NUEVO MARCO REGULATORIO PARA LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA Carlos Solé Martín Director Energía Eléctrica Comisión Nacional

NUEVO MARCO REGULATORIO PARA LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

EN ESPAÑA

Carlos Solé Martín Director Energía Eléctrica

Comisión Nacional de Energía (España)

XII Reunión Anual Iberoamericana de Reguladores de la Energía - ARIAE

San Luís Potosí, 14 y 15 Abril de 2008

2

Índice

1 Concepto

2 Distribuidores

3 Marco Legal Ley 54/1997

4 Antiguo Esquema Retributivo

5 Nueva Metodología retributiva

6 Conclusiones

3

•Subestaciones AT/MT (MVA): 90.840

•Centros de Transformación MT/BT (MVA): 49.866

BT MT AT

•Líneas (km) 285.780 219.167 60.396

La actividad de distribución es aquella que tiene por objeto principal la transmisión de energía eléctrica desde las redes de transporte hasta los puntos de consumo en las adecuadas condiciones de calidad. Transitoriamente, la actividad de distribución incluye la venta de energía eléctrica a tarifa

La red de distribución de energía eléctrica está constituida por las líneas eléctricas de tensión inferior a 220 kV, salvo aquellas que se consideren incluidas en la red de transporte

La retribución de la distribución se fija administrativamente

Retribución 2008 = 4.420 millones de euros

1 Concepto

4

2 Distribuidores

-

Hidrocantábrico

GrupoEndesa

GrupoEndesa

GrupoEndesa

GrupoEndesa

IberdrolaIberdrola

Iberdrola

Iberdrola

Iberdrola

Iberdrola

Iberdrola

Iberdrola

Iberdrola

Unión Fenosa

Unión Fenosa

Unión Fenosa

Unión Fenosa

Viesgo

Viesgo

Viesgo

Viesgo

GrupoEndesa

Alrededor de 320 pequeñas distribuidoras (2,5% de la energía)

5 grandes distribuidoras

Iberdrola y Endesa tienen una cuota del 76%

Consumo total 260 TWh (2007)

En Mercado 78 TWh

Consumidores 26,5 Millones

En energía representa:

T<1 kV 1kVT<36 kV 36 kVT<72,5 kV 72,5 kVT<145 kV T>145 kV48,5% 31,6% 7,7% 3,9% 8,3%

Mercado distribución Español

5

3 Marco Legal de la Distribución en España

Ley 54/1997 del Sector Eléctrico Principiosbásicos de la regulación de la distribución:

Monopolio natural (Exposición de motivos)

Actividad regulada (Art. 11)

Retribución establecida reglamentariamente (Art. 16)

Autorización de las instalaciones de distribución (Art. 40)

Acceso a la red distribución (Art. 42)

Pago por uso Peaje (Art. 17 y Art. 18)

6

3 COLECTIVOS DE EMPRESAS

GRANDES DISTRIBUIDORES

PEQUEÑOS DISTRIBUIDORES

NUEVOS DISTRIBUIDORES

REGIMEN RETRIBUTIVO

GENERAL

TRANSICION HACIA

REGIMEN RETRIBUTIVO

GENERAL

3 Marco Legal de la Distribución en España

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A) Grandes Distribuidores: R. General (1)

Rt = Rt-1*(1+IPC-X)*(1+D*EF)

R incluye Distribución y Gestión Comercial y debe recoger:

I y O&M Instalaciones

Reales

I y O&M Instalaciones

Teóricas

Energía Circulada

Incentivos Pérdidas y

Calidad

IPC: tasa de inflación D: Crecimiento demanda

X: Productividad EF: factor de eficiencia

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A) Grandes Distribuidores: R. General (2)

Rt (Distribución) se reparte entre las empresas:

Porcentajes del MLE (1997)

Porcentajes de la red de Referencia

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

G.ENDESA 45,58% 38,26% 38,87% 43,72% 43,60% 40,12% 40,12% 40,12% 40,05% 40,05% 40,03% 44,44%

IBERDROLA 36,56% 39,14% 39,05% 37,25% 37,30% 36,94% 36,94% 36,94% 36,88% 36,88% 36,34% 33,67%

U.FENOSA 15,40% 18,47% 18,16% 16,17% 16,22% 16,92% 16,92% 16,92% 16,90% 16,89% 16,91% 15,67%

H.CANTABRICO 2,46% 4,13% 3,92% 2,86% 2,89% 3,20% 3,20% 3,20% 3,18% 3,18% 3,45% 3,19%

VIESGO 2,82% 2,82% 2,82% 3,00% 2,99% 3,27% 3,03%


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B) Pequeños Distribuidores

Hasta 2008: Retribución basada en diferencia de tarifas

Acceso voluntario al Régimen General

Acceso obligatorio si crecimiento de mercado supera límites establecidos reglamentariamente

En el futuro: Mismo tratamiento que grandes distribuidores

C) Nuevos distribuidores

Régimen General


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No se contemplaba la mejora de la Calidad de Servicio ni la reducción de pérdidas

Las empresas distribuidoras pequeñas tenían un sistema retributivo propio, distinto al régimen general

No se controlaban las inversiones, ni la naturaleza de las mismas (no se vinculaban los esfuerzos inversores en la actividad con la retribución).

No existían incentivos claros para el desarrollo adecuado de la actividad. No se contemplaba el efecto de la normativa local y autonómica, en el ámbito

de sus competencias (diferencias regionales). Asimetría de información entre empresas y reguladores. …..


11

Real Decreto 222/2008, de 18 de febrero Nueva metodología retributiva para la actividad de distribución. Su desarrollo se viene realizando desde el año 2001, con trabajos realizados con los agentes implicados. Circulares que captan información de las empresas distribuidoras y permiten supervisar la actividad. Modelo de red de referencia en versiones incremental y base cero que permiten obtener señales sobre la adaptación de las redes de distribución a las necesidades de los

territorios y evaluar impactos de decisiones regulatorias (Fe, incrementos en calidad, etc). Procedimientos de operación básicos de las redes de distribución. (Distribution codes) Sistema de supervisión de redes EVEREST, que implanta y cruza información regulatoria de costes, información contable, planificación de inversiones e inventarios de redes. Modelo de red de referencia operado en exclusiva y desarrollado por el REGULADOR (se permiten pruebas a las empresas distribuidoras).

5 Nueva Metodología Retributiva

REDUCCION DE ASIMETRIA DE INFORMACION ENTRE AGENTE REGULADO Y REGULADOR

12

in

in

in

in

in PQYXIPCR 11

in1 1R

Costes reconocidospor incremento de actividad

Calidad de servicio

Incentivos a reducción de pérdidasEmpresa

Año

Remuneración

Incremento previsto en el índice general de precios

Factor de eficiencia


Se evoluciona individualmente la retribución de cada agente en base a las circunstancias individuales de sus territorios

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)(03,0 1,1,1,1,11i

nRDiRD

inRC

iRC

inSU

iSU

inU

iU

in

in XXXXRQ

Incentivos a mejora en la calidad de servicio, avanzando en la misma línea de establecer incentivos en las mejores prácticas observadas en Europa

Qn-1i , incentivo o penalización a la calidad del servicio a la empresa distribuidora i en el año n asociado al

grado de cumplimiento durante el año n-1 de los objetivos establecidos para los índices de calidad de servicio.

1,

1,

1,

1,1, 11

nOBJETIVOZ

nREALZ

nOBJETIVOZ

nREALZnZ NIEPI

NIEPI

TIEPI

TIEPIX

iZ factor de ponderación de la zona Z a efectos del incentivo de calidad para la empresa distribuidora i

inR 1, tomará valores que podrán oscilar entre el ±3 % de

inQ 1

Los valores Xzona, n-1 no podrán ser positivos si los valores de TIEPI o NIEPI superasen los valores objetivo para esa zona.

Los valores Xzona, n-1 no podrán ser mayores de 1 y menores de -1.


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Permite gestionar la información de los datos de redes, de los mercados suministrados, de los costes, verificando la coherencia interna de

toda la información.

Permite consultar todos y cada uno de los formularios (datos homogéneos), a través de consultas desarrolladas sobre Oracle Discoverer.

Permite alimentar con datos técnicos al Modelo de Red de Referencia.

Permite mantener la información regulatoria de costes

Permite dar soporte al plan de inversiones de distribución en el periodo regulatorio

5 Nueva Metodología Retributiva. Herramientas

Sistema de supervisión EVEREST

15

Consumidores



16

Suma de Energia Anual Consumida

[kWh]# de Cups

Promedio consumo

[kWh/ cliente]Clientes de alta tensión 37.540.205.990,49 1.621 23.158.671,18Clientes de media tensión 67.360.209.115,91 92.995 724.342,27Clientes de baja tensión 109.153.301.961,48 25.426.266 4.292,93

Total 214.053.717.067,88 25.520.882 8.387,39


ConsumidoresSistema de supervisión EVEREST

17

Circular 1/2006 (BOE 31 de marzo de 2006)


Líneas de distribuciónSistema de supervisión EVEREST

18


Líneas de distribuciónSistema de supervisión EVEREST

19


Centros de transformaciónSistema de supervisión EVEREST

20

Centros de transformación


21


Subestaciones de distribuciónSistema de supervisión EVEREST

22


Máquinas en los parques de las subestacionesSistema de supervisión EVEREST

23

Subestaciones de distribución


Subestaciones de distribuciónSistema de supervisión EVEREST

24

Elementos de protección



25

Subestaciones de transporte



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ConectividadSistema de supervisión EVEREST


De todos los clientes se conoce el elemento de la red donde se encuentran físicamente conectados

27

Ejemplo de subestaciones, redes, elementos de

protección



28

Ejemplo de clientes, redes y centros de transformación



29

Ejemplo de fronteras



30

Localización y caracterización de la demanda

Base

Catálogo de instalaciones

Instalaciones y localización

Resultados

BAJO DIFERENTES HIPOTESIS

Minimiza el trinomio

(Inversión, Costes de operacion y pérdidas)

Sujeto a

Requisitos normativosde calidad de servicio Instalaciones en distintos

escenarios

Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional (MRRSEN)


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Transmission substation

High voltage customer

Medium voltage customer

Low voltage customer

Callejero

¿Que hace el modelo de red de referencia?¿Que hace el modelo de red de referencia?

Considera la demanda, las instalaciones de transporte y otras restriccionesConsidera la demanda, las instalaciones de transporte y otras restricciones



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Base Cero: diseña una red completa que conecta los clientes a la red de transporte de electricidad, considerando restricciones técnicas y principios de planificación óptima.

Incremental: diseña una expansión de la red que satisfaga los incrementos horizontales y verticales de demanda, dada la red actual y considerando restricciones técnicas y principios de planificación óptima.



33

SubestaciónClientes media tensiónClientes baja tensión

Líneas de baja tensión

Clientes media tensiónLíneas de media tensión

Base cero



34

Nuevas líneas de baja tensión

Cierre anillo en red preexistente

Nuevos clientesNuevas líneas de media tensión

Módulo incremental



35



36



37

“Información regulatoria de costes”

• Información derivada de la contabilidad financiera.

• Tres dimensiones:

por Centro de Coste (CECO), por tipo de activo y por provincia.

• Criterios homogéneos

Inventario de activos

Detalle del inmovilizado de la empresa

Planes de negocio en los siguientes años

Aspectos Económicos


38

Cada “CECO”, puede llegar a ser desglosado hasta en tres dimensiones.

o OPEX suma de los gastos de operación directamente o indirectamente con la actividad ordinaria de distribución (mantenimiento, operación,…)

o GFA (Gastos Financieros y Asimilables) suma de costes de naturaleza financiera asignado a cada CECO.

o Ingresos correspondientes a algunos CECOS,


Información Regulatoria de Costes.

39

Inmovilizado de distribución:

Cada activo debe ser declarado por tipo de inmovilizado, su amortización acumulada como el flujo correspondiente a cada año y las correspondientes subvenciones.



40

Cada empresa debe estimar sus incrementos de mercado para los próximos cuatro años y programar las inversiones que necesita para dicho incremento de mercado

Descripción de los Incrementos de mercado estimados


Información Regulatoria de Costes

41

Descripción de los Incrementos de mercado estimados



42

Planes de inversión en distribución por empresa para cada año, en inmovilizado material, para satisfacer dichos incrementos de mercado

Desglosado por Empresa, Provincia, y Tipo de Instalación (CINI)



43

A partir de los datos declarados por cada una de las empresas, se modela su red real y se calcula un flujo de cargas posible desde la red de transporte a cada uno de los clientes.

ST1ST2

SSEE1

SSEE2

TP1CAT2

GD1

CCTT1

CBT1

CBT2

CBT3

CBT4

CBT5

CBT6

CCTT2 CCTT3

66kV

15kV20kV

Nudo topológico

NA

132kV

GD3

GD2

Reconectador

Seccionador

CAT1

A BSituación

inicial

Inmovilizado

A B312.000 € 429.000 €

Inmovilizado

Pérdidas

A B

Pérdidas

9,81 kWh 30,86 kWh

Ejemplo de utilización MRRSEN incremental: conexión a la red de nueva demanda


44


ST1ST2

SSEE1

SSEE2

TP1CAT2

GD1

CCTT1

CBT1

CBT2

CBT3

CBT4

CBT5

CBT6

CCTT2 CCTT3

66kV

15kV20kV

Nudo topológico

NA

132kV

GD3

GD2

Reconectador

Seccionador

CAT1

CMT1

A BSituación

inicial

Inmovilizado

A B312.000 € 429.000 €

Inmovilizado

Pérdidas

A B

Pérdidas

9,81 kWh 30,86 kWh



45

CMT1


ST1ST2

SSEE1

SSEE2

TP1CAT2

GD1

CCTT1

CBT1

CBT2

CBT3

CBT4

CBT5

CBT6

CCTT2 CCTT3

66kV

15kV20kV

Nudo topológico

NA

132kV

GD3

GD2

Reconectador

Seccionador

CAT1

A B

B 429.000 €

Inmovilizado

B

Pérdidas

Inmovilizado

A 312.000 €

Pérdidas

A 9,81 kWh 30,86 kWh

35.926 €

464.926 €

0,78 kWh

31,64 kWh



46

CBT2GD3 Seccionador


ST1ST2

SSEE1

SSEE2

TP1CAT2

GD1

CCTT1

CBT1

CBT3

CBT4

CBT5

CBT6

CCTT2 CCTT3

66kV

15kV20kV

Nudo topológico

NA

132kV

GD2

Reconectador

CAT1

CMT1

A B

B 429.000 €

Inmovilizado

B

Pérdidas

Inmovilizado

A 312.000 €

Pérdidas

A 9,81 kWh

29.394 €

341.394 €

0,32 kWh 10,13 kWh

30,86 kWh



47

6 Conclusiones

Una mejora relevante en la regulación la actividad de distribución Esquema retributivo Regulación de la actividad (normativa, seguimiento y control)

Esquema Retributivo Importante avance en diciembre de 2007 (ruptura de la bolsa única) Nueva metodología de retribución (Real Decreto 222/2008 de 18 de

febrero)Planes de expansión de la actividadReconocimiento de costes eficientesIncorporación de incentivos de calidad y pérdidas y desvíos sobre

previsionesHerramientas del regulador

– Información regulatoria de costes

– Modelo de red de referenciaRevisión de los desarrollos reales y los costes incurridos (periodo

regulatorio)

48

6 Conclusiones

Regulación de la actividad (normativa, seguimiento y control) Desarrollo de los procedimientos de operación de la actividad Delimitación de responsabilidades de las empresas Seguimiento y control de los planes anuales Integración y coordinación del desarrollo del transporte y la

distribución Tratamiento de las decisiones individuales de las Administraciones

Locales (Comunidades Autónonas) en el ejercicio de sus competencias

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6 Conclusiones

Características de la regulación

TransparenciaEstabilidad

PredictibilidadIncentivos adecuados

FINAL DE LA

PRESENTACIÓN

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