IMPACTO ECONÓMICO DEL NUEVO SISTEMA DE TARIFAS EN LA

IMPACTO ECONÓMICO DEL NUEVO SISTEMA DE TARIFAS EN LA INDUSTRIA MANUFACTURERA ESPAÑOLA

ESTUDIO COMPARATIVO

ÍNDICE1. INTRODUCCIÓN

2. DE LOS CAMBIOS QUE INTRODUCE LA NUEVA NORMATIVA, UN RESUMEN DE LOS QUE CONSIDERAMOS DE MAYOR INTERÉS PARA LAS EMPRESAS

3. UNA COMPARACIÓN AGREGADA ENTRE AMBOS MODELOS DE TARIFA, TANTO SEGÚN EL TIPO DE TARIFA COMO EN FUNCIÓN DEL SECTOR PRODUCTIVO.

4. ALGUNOS ASPECTOS DE TIPO TÉCNICO, RELACIONADOS CON EL DISEÑO DE LA TARIFA

5. UN RESUMEN EJECUTIVO

6. UN GLOSARIO DE TÉRMINOS COMO ANEXO

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ESTUDIO COMPARATIVO

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1. INTRODUCCIÓN

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1. INTRODUCCIÓNA nivel formal, la nueva estructura tarifaria ordena la recaudación que se realiza a través de una parte de la factura eléctrica: el acceso de terceros a la red. Desde el 1 de junio la Co-misión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) asume el diseño de las tarifas que cubren los costes del transporte y la distribución de la electricidad. Por su parte, el Ministerio para la Transición Ecológica se encarga de las tarifas que retribuyen al resto de acreedores del sistema eléctrico español. Ahora bien, a efectos prácticos, ¿qué supone este cambio en la factura de la industria?

Grupo ASE gestiona la energía y liquidación de más de 1.000 puntos de suministro en alta tensión y 1.400 en baja tensión. El exhaustivo rastreo de medidas y precios que efectúa diariamente, junto al conocimiento de los mercados minoristas de electricidad, le permiten disponer de datos fehacientes que, tratados adecuadamente, adelantan resultados de de-cisiones regulatorias adoptadas. De hecho, ya ocurrió en 2013, con la fuerte modificación que se produjo en los precios unitarios en las tarifas de acceso a la red, y de nuevo ahora con el cambio en el sistema de facturación de los accesos a la red.


ESTUDIO COMPARATIVO

PRECIO DEL MERCADO DIARIO

PRECIO FINAL DEL ESCANDALLO DEL OPERADOR DEL SISTEMA

PEAJES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN

CARGOS DEL SISTEMA

I.V.A.

TASAS

IMPUESTO ELÉCTRICO

ANTERIOR VIGENTE DESDE EL 1 DE JUNIO1 DE JUNIO

Grupo ASE calcula que el incremento de los costes para la industria, en la parte de peajes y cargos (tarifa de acceso) es del 16% de media.

REORDENACIÓNDE LA TARIFA

DE ACCESO

PRECIO DEL MERCADO DIARIO

PRECIO FINAL DEL ESCANDALLO DEL OPERADOR DEL SISTEMA

PRECIO DE LAS TARIFAS DE ACCESO A LA RED

I.V.A.

TASAS

IMPUESTO ELÉCTRICO

ESCANDALLO DE LA FACTURA ELÉCTRICA

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En la factura correspondiente al suministro completo de electricidad, no sólo pagamos la energía eléctrica que consumimos. En esta gráfica se representa un escandallo sencillo del suministro completo, comparando el modelo actual (columna 2) con el vigente hasta el 1 de junio de este año (columna 1).

Existe una parte de la factura cuyo precio podría definirse como estructural, y cuyo coste, básicamente, estaría definido por el concepto de accesos de terceros a la red. Y otra parte cuyo precio es más dinámico, y por tanto más coyuntural, que refleja en cierta medida el impacto de los mercados mayoristas de electricidad que, a su vez, están tremendamente influenciados por los mercados internacionales de energía, de emisiones de CO2, etc.

En relación a esa parte más coyuntural de los costes, la situación actual de precios elevados en los mercados energéticos es global y no es el objeto de este estudio. Este documento se refiere al que podría definirse como el coste estructural que soportan en la factura los consumidores industriales.

Esta parte estructural de la factura correspondiente a los accesos de terceros a la red tiene un fin básicamente recaudatorio. Son los consumidores quienes han de cubrir los costes del Sistema, costes que a su vez son ingresos que tienen reconocidos una serie de sujetos. Entre ellos, cabe destacar por su relevancia a los distribuidores, las primas al antiguo régi-men especial (eólica, fotovoltaica, etc.) y el transporte. Adicionalmente, se paga la deuda eléctrica generada en el pasado como déficit de tarifa, su amortización e intereses.

Es precisamente esta parte de la factura la que han modificado las tarifas definidas simultá-neamente por el Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo, por el que se establece la metodo-logía de cálculo de los cargos del sistema eléctrico y la Circular 3/2020, de 15 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que define la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad. Es decir, es la parte de la factura que incluye los peajes y los cargos.

ESTUDIO COMPARATIVO


LA FACTURA DE LA ELECTRICIDAD : ESTRUCTURA Y COYUNTURA

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Es un cambio que fue reclamado por Europa y que ya se encontraba establecido en la pro-pia Ley 24/2013 del Sector Eléctrico.

En definitiva, el presente informe tiene por objeto cuantificar el impacto económico de la nueva estructura tarifaria en la industria manufacturera española.

Para ello, se ha trabajado con una muestra de empresas del sector industrial, ubicadas en distintos puntos de España, en los niveles de tensión 1 y 2 de la tarifa, que se han conside-rado suficientemente representativas de las diferentes actividades económicas adscritas a las tarifas de acceso en alta tensión, esto es, tarifas industriales.

En los siguientes apartados encontrarás:

· De los cambios que introduce la nueva normativa, un resumen de los que considera-mos de mayor interés para las empresas.

· Una comparación agregada entre ambos modelos de tarifa, tanto según el tipo de tarifa como en función del sector productivo.

· Algunos aspectos de tipo técnico, relacionados con el diseño de la tarifa.

· Un resumen ejecutivo.

· Un glosario de términos como anexo.


ESTUDIO COMPARATIVO

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2. PRINCIPALES CAMBIOS REGULATORIOS

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2. PRINCIPALES CAMBIOS REGULATORIOS A continuación, se exponen los cambios más destacados que introduce la normativa inau-gurada el 1 de junio, que se entienden de interés para las industrias:

CALENDARIOS DE PERIODOSCambian para todos los suministros. Cabe destacar que:

> El Periodo 1 (el más caro) se adelanta a las 09:00h en los meses de temporada alta.

> Agosto deja de ser el mes más barato.

> Se elimina la segunda quincena de junio como “temporada alta”.

> Aumenta en todos los casos la cantidad de horas de los periodos más caros.

DENOMINACIÓN Y ESTRUCTURAS DE FACTURACIÓNAfecta a todos los suministros y queda como sigue:

> Las actuales Tarifas en Baja Tensión “2.0” y “2.1A” cambian su denominación a “Peaje 2.0TD”.

· Se modifica su estructura de facturación, que pasa a componerse de 2 Potencias Contratadas y 3 Periodos horarios de facturación.

> La actual Tarifa en Baja Tensión “3.0A” pasa a denominarse “Peaje 3.0TD”.

· Se modifica su estructura de facturación, que ahora se compone de 6 Potencias Contratadas y 6 Periodos horarios de facturación.

> La actual Tarifa en Alta Tensión “3.1A” desaparece y todos los suministros se integran au-tomáticamente en los nuevos “Peajes”. Pasan al “Peaje 6.1TD” si la tensión de suministro es superior a 30kV y al “Peaje 6.2TD”, si la tensión de suministro es igual o inferior a 30kV.

· Cabe destacar que, si no se solicita expresamente, el cambio automático asignará la potencia de “Punta” al Periodo 1, la potencia de “Llano” a los Periodos 2, 3, 4 y 5 y la potencia de “Valle” al P6.

> Las actuales Tarifas en Alta Tensión “6.1A”, “6.2” y “6.3” pasan a denominarse “Peaje 6.1TD”, “Peaje 6.2TD” y “Peaje 6.3TD”, respectivamente.

· Sin embargo, no se modifica su estructura de facturación y mantienen las 6 Poten-cias Contratadas y los 6 Periodos horarios de facturación.


ESTUDIO COMPARATIVO

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CÁLCULOS DEL “TÉRMINO DE POTENCIA” Y DEL “TÉRMINO DE ENERGÍA”Para todos los suministros, se duplica el cálculo del “Término de Potencia” y del “Término de Energía”. Aunque las fórmulas de cálculo no se modifican, cada uno de estos conceptos se desglosa en dos subconceptos a facturar, que se detallan en la factura de electricidad.

> Por un lado, “Término de Potencia de Cargos” y “Término de Potencia de Peajes.

> Por otro, “Término de Energía de Cargos” y “Término de Energía de Peajes”.

> Cada uno de estos cuatro “Términos” tiene sus propios precios publicados en el B.O.E.

Una vez analizados los precios recientemente aprobados para calcular el “Término de Ener-gía”, en todos los casos supone un aumento medio de los precios por periodo:

> TARIFA 3.1A + 55%

> TARIFA 6.1A + 82%

> TARIFA 6.2 + 54%

> TARIFA 6.3 + 37%

> TARIFA 6.4 + 22%

CÁLCULO DE LOS “EXCESOS DE POTENCIA”En los suministros con Potencia Contratada entre 15 y 50 kW, tanto en Baja como en Alta Tensión, se establece una nueva fórmula para realizar el cálculo de los Excesos de Potencia

> Por cada periodo, se penaliza el exceso existente entre la potencia contratada y la máxima potencia demandada del periodo y mes.

“PENALIZACIÓN POR EXCESO DE REACTIVA CAPACITIVA”Se introduce este nuevo concepto. Aunque inicialmente el coste de esta penalización es de 0 €, se abre la posibilidad de que pueda aumentar en el futuro.

PRORRATEO DEL IMPORTE ANUAL DEL “TÉRMINO DE POTENCIA”El importe anual del “Término de Potencia” se prorrateará mensualmente, de acuerdo al número de días, y afecta a todos los suministros.

6 DE ENERO, FESTIVO ELÉCTRICOEl día 6 de enero será considerado festivo eléctrico para todos los suministros.

NOTA

A partir del 1 de junio y de forma transitoria, se per-mitirá realizar 2 cambios de potencia contratada extraordinarios durante los 12 meses siguientes.


ESTUDIO COMPARATIVO

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3. IMPACTO EN LOS COSTES: NUEVO SISTEMA DE TARIFAS FRENTE AL ANTERIOR

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3. IMPACTO EN LOS COSTES: NUEVO SISTEMA DE TARIFAS FRENTE AL ANTERIOR Se comparan los resultados de facturación entre las tarifas de acceso a la red definidas en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecieron las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica que estaban a seis periodos, conforme a lo prescrito en la Orden ITC 2794/2007 por la que se revisaron las tarifas eléctri-cas a partir del 1 de octubre de 2007, con las tarifas definidas simultáneamente por el Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los cargos del sistema eléctrico y la Circular 3/2020, de 15 de enero, de la CNMC, que estable-ce la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad.

Los resultados se obtienen de una muestra de 728 puntos de suministro, en los niveles de tensión 1 y 2 de la tarifa, que se han considerado suficientemente representativos de las diferentes actividades económicas adscritas a las tarifas de acceso en alta tensión, esto es, tarifas industriales. Los datos utilizados para la comparación se refieren a la demanda de energía y potencia correspondientes al ejercicio 2020.

A nivel global, observamos que:

La recaudación por potencia contratada se reduce en promedio un 13%.

La recaudación por energía circulada aumenta en promedio un 111%.

La combinación ambas variaciones supone un incremento promedio de 16%.


ESTUDIO COMPARATIVO

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COMPARACIÓN POR TIPOS DE TARIFAS DE ACCESOPara el escalón de tensión 1, con seis periodos horarios:

La recaudación por potencia contratada se reduce en promedio un 18,3%.

La recaudación por energía circulada aumenta en promedio un 126,1%.

La combinación ambas variaciones supone un incremento promedio de 16,7%.

Para el escalón de tensión 2, con seis periodos horarios:




LA VARIACIÓN DE LA RECAUDACIÓN POR POTENCIA CONTRATADA Y POR ENERGÍA CIRCULADA SE SALDA CON UN INCREMENTO GLOBAL DEL 16%

EN LAS TARIFAS EN SEIS PERIODOS EL IMPACTO ES MAYOR PARA LOS SUMINISTROS EN EL ESCALÓN DE

TENSIÓN 2, UN 18,6%


ESTUDIO COMPARATIVO

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En este apartado se comparan los resultados de facturación entre las tarifas de acceso a la red definidas en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecieron las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica que estaban a tres periodos, conforme a lo prescrito en 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, con las tarifas definidas simultáneamente por el Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los cargos del sistema eléctrico y la Circular 3/2020, de 15 de enero, 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.

Para el escalón de tensión 2, con tres periodos horarios conectados a una tensión inferior a 30 kV:



La combinación ambas variaciones supone una reducción promedio de 1,6%.

Para el escalón de tensión 2, con tres periodos horarios conectados a una tensión igual a 30 kV:



La combinación ambas variaciones supone una reducción promedio de 12,8%.

EL SECTOR DE LA AUTOMOCIÓN SUFRE EL MAYOR IMPACTO, MIENTRAS LA MINERÍA ACUSA EL MENOR INCREMENTO


ESTUDIO COMPARATIVO

COMPARACIÓN POR SECTOR DE ACTIVIDAD

Agrícola

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ESTUDIO COMPARATIVO

ALIMENTACIÓN:La recaudación por potencia contratada se reduce en promedio un 15,7%.



AUTOMOCIÓN:La recaudación por potencia contratada se reduce en promedio un 7,5%.



CARTÓN, PAPEL:La recaudación por potencia contratada se reduce en promedio un 14,9%.



AGRÍCOLA:La recaudación por potencia contratada se reduce en promedio un 18,2%.



MINERÍA:La recaudación por potencia contratada se reduce en promedio un 18,8%.



METAL:La recaudación por potencia contratada se reduce en promedio un 7,6%.



PLÁSTICO:La recaudación por potencia contratada se reduce en promedio un 15,8%.

La recaudación por energía circulada aumenta en promedio un 111%.


TRANSPORTE FERROVIARIO:La recaudación por potencia contratada se reduce en promedio un 15,9%.



NOTA: El transporte ferroviario no es industria manufacturera, pero se incluye debido a su importancia en la logística de la industria y por estar dentro del grupo de tarifas industriales.

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4. ASPECTOS TÉCNICOS VINCULADOS AL DISEÑO

DE LA TARIFA

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4. ASPECTOS TÉCNICOS VINCULADOS AL DISEÑODE LA TARIFAEl modelo empleado por la CNMC y el Ministerio para la definición del nuevo sistema de tarifas de acceso es análogo al anterior. Se trata de un sistema tarifario de tipo binómico.

No obstante, en relación a su diseño, cabe comentar dos cuestiones. Una que tiene que ver con el calendario de aplicación. La otra, con el ajuste de las potencias contratadas en un segmento de tarifa muy determinado.

EL CALENDARIO Y LA GESTIÓN DE LA DEMANDAEn términos generales, en un sistema de tarifas el calendario es un instrumento que, además de mostrar el grado de ocupación de las redes, está pensado para proporcionar al consumidor final una señal económica que le incentive a modificar sus hábitos de consumo y, por tanto, intente modificar su forma de consumir en aras a mejorar el uso de las redes y la generación existente, aumentando su coeficiente de utilización.

La capacidad de esta señal económica está vinculada al peso relativo que ocupa la tarifa (peajes y cargos) en la factura eléctrica. Así, la señal que se presenta es tanto menor cuanto menor sea el peso relativo de los costes de la tarifa en la factura por el suministro completo.

Si lo que se pretende es gestionar la demanda, se ha de bonificar más el precio en aquellas franjas horarias en las que el sistema (redes y generación) está desocupado y viceversa. Para ello, el regulador debiera articular mecanismos y sugerir condiciones, de forma que los consumidores que puedan modificar su forma de consumir, lo hagan.

El calendario de aplicación a las tarifas industriales no cumple con los principios que se han expuesto. El tramo de una hora (de 8 a 9 de la mañana) y el de dos horas (de las 10 a las 12 de la noche) imposibilita, de facto, a los consumidores en tarifas industriales, maniobrar sus instalaciones en tiempos tan cortos, debido a que, en la mayor parte de los casos, sus procesos energéticos cuentan con una inercia superior a las dos horas.


ESTUDIO COMPARATIVO

COMPARATIVA 2019-2021La aplicación del nuevo calendario en la gestión de la demanda de los consumidores conectados a tarifas industriales de alta tensión ha generado una variación de entre el 0% y el 0,1%, por lo que concluimos que la gestión de demanda obtenida con el diseño del calendario actual es nula.

Este resultado procede del estudio de las medidas horarias de los 10 primeros días del mes de junio de 2021 y de 2019, en 700 puntos de suministro en alta tensión de industrias manufactureras españolas. A continuación, hemos determinado el peso horario de cada hora sobre el total del consumo diario y hemos calculado la variación de consumo horario entre ambas curvas de carga agregadas.

NOTA ACLARATORIA: La comparación no se ha realizado con el año precedente, dadas las extraordinarias circunstancias que produjo la Covid-19. En su lugar hemos optado por referenciar al mismo periodo de 2019, una vez confirmado que la variación de la demanda es inferior al 3%.

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POTENCIAS CONTRATADAS: ANOMALÍA EN EL DISEÑOExisten tramos en las tarifas de seis periodos en los que la contratación óptima de la poten-cia contratada es cero o nula, con independencia del tipo de curva de carga de potencia que se optimice. En otras palabras, esa opción es la que minimiza el impacto económico de la tarifa que se haya elegido.

Esta anomalía, puesta en conocimiento de la CNMC por Grupo ASE, se entiende como un error en el diseño, en la medida en que sería extremadamente complicado realizar la pre-visión de recaudación en el cuadro macroenergético anual de las tarifas (peajes y cargos).

EL NUEVO CALENDARIO, QUE HA GENERADO UNA VARIACIÓN NULA DE LA CURVA DE DEMANDA, CONTIENE TRAMOS QUE IMPIDEN MANIOBRAR A LA INDUSTRIA


ESTUDIO COMPARATIVO

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5. RESUMEN EJECUTIVO

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5. RESUMEN EJECUTIVOLa factura por el suministro completo de electricidad que abonan los consumidores se compone de una parte coyuntural (precio final de la electricidad) y de otra estructural (pea-jes y cargos).

Lo que se ha modificado con fecha 1 de junio es la parte estructural, el acceso de terceros a la red, que es el que ordena la recaudación de la tarifa al objeto de pagar a los acreedores del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Desde el 1 de junio, la CNMC se encarga del diseño de los peajes, encargados de retribuir el transporte y la distribución de electricidad. Por su parte, el Ministerio asume el diseño de los cargos, que retribuyen al resto de acreedores del sistema (deuda titulizada, sobrecostes por extra-peninsularidad, antiguas primas al ré-gimen especial, etc.).

El estudio del impacto del sistema de tarifas vigente desde el 1 de junio (peajes y cargos), realizado a partir de la comparación con el anterior (RD 1164/2001), revela que:

> El coste para la industria de la modificación regulatoria, por la potencia contratada y por la energía circulada, crece un promedio del 16%.

> El incremento del coste es mayor para la industria con tarifa de seis periodos en el esca-lón de tensión 2. Y menor para los suministros con tarifas de tres periodos horarios, en escalón de tensión 2, conectados a una tensión de 30 kV.

> Por sectores, el más castigado de forma directa por los incrementos de precio es el de automoción (+21,7%).

> El transporte ferroviario experimenta un incremento promedio del 17,1% en su aporta-ción a la recaudación por potencia contratada y por energía circulada.

> El impacto del nuevo calendario eléctrico en la forma de consumir de la industria, esto es, la gestión de la demanda por efecto calendario que cabría esperar, es nulo. La varia-ción porcentual de la curva de demanda está entre el 0 % y el 0,1%.

> La inercia de los procesos energéticos de la industria es superior a las dos horas, de manera que los tramos de una hora y de dos horas impiden a estos consumidores ma-niobrar para acomodar su forma de consumo al calendario propuesto.

> Existen tramos en las tarifas de seis periodos en los que la contratación óptima de la potencia contratada es cero o nula, con independencia del tipo de curva de carga de potencia que se optimice.


ESTUDIO COMPARATIVO

Agrícola

6. GLOSARIO DE TÉRMINOS

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6. GLOSARIO DE TÉRMINOS


ESTUDIO COMPARATIVO

ALTA TENSIÓN: Toda tensión nominal superior a 1 kV en corriente alterna. Normalmente la utilizan los grandes consumidores, como la industria, hospitales, ferrocarriles etc., mientras que para el resto de los consumidores (como los domésticos o los pequeños negocios) la electricidad se transforma en baja tensión.

CALENDARIO: División, más o menos arbitraria a efectos eléctricos, que se hace de las 8.760 h que tiene al año en seis periodos. P1 es el periodo más caro y P6 el más barato. De esta forma, el calendario es un instrumento para gestionar la demanda a través de señales económicas que atraen o desincentivan el consumo en determinados periodos, del día y del año.

NUEVO CALENDARIO ELÉCTRICO PARA LA PENÍNSULA IBÉRICAVIGENTE A PARTIR DEL 1 DE JUNIO DE 2021CIRCULAR 3/2020, DE 15 ENERO (6 PERÍODOS)

NOTA 1: Tanto festivos como fines de semana se facturarán como P6.

NOTA 2: Se consideran días festivos los de ámbito nacional, definidos como tales en el calendario oficial del año correspondiente, con ex-clusión de los festivos sustituibles, así como los que no tienen fecha fija. Es decir:

1 de enero6 de enero1 de mayo

15 de agosto12 de octubre1 de noviembre

6 de diciembre8 de diciembre25 de diciembre

hora/mes ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

0a1 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

1a2 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

2a3 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

3a4 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

4a5 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

5a6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

6a7 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

7a8 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

8a9 2 2 3 5 5 4 2 4 4 5 3 2

9a10 1 1 2 4 4 3 1 3 3 4 2 1

10a11 1 1 2 4 4 3 1 3 3 4 2 1

11a12 1 1 2 4 4 3 1 3 3 4 2 1

12a13 1 1 2 4 4 3 1 3 3 4 2 1

13a14 1 1 2 4 4 3 1 3 3 4 2 1

14a15 2 2 3 5 5 4 2 4 4 5 3 2

15a16 2 2 3 5 5 4 2 4 4 5 3 2

16a17 2 2 3 5 5 4 2 4 4 5 3 2

17a18 2 2 3 5 5 4 2 4 4 5 3 2

18a19 1 1 2 4 4 3 1 3 3 4 2 1

19a20 1 1 2 4 4 3 1 3 3 4 2 1

20a21 1 1 2 4 4 3 1 3 3 4 2 1

21a22 1 1 2 4 4 3 1 3 3 4 2 1

22a23 2 2 3 5 5 4 2 4 4 5 3 2

23a24 2 2 3 5 5 4 2 4 4 5 3 2

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ESTUDIO COMPARATIVO

CARGOS (O CARGOS DEL SISTEMA): Dentro de la tarifa de acceso, es la parte que pa-gamos los consumidores por distintos costes del sistema, exceptuando los que genera el transporte y la distribución de electricidad (que abonamos a través de los peajes). Tienen por objeto pagar a todos los acreedores que no son ni transportistas ni distribuidores.

ESCALÓN DE TENSIÓN: Las diferentes tensiones de suministro que existen actualmente en España están divididas, de forma arbitraria, en escalones. El escalón 0 corresponde a baja tensión y los escalones de 1 a 4 a alta tensión.

PEAJES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN: Dentro de las tarifas por el acceso de ter-ceros a la red, pagamos peajes en concepto de uso de las redes eléctricas de transporte y distribución.

POTENCIA CONTRATADA: Es una potencia virtual y administrativa que se utiliza como referencia para elaborar la factura correspondiente a las tarifas por el acceso de terceros a la red. Solo si está debidamente ajustada estaríamos pagando lo mínimo.

POTENCIA ELÉCTRICA: Es la velocidad con la que se transforma la energía eléctrica para producir trabajo o calor.

TARIFAS POR EL ACCESO DE TERCEROS A LA RED: Es lo que pagamos los consumidores a los diferentes acreedores del Sistema Eléctrico. Se dividen en peajes (costes reconocidos por el Estado al transporte y la distribución de electricidad) y cargos (otros costes recono-cidos por el Estado, como las primas al antiguo régimen especial; la financiación del déficit de tarifa; los sobrecostes de producir electricidad en los territorios no peninsulares, etc.).

TÉRMINO DE ENERGÍA: Precio unitario que se paga por el tránsito o tráfico de la energía por las redes de transporte y distribución. Su importe está vinculado a la cantidad de elec-tricidad consumida.

TÉRMINO DE POTENCIA: Precio unitario que se paga en la factura por la disponibilidad de potencia. Es una cantidad fija, independientemente del consumo realizado.

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