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Timestamp: 2020-08-11 16:54:15
Document Index: 350394802

Matched Legal Cases: ['Artículo 1', 'Artículo 5', 'Artículo 6', 'Artículo 7', 'Artículo 8', 'Artículo 9', 'Artículo 10', 'Artículo 11', 'Artículo 13', 'Artículo 14', 'artículo 14']

Publicado en BOE núm. 21 de 24 de Enero de 2020
Vigencia desde 25 de Enero de 2020. Revisión vigente desde 30 de Julio de 2020
Artículo 1 Objeto de la circular
Artículo 5 Costes considerados en la determinación de los peajes de transporte y distribución
Artículo 6 Definición de la estructura de peajes de transporte y distribución
Artículo 7 Periodos horarios de los peajes de transporte y distribución
Artículo 8 Metodología de asignación de la retribución del transporte y la distribución
Artículo 9 Aplicación de los peajes de transporte y distribución de electricidad
Artículo 10 Peajes de aplicación a contratos de duración inferior al año
Artículo 11 Coeficientes de pérdidas
Artículo 13 Publicación de los peajes de transporte y distribución según la metodología establecida e información que sirve para su cálculo
Artículo 14 Parámetros que se han de aplicar para determinar los peajes de transporte y distribución
Disposición adicional primera Revisión de la metodología de asignación de peajes de transporte y distribución
Disposición adicional segunda Peajes de transporte y distribución aplicables a los puntos de recarga de vehículos eléctricos acceso público
Disposición adicional tercera Procedimiento de aplicación de los peajes de acceso a los consumos propios de instalaciones de producción de electricidad
Disposición transitoria primera Adaptación de los equipos, los sistemas de facturación y los contratos
Disposición transitoria segunda Facturación por energía capacitiva en el periodo de valle
Disposición transitoria tercera Impacto gradual de la aplicación de la metodología
ANEXO I. Metodología de asignación de la retribución de la actividad de transporte y de distribución
1.Determinación de la retribución de las actividades de transporte y distribución que se debe recuperar a través de los peajes
2.Asignación de la retribución del transporte y la distribución por niveles de tensión tarifarios
3.Asignación de la retribución del transporte y de la distribución a los términos de facturación por potencia y energía de los peajes de transporte y distribución
4.Asignación de la retribución del transporte y la distribución de cada nivel de tensión y término de facturación por periodo horario
5.Asignación de la retribución de cada nivel de tensión y periodo horario a recuperar por término de facturación al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores
6.Determinación de los términos de potencia de los peajes de transporte y distribución
7.Determinación de los términos de energía de los peajes de transporte y distribución
8.Determinación de los términos de energía de los peajes de autoconsumidores por la energía autoconsumida en el caso instalaciones próximas
ANEXO II. Porcentajes mencionados en el artículo 14 y el anexo I aplicables durante el primer periodo regulatorio
ANEXO III. Modelo simplificado de red
LE0000660095_20200125 BOE 19 Febrero. Corrección de errores Circular CNMC 3/2020 de 15 Ene. (establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad)
LE0000672034_20200730 Circular CNMC 7/2020 de 22 Jul. (modifica la Circular 3/2020 de 15 Ene., establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad)
Número 1 de la disposición transitoria primera redactado por el artículo único de la Circular 7/2020, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se modifica la Circular 3/2020, de 15 de enero, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad («B.O.E.» 29 julio).LE0000658354_20200125
Circular 3/2020, 15 enero rectificada por Corrección de errores («B.O.E.» 19 febrero).LE0000660095_20200125
(i) Temporada alta: enero, febrero, julio y diciembre.
(ii) Temporada media alta: marzo y noviembre.
(iii) Temporada media: junio, agosto y septiembre.
(iv) Temporada baja: abril, mayo y octubre.
(i) Temporada alta: julio, agosto, septiembre y octubre.
(ii) Temporada media alta: noviembre y diciembre.
(iii) Temporada media: enero, febrero y marzo.
(iv) Temporada baja: abril, mayo y junio.
- Illes Balears:
(i) Temporada alta: junio, julio, agosto y septiembre.
(ii) Temporada media alta: mayo y octubre.
(iii) Temporada media: enero, febrero y diciembre.
(iv) Temporada baja: marzo, abril y noviembre.
- Ceuta:
(i) Temporada alta: enero, febrero, agosto y septiembre.
(ii) Temporada media alta: julio y octubre.
(iii) Temporada media: marzo, noviembre y diciembre.
- Melilla:
(i) Temporada alta: enero, julio, agosto y septiembre.
(ii) Temporada media alta: febrero y diciembre.
(iii) Temporada media: junio, octubre y noviembre.
(iv) Temporada baja: marzo, abril y mayo.
(i) Tipo A: de lunes a viernes no festivos de temporada alta.
(ii) Tipo B: de lunes a viernes no festivos de temporada media alta.
(iii) Tipo B1: de lunes a viernes no festivos de temporada media.
(iv) Tipo C: de lunes a viernes no festivos de temporada baja.
(v) Tipo D: sábados, domingos, festivos y 6 de enero.
Periodo horario Tipo de día
Tipo A Tipo B Tipo B1 Tipo C Tipo D
P4 - -
P5 - - -
P6 De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h Todas las horas del día.
Península, Illes Balears y Canarias Ceuta y Melilla
tp: Término de exceso de potencia, expresado en ?/kW, del peaje correspondiente.
tep: Término de exceso de potencia, expresado en ?/kW, del peaje correspondiente.
Duración de los contratos (D) Porcentaje de recargo
D ≤ 3 meses. 135
3 meses < D ≤ 4 meses. 90
4 meses < D ≤ 5 meses. 63
5 meses < D ≤ 6 meses. 45
D > 6 meses. 32
Nivel de tensión Periodos horarios
2.0 TD 16,7% 16,3% 18,0% - - -
3.0 TD 16,6% 17,5% 16,5% 16,5% 13,8% 18,0%
6.1 TD 6,7% 6,8% 6,5% 6,5% 4,3% 7,7%
6.2 TD 5,2% 5,4% 4,9% 5,0% 3,5% 5,4%
6.3 TD 4,2% 4,3% 4,0% 4,0% 3,0% 4,4%
6.4 TD 1,6% 1,6% 1,6% 1,6% 1,5% 1,7%
(i) Demanda eléctrica en barras de central desagregada por sistema (Península, Illes Balears, Canarias, Ceuta y Melilla) prevista para el cierre del ejercicio en curso y para los seis ejercicios siguientes. Se deberán aportar, al menos, tres escenarios de previsión de demanda (superior, central e inferior) junto con la descripción detallada de las hipótesis consideradas, especificando el efecto laboralidad, el efecto temperatura y el efecto actividad económica.
(ii) Escenarios de cobertura para cada uno de los escenarios de previsión de la demanda en barras de central remitidos conforme al punto anterior, desglosada por tecnologías, incluyendo detalle de la energía vertida por las instalaciones de producción renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos y el desglose del saldo físico internacional, entre importaciones y exportaciones.
(iii) Balances de potencia desagregados por niveles de tensión para la hora de mayor demanda de cada periodo horario de la discriminación horaria en seis periodos establecida para el sistema peninsular, balear y canario correspondientes al último ejercicio con información completa.
(iv) Balances de energía desagregados por niveles de tensión referentes al último ejercicio con información completa, así como su desagregación por periodo horario de la discriminación horaria en seis periodos establecida para el sistema peninsular, balear y canario correspondientes al último ejercicio con información completa.
(v) Demanda en barras de central horaria de cada uno de los sistemas Península, Illes Balears, Canarias, Ceuta y Melilla correspondiente al último ejercicio con información completa.
(vi) Cualquier otra información que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia considere necesario aportar para la aplicación de la presente metodología.
(i) Previsiones del número de clientes, consumos, potencias y facturaciones, desagregadas por peaje de transporte y distribución, junto con la descripción de las hipótesis que hayan sido consideradas en cada caso, para el cierre del ejercicio y para los seis ejercicios siguientes. Adicionalmente, se incluirá la misma información para el último ejercicio cerrado.
(ii) Previsión sobre el número de suministros acogidos a autoconsumo y volumen de autoconsumo para el cierre del ejercicio y para los seis ejercicios siguientes, desagregado por nivel de tensión y modalidad de autoconsumo.
(iii) La curva de carga horaria por grupo tarifario resultante de la agregación de las curvas de carga horarias de los clientes con medida horaria correspondiente al último ejercicio con información anual completa.
(iv) Cualquier otra información que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia considere necesario aportar para la aplicación de la presente metodología.
(i) Balances de potencia desagregados por nivel de tensión para la hora de mayor demanda de cada periodo horario de la discriminación horaria en seis periodos establecida para el sistema peninsular, sistema balear y sistema canario correspondientes al último ejercicio con información completa.
(ii) Balances de energía desagregados por niveles de tensión referentes al último ejercicio con información completa, así como su desagregación por periodo horario de la discriminación horaria en seis periodos establecida para el sistema peninsular, sistema balear y sistema canario correspondientes al último ejercicio con información completa.
LE0000672034_20200730 Número 1 de la disposición transitoria primera redactado por el artículo único de la Circular 7/2020, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se modifica la Circular 3/2020, de 15 de enero, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad («B.O.E.» 29 julio).Vigencia: 30 julio 2020
LE0000533702_20140720
DICT = ICT,n-2 - ICRT,n-2
DTSO = TSOn-2 - TSORn-2
DICD: Diferencia entre los ingresos previstos en el año n-2 y los ingresos por peajes de distribución reales considerados en la Liquidación n.o 14 del ejercicio n-2.
El cálculo del coste que se recupera a través de cada una de las dos variables de facturación se realiza a través de la relación entre los costes de las dos redes descritas. En cada nivel de tensión i, los porcentajes de coste que se asignan a la variable de potencia (ŋD) y a la variable de energía (ŋE) son, respectivamente:
ŋD: Porcentaje del coste del nivel de tensión i que se debe recuperar con cargo a los términos de potencia.
ŋE: Porcentaje del coste del nivel de tensión tarifario i que se debe recuperar con cargo a los términos de energía.
ŋD: Porcentaje del coste del nivel de tensión tarifario i que se debe recuperar con cargo a los términos de potencia.
Al efecto, se aplicarán las fórmulas establecidas en el apartado 2 anterior, sustituyendo los coeficientes respectivamente, siendo el flujo de energía que circula del nivel de tensión tarifario i al j el periodo horario p y Ei,p la energía consumida en el nivel de nivel de tensión tarifario i al j el periodo horario p, obtenidos de la información del balance de energía.
: Término de potencia del periodo horario p del nivel de tensión tarifario i.
: Retribución de redes del nivel de tensión tarifario k del periodo horario p que hay que recuperar con cargo al término de energía del nivel de tensión tarifario i.
:Término de energía del peaje de autoconsumidores por la energía autoconsumida del periodo horario p del peaje correspondiente al nivel de tensión tarifario i.
:Retribución de la red del nivel de tensión tarifario i del periodo horario p que hay que recuperar con cargo al término de energía.
NT0 (NT ≤ 1 kV) 38,32
NT1 (1 kV < NT < 30 kV) 40,57
NT2 (30 kV ≤ NT < 72,5 kV) 11,61
NT3 (72,5 kV ≤ NT < 145 kV) 9,50
Total. 100,00
Nivel de tensión Componente de potencia Componente de energía
NT0 (NT ≤ 1 kV) 100% 0%
NT1 (1 kV ≤ NT < 30 kV) 75% 25%
NT2 (30 kV ≤ NT < 72,5 kV) 75% 25%
NT3 (72,5 kV ≤ NT < 145 kV) 75% 25%
NT4 (NT ≥ 145 kV) 75% 25%
: Flujo de energía que circula en el nivel de tensión tarifario i al j en el periodo horario p para balances de energía.