central de compras energéticas. - taller sobre contratación del … · 2014-11-24 · situación...

Asociación de Consumidores de Electricidad

A.C.E.

Taller sobre Contratación del Suministro eléctrico

©Todos los derechos reservados. Prohibida su reproducción total o parcial.

¿Qué es A. C. E.?

A C EAsociación de Consumidores de Electricidad

A.C.E.Asociación de Consumidores de Electricidad

Representante de Pequeños y Medianos Consumidores p q ycon elevado consumo de energía. (no estrictamente

Pymes).

Más de 20.000 empresas de forma directa y a través de Convenios con Asociaciones Territoriales y Sectoriales.

25 TWh anuales


Gestión directa de energía

En 2014 estamos gestionando de forma directa:En 2014 estamos gestionando de forma directa:

6.000 GWh / año de consumo.

1.000 MW de potencia.

11 000 puntos de consumo11.000 puntos de consumo.

700 millones de € de facturación. Nuestra filosofíaNuestra filosofía

Ser socios de nuestras empresas, contribuyendo con ellas a crear valor

Ser socios de nuestras empresas, contribuyendo con ellas a crear valor


ACE en el sector eléctrico

Representantes de pequeños y medianosconsumidores en el Consejo Consultivo de laComisión Nacional de la Energía desde suconstitución en 1996, hasta la actualidad.(CNMC desde octubre de 2013)

Mi b d l C ité d A t d lMiembros del Comité de Agentes delMercado Ibérico de Electricidad OMIE,desde enero de 2010.


ComponentesComponentes l dreguladosg


La clave del problema

Potencia instalada a 31/12/2013 (102.281 MW)Potencia instalada a 31/12/2013 (102.281 MW)


La clave del problema

Demanda máxima 2013 (40 000 MW)Demanda máxima 2013 (40.000 MW)


Componentes del precio de nuestros asociados

100%

Componentes del precio por tarifa de acceso

38% 34% 35%

40%

60%

80%

100%

62% 66% 65%

0%

20%

40%

3.0A 3.1A 6.1

Energía Peaje

Tarifa Energía PeajeTarifa Energía Peaje3.0A 62% 38%3.1A 66% 34%6.1 65% 35%

(Fuente: Datos propios)


(Fuente: Datos propios)

La tarifa de acceso por nivel de tensión

Nº suministros Tarifa Coste peajes

773.425 3.0.A (BT) 68,84 €

85.593 3.1.A < 450 KW 57,07 €

19.998 6.1 36,42 €

1.607 6.2 15,83 €

429 6.3 12,97 €

535 6.4 8,48 €

Fuente: Memoria económica Orden de Peajes 2014)


Componentes de la tarifa de acceso 2014

7,91%2,45%

25,22%20,40%

TransporteDistribución

43,78%

DistribuciónRégimen EspecialDéficitInterrumpibilidad


Evolución tarifa de acceso 2009 / 2014

67,23 € 68,84 €70 00 €

75,00 €

53 32 € 53 70 € 54,40 €58,20 €

61,85 €

,

55,62 € 57,07 €60,00 €

65,00 €

70,00 €+48%

46,61 €

53,32 € 53,70 € 54,40 €

43,66 €47,40 €

50,00 €51,00 € 52,02 €

45 00 €

50,00 €

55,00 €3.0 A

3.1

+56%

36,59 €

30,10 €32,30 € 32,30 €32,90 € 33,56 €

35,50 € 36,42 €

35,00 €

40,00 €

45,00 €6.1

26,67 €

25,00 €

30,00 €

e-09 r-0

9

-09

t-09

e-10 r-1

0

-10

t-10

e-11 r-1

1

-11

t-11

e-12 r-1

2

-12

t-12

e-13 r-1

3

-13

t-13

e-14

+37%

ene

abr

jul

oct

ene

abr

jul

oct

ene

abr

jul

oct

ene

abr

jul

oct

ene

abr

jul

oct

ene


Situación actual de la Distribución

(Siguen pendientes de aprobación los POD)

Contrato de acceso a la red ATRLagunas de procedimiento, para contratar ATR. Situaciones de posiciónLagunas de procedimiento, para contratar ATR. Situaciones de posiciónde dominio del Comercializador de zona.

Calidad de suministro y calidad de producto.Necesidad de atención técnica especializada, distribuidor-cliente.

Nuevas acometidas y aumentos de potencia.Enormes problemas para conseguir interlocución directa con el gestor deEnormes problemas para conseguir interlocución directa con el gestor dela red. (Depende de un grupo con actividades verticalmente integradas).


Propuestas para la Distribución

Crear una empresa gestora de la red de Distribución equivalente almodelo de Red Eléctrica que actúe con criterios de neutralidad,modelo de Red Eléctrica que actúe con criterios de neutralidad,independencia y transparencia.

Dotar a la Administración de los medios e información suficiente paraque determine con exactitud en qué casos es imprescindible laconstrucción de nuevas infraestructuras, y que utilidad se está haciendode las actuales. La Administración ha de tener un conocimientoexhaustivo de la situación real de la Distribución.


Déficit de Tarifa. Evolución

Fuente: BOE, CME, UNESA y propuesta de la Orden de Tarifas


Mercado Mayorista

Evolución OMELEvolución OMEL

80 €

70,22

68,53 € 59,00 €

56,18 €

56,28 €

8,34

€ 68,19 €

70,10 €

73,03 €

69,77 €

66,53 € 57,11 €

49,93 €

,71 €

1 €

0 €

7 €

2 € € € € € 8 € 12 €

2,91

€2,94

€46

,44 €

2,67

€,94 €

46,35 €

,19 €

48,03 €

46,60 €

45,45 €

48,90 €

50,00 €

50,82 €

53,53 €

58,47 €

57,46 €

48,38 €

50,07 €

51,06 €

53,48 €

47,56 €

,21 €

43,58 € 53

,50 €

50,29 €

49,34 €

47,59 €

45,68 €

2,07

€1,73

€ 50,50 €

45,04 €

43,45 €

,87 € 51

,16 €

48,09 €

50,20 €

51,50 €

1,81

€63

,64 €

2,41

€ 50,95 €

48,21 €

49,91 € 58,89 €

55,12 €

50,33 €

50 €

60 €

70 €

80 €

58 40,

38,3

37,20

36,97

36,82

34,62 €

34,68 €

35,87

35,78

32,39 €

30,43 €

29,06 €

27,68 €

19,63 € 27,42 € 37

,28

40, 4 4 4 40 41 414 42 41

25,88 €

18,17 €

440 4 1

33,62 €

17,12 € 26

,67 €

26,44 €

42

20 €

30 €

40 €

0 €

10 €


Mercados de Futuros

57,00

Evolución OMIP 2015,86

5,06 55,52

3

55,00

53,84 54

,

55

54,33

52,55

73 951,00

53,00

51,7

50,59

50,51

9,20

82

50,34

50,47 51,39

49,56

72 1 ,85

49,00

49

48,23

48,05 48,

48, 7

48,16

47,02

48,41

48,

47,98

47,91

47,71

47,96

47,80

45,00

47,00


Mercados de Futuros

57,00

Evolución OMIP 201654

,47

52,78

655,00

57,00

5

51,96

50,82

50,74

3 50,57

50,72 51,64

50,21

051 00

53,00

49,43

48,46

48,28 49,05 5

49,50

48,25

7,33

48,62

48,94

48,23

48,25

48,05

48,07

48,00

49,00

51,00

4

47,00

45,00


Evolución Precio Horario Final

Precio horario final medio. Demanda nacional

60 22

65

€/MWh

60,22 59,5757,49

55

60

50,9748,88

46,07

50

46,07

40

45

402011 2012 2013

Mercado diario Precio Horario Final


Evolución Costes Operación del Sistema

Evolución precio medio repercutido a la

8

9

demanda de Costes OS

4

5

6

7

€/Mwh

1

2

3

4€

0

2011 2012 2013 2014


Origen de la energía

Energía diaria por tecnologías en el sistema eléctrico español Nov 2013 - Oct 2014


Mercados europeos

Precios medios trimestrales EuropexPeriodo del 01/10/2013 al 16/11/2014


Intercambios internacionales

Energía total de importaciones y exportacionesNoviembre 2013 – Octubre 2014


Mercado Minorista

Evolución del número de comercializadores:

180

200 162

191

140

160

180

80

100

120

59

20

40

60

11

031/12/2000 31/12/2005 31/12/2013 07/09/2014


Cuotas mercado minorista primer semestre 2014

1 4%1,3%

0,9%

0,9% 0,6%0,6%0,5% 0,4%

0,1%

3,0%

4,0%

1,9%1,9%

1,4% 33% ENDESA

22% IBERDROLA

14,1% GAS NATURAL FENOSA

9,3% GRUPO EDP

33,0%

4,0%

4,0%4,0% FORTIA

4,0% E.ON

1,9% VILLAR MIR

1,9% ACCIONA

9,3%

1,4% AXPO

1,3% GDF SUEZ

0,9% NEXUS

0,9% AUDAX

14,1%

0,6% FACTOR ENERGIA

0,6% FENIE

0,5% SOLVAY

0,4% CEPSA

22,0%0,1% TOTAL GAS

3,0% OTROS (Cuotas < 0,1%)


Situación Mercado Minorista

El 80% de la cuota está en manos de las 5 empresas integradas.El 80% de la cuota está en manos de las 5 empresas integradas.

170 empresas han de repartirse el 3 % de la cuota.

La mayoría de las grandes utilities extranjeras han abandonado lacomercialización de energía eléctrica en España salvo las que han compradoempresas españolas integradas. (ENEL, EDP, EON)

Se compite contra una Tarifa (PCPV), aparentemente deficitaria.

A pesar de todo, estamos inundados de ofertas con descuentos maravillosossobre no sé sabe qué.

P l hibi ió d lt ió d l i d l T ifProponemos la prohibición de alteración del precio de la Tarifade Acceso. (Para evitar situaciones de fraude)


Gestión de Compra

Mercado Spot (antes OMEL)

Mercado de FuturosMercado de FuturosThe Iberian Energy Derivatives Exchange


Mercado spot


http://www.omie.es

Mercado spot

12 h20 de noviembre de 2014. Precio horario del mercado diario

Fuente: http://www.omie.es Resultados del mercado


ue e p // o e es esu ados de e cado

Mercado spot

20 de noviembre de 2014. Curvas agregadas de oferta y demanda

Fuente: http://www omie es Resultados del mercado



Mercado spot

Evolución Precio Medio diario OMIE 2015

65,0070,0075,00

40,0045,0050,0055,0060,00

15 0020,0025,0030,0035,0040,00

05,00

10,0015,00


Mercado de futuros18 h

Fuente: www omip pt/OMIP


Fuente: www.omip.pt/OMIP

Mercado de futuros

Settlement *Price

Cotizaciones OMIP

Date Instrument Hours €/MWh

18/11/2014 FTB D We19Nov-14 24 52,81

18/11/2014 FTB D Th20Nov-14 24 45,63

18/11/2014 FTB D Fr21Nov-14 24 45 6318/11/2014 FTB D Fr21Nov-14 24 45,63

18/11/2014 FTB D Sa22Nov-14 24 43,45

18/11/2014 FTB D Su23Nov-14 24 38,8518/11/2014 FTB WE 22Nov-14 48 41,1518/11/2014 FTB Wk48 14 168 46 7518/11/2014 FTB Wk48-14 168 46,7518/11/2014 FTB Wk49-14 168 47,1318/11/2014 FTB Wk50-14 168 46,1218/11/2014 FTB M Dec-14 744 45,5018/11/2014 FTB M Jan-15 744 47,5018/11/2014 FTB M F b 15 672 48 9518/11/2014 FTB M Feb-15 672 48,9518/11/2014 FTB M Mar-15 743 41,1018/11/2014 FTB Q1-15 2159 45,7518/11/2014 FTB Q2-15 2184 43,6018/11/2014 FTB Q3-15 2208 51,9918/11/2014 FTB Q4 15 2209 49 17

Fuente: www omip pt/OMIP Donwloads: OMIPdaily Última Sesión de Negociación

18/11/2014 FTB Q4-15 2209 49,1718/11/2014 FTB YR-15 8760 47,6518/11/2014 FTB YR-16 8784 47,6518/11/2014 FTB YR-17 8760 48,05


Fuente: www.omip.pt/OMIP. Donwloads: OMIPdaily - Última Sesión de Negociación

Mercado de futuros

Cotizaciones OMIP

Productos anuales:Y 15 (C l 15)Year – 15 (Cal 15)Year – 16 (Cal 16)

Productos trimestrales:Productos trimestrales:Q1-15Q2-15Q3 15Q3-15Q4-15

Productos mensuales diarios de fin de semana etcProductos mensuales, diarios, de fin de semana, etc.


Mercado de futuros

Cotizaciones OMIP

54 00Cotización 18-11-2014

48 0050,0052,0054,00

42 0044,0046,0048,00

38,0040,0042,00


Mercado de futuros

Cotizaciones OMIP

58€/MWh Evolución OMIP 2015-2016

545658

485052

4446

ene-13 abr-13 jul-13 oct-13 ene-14 abr-14 jul-14 oct-14

OMIP FTB YR-15 OMIP FTB YR-16


Mercado Spot VS Futuros

Evolución OMIE-OMIP 2015

51,00

52,00

60 0065,0070,0075,00

48 00

49,00

50,00

40,0045,0050,0055,0060,00

46,00

47,00

48,00

15,0020,0025,0030,0035,00

44,00

45,00

05,00

10,0015,00

OMIE - Mercado diario OMIP FTB YR-15


Información diaria

Precios nuevos resultantes del mercado diario yúltimos precios del mercado de futuros y mercadoOTC 2015, 2016.

Precios de los futuros de trimestres de 2015, QX-15:

Perfil de precios resultante del mercado diario(OMIE) para las 24 h del día de mañana.


Gestión de compra

Precio Fijo

Precio Variable

Otros modelosOt os ode os


Precio fijo

Cierre de posiciones en mercados forward

57,00

Evolución OMIP 201584 54

,86

55,0

6

55,5

2

,33

53 00

55,00

53,8 5

54

52,5

5

51,7

3

,59

51 34 47 51,3

9

49 00

51,00

53,0050

,

50,

49,2

0

48,2

3

48,0

5

48,8

2 50, 3

50,4

49,5

6

48,7

2

48,1

6

,02 48

,41

48,8

5

47,9

8

47,9

1

47,7

1

47,9

6

47,8

347,00

49,00

47

4

45,00


Precio fijo

Características de la compra a precio fijo:

Solicitud a comercializadoras.

Periodo duración del contrato se recomienda i id d t t l ( ñ t lcoincida con un producto natural (año natural o

trimestres naturales).

Evaluación en las mismas condiciones


Precio fijo. Solicitud

57,00


4 54,8

6

55,0

6

55,5

2

3353 00

55,00

53,8

4 5

54,

52,5

5

51,7

3

9 7 1,39

51,00

53,00

5

50,5

9

50,5

1

49,2

0

48,2

3

8,05 48

,82

50,3

4

50,4

7 51

49,5

6

48,7

2

8,16

48,4

1

48,8

5

7,98 ,91

71 7,96 ,8347,00

49,00

4 48 48

47,0

2 4

47 47 47, 7 47 47,

45,00

Ofertas de compra a distintas comercializadoras


Precio fijo. Evaluación

Desglose del precio fijo:

Precio comerciali

dPeaje

energíaPrecio energía

j

Precio energía

jImpuesto eléctrico-zadora energía con peaje

4 864% x 1 05113

con peajeeléctrico

Regulados en BOE. Orden IET/107/2014, de 31 de enero

4.864% x 1.05113


Precio variable

Compra indexada a mercado spot.

17 de noviembre de 2014. Precio horario del mercado diario


Precio variable. Fórmula indexación

Precio de la energía en cada hora:

Precio de energía horario

OMIEResto de costes y peajes

Precios Servicios Ajuste

Pagos por capacidad

Pagos a Operador de Sistema y de Mercado

Pérdidas

Margen comercializador

Tasa Municipal

Peaje energía.


Precio variable. Tipología de fórmulas

Pass-Pool:

Precio de energía horario

OMIEResto de costes y peajes

Fijados por el comercializador

Pass-Through:

Servicios de ajuste

Pagos por capacidad

PérdidasPrecio de energía horario

OMIE

Según mercados y componentes regulados


Precio variable. Tipología de fórmulas

Precio de la energía

((P OMIE + P SSCC + P capacidad+ P OS+ P OM )*Pérdidas + FEE )*Tasa+ ATR

P OMIE: Precio horario resultante del mercado diario OMIE.PSSCC: Precio horario del mercado de restricciones y procesos del operador del

sistema, también llamados servicios de ajuste o complementarios (Red Eléctrica de España).

P capacidad: Pagos por capacidad regulados para cada periodo y tarifa por la Orden ITC/3353/2010

P OS: Pagos al operador del sistema, regulados en la Orden IET/107/2014.g p , gP OM: Pagos al operador del mercado, regulados en la Orden IET/107/2014.Pérdidas: Aplicación de los coeficientes de pérdidas en la red a los consumos por

periodo. (Publicación mensual Red Eléctrica de España)FEE: Margen de comercializaciónFEE: Margen de comercialización.Tasa: Impuesto municipal aplicado a la electricidad 1.5%ATR: Término de energía regulado en los pajes de acceso Orden IET/107/2014.


Precio horario final medio de la demanda nacionalPrecio horario final medio de la demanda nacional

Noviembre 2013 – Octubre 2014


Precio variable

Precio horario del mercado eléctrico1)20 de marzo de 2014. Precio horario del mercado diario



Precio variable

Precio horario del mercado eléctrico1)

€80 €

Evolución OMIE

46,6

0 €

45,4

5 €

48,9

0 €

€ € 47 €

46 € 50

,07

€51

,06

€53

,48

€47

,56

€,2

1 €

43,5

8 € 53

,50

€50

,29

€49

,34

€47

,59

€45

,68

€2,

07 €

,73

€ 50,5

0 €

45,0

4 €

3,45

€,8

7 € 51

,16

€48

,09

€50

,20

€51

,50

€,8

1 €

63,6

4 €

€ 2,41

€ 50,9

5 €

48,2

1 €

49,9

1 € 58

,89

€55

,12

€45

,79

€

50 €

60 €

70 €

80 €

70,2

248

,03

€

4

50,0

0 €

50,8

2 €

53,5

358

,457

,448

,38

€ 41 4 42 41

425

,88

€18

,17

€4

40,

41

33,6

2 €

17,1

2 € 26

,67

€26

,44

€42

20 €

30 €

40 €

50 €

0 €

10 €

20 €


Precio variable

Servicios complementarios o de ajuste2)


Fuente: https://demanda.ree.es/

Precio variable

Precio servicios complementarios o de ajuste2)


Fuente: http://www.esios.ree.es/web-publica/

Precio variable


Fuente: http://www.esios.ree.es/web-publica/ : Mercados MIBEL/Precio de la energía/Precio medio horario/Contratación libre


Precio variable



Evolución Costes Operación del Sistema

Evolución precio medio repercutido a la demanda de

89

Costes OS

4567

/Mw

h

1234€/

0

2011 2012 2013 2014


Precio variable

Pérdidas de red3)

P í lPenínsulaCeuta, MelillaCanariasBaleares

Por hora y tarifa de acceso


Otros modelos

Modelo mixto (fijo-variable)( j )

Modelos MulticlickModelos Multiclick


Otros modelos

Modelo mixto (fijo-variable)

Precio 50%fijo 50%

Precio 50%variable 50%

Ejemplo 50-50


Otros modelos

Modelos multiclick

57,00

Evolución OMIP 2015Quiero un precio fijo

3,84 54

,86

55,0

655

,52

54,3

3

53,00

55,00

5

52,5

551

,73

50,5

950

,51

20 2 50,3

450

,47 51

,39

9,56

2 5

49,00

51,00 ¿Compro ya?

¿Cómo evolucionará el

49,2

48,2

348

,05

48,8

2

4948

,72

48,1

647

,02 48

,41

48,8

547

,98

47,9

147

,71

47,9

647

,83

45,00

47,00¿Cómo evolucionará el mercado?


Otros modelos

Construcción de un precio fijo a partir de varios cierres en distintos momentosModelos multiclick

57,00


,84 54

,86

55,0

655

,52

54,3

355

53,00

55,00

52,5

51,7

350

,59

50,5

19,

203 82

50,3

450

,47 51

,39

49,5

672 1 85

49,00

51,00

4948

,23

48,0

548

, 8 448

,748

,16

47,0

2 48,4

148

,47

,98

47,9

147

,71

47,9

647

,83

45,00

47,00

Se cierran % de consumos: 25% 25% 30% 20%


Otros modelos

Modelos multiclick

Pi=Ai + Pi *OMIP

Pi: Coeficiente de perfilado por periodos del mercado a futuros

Ai: Incluye Servicios de ajuste o complementarios garantíaAi: Incluye Servicios de ajuste o complementarios, garantía de potencia, pérdidas, desvíos , margen comercial, ATR, Pagos a OS, OM

OMIP: Precio medio ponderado de los cierres de energíaOMIP: Precio medio ponderado de los cierres de energía (clicks) realizados por el cliente para el producto futuro en base.


Otros modelos

Modelos multiclick

Entre 4-8 clicks.

Cierre del 100 % de la energía.g

Mínimo 8,8 GWh/clic (1MW anual)., ( )


Control del gastoControl del gasto y control técnicoy control técnico


Control del Gasto

Facturación unificada y en formato electrónico.

Posibilidad de factura única en función de necesidades

Día único mensual de emisión de facturas y día único mensual de pago.

Negociación de plazos de pago.

Pagos por transferencia.

Previsión mensual del gasto.

Presupuesto anual, mensualizado y por punto de suministro.

Revisión contable y detección de errores previos al pago A través deRevisión contable y detección de errores previos al pago. A través de informe mensual remitido al departamento Financiero.


Factura eléctrica

Término de energía

Té i d t iNegociable

Término de potencia

(Excesos de reactiva)

(Excesos de potencia)

Control(Excesos de potencia)

Impuesto eléctrico

Alquiler de equipos


Alquiler de equipos

Factura eléctrica

Tarifas de baja tensión (U ≤ 1 kV) Tarifas de alta tensión (U > 1 kV)

Tarifa 2.0 A: Tarifa simple1 o 2 períodos horariosPotencia contratada ≤ 10 kWPotencia contratada 10 kW

Tarifa 2.1 A: Tarifa simple1 o 2 períodos horarios Tarifa 3.1 A: Tarifa específica

3 í d h ipPotencia contratada >10 kW y≤ 15kW

3 períodos horariosPotencia contratada ≤ 450 kW

T if 6 T if l ltTarifa 3.0 A: Tarifa general

3 períodos horarios

Tarifas 6: Tarifas generales para altatensión

6 períodos horarios5 escalones de tensión5 escalones de tensión


¿Cómo se factura… la energía (kWh)?

3.0A



3.1A



Tarifas de acceso P1 a P6

CALENDARIO PENÍNSULA1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

6.1

Enero P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2

Febrero P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2

Marzo P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P3 P3 P3 P3 P3 P3 P4 P4

Abril P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5Abril P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5

Mayo P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5

1ª Junio P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P4 P3 P3 P3 P3 P3 P3 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4

2ª Junio P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P2 P2 P2 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P2 P2 P2 P2 P2

Julio P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P2 P2 P2 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P2 P2 P2 P2 P2Julio P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P2 P2 P2 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P2 P2 P2 P2 P2

Agosto P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6

Septiembre P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P4 P3 P3 P3 P3 P3 P3 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4

Octubre P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5 P5

N i b P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P3 P3 P3 P3 P3 P3 P4 P4Noviembre P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P4 P3 P3 P3 P3 P3 P3 P4 P4

Diciembre P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P6 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2 P2 P2 P1 P1 P1 P2 P2 P2


¿Cómo se factura… la potencia (KW)?

Tarifas de acceso 1-2 períodosC t fij lCoste fijo mensual.

Se factura la potencia contratada

Tarifas de acceso 3 períodosSe factura la potencia demandada (-15% +105%)

Excesos: Penalización por demanda >105% contratada

Más de 450 KW (tarifas de acceso 6 períodos)Coste fijo mensual.Se factura la potencia contratadaExcesos por registros cuarto - horarios


¿Cómo se factura… la energía reactiva?

Factor de potencia de la instalación. Coseno de phiFactor de potencia de la instalación. Coseno de phi

El consumo de reactiva ha de ser inferior al 33% del consumo de activa.El consumo de reactiva ha de ser inferior al 33% del consumo de activa.Coseno igual o superior a 0,95.

Para cosenos entre 0,80 y 0,95 recargo de 4,15 cent € por unidad deti (kVARh) l 30%reactiva (kVARh) que supere el 30%.

Para cosenos inferiores a 0,80 recargo de 6,23 cent €.

No se contabiliza el consumo de reactiva en período valle. (P3 o P6).

Necesidad de tener instalado equipo de corrección.


Control Técnico

Control mensual de consumos y costes, de cada una de las facturas por punto de suministro:

Consumos, evolución anual, comparativa mismo mes año anterior.Potencia. Demanda. Posibles excesos.Energía ReactivaPrecio medioDeficiencias de suministro.e c e c as de su st oErrores e incidencias.

Gestión de indemnizaciones por deficiencias en la calidad del i i tsuministro.

Gestión de:Cambios de titularidadCambios de titularidad.Modificaciones domiciliación bancaria.Bajas de suministro.Traspasos de contratos.Ajustes de potencia.

Asesoramiento, seguimiento y tramitación de nuevas acometidas, ampliaciones de potencia y nuevos suministros.


Propuestas ACE

Contar con un Organismo Regulador realmente independiente conContar con un Organismo Regulador realmente independiente, concompetencias reguladoras y probada capacitación técnica y experiencia en elsector; nombrado a través de consenso de los diferentes agentes implicados.(Productores comercializadores consumidores etc )(Productores, comercializadores, consumidores, etc.)

Dotar a la Administración de los medios e información suficiente para quedetermine con exactitud en qué casos es imprescindible la construcción dedetermine con exactitud en qué casos es imprescindible la construcción denuevas infraestructuras, y que utilidad se está haciendo de las actuales. LaAdministración ha de tener un conocimiento exhaustivo de la situaciónreal de la Distribución.

Apuesta decidida por un mercado spot y marginalista. Reduciendo almáximo las acciones que supongan un aumento del intervencionismo en elgmercado mayorista


Propuestas ACE

Enorme importancia de aunar esfuerzos para conseguir un aumentosignificativo de la interconexión con Francia para lograr una estabilidadde preciosde precios.

Incentivar la gestión de la demanda en momentos punta del sistema.

Acentuar los criterios económicos en todas las actuaciones delOperador del Sistema,

Desaparición de la tarifa de acceso 3.1 y equipararla a la 6.1.

¿Consejos Consultivos?


Algunas de nuestras empresas


Estamos a vuestra disposición

T lf 91 548 79 30 F 91 559 69 72Telf.: 91 548 79 30 Fax: 91 559 69 72Pº Pintor Rosales, 42 28008 Madrid

www.asoconelec.com


central de compras energéticas. - taller sobre contratación del … · 2014-11-24 · situación...

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