7.1. Los peajes de acceso y cargos: estructura, costes y liquidación de los ingresos

Actualizado 26/08/2022

Los peajes de acceso. Las redes de transporte y distribución permanecen bajo un esquema regulado por ser actividades que, dadas sus características intrínsecas, son monopolios naturales (ver Actividades reguladas en el sector eléctrico). Por este motivo, los costes de las redes, junto con los costes ajenos al suministro eléctrico, son repercutidos a todos los consumidores según el nivel de tensión al que se conecten, independientemente de que se adquiera la energía a precio libre o precio regulado (ver El precio voluntario para el pequeño consumidor), a través de los peajes de acceso y de los cargos. 

Los peajes de acceso son fijados por la CNMC. La metodología para su determinación figura en la Circular 3/2020, de 15 de enero; y su valor concreto se determina por Resolución de la propia CNMC. Son únicos en todo el territorio español, con independencia de las particularidades económicas y geográficas de las redes en las distintas zonas en las que se ubican los consumidores, y deben ser calculados para cubrir todos los costes relacionados con la retribución de las redes de transporte y distribución. 

Los peajes de acceso están compuestos de un término de potencia (Tp) y un término de energía (Te). De esta manera, el coste de acceso depende tanto de la potencia que el consumidor tenga contratada (término fijo, debido a que las redes deben ser diseñadas para garantizar en cualquier momento el suministro de las potencias que los consumidores tienen contratadas) como del consumo que haya realizado (término variable, en función del consumo de energía que haya circulado por la red). 

A modo de ejemplo, la Tabla 7‑1 muestra los peajes de acceso en vigor desde el 1 de enero de 2025 (Resolución de 4 de diciembre de 2024, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2025). Obsérvese que el precio de los términos de energía y potencia varía en función del tipo de tarifa (es creciente a medida que baja el nivel de tensión de la red a la que se conecta el consumidor) y del período o momento del tiempo en que se realice el consumo (esto es así para reflejar que el consumo de energía no tiene el mismo coste en una hora punta -en la que hay una mayor probabilidad de congestión en las redes y por tanto unos mayores costes marginales-, que en una hora valle -en la que la probabilidad de congestión en las redes es sustancialmente inferior o, incluso, nula-).

1. La ley vigente del sector eléctrico (Ley 54/1997, de 27 de noviembre), permite que las actividades eléctricas sean gravadas con tributos de carácter autonómico o local que podrían dar lugar a un suplemento territorial al peaje de acceso que podría ser diferente en cada Comunidad autónoma o entidad local.

Fuente: BOE. Resolución de 4 de diciembre de 2024, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2025

Obsérvese que incluso el peaje doméstico (2.0 TD) cuenta con dos precios para el término de potencia. Este diseño está pensado para la carga de vehículos eléctricos en las horas valle.

La definición de los periodos horarios que afectan a las tarifas tiene en cuenta la temporada del año, el día de la semana y la hora del día. Con carácter general, se consideran 6 periodos horarios diferentes (con la única excepción de la tarifa 2.0 TD, que tiene 2 periodos para el término de potencia y 3 periodos para el término de energía). La definición de los 6 periodos horarios para el territorio peninsular se detalla en la Tabla 7.2. 

Siendo:

Tipo A: de lunes a viernes no festivos de temporada alta

Tipo B: de lunes a viernes no festivosde temporada media alta

Tipo B1: de lunes a viernes no festivos de temporada media

Tipo C: de lunes a viernes no festivos de temporada baja

Tipo D: sábados, domingos y festivos

Se consideran a estos efectos como días festivos los de ámbito nacional, tal y como se definen en el calendario oficial del año correspondiente, con exclusión de los festivos sustituibles y de los festivos que no tengan fecha fija.

Y siendo:

Temporada alta: enero, febrero, julio y diciembre

Temporada media alta: marzo y noviembre

Temporada media: junio, agosto y septiembre

Temporasa baja: abril, mayo y junio

Tal y como se ha mencionado, la tarifa 2.0 TD cuenta con 2 periodos horarios para el término de potencia y 3 periodos horarios para el término de energía tal y como se definen, para el caso de la Península, en las siguientes Tablas 7-3 y 7-4:

La Tabla 7-5 muestra de forma simplificada el tipo de periodo aplicable a todos los peajes y los cargos en territorio peninsular (excepto en la tarifa 2.0 TD) en función del tipo de día, hora y mes:

Tabla 7.5. Periodos aplicables a peajes y cargos (excepto tarifa 2.0 TD) en la Península

Las Tabla 7-6 y 7-7 muestran de forma simplificada el tipo de periodo aplicable en el término de potencia y en el de energía, respectivamente, de la tarifa 2.0 TD, en función del tipo de día, hora y mes:

Tabla 7.6. Periodos aplicables al término de potencia de la tarifa 2.0 TD en la Península

Tabla 7.7. Periodos aplicables al término de energía de la tarifa 2.0 TD en la Península. Fuente: elaboración propia.

Adicionalmente, a todas las tarifas anteriores se les aplica un recargo por energía reactiva en caso de que el factor de potencia sea inferior a 0,95 y un recargo por exceso de potencia en caso de que la potencia demandada supere la contratada.

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Peajes de acceso para las instalaciones de generación. A finales del año 2011, el Gobierno aprobó mediante el Real Decreto 1544/2011 la aplicación de un nuevo peaje de acceso a las redes de transporte y distribución para las instalaciones de generación, tal y como preveía la Ley del Sector Eléctrico (Ley 54/1997) y en el contexto de las medidas adoptadas en el Real Decreto-ley 14/2010 para corregir el déficit tarifario. 

El nuevo peaje se aplicó a todas las instalaciones de generación, tanto del régimen ordinario como del especial, desde el 1 de enero de 2011 con un valor de 0,5 €/MWh, valor máximo aplicable según la normativa europea. Los peajes a la generación fueron suprimidos por la Circular 3/2020, de 15 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Cargos. La Ley 24/2013, del 26 de diciembre, diferencia los peajes de los cargos para ajustarse a la terminología utilizada en las directivas europeas y a la conveniencia de diferenciar 1) los pagos por contribución a la cobertura de los costes de las redes de transporte y distribución, peajes, 2) de aquellos pagos que no son inducidos por los consumidores cuando demandan potencia o energía, cargos. 

Así, entre otros, los cargos cubrirán los sobrecostes de la actividad de generación a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos; la retribución del sobrecoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos en los territorios no peninsulares con régimen retributivo adicional; y anualidades correspondientes a los déficits del sistema eléctrico, con sus correspondientes intereses y ajustes.

Al igual que los peajes, los cargos son únicos en todo el territorio nacional y se establecen anualmente por Orden Ministerial de acuerdo con la metodología establecida por el Gobierno y que, en la actualidad, se recoge en el Real Decreto 148/2021. A título de ejemplo, las Tablas 7-8 y 7-9 muestran los precios aplicables a los distintos segmentos tarifarios para el año 2025, aprobados en la Orden TED/1487/2024, de 26 de diciembre, y diferenciando entre término de potencia y término de energía:

Tabla 7.8. Término de potencia cargos 2025 por segmento tarifario. Fuente: BOE. Orden TED/1487/2024

Tabla 7.9. Término de energía cargos 2025 por segmento tarifario. Fuente: BOE. Orden TED/1487/2024

Desglose de los costes regulados. De manera genérica, los componentes del precio final de la electricidad para los consumidores son los que aparecen en la Figura 710. 

 

Figuta 7.10. Estructura del coste de suministro eléctrico. Fuente: Elaboración propia.

En otros costes se incluye la tasa de financiación de la CNMC; el saldo de pérdidas en el sistema eléctrico; los costes, en su caso, del servicio de interrumpibilidad; etc.

 

El detalle de los costes estimados de las distintas actividades del Sistema Eléctrico que se deben recuperar vía los peajes de acceso y cargos en el año 2025, son los que se muestran en la Tabla 7.11.

Tabla 7.11. Costes regulados 2025

Fuentes: CNMC, Memoria justificativa de la Resolución de la CNMC por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad para el año 2025; MTEyRD, Memoria justificativa del proyecto de Orden por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico y se establecen diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2025

Agregados por conceptos, los costes regulados del sistema eléctrico han presentado una evolución en el tiempo como la recogida en la Tabla 7.13.

Tabla 7.13. Evolución de los costes regulados del sistema eléctrico (millones €)

Fuentes: CNMC, Ministerio de Transición Ecológica y elaboración propia. NOTA: para 2024 y 2025 previsión de costes

 

Se puede apreciar el fuerte incremento de costes que han supuesto las primas a las instalaciones que producen electricidad a partir de energías renovables, cogeneración y residuos (RECORE)^[1] desde 2009, que en 2012 supusieron el 44% de los costes regulados. También resalta el aumento de los costes correspondientes al “pago de las anualidades del déficit”, que tuvo lugar fundamentalmente a partir de 2006 y sobre todo 2012.

La Tabla 7.14 muestra el desglose por tecnologías de los sobrecostes de la generación RECORE para el año 2024:

Tabla 7.14. Retribución regulada de las instalaciones de producción a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos desglosada por tecnologías en 2024 (hasta noviembre)

Fuente: Liquidación 11/2024 CNMC y elaboración propia

Por otro lado, en la evolución de los costes regulados (Figura 7.15) destaca que los costes de las actividades propiamente de red (transporte y distribución) han crecido a un ritmo muy inferior al de partidas como los sobrecostes de las instalaciones de energía renovables, cogeneración, perdiendo paulatinamente peso dentro de los costes totales del Sistema. Así, los costes de transporte y distribución han pasado de representar el 67% del total de costes de acceso a la red en el año 2000 (11% transporte y 56% distribución) a un 49% (previsión) en el año 2025 (9% transporte y 40% distribución).

Figura 7.15. Evolución de los costes regulados en (porcentaje sobre el total)

Fuentes: CNMC, Ministerio de Transición Ecológica y elaboración propia. NOTA: para 2024 y 2025 previsión de costes.

 

Concepto de aditividad en el precio final de la electricidad. Para garantizar el principio de suficiencia de ingresos (que éstos sean suficientes para la cobertura de todos los costes regulados del Sistema) y para generar señales económicas eficientes, los peajes y cargos deben ser calculados por la Administración como la adición de todos los costes que deben cubrirse con dichos ingresos.

Los peajes deberían cubrir los costes de las redes y los cargos, los costes no relacionados con el suministro. Los peajes y cargos así diseñados se conocen como tarifas aditivas y suficientes. De esta manera, junto con la señal de precio de la energía en el mercado y los costes de comercialización que le deben llegar al consumidor, se refleja el coste social de consumir electricidad en cada momento y en cada nivel de tensión de la red, incentivándose un consumo y unas decisiones de inversión eficientes.

Si el nivel del peaje de acceso no es suficiente para asegurar la cobertura de dichos costes, se producirá un déficit de recaudación (ver Peajes de acceso, cargos y déficit tarifario). La existencia de este déficit produce los siguientes efectos negativos para el Sistema:

• Debe ser pagado en el futuro por los consumidores, incrementado por el coste financiero, lo que provocará un aumento de los futuros cargos para su recuperación. Mientras se produce dicha recuperación, el déficit debe ser financiado por todos los sujetos del sistema de liquidación en función de los derechos de cobro que generen.
• Incrementa el riesgo regulatorio percibido por los agentes del sector, por lo que éstos o bien exigirán una mayor rentabilidad por sus inversiones (al existir una mayor incertidumbre respecto a que los ingresos cubran los costes), o bien no tendrán incentivos para arriesgar su capital en actividades cuyos ingresos no cubren costes (efecto de detracción de la inversión).
• Presenta problemas de eficiencia, porque bajar los precios de la electricidad de forma artificial favorece el consumo, yendo en contra de uno de los objetivos claves de la política energética europea y nacional, como es la eficiencia energética (ver Eficiencia energética y su potencial).
• Perjudica el medioambiente, porque favorecer un mayor consumo no sólo implica producir más energía, sino que obliga a funcionar a centrales de generación más ineficientes desde el punto de vista medioambiental, incrementando las emisiones de CO₂, NOx, partículas y SO₂, lo cual aleja a España aún más del cumplimento de los compromisos internacionales adquiridos en materia medioambiental (ver El Esquema «Cap and Trade” en Europa y los incentivos a reducir emisiones).
• Aumenta la dependencia energética, porque dicho consumo adicional obliga a generar más electricidad con fuentes de energía de terceros países, agravando la situación de la balanza comercial de la economía española (ver Seguridad de suministro).

Sin embargo, en la práctica, la recaudación de los cargos y peajes puede resultar insuficientes para cubrir la totalidad de los costes regulados previstos, de ahí que el artículo 13 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico prevea además como ingresos del sistema eléctrico:

• Cualquier mecanismo financiero establecido normativamente
• Las partidas provenientes de los Presupuestos Generales del Estado destinadas a cubrir, entre otros, las cuantías que se determinen correspondientes a los costes del régimen retributivo específico para el fomento de la actividad de generación a partir de fuentes de energía renovables y al sobrecoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos en los territorios no peninsulares con régimen retributivo adicional (en la práctica, financiadas a partir de la recaudación derivada de la venta de derechos de emisión de gases de efecto invernadero y con la recaudación de los impuestos creados por la Ley 15/2012 – impuestos a los generadores por el valor de la producción de energía eléctrica, impuestos a las centrales nucleares por la producción y el almacenamiento de residuos radiactivos, impuestos por la utilización de carbón para producir electricidad, impuestos a las centrales hidroeléctricas por el uso de las aguas continentales que son dominio público estatal e impuestos por el consumo final de gas natural para uso no eléctrico)
• Cualquier otro ingreso atribuido expresamente por una norma de rango legal o reglamentario

A modo de ejemplo, la Tabla 7.12 muestra el desglose de los ingresos obtenidos para cubrir los costes regulados en el año 2025:

Tabla 7.12. Ingresos para cubrir los costes regulados 2025

Fuentes: CNMC, Memoria justificativa Resolución peajes 2025; MTEyRD, Memoria justificativa Orden cargos 2025

 

Liquidación de los ingresos procedentes de peajes y cargos. Es importante resaltar que las empresas de distribución no retienen los ingresos procedentes de la facturación de los peajes de acceso y cargos, sino que actúan como meros recaudadores del Sistema. Los ingresos correspondientes a estos peajes y cargos pasan a formar parte del sistema de liquidaciones de las actividades reguladas. Se siguen liquidando de forma transitoria por la CNMC, pero se prevé que esta función pase a manos del Departamento Ministerial responsable de la energía según se establece en la Ley 3/2013[8].

La necesidad de este sistema de liquidaciones proviene de la existencia de una tarifa única para todo el territorio nacional que recauda de los consumidores para retribuir a todas las actividades reguladas.

En este proceso de liquidaciones, se establecen los cobros y pagos que corresponden a cada uno de los distintos agentes en base a los ingresos recaudados por éstos por la aplicación de los peajes y cargos en vigor y a los costes que originan las retribuciones reales que corresponden a cada uno de ellos por la actividad que realizan. De manera esquemática, el proceso se describe en la Figura 7‑16.

 

1. Los comercializadores (incluidos los de referencia que suministran a tarifa regulada) y los consumidores directos en el mercado abonan al distribuidor o transportista los peajes de acceso y cargos que les correspondan. Transportistas y distribuidores entregan las cantidades recaudadas a la CNMC.
2. La CNMC abona los denominados costes con destino específico: la tasa para financiación de la CNMC y la segunda parte del ciclo del combustible nuclear, etc.
3. La CNMC abona los sobrecostes de la generación en los territorios no peninsulares y las primas a las instalaciones de producción del RECORE.
4. Se ajusta con Red Eléctrica de España el saldo de ingresos y cobros que ha realizado como Operador del Sistema (pagos por capacidad como incentivo a la inversión a centrales de generación, ajustes de los intercambios de energía internacionales, saldos de pérdidas en la red y, en su caso, pagos por interrumpibilidad a los grandes consumidores,).
5. Se abona la retribución de las actividades reguladas (transporte y distribución). 
6. Se abonan las anualidades para amortización de los déficits al FADE (ver Peajes de acceso, cargos y déficit tarifario) y otras entidades financiadoras.
7. El saldo de la liquidación puede ser positivo o negativo. Cuando es positivo, es utilizado para reducir déficits de años posteriores. Cuando es negativo, es abonado por las empresas eléctricas obligadas a su financiación (ver Peajes de acceso, cargos y déficit tarifario).

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[1] La ley vigente del sector eléctrico (Ley 24/2013, de 26 de diciembre) permite que las actividades eléctricas sean gravadas con tributos de carácter autonómico o local que podrían dar lugar a un suplemento territorial al peaje de acceso que podría ser diferente en cada Comunidad autónoma o entidad local.

[2] El factor de potencia es un indicador que describe la cantidad de energía eléctrica que se convierte en trabajo en una determinada instalación. Si es menor que 1, existe energía reactiva, lo que implica que se requiere una mayor cantidad de energía generada para suministrar un determinado nivel de consumo, debido a mayores pérdidas de red, etc. La energía reactiva puede estar causada por equipamientos eléctricos como resistencias, motores, transformadores, condensadores, etc.

[3] Ver el Boletín de Energía y Sociedad nº66, 29 de diciembre de 2011.

[4] Ver resumen de Energía y Sociedad del Real Decreto-ley 14/2010.

[5] Ver Ley 24/2013

[6] El incremento de las primas del régimen especial y del déficit tarifario acumulado llevó al Gobierno a suspender la concesión de primas a nuevas instalaciones del régimen especial a finales de enero de 2012 (ver el Boletín de Energía y Sociedad nº69, 16 de enero de 2012).

[8] Ver Ley 3/2013