Webinar 28.04.2021: Cómo adaptarse a las nuevas tarifas y situación del mercado de electricidad
Presentación utilizada en el webinar gratuito de Neuro Energía sobre Cómo adaptarse a las nuevas tarifas y situación del mercado de electricidad sobre la nueva legislación y tarificación de la electricidad
compradores y vendedores. o Previsión de consumo: Electricidad y Gas. o CONSULTORÍA: o En Electricidad y Gas. o Estrategia, precios, comercial, coberturas, liquidaciones, garantías, etc. o SOFTWARE: o NeuroPool: Primer software en Iberia habilitado por OMIE. o Neuro360 (Switching y Facturación). o APP Móvil. [email protected]
CNMC o Circular 3/2020, del 15 de enero. o Resolución 18/03/2021. CARGOS: o Primas renovables, cogeneración y residuos. o Extracoste No Peninsulares. o Déficit de tarifa. o GOBIERNO o RD 148/2021, de 9 de marzo. o Orden TED/371/2021, de 19 de abril. PENDIENTE: Resolución DGPEM Contenido Mínimo y Modelo Factura
productores. o Intercambios de energía eléctrica con destino a países no miembros de la UE. o Autoconsumidores: Energía consumida de red en todos los casos y autoconsumida en instalaciones próximas. CARGOS: o Consumidores. o Consumos propios de productores. o Intercambios con terceros países. o Autoconsumidores: Energía consumida de red en todos los casos y consumida (de red y autoconsumida) en tecnologías de generación que no procedan de fuentes renovables, cogeneración o residuos (RD 244/2019).
y consumos propios de las redes de transporte y distribución. o Consumo de bombeos de uso exclusivo para la producción de electricidad. o Las baterías de almacenamiento. o La energía autoconsumida de origen renovable, cogeneración y residuos, salvo que exista transferencia a través de la red en instalaciones próximas (RD 244/2019). o Se podrá establecer una exención temporal, total o parcial, de los cargos a la energía eléctrica consumida por las instalaciones de electrólisis para la producción de hidrógeno renovable.
de tensión según el uso de las redes. a) Retribución a la Red de Distribución: i. NT0: Líneas Baja Tensión (BT) y Centros de Transformación (CT) ii. NT1: Líneas MT y subestaciones AT/MT. iii. NT2 y NT3: Líneas AT y subestaciones de transporte/AT y subestaciones AT/AT. b) Retribución de la Red de Transport i. NT4: La totalidad. e. Retribución del transporte NT4 Retribución de distribución NT3 NT2 NT1 NT0 Retribución de redes a recuperar por nivel de tensión tarifario (miles €) 1.630.899 496.657 606.967 2.120.986 2.003.357 % de coste sobre total 100,0% 9,50% 11,61% 40,57% 38,32%
nivel de tensión entre un término fijo y un término variable teniendo en cuenta las variables inductoras de los costes. Importante cómo se consume, no cuánto: a) Coste de redes superior en un consumidor con demanda apuntada frente a uno con consumo plano, siendo el consumo anual idéntico. b) Coste de redes superior en un consumidor con dos Puntos de Suministro (PS) y mismo consumo anual que otro con un PS. c) Maximizar la utilización del PS Bomba de calor.
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) 2.000 Primeras horas monótona. b) Asignación de la retribución de cada nivel tarifario y periodo a los términos de potencia y energía del propio nivel e inferiores, según calendario y balances de red de potencia y energía. Participación de cada periodo en las H primeras horas de la monótona Periodo horario Nivel de Tensión 0 1 2 3 4 Periodo 1 34,9% 35,2% 34,4% 34,7% 34,4% Periodo 2 32,3% 33,8% 33,4% 34,8% 33,7% Periodo 3 11,3% 16,5% 13,5% 17,9% 15,8% Periodo 4 8,4% 12,4% 17,1% 6,7% 12,4% Periodo 5 0,0% 0,05% 0,05% 0,7% 0,2% Periodo 6 13,0% 2,1% 1,7% 5,4% 3,6% TOTAL 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% - 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 1 2 3 4 5 6 Relación de precios respecto P6 TEA 3.0TD 6.1TD 6.2 TD 6.3TD 6.4TD
los peajes (impedir desviaciones excesivas frente a lo actual). ❑ Coeficientes de reparto diferenciados por segmento y periodo tarifarios, según método ‘Ramsey’, representando la elasticidad de la demanda al precio. o Se ha establecido una relación de elasticidades entre punta y valle de 1-12,5 para energía y 1-6 en potencia. ❑ Objetivos: o Eficiencia energética y electrificación en usos térmicos. o Fomento del autoconsumo y del vehículo eléctrico. o Minimización del impacto en los consumidores vulnerables y sostenibilidad económica. EXCEPCIÓN
Distribuidor o a través del Comercializador). Para ello: a) Utilización exclusiva para la recarga de vehículos eléctricos. b) El punto de recarga será de acceso público. c) Tensión < 30 kV y con potencia contratada > 15 kW. De detectarse que el suministro no es de dedicación exclusiva a la carga de VE de acceso público, se procederá la refacturación aplicando los correspondientes peajes con una penalización del 20%. Tensión Potencia Recarga de VE de acceso público Periodos Pot/Ene Condición Potencia Reactiva Capacitiva Excesos Potencia NT0 (< 1 kV) > 15 kW (en algún periodo) 3.0TDVE 6/6 N/A NT1 (≥ 1 y <30 kV) N/A 6.1TDVE 6/6 Pn ≥ Pn-1 SÍ (salvo P6) SÍ (en P6) SÍ
fomento de renovables, cogeneración y residuos. ❑ Sujetos Obligados: Comercializadoras gas y electricidad, consumidores directos y operadores de productos petrolíferos. ❑ Exenciones: ❑ Ventas a almacenamientos, por la cantidad que posteriormente sea inyectada a la red. Ventas a ciertos combustibles. ❑ Ventas de gas o productos petrolíferos destinados a la producción en centrales eléctricas y a la cogeneración exclusivamente por la parte destinada a la producción de electricidad. ❑ Compensaciones a consumidores electrointensivos e industriales de gas natural en sectores con fuga de carbono. ❑ Pago: Último día de Mes 1, 4, 7 y 10. Las aportaciones se establecerán en el Q4 del año anterior, proporcional al volumen de ventas de energía final. ❖ IMPUESTO sobre el VALOR de la PRODUCCIÓN de ENERGÍA ELÉCTRICA (IVPEE) = 7% Marzo 2021 (TJUE)
Potencia Contratada (prorrateo por nº de días u horas). o Por Potencia Demandada. o BT Tipo 5 (≤ 15 kW) →ICP. o BT Tipo 5 No interrumpible →Maxímetro. o Tipo 4 (> 15 y ≤ 50 kW) y AT Tipo 5 →Maxímetro o Tipo 1 (≥ 10 MW), 2 (> 450 kW y < 10 MW) y 3 (> 50 y ≤ 450 kW) →CCQh * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive. * Facturación por tramos.
Potencia Contratada (prorrateo por nº de días u horas). o Por Potencia Demandada. o BT Tipo 5 (≤ 15 kW) →ICP. o BT Tipo 5 No interrumpible →Maxímetro. o Tipo 4 (> 15 y ≤ 50 kW) y AT Tipo 5 →Maxímetro o Tipo 1 (≥ 10 MW), 2 (> 450 kW y < 10 MW) y 3 (> 50 y ≤ 450 kW) →CCQh * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive. * Facturación por tramos.
Potencia Contratada (prorrateo por nº de días u horas). o Por Potencia Demandada. o BT Tipo 5 (≤ 15 kW) →ICP. o BT Tipo 5 No interrumpible →Maxímetro. o Tipo 4 (> 15 y ≤ 50 kW) y AT Tipo 5 →Maxímetro o Tipo 1 (≥ 10 MW), 2 (> 450 kW y < 10 MW) y 3 (> 50 y ≤ 450 kW) →CCQh * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive. * Facturación por tramos.
de Energía Reactiva: o Se facturarán los excesos de Reactiva sobre el 33% de la energía Activa. o Término de Energía Capacitiva: o En cada hora y en los periodos 6, fuera de un rango de factor de potencia superior a 0,98 capacitivo, se aplicará una penalización de 0,05 €/kVARh (desaparece en la Propuesta). Para el cálculo de la ER, los EdM registran los cuadrantes 1 y 4 por hora. La ER será la diferencia del 1 menos el 4 (Si >0 Factor de Potencia Inductivo; Si <0 C a p a c i t i v o ) . * Fecha Desde exclusive y Fecha Hasta inclusive. * Facturación por tramos.
En Tipos 4 y 5 no hay discriminación horaria (Kp). o En Tipos 1, 2 y 3 puede haber registro cuarto horario (Qh) únicamente de potencia máxima en cada periodo. Para los excesos se tomará la potencia demandada según la CCH y se considerará la misma potencia demandada en los 4 Qh. Si no hay CCH, se facturarán como los Tipo 4 y 5. o Desvinculación (de la facturación y temporal) entre potencia contratada y excesos. o La facturación por potencia demandada se realizará mensualmente, prorrateándose por el número de días del ciclo de facturación, considerando meses de 30 días. o Ante un cambio de comercializador durante el ciclo de lectura, el distribuidor asignará la facturación por excesos de potencia del ciclo completo al comercializador entrante.
ferias, etc.). o Los términos de potencia de los peajes se incrementarán, según la duración. o Para facturar: o Se aplicará al término de potencia el recargo inferior a tres meses. o La última factura será regularizadora, por todo el periodo de consumo. o De superar el año, se deberán regularizar los 12 meses anteriores para eliminar el recargo. o Ante los siguientes cambios: o De titular por traspaso, o cambio de comercializador: Se generará un contrato nuevo: Se regulariza el que termina y comienza uno nuevo. o De titular por subrogación o cambios en los peajes, se deberá emitir una factura regularizadora a la última comercializadora vigente. o Respecto a los contratos que estuvieran en vigor, les serán de aplicación las condiciones y recargos establecidos en el RD 1164/2001. Los precios de los términos de potencia y energía, así como los periodos horarios, serán los nuevos.
de los equipos de medida (EdM) a las comercializadoras, antes del 01/05/2021 (se podrá actualizar después), incluyendo la asignación de los nuevos peajes y potencias: o A través de un fichero CSV: CUPS, Fecha de adaptación del equipo de medida y las nuevas potencias y peaje. o Las comercializadoras podrán enviar solicitudes M1, con la versión 2.0.1, a partir del 17 de mayo incluido, indicando la nueva Tarifa ATR y manteniendo la indicada por el distribuidor en el CSV, en una modificación exclusivamente técnica, a fecha fija para el 1 de junio de 2021. o Se sigue usando la versión 2.0 durante todo el mes de Mayo, de forma normal, para el resto de situaciones. o A partir del 20 de junio de 2021 el SIPS ya estaría actualizado con los nuevos peajes y potencias. Peaje Actual Nueva PotenciaContratada P1 P2 P3 P4 P5 P6 2.0 TD 2.X A/DHA/DHS P1 P1 3.0 TD 3.0 A P1 MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2,P3) 6.1 TD 3.1 A P1 MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2,P3) 6.2 TD 3.1 A P1 MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2) MAX(P1,P2,P3)
contratadas, sin coste alguno, durante el periodo de doce meses a contar desde el 1 de junio de 2021, a pesar de no haber transcurrido doce meses desde la última modificación. La adaptación de oficio que realice el distribuidor no computará como cambio de potencia. o Sin coste alguno, si no se supera la máxima de las potencias contratadas y no exige cambio del equipo de medida. En este caso, no se verificarán las instalaciones en BT de más de veinte años. o En caso contrario, se pagarán los derechos de acceso, extensión, verificación y actuación que sean de aplicación. o Dado que en el caso de aumentos de potencia para consumidores con EdM telegestionados no sería necesaria una actuación in situ, y salvo que hubiera una actuación manual por otro motivo que necesitara desplazamiento, no cabría el cobro de derechos por actuaciones en los equipos de medida y control. ¿Provisional o Definitivo? Los suministros en BT < 15 kW que no dispongan de EdM integrado en los sistemas de telegestión por causa imputable al consumidor y tengan un único ICP, no podrán contratar potencias diferenciadas por periodo horario.
o Tipos 1, 2 y 3 con registro horario, la energía se obtendrá de la CCH. Las potencias demandadas se obtendrán de la CCQh, o de la CCH. o Sin EdM horario, el consumo real se desagregará en periodos aplicando porcentajes. Las potencias registradas por los maxímetros: o Peaje 2.0 TD: la potencia demanda de P1 y P2 se corresponderá con la potencia registrada por el maxímetro. o Para 3.0 TD y actuales 3.1 A: P1 se corresponderá con el P1 actual, P2-P5 con el P2 y P6 con el P3, con la fórmula de tipos 4 y 5. La adaptación del EdM se realiza antes del 1-Jun: o Misma lógica pero a la inversa. Independientemente de si el EdM es en propiedad o alquiler, la distribuidora EdL será responsable de realizar la programación (art. 13.2 RD 1110/2007). PENÍNSULA (*Por mes, siempre que exista el periodo) Tarifa P1 P2 P3 P4 P5 P6 Peaje → 2.X A 29% 26% 45% 2.0 TD 2.X DHA 25-26% 24-25% 49-50% 2.X DHS 18-22% 19-21% 60-62% 3.0 A * 34-38% 22-35% 23-35% 23-36% 24-25% 38-44% 3.0 TD 3.1 A * 32-35% 23-33% 22-32% 21-34% 23-24% 42-49% 6.1 TD ← 2.X DHA 44-46% 54-56% 2.0 TD 2.X DHS 33-37% 30% 32-37% 3.0 A 18-22% 54-59% 23-25% 3.0 TD 3.1 A 17-23% 37-44% 37-42% 6.1 TD
medida potencia (dos potencias con o sin maxímetro o 6 máximas), discriminación horaria, tipo de cargos (potencia y energía o fijos y variables). o Inclusión en F1: o Tipo Autoconsumo y CAU, así como Tipo de instalación, exención de cargos S/N según la tecnología de producción, energía neta generada, excedentaria y autoconsumida y pago del peaje TDA correspondiente, en su caso. o Duración del contrato inferior al año S/N y su recargo, según sea factura normal o regularizadora. o Cargos, Tipo de Punto de Medida y Término de Energía Capacitiva (aunque de momento va a ser 0). o Se cerrará el ciclo de facturación de todos los suministros el 31 de mayo independientemente del número de días incluido en ese ciclo de medida.
PPCCp + RETOM + RETOS) * (1 + %Ph) + FNEE] * [1 + %TM/(1 – %TM)] + ATRp + CARGp o OMIE Coste de adquisición de la Energía (OMIE) horario o SSCC Servicios Complementarios (Restricciones, banda secundaria, etc.) horario o DESV Penalización por Desvíos horario o PPCC Pagos por Capacidad Capacidad periodo (BOE) o RET Retribución del Operador del Mercado (OM) y del Operador del Sistema (OS) general (BOE) o %P Coeficientes Porcentuales de Pérdidas por elevación a barras de central horario o FNEE Aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética general (BOE) o TM Tasa Municipal (1,5%) general (BOE) o ATR Peaje (ATR) de energía activa periodo (BOE) o CARG Cargos de energía activa periodo (BOE)
+ RETOS) * (1 + %Ph) + FNEE] * [1 + %TM/(1 – %TM)] + ATRp + CARGp o PAD_SA Precio de Adquisición en el Sistema Aislado horario OMIEh + SSCCh s/ Apuntamiento Demanda Sistema Aislado. Se incluye Intradiario (Península), pero no intercambios internacionales o RETOM No aplica en Territorios No Peninsulares porque no hay mercado (es un despacho). o Siempre existiría sobrecoste por desvíos. Se paga el dato medio peninsular. o Las Pérdidas cambian (dependen de coeficientes BOE por periodo). o Los periodos son distintos.
antelación, el contenido mínimo y el modelo de la factura de electricidad, que desglose los peajes de transporte y distribución y los cargos. ❑ Tanto en la propuesta del MITERD como en el Informe de la CNMC desaparecen las lecturas (inicial y final) del contador. En todo caso, debe indicarse si el consumo es estimado. ❑ Incluir una comparación gráfica del consumo con el mismo periodo del año anterior, en vez de 14 meses. ❑ Especificar qué parte del importe total corresponden a peajes y qué parte a cargos. Cambiar la tarta de destino del importe, con nuevos porcentajes a aplicar sobre el resultado de los cargos. ❑ Incluir número de contador. La CNMC prefiere que no. ❑ El coste de la energía incluye, entre otros, los pagos por capacidad y la retribución al OS y OM. ❑ En el formato obligatorio para mercado regulado eliminan el resumen y no han dejado espacio para los datos de envío.
el ámbito de actuación a todos los consumidores o, al menos, a los de Baja Tensión. ❑ No separar peajes de cargos en el detalle del formato regulado. Tampoco indicar segmento de cargos. ❑ Incluir Código QR o informacion minima necesaria (consumo anual) para poder introducir en el Comparador de la CNMC. ❑ Incluir el vínculo directo a la web de la Distribuidora para obtener la CCH (obligación existente en el P.O.10.11). ❑ Detallar el consumo total, además de por periodo, para facilitar la comparación con productos de precio único. ❑ Señalar el nombre de la oferta contratada. ❑ Mostrar Potencia Contratada por cada periodo horario. ❑ Detallar precios y cuantías por cada periodo horario, indicando qué parte se corresponde con peajes y cargos (aunque en el detalle aparezcan sumados). ❑ Informar si hay penalización por cancelación anticipada y fecha a partir de la cual no se aplicanpenalizaciones.
118 comercializadoras, para consumidores en BT. ❑ El consumidor, en general, no puede comprobar la correcta facturación de su consumo, porque no tiene el detalle horario o desconoce los conceptos y valores. Pass-Pool con precios medios de mercado no se considerarían precios dinámicos. ❑ Estructura común propuesta por la CNMC: ❑ Obligatoria para comercializadoras de más de 200.000 clientes y opcional para las que quieran publicitar estos precios en el Comparador de la CNMC. ❑ Entre otros: Intradiarios, Desvíos (NO CUR), FNEE (PVPC) en punto de consumo, Impuesto Municipal y financiación del bono social (€/cliente y año según última liquidación 12 y número de CUPS a 31/12 de ese año) y margen. ❑ Facturación con base en lecturas reales horarias. Fuente: CNMC Tarifa 2.0A, 4,4 kW y 3 MWh anuales
20 25 30 35 40 45 50 Brent EUA Cotizaciones Brent Vs EUA 2020-2021 EUA(€/t) Brent ($/bbl) Los EUA en 47 €/t encarecen la producción de CCGT, con el IVPEE, en aprox. 18 €/MWh Los EUA en 2017 estaban en el entorno de 5-8 €/t
de medida, los sistemas de facturación y los contratos a lo dispuesto en (la Circular 3/2020 CNMC) antes del 1 de junio de 2021>> <<Las empresas comercializadoras informarán de forma clara y transparente a los consumidores de la nueva estructura de peajes junto con cada una de las facturas que les remitan desde la entrada en vigor de (la Circular 3/2020 CNMC) hasta la efectiva aplicación de los precios que resulten de la aplicación de la misma>> Según lo propuesto por la CNMC, la información debería centrarse, al menos, en: 1. El cambio de peajes (tarifa y potencia) y nuevos periodos aplicables. 2. La separación de los peajes de acceso en peajes de transporte y distribución y cargos. 3. La adaptación en las condiciones contractuales consecuencia de las modificaciones anteriores. Proporcionando medio de contacto para dudas y link al documento de la CNMC CNS/DE/1467/20 de Consultas.
adaptar el coste de la energía que hayan libremente pactado con el consumidor bajo la anterior estructura, salvo acuerdo en contra. Teniendo en cuenta, según la CNMC, que las adaptaciones dependerán de: 1. Las condiciones contractuales establecidas entre las partes. 2. El perfil de consumo del punto o puntos de suministro afectados. 3. Las modificaciones que el cambio de los periodos horarios induzca en el comportamiento del consumidor (¿?). 4. Las modificaciones introducidas en los componentes regulados que forman parte del coste de la energía. La CNMC podría haber establecido unos coeficientes de adaptación medios que permitieran convertir los precios, pero al no poder tener en cuenta perfiles concretos y condiciones y precios de contratos pactados libremente no lo ha hecho. No tiene competencias para establecer las adaptaciones de precio. Deben ser las comercializadoras las que informen sobre la nueva estructura y el impacto sobre los precios.
3/2013 establece que es función de la CNMC <<supervisar la adecuación de los precios y condiciones de suministro a los consumidores finales […] y publicar recomendaciones para la adecuación de los precios de los suministros a las obligaciones de servicio público y a la protección de los consumidores>>. La mayoría de los contratos prevén el traslado al consumidor de las variaciones de los componentes regulados, de tal forma que trasladen fielmente las modificaciones derivadas de la nueva estructura tarifaria. Según la CNMC, se debe aplicar una metodología replicable y que garantice que el importe implícito del componente no regulado no es superior al contemplado antes de la modificación, teniendo en cuenta los perfiles utilizados para la conversión para el consumidor o conjunto de consumidores. En el citado documento de la CNMC CNS/DE/1467/20 de Consultas, se incluyen Recomendaciones a los comercializadores, sobre la metodología de conversión de los términos de potencia y de energía.
de potencia de los actuales peajes sin ningún margen de comercialización adicional, sólo habrá que aplicar los nuevos términos de potencia de peajes ycargos. o En caso contrario, resultará necesario convertir a los nuevos periodos y precios: 1. De los precios actuales se detraerá el término de potencia de la tarifa de acceso antigua, obteniéndose el margen correspondiente a la potencia contratada. 2. Este margen se repartirá entre los nuevos periodos, asegurando que el importe total tras la conversión no sea mayor que el previo, sea con un reparto proporcional al peso de los nuevos precios, al número de horas de los antiguos y nuevos periodos horarios, o de forma lineal. 3. A los valores de margen obtenidos por periodo se sumará el coste de los nuevos conceptos regulados.
o precio dinámico), no resultará necesario hacer ningún tipo de conversión, pasando a facturar los nuevos precios de los peajes, cargos, pagos por capacidad y pérdidas, junto al resto de conceptos actuales. o En el resto de los casos: 1. Se detraerán de los precios actuales, en cada periodo, los costes de los conceptos regulados (peaje, PPCC y pérdidas con el coeficiente K de ajuste). El resultado será el componente que no se ve afectado por la modificación normativa. Se recomienda la aplicación de perfiles si los periodos no coinciden con los de la tarifa implícita (p.ej: Único precio y 2.0 DHA). 2. Al resultado se le sumará, en cada hora, los costes de los nuevos conceptos regulados. Se construirán los nuevos precios de acuerdo con los nuevos periodos a facturar, ponderando los precios obtenidos según el perfil horario de consumo que más se ajuste al cliente. Cuando se utilice un perfil tipo, utilizar el de REE (público) proporciona mayor garantía de transparencia a los consumidores. ❖ El mayor problema está en las pérdidas y en el Coeficiente K
garantizando que se está trasladando únicamente la variación de los componentes regulados. ✓ Se puede optar por mantener al cliente los mismos periodos horarios del término de energía que tenían previamente contratados, tras la adaptación a los nuevos valores de los conceptos regulados, independientemente de la nueva estructura de peajes (p.ej Único precio y 2.0TD). Como en esos casos no se estaría trasladando al consumidor los incentivos de eficiencia de la nueva estructura tarifaria, se considera buena práctica ofrecer al consumidor toda la información relativa al nuevo sistema y la posibilidad de contratar otros productos con la discriminación horaria nueva. Según la CNMC, es necesario publicar las ofertas de aplicación a partir del 1 de junio con antelación suficiente, para que los consumidores puedan contrastar y tengan la opción de comparar otras opciones disponibles. En todo caso, hay que informar de los nuevos precios con la primera factura que se emita con consumos posteriores al 1 de junio.
comercializadores informaran a sus clientes: ❑ De que el proceso de adaptación de su factura eléctrica será automático. ❑ De que tiene la opción de contratar otros productos y de la penalización que, en su caso, le podríasuponer. ❑ De la metodología aplicada para adaptar sus productos en unos términos adecuados y comprensibles, con la mayor transparencia posible y señalando las referencias públicas utilizadas y a su disposición. ❑ De que la adaptación de los contratos a la nueva estructura no supone una modificación económica del contrato, sino el traslado de precios de componente regulados, previsto en el clausulado general de contratación. ❑ De la opción de modificar la potencia hasta dos veces de forma gratuita (si no se incrementa). ❑ De las posibilidades y ventajas que brindan los nuevos periodos horarios y los cambios de hábito que podría realizar el consumidor para conseguir los mayores ahorros en su factura de electricidad.
de los componentes regulados. ❑ Y se trasladan con una metodología transparente, replicable y garante de la parte libre del precio. La adaptación no supondría “modificación de las condiciones” según el artículo 44.1.e) de la Ley 24/2013: <<Ser debidamente avisados de forma transparente y comprensible de cualquier intención de modificar las condiciones del contrato e informados de su derecho a rescindir el contrato sin coste alguno cuando reciban el aviso. Asimismo, ser notificados de forma directa por su suministrador sobre cualquier revisión de los precios derivada de las condiciones previstas en el contrato en el momento en que ésta se produzca, y no más tarde de un período de facturación después de que haya entrado en vigor dicha revisión, de forma transparente y comprensible>>. Contratos en BT (RD 1435/2002): Penalizaciones aplicables únicamente en el primer año, que no podrán superar el 5% del precio del contrato por la energía estimada pendiente, siempre que la rescisión del contrato cause daños al suministrador.
e injustos coeficientes de adaptación de la medida. o Valores firmes recientemente publicados: Poco margen para evaluar impacto económico. o Potencias contratadas desoptimizadas y cambios de calado en este término. Si bien, la CNMC ha relajado considerablemente la facturación por potencia demandada (Excesos). o Contenido mínimo de la factura de Electricidad Pendiente. o Falta de objetividad en la adaptación de los precios. o Situación de precios del Pool. Estamos a otra cosa y el nuevo esquema afecta sobremanera a los patrones de consumo.
cargos descartado: Para un consumidor medio se supone que el importe total de la factura apenas varía. o FUNDAMENTAL: Justificar que el cambio en las condiciones (precio) de los contratos de suministro viene impuesto por un cambio regulatorio: o No por intención de modificar las condiciones del contrato: Permitiría rescisión sin coste para el consumidor. o Cotejar el clausulado de los contratos. o Criterio objetivo y justificado para adaptar los precios del suministro. …Pero en este entorno de precios mayoristas… TARIFICADOR PEAJES CARGOS
neuroenergia
kotominaga
theoriatec2024
chapter42
chantalsminknl
tokyo_metropolitan_gov_digital_hr
hiro_y
salesmarker
sciencearts
.png){kind=avatar}
enito
mkengineering
eikohashiba
aobabbt
soudai
palkan
samanthasiow
philhawksworth
marcduiker
aki_iinuma
kevinliebholz
bryan
matthewcrist
ammeep
mclloyd
bluesmoon
![[email protected]](https://files.speakerdeck.com/presentations/10e694e22bfe4737aad4483338a89d1f/slide_82.jpg){kind=link}