Webinar ACENEL 12.12.2023 - Qué novedades veremos en 2024 para las comercializadoras

En 2024 asistiremos a una serie de cambios normativos de mucho calado y con un elevado impacto en las operaciones, estrategia y sistemas de las comercializadoras.

Javier Colón, CEO de Neuro Energía y Presidente de ACENEL, compartirá los principales cambios normativos a los que asistiremos a lo largo de 2024 y cuál será su influencia y relevancia sobre el sector de la comercialización independiente de electricidad.

En el Webinar detallaremos en qué consisten los cambios en la formulación del PVPC, el paso a la programación y medida cuartohoraria, qué sucede con el REER y las plantas adjudicatarias en las primeras subastas de renovables, los cambios previstos en las subastas intradiarias y el impacto e implicaciones de todas ellas.

Así mismo, comentaremos qué propuestas y recomendaciones maneja la CNMC, en relación con el negocio de la comercialización de electricidad y qué sabemos sobre la "no" reforma del mercado de la electricidad en la Unión Europea.

Desde ACENEL, como asociación de comercializadores independientes de energía eléctrica en mercado libre, velamos por el prestigio de la actividad y defendemos los derechos e intereses de nuestros cera de 30 asociados.

Transcript

1. Webinar ¿QUÉ NOVEDADES VEREMOS EN 2024 PARA LAS COMERCIALIZADORAS? 12-12-2023
2. ACENEL o Única Asociación que representa a las comercializadoras indepedendientes de electricidad (NO Gas, NO petróleo, NO IBEX 35, NO representación). o La mayor asociación de comercializadoras por número de socios (29). o Representación ante AAPP: Reuniones periódicas con Ministerio y CNMC. o Elaboración de propuestas normativas, consultas y alegaciones. o Análisis y resumen de cualquier norma o propuesta con incidencia en el negocio. o Participación activa y difusión a los socios de comités y grupos de trabajo: CAM, CTSOSEI, Cambio de Comercializador CNMC, Seguimiento de Medidas de REE, etc. o Punto de encuentro y de puesta en común entre los socios. Negociación colectiva. o Eventos con ponentes e invitados de interés. info@acenel.es
3. Expertos en Tecnología Apasionados por la Energía
4. Neuro Energía o SERVICIOS: Asesoría (operaciones, gestion, estrategia, legal, futuros, proyección de garantías, etc.). Gestión en mercado a éxito para comercializadoras y productores. Backoffice para comercializadoras (Power y gas) y productores. Formación. o PRODUCTOS: Neuro360 Power (Previsión demanda, switching, facturación, contratación, ERP/CRM, etc.). Neuro360 Gas Neuro360 Productores Neuropool Neurophi (Distribuidores) o NUEVOS MERCADOS: Centro de Control 2024 (SRAP, TTR, Servicios de ajuste). Optimización de la gestion de BESS 2024. Participación en Servicios de Ajuste y Restricciones. Agregación y flexibilidad de la demanda 2025. Comunidades Energéticas. Portugal. info@neuroenergia.com
5. ÍNDICE 1. PVPC 2. Programación Qh 3. Subastas Intradiarias Europeas 4. REER 5. Otros 6. “NO” Reforma Mercado Eléctrico UE 7. Propuestas CNMC Comercializadoras
6. PVPC
7. Antecedentes • Elevada exposición de los consumidores al mercado spot. • El Ministerio considera que, dada la reconcentración en las principales eléctricas y el daño a la competencia, no es buen momento para eliminar el PVPC, aunque los consumidores no sean vulnerables. • El PVPC venía siendo típicamente la tarifa más económica. Si bien, no tanto por el comportamiento del mercado spot frente a los futuros, sino por el reducido margen reconocido a las CoR. • Objetivo de la reforma: Dar una señal a plazo en el PVPC y fomentar la liquidez en el mercado de futuros. • Se excluyen a las empresas que no sean microempresas (ver Anexo III del RD 216/2014 de declaración responsable) del PVPC a partir de ene’24 al vencimiento de su contrato. Se estima que hay del orden de 850.000 CUPS que son empresas en el PVPC, de los cuáles sólo 35.000 no serían microempresas.
8. Nueva Fórmula PVPC 𝐶𝑃ℎ = 𝑃𝑚ℎ + 𝑇𝑎ℎ + 𝑆𝐴ℎ + 𝑂𝐶ℎ; siendo: CPh: Coste de producción de la energía suministrada en cada hora. A este término se añadirán pérdidas con posterioridad y el resto de estructura, como peajes y cargos. Pmh: Precio medio horario obtenido del mercado diario e intradiarios en la hora h. SAh: Valor correspondiente a los Servicios de Ajuste en la hora h. OCh: Otros costes en la hora h (retribución OS y OM, pagos por capacidad, interrumpibilidad, etc.). Tah: Término de ajuste, que se calcula de la siguiente manera: 𝑇𝑎ℎ = TAE · FCh; siendo: TAE: Término de ajuste por Precio, calculado según lo dispuesto a continuación. FCh: Factor de corrección por energía.
9. Nueva Fórmula PVPC 𝑇AE = (𝐴 − 1) · 𝑃𝑚𝑎ℎ + 𝐵 · (𝐹𝑡); siendo: Pmah: Precio medio aritmético de la curva horaria diaria obtenida a partir de los resultados del mercado diario e intradiario. Ft: precio medio de los valores de la cesta de futuros, producto de carga base anual, trimestral y mensual. A y B: Coeficientes de ponderación del mercado diario e intradiario y del mercado a plazo, respectivamente, expresados en tanto por uno. FCh = AprovMPlazo / (DemandaPVPCh · 𝐵); siendo: AprovMPlazo: Volumen estimado de aprovisionamiento por parte de todas las CoR de productos a plazo, en MWh. DemandaPVPCh: Valor promedio de la energía horaria del PDBF del conjunto de CoR, en MWh. Dado que A y B son complementarios (𝐴 + B) = 1, podemos considerar que (𝐴 − 1) = − 𝐵 , por lo que: 𝑇𝑎ℎ = (Ft − Pmah) · AprovMPlazo / DemandaPVPCh
10. Nueva Fórmula PVPC AprovMPlazo, para cada hora del mes, como la suma del volumen horario de aprovisionamiento esperado de todas CoR: AprovMPlazo = (AprovMAnualn + AprovMTrimt + AprovMMenm); siendo: AprovMAnualn = B × an × PDEMPVPC × DEMPREVanualn. AprovMTrimt = B × bn,t × PDEMPVPC × DEMPREVtrimestraln,t. AprovMMenm = B × cn,m × PDEMPVPC × DEMPREVmensualn,m; siendo: an; bn,t y cn,m: Coeficientes de ponderación (tanto por uno) para trimestre «t», mes «m» y año «n». DEMPREVanualn; DEMPREVtrimestraln,t y DEMPREVmensualn,m: valor horario medio aritmético (MWh) de la previsión de demanda peninsular del OS para el año «n» el 20 de junio del «n-1», para cada trimestre «t» el día 20 del mes anterior al inicio del trimestre «t-1» y para el mes «m» el día 20 del mes «m-2». PDEMPVPC: cuota de demanda 2.0TD suministrada por todos los CoR respecto a la demanda total peninsular en el último mes con cierre C3 disponible en el mes de publicación.
11. Nueva Fórmula PVPC El volumen de aprovisionamiento horario de producto mensual, trimestral y anual correspondiente a cada CoR será el valor redondeado a un número entero que resulte de aplicar la fórmula siguiente: AprovMAnualCOR = PDEMCOR × AprovMAnualn → Se publicará en junio del año «n-1». AprovMTrimCOR = PDEMCOR × AprovMTrimn,t → Se publicará el mes anterior al inicio del trimestre anterior. AprovMMenCOR = PDEMCOR × AprovMMenn,m → Se publicará dos meses antes; siendo: PDEMCOR: cuota de demanda 2.0TD de cada CoR sobre el total de demanda 2.0TD suministrada por los CoR en el último mes con cierre C3 disponible en el mes de publicación. Todos los valores serán calculados por el OS y publicados en su web antes de las 20:15 pm para cada una de las 24 horas del día siguiente, salvo AprovMPlazo, que será publicado antes del inicio del periodo de aprovisionamiento a plazo (para las CoR), considerando la cesta de futuros y los coeficientes A y B.
12. Nueva Fórmula PVPC 𝐹𝑡 = 𝑎𝑛 × 𝑃𝑓𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑛 + (𝑏𝑛,𝑡 𝑥 𝑃𝑓𝑡𝑟𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎𝑙𝑡) + (𝑐𝑛,𝑚 𝑥 𝑃𝑓𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑚); donde: Pfanualn: Precio medio del futuro anual con liquidación en el año “n”. Media aritmética de las cotizaciones de referencia del futuro anual, carga base publicadas por OMIP en los seis meses anteriores al inicio de su liquidación. Pftrimestralt: Precio medio del futuro trimestral con liquidación en el trimestre “t”. Ídem con media de los tres meses anteriores. Pfmensualm: Precio medio del futuro mensual con liquidación en el mes “m”. Ídem con media del mes anterior al inicio de su liquidación. an; bn,t y cn,m: Coeficientes de ponderación (en tanto por uno), que tomarán los valores de 0,54; 0,36 y 0,1 respectivamente.
13. Resultado Fuente: Ministerio
14. Resultado 2018-2022 (Memoria PVPC) Fuente: Ministerio
15. Resultado 2023 0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00 45,00 50,00 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 2023 TAE_0,25 TAE_0,4 Panual Ptrimestral Pmensual Ft Pool
16. Resultado 2024 -2,00 0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 2024 TAE_0,25 TAE_0,4 Panual Ptrimestral Pmensual Ft Pool Datos a Cierre de 4 de DIC 2023
17. PROGRAMACIÓN Qh
18. Antecedentes Ya tenemos: • Previsiones del OS en Qh (demanda, eólica, solar…). • Programas con resolución Qh (aunque para los comercializadores todos los Qh de una hora sean idénticos). • Servicios de Ajuste Qh (RRTT en TR, RR, Terciaria y Secundaria). RRTT PDBF horario hasta MTU Qh. • Liquidación Qh a los BSP (Proveedores de Servicios de Ajuste). Pendiente: • MTU (Market Time Unit) en OMIE a Qh. Previsto para mediados de Ene’25. • Paso a ISP (Imbalance Settlement Period): Liquidación del desvío Qh. Recientemente demorado a Nov’24. Previsiblemente, durante al menos unos meses, tendríamos desvíos cuartohorarios sin posibilidad de realizar las programaciones de energía cuartohorarias
19. Hoja de Ruta Fuente: REE
20. Contadores • No será necesario reemplazar los contadores horarios. A partir del ISP Qh, se deberán instalar contadores Qh a medida que sea necesaria su sustitución (avería, renovación o nuevos puntos de medida). • La mayor parte de contadores de puntos de medida tipos 1 y 2 y los tipos 3 no telegestionados disponen ya de capacidad de registro simultáneo H y Qh. Los que no, se reconfigurarán para que cuando llegue el ISP Qh dispongan de registro de medida Qh. Hasta esa fecha exacta, se leerá sólo la medida Qh y con su integración se obtendrán las medidas horarias. • Los contadores en sistemas de telegestión (todos los tipos 5 y un considerable porcentaje de tipos 4 y algunos tipos 3) no disponen de capacidad de registro Qh → Aplicación de perfiles (ver diapositiva siguiente). • No hay alternativa Qh en telegestión ahora mismo → Si participan en servicios de balance, se utilizará la integración de la telemedida de potencia.
21. Medidas • “Perfiles”: Al no existir aún equipos de medida en telegestión con resolución Qh se plantea mantener la lectura y envío de la medida horaria por parte de los encargados de la lectura, y la aplicación de un mecanismo de cálculo de medida Qh por parte del OS en aquellos casos en que sea necesario y a partir de la medida horaria por interpolación lineal (empleando el dato horario de la H-1, H y H+1). • Para los contadores de puntos tipo 4 de consumidores que registren medidas cuarto-horarias por disponer de protocolo IEC 870-5-102, será necesario mantener su lectura de medidas horarias para su incorporación en la agregación correspondiente. Para estos casos, no se remitirán las medidas cuarto-horarias a SIMEL. • En el caso de los Territorios no Peninsulares (TNP), no existen Servicios de Balance, y la programación es horaria (No ISP 15’), aunque a efectos de la medida, las consideraciones serán las mismas en todo el territorio nacional. • El PVPC (recordemos: medida de telegestionados horaria) podría mantenerse horario.
22. REER
23. Régimen Económico • Cada instalación acogida al REER debe constituirse en Unidades de Oferta separadas. • El precio a percibir : 𝑃𝑃 𝑢𝑝,ℎ = (𝑃𝐴𝐷𝐽 𝑈𝑃 + % 𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑚𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 ∗ 𝑃𝑀𝐷 ℎ − 𝑃𝐴𝐷𝐽 𝑈𝑃 ∗ 𝑘(𝑢𝑝) ; siendo: PADJ (up): Precio de adjudicación en la subasta en la que resultó adjudicada la instalación adscrita REER, up. PMD (h): Precio del mercado diario para el periodo de programación. % ajuste de mercado fijado en la orden de subasta en la que resultó adjudicada la instalación (entre 0,05 y 0,25 según si tienen capacidad de gestión – capacidad de almacenamiento de la potencia de la instalación de dos horas). K (up): Coeficiente de minoración del precio a percibir por incumplimiento de los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones (igual a 1, salvo que se establezca un valor distinto por resolución de la DGPEyM). • Si se negocia en el MD o MI a un precio <= al de exención de cobro (0 €/MWh), percibirán en ese periodo de negociación el precio del mercado correspondiente, no computándose la energía como de subasta.
24. Régimen Económico • Los precios en MD, MI (Subastas y Continuo) en venta inferiores al Precio a Percibir, generarían un derecho de cobro. Si fueran superiores, una obligación de pago. • En el caso de compra en MI, se generaría un derecho de cobro si el precio fuese superior al Precio a Percibir y una obligación de pago en caso contrario. • Habrá un ajuste también respecto al precio a percibir por Servicios de Ajuste y Balance, para trasladar el incremento o pérdida obtenido respecto al PMD al Precio a Percibir. • El excedente o déficit generado por las liquidaciones anteriores se repartirá entre todas las Unidades de Oferta de Adquisición nacionales (salvo almacenamiento: baterías y bombeos, UPG, exportación, porfolio y SSAA) respecto a su PHF (compra en mercado más bilaterales). • Todo se incluirá en las facturas diarias y en la nota semanal.
25. Garantías Para las garantías exigidas a Unidades de Oferta de Adquisición: • Vinculada a un nº de días a cubrir (1,5). • Potencia de la Unidad. • Precio Riesgo del Déficit (Máximo, mínima energía de adquisición y un coeficiente de minoración). • + IVA. • Similar a las del “tope al gas” y se calculan el día de pagos. Fuente: OMIE
26. Realidad Hay que tener en cuenta que las instalaciones adscritas al REER: • No pueden hacer bilaterales. • Tienen que ser su propio BRP → Más desvíos. • Cobran por la venta y no por la producción. • Pierden el derecho a las GdOs. • Estarían percibiendo un precio mucho menor al que arroja actualmente el Pool (mecanismo de minoración incluido). • Tienen una serie de obligaciones en cuanto a energía mínima de subasta.
27. Resultados Subastas Subasta Tecnologia MW PMP (€/MWh) Fecha Inicio 1 Fotovoltaica 2036,264 24,47 30/09/2023 1 Eólica terrestre 997,914 25,31 30/09/2024 2 Instalaciones de tecnología fotovoltaica 838,07 31,60 31/10/2023 2 Instalaciones de generación distribuida con carácter local 5,75 36,35 28/02/2024 2 Instalaciones de disponibilidad acelerada 21,95 32,08 31/01/2023 2 Instalaciones de tecnología eólica 2258,00 30,18 31/10/2024 3 Instalaciones de generación distribuida con carácter local 31,00 53,88 15/03/2025 3 Biomasa 146,00 93,09 15/09/2027 4 Eólica terrestre 45,50 42,78 15/03/2026
28. Hitos Fuente: Ministerio
29. SUBASTAS INTRADIARIAS EUROPEAS
30. Regulación Fuente: OMIE
31. Horarios IDAs IDA1 IDA2 IDA3 Comentarios Apertura 14:00 21:00 9:00 Suspensión MIC (Horizonte IDA) N/A 21:40 9:40 Se permitiría negociación local (sólo España) hasta Cierre IDA Publicación Capacidad 14:45 21:45 9:45 Puede demorarse 10 min Cierre 15:00 22:00 10:00 Salvo I1, 10 min más que lo actual Publicación PIBCI 15:18 22:18 10:18 Tarda 11 min más respecto a cierre Apertura MIC 15:20 22:20 10:20 Puede demorarse 10 min Publicación PHF OS 15:38 22:38 10:38 Tarda 7 min más respecto a PIBCI Horizonte H1-H24 H1-H24 H13-H24 Publicación PIBCIC y PHFC de Rondas de Continuo no cambian
32. Implantación • Las subastas regionales desaparecerán. • Las condiciones complejas vigentes actualmente también cambiarán por otras ofertas, algunas de las cuáles no existirán en el inicio de las IDAs (por rendimiento). • Cuando se implanten, seguirán los mercados como hasta ahora: 60 min (MIBEL, Italia), 15 min (Alemania) y 30 min (Francia). • MIBEL seguirá con 60 min hasta que Francia no se pase a 15 min (previsto Q1 2025). Fuente: OMIE
33. Hoja de Ruta Fuente: OMIE
34. OTROS 2024
35. Propuesta Peajes 2024 • NO olvidemos que faltan los cargos. Término de Potencia Contratada (Bajada, salvo en algunos periodos, por estimación de mayor potencia contratada). Grupo tarifario Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 2.0 TD 22,401746 0,776564 3.0 TD 11,997830 7,687805 3,307437 2,791786 0,934435 0,934435 6.1 TD 20,557850 12,762884 9,926251 7,848380 0,325141 0,325141 6.2 TD 13,138413 8,751207 5,615670 4,671118 0,238475 0,238475 6.3 TD 10,474293 6,510420 5,241724 4,138835 0,341465 0,341465 6.4 TD 7,310560 4,116430 3,161822 2,877385 0,194493 0,194493
36. Propuesta Peajes 2024 Término de Energía Activa (Aumento, salvo en algunos periodos, por un 5% de menor estimación de demanda). Grupo tarifario Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 2.0 TD 0,033081 0,019184 0,000557 3.0 TD 0,023974 0,012820 0,007573 0,005495 0,000424 0,000234 6.1 TD 0,021899 0,011675 0,007394 0,005376 0,000406 0,000212 6.2 TD 0,011872 0,006530 0,003686 0,002774 0,000249 0,000090 6.3 TD 0,010399 0,005651 0,003603 0,002659 0,000238 0,000140 6.4 TD 0,008757 0,004806 0,003067 0,002206 0,000139 0,000089
37. Propuesta Peajes 2024 • En el Término de autoconsumidores a través de red, misma situación que con la Energía. Sigue siendo cero para Baja Tensión. • Pocos cambios en los peajes de recarga de vehículo eléctrico, en línea con los ya comentados. • El precio de los excesos baja ligeramente (2-5%) e incluso los coeficientes por periodo bajan un 30-40% en P2, P5 y P6. • Sin cambios en cuanto a reactiva. • No se aborda, por el momento, el cambio en la estructura tarifaria que pueda permitir a la demanda trasladar consumos a las horas centrales del día (perjudicial para autoconsumidores). • La retribución variable del OS subiría un 10%. Presumiblemente la del OM también subirá.
38. SRAD • CUPS de más de 1 MW. • Variación de potencia a subir (reducir consumo) preavisado con 15 min y mantenida durante 3 horas. • Una única activación diaria y en turnos rotatorios. Previstas 69 activaciones al año (x3 horas). • Se supone que el mecanismo consigue ahorro en restricciones técnicas, pero sólo se convoca cuando hay insuficiente terciaria a subir (difícil) y es realmente difícil que inhabiliten a algún proveedor incluso cuando no cumpla con activaciones (y le seguiría saliendo a cuenta haber sido adjudicatario). • 609 MW adjudicados (+23%), con 5.745 horas de servicio (+112%). El precio de adjudicación bajó un 42% pero eso no impide que el coste anual aumente un 51%. Tenemos un coste medio del RAD3 que se repartirá entre demanda y desvíos de los BRP de más de 0,6 €/MWh, con precios medios en las horas de servicio de 1 €/MWh y una horquilla de 0,6-1,7 €/MWh.
39. ¿Impuestos? • IVA: Del 5% para consumidores <= 10 kW, siempre que el precio medio del PMD del mes anterior al de la fecha hasta de consumo supere los 45 €/MWh y para vulnerables severos, al 21%. • IEE: Del 0,5% (con mínimo en 0,5-1 €/MWh) al 5,11269632% habitual. Se entiende que se deben considerar los tipos vigentes a la fecha en la que se debería exigir el pago (Fecha factura + plazo de pago). Pagos anticipados irían con IVA e IEE actual. Las rectificativas con los tipos de la factura rectificada. • IVPEE: Suspendido (0%) al 7%, con afectación directa al Pool. • Finalización de la ampliación de descuentos del bono social (60 al 25% en vulnerables y 70 al 40% para severos). • ¿Impuesto a las energéticas? • Superávit en el sistema eléctrico.
40. “NO” REFORMA
41. Contenido • Mejorar la liquidez del mercado a plazo y fomentar el uso de PPAs, eliminando obstáculos (sistemas de garantía respaldados por el Estado, garantías privadas o instrumentos o estructuras que agrupen la demanda de PPAs, etc.). Facilitar la negociación de derechos de transmisión a largo plazo. • CfDs como único instrumento para que los estados apoyen inversiones en generación no fósil. El resultado debe distribuirse entre los consumidores, con especial interés en los vulnerables. El sistema español consideramos que deberá revisarse, porque crea distorsiones al establecer ciertos límites a los generadores y al liquidar contra la venta y no con la producción. • Regímenes de ayudas en pagos por capacidad de flexibilidad no fósil. Simplificación en la definición y consecución de mecanismos de capacidad para garantizar la cobertura, incluidas centrales de gas que cumplan el límite de emisiones. • Tope inframarginales hasta 30 de junio de 2024. • Producto de nivelación de picos de consumo en horas punta, en situación de crisis de precios de electricidad. • Como límite en el 01/01/2026 (excepcionalmente 6 años más si la CNMC lo autoriza), el cierre del MIC tendrá que ser, como pronto, 30 min antes de la hora real.
42. Contenido • El Consejo de la UE, a propuesta de la CE, determinará crisis de precios a escala regional o UE, comparando con una situación normal: Más de 2,5 veces el precio medio de los 5 años previos y continuará durante más de 6 meses, sin contar 2022 ni crisis de precio previas. También puede declararse si se da un aumento de los precios minoristas de un 70% que puedan continuar durante al menos 3 meses y se deja la puerta abierta si “la economía en general se ve afectada por el aumento de los precios de la electricidad”. • Obligación de proporcionar precios fijos para los principales proveedores (>200.000 clientes y al menos de un año), sin modificaciones unilaterales a lo largo de su duración. Con una estrategia de coberturas suficiente y obligatoria para los que den fijos. • Se podrá tener más de un punto de medición y más de un contrato de suministro. Contadores específicos para liquidar servicios de respuesta de demanda y flexibilidad, incluido sistemas de almacenamiento. • Precios regulados para vulnerables, incluso por debajo de los costes, y como transición para hogares y microempresas, aunque no haya crisis de precios de electricidad. En caso de crisis, se puede ampliar a pymes y se permitiría por debajo de costes, siempre que no cree distorsiones entre proveedores, se les compense y no se fomente un aumento de consumo (80% en hogares y 70% en pymes). • Derecho a compartir la energía, con acuerdos privados, a través de una entidad jurídica o contando con un tercero.
43. PROPUESTAS CNMC
44. Propuestas y recomendaciones • Eliminación penalizaciones por cancelación anticipada en doméstico y pymes (Directiva UE 2019/944), sólo en fijos y hasta la pérdida económica directa del suministrador. • Obligación Resolución extrajudicial de litigios (Directiva UE 2019/944). • Procedimiento de grabación de llamada comercial completa, identificación correcta de la comercializadora y de que la oferta conlleva cambio de comercializador. • Modelo de comunicación para modificación de condiciones contractuales y revisiones de precio. Cláusulas de modificación de condiciones económicas podrían no adecuarse al carácter “equitativo” (reciprocidad) de las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE. Dejaría la interpretación del contrato a la voluntad de una de las partes, y podrían no reflejar la obligación de información transparente sobre precios y condiciones del suministro (Tribunal de Justicia - Sentencia de 21/03/2013 asunto C-92/11 100). • Cruces de CUPS (comprobar y confirmar datos de contratos y no pedir C2 ante un rechazo de un C1, acreditar motivos de bajas de contrato de acceso poco tiempo después de la firma y diligencia con reposiciones).
45. Propuestas y recomendaciones • Infracción leve de incumplimientos de resoluciones de ficheros de intercambio. • Asignar energía subastas REER a consumidores vulnerables en lugar de descuento sobre PVPC y evitar su financiación del bono social. • Agilizar el mecanismo de inhabilitación y traspaso (3 meses) y limitar los cambios de comercializador si no hay garantías suficientes. • Revisar fórmula minoración: Sale más a cuenta estar expuesto a spot para generador que cobertura. • Mecanismo de mercado para subastas inframarginales. • Regularización declaraciones de energía del mecanismo de ajuste (especialmente para eléctricas verticalmente integradas por cambios de comercializador, bajas…). • Asegurarse que únicamente el usuario efectivo de la energía puede ser el titular (ESE no es justo título).
46. info@neuroenergia.com info@acenel.es