,5	8,0
60,0%	4,5	3,9	8,4
50,0%	3,9	4,8	8,7
40,0%	3,2	5,8	9,0
30,0%	2,6	6,7	9,3
20,0%	2,0	7,6	9,6
10,0%	1,4	8,5	9,9
0,0%	0,7	9,4	10,2

Fuente: CNMC

En consecuencia, esta Comisión considera que el peaje propuesto es adecuado para la carga residencial del vehículo, aun cuando la carga se realice en un punto de suministro distinto al del consumo habitual debido a que el consumidor siempre puede contratar 0 kW en la potencia de punta y los reducidos términos de potencia y energía del periodo xx xxxxx que resultan de la metodología.

En relación con la agregación de demanda, se indica que la metodología propuesta no penaliza la agregación de la demanda, ya que los consumidores se beneficiarán de la no coincidencia temporal de las potencias máximas demandas por cada uno de ellos, mientras que, en el caso de la asignación al término variable, los consumidores no obtendrían ningún descuento en la facturación de peajes de transporte y distribución.

A efectos ilustrativos, en el Cuadro 10 se muestra el ahorro que se obtendría en la facturación por peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que resultaría de la agregación de tres consumidores con el mismo volumen de consumo anual, pero distinto perfil de consumo: un perfil consumidor medio acogido al peaje 2.0 A, perfil del consumidor medio acogido al peaje 2.0 DHA y perfil del consumidor plano. Se observa que cuanto mayor es el porcentaje de retribución que se recupera a través del término variable menor es el ahorro en la facturación de peajes de redes que resulta de la agregación.

Cuadro 10. Facturación en concepto de peajes de transporte y distribución que resulta de facturar a tres consumidores con el mismo volumen y pero distinto perfil de consumo y la que resultaría para la agregación de consumos, en función del porcentaje de la retribución de baja tensión que se recupera a través del término fijo

% de retribución redes de baja tenión que se recupera por el término de potencia	Facturación peajes T&D Perfil 2.0 A (€) (A)	Facturación peajes T&D Perfil 2.0 DHA (€) (B)	Facturación peajes T&D Perfil plano (€) (C)	Facturación de acceso total (€) (D) = (A) + (B) + (C)	Facturación resultante de la agregación de consumos (€) (E)	Diferencia (€) (E) - (D)
100,0%	131,82	137,00	66,95	335,77	310,64	- 25,13
90,0%	130,36	134,83	67,78	332,97	309,03	- 23,94
80,0%	128,90	132,66	68,60	330,16	307,42	- 22,74
75,0%	128,17	131,57	69,01	328,76	306,62	- 22,14
60,0%	125,98	128,32	70,25	324,55	304,20	- 20,35
50,0%	124,52	126,14	71,07	321,74	302,59	- 19,15
40,0%	123,06	123,97	71,90	318,93	300,98	- 17,95
30,0%	121,61	121,80	72,72	316,13	299,37	- 16,75
20,0%	120,15	119,63	73,55	313,32	297,76	- 15,56
10,0%	118,69	117,46	74,37	310,52	296,16	- 14,36
0,0%	117,23	115,28	75,20	307,71	294,55	- 13,16

Fuente: CNMC

En relación con el paquete de invierno se indica que comprende un conjunto de normas orientadas a establecer la política energética de los estados miembros de la Unión Europea para alcanzar los objetivos climáticos europeos a 2030, manteniendo la seguridad de suministro y la competitividad de los precios de la energía.

En particular, el paquete de invierno comprende las siguientes normas:

a) En materia xx xxxxxxx interior de la energía:

− Directiva 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 xx xxxxx, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE.

− Reglamento 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 xx xxxxx, relativo al mercado interior de la energía

− Reglamento 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 xx xxxxx, por el que se crea la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía

b) En materia de eficiencia energética:

− Revisión de la Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2012, relativa a la eficiencia energética, por la que se modifican las Directivas 2009/125/CE y 2010/30/UE, y por la que se derogan las Directivas 2004/8/CE y 2006/32/CE

− Directiva 2010/31/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 xx xxxx de 2010, relativa a la eficiencia energética de los edificios.

c) En materia de energías renovables:

− Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018 relativa al fomento del uso de energía procedente xx xxxxxxx renovables.

d) En materia de seguridad de suministro:

− Xxxxxxxxxx (XX) 0000/000 xxx Xxxxxxxxxx Europeo y del Consejo, de 5 xx xxxxx de 2019 sobre la preparación frente a los riesgos en el sector de la electricidad y por el que se deroga la Directiva 2005/89/CE

e) En el ámbito de la Unión Energética:

− Reglamento 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima, y por el que se modifican los Reglamentos (CE) n.o 663/2009 y (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, las Directivas 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE y 2013/30/UE del Parlamento Europeo y del Consejo y las Directivas 2009/119/CE y (UE) 2015/652 del Consejo, y se deroga el Reglamento (UE) no 525/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo.

Respecto de los peajes de acceso a las redes, el paquete de invierno establece los siguientes aspectos:

En primer lugar, la Directiva 2019/944, relativa al mercado interior de la electricidad, establece entre las funciones reconocidas a los reguladores, la de fijar o aprobar los peajes de transporte y distribución o las metodologías para su cálculo o ambas. En particular, en su artículo 59 establece que las autoridades reguladoras se encargarán de fijar o aprobar, con la suficiente antelación respecto de su entrada en vigor, las tarifas de transporte y de distribución o sus metodologías, velando por que no haya subvenciones cruzadas entre las actividades de suministro, transporte y distribución u otras actividades eléctricas y no eléctricas.

Adicionalmente, se establece que, con el fin de aumentar la transparencia en el mercado y ofrecer a todas las partes interesadas toda la información necesaria,

las autoridades reguladoras pondrán a disposición de los participantes en el mercado la metodología detallada y los costes subyacentes utilizados para el cálculo de las tarifas de acceso a la red correspondientes, respetando el carácter confidencial de la información sensible desde el punto de vista comercial.

En segundo lugar, el Reglamento 2019/943, relativo al mercado interior de la energía, considera que la condición previa para una competencia efectiva en el mercado es el establecimiento de peajes no discriminatorios, transparentes y adecuados por la utilización de la red, incluidas las líneas de conexión en la red de transporte.

En tercer lugar, la Directiva 2012/27/UE, relativa a la eficiencia energética, establece que la Autoridad Reguladora Nacional en el procedimiento de establecimiento de tarifas de red debe tener en cuenta los criterios del artículo 15 y Anexo XI. En particular, las tarifas de red deben tener en cuenta el ahorro derivado de las medidas de gestión de la demanda y la generación distribuida,

así como señales de precios a efectos de desplazar la demanda de las horas de punta a las horas xx xxxxx.

Finalmente, la Directiva (UE) 2018/2001, relativa al fomento del uso de energía procedente xx xxxxxxx renovables, establece en su artículo 21 que los autoconsumidores de energías renovables, de manera individual o mediante agregadores, tienen derecho a generar energía renovable, incluido para su propio consumo, almacenar y vender su excedente de producción de electricidad renovable, en particular mediante contratos de compra de electricidad renovable, acuerdos comerciales con proveedores de electricidad y entre pares, sin estar sujetos a, en relación con la electricidad que consumen de la red o vierten a la red, procedimientos y cargos discriminatorios o desproporcionados y a tarifas de la red que no reflejen los costes.

Teniendo en cuenta que, de acuerdo con el principio de transparencia recogido en la propia Circular y conforme a las mejores prácticas regulatorias, la metodología propuesta está acompañada por un libro de Excel en el que se recogen los parámetros de entrada empleados en la metodología de asignación, el procedimiento de asignación de la retribución y la determinación de los peajes de transporte y distribución y que se asegura que no existen subvenciones cruzadas entre las actividades de transporte y distribución y entre usuarios, se considera que la Circular resulta coherente con los requisitos establecidos en la Directiva 2019/944.

Asimismo, se considera que la metodología propuesta en la Circular también resulta coherente con los requisitos del Reglamento 2019/943 en la medida en que, en primer lugar, que no se discrimina, ni positiva ni negativamente, entre la producción conectada al nivel de la distribución y la producción conectada al nivel del transporte, dado que no contempla la aplicación de peajes de generación.

En segundo lugar, se proporcionan señales de precio diferenciadas por periodos horarios tanto en los términos de potencia como en los términos de energía, a efectos de reflejar la utilización de la red.

En efecto, la estructura de peajes que resulta de la metodología de la Circular introduce una mayor diferenciación del término de potencia por períodos horarios, lo que permite proporcionar señales de precios a los consumidores para incentivar el uso eficiente de las redes, optimizando la utilización de las mismas y evitando inversiones innecesarias en el contexto actual de electrificación de la economía. En particular, se introducen con este objetivo dos términos de potencia diferenciados para el consumidor de menor tamaño (conectados en baja tensión con potencia contratada no superior a 15 kW) y seis términos de potencia para el resto de consumidores.

Adicionalmente, cabe señalar que los precios que resultan de la Circular intensifican la señal de precios a los consumidores, al aumentar la diferenciación por períodos horarios (todos los consumidores tienen precios con discriminación

horaria) y al aumentar el apuntamiento de precios respecto de los peajes vigentes (véase Gráfico 4). Esta señal es particularmente relevante para favorecer la penetración al vehículo eléctrico, inexistente en la actual estructura de peajes de acceso.

Gráfico 4. Relación de precios respecto del periodo xx xxxxx en los términos de potencia y energía de los peajes de transporte y distribución

Término de potencia

Relación de precios respecto del periodo 6

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6

200

Relación de precios respecto del periodo 6

180

160

140

120

100

Término de energía

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6

NT0 NT1 NT2 NT3 NT4

Fuente: CNMC

NT0 NT1 NT2 NT3 NT4

Por último, se consideran cumplidos los requisitos establecidos en la Directiva 2012/27/UE y en la Directiva (UE) 2018/2001, en la medida en que, como se desprende de los análisis anteriores, la metodología de la Circular para determinar los peajes de la red, no discrimina, ni positivamente ni negativamente, la agregación de consumos, la penetración del autoconsumo ni la participación en la respuesta de la demanda.

Esta Comisión no dispone de la información necesaria para poder analizar y proponer un cambio de la metodología de tarifas en contextos de elevada penetración de autoconsumo y almacenamiento, que podrían justificar criterios basados en la energía circulada en la red, independientemente del sentido del flujo, exportador o importador. En este contexto, se considera más adecuado recuperar la retribución mayoritariamente a través de un término fijo22.

Al respecto se indica que, en Europa se está evolucionando en el sentido de incrementar el término fijo en los peajes de redes. A efectos ilustrativos, en Países Bajos se ha eliminado el componente variable de los peajes, en Alemania el término fijo se ha incrementado hasta representar el 50% de los costes de

22 Veánse, entre otros, “Future-proof tariff design: recovering sunk grid costs in a world where consumers are pushing back” (Xxx Xxxxxxxxxxxx, Xxxx Xxxxxx and Xxxxxxxx Xxxxx, EUI, 2017), disponible en xxxx://xxxxxx.xxx.xx/xxxxxxxxx/xxxxxx/0000/00000/XXXXX_0000_00.xxx?xxxxxxxxx0&xxXxx owed=y ; “Electricity Distribution Network Tariffs CEER Guidelines of Good Practice”, CEER, 2017, disponible en xxxxx://xxx.xxxx.xx/xxxxxxxxx/000000/-/-/0xxx0000-0x0x-x0xx-0000- f19873959413

acceso y en Italia se ha eliminado la progresividad23 para establecer que los costes de red se recuperan en su totalidad a través de un término fijo por potencia contratada.

Se indica que, en el informe encargado por la Comisión Europea en 2016, que acompañaba la Propuesta de Directiva xx Xxxxxxx Eléctrico del Paquete de Invierno, “Impact assessment support study on: “Policies for DSOs, Distribution Tariffs and Data Handling”24, recoge que el determinante de los costes de la red es la demanda de punta y no el consumo de energía y afirma que las tarifas basadas en energía, desde el punto de vista de los costes de red, no reflejan los costes. Al respecto, el citado informe muestra su preocupación por el impacto de los consumidores con autoconsumo en la recuperación de los costes de red. Así, establece que un consumidor que abastezca prácticamente todo su consumo mediante autoconsumo, pero que requiera de la utilización de la red ciertas horas al año, ocasionará los mismos costes a la red que un consumidor regular sin autoconsumo. Es por ello, que la estructura de tarifas basada únicamente en costes variables deberá ir siendo sustituida al objeto de reflejar los costes de la red.

En el Cuadro 11 se muestra el porcentaje de la facturación por peajes de acceso vigentes y por los peajes de transporte y distribución que resultan de la metodología propuesta para los dos escenarios contemplados en el procedimiento de audiencia que se recupera a través del término de potencia para cada grupo tarifario. Se observa que, con la excepción de los consumidores conectados en baja tensión, el resultado de la metodología propuesta es similar a la estructura por término de facturación de los peajes de acceso vigentes.

Cuadro 11. Porcentaje de la facturación de acceso y de la facturación por peajes de transporte y distribución que se recupera a través del término fijo de cada grupo tarifario. Año 2020

Grupo tarifario	Peajes de acceso vigentes
2.0 TD	62,3%
3.0 TD	78,3%
6.1 TD	77,3%
6.2 TD	73,7%
6.3 TD	73,2%
6.4 TD	69,4%

Peajes T&D
Asignación 100%-0%	Asignación 75%-25%
89,4%	80,8%
72,5%	57,0%
71,9%	71,9%
71,7%	71,7%
71,8%	71,8%
70,2%	70,2%

68,3%

Total

75,0%

82,5%

Fuente: CNMC

23 Principio según el cual los consumidores de mayor tamaño deben hacer frente a peajes más elevados

24 xxxxx://xx.xxxxxx.xx/xxxxxx/xxxxx/xxxx/xxxxx/xxxxxxxxx/xx_xxx_xxx_xxxxx_xxxxxx_xx.xxx

Cabe señalar que, el segundo escenario de asignación contemplado en la Circular sometida a trámite de audiencia la facturación media de acceso de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada superior a 15 kW25 se incrementa un 12% respecto del escenario de asignación del 100% de la retribución de las redes de baja tensión al término fijo (véase Cuadro 12). Ello es debido a que, como se desprende de los análisis anteriores, cuanto mayor es el volumen de consumo más ventajosa para el consumidor resulta la asignación al término fijo.

Cuadro 12. Porcentaje de la facturación de acceso y de la facturación por peajes de transporte y distribución que se recupera a través del término fijo de cada grupo tarifario. Año 2020

Grupo tarifario	Facturación peaje de T&D (miles €)
Grupo tarifario	Propuesta CNMC 100%-0% (A)	Propuesta CNMC 75%-25% (B)
2.0 TD	54,07	52,73
3.0 TD	22,80	25,53
6.1 TD	19,47	19,47
6.2 TD	9,48	9,48
6.3 TD	8,18	8,18
6.4 TD	6,23	6,23

% variación

(B) sobre (A)

-2,5%

12,0%

0,0%

Total

27,97

0,0%

Teniendo en cuenta tanto las observaciones anteriores, se considera adecuado mantener el criterio de asignación propuesto en la Circular 3/2014, a la vez que, como se ha comentado, se establece la creación de un grupo de trabajo conjunto entre el regulador, las empresas y los usuarios que analice en profundidad la estructura tarifaria en un eventual contexto futuro de penetración muy elevada de la generación distribuida.

No obstante lo anterior, a efectos de laminar el impacto de la metodología en los consumidores de menor tamaño y en tanto no se disponga de los resultados del grupo de trabajo, una vez se asigne la retribución por nivel de tensión y término de facturación se procederá a ajustar los términos fijos y variable de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW a efectos de asegurar que el 75% de la facturación de acceso sea recuperada

25 En términos de energía, este colectivo está integrado por suministros dedicados a la comercios y servicios (32,3%), hostelería (17,3%), administración pública (16,7%), consumidores

domésticos (12,2%) y resto (21,5%).

a través del término de potencia y el 25% restante sea recuperado a través del término de energía.

En el Cuadro 13 se recogen los porcentajes de reparto de la retribución del transporte y la distribución asignado a cada nivel de tensión que debe recuperarse a través del término de potencia y de energía de los peajes de transporte y distribución.

Cuadro 13. Porcentaje de la retribución del transporte y de la distribución de cada nivel de tensión que debe recuperarse a través de los términos de potencia y de energía de los peajes de transporte y distribución.

Nivel de tensión tarifario

NT0

NT1

NT2

NT3

NT4

Asignación de retribución por NT
Término de potencia	Término de energía
100,0%	0,0%
75,0%	25,0%
75,0%	25,0%
75,0%	25,0%
75,0%	25,0%

Diseño de peajes

Término de potencia

Término de energía

NT0 ≤ 15 kW

75,0%

25,0%

Fuente: CNMC

Aplicando los porcentajes anteriores a la retribución de transporte y la distribución de cada nivel de tensión tarifario se obtiene la parte de la retribución del transporte y la distribución de cada nivel tarifario que se asigna al término de potencia y de energía (véase Cuadro 14).

Cuadro 14. Asignación de la retribución del transporte y la distribución de cada nivel tarifario al término de potencia y al término de energía

% de coste sobre total

Coste a recuperar por nivel de tensión tarifario (M€)

Coste de transporte NT4	Coste de distribución				Total
Coste de transporte NT4	NT3	NT2	NT1	NT0	Total
1.464.740	505.270	617.493	2.157.767	2.038.098	6.783.367
100,0%	9,50%	11,61%	40,57%	38,32%

Retribución de cada nivel de tensión tarifario a recuperar a través del

término de potencia (miles €)

% de la retribución a recuperar a través del término de potencia

75%

100%

82,5%

1.098.555

378.952

463.119

1.618.325

2.038.098

5.597.050

Retribución de cada nivel de tensión tarifario a recuperar a través del

término de energía (miles €)

% de la retribución a recuperar a través del término de energía

25%

17,5%

366.185

126.317

154.373

539.442

1.186.317

Fuente: CNMC

III. Asignación por periodo horario de la retribución de cada nivel de tensión y término de facturación

La retribución del transporte y la distribución que debe ser recuperado con cargo a los términos de potencia o energía de cada nivel de tensión i se asigna entre los distintos periodos horarios, teniendo en cuenta la participación de los mismos en la punta de la demanda de cada nivel de tensión i .

La curva de carga horaria de cada nivel de tensión se obtiene por agregación de las curvas de carga horarias de consumidores con telemedida aportadas por las empresas distribuidoras y ajustadas al consumo mensual por grupo tarifario y periodo registrado en la base de datos de liquidaciones. Se indica que la participación de cada periodo en la punta se ha calculado con las curvas horarias del ejercicio 2018.

La discriminación horaria de los peajes depende del número de horas de punta que se establezcan. En la Circular 3/2014 se estableció el número de horas de punta como el 10% de las horas del año (876 horas). No obstante, teniendo en cuenta que no se disponía de información que permitiera aproximar cómo iba a reaccionar la demanda a las señales de precio que se derivaran de los nuevos periodos horarios de los peajes de transporte y distribución, se proponía partir de punta de 1.500 horas e ir reduciendo el número de horas progresivamente hasta alcanzar al final del periodo regulatorio el número de horas de punta objetivo (876)26.

Teniendo en cuenta la revisión de los periodos horarios de la Circular, se propone establecer el número de horas de punta en 2.000 horas, a efectos de partir de una discriminación de precios similar a la que resulta de la Circular 3/2014, en línea con los comentarios que la mayor parte de los miembros del Consejo Consultivo de Electricidad27 realizaron durante el procedimiento de audiencia de la citada Circular 3/2014.

En los cuadros siguientes se muestran los resultados obtenidos considerando el número de horas de punta de la Circular (876), el número de horas xx xxxxxxx considerado en la Circular 3/2014 (1.500) y el número de horas xx xxxxxxx de la propuesta Circular (2.000). Se observa que, cuanto menor es el número de horas de punta que se considera, mayor es la participación de los periodos 1 y 2 y, por tanto, mayor es el coste asignado a dichos periodos y menor el coste asignado al periodo 6.

26 Para mayor información véase epígrafe 3.5 de la Memoria que acompaña a la Circular 3/2014, 27 La mayor parte de los miembros del Consejo Consultivo de Electricidad señaló, por una parte, la necesidad de introducir una mayor discriminación de precios por periodo en los peajes de transporte y distribución y, por otra parte, la necesidad de disminuir el número de horas de punta. Xxx solo un miembro se mostró conforme con mantener las relaciones de precios de los

peajes de acceso vigentes.

Al respecto se observa que, si el número de horas considerado en la punta es reducido, no todos los periodos horarios participan en la misma. En consecuencia, se hace necesario imponer una condición de que cuando la participación de un periodo en las H primeras horas sea nulo se considerará una hora, a efectos del cálculo del correspondiente peaje.

Cuadro 15. Distribución por periodo horario de las primeras 876 horas de la monótona de cada nivel de tensión según el calendario de la Circular. Año 2018

Número de horas

% de participación de cada periodo en la punta

Periodo	Nivel de Tensión
Periodo	0	1	2	3	4
1	443	456	414	398	432
2	261	207	230	201	214
3	52	127	147	169	143
4	51	86	85	108	87
0	-	-	-	-	-
0	00	-	-	-	-

Xxxxx de Tensión
0	1	2	3	4
50,6%	52,1%	47,3%	45,4%	49,3%
29,8%	23,6%	26,3%	22,9%	24,4%
5,9%	14,5%	16,8%	19,3%	16,3%
5,8%	9,8%	9,7%	12,3%	9,9%
0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%
7,9%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%

TOTAL

876

100,0%

Fuente: CNMC

Cuadro 16. Distribución por periodo horario de las primeras 1.500 horas de la monótona de cada nivel de tensión según el calendario de la Circular. Año 2018

Número de horas

% de participación de cada periodo en la punta

Periodo	Nivel de Tensión
Periodo	0	1	2	3	4
1	599	603	575	549	574
2	477	449	454	418	450
3	000	000	000	309	282
4	128	199	196	220	192
5	6	2	-	1	-
6	142	2	2	3	2

Nivel de Tensión
0	1	2	3	4
39,9%	40,2%	38,3%	36,6%	38,3%
31,8%	29,9%	30,3%	27,9%	30,0%
9,9%	16,3%	18,2%	20,6%	18,8%
8,5%	13,3%	13,1%	14,7%	12,8%
0,4%	0,1%	0,0%	0,1%	0,0%
9,5%	0,1%	0,1%	0,2%	0,1%

TOTAL

1.500

100,0%

Fuente: CNMC

Cuadro 17. Distribución por periodo horario de las primeras 2.000 horas de la monótona de cada nivel de tensión según el calendario de la Circular. Año 2018

Número de horas

% de participación de cada periodo en la punta

Periodo	Nivel de Tensión
Periodo	0	1	2	3	4
1	670	677	646	629	646
2	633	611	642	569	616
3	000	000	000	447	435
4	212	298	268	316	276
5	17	13	6	11	4
6	220	16	9	28	23

Nivel de Tensión
0	1	2	3	4
33,5%	33,9%	32,3%	31,5%	32,3%
31,7%	30,6%	32,1%	28,5%	30,8%
12,4%	19,3%	21,5%	22,4%	21,8%
10,6%	14,9%	13,4%	15,8%	13,8%
0,9%	0,7%	0,3%	0,6%	0,2%
11,0%	0,8%	0,5%	1,4%	1,2%

TOTAL

2.000

100,0%

Fuente: CNMC

Una vez definidas las horas que integran el periodo de punta, se asigna la retribución del transporte y la distribución de cada nivel de tensión que se va a recuperar a través de los correspondientes términos de facturación por periodos, en función de la representatividad del mismo en las horas de mayor demanda de cada nivel de tensión.

En particular, la retribución del periodo horario p de cada nivel tarifario i se

obtiene de multiplicar la retribución que se deber recuperar con cargo al término

de potencia del nivel tarifario i por el porcentaje de participación de cada periodo

en la punta del nivel de tensión (véase Cuadro 18).

Cuadro 18. Asignación por periodo horario de la retribución del transporte y la distribución de cada nivel de tensión tarifario que se deber recuperar por el término de potencia, considerando una punta de 2.000 horas y los calendarios de la Circular. Año 2020

% de participación de cada periodo en la punta

Asignación del coste del nivel de tensión por periodo tarifario (miles €)

Periodo	Nivel de Tensión
Periodo	0	1	2	3	4
1	33,5%	33,9%	32,3%	31,5%	32,3%
2	31,7%	30,6%	32,1%	28,5%	30,8%
3	12,4%	19,3%	21,5%	22,4%	21,8%
4	10,6%	14,9%	13,4%	15,8%	13,8%
5	0,9%	0,7%	0,3%	0,6%	0,2%
6	11,0%	0,8%	0,5%	1,4%	1,2%

Nivel de Tensión
0	1	2	3	4
682.763	547.803	149.588	119.180	354.833
645.058	494.398	148.661	107.812	338.355
252.724	311.528	99.339	84.696	238.936
216.038	241.130	62.058	59.874	151.601
17.324	10.519	1.389	2.084	2.197
224.191	12.947	2.084	5.305	12.633

TOTAL

100,0%

2.038.098

1.618.325

463.119

378.952

1.098.555

Fuente: CNMC

Análogamente, la retribución del periodo horario p de cada nivel tarifario i se

obtiene de multiplicar la retribución que se deber recuperar con cargo al término

de energía del nivel tarifario i por el porcentaje de participación de cada periodo

en la punta del nivel de tensión (véase Cuadro 19).

Cuadro 19. Asignación por periodo horario de la retribución del transporte y la distribución de cada nivel de tensión tarifario que se deber recuperar por el término de energía, considerando una punta de 2.000 horas y los calendarios de la Circular. Año 2020

% de participación de cada periodo en la punta

Asignación del coste del nivel de tensión por periodo tarifario (miles €)

Periodo	Nivel de Tensión
Periodo	0	1	2	3	4
1	33,5%	33,9%	32,3%	31,5%	32,3%
2	31,7%	30,6%	32,1%	28,5%	30,8%
3	12,4%	19,3%	21,5%	22,4%	21,8%
4	10,6%	14,9%	13,4%	15,8%	13,8%
5	0,9%	0,7%	0,3%	0,6%	0,2%
6	11,0%	0,8%	0,5%	1,4%	1,2%

Nivel de Tensión
0	1	2	3	4
-	182.601	49.863	39.727	118.278
-	164.799	49.554	35.937	112.785
-	103.843	33.113	28.232	79.645
-	80.377	20.686	19.958	50.534
-	3.506	463	695	732
-	4.316	695	1.768	4.211

TOTAL

100,0%

539.442

154.373

126.317

366.185

Fuente: CNMC

En sus alegaciones tres agentes han mostrado su disconformidad con la metodología propuesta, motivado porque consideran inadecuada, ineficiente y arbitraria la utilización de las H primeras horas de año para asignar el coste por periodo horario, en la medida en que es simplista y no tiene en cuenta los distintos colectivos de consumidores y el diferente uso de la red de los mismos. Estos agentes han propuesto adjudicar un 30% de los costes de redes entre los periodos de forma proporcional a las horas anuales de cada periodo (cubriría aquella parte de los costes que no dependen del periodo: comercialización, operación), otro 30%, proporcional a la energía que circula por cada periodo y nivel de tensión, (cubriría la parte de los costes variables dependientes del uso de la red) y finalmente un 40% para la potencia demandada utilizando las 2.000 primeras horas de la media de las monótonas de los tres últimos años y no solo el 2018, así como la implementación de peajes por uso.

Esta Comisión discrepa de las observaciones de estos agentes ya que, en la medida en que la metodología propuesta resulta de la agregación de las curvas de carga de cada uno de los colectivos de consumidores si se tiene en cuenta el comportamiento de los mismos. Respecto del establecimiento del número de horas de punta en 2.000 horas, como se ha explicado anteriormente, obedece a la necesidad de aumentar la señal de precios respecto de los peajes vigentes, pero sin dar lugar a una discriminación sustancialmente diferente a la misma, en la medida en que no es posible anticipar la reacción de los consumidores a los nuevos calendarios. Respecto de la propuesta de estos agentes cabe señalar que no se ha justificado en las correspondientes alegaciones los porcentajes de asignación propuestos.

IV. Asignación de la retribución de cada nivel de tensión a recuperar por término de facturación y periodo al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores

El coste obtenido para cada nivel de tensión y periodo horario se asigna entre los usuarios de acuerdo con un modelo de red simplificado (véase recogido en el Anexo III de la Circular), teniendo en cuenta que el diseño de la red de un nivel de tensión se debe a los usuarios conectados en el propio nivel de tensión tarifario y a los usuarios conectados en niveles de tensiones inferiores, empleando al efecto balances de potencia y balances de energía.

Se indica que al respecto, tres agentes han señalado que la retribución asignada al propio nivel de tensión sería superior a la que se produce cuando se vierte energía a niveles inferiores y, en consecuencia, consideran que un parte del coste del cada nivel de tensión no es imputable a niveles de tensión inferiores. Al respecto proponen fijar en un % de los consumos en el propio nivel y periodo. Descontada esa cantidad, se procedería a repartir el resto entre ese nivel y los inferiores a los que “exporta” energía tal y como se hace en la propuesta.

Esta Comisión comparte la observación de que cuanto menor sea la energía circulada a niveles de tensión inferiores, mayor será la retribución de las redes del propio nivel de tensión que deberán soportar los suministros conectados en la misma. No obstante, el coste de inversión de las redes hubiera sido inferior si éstas hubieran sido diseñadas para atender únicamente a los suministros conectados a las mismas.

En consecuencia, teniendo en cuenta el amplio consenso de los agentes respecto de la metodología propuesta y dado que que las redes se dimensionan para atender la demanda del propio nivel de tensión y la demanda de suministros conectados en niveles de tensión inferiores, se mantiene la metodología de asignación sometida procedimiento de audiencia.

IV.A Asignación de la retribución de cada nivel de tensión a recuperar por el término de potencia y periodo al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores

La retribución de redes a recuperar a través del término de potencia de un nivel de tensión i que van a pagar los consumidores situados en el nivel de tensión j

(con j ≤ i ), se calcula teniendo en cuenta la potencia que circula hacia niveles

inferiores en la hora de máxima demanda del periodo p . En general, para un periodo p , la retribución del nivel de tensión NTi , se repartirá entre los niveles

j, p

NTj , con j ≤ i , de acuerdo a unos coeficientes α i :

C D,NTj = C D

*α i

i, p

j, p

Los coeficientes de asignación del coste del nivel de tensión tarifario i de cada periodo al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores se obtienen a partir de la agregación de los balances de potencia para la hora de máxima demanda del periodo p proporcionados por las empresas distribuidoras de más

de 100.000 clientes. En particular, se ha solicitado a las empresas distribuidoras con más de 100.000 clientes el balance de potencia para la hora de mayor demanda según la monótona del sistema del ejercicio 2018 de cada uno de los seis periodos, según el calendario la Circular (véase Cuadro 20).

Cuadro 20. Hora de máxima demanda de cada uno de los periodos horarios de la discriminación, según el calendario de la Circular. Año 2018

Periodo	Dia	Hora	MW
1	08/02/2018	21	40.611
2	20/03/2018	21	38.428
3	03/08/2018	14	39.685
4	03/08/2018	15	39.362
5	10/04/2018	15	34.524
6	09/02/2018	8	34.605

Fuente: CNMC y OS

En el Cuadro 21 se presentan los coeficientes

j, p

(calculados conforme a la

formulación recogida en el Anexo II de la de Circular) que resultan de considerar el calendario de la Circular. Según los balances de potencia proporcionados por las empresas para la hora de máxima demanda del periodo p , considerando el

calendario vigente, el coste del periodo 1 del NT1 se debe en un 27,6% a los consumidores conectados en el mismo nivel de tensión y en un 72,4% a los consumidores conectados en baja tensión. Del mismo modo el coste del periodo 1 del nivel de tensión 2 se debe en un 13,3% a los consumidores conectados en el propio nivel de tensión, en un 23,9% a los consumidores conectados en el NT1 y en un 62,8% a los consumidores conectados en NT0 y así sucesivamente.

En el Anexo III se adjuntan los balances de potencia para la hora de máxima demanda del periodo p agregados a partir de los balances de potencia

proporcionados por las empresas distribuidoras de más de 100.000 clientes para la hora de máxima demanda de cada periodo horario indicado en el año 2018, según el calendario la Circular.

Cuadro 21. Coeficientes de asignación de la retribución del nivel de tensión tarifario i de cada periodo al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores según el calendario de la Circular

Nivel de tensión tarifario	αi j, P	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	α0 0, p	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
	α1 1 , p α1 0, p	0,276	0,289	0,371	0,364	0,366	0,365
NT1	α1 1 , p α1 0, p	0,724	0,711	0,629	0,636	0,634	0,635
	α2 2, p	0,133	0,144	0,144	0,146	0,168	0,175
NT2	α2 1, p	0,239	0,248	0,318	0,311	0,305	0,301
	α2 0, p	0,628	0,608	0,539	0,543	0,527	0,524
	α3 3, p	0,064	0,073	0,085	0,079	0,089	0,086
NT3	α3 2, p α3 1, p	0,075 0,237	0,074 0,235	0,077 0,231	0,073 0,234	0,072 0,232	0,074 0,232
	α3 0, p	0,623	0,618	0,607	0,614	0,608	0,608
	α4 4, p α4 3, p α4 2, p α4 1, p α4 0, p	0,089	0,113	0,077	0,098	0,138	0,129
		0,028	0,029	0,037	0,032	0,033	0,035
NT4		0,067	0,066	0,072	0,068	0,070	0,076
		0,225	0,225	0,268	0,261	0,250	0,247
		0,591	0,568	0,547	0,541	0,509	0,514

Fuente: CNMC

Tal y como se indica en el Anexo II de Circular, la asignación de la retribución de cada periodo p del nivel de tensión tarifario i al grupo tarifario se obtiene como el producto del coste del nivel tarifario i asignado al periodo p por la matriz de coeficientes. En el Cuadro 22 se muestra el resultado de la asignación de la retribución de cada nivel de tensión al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores, según el calendario de la Circular.

Cuadro 22. Asignación de la retribución (miles €) que se debe recuperar por el término de potencia del nivel de tensión tarifario i de cada periodo p de 2020 al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores según el calendario de la Circular

Nivel de tensión tarifario	Asignación	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	NT0	682.763	645.058	252.724	216.038	17.324	224.191
	NT1	151.111	143.016	115.570	87.821	3.852	4.723
NT1	NT1	151.111	143.016	115.570	87.821	3.852	4.723
NT1	NT0	396.692	351.382	195.958	153.310	6.667	8.223
	NT2	19.824	21.435	14.260	9.069	234	364
NT2	NT1	35.794	36.801	31.561	19.298	423	628
	NT0	93.970	90.425	53.518	33.691	732	1.093
	NT3	7.676	7.857	7.241	4.706	185	456
NT3	NT2 NT1	8.918 28.298	7.975 25.372	6.491 19.575	4.383 14.009	149 483	395 1.229
	NT0	74.289	66.608	51.389	36.776	1.267	3.226
	NT4	31.456	38.142	18.297	14.847	302	1.626
	NT3	9.848	9.895	8.767	4.901	73	444
NT4	NT2	23.769	22.283	17.094	10.289	154	956
	NT1	79.928	75.978	64.084	39.600	548	3.119
	NT0	209.832	192.057	130.695	81.964	1.119	6.488

Fuente: CNMC

La retribución que se debe recuperar por el uso de las redes de transporte y distribución en cada periodo tarifario con cargo al término de potencia del peaje de transporte y distribución de los consumidores conectados a un determinado nivel de tensión, resulta de la agregación de la retribución de redes en cada periodo horario de su propio nivel de tensión y de los niveles de tensión superiores, tal y como se indica en el Anexo II de la Circular.

En el Cuadro 23 se muestra para el ejercicio 2020 la asignación de la retribución de redes que se debe recuperar a través de los términos de potencia del peaje de transporte y distribución, según el calendario de la Circular.

Cuadro 23. Asignación de la retribución de redes (miles €) por nivel de tensión tarifario y periodos horarios que se debe recuperar a través del término de potencia del peaje de transporte y distribución, según el calendario de la Circular. Año 2020

Nivel de tensión tarifario al que se conecta el consumidor	Coste de la red que se le asigna	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	NT0 NT1 NT2 NT3 NT4	682.763 396.692 93.970 74.289 209.832	645.058 351.382 90.425 66.608 192.057	252.724 195.958 53.518 51.389 130.695	216.038 153.310 33.691 36.776 81.964	17.324 6.667 732 1.267 1.119	224.191 8.223 1.093 3.226 6.488
NT0	Total	1.457.546	1.345.530	684.283	521.779	27.110	243.221
NT1	NT1 NT2 NT3 NT4	151.111 35.794 28.298 79.928	143.016 36.801 25.372 75.978	115.570 31.561 19.575 64.084	87.821 19.298 14.009 39.600	3.852 423 483 548	4.723 628 1.229 3.119
NT1	Total	295.130	281.167	230.790	160.727	5.306	9.699
NT2	NT2 NT3 NT4	19.824 8.918 23.769	21.435 7.975 22.283	14.260 6.491 17.094	9.069 4.383 10.289	234 149 154	364 395 956
NT2	Total	52.511	51.693	37.845	23.742	537	1.714
NT3	NT3 NT4	7.676 9.848	7.857 9.895	7.241 8.767	4.706 4.901	185 73	456 444
NT3	Total	17.524	17.752	16.008	9.607	258	900
NT4	NT4	31.456	38.142	18.297	14.847	302	1.626
NT4	Total	31.456	38.142	18.297	14.847	302	1.626

Total
2.038.098 1.112.233 273.429 233.555 622.155
4.279.470
506.092 124.504 88.964 263.257
982.817
65.186 28.312 74.545
168.042
28.121 33.928
62.049
104.671
104.671

Fuente: CNMC

IV.B Asignación de la retribución de cada nivel de tensión a recuperar por el término de energía y periodo al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores

La metodología de asignación de la retribución del transporte y la distribución que se recupera a través de los términos de energía consumida de los peajes de transporte y distribución de los consumidores es análoga a la aplicada para el cálculo de los términos de potencia.

La asignación del coste de transporte y distribución de cada nivel de tensión y periodo horario a los grupos tarifarios, según el modelo de red simplificado del Anexo II de la Circular, se realiza con información del balance de energía por periodo horario proporcionado por las empresas distribuidoras con más de

100.000 clientes según la discriminación horaria de seis periodos.

Se indica que los balances de energía por periodo horario de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, agregados a partir de la información facilitada por las empresas distribuidoras de más de 100.000 clientes, se han convertido al calendario de la Circular aplicando la relación entre el calendario de seis periodos para el sistema peninsular de la Orden ITC/2794/2007 y el calendario de seis periodos de la Circular.

En el Cuadro 24 se presentan los coeficientes de asignación que resultan de considerar los balances de energía por periodo horario según los calendarios de la Circular. En el Anexo IV se adjuntan los balances de energía por periodo horario para ambos calendarios.

Cuadro 24. Coeficientes de asignación de la retribución a recuperar por el componente de energía del nivel de tensión tarifario i de cada periodo al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores según el calendario vigente.

Nivel de tensión tarifario	αi j, P	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	α0 0, p	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
NT1	α1 1 , p α1 0, p	0,359 0,641	0,362 0,638	0,372 0,628	0,384 0,616	0,392 0,608	0,382 0,618
	α2 2, p	0,163	0,168	0,177	0,184	0,187	0,194
NT2	α2 1, p	0,300	0,301	0,306	0,313	0,318	0,308
	α2 0, p	0,537	0,531	0,517	0,503	0,494	0,498
	α3 3, p	0,080	0,086	0,095	0,099	0,100	0,129
NT3	α3 2, p α3 1, p	0,089 0,298	0,089 0,296	0,088 0,293	0,088 0,292	0,087 0,292	0,085 0,282
	α3 0, p	0,533	0,529	0,524	0,522	0,521	0,504
	α4 4, p α4 3, p α4 2, p α4 1, p α4 0, p	0,107	0,117	0,134	0,141	0,143	0,166
		0,033	0,035	0,038	0,039	0,040	0,052
NT4		0,078	0,079	0,078	0,079	0,080	0,080
		0,281	0,277	0,274	0,276	0,278	0,261
		0,502	0,492	0,475	0,464	0,459	0,441

Fuente: CNMC

En el Cuadro 41 se muestra el resultado de la asignación de la retribución que se debe recuperar por el término de energía de cada nivel de tensión al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores, según el calendario de la Circular, resultante del producto de la retribución del nivel tarifario i asignado al periodo p por la matriz de coeficientes.

Cuadro 25. Asignación de la retribución (miles €) que se debe recuperar por el término de energía del nivel de tensión tarifario i de cada periodo p de 2020 al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores según el calendario de la Circular

Nivel de tensión tarifario	Asignación	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	NT0	-	-	-	-	-	-
	NT1	65.507	59.672	38.642	30.849	1.373	1.648
NT1	NT1	65.507	59.672	38.642	30.849	1.373	1.648
NT1	NT0	117.094	105.128	65.200	49.528	2.133	2.668
	NT2	8.114	8.345	5.860	3.803	87	135
NT2	NT1	14.976	14.920	10.141	6.479	147	214
	NT0	26.773	26.288	17.112	10.404	229	346
	NT3	3.187	3.088	2.669	1.975	69	228
NT3	NT2 NT1	3.525 11.843	3.204 10.635	2.482 8.280	1.747 5.825	61 203	150 499
	NT0	21.171	19.011	14.801	10.412	362	892
	NT4	12.657	13.219	10.695	7.147	105	701
	NT3	3.904	3.961	3.023	1.991	29	218
NT4	NT2	9.216	8.870	6.243	4.000	58	336
	NT1	33.183	31.278	21.859	13.942	204	1.098
	NT0	59.317	55.457	37.824	23.453	336	1.858

Fuente: CNMC

Finalmente, en el Cuadro 26 se muestra para el ejercicio 2020 la asignación de la retribución de redes que se debe recuperar a través de los términos de energía del peaje de transporte y distribución, según el calendario de la Circular.

Cuadro 26. Asignación de la retribución de redes (miles €) por nivel de tensión tarifario y periodos horarios que se debe recuperar a través del término de energía del peaje de transporte y distribución, según el calendario de la Circular. Año 2020

Nivel de tensión tarifario al que se conecta el consumidor	Coste de la red que se le asigna	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	NT0 NT1 NT2 NT3 NT4	- 117.094 26.773 21.171 59.317	- 105.128 26.288 19.011 55.457	- 65.200 17.112 14.801 37.824	- 49.528 10.404 10.412 23.453	- 2.133 229 362 336	- 2.668 346 892 1.858
NT0	Total	224.355	205.884	134.938	93.797	3.061	5.763
NT1	NT1 NT2 NT3 NT4	65.507 14.976 11.843 33.183	59.672 14.920 10.635 31.278	38.642 10.141 8.280 21.859	30.849 6.479 5.825 13.942	1.000 000 000 204	1.648 214 499 1.098
NT1	Total	125.510	116.505	78.922	57.095	1.927	3.459
NT2	NT2 NT3 NT4	8.114 3.525 9.216	8.345 3.204 8.870	5.860 2.482 6.243	3.803 1.747 4.000	87 61 58	000 000 000
NT2	Total	20.855	20.419	14.585	9.550	206	621
NT3	NT3 NT4	3.187 3.904	3.088 3.961	2.669 3.023	1.975 1.991	69 29	228 218
NT3	Total	7.092	7.049	5.692	3.965	98	446
NT4	NT4	12.657	13.219	10.695	7.147	105	701
NT4	Total	12.657	13.219	10.695	7.147	105	701

Total
- 341.750 81.152 66.649 178.247
667.798
197.691 46.878 37.284 101.564
383.417
26.343 11.169 28.724
66.236
11.216 13.126
24.342
44.524
44.524

Fuente: CNMC

7.4.4. Determinación de los términos de potencia y energía de los peajes de transporte y distribución

Una vez que se dispone de la retribución que se debe recuperar a través de los términos por potencia y energía por periodo horario de cada grupo tarifario, el peaje correspondiente se obtiene como resultado de dividir la retribución a recuperar por cada componente de facturación entre la previsión de la variable de facturación (potencia contrata o energía consumida).

I. Determinación de los términos de potencia de los peajes de consumidores

𝑖,𝑝

En particular, el término de potencia de cada periodo (𝑇𝐷 ) del peaje correspondiente a cada grupo tarifario se obtiene como resultado de dividir la retribución a recuperar con cargo al término de potencia del periodo p de su nivel

de tensión y de los niveles de tensión superior al que está conectado entre la potencia contratada en el periodo p prevista para el ejercicio siguiente del nivel

de tensión i .

Se indica que para calcular el coste unitario por periodo horario de aquellos consumidores con potencia contratada no discriminada en seis periodos se hace

necesaria su conversión. En particular, para los consumidores acogidos a los peajes de baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW se ha supuesto la misma potencia contratada en todos los periodos, con la excepción del periodo 6 en el que incluye el impacto de la penetración del vehículo eléctrico (véase Anexo I). Para los consumidores de baja tensión con potencia contratada superior a 15 kW y los consumidores conectados en media tensión (tensión comprendida entre 1 y 30 kV) con potencia contratada inferior a 450 kW se han convertido las potencias de tres a seis periodos teniendo en cuenta la coincidencia de horas entre el calendario de tres periodos y el calendario de seis periodos e imponiendo potencias crecientes para ambos colectivos.

En el Cuadro 27 se presentan los términos de potencia que resultan de la metodología de asignación según el calendario de la Circular para el ejercicio 2020.

Cuadro 27. Coste unitario de redes que se debe recuperar a través del término de potencia del peaje de transporte y distribución de un consumidor conectado al nivel de tensión tarifario i en el periodo p, según el calendario de la Circular. Año 2020

Nivel de tensión tarifario	Retribución a recuperar con cargo al término de potencia de los peajes en cada periodo horario (miles €) (A)
Nivel de tensión tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	1.457.546	1.345.530	684.283	521.779	27.110	243.221
NT1	295.130	281.167	230.790	160.727	5.306	9.699
NT2	52.511	51.693	37.845	23.742	537	1.714
NT3	17.524	17.752	16.008	9.607	258	900
NT4	31.456	38.142	18.297	14.847	302	1.626

Nivel de tensión tarifario	Potencia contratada por periodo horario (MW) (B)
Nivel de tensión tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	143.010	143.010	143.010	143.010	143.010	143.060
NT1	17.910	18.100	18.261	18.352	18.489	24.962
NT2	4.588	4.765	4.789	4.842	4.888	6.511
NT3	1.834	1.930	1.944	1.970	2.000	2.514
NT4	2.948	3.120	3.275	3.474	3.613	4.620

Nivel de tensión tarifario	Coste unitario a recuperar con cargo al término de potencia de los peajes en cada periodo horario (€/kW año) (A)/(B)
Nivel de tensión tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	10,1919	9,4086	4,7849	3,6485	0,1896	1,7001
NT1	16,4781	15,5337	12,6384	8,7581	0,2870	0,3885
NT2	11,4445	10,8480	7,9023	4,9029	0,1099	0,2633
NT3	9,5532	9,1979	8,2335	4,8763	0,1290	0,3580
NT4	10,6695	12,2266	5,5875	4,2738	0,0837	0,3520

Fuente: CNMC

Del análisis de los términos de potencia resultantes de aplicar la metodología de la Circular se concluyen los siguientes aspectos:

− Los términos de potencia del nivel de tensión tarifario NT0 resultan inferiores a los términos de potencia del resto de niveles de tensión, excluido el NT3 y los periodos 5 y 6, debido a que las potencias contratadas por este colectivo de consumidores son prácticamente planas (véase Cuadro 27).

− Por nivel de tensión, el coste medio de facturación por término de potencia es decreciente (véase Cuadro 43).

Cuadro 28. Facturación media por término de potencia de los peajes de transporte y distribución. Año 2020

Nivel de tensión tarifario	Consumo (GWh)	Facturación peaje de redes por término de potencia (miles €)	Facturación media (€/MWh)	Relación de precios respecto NT4
NT0	113.120	4.279.470	37,83	8,65
NT1	70.187	982.817	14,00	3,20
NT2	24.723	168.042	6,80	1,55
NT3	10.561	62.049	5,88	1,34
NT4	23.945	104.671	4,37	1,00

Total

242.536

5.597.050

23,08

5,28

Fuente: CNMC

− Por periodos horarios, se observa una discontinuidad en el periodo 5 en todos los niveles de tensión y en el periodo 2 del NT4 (véase Gráfico 5).

Gráfico 5. Discriminación de los términos de potencia por periodos horarios respecto del periodo 6 resultante de aplicar la metodología de asignación de la Circular. Año 2020

50,00

Relación de precios respecto del periodo 6

45,00

40,00

35,00

30,00

25,00

20,00

15,00

10,00

5,00

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6

NT0 NT1 NT2 NT3 NT4

Fuente: CNMC

Teniendo en cuenta que la asignación es sensible a los perfiles de las curvas de carga por niveles de tensión tarifarios utilizados y al calendario subyacente y, dado que no es posible anticipar cómo reaccionarán los consumidores a los nuevos calendarios, transitoriamente, en tanto no se disponga de información sobre los perfiles y las potencias contratadas por los consumidores conforme al nuevo calendario, se modifican las discriminaciones horarias por periodos con objeto de eliminar las discontinuidades, asegurando en todo caso la suficiencia de ingresos. En particular, se han promediado los precios de los términos de potencia de los periodos 1 y 2 del NT4 y los precios de los términos de potencia de los periodos 5 y 6 (véase Gráfico 6). De esta forma, estos periodos tendrían el mismo término de potencia.

Gráfico 6. Discriminación de los términos de potencia por periodos horarios respecto del periodo 6 resultante de aplicar la metodología de asignación de la Circular eliminando discontinuidades. Año 2020

70,00

Relación de precios respecto del periodo 6

60,00

50,00

40,00

30,00

20,00

10,00

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6

NT0 NT1 NT2 NT3 NT4

Fuente: CNMC

Por último, teniendo en cuenta la diferente caracterización de los consumidores conectados en baja tensión, se distinguen dos colectivos de consumidores, aquellos con potencia contratada inferior o igual a 15 kW (conectados, básicamente a redes de 220/230 V) y aquellos con potencia contratada superior a 15 kW (conectados a redes de tensión de 380/400 V). Para los suministros en baja tensión con potencia contratada igual o inferior a 15 kW se propone una estructura de peajes más sencilla con únicamente dos términos de potencia uno para las horas xx xxxxx y otro para el resto de horas del día. El término de potencia de punta resulta de la agregación de los términos de potencia de los periodos 1 a 5 y el término de potencia del periodo 2 se corresponde con el término de potencia del periodo 6.

En el Cuadro 29 se muestra los términos de potencia de los peajes de redes de transporte y distribución que resultan de la metodología de la Circular.

Cuadro 29. Términos de potencia de los peajes de transporte y distribución que resultan de la metodología de la Circular. Año 2020

Grupo tarifario	Término de potencia del peaje de transporte (€/kW año)
Grupo tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
2.0 TD	4,3238	0,0266
3.0 TD	1,4673	1,3430	0,9139	0,5731	0,0266	0,0266
6.1 TD	4,4627	4,1976	3,5093	2,1578	0,0844	0,0844
6.2 TD	5,1803	4,6762	3,5693	2,1248	0,0974	0,0974
6.3 TD	5,3687	5,1268	4,5092	2,4877	0,1145	0,1145
6.4 TD	11,4700	11,4700	5,5875	4,2738	0,2343	0,2343

Grupo tarifario	Término de potencia del peaje de distribución (€/kW año)
Grupo tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
2.0 TD	24,6551	0,9184
3.0 TD	8,7246	8,0657	3,8710	3,0754	0,9184	0,9184
6.1 TD	12,0155	11,3361	9,1291	6,6003	0,2609	0,2609
6.2 TD	6,2641	6,1719	4,3330	2,7781	0,1001	0,1001
6.3 TD	4,1845	4,0711	3,7243	2,3886	0,1420	0,1420
6.4 TD	-	-	-	-	-	-

Grupo tarifario	Término de potencia del peaje de transporte y distribución (€/kW año)
Grupo tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
2.0 TD	28,9789	0,9450
3.0 TD	10,1919	9,4086	4,7849	3,6485	0,9450	0,9450
6.1 TD	16,4781	15,5337	12,6384	8,7581	0,3453	0,3453
6.2 TD	11,4445	10,8480	7,9023	4,9029	0,1975	0,1975
6.3 TD	9,5532	9,1979	8,2335	4,8763	0,2565	0,2565
6.4 TD	11,4700	11,4700	5,5875	4,2738	0,2343	0,2343

Fuente: CNMC

II. Determinación de los términos de energía de los peajes de consumidores

Análogamente a los términos de potencia, el término de energía del peaje correspondiente a cada grupo tarifario se obtiene como resultado de dividir la retribución a recuperar con cargo al término de energía del periodo p de su nivel de tensión y de los niveles de tensión superior al que está conectado entre la energía del periodo p del nivel de tensión i . prevista para el ejercicio siguiente

(véase Cuadro 30).

Cuadro 30. Coste unitario de redes que se debe recuperar a través del término de energía del peaje de transporte y distribución de un consumidor conectado al nivel de tensión tarifario i en el periodo p, según el calendario de la Circular. Año 2020

Nivel de tensión tarifario	Retribución a recuperar con cargo al término de energía de los peajes en cada periodo horario (miles €) (A)
Nivel de tensión tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	224.355	205.884	134.938	93.797	3.061	5.763
NT1	125.510	116.505	78.922	57.095	1.927	3.459
NT2	20.855	20.419	14.585	9.550	206	621
NT3	7.092	7.049	5.692	3.965	98	446
NT4	12.657	13.219	10.695	7.147	105	701

Nivel de tensión tarifario	Energía consumida por periodo horario (GWh) (B)
Nivel de tensión tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	13.106	15.662	12.924	14.712	5.998	50.719
NT1	7.348	8.850	8.368	9.714	4.019	31.888
NT2	2.249	2.913	2.644	3.128	1.378	12.410
NT3	834	1.105	1.053	1.268	558	5.742
NT4	1.746	2.380	2.234	2.717	1.238	13.630

Nivel de tensión tarifario	Término de enegía de los peajes (€/MWh) (A)/(B)
Nivel de tensión tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	17,1190	13,1458	10,4412	6,3756	0,5103	0,1136
NT1	17,0800	13,1641	9,4316	5,8777	0,4795	0,1085
NT2	9,2729	7,0093	5,5155	3,0529	0,1492	0,0501
NT3	8,5030	6,3778	5,4046	3,1280	0,1759	0,0776
NT4	7,2494	5,5544	4,7866	2,6303	0,0848	0,0514

Fuente: CNMC

Análogamente a los resultados obtenidos para los términos de potencia de los peajes de transporte y distribución, se concluyen los siguientes aspectos:

− Los términos de energía por grupo tarifario son decrecientes por periodo horario, presentando una mayor discriminación respecto del periodo 6 que los términos de potencia.

− Los precios, en términos de facturación media, son decrecientes por nivel de tensión (véase Cuadro 31).

Cuadro 31. Facturación media por término de energía de los peajes de transporte y distribución. Año 2020

Nivel de tensión tarifario	Consumo (GWh)	Facturación peaje de redes por término de energía (miles €)	Facturación media (€/MWh)	Relación de precios respecto NT4
NT0	113.120	667.798	5,90	3,17
NT1	70.187	383.417	5,46	2,94
NT2	24.723	66.236	2,68	1,44
NT3	10.561	24.342	2,30	1,24
NT4	23.945	44.524	1,86	1,00

Total

242.536

1.186.317

4,89

2,63

Fuente: CNMC

Como se ha comentado anteriormente, en línea con las alegaciones de los agentes y del MITECO, se ha simplificado la estructura de peajes de los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior o igual a 15 kW. En particular, para este colectivo se propone una discriminación horaria de tres periodos, por lo que se hace necesario adaptar los peajes obtenidos. Para ello se factura a los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior a 15 kW a los peajes obtenidos. A continuación, se agregan la retribución por periodo en función de la coincidencia entre la discriminación horaria de seis periodos y la discriminación horaria de tres periodos. Finalmente, el término de energía del peaje correspondiente será el resultado del cociente entre la retribución resultante de la agregación y la energía prevista por periodo (véase Cuadro 34).

Cuadro 32. Procedimiento de conversión de los términos de energía del peaje de transporte y distribución 2.0 TD de seis a tres periodos. Año 2020

Peaje T&D

Energía por periodo horario (MWh) (A)

Periodo 1

Periodo 2

Periodo 3

Periodo 4

Periodo 5

Periodo 6

2.0 TD

8.473.788

10.405.944

8.196.842

9.362.614

3.904.134

35.378.690

Nivel de tensión tarifario

Término de enegía de los peajes (€/MWh) (B)

Periodo 1

Periodo 2

Periodo 3

Periodo 4

Periodo 5

Periodo 6

NT0

17,119

13,146

10,441

6,376

0,510

0,114

Peaje T&D

Facturación por término de energía (miles €) (C) = (A) * (B)

Periodo 1

Periodo 2

Periodo 3

Periodo 4

Periodo 5

Periodo 6

2.0 TD

145.063

136.794

85.585

59.693

1.992

4.020

Discriminación horaria de tres periodos	Discriminación horaria de seis periodos (D)
Discriminación horaria de tres periodos	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
Periodo 1	90,5%	36,0%	57,5%	50,9%	0,0%	0,0%
Periodo 2	9,5%	64,0%	42,5%	49,1%	100,0%	0,0%
Periodo 3	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	100,0%

260.069

169.058

4.020

Facturación por periodo de la DH3

(miles €)

Discriminación horaria de tres periodos	Conversión de la facturación (miles €) de la DH6 a la DH3 (E) = (C) * (D)
Discriminación horaria de tres periodos	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
Periodo 1	131.221	49.240	49.224	30.384	-	-
Periodo 2	13.842	87.554	36.361	29.309	1.992	-
Xxxxxxx 0	-	-	-	-	-	0.000

20.890.912

19.452.410

35.378.690

Consumo por periodo de la DH3

Discriminación horaria de tres periodos	Conversión del consumo (MWh) de la DH6 a la DH3 (F) = (A) * (D)
Discriminación horaria de tres periodos	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 5	Periodo 6
Periodo 1	7.665.238	3.745.686	4.714.406	4.765.583	-	-
Periodo 2	808.551	6.660.258	3.482.436	4.597.031	3.904.134	-
Periodo 3	-	-	-	-	-	35.378.690

Peaje T&D

Términos de energía de la DH3 (€/MWh) € / (F)

Xxxxxxx 0

2.0 TD

0,012449

0,008691

0,000114

Fuente: CNMC

Una vez se obtienen los términos de potencia y energía de los peajes 2.0 TD, se procede a su ajuste a efectos de recuperar el 75% con cargo al término de potencia y el 25% con cargo al término de energía (véase Cuadro 35).

Cuadro 33. Procedimiento de ajuste de los términos de potencia y energía del peaje de transporte y distribución 2.0 TD a la estructura fijo-variable de 75%-25%. Año 2020

Peaje T&D	Facturación peaje 2.0 TD a los peajes que resulta de la asignación (miles €) (A)			% potencia sobre total
Peaje T&D	Término de potencia (A)	Término de energía (B)	Total (C)	% potencia sobre total
Peaje T	532.315	115.632	647.947	82,2%
Peaje D	3.129.202	317.515	3.446.717	90,8%
Total	3.661.517	433.147	4.094.663	89,4%

Peaje T&D	Coeficientes de ajuste del peaje 2.0 TD (D)
Peaje T&D	Término de potencia (C) * 75% / (A)	Término de energía (C) * 25% / (B)
Peaje T	0,913	1,401
Peaje D	0,826	2,714

Términos de potencia y energía del peaje 2.0 TD antes del ajuste (E)

Peaje T&D	Término de potencia del peaje 2.0 TD antes del ajuste (€/kW año)		Términos de energía del peaje 2.0 TD antes del ajuste (€/kWh)
Peaje T&D	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 3
Transporte	4,3238	0,0266	0,00332	0,00231	0,00004
Distribución	24,6551	0,9184	0,00913	0,00638	0,00008
Total T&D	28,9789	0,9450	0,01245	0,00869	0,00011

Términos de potencia y energía del peaje 2.0 TD ajustados (D) * (E)

Peaje T&D	Término de potencia de los peajes (€/kW año)		Términos de energía de la DH3 (€/kWh) (E) / (F)
Peaje T&D	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 3
Transporte	3,9473	0,0243	0,00465	0,00324	0,00005
Distribución	20,3676	0,7587	0,02477	0,01731	0,00021
Total T&D	24,3149	0,7830	0,02943	0,02055	0,00026

Fuente: CNMC

En el Cuadro 34 se muestra los términos de energía de los peajes de redes de transporte y distribución que resultan de la metodología de la Circular.

Cuadro 34. Términos de energía de los peajes de transporte y distribución que resultan de la metodología de la Circular. Año 2020

Grupo tarifario	Término de energía del peaje de transporte (€/kW año)
Grupo tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
2.0 TD	0,004651	0,003240	0,000051	-	-	-
3.0 TD	0,004526	0,003541	0,002927	0,001594	0,000056	0,000037
6.1 TD	0,004516	0,003534	0,002612	0,001435	0,000051	0,000034
6.2 TD	0,004098	0,003045	0,002361	0,001279	0,000042	0,000027
6.3 TD	0,004681	0,003584	0,002871	0,001570	0,000052	0,000038
6.4 TD	0,007249	0,005554	0,004787	0,002630	0,000085	0,000051

Grupo tarifario	Término de energía del peaje de distribución (€/kWh)
Grupo tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
2.0 TD	0,024775	0,017310	0,000209	-	-	-
3.0 TD	0,012593	0,009605	0,007514	0,004781	0,000454	0,000077
6.1 TD	0,012564	0,009630	0,006819	0,004442	0,000429	0,000074
6.2 TD	0,005175	0,003964	0,003155	0,001774	0,000107	0,000023
6.3 TD	0,003822	0,002794	0,002534	0,001558	0,000124	0,000040
6.4 TD	-	-	-	-	-	-

Grupo tarifario	Término de energía del peaje de transporte y distribución (€/kWh)
Grupo tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
2.0 TD	0,029425	0,020549	0,000260
3.0 TD	0,017119	0,013146	0,010441	0,006376	0,000510	0,000114
6.1 TD	0,017080	0,013164	0,009432	0,005878	0,000480	0,000108
6.2 TD	0,009273	0,007009	0,005516	0,003053	0,000149	0,000050
6.3 TD	0,008503	0,006378	0,005405	0,003128	0,000176	0,000078
6.4 TD	0,007249	0,005554	0,004787	0,002630	0,000085	0,000051

Fuente: CNMC

III. Determinación de los términos de energía de los pagos de autoconsumidores por la energía autoconsumida en el caso instalaciones próximas

Conforme al artículo 9.5 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, en el caso en que se produzca transferencia de energía a través de la red de distribución en instalaciones próximas a efectos de autoconsumo, los consumidores asociados deberán satisfacer una cuantía por la utilización de dicha red.

Teniendo en cuenta que 1) la retribución de la red se asigna mayoritariamente al término de potencia, 2) no prevén impactos en la potencia contratada de los consumidores acogidos a autoconsumo28 y 3) se estima la mayoría de los autoconsumidores y las instalaciones próximas estarán conectadas en el mismo nivel de tensión se define una estructura de peajes que consta únicamente de términos de energía.

Los términos de energía de los pagos de aplicación a autoconsumidores por la energía autoconsumida en el caso de instalaciones próximas a través de red deberá recuperar la retribución variable del nivel de tensión en el que está conectado el autoconsumidor.

En consecuencia, los términos de energía de cada periodo horario y nivel de tensión resultan del cociente entre la retribución de transporte y distribución asignada al propio nivel de tensión y la energía consumida en ese nivel de tensión (véase Cuadro 35).

Cabe señalar que los términos de energía de los pagos de autoconsumidores conectados en baja tensión resultan nulos debido a que la retribución asociada a la red de baja tensión se recupera en su totalidad a través de un término fijo.

28 No se prevén impactos relevantes sobre la potencia contratada por los consumidores debido a que se estima que las instalaciones de generación serán principalmente de carácter renovable y que las baterías no proporcionan la capacidad de almacenamiento necesaria para permitir una reducción de la potencia contratada.

Cuadro 35. Términos de energía de los pagos de transporte y distribución de los peajes de aplicación a autoconsumidores por la energía autoconsumida en el caso instalaciones próximas a través de red que resultan de la metodología de la Circular. Año 2020

Nivel de tensión tarifario	Retribución del propio nivel de tensión que se debe recuperar con cargo al término de energía de los peajes en cada periodo horario (miles €) (A)
Nivel de tensión tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	-	-	-	-	-	-
NT1	65.507	59.672	38.642	30.849	1.373	1.648
NT2	8.114	8.345	5.860	3.803	87	135
NT3	3.187	3.088	2.669	1.975	69	228
NT4	12.657	13.219	10.695	7.147	105	701

Nivel de tensión tarifario	Energía consumida por periodo horario (MWh) (B)
Nivel de tensión tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT0	13.105.626	15.661.606	12.923.598	14.711.754	5.998.079	50.719.410
NT1	7.348.357	8.850.167	8.367.899	9.713.800	4.018.640	31.887.696
NT2	2.249.035	2.913.078	2.644.317	3.128.218	1.378.271	12.410.288
NT3	834.022	1.105.251	1.053.247	1.267.673	558.386	5.742.319
NT4	1.745.877	2.379.894	2.234.404	2.717.320	1.237.931	13.629.712

Nivel de tensión tarifario	Término de energía de los pagos de autoconsumidores por la energía autoconsumida en el caso instalaciones próximas a través de red (€/kWh) (A)/(B)
Nivel de tensión tarifario	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0
XX0	-	-	-	-	-	-
XX0	0,008915	0,006742	0,004618	0,003176	0,000342	0,000052
NT2	0,003608	0,002865	0,002216	0,001216	0,000063	0,000011
NT3	0,003822	0,002794	0,002534	0,001558	0,000124	0,000040
NT4	0,007249	0,005554	0,004787	0,002630	0,000085	0,000051

Fuente: CNMC

IV. Determinación de los términos de energía de los peajes de aplicación a los puntos de suministro de acceso público dedicados a la recarga de vehículos eléctricos

Como se ha indicado anteriormente, de conformidad con las alegaciones recibidas por parte de los agentes y del MITECO, en línea con las orientaciones de política energética, se contempla la existencia durante el periodo regulatorio de dos peajes, de carácter opcional, de aplicación a puntos de suministro conectados en baja y media tensión, dedicados en exclusividad a la recarga de vehículos eléctricos de acceso público.

Estos peajes, denominados 3.0 TDVE y 6.1 TDVE, tienen la misma estructura que los correspondientes peajes generales (3.0 TD y 6.1 TD) y se determinarán de forma que se recupere el 20% de la facturación por peajes de transporte y distribución de los correspondientes a los correspondientes peajes de acceso generales, supuesta una utilización del punto del 10%, a estos efectos, lo que bajo estas hipótesis equivale a 5 recargas al día, se han considerado dos puntos de recarga tipo uno en baja tensión con potencia contratada igual a 50 kW y otro en media tensión con potencia contratada igual a 150 kW.

En los siguientes cuadros se detalla el procedimiento de cálculo de sendos peajes. Se indica que, bajo las hipótesis anteriores, a partir de una utilización superior al 10% de la potencia contratada los consumidores se acogerían al correspondiente peaje general.

Cuadro 36. Procedimiento de cálculo de los términos de potencia y energía de los peajes de transporte y distribución de para los puntos de recarga de vehículos eléctricos conectados en baja tensión. Año 2020

Hipótesis

Potencia contratada (kW)	50
Tiempo de recarga (min)	29
Consumo por recarga (kWh)	24
Utilización de la potencia	10%
Consumo anual (kWh)	43.800

Peaje T&D

Término de potencia del peaje 3.0 TD (€/kW año) (A)

Términos de energía del peaje 3.0 TD (€/kWh) (B)

Periodo 1

Periodo 2

Periodo 3

Periodo 4

Periodo 5

Periodo 6

Periodo 1

Periodo 2

Periodo 3

Periodo 4

Periodo 5

Periodo 6

Transporte

1,4673

1,3430

0,9139

0,5731

0,0266

0,00453

0,00354

0,00293

0,00159

0,00006

0,00004

Distribución

8,7246

8,0657

3,8710

3,0754

0,9184

0,01259

0,00960

0,00751

0,00478

0,00045

0,00008

Total T&D

10,1919

9,4086

4,7849

3,6485

0,9450

0,01712

0,01315

0,01044

0,00638

0,00051

0,00011

Peaje T&D	Facturación al peaje 3.0 TD (miles €)			% potencia sobre total
Peaje T&D	Término de potencia (C)	Término de energía (D)	Total (E)	% potencia sobre total
Peaje T	218	93	310	70,1%
Peaje D	1.279	256	1.534	83,3%
Total	1.496	348	1.844	81,1%

Peaje T&D	Coeficientes de ajuste para obtener el peaje 3.0 TDVE
Peaje T&D	Término de potencia (F) = (E) * 20% / (C)	Término de energía (G) = (E) * 80% / (D)
Peaje T	0,285	2,680
Peaje D	0,240	4,801

Peaje T&D

Término de potencia del peaje 3.0 TDVE (€/kW año) (A) * (F)

Términos de energía del peaje 3.0 TDVE (€/kWh) (B) * (G)

Xxxxxxx 0

Xxxxxxx 5

Periodo 6

Periodo 1

Periodo 2

Periodo 3

Periodo 4

Periodo 5

Periodo 6

Transporte

0,4183

0,3829

0,2606

0,1634

0,0076

0,01213

0,00949

0,00784

0,00427

0,00015

0,00010

Distribución

2,0938

1,9357

0,9290

0,7381

0,2204

0,06046

0,04611

0,03608

0,02295

0,00218

0,00037

Total T&D

2,5122

2,3186

1,1896

0,9015

0,2280

0,07259

0,05560

0,04392

0,02723

0,00233

0,00047

Fuente: CNMC

Cuadro 37. Procedimiento de cálculo de los términos de potencia y energía de los peajes de transporte y distribución de para los puntos de recarga de vehículos eléctricos conectados en media tensión. Año 2020

Hipótesis

Potencia contratada (kW)	150
Tiempo de recarga (min)	29
Consumo por recarga (kWh)	72
Utilización de la potencia	10%
Consumo anual (kWh)	131.400

Peaje T&D

Término de potencia del peaje 6.1 TD (€/kW año) (A)

Términos de energía del peaje 6.1 TD (€/kWh) (B)

Periodo 1

Periodo 2

Periodo 3

Periodo 4

Periodo 5

Periodo 6

Periodo 1

Periodo 2

Periodo 3

Periodo 4

Periodo 5

Periodo 6

Transporte

4,4627

4,1976

3,5093

2,1578

0,0844

0,00452

0,00353

0,00261

0,00144

0,00005

0,00003

Distribución

12,0155

11,3361

9,1291

6,6003

0,2609

0,01256

0,00963

0,00682

0,00444

0,00043

0,00007

Total T&D

16,4781

15,5337

12,6384

8,7581

0,3453

0,01708

0,01316

0,00943

0,00588

0,00048

0,00011

Peaje T&D	Facturación al peaje 6.1 TD (miles €)			% potencia sobre total
Peaje T&D	Término de potencia (C)	Término de energía (D)	Total (E)	% potencia sobre total
Peaje T	2.174	267	2.441	89,1%
Peaje D	5.940	744	6.684	88,9%
Total	8.115	1.010	9.125	88,9%

Peaje T&D	Coeficientes de ajuste para obtener el peaje 3.0 TDVE
Peaje T&D	Término de potencia (F) = (E) * 20% / (C)	Término de energía (G) = (E) * 80% / (D)
Peaje T	0,225	7,320
Peaje D	0,225	7,190

Peaje T&D

Término de potencia del peaje 3.0 TDVE (€/kW año) (A) * (F)

Términos de energía del peaje 3.0 TDVE (€/kWh) (B) * (G)

Xxxxxxx 0

Xxxxxxx 5

Periodo 6

Periodo 1

Periodo 2

Periodo 3

Periodo 4

Periodo 5

Periodo 6

Transporte

1,2724

1,1968

1,0006

0,6152

0,0241

0,01210

0,00947

0,00700

0,00385

0,00014

0,00009

Distribución

2,8836

2,7206

2,1909

1,5840

0,0626

0,06032

0,04623

0,03274

0,02133

0,00206

0,00036

Total T&D

4,1560

3,9174

3,1915

2,1992

0,0867

0,07242

0,05570

0,03974

0,02517

0,00219

0,00045

Fuente: CNMC

7.4.5. Excesos de potencia

La facturación por excesos de potencia tiene como objetivo proporcionar un incentivo a los usuarios de las redes a contratar adecuadamente la potencia, a efectos de evitar, por una parte, sobreinversiones en redes y, por otra parte, minimizar la incertidumbre sobre la suficiencia de ingresos para cubrir la retribución reconocida.

Se considera que el mecanismo establecido debe tener en cuenta i) el momento en que se produce el exceso de potencia, ya que no es indiferente si se supera la potencia demanda en el periodo de punta, momento en que las redes están más saturadas, o en el periodo xx xxxxx; ii) el número de ocasiones en los que se supera la potencia contratada, de forma que cuantas más veces se sobrepase dicha potencia mayor sea la penalización y iii) que la penalización no modifique la señal de precios introducida en el término de potencia.

Teniendo en cuenta lo anterior, el mecanismo de excesos de potencia establecido en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre,29 para los consumidores acogidos a peajes de acceso de seis periodos resulta adecuado en la medida en que cumple con los objetivos señalados y, adicionalmente, presenta la ventaja de ser una fórmula ampliamente conocida por los consumidores.

No obstante, teniendo en cuenta que, por una parte, el precio del exceso de potencia vigente podría no estar proporcionando la señal adecuada a los consumidores y, por otra parte, la relación de precios del exceso de potencia por periodo no debe distorsionar la señal de precios que resulta de la metodología de la Circular, se hace necesaria su adaptación.

Respecto del precio del exceso de potencia vigente (1,4064 €/kW30) se indica que no ha sido modificado desde su introducción en 1998, mientras que los términos de potencia de los peajes de acceso vigentes han aumentado entre el 97% y el 293% entre 2002 y 2019.

A efectos de valorar el incentivo del exceso de potencia vigente a la correcta contratación de las potencias, se ha procedido a optimizar la facturación de acceso a los peajes vigentes31 del consumidor medio de cada nivel de tensión para los ejercicios 2015, 2016, 2017 y 2018. En particular, dado el perfil del consumidor medio, partiendo de la hipótesis de que el consumidor debería contratar la potencia máxima por periodo, se ha procedido a modificar las potencias contratadas, con la restricción de potencias crecientes por periodo, de forma que se minimice la facturación de acceso32, obteniéndose que al precio del exceso de potencia vigente los consumidores tienen incentivos a contratar potencias entre el 1% y el 18% inferiores a la que deberían contratar dado su perfil, a efectos de conseguir descuentos en la facturación de acceso comprendidos entre el 1% y el 9%. En consecuencia, se hace necesaria la actualización del precio del exceso de potencia.

29 El Real Decreto 1164/2001 contempla dos mecanismos diferenciados con el objeto de proporcionar señales a los usuarios para contratar bien la potencia. En particular, para los consumidores acogidos a los peajes 3.0 A y 3.1 A un mecanismo en que los consumidores perciben una señal únicamente cuando la potencia demandada es inferior al 85% o superior al 105% de la potencia contratada, independientemente del número de veces en que se exceda la potencia contratada. Por otra parte, a los consumidores acogidos a los peajes de acceso 6.X han de pagar en todo caso la potencia contratada, independientemente de que la utilicen o no, y se penalizan todos los excesos sobre la potencia contratada de manera diferenciada por periodo horario y teniendo en cuenta el número de veces en que se supera la potencia contratada en cada periodo.

30 El punto 3 del Anexo VII del Real Decreto 2392/2004 sustituye el valor de 234 Pta/kW establecido en punto b).3 del apartado 1.2. del artículo 9 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el de 1,4064 €/kW.

31 Peajes establecidos en la Orden IET/107/2014 y en la Orden IET/2444/2014 y precio del exceso de potencia establecido en el de Real Decreto 1164/2001.

32 Excluida la facturación por energía reactiva.

Respecto de la relación de precios del exceso de potencia vigente (representada en la fórmula por el coeficiente Ki) se indica que se corresponde con la relación de precios establecido en los peajes vigentes, por lo que se hace necesaria actualización (véase Cuadro 38).

Cuadro 38. Precios del término de potencia de los peajes de acceso vigentes, relación de precios del término de potencia de los peajes vigentes respecto del término de potencia del periodo 1 y coeficiente ki de aplicación al precio del exceso de potencia establecido en el Real Decreto 1164/2001.

Tp de los peajes vigentes (€/kW y año)
Periodo	6.1A	6.2A	6.3A	6.4A
1	39,14	22,16	18,92	13,71
2	19,59	11,09	9,47	6,86
3	14,33	8,12	6,93	5,02
4	14,33	8,12	6,93	5,02
5	14,33	8,12	6,93	5,02
6	6,54	3,70	3,16	2,29

Relación de precios respecto del periodo 1
6.1A	6.2A	6.3A	6.4A
1,000	1,000	1,000	1,000
0,500	0,500	0,500	0,500
0,366	0,366	0,366	0,366
0,366	0,366	0,366	0,366
0,366	0,366	0,366	0,366
0,167	0,167	0,167	0,167

Coeficiente Ki

1,000

0,500

0,370

0,170

Fuente: Real Decreto 1164/2001, Orden IET/107/2014 Y Orden IET/2444/2014

Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores se propone el siguiente esquema de facturación de los excesos de potencia para los consumidores con equipo de medida con registro cuartohorario:

6 𝑛

𝐹𝐸𝑃 = ∑ 𝐾𝑖 × 𝑡𝑒𝑝 × √∑(𝑃𝑑𝑗 − 𝑃𝑐𝑖)

𝑖=1 𝑗=1

Donde:

𝐹𝐸𝑃 : Facturación en concepto de excesos de potencia

𝐾𝑖: relación de precios por periodo horario i, calculada como el cociente entre el término de potencia del periodo i respecto del término de potencia del periodo 1 del peaje correspondiente.

𝑇𝑒𝑝: término de exceso de potencia, expresado en €/kW.

𝑃𝑑𝑗: Potencia demanda en cada uno de los cuartos de hora j del período i en que se haya sobrepasado Pci, expresada en kW. En el caso de que el equipo de medida no disponga de capacidad de registro cuartohoraria, se considerará la misma potencia demandada en todos los cuartos de hora.

𝑃𝑐𝑖: Potencia contratada en el período i en el periodo considerado, expresada en kW.

El término del exceso de potencia se ha estimado de forma que, dado el perfil del consumidor medio de cada peaje, la facturación de acceso que resulte de la optimización de las potencias sea equivalente a la facturación de acceso que resultaría de considerar las potencias contratadas máximas de cada periodo, con

la restricción de que la facturación de acceso que resulta para el periodo 1 tras la optimización nunca sea negativa, imponiendo una penalización del 20%.

A efectos ilustrativos, en el Cuadro 39 se muestra el procedimiento de cálculo correspondiente al peaje de los consumidores conectados en tensión superior a 145 kV (peaje 6.4 TD) en el año 2018. Este procedimiento se ha realizado para cada uno de los peajes con los perfiles medios de los ejercicios 2015, 2016, 2017 y 2018. El término del exceso de potencia propuesto se corresponde con el precio medio ponderado por el número de horas en que se sobrepasa la potencia que resulta para todos los peajes y ejercicios. Este precio medio se ha incrementado en un 20% a efectos de incentivar la correcta contratación de potencias.

Cuadro 39. Procedimiento de cálculo del término del exceso de potencia del peaje 6.4 TD para el ejercicio 2018

2018

Año

NT4

Peaje

Facturación Periodo por Potencia

(€)

1 33.323.923

2 35.489.362

3 17.688.397

4 13.735.980

5 758.307

6 818.735

TOTAL 101.814.704

Facturación Excesos de potencia (€)

Facturación Total (€)

33.323.923

35.489.362

17.688.397

13.735.980

758.307

818.735

101.814.704

2.- Facturación por Potencia considerando Potencias óptimas

Optimización

Nº Hora del año

3800000

3300000

2800000

2300000

1800000

1300000

800000

Nº Hora del año

3800000

3300000

2800000

2300000

1800000

1300000

800000

Curva de Carga

147

293

439

585

731

877

1023

1169

1315

1461

1607

1753

1899

2045

2191

2337

2483

2629

2775

2921

3067

3213

3359

3505

3651

3797

3943

4089

4235

4381

4527

4673

4819

4965

5111

5257

5403

5549

5695

5841

5987

6133

6279

6425

6571

6717

6863

7009

7155

7301

7447

7593

7739

7885

8031

8177

8323

8469

8615

1.- Facturación por Potencia considerando Potencias máximas

Periodo	Potencias (kW)
Periodo	Máximas por Periodo	Máximas por Periodo crecientes
1	2.905.302	2.905.302
2	3.094.093	3.094.093
3	3.165.686	3.165.686
4	3.214.028	3.214.028
5	3.236.840	3.236.840
6	3.494.778	3.494.778

1,4064

Término del exceso de Potencia vigente (€/kW)

Periodo	Término de Potencia	Coeficiente Exceso Potencia
Periodo	€/kW y año	Ki
1	11,4700	1,0000
2	11,4700	1,0000
3	5,5875	0,4871
4	4,2738	0,3726
5	0,2343	0,0204
6	0,2343	0,0204

Periodo	Potencias Optimas (kW)
Periodo	Máximas por Periodo	Máximas por Periodo crecientes
1	2.779.954	2.779.954
2	2.914.468	2.914.468
3	3.018.826	3.018.826
4	3.087.890	3.087.890
5	3.129.217	3.129.217
6	3.431.583	3.431.583

Periodo	Facturación por Potencia (€)	Facturación Excesos de potencia (€)	Facturación Total (€)
1	31.886.179	761.359	32.647.539
2	33.429.053	1.176.481	34.605.534
3	16.867.808	467.710	17.335.518
4	13.196.897	265.094	13.461.991
5	733.094	15.185	748.279
6	803.931	9.939	813.870
TOTAL	96.916.962	2.695.769	99.612.730

338

675

1012

1349

1686

2023

2360

2697

3034

3371

3708

4045

4382

4719

5056

5393

5730

6067

6404

6741

7078

7415

7752

8089

8426

3.- Término del Exceso de Potencia

2,6558

Término del exceso de Potencia necesario para que la facturación por Potencia considerando potencias óptimas sea igual a la Facturación considerado

potencias optimas (€/kW)

Escenario	Facturación Total
Escenario	€
A .- Facturación por Potencia considerando Potencias máximas	101.814.704
B .- Facturación por Potencia considerando Potencias óptimas	99.612.730

-2,16%

Descuento (%) por optimizas potencias

Fuente: CNMC

En el Cuadro 40 se muestra el precio del término del exceso de potencia, 𝑇𝑒𝑝, y los coeficientes 𝐾𝑖 resultantes para el ejercicio 2020.

Cuadro 40. Precio del exceso de potencia (€/kW) y coeficientes aplicables

2.0A

3.0A

6.1A

6.2A

6.3A

6.4A

Precio del exceso de Potencia (€/kW)

3,4770

3,3809

3,5232

3,3139

3,0305

3,3731

	Periodo
Coeficiente Ki	1
	2
	3
	4
	5
	6

2.0A	3.0A	6.1A	6.2A	6.3A	6.4A
1,0000	1,0000	1,0000	1,0000	1,0000	1,0000
0,0322	0,9231	0,9427	0,9479	0,9628	1,0000
-	0,4695	0,7670	0,6905	0,8619	0,4871
-	0,3580	0,5315	0,4284	0,5104	0,3726
-	0,0927	0,0210	0,0173	0,0269	0,0204
-	0,0927	0,0210	0,0173	0,0269	0,0204

Fuente: CNMC

En línea con las observaciones realizadas por los miembros del CCE, para los consumidores con equipos de medida sin capacidad de registro cuarto horario se mantiene el esquema de facturación vigente, si bien se aplicará sobre todo exceso sobre la potencia contratada. En particular, el exceso de potencia se calculará conforme a la siguiente fórmula:

𝑝=1

𝐹𝐸𝑃 = ∑𝑃=𝑖 𝑡𝑝 × 2 × (𝑃𝑑𝑗 − 𝑃𝑐𝑃)

Donde:

𝐹𝐸𝑃: Facturación en concepto de excesos de potencia

𝑡𝑝: término de potencia, expresado en €/kW, del peaje correspondiente.

𝑃𝑑𝑗: potencia máxima demandada en el período horario p en que se haya sobrepasado 𝑃𝑐𝑝, expresada en kW.

𝑃𝑐𝑝: potencia contratada en el período horario 𝑝, expresada en kW.

𝑖: Número de periodos horarios de los que consta el término de facturación de potencia del peaje correspondiente.

Por último, también en línea con las observaciones de los miembros del CCE, se aclara que el control de la potencia demandada se realizará mediante la instalación de los adecuados aparatos de control y medida de acuerdo con lo siguiente:

a) En los puntos de medida tipo 5 con contadores que permitan la discriminación horaria y la telegestión el control de la potencia demandada se realizará mediante la apertura del elemento xx xxxxx del contador de energía instalado tarado a la correspondiente potencia o potencias contratadas.

En los puntos de medida tipo 5 donde no se disponga de contador que permitan la discriminación horaria y la telegestión, el control de la potencia demandada se realizará mediante la instalación del interruptor de control de potencia (ICP) tarado al amperaje correspondiente a la potencia contratada.

Alternativamente, en aquellos casos en que, por las características del suministro, éste no pueda ser interrumpido, el consumidor podrá optar a que la determinación de la potencia que sirva de base para la facturación se realice por maxímetro. En estos casos la potencia contratada no podrá ser inferior a la potencia que, en su caso, figure en el Boletín de Instalador para los equipos que no puedan ser interrumpidos. En todos los casos, los maxímetros tendrán un período de integración de 15 minutos.

b) En los puntos de suministro con equipo de medida tipo 4, el control de la potencia demandada se realizará mediante la instalación de los correspondientes aparatos de medida que registrarán la potencia cuarto horaria máxima demandada en cada período tarifario.

c) En los puntos de suministro con equipo de medida tipo 1, 2 y 3 el control de la potencia demandada se realizará por medio de las mediciones cuarto horarias de los equipos de medida.

7.4.6. Energía reactiva

La energía reactiva aparece en las instalaciones eléctricas cuando se utilizan aparatos que necesitan crear campos magnéticos y eléctricos para su funcionamiento (esto es, aparatos que disponen de bobinas y condensadores, tales como los motores de los frigoríficos y congeladores, los ascensores, los fluorescentes o los transformadores, entre otros).

La energía reactiva provoca pérdida de potencia útil en las instalaciones, aumento de las pérdidas, sobrecalentamientos de los conductores eléctricos, menor rendimiento en los aparatos eléctricos conectados y caídas de tensión y perturbaciones en la red eléctrica, lo que induce una serie de costes que deben ser trasladados a los usuarios que los inducen.

En relación con lo anterior se indica que, en el ámbito de trabajo para la implementación de los reglamentos europeos relativos a la gestión de la red de transporte de electricidad33 y emergencia y reposición del servicio34, el pasado año se creó un grupo de trabajo de expertos en control de tensión para llevar a cabo un estudio conjunto de la tensión TSO-DSO a nivel global. Este grupo de trabajo, compuesto por representantes del operador del sistema y gestores de las redes de distribución, a la que asisten como supervisores representantes tanto del Ministerio para la Transición Ecológica como de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, tiene por objeto principal la redacción del acuerdo de los valores de consigna de potencia reactiva, los rangos de factor de potencia o lo valores de consigna de tensión para controlar la tensión entre el punto de conexión entre transporte y distribución.

Respecto de la facturación por energía reactiva los agentes se han mostrado de acuerdo con esperar a las conclusiones del grupo de trabajo. No obstante, algunos agentes han propuesto establecer con carácter transitorio medidas que permitan mejorar los problemas de control de tensión de la red.

En particular, dos agentes han propuesto que todos los consumidores con potencia contratada superior a 15 kW deben mantener de forma horaria un factor de potencia superior a 0,90 inductivo durante el periodo punta y superior a 0,98 capacitivo en todos los periodos llano y xxxxx. Fuera de los rangos inductivos o capacitivos anteriormente indicados, propone la aplicación una penalización de 0,05 Euro/kVArh, mientras que otro agente ha propuesto incluir en el apartado de facturación por energía reactiva que el término de facturación por energía reactiva también aplique a los aportes de inyección de reactiva a la red durante el periodo tarifario 6, periodo xxxxx, de forma que exista un incentivo a que los consumidores no dejen conectados durante dichos periodos (noche y fines de semana) sus equipos de compensación de reactiva (condensadores).

Teniendo en cuenta lo anterior, se considera adecuado mantener el esquema de facturación por energía reactiva vigente en tanto no se disponga de los resultados del citado grupo de trabajo de control de tensión. Según dicho esquema la facturación por energía reactiva será de aplicación a los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada superior a 15 kW y a los consumidores conectados en alta tensión siempre que el consumo de energía reactiva exceda el 33 por 100 del consumo de activa durante el período de facturación considerado y únicamente afectará a dichos excesos. El término se aplica a todos los periodos tarifarios excluido el periodo 6.

33 Reglamento UE 2017/1485 por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad, la cual fue publicada en el Diario Oficial de la Unión Euro-pea (DOUE) el pasado 25 xx xxxxxx de 2017, por lo que su entrada en vigor fue el 14 de septiembre de 2017

34 Reglamento UE 2017/2196 por el que se establece por el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio, el cual fue publicado en el DOUE el pasado 24 de noviembre de 2017

Al respecto se indica que el esquema vigente de facturación energía reactiva vigente establecido en el Real Decreto 1164/2001, ha sido modificado recientemente35 a propuesta de la CNMC. En particular, en el ámbito de la elaboración del Informe sobre el proyecto de Real Decreto de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución, aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria del pasado 20 de septiembre36, se propuso eximir a los consumidores domésticos (de menos de 15 kW de potencia contratada) de la facturación de recargos por energía reactiva, motivado porque ello podría aliviar el problema de las sobretensiones que se vienen registrando en la red.

No obstante lo anterior, teniendo en cuenta las alegaciones recibidas del operador del sistema y del Ministerio y los problemas de sobretensión registrados en la red durante el periodo xx xxxxx, en tanto no se disponga de los resultados del grupo de trabajo mencionado, se ha optado por introducir una disposición transitoria en la que se establece una penalización a los consumidores con potencia contratada superior a 15 kW a efectos de mantener un factor de potencia superior a 0,98 capacitivo en el periodo 6.

En línea con lo señalado en el informe del Consejo de Estado y al objeto de incrementar la seguridad jurídica de la Circular, se limita la aplicación temporal de esta disposición al primer periodo regulatorio.

7.4.7. Peajes de duración inferior al año

En la Circular 3/2014 se proponía definir los peajes de transporte y distribución de duración inferior al año como un porcentaje de recargo sobre el término de potencia del correspondiente peaje de transporte y distribución anual. El porcentaje de recargo se calculaba teniendo en cuenta que, independientemente de la duración del contrato, el usuario debía satisfacer la totalidad del coste de la red del nivel de tensión al que se conecta, y, además, la parte que le corresponda por el uso efectivo de las redes de niveles de tensión superiores. Ello se justificaba porque su suministro incide básicamente en el diseño de la red del nivel de tensión al que se conecta y en menor medida en el diseño de las redes de niveles de tensión superiores.

Se considera válida dicha metodología, por lo que únicamente procede actualizar los términos resultantes, al objeto de tener en cuenta la asignación realizada para el ejercicio 2020.

En el Cuadro 41 se muestra para cada peaje de transporte y distribución el porcentaje de la retribución de redes que se debe recuperar a través del término

35 El Real Decreto-ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores modifica en el apartado seis del artículo el apartado 9.3 del Real Decreto 1164/2001 a efectos de eximir de la facturación por energía reactiva a los consumidores acogidos al peaje 2.0 y 2.1.

36 Disponible en xxxxx://xxx.xxxx.xx/xxxxxxxxxxx/xxxxxxx00000

de potencia asociado al propio nivel de tensión y de niveles de tensión superiores, conforme a la metodología de la Circular.

Cuadro 41. Porcentaje de la retribución de redes que se debe recuperar a través del término de potencia del peaje de transporte y distribución de un consumidor conectado al nivel de tensión tarifario i en el periodo p. Año 2020

Nivel de tensión tarifario al que se conecta el consumidor	Coste de la red que se le asigna	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6	Total
	NT0	46,8%	47,9%	36,9%	41,4%	63,9%	92,2%	47,6%
	NT1	27,2%	26,1%	28,6%	29,4%	24,6%	3,4%	26,0%
NT0	NT2 NT3	6,4% 5,1%	6,7% 5,0%	7,8% 7,5%	6,5% 7,0%	2,7% 4,7%	0,4% 1,3%	6,4% 5,5%
	NT4	14,4%	14,3%	19,1%	15,7%	4,1%	2,7%	14,5%
	Total	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%
	NT1	51,2%	50,9%	50,1%	54,6%	72,6%	48,7%	51,5%
	NT2	12,1%	13,1%	13,7%	12,0%	8,0%	6,5%	12,7%
NT1	NT3	9,6%	9,0%	8,5%	8,7%	9,1%	12,7%	9,1%
	NT4	27,1%	27,0%	27,8%	24,6%	10,3%	32,2%	26,8%
	Total	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%
	NT2	37,8%	41,5%	37,7%	38,2%	43,6%	21,2%	38,8%
NT2	NT3 NT4	17,0% 45,3%	15,4% 43,1%	17,2% 45,2%	18,5% 43,3%	27,8% 28,7%	23,0% 55,8%	16,8% 44,4%
	Total	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%
	NT3	43,8%	44,3%	45,2%	49,0%	71,7%	50,7%	45,3%
NT3	NT4	56,2%	55,7%	54,8%	51,0%	28,3%	49,3%	54,7%
	Total	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%
NT4	NT4	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%
NT4	Total	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%

Fuente: CNMC

A efectos ilustrativos a continuación se muestra el procedimiento de cálculo del coeficiente de recargo sobre el término de potencia del peaje de transporte y distribución del nivel de tensión comprendido entre 1 kV y 30 kV (NT1) para contratos de duración inferior al año. La metodología de cálculo es la misma para todos los peajes de transporte y distribución.

Según los calendarios de la Circular, el 51,3% del término de potencia del periodo 1 del peaje de transporte y distribución de media tensión corresponde a retribución asociada a media tensión, siendo el 48,7% retribución asociada a redes de niveles de tensión superiores, en el periodo 2, el 50,9% de la retribución asignada corresponde al propio nivel de tensión y el 49,1% a otras redes y así sucesivamente.

Como se ha indicado, se considera que un consumidor debe sufragar la totalidad del coste de la red del nivel de tensión a que está conectado independientemente de la duración de su contrato. Por tanto, un consumidor conectado en media tensión debería pagar, en términos medios, el 51,5% del término de potencia y, adicionalmente, la parte que le corresponda por el uso de redes de niveles de tensión superiores (véase Cuadro 42).

Cuadro 42. Procedimiento de cálculo de los recargos por periodo horario que se deben aplicar a los contratos de duración inferior a un año, dado el calendario de la Circular.

Peaje 6.1 TD	Contrato anual
Peaje 6.1 TD	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
Tp (€/kW y año) (A)	16,478149	10,254501	10,136840	6,914256	0,672342	0,345322
Coste asignado por periodo (miles €)	295.130	281.167	230.790	160.727	5.306	9.699
% Coste del NT1 (B)	51,2%	50,9%	50,1%	54,6%	72,6%	48,7%
% Coste resto niveles de tensión (C)	48,8%	49,1%	49,9%	45,4%	27,4%	51,3%

Duración del contrato en meses (D)	Contrato de duración inferior al año (E) = [ (A) * (B) + (A) * (C)/12 ] / (D)
Duración del contrato en meses (D)	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 0	Xxxxxxx 5	Periodo 6
1	9,1071	5,6358	5,4978	4,0393	0,5035	0,1829
2	4,8886	3,0279	2,9598	2,1503	0,2594	0,0988
3	3,4824	2,1585	2,1138	1,5207	0,1781	0,0708
4	2,7794	1,7239	1,6908	1,2058	0,1374	0,0568
5	2,3575	1,4631	1,4369	1,0169	0,1130	0,0484
6	2,0763	1,2892	1,2677	0,8910	0,0967	0,0428
7	1,8754	1,1650	1,1469	0,8011	0,0851	0,0388
8	1,7247	1,0719	1,0562	0,7336	0,0764	0,0358
9	1,6075	0,9994	0,9857	0,6811	0,0696	0,0334
10	1,5138	0,9415	0,9293	0,6392	0,0642	0,0316
11	1,4371	0,8941	0,8832	0,6048	0,0597	0,0301
12	1,3732	0,8545	0,8447	0,5762	0,0560	0,0288

								Recargo promedio
								566%
								257%
								154%
								103%
								72%
								51%
								37%
								26%
								17%
								10%
								5%
								0%
Fuente: CNMC

Duración del contrato	% de variación (E) sobre (A)
Duración del contrato	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
1	563%	560%	551%	601%	799%	536%
2	256%	254%	250%	273%	363%	243%
3	154%	153%	150%	164%	218%	146%
4	102%	102%	100%	109%	145%	97%
5	72%	71%	70%	76%	102%	68%
6	51%	51%	50%	55%	73%	49%
7	37%	36%	36%	39%	52%	35%
8	26%	25%	25%	27%	36%	24%
9	17%	17%	17%	18%	24%	16%
10	10%	10%	10%	11%	15%	10%
11	5%	5%	5%	5%	7%	4%
12	0%	0%	0%	0%	0%	0%

Aplicando el procedimiento anterior se obtienen los coeficientes de recargo correspondientes a cada peaje de transporte y distribución. En el Cuadro 43 y en el Gráfico 7 se muestran los coeficientes de recargo promedio que se deberían aplicar a los peajes de transporte y distribución en función de la duración del contrato y del nivel de tensión. Se indica que el coeficiente de recargo se ha obtenido como la media ponderada por la retribución asignada por periodo horario. Se observa que los coeficientes de recargo disminuyen con la duración

de los contratos, penalizado en mayor medida a aquellos contratos con menor duración.

Cuadro 43. Coeficiente de recargo promedio que se debería aplicar a los peajes de transporte y distribución en función de la duración del contrato y del nivel de tensión considerando el calendario de la Circular

Número de meses	NT0	NT1	NT2	NT3	NT4
1	446%	566%	427%	499%	1100%
2	203%	257%	194%	227%	500%
3	122%	154%	116%	136%	300%
4	81%	103%	78%	91%	200%
5	57%	72%	54%	63%	140%
6	41%	51%	39%	45%	100%
7	29%	37%	28%	32%	71%
8	20%	26%	19%	23%	50%
9	14%	17%	13%	15%	33%
10	8%	10%	8%	9%	20%
11	4%	5%	4%	4%	9%
12	0%	0%	0%	0%	0%

Fuente: CNMC

Gráfico 7. Coeficiente de recargo por periodo horario que se debería aplicar a los términos de potencia de los peajes de transporte y distribución en función de la duración del contrato y del nivel de tensión

1200%

1000%

800%

% de recargo

600%

400%

200%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Duración del contrato (meses)

NT0 NT1 NT2 NT3 NT4

Fuente: CNMC

Dado que la mayor parte de los contratos de duración inferior al año se formalizarían, en su caso, por consumidores conectados en baja y media tensión y la similitud de los coeficientes obtenidos para estos niveles de tensión (NT0 y NT1), se ha optado por establecer los coeficientes de recargo en función de la duración como la media ponderada de los coeficientes de recargo obtenidos para los NT0 (60%) y el NT1 (40%). Los recargos que se deben aplicar en función de la duración del contrato son los mismos para todos los niveles de tensión. Por otra parte, a efectos de no penalizar excesivamente a los contratos de duración inferior a tres meses, de aplicación fundamentalmente a los suministros de carácter eventual (como, por ejemplo, contratos de obra, ferias, entre otros) y desincentivar la formalización de contratos de corto plazo de duración próxima a la anual en sustitución de contratos anuales, se ha optado por limitar los coeficientes de recargo máximo y mínimo. En particular, el coeficiente de penalización inferior o igual a tres meses resulta de la media ponderada de los coeficientes de recargo que resultan para una duración de tres meses. El coeficiente de recarga para una duración del contrato superior a 6 meses es la media ponderada de los coeficientes de recargo que resultan para una duración de 7 meses.

Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, se han definido los siguientes porcentajes de recargo sobre los términos de potencia de los peajes de transporte y distribución de aplicación a los contratos de duración inferior a un año:

Duración de los contratos (D)	Porcentaje de recargo
D ≤ 3 meses	135%
3 meses < D ≤ 4 meses	90%
4 meses < D ≤ 5 meses	63%
5 meses < D ≤ 6 meses	45%
D > 6 meses	32%

Teniendo en cuenta las observaciones efectuadas por los agentes, se recoge en la Circular que estos coeficientes serán de aplicación a los contratos cuya duración prevista sea inferior a un año, independientemente del tipo de contrato de que se trate.

Asimismo, atendiendo a las observaciones efectuadas por los agentes, se recoge que la facturación de estos contratos se realizará aplicando el recargo correspondiente a una duración inferior a tres meses, procediéndose en la última factura a la regularización de los importes, a efectos de su adecuación a la efectiva duración del contrato.

7.5. Coeficientes de pérdidas estándares

Los coeficientes de pérdidas estándares desagregados por nivel de tensión y periodo horario con objeto de elevar la energía demanda por los consumidores registrada en el contador a energía en barras de central a efectos de la compra de energía en el mercado fueron introducidos en 1998. Dichos coeficientes de pérdidas estándares procedían del marco regulatorio anterior, en el que los coeficientes de pérdidas estándares eran empleados a efectos de la retribución únicamente como referencia inicial, ya que eran inmediatamente corregidos teniendo en cuenta las pérdidas reales en las sucesivas liquidaciones.

Dado que estos coeficientes de pérdidas estándares daban lugar a pérdidas superiores a las realmente registradas en los cuatro años anteriores a su introducción, la Comisión propuso nuevos coeficientes de pérdidas a efectos de evitar que, por una parte, dichos coeficientes supusieran una barrera para el acceso de los consumidores al mercado y, por otra parte, se produjera una transferencia de flujos de ingresos entre distribuidores y productores.

La propuesta de la Comisión contemplaba dos alternativas. La primera alternativa contemplaba pérdidas estándares diferenciadas por empresa distribuidora como paso previo a el establecimiento de pérdidas zonales, mientras que la segunda alternativa, de carácter transitorio en tanto se definieran las zonas de distribución, contemplaba coeficientes de pérdidas estándares medias a nivel nacional. En ambos casos, se diferenciaban pérdidas de transporte y pérdidas de distribución.

Los coeficientes de pérdidas vigentes se corresponden con los coeficientes de pérdidas propuestos por la Comisión en su alternativa segunda, incorporando a los coeficientes de distribución las pérdidas correspondientes a transporte y se han mantenido invariables desde el año 2000, pese a la revisión de los periodos horarios en 2007 y a los diversos cambios introducidos en la estructura de peajes.

Se indica que los coeficientes de pérdidas estándares propuestos estaban ajustados al 9,1% promedio de las pérdidas reales registrados en los cuatro años anteriores a su introducción.

En el Gráfico 8 se muestran el nivel de pérdidas que resulta de comparar la demanda en barras de central y en consumo del sistema peninsular entre 1998 y 2018. Se observa que, desde la introducción de la liberalización en el año 2009, las pérdidas medias del sistema peninsular han ido aumentando progresivamente, pasando de unas pérdidas promedio del 9,5% entre 1998 y 2008 a unas pérdidas promedio del 10,7% en el periodo comprendido entre 2009 y 2018.

12,0%

11,5%

11,0%

10,5%

10,0%

9,5%

9,0%

8,5%

8,0%

Gráfico 8. Evolución de las pérdidas resultantes de comparar la demanda en b.c. y en consumo entre 1998 y 2018

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Fuente: CNMC y OS

Por otra parte, conforme a la metodología propuesta, los coeficientes de pérdidas estándares se establecieron considerando que la energía circulaba en cascada por todos los niveles de tensión, lo que implica coeficientes de pérdidas multiplicativos.

De acuerdo con la información disponible en la CNMC, la estructura de generación en estos últimos 20 años ha cambiado significativamente. A efectos ilustrativos en Gráfico 9 se muestra la evolución de la energía generada en el sistema peninsular desagregada por nivel de tensión en el periodo comprendido entre 1998 y 2018. Se observa que la energía vertida en la red de transporte ha pasado de representar, aproximadamente, el 82% de la energía generada en 1998 al 68% en 2018.

Gráfico 9. Evolución de la energía generada por nivel de tensión entre 1998 y 2018

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

NT < 1 kV 1 kV < NT < 36 kV 36 kV < NT < 72,5 kV 72,5 kV < NT < 145 kV NT > 145 kV

Fuente: CNMC y OS

Periodos horarios

Teniendo en cuenta el tiempo transcurrido desde su introducción, así como la diferencia registrada desde 2009 entre las pérdidas estándares y las pérdidas reales y el cambio estructural registrado tanto en la generación (motivado por el aumento de la generación distribuida) como en la demanda (motivado por el diferente crecimiento por nivel de tensión), se propone actualizar los coeficientes de pérdidas estándares con los siguientes valores:

Nivel de tensión	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
NT ≤ 1 kV (2.0 TD)	16,7%	16,3%	18,0%
NT ≤ 1 kV (3.0 TD)	16,6%	17,5%	16,5%	16,5%	13,8%	18,0%
1 kV < NT < 30 kV	6,7%	6,8%	6,5%	6,5%	4,3%	7,7%
30 kV ≤ NT < 72,5 kV	5,2%	5,4%	4,9%	5,0%	3,5%	5,4%
72,5 kV ≤ NT < 145 kV	4,2%	4,3%	4,0%	4,0%	3,0%	4,4%
NT ≥ 220 kV	1,6%	1,6%	1,6%	1,6%	1,5%	1,7%

La metodología utilizada para calcular los coeficientes de pérdidas a aplicar para elevar la demanda en consumo a demanda en barras de central es la siguiente:

1. Los coeficientes de pérdidas se han calculado tomando con base en la siguiente información (i) perdidas horarias en MWh de la red de transporte publicadas por el operador del sistema; (ii) balances de energía del sistema peninsular desagregados por periodo horario según el calendario de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, remitidos por las empresas distribuidoras a efectos de la elaboración de los informes sobre las

propuestas tarifarias, (iii) curvas de carga horaria en consumo de cada nivel de tensión, (iv) demanda en barras de central horaria del sistema peninsular.

2. Los coeficientes de pérdidas de transporte por periodo horario (CPt,NT4) resultan de la comparación entre la demanda en b.c. y las pérdidas horarias publicadas por el operador del sistema.

3. Los coeficientes de pérdidas de distribución (CPt,i) se obtienen para cada periodo horario t por diferencia entre las entradas y salidas de cada nivel de tensión i, con base en la información de los balances de las empresas distribuidoras.

4. Los coeficientes de pérdidas de cada periodo horario t para elevar la energía desde un nivel de tensión i (NTi) hasta la red de transporte (NT4) resultan de incrementar las pérdidas de cada nivel de tensión con las pérdidas de los niveles de tensión superiores de los que se alimenta dicho nivel de tensión, teniendo en cuenta los flujos de energía entre los niveles de tensión. En particular:

𝑃𝑡,𝑁𝑇4 = 𝐶𝑃𝑡,𝑁𝑇4

𝑃 = {[((1 + 𝑃

𝐸𝑡

𝐸

) × 𝑁𝑇3,𝑁𝑇4)] × (1 + 𝐶𝑃

)} − 1

𝑡,𝑁𝑇3

𝑡,𝑁𝑇4

𝑡

𝑁𝑇3

𝑡,𝑁𝑇3

𝑃 = {[((1 + 𝑃

𝐸𝑡

𝐸

) × 𝑁𝑇2,𝑁𝑇4) + ((1 + 𝑃

𝐸𝑡

𝐸

) × 𝑁𝑇2,𝑁𝑇3)]

𝑡,𝑁𝑇2

𝑡,𝑁𝑇4

𝑡

𝑁𝑇2

𝑡,𝑁𝑇3

𝑡

𝑁𝑇2

× (1 + 𝐶𝑃𝑡,𝑁𝑇2)} − 1

𝑃 = {[((1 + 𝑃

𝐸𝑡

𝐸

) × 𝑁𝑇1,𝑁𝑇4) + ((1 + 𝑃

𝐸𝑡

𝐸

) × 𝑁𝑇1,𝑁𝑇3)

𝑡,𝑁𝑇1

𝑡,𝑁𝑇4

𝑡

𝑁𝑇1

𝐸𝑡

𝑡,𝑁𝑇3

𝑡

𝑁𝑇1

+ ((1 + 𝑃

) × 𝑁𝑇1,𝑁𝑇2)] × (1 + 𝐶𝑃

)} − 1

𝐸

𝑡,𝑁𝑇2

𝑡

𝑁𝑇1

𝑡,𝑁𝑇1

𝑃 = {[((1 + 𝑃

𝐸𝑡

𝐸

) × 𝑁𝑇0,𝑁𝑇4) + ((1 + 𝑃

𝐸𝑡

𝐸

) × 𝑁𝑇0,𝑁𝑇3)

𝑡,𝑁𝑇𝑂

𝑡,𝑁𝑇4

𝑡

𝑁𝑇0

𝐸𝑡

𝑡,𝑁𝑇3

𝑡

𝑁𝑇0

𝐸

𝐸𝑡

+ ((1 + 𝑃

) × 𝑁𝑇0,𝑁𝑇2) + ((1 + 𝑃

) × 𝑁𝑇0,𝑁𝑇1)]

𝐸

𝑡,𝑁𝑇2

𝑡

𝑁𝑇0

𝑡,𝑁𝑇1

𝑡

𝑁𝑇0

× (1 + 𝐶𝑃𝑡,𝑁𝑇0)} − 1

donde,

𝑃𝑡,𝑁𝑇𝑖: Coeficiente de pérdidas aplicable a los consumidores conectados al nivel de tensión i (NTi) para elevar su energía hasta la red de transporte durante el xxxxxxx x

XXx,XXx: Coeficiente de pérdidas del nivel de tensión i durante el periodo xxxxxxxxx x

XXx,XXx

𝐸𝑡 : Energía inyecta en el nivel de tensión i desde el nivel de

tensión j, siendo j > i en el periodo tarifario t

𝑁𝑇𝑖

𝐸𝑡 : Energía inyecta en el nivel de tensión i en el periodo tarifario t

5. Los coeficientes de pérdidas desagregados por nivel de tensión y periodo horario conforme al calendario de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, resultantes del punto anterior se aplican a las curvas de carga horaria en consumo de cada nivel de tensión, a efectos de obtener la correspondiente demanda en b.c.

6. La demanda en b.c. obtenida en el punto anterior se compara con la demanda en barras de central realmente registrada, obteniéndose un coeficiente de ajuste (αt) para cada periodo horario.

7. Los coeficientes de pérdidas iniciales (CPt,i) obtenidos en el paso 3 se corrigen por el coeficiente αt, obteniéndose los coeficientes de pérdidas ajustados aplicables a cada nivel de tensión y xxxxxxx xxxxxxx (XXxx,x)

XXxx,XXx = ((1 + 𝐶𝑃𝑡,𝑁𝑇𝑖) × 𝛼𝑡) − 1

8. Se repite el paso 4 sustituyendo 𝐶𝑃𝑡,𝑁𝑇𝑖 por 𝐶𝑃𝑎𝑡,𝑁𝑇𝑖, obteniendose como resultado los coeficientes de pérdidas para elevar la energía desde un nivel de tensión hasta la red de transporte según el calendario de la Orden ITC/2794/2017, de 27 de septiembre.

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MEMORIA JUSTIFICATIVA DE LA CIRCULAR DE LA COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS Y LA COMPETENCIA POR LA QUE SE ESTABLECE LA METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LOS PEAJES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD

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