perdidas tecnicas distribucion

8/16/2019 PERDIDAS TECNICAS DISTRIBUCION

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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (I.C.A.I.)INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA

MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

PROMOCIÓN 2001 - 2002

TESIS DE MASTER

DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS TÉCNICASEN UNA RED DE DISTRIBUCIÓN

Javier Ojea Casanova

Madrid, julio de 2003



Master en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico Promoción 2001/02

Determinación de las pérdidas técnicas en una red de distribución

ÍNDICE

1. Introducción ........................... .............................................................. ....................... 12. Objetivos .................................................................................................................... 33. Descripción general del problema de pérdidas de energía eléctrica.......................... 4

3.1. Los sistemas de distribución ............................................................................... 43.2. Las pérdidas de energía eléctrica ....................................................................... 73.3. Las pérdidas técnicas de energía eléctrica ......................................................... 9

3.3.1. Pérdidas de potencia en líneas .................................................................. 103.3.2. Pérdidas de potencia en transformadores....................................... ........... 11

3.4. Procedimientos de cálculo de pérdidas.............................. ............................... 133.5. Los costes de la actividad de distribución ......................................................... 16

3.5.1. Los costes de inversión .............................. ................................................ 163.5.2. Los costes de pérdidas........................................................................... .... 17

4. Análisis del tratamiento regulatorio de las pérdidas ................................................. 204.1. Conceptos generales......................................................................................... 20

4.1.1. Esquema regulatorio de retribución por coste de servicio.......................... 204.1.2. Esquemas regulatorios de retribución por incentivos ................................. 21

4.1.2.1. Evaluación de los costes eficientes de la distribución ......................... 214.2. Aplicación a Guatemala.................................................. ................................. .. 23

4.2.1. Contexto histórico y situación actual .......................................................... 234.2.1.1. Agentes presentes en el sector ........................................................... 234.2.1.2. Funcionamiento del sector................................................................... 244.2.1.3. Demanda total y gestión de la energía................................................ 254.2.1.4. Contexto de las actividades................................. ................................ 26

4.2.2. La Ley General de Electricidad y su Reglamento ...................................... 264.2.3. Resolución CNEE 84-2002: Revisión tarifaria ................................. ........... 29

4.2.3.1. Cálculo del VAD............................................................. ...................... 294.2.3.2. La propuesta tarifaria................................ ........................................... 304.2.3.3. Selección y optimización de los SER .................................................. 304.2.3.4. Cálculo de la componente de capital del VAD..................................... 314.2.3.5. Balance de potencia y energía ............................................................ 324.2.3.6. Consideraciones finales....................................................................... 32

5. Caso ejemplo: determinación de las pérdidas en una red de distribución medianteel método del VNR. Comparación con las pérdidas reales ..................................... 335.1. Motivación ......................................................................................................... 335.2. Planteamiento.................................................................................................... 34

5.2.1. Escenario 1: red existente diseñada por la compañía................................ 385.2.2. Escenario 2: red de una empresa eficiente calculada con un modelo de

red de referencia ........................................................................................ 485.3. Análisis de sensibilidad ..................................................................................... 665.4. Resultados y conclusiones deducibles de este estudio .................................... 69

6. Estudio de diversos aspectos que afectan a la determinación de las pérdidas ....... 776.1. Aspectos sociales.................................... ............................... ........................... 776.2. Aspectos técnicos.............................................................................................. 79

6.2.1. Diferencias ente pérdidas reales y pérdidas medias.................................. 796.2.2. Relación entre caída de tensión y pérdidas ............................................... 806.2.3. Otros factores ............................... ................................. ............................. 81

7. Propuesta de una metodología para el cálculo de pérdidas .................................... 828. Conclusiones finales ................................................................................................ 849. Bibliografía ............................................................................................................... 86




Determinación de las pérdidas técnicas en una red de distribución 1

1. IntroducciónTras los grandes cambios que ha venido experimentando en los últimos tiempos elsector eléctrico, en cuanto a su estructura y regulación, dentro de la tendencia mundialde apertura a la competencia de algunas de las actividades eléctricas, surge lanecesidad de realizar un análisis de determinados aspectos que influyen

significativamente en la retribución de la actividad de distribución, como es el caso delas pérdidas técnicas de energía eléctrica, cuyo tratamiento se ha visto modificadoprincipalmente por cambios de tipo regulatorio.

Pese a la introducción de nuevos elementos de competencia en la industria eléctrica,la actividad de distribución (como la de transporte) mantiene unas características demonopolio natural que la distinguen de otras del negocio eléctrico como son lageneración o la comercialización, y que hacen necesario que permanezca regulada,especialmente en lo relativo a la remuneración de las empresas distribuidoras.

No obstante lo anterior, el proceso de separación de actividades que se ha producidoen numerosos países como consecuencia de la introducción de competencia en elsector eléctrico hace necesario más que nunca el que las compañías distribuidorassean económicamente viables, por lo que deberán ser incentivadas adecuadamentepor el organismo Regulador a actuar de modo eficiente en beneficio del conjunto delsistema eléctrico.

En cualquier sistema eléctrico las pérdidas son inevitables. Para suministrar energíaeléctrica desde un generador hasta los puntos de consumo es necesario pasar por unaserie de dispositivos que componen las redes de transporte y de distribución, y elpropio paso de energía por los diferentes elementos que componen una red, bien seancables, transformadores, o cualquier otro dispositivo, ya implica unas pérdidas. Laspérdidas pueden considerarse por tanto un coste de operación necesario para moverla energía desde donde se genera hasta donde se consume.

El tratamiento regulatorio que se ha dado tradicionalmente a la remuneración de laactividad de distribución y por tanto a la consideración de las pérdidas técnicas se habasado en el coste del servicio. Con este tipo de regulación, el organismo Reguladortrata básicamente de limitar el poder monopólico de una empresa distribuidoragarantizando su rentabilidad, evitando tanto pérdidas sociales como comportamientospoco eficientes.

Frente a esto, los nuevos métodos regulatorios de retribución de la actividad dedistribución por incentivos tienden a remunerar a las empresas distribuidoras según loscostes de una empresa modelo eficiente adaptada a la demanda cuyos costes se

toman como referencia, lo que se traduce en que las señales económicas que recibenlas distribuidoras pretenden hacer que estas tiendan a comportarse como si estuvieranen competencia.

En este segundo caso, los costes de la empresa modelo eficiente (fijos, de pérdidas yde inversión y operación) que componen lo que se denomina el Valor Agregado de laDistribución (VAD), utilizado para determinar las tarifas, se obtienen generalmente através del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones (VNR).

En este trabajo se analizan las diferencias entre estos dos tratamientos regulatorios deretribución de la actividad de distribución: por coste de servicio y por costes de unaempresa eficiente adaptada a la demanda mediante el VNR, y como en ellos influye el

cálculo y la determinación de las pérdidas técnicas.





También se estudia como todo ello afecta a la viabilidad económica de las empresasdistribuidoras, dado que con frecuencia estas se encuentran con que, tras haberplanificado y diseñado sus redes dentro de un marco regulatorio de retribución de laactividad de distribución por coste de servicio, se produce un cambio en la regulación,y se pasa a remunerar su negocio según los costes de una empresa modelo querealiza la planificación de su red según criterios de minimización de pérdidas y deeficiencia, con lo que, como se verá más adelante, este nuevo marco puede hacerpeligrar su rentabilidad.

Dado que interesa estudiar lo tratado en este documento para caso particular de algúnpaís, se ha escogido Guatemala para analizar el tratamiento regulatorio que en ella seda a las pérdidas técnicas.

También se realizan una serie de consideraciones sobre diversos aspectos técnicosno tenidos en cuenta habitualmente en los procedimientos de cálculo de pérdidas yque influyen significativamente en los mismos.

Finalmente, a la vista de las conclusiones de este estudio y tras identificar losparámetros que más influyen en la determinación de las pérdidas, se propone unametodología para el cálculo de pérdidas técnicas en redes de distribución.





2. ObjetivosSe señalan como principales objetivos de este trabajo los siguientes:

• Estudio general de la problemática de pérdidas técnicas en las redes.

• Análisis del tratamiento regulatorio de las pérdidas técnicas.

• Determinación de las pérdidas en una red de distribución mediante el método delVNR y comparación con las pérdidas reales.

• Consideración de diversos aspectos técnicos que afectan al cálculo de pérdidas norecogidos en la regulación existente.

• Propuesta de una metodología para el cálculo de pérdidas técnicas en redes dedistribución.

• Aplicación de los puntos anteriores al caso particular de Guatemala.





3. Descripción general del problema de pérdidas de energía eléctrica3.1. Los sistemas de distribuciónLas redes de distribución son el medio a través del cual se transmite energía ypotencia al usuario final, siendo la última etapa dentro del conocido esquema degeneración, transporte y distribución de energía eléctrica. El alcance de un sistema dedistribución comprende desde las barras de salida de las subestaciones de transportehasta la conexión con los consumidores finales en baja tensión (BT), media tensión(MT) o alta tensión (AT).

Una red de distribución se compone de líneas de transmisión aéreas o subterráneas,transformadores, interruptores, seccionadores, bancos de condensadores, elementosde protección y equipos de medición y control, cuyas dimensiones y estructuras estándeterminadas por las magnitudes de los voltajes y potencias a transportar, y regidaspor criterios de normalización y coordinación.

Las redes se pueden caracterizar según su nivel de tensión en redes de alta, media y

baja tensión. La diversidad de los niveles de tensión en las redes se justifica por ladisparidad de consumos y por la necesidad de reducir las pérdidas óhmicas en laslíneas dado que estas disminuyen según aumenta el nivel de tensión.

Se definen las siguientes zonas funcionales:

• Red de reparto en AT.• Subestaciones de distribución AT/MT.• Alimentadores principales y derivaciones en MT.• Centros de transformación (CT’s).• Redes de BT.

La estructura típica de un sistema de distribución es la siguiente:

SUBESTACI N RED DEDE TRANSPORTE REPARTO

SUBESTACI NDE DISTRIBUCI N AT/MT ALIMENTADORES

CENTRO DE

TRANSFORMACI N

RED DE BT

RED DE TRANSPORTE

La mayoría de los sistemas eléctricos de todo el mundo funcionan con corrientealterna trifásica tanto en AT como en MT. Pero no es infrecuente encontrar redes dedistribución en MT monofásicas.

La topología de las redes de distribución viene determinada por una característicafundamental de todo servicio de distribución: minimizar los cortes de energía a losusuarios. Para ello se han desarrollado diferentes topologías de redes que condicionan





la forma habitual de explotar los sistemas eléctricos y las posibilidades de mantener elservicio en caso de faltas o perturbaciones.

Básicamente se pueden encontrar tres tipos de topologías:

a) Sistemas radiales.

Los sistemas radiales son aquellos en los que desde una subestación parten uno omás alimentadores. Cada uno de ellos puede o no ramificarse, pero no vuelven aencontrar un punto común. Estos sistemas, sencillos y fáciles de controlar y proteger,son los más baratos, pero son los que ofrecen menor seguridad de servicio. En altatensión se suelen instalar circuitos redundantes para mejorar la seguridad de servicio.

b) Sistemas en anillo.

Los sistemas en anillo permiten mejores condiciones de seguridad de servicio al seralimentados en paralelo desde varias fuentes a la vez, mediante líneas continuas, sin

interrupciones. El número de anillos así formado es siempre reducido y cada unopuede contener derivaciones más o menos importantes y ramificadas, pero en caso deproblemas de alimentación en un transformador es posible mantener el suministrodesde otra fuente. Por otra parte, si falla uno de los anillos puede aislarse la parteafectada y alimentar desde ambos lados en forma radial. Cuantas más divisionespuedan hacerse en la explotación de un anillo mayor será la seguridad, aunquetambién el coste. Los sistemas en anillo son más caros que los radiales y se empleanfundamentalmente en las redes de reparto.

c) Sistemas mallados.

Los sistemas mallados son aquellos en los que todas las líneas forman anillos,

obteniéndose una estructura similar a la de una malla. Esta disposición exige quetodos los tramos de la línea acepten sobrecargas permanentes y estén dotados conequipos de desconexión en ambos extremos. Se obtiene así la máxima seguridad ycalidad de servicio al mayor coste. Este tipo de redes se emplea en sistemas detransmisión importantes y algunas redes de reparto, fuera del alcance de este trabajo.

Con el paso del tiempo se han desarrollado combinaciones de estas tresconfiguraciones de redes que acaban de describirse.

De cara al análisis de las pérdidas técnicas, objeto de este estudio, se consideraránprincipalmente redes de distribución en MT, con explotación habitualmente radialindependientemente de que la estructura básica de la red disponga de alimentacionesalternativas por necesidad de servicio (distribución urbana).

Las compañías distribuidoras miden generalmente el alcance de su servicio a travésde ciertos cocientes llamados parámetros de densidad. Estos parámetros indican quetipo de área es abastecido. Por ejemplo, en zonas rurales las redes son más extensasy sirven menos clientes por kilómetro que en zonas urbanas.

Los parámetros de densidad más corrientes son:

- Demanda máxima del sistema / Kilómetros de red propiedad de la distribuidora

- Número de clientes / Kilómetros de red propiedad de la compañía

- Demanda máxima del sistema / Número de clientes





Las compañías distribuidoras no solo se caracterizan por la densidad del área en quesuministran energía sino también por otros indicadores de eficiencia como son elnúmero de clientes por operario y las pérdidas porcentuales de energía .

Habitualmente los Reguladores consideran que aquellas distribuidoras que cubranáreas de similar densidad, tendrán un comportamiento parecido en cuanto a costes, yes por ello que buscan con frecuencia el agrupar a las distintas empresasdistribuidoras de acuerdo con los parámetros de densidad con el fin de obtener áreastípicas. Pero esta consideración no es correcta, dado que las pérdidas dependen de latopología de la red y del conductor, pero no de los parámetros de densidad. En efecto,los parámetros de densidad no pueden ser utilizados como parámetros inductores decostes: no existe por lo general una relación directa entre los ratios de densidad y loscostes asociados a las redes de distribución.

Es decir, que parámetros similares de densidad en dos redes de distribución nosignifican necesariamente iguales costes de inversión, operación y mantenimiento, ypérdidas, los cuales dependen más bien de la dispersión y el consumo por cliente, de

la climatología y la existencia de arbolado, y del diseño y previsión de crecimiento dela red existente, respectivamente.

Se intuye que no serán iguales las redes ni las pérdidas asociadas a ellas en dosáreas de igual densidad y diferente dispersión como las siguientes:

CASO 1 CASO 2

50 50200 200

50 50

2 km 4 Km 1 km 4 Km

200 200

Nº clientes: 800 Nº clientes: 800Densidad: 50 clientes / km2 Densidad: 50 clientes / km2Long. Red: 6 km Long. Red: 15 kmDispersión: 7,5 m Dispersión: 18,75 m

Tampoco serán iguales los costes y las pérdidas asociadas a dos redes con igualesdensidades y diferente topología como las siguientes:

CASO 1 CASO 2

Se concluye por tanto que de cara a cuantificar el nivel de pérdidas que tiene unadeterminada compañía por comparación con las pérdidas que tiene otra empresa,práctica habitual en determinados tipos de regulación, o para zonificar un área dedistribución mediante áreas típicas, es conveniente que la compañía cuyo nivel depérdidas se quiere determinar tenga unos parámetros de densidad de carga (nº declientes por unidad de superficie) y de dispersión (separación media entre clientes)similares a los de la empresa de referencia, así como el mismo tipo de unidades

constructivas, con el objeto de que la información sobre las pérdidas en esta últimasea extrapolable a la primera y no se introduzcan distorsiones.





3.2. Las pérdidas de energía eléctricaEl conjunto de las pérdidas eléctricas de un sistema debidas a fenómenos físicos sedenomina pérdidas técnicas. Estas pérdidas se deben a las condiciones propias de laconducción y transformación de energía eléctrica y son inherentes a la eficiencia delsistema para transportar esa energía hasta el consumidor final. Las pérdidas técnicas

se pueden clasificar según la función del componente y según la causa que las origina(efecto corona en AT, efecto Joule en líneas y transformadores, y magnetización delnúcleo de transformadores).

Las pérdidas técnicas constituyen energía que se disipa y no puede ser aprovechada,por lo que deberá ser uno de los objetivos primordiales de cualquier programa dereducción de pérdidas. La estimación de las pérdidas de energía no es sencilla ya querequiere de un importante volumen de información sobre descripción de las redes ycaracterísticas de las cargas que no siempre está disponible en las propias empresasdistribuidoras. La mejor estrategia para obtener una reducción en los niveles depérdidas técnicas consiste en realizar una adecuada planificación y expansión de lossistemas eléctricos, buscando minimizar el coste social neto del sistema llegando a unpunto en el que cualquier reducción adicional en el nivel de pérdidas sea compensadacon los costes asociados a esa propia reducción.

Tradicionalmente se han venido adoptando las siguientes medidas para reducir laspérdidas técnicas en los sistemas eléctricos:

• Diagnóstico del estado del sistema.• Predicción adecuada de la demanda.• Revisión de criterios de planificación.• Compensación del factor de potencia.• Reconfiguración de la red.

• Mejora del equilibrio de carga en las fases.• Respuesta en carga de transformadores.• Gestión de la demanda.

Las pérdidas no técnicas se definen como la diferencia entre las pérdidas totales de unsistema eléctrico y las pérdidas técnicas estimadas para el mismo. No constituyen unapérdida real de energía eléctrica, pero suponen que la empresa distribuidora recibauna menor retribución por la prestación del servicio.

Las pérdidas no técnicas se deben fundamentalmente a los siguientes motivos:

• Descalibración de contadores de energía por desgaste o errores de calibración.• Descalibración intencionada de contadores efectuada por un consumidor.• Puenteado de contadores.• Averías en contadores.• Errores de facturación a consumidores que no disponen de contador.• Sustracción de energía por personas no registradas como consumidor en la

compañía.

La estimación de las pérdidas no técnicas requiere de la estimación previa de laenergía total disponible y de las pérdidas técnicas, obteniéndose las primeras pordiferencia. Además de su estimación es necesario desagregar las pérdidas no técnicassegún su distribución geográfica con el fin de detectar las áreas en las que es

necesario realizar un proceso de control del fraude e implantar las oportunas medidaspunitivas, preventivas y educativas.





Uno de los métodos tradicionalmente empleados para estimar las pérdidas globales deun sistema de distribución (pérdidas técnicas + pérdidas no técnicas), es el de losbalances de energía. En definitiva se trata de determinar las pérdidas globales a partirde un registro detallado de medidas del sistema eléctrico en un período de tiempodeterminado a través de la ecuación:

Compras netas sistema + Intercambio neto sistema – Ventas sistema = Pérdidas sistema

donde,

Compras netas sistema = aporte de energía neto desde la red de transporteIntercambio neto sistema = balance de transacciones entrantes con otros sistemasVentas sistema = ventas totales de energía a consumidores finales

Este método requiere fundamentalmente de precisión en las medidas de energía ysimultaneidad y periodicidad en las lecturas, factores que hacen que junto a que nopermite desglosar las pérdidas globales en técnicas y no técnicas sea de poco interés

para el caso que nos ocupa.Como ya se ha señalado el objeto de este trabajo es analizar las pérdidas técnicas deenergía eléctrica, de tal forma que en adelante al hablar de pérdidas se deberáentender que se trata de pérdidas técnicas.





3.3. Las pérdidas técnicas de energía eléctricaUn sistema eléctrico está integrado por una serie de elementos encargados de lageneración, transformación, transporte y conversión de energía eléctrica. En cadaelemento, y debido a diferentes causas, se producen pérdidas eléctricas que sonconsecuencia de la eficiencia limitada en la función que realiza. Las pérdidas se

manifiestan en diferentes formas, principalmente como calor disipado, y aunque laenergía eléctrica que se deriva por ellas no se aprovecha sí forma parte de la energíagenerada en el sistema.

Las pérdidas en un sistema eléctrico se producen en todo instante de tiempo, y su totalresulta de la suma de las pérdidas en todos los elementos en operación.

Se pueden establecer distintas clasificaciones de las pérdidas:

1) Según la función del elemento que las causa:a) Pérdidas por transporte

En líneas de reparto.En alimentadores primarios y secundarios.

b) Pérdidas por transformación.En transformadores AT/MT.En CT’s MT/BT.

2) Según la causa que las origina:a) Pérdidas por efecto corona.b) Pérdidas por efecto Joule.c) Pérdidas por corrientes parásitas e histéresis.

3) Según su relación con la demanda:a) Pérdidas asociadas a la variación de la demanda o pérdidas en carga.

También se denominan pérdidas variables.

La magnitud de este tipo de pérdidas, que se debe principalmente al efectoJoule, es proporcional al cuadrado de la corriente:

P L = I2·R

donde,

P L = pérdidas en el elemento del sistema (W)I = corriente que circula por el elemento (A)

R = resistencia del elemento (• )b) Pérdidas cuyo valor es aproximadamente independiente con la carga del

sistema o pérdidas en vacío. También se denominan pérdidas fijas (efectocorona, corrientes parásitas e histéresis).

Estas pérdidas dependen principalmente de la variación de la tensión y sepresentan en los transformadores y máquinas eléctricas debido a lascorrientes parásitas de Foucault y a los ciclos de histéresis producidos porlas corrientes de excitación. Adicionalmente se incluyen en esta clase depérdidas las debidas al efecto corona.

Dado que los sistemas eléctricos deben funcionar con pocas fluctuacionesde tensión se consideran estas pérdidas de vacío como un valor constante.





No obstante si se requiere mayor exactitud, las pérdidas de vacío, enfunción de la variación de tensión, se calculan mediante:

P L jv = P L

iv · (V j /Vi)2

donde,

P L jv = pérdidas en vacío (W) a un valor de tensión V i (V)

V j = valor de tensión al cual se desea conocer las pérdidas (V)

Seguidamente se analizarán las pérdidas imputables a los dos elementos máscomunes que componen las redes: líneas y transformadores, y se buscará laaplicación a redes de MT.

3.3.1. Pérdidas de potencia en líneasLos sistemas de distribución en MT están compuestos por líneas aéreas y/osubterráneas por las que circulan las corrientes necesarias para realizar el suministrode potencia, e inherentes a este proceso aparecen unas pérdidas asociadas con laresistencia de los conductores y las corrientes que circulan:

P L = I2·R

donde,

P L = pérdidas en cada conductor (W)I = corriente que circula por el conductor (A)R = resistencia del conductor (• )

En efecto, el circuito equivalente completo de una línea es el siguiente:

i jZL

Yi Y j

donde,

Vi = tensión en el punto i (V)

V j = tensión en el punto j (V)R = resistencia de la línea (• )X = reactancia de la línea (• )ZL = R+j·X = impedancia serie de la línea (• )G i, G j = conductancia de la línea (S)Bi, B j = susceptancia de la línea (S)Yi = G i + j·B i = admitancia derivación de la línea en el nudo i (S)Y j = G j + j·B j = admitancia derivación de la línea en el nudo j (S)

Pero en los sistemas de distribución en MT los valores de conductancia y susceptanciason muy pequeños y se suelen despreciar, por lo que el circuito equivalente de la líneaqueda:





i jZL

Por otra parte, dado que en las líneas de distribución en MT las tensiones sonrelativamente bajas, las pérdidas de potencia por efecto corona son prácticamentedespreciables con lo que no se consideran.

Se concluye por tanto que en líneas aéreas o subterráneas de distribución en MT laspérdidas óhmicas debidas a la resistencia de los conductores son las que determinanfundamentalmente el valor de pérdidas en la línea.

3.3.2. Pérdidas de potencia en transformadoresLas pérdidas de potencia en un transformador están asociadas principalmente con:

• Pérdidas que varían con la demanda y están relacionadas con la resistencia delos arrollamientos del transformador, también conocidas como pérdidas en elcobre o pérdidas en carga.

• Pérdidas asociadas al valor de la tensión aplicada y relacionadas con lascorrientes de excitación del transformador, también conocidas como pérdidasen el hierro o pérdidas en vacío.

Un circuito equivalente de un transformador es el siguiente:

e sm Zt

Rm Xm

donde,

Ve = tensión de entrada (V)Vs = tensión de salida (V)Ie = corriente de entrada (A)Is = corriente de salida (A)Im = corriente de magnetización (A)R = resistencia serie (pérdidas en el cobre) (• )X = reactancia serie (• )Zt = R+j·X = impedancia serie del transformador (• )Rm = resistencia derivación (pérdidas en el hierro) (• )Xm = reactancia derivación (• )

Las pérdidas en el cobre o dependientes de la carga vienen dadas por:

P L = I2·R





donde,

P L = pérdidas de potencia en el cobre o pérdidas en carga (W)I = corriente de carga (A)

Las pérdidas asociadas con el hierro o pérdidas en vacío están dadas por:

P Lv = V e

2 /R m

donde,

P Lv = pérdidas en vacío (W)

Pérdidas que por ser la tensión cercana al valor nominal se consideran constantes y, sila carga del transformador es elevada, serán menores que las pérdidas óhmicas.

Por tanto el circuito equivalente simplificado de un transformador en carga es el

siguiente:

e sZt

En definitiva se observa que en transformadores con un grado de carga elevado, sonlas pérdidas óhmicas las que son más significativas, del mismo modo que ocurre enlas líneas.

No obstante cabe señalar que en los CT’s las pérdidas de vacío de lostransformadores, aunque son pequeñas cuantitativamente en valor relativo, si puedenser representativas en valor absoluto dado que estos equipos están en tensión demodo permanente.





3.4. Procedimientos de cálculo de pérdidasPara evaluar las pérdidas de energía en un sistema durante un período de tiempo sepueden utilizar las lecturas de la energía suministrada y la energía que ha sidofacturada a los usuarios, así:

Pérdidas de energía = Energía suministrada – Energía Facturada

Esta metodología tiene asociadas tres fuentes de error:

• La diferencia entre la energía suministrada y la energía vendida incluye laenergía utilizada por los usuarios pero no pagada, es decir, incluye tantopérdidas técnicas como pérdidas no técnicas.

• Las lecturas de los aparatos de medida realizadas en los diversos puntos delsistema no son tomadas simultáneamente.

• Posibilidad de un error grande en las pérdidas de energía. En efecto, pequeñoserrores de medida en la energía suministrada y en la facturada pueden derivaren un error grande en las pérdidas de energía.

Aun en caso de que los resultados sean aceptables, es difícil localizar dónde ocurrenlas pérdidas para adoptar medidas correctoras, ya que incluso en ese caso se disponede muy poca información.

Para evitar los inconvenientes que como se observa presenta el método de medida deenergía, habitualmente se hace lo siguiente: se determinan las pérdidas de potenciamediante métodos matemáticos para uno (generalmente el de demanda máxima) ovarios estados del sistema, y posteriormente se evalúan con estos resultados las

pérdidas de energía.Una de las formas más utilizadas para estimar las pérdidas de potencia en un sistemaes mediante el uso de flujos de carga , y en el caso de redes de distribución en MT, elmétodo más empleado es el conocido flujo de carga radial .

Como resultado de un flujo de carga se obtienen los valores de tensión, en módulo yargumento, en todos los puntos del sistema, y con estos datos se estima el valor delas pérdidas de potencia, de acuerdo con una de las dos metodologías siguientes:

a) A través de las pérdidas en cada elemento:

Se calculan las corrientes que circulan por los diferentes elementos mediante laecuación:

Ik = (V i-V j)/Zk

donde,

Ik = corriente que circula por el elemento (k) conectado entre los puntos i y jZk = impedancia del elemento k, Z k = R k +j·Xk

Conocidas las corrientes por los diferentes elementos se calculan las pérdidas depotencia en cada uno de ellos:

P Lk = R k·Ik2





donde P Lk son las pérdidas en W en el elemento k.

Las pérdidas totales del sistema se obtienen sumando las pérdidas de cada elementoy añadiendo las pérdidas que son independientes de la demanda: pérdidas en vacíode los distintos elementos, pérdidas por efecto corona, etc.

vL

N

1kLkL PPP +=∑

=

donde,

P L = pérdidas totales del sistema (W)N = número de elementosP L

v = pérdidas independientes de la demanda (W)

b) A través de la potencia activa suministrada por el sistema:

En este caso,

vL

M

1kDkSL PPPP +−= ∑

=

donde,

P L = pérdidas totales del sistema (W)P S = potencia activa suministrada por el sistema (W)P Dk = demanda en el nodo k (W)M = número de nodos de demandaP Lv = pérdidas independientes de la demanda (W)

Se ve por tanto que por un método u otro, conocido en cada momento el valor dedemanda en los diferentes puntos del sistema, se puede calcular con un flujo de cargael valor de las pérdidas para cada instante.

Conocidos los valores de las pérdidas de potencia en cada momento, se calcula elvalor de las pérdidas totales de energía:

k

N

1kLk T·PL ∆=∑

=

donde,

L = pérdidas de energía del sistema (Wh)P Lk = pérdidas de potencia promedio del sistema durante el intervalo k (W)N = número de intervalos en que se ha dividido el tiempo de estudio• Tk = intervalo de tiempo (h)

Esta forma de evaluar las pérdidas que se ha desarrollado puede considerarse comola forma ideal, pero presenta algunos inconvenientes: necesita disponer de medicionesen todos los puntos del sistema, estas mediciones se deben realizar en todo el tiempode estudio y se deben realizar simultáneamente.





Debido a estas dificultades prácticas se recurre frecuentemente a evaluar las pérdidasen la situación de demanda máxima y mediante la utilización de una serie de factoresse estima el valor de las pérdidas durante el período de estudio. Para ello seestablecen las siguientes definiciones:

• Factor de carga (Fc):

Es la relación entre la energía media de la curva de carga y la energíaconsumida con carga máxima,

(KW)picoCarga·(h)períododelHoras(kWh)períodounenconsumidaEnergía

Fc =

• Factor de pérdidas (Fp):

Es la relación entre la energía media de pérdidas y la energía de pérdidas concarga máxima,

(KW)picoPérdidas·(h)períododelHoras(kWh)períodounenpérdidasdeEnergía

Fp =

No es posible, en general, obtener una relación entre los factores de carga y depérdidas independientemente de la curva de carga, sin embargo, se puede demostrarque Fc 2 < Fp < Fc.

Algunos autores proponen utilizar la relación Fp = c·Fc + (1-c)·Fc 2 para el rango devalores 0,15 < c < 0,30. Esta es la relación que se empleará más adelante en el casoejemplo.

Con todo ello las pérdidas de energía se obtienen a partir del valor de pérdidas depotencia que se presentan en el momento de demanda máxima, así:

Eper = Fp·P Lp·T

donde,

Eper = pérdidas de energía del sistema (Wh)Fp = factor de pérdidas del sistemaP L

p = pérdidas de potencia en la condición de demanda máxima (W)T = intervalo de tiempo considerado (h)





3.5. Los costes de la actividad de distribuciónLos costes en que se incurre en el ejercicio de la actividad de distribución, que sondeterminantes de una forma u otra en la fijación de las tarifas eléctricas, estánformados por cuatro componentes principales:

- Costes de inversión.- Costes de operación y mantenimiento.- Pérdidas de energía y potencia.- Compras de energía y costes de comercialización de la misma.

Los tres primeros son los que forman el VAD. Las compras de energía son un costeque en general se traspasa en cierta medida de generadores a consumidores finales.

No es objeto de este trabajo el determinar los costes completos de la actividad dedistribución, ni como se traspasan a los clientes finales, sino analizar las pérdidas deenergía eléctrica. Por ello se analizarán a continuación los aspectos que influyen másdirectamente en la planificación de una red y por tanto en las pérdidas que se tendránen la misma.

3.5.1. Los costes de inversiónEn relación con el coste de inversión, es necesario hacer mención a las diferentesmaneras que hay de determinar el capital invertido o el valor de los bienes einstalaciones en servicio. En la práctica existen cuatro alternativas:

a) Coste histórico o valor amortizado: Es el valor efectivamente pagado por ladistribuidora por sus instalaciones y equipos, sustrayendo la depreciaciónacumulada. Distingue entre empresas que ofrecen un idéntico servicio porcausa de las diferentes edades de sus instalaciones. La regulación que se

basa en el coste histórico solo se preocupa de limitar los precios monopólicos yasegurar una determinada rentabilidad de las empresas, sin buscar un objetivoclaro de eficiencia.

b) Coste de sustitución o Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) : Es el coste actualde adquisición de nuevas instalaciones y equipos que permitan ofrecer unservicio idéntico al proporcionado por las instalaciones existentes, utilizando laúltima tecnología y al mínimo coste. El concepto que subyace tras el VNR esque se puede medir el coste eficiente y competitivo de una actividadmonopólica a través de todos los insumos que se requieran para que dichaactividad se desarrolle. De esta manera, el VNR de una empresa representauna empresa recientemente instalada con similares características en cuanto atamaño y topología, optimizada, de última tecnología, y que compite en lamisma área ofreciendo un coste de capital competitivo.

c) Coste de reposición: A diferencia del VNR, el coste de reposición representa loque costaría construir las mismas instalaciones y equipos hoy, sin importar silos equipos están obsoletos o no. Una empresa regulada y valorizada segúneste mecanismo, al igual que para el coste histórico, no entrega incentivos a laeficiencia en la inversión puesto que esta se paga en forma asegurada con losprecios regulados.

d) Justo valor: Es el nombre dado al capital inmovilizado evaluado de un modosubjetivo por el organismo regulador, calculado con frecuencia como unamedia ponderada entre costes históricos y de reposición, sin que suponga entérminos de incentivos alguna ventaja respecto del VNR.





3.5.2. Los costes de pérdidasCuando se quieren determinar los costes por prestación de un servicio, bien sea detransporte o de distribución, se consideran las pérdidas separadas en suscomponentes de potencia y energía, dado a cada término se le aplica un preciodistinto. Aunque en este documento se trabaje con pérdidas de energía, la

metodología es aplicable del mismo modo a las pérdidas de potencia.

El nivel de pérdidas técnicas aumenta a medida que el voltaje de las redes disminuye,con lo que la mayor proporción de pérdidas en la cadena generador - cliente ocurre enla red de distribución.

Habitualmente se considera el siguiente modelo de pérdidas del sistema por niveles detensión:

Pérdidas

EPAT EPMT EPBT

ECAT ECMTEIAT=KAT'·ECAT KMT'·ECMT KBT'·ECBT

AT MT BT

EDAT EDMT EDBT

Consumos

donde,

EI = energía inyectadaEC = energía circuladaKBT = coeficiente de pérdidas en toda la red de distribución (BT, MT, AT) originadas

por la energía demandada en BT.KMT = coeficiente de pérdidas en la red de distribución (MT, AT) originadas por la

energía demandada en MT.KAT = coeficiente de pérdidas en toda la red de distribución (AT) originadas por la

energía demandada en AT.KBT’, KMT’ Y KAT’ = coeficientes de pérdidas en las redes de BT, MT y AT

respectivamente con relación a la energía circulada pordicha red.

Se cumple que:

EIAT = KBT·EDBT+KMT·EDMT+KAT·EDATECMT = KBT’·EDBT+EDMTECAT = KAT’·ECMT+EDAT

y operando se obtiene:

KBT’ = KBT/KMTKMT’ = KMT/KATKAT’ = KAT





Los coeficientes de pérdidas indican, en definitiva, el valor por el que hay quemultiplicar la demanda en un sistema para obtener la energía necesaria para alimentardicha demanda y hacer frente a las pérdidas que se producen en dicho sistema.

Los coeficientes de pérdidas tienen habitualmente un valor cercano a la unidad,aunque este depende de las peculiaridades de cada sistema eléctrico, y estáníntimamente ligados a las pérdidas en una red dado que se obtienen a partir de estas.

Es importante señalar que se pueden utilizar varias definiciones de pérdidas,atendiendo a su cálculo, con lo que esto puede afectar significativamente a loscoeficientes de pérdidas y por tanto a la participación que tiene cada distribuidora enlas pérdidas totales de un sistema, con graves implicaciones económicas. Las distintasdefiniciones de pérdidas que habitualmente se consideran son:

- Pérdidas reales: las que se calculan o miden en el conjunto del sistema.

- Pérdidas medias: las pérdidas reales por kWh distribuido.

- Pérdidas marginales: las pérdidas asociadas a un incremento unitario de lademanda en un nudo dado.

- Pérdidas marginales escaladas: reducidas proporcionalmente hasta que susuma coincida con las pérdidas reales.

El coste de las pérdidas para una compañía, equivalente a la energía y potenciacomprada por la distribuidora menos la energía y potencia vendida a los clientes, enlos marcos regulatorios más recientes generalmente se imputa solo en parte a losclientes, con el objeto de incentivar a la distribuidora a reducir el nivel de pérdidas.Para ello se establece comúnmente un nivel de pérdidas reconocido o permitido

correspondiente a una distribuidora eficiente en su inversión y control de pérdidas.Este es frecuentemente un motivo de discusión si el nivel de pérdidas reconocido nose ajusta a lo razonable dentro de las condiciones particulares del sistema eléctrico dedistribución de un determinado país.

Un esquema que ilustra bien lo anterior es el siguiente:

Ingresos por Pagos porpérdidas de pérdidasreferencia reales

Compañíadistribuidora

La diferencia entre las pérdidas reales y las reconocidas o de referencia supone uncoste para la distribuidora que es el que la incentiva a reducir sus pérdidas. Ahorabien, en la cuantía de este coste de pérdidas que tiene una compañía influye muydirectamente el organismo Regulador, dado que:

- Los ingresos por pérdidas de referencia están determinados por las pérdidasque el Regulador reconoce para la compañía en base los costes que considereque tiene el servicio de distribución.

- Los pagos por pérdidas reales se obtienen de la diferencia entre la energía quela compañía compra en frontera de distribución al mercado mayorista, y la





energía facturada a los clientes que se obtiene a partir de las mediciones ensus contadores. Ahora bien, la energía comprada se determina a partir de losconsumos de los clientes mediante la aplicación de unos coeficientes depérdidas calculados según una metodología que define el Regulador, y quegeneralmente se basa en un balance entre enegía comprada y facturadadurante un período largo de tiempo anterior lo cual introduce un desfase en eltiempo.

La actuación del organismo Regulador debe buscar un equilibrio entre el coste que laspérdidas del sistema tienen para la compañía distribuidora y el coste que tienen parael consumidor final. Se debe minimizar el Coste Social Neto (CSN) de las pérdidas,entendido como suma de los costes de las mismas para la compañía distribuidora ypara el consumidor final, de tal forma que se adecue la remuneración de ladistribuidora al nivel de pérdidas en sus redes sin tener un coste de pérdidas excesivopara los clientes.

A continuación se ofrece un gráfico explicativo de cómo los costes de las pérdidas

para la distribuidora (por inversiones en instalaciones) y para los consumidores tienentendencias opuestas, y de cómo el Regulador debe buscar el punto de equilibrio.

En efecto, si el nivel de pérdidas disminuye es debido a un esfuerzo mayor eninversión realizado por la distribuidora que a su vez se traduce en un coste menor paralos clientes. Y al revés, si el nivel de pérdidas aumenta es debido a una falta deinversión en instalaciones por la distribuidora que se traduce en un coste mayor paralos clientes, dado que a ellos se repercute finalmente el coste de las pérdidas de unared.

Se intuye que ha de haber en todo sistema, por tanto, un nivel óptimo de pérdidas queha de ser el nivel de pérdidas reconocido, que minimice el coste social neto de laspérdidas para el sistema.





4. Análisis del tratamiento regulatorio de las pérdidasEn este apartado se hará en primer lugar una introducción general para pasar despuésal caso particular del tratamiento de las pérdidas en Guatemala.

4.1. Conceptos generalesNo es interesante realizar un análisis independiente del tratamiento regulatorio de laspérdidas, sino que es más acertado estudiar los distintos esquemas regulatorios deretribución de la actividad de distribución, bajo los que subyace el coste que tienenpara un sistema las pérdidas. Al final, una vez que se constata que los sistemaseléctricos tienen pérdidas, y se conocen las causas por las que se producen, loimportante es como se repercuten sus costes dentro del esquema tarifario.

Como ya se ha avanzado en la introducción, lo que se plantea es que, debido al nuevomarco regulatorio de la actividad de distribución que se ha implantado en numerosospaíses, en las compañías eléctricas que estaban verticalmente integradas se haproducido un proceso de separación de actividades en las de generación, transporte,

distribución y comercialización, con motivo de la introducción de competencia. Contodo ello la actividad de distribución, pese a que se mantiene como actividad reguladapor ser un monopolio natural debido a que duplicar redes en una misma área resultaineficiente, tiende cada vez más a ser remunerada según unos costes reconocidos queresponden a lo que se entiende como una empresa “eficiente”. En estos costesreconocidos están incluidos los costes de las pérdidas (los costes de pérdidas de unaempresa eficiente) que como se puede suponer son motivo de amplio debate ya quecon frecuencia la distribuidora viene planificando sus redes con unos criterios que secorresponden con otro marco regulatorio, y que no coinciden exactamente con los de“eficiencia” conque pasa a ser remunerada.

Se tienen, por tanto, dos escenarios: el tradicional en el que la distribuidora formaba

parte de una empresa verticalmente integrada en el que era remunerada por coste deservicio, y el actual en determinados mercados eléctricos en el que se introducenincentivos a la eficiencia (calidad de servicio y nivel de pérdidas) a la vez que seretribuye la distribución con una remuneración del capital invertido adecuada al riesgoque implica esta actividad.

4.1.1. Esquema regulatorio de retribución por coste de servicioEn este esquema tradicional se autorizan las tarifas cargadas a las distribuidorasperiódicamente, de acuerdo a un proceso de negociación entre regulador y compañía.

El llamado coste de servicio es el que permite recuperar los costes incurridos más una

tasa de retorno razonable de las inversiones.Este esquema tiene como ventajas las siguientes:

- La evolución de las tarifas se mantiene estable y controlada por el regulador.- Proporciona seguridad en términos financieros a las empresas.

Y como desventajas:

- Se incentiva la inversión en exceso en instalaciones no eficientes cuando la tasade retorno reconocida es alta.

- No hay incentivos a la reducción de costes ya que en general se reconocen los

costes incurridos. En particular, no hay incentivos a la reducción de pérdidas .





4.1.2. Esquemas regulatorios de retribución por incentivosEn este caso hay incentivos a la introducción de eficiencia en el ejercicio de laactividad de distribución.

Un esquema regulatorio de retribución por incentivos generalmente se basa en uno de

los siguientes puntos:

- Limitación de ingresos (Revenue cap)

- Limitación de precios (Price cap)

Las fórmulas para limitar los ingresos o los precios consisten habitualmente en aplicara los del período anterior un factor que los ajusta y que es del tipo 1+IPC-X. Con estemétodo el regulador modifica periódicamente el factor de productividad X a la vista delos resultados económicos de las empresas, apoyándose en criterios de planificación yde comparación entre ellas, y así incentiva a la reducción de costes.

4.1.2.1. Evaluación de los costes eficientes de la distribuciónLa evaluación de lo que son los costes “eficientes” de la distribución de energíaeléctrica en una determinada área geográfica es imprescindible para fijar laremuneración de cualquier esquema de regulación.

Una vez determinados dichos costes el regulador tiene criterios para limitar ingresos oprecios y así intentar establecer una remuneración objetiva, transparente, nodiscriminatoria y adecuada a las características del mercado suministrado.

Se han desarrollado diversos tipos de regulación por incentivos que son lasherramientas de que dispone el regulador para estimar los costes que debiera tener la

actividad de distribución:

• Regulación por comparación (Yardstick competition)

La clave de esta regulación es la comparación con los costes y lascaracterísticas más significativas de otras distribuidoras similares. Cuando lacomparación es con la media de los costes u otros parámetros de un grupomás o menos amplio de distribuidoras se habla de Benchmarking.

• Empresas modelo o redes de referencia

Con este enfoque, el nivel que se requiere de análisis de la actividad dedistribución es mucho mayor, aunque permite aproximarse más a loscondicionantes que justifican el nivel de retribución de cada empresa, enparticular comparativamente a las demás.

Los Modelos de Red de Referencia (MRR) diseñan redes perfectamenteadaptadas sobre la base de cuyos costes, con los ajustes oportunos paraadaptarse a las condiciones reales, se fija la remuneración de cadadistribuidora por un período de varios años. Se introducen asimismo factoresde eficiencia para adaptar la retribución, en el intervalo hasta la siguienterevisión, al crecimiento del mercado.

La ventaja de este enfoque, al contar con un modelo de referencia de la red, esla de poder incorporar una representación explícita de los niveles de pérdidas yde calidad de servicio. De esta manera la retribución corresponde a las





pérdidas y a la calidad prefijados por el regulador para cada zona , y puedenestablecerse incentivos para su mejora. El punto más delicado es precisamentela determinación de los estándares de calidad y pérdidas.

Este esquema regulatorio es el que se enfrentará al de coste de servicio en elcaso ejemplo por su aplicación en Guatemala.

• Costes medios incrementales

Este enfoque se basa en un modelo u otro método de decisión para determinarel aumento o disminución del coste de la distribución en un año a partir del deotro.

• Regulación relajada

En este caso la propia distribuidora determina los cargos de red para sususuarios y el regulador supervisa y corrige este proceso.

Los principios básicos generales que se deben seguir en los esquemas regulatoriosanteriores para la remuneración de la distribución son:

- Viabilidad económica del negocio de distribución.- Reconocimiento de los costes de distribución según aspectos zonales del servicio

(clima, densidad y dispersión de clientes, ordenación del territorio), pero no enfunción de decisiones de planificación individuales de cada compañía (longitud delas redes).

- Remuneración asociada con el mínimo de instalaciones necesarias para distribuirsegún unas consignas de calidad de servicio y nivel de pérdidas.

- Consignas de calidad de servicio y nivel de pérdidas dependientes de la zona en

que se distribuya.

Más en particular, aplicado a las pérdidas, se deben tener en cuenta estasconsideraciones:

- Las pérdidas óhmicas no son estrictamente costes exclusivos de la actividad dedistribución, pero dado que ocurren en las redes de distribución, los reguladoresdeben incentivar económicamente las políticas de inversión y operación de redesque persigan una eficiencia en cuanto a pérdidas.

- Las pérdidas, que son intrínsecas a cada área en que se distribuye, debenaparecer reflejadas adecuadamente en las tarifas.

- Los distribuidores deben ser remunerados o penalizados por la diferencia con elnivel de pérdidas reconocido, nivel que debe ser reconsiderado con ciertaperiodicidad para que sea justo.

Como conclusión al análisis de diversos esquemas regulatorios de retribución porincentivos se puede señalar la importancia de la evaluación de los costes eficientes dela distribución, ya que en cada experiencia de reestructuración se han aplicadodiferentes métodos y procedimientos con lo que no hay uno definitivo y se necesitamucho trabajo para establecer una remuneración objetiva, transparente y nodiscriminatoria de acuerdo con las características del mercado suministrado. Esteproceso de evaluación de costes requerirá al menos de la siguiente información departida de la distribuidora: datos de las instalaciones actuales, auditoria contable,modelado para evaluar la eficiencia en modo comparativo, análisis de los planes deexpansión y estimación de los costes en diferentes formas.





4.2. Aplicación a GuatemalaUna vez descritos los distintos esquemas regulatorios y como en ellos influye eltratamiento de las pérdidas, interesa estudiar un caso real. Para ello se ha escogido laregulación guatemalteca con el objeto de analizar lo que sucede con los niveles depérdidas reconocidos de los que se ha hablado anteriormente.

4.2.1. Contexto histórico y situación actualLa República de Guatemala es el país de Centroamérica que tiene una mayordensidad de población y una actividad económica más importante. Todo ello noconsigue, sin embargo, situar a este país dentro de los cien países másindustrializados del mundo.

Guatemala aún a día de hoy arrastra una serie de problemas como son pobreza,desempleo, desigualdad o analfabetismo que, si bien han disminuidosignificativamente en los últimos tiempos, limitan el crecimiento económico del país,también con la ayuda de las pobres infraestructuras en educación, electricidad,

telecomunicaciones y transporte de que dispone.Pese a todo, como se ha señalado, la actividad económica dentro del contextocentroamericano es significativa. La economía del país se caracteriza principalmenteporque la actividad agrícola es la más importante, considerando además que lamayoría de la población vive en un medio rural, aunque esta tendencia tiende acambiar. La industria, que hasta después de la II Guerra Mundial era inexistente, tieneuna contribución al PIB mucho menor que la de la agricultura y en gran medida estápor desarrollarse. Otras áreas de actividad como la de los recursos mineros, enparticular el petróleo, tienden cada vez más a contribuir a la economía del país.

Por otro lado el conflicto armado Gobierno – Guerrilla, que terminó en 1996 con la

firma del Acuerdo de Paz, tampoco ha contribuido a mejorar la economía y lasinfraestructuras de Guatemala durante un largo período de tiempo.

También es digno de mención el que diversos desastres naturales que han afectado alpaís en los últimos tiempos han dañado gravemente muchas infraestructuras eléctricasy de comunicaciones.

Por todos estos motivos cabe decir que las infraestructuras eléctricas de Guatemalaaún necesitan de fuertes inversiones, y que el sistema eléctrico, que ciertamente nosiempre ha sido planificado con criterios de eficiencia, aún debe desarrollarse parasatisfacer las necesidades de la población y permitir el desarrollo económico quedemanda el país.

La liberalización del sector eléctrico en Guatemala tuvo lugar en noviembre de 1996,con la publicación de la Ley General de Electricidad.

4.2.1.1. Agentes presentes en el sectorRegulador

El ente regulador es la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, dependiente delMinisterio de Energía y Minas. Fue creada en la Ley General de la Electricidad,publicada el 15 de noviembre de 1996. Tiene poder ejecutivo: define tarifas, hacecumplir la ley y sus reglamentos, emite normas técnicas relativas al sector eléctrico,

emite disposiciones y normativas para garantizar el libre acceso y uso de las redes detransporte y distribución. Está integrada por tres miembros elegidos entre cada una de





las ternas propuestas por: los rectores de las Universidades del país, el Ministerio y losAgentes del Mercado Mayorista. La duración del mandato de la Comisión es de 5años. Su financiación se basa en una tasa aplicada a las ventas mensuales deelectricidad de cada empresa eléctrica de distribución. Esta tasa es de un 0,3% deltotal de la energía eléctrica distribuida en el mes por el precio del kWh de la tarifaresidencial de Guatemala. También se financia por medio de las sanciones impuestasa los distintos agentes del mercado.

Operadores y Gestores

El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) es el ente privado que realiza lacoordinación de la operación de las instalaciones de generación y transporte con elobjetivo de minimizar el coste en un marco de libre contratación. Es el responsable degarantizar la seguridad y el abastecimiento de energía eléctrica en el país. Es tambiénel responsable de coordinar las transacciones comerciales entre los participantes.

Generadores

Hay aproximadamente una docena de grandes empresas generadoras de diversapropiedad y tamaño.

Transportistas

La empresa transportista es la Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctricadel INDE, ETCEE, de propiedad estatal.

Distribuidores

Existen tres grandes empresas distribuidoras, y 14 pequeñas empresas municipales

de distribución. EEGSA es la empresa que distribuye en la Ciudad de Guatemala y endos provincias vecinas. El 30 de julio se privatizó el 80 % de esta empresa estatal, yfue adquirido por un consorcio formado por Iberdrola (49%),U.S.-based Teco Energy(30%), y Eletricidade de Portugal EDP (21%). DEOCSA y DEORSA se formaroncuando se privatizó la empresa estatal Instituto Nacional de Electrificación endiciembre de 1998. UNION FENOSA adquirió el 80 % de las acciones de estasdistribuidoras.

Comercializadores

Aparte de los generadores (venta de energía a grandes usuarios) y los distribuidores(venta de energía a clientes a tarifa), existen varias empresas comercializadoras quevenden energía a grandes usuarios.

Clientes

Los clientes se dividen en grandes usuarios y consumidores a tarifa. Los grandesusuarios tienen una demanda superior a 100 kW, y pueden elegir suministrador. Losconsumidores con una demanda inferior a 100 kW deben comprar la energía a losdistribuidores, al precio de las tarifas.

4.2.1.2. Funcionamiento del sectorLa liberalización del sector eléctrico en Guatemala tuvo lugar con la publicación de la

Ley General de Electricidad. Tras la privatización de parte de la empresa públicaINDE, la actividad de distribución y la generación quedaron en manos privadas y la





empresa de transporte ETCEE pertenece al estado. Las empresas comercializadorastambién son privadas.

Actualmente se está en una etapa de transición, ya que las empresas distribuidorasmantienen contratos de compra de energía con el INDE, que a su vez compra energíaa los generadores. Los distribuidores tienen obligación de tener contratos con losgeneradores su demanda firme (demanda en la hora de máxima demanda del SistemaInterconectado Nacional), para el año en curso y el siguiente. Las distribuidorasDEOCSA y DEORSA tienen contratos de compra de energía con el INDE por el totalde su demanda hasta 2004, después de esta fecha deberán suscribir contratos decompra de energía directamente con los generadores, por el año en curso y elsiguiente. Las empresas distribuidoras y la de transporte tienen obligación de permitirel acceso de terceros a sus redes previo pago de un peaje.

El mercado mayorista eléctrico en Guatemala consta de los siguientes mercados:

- Mercado a término, que abarca las transacciones derivadas de los contratos

entre agentes o grandes usuarios. En estos contratos los precios y plazos sepactan entre las partes, y no pueden incluir cláusulas de compra mínimaobligada de energía, si bien existen contratos anteriores a la ley que si que lasincluyen.

- Mercado de oportunidad o Spot, en el que las transacciones se realizan alprecio de oportunidad de la energía, calculado sobre la base del coste marginalde corto plazo que resulta de la oferta disponible. En este mercado se negociala energía no cubierta por contratos.

- Mercado de Desvíos de Potencia, para las transacciones de potencia deoportunidad, a un precio establecido por el Administrador del Mercado

Mayorista de forma mensual. En este mercado los productores compran lapotencia necesaria para hacer frente a sus contratos. Transitoriamente tambiénpodrán acceder a este mercado los consumidores.

4.2.1.3. Demanda total y gestión de la energíaLa demanda de energía en 2001 fue de 4.177 GWh sobre 5.856 GWh de generacióntotal. Por otra parte la capacidad instalada del sistema eléctrico guatemalteco es deunos 1.700 MW, lo que da una idea del sistema eléctrico tan pequeño del que se estáhablando.

Las pérdidas de energía de mercado interanuales de Guatemala a 31 de diciembre de

2002 para las distribuidoras DEORSA y DEOCSA eran del 22,10%, habiéndosereducido un 3,7% respecto de las del año anterior. Las pérdidas de energía de la reden la misma fecha ascendieron al 20,46%. Como puede observarse, estos valores seescapan de lo que debería tener un sistema eléctrico “eficiente” y son motivo degraves preocupaciones.

La evolución histórica de las pérdidas reales de energía (técnicas + no técnicas) de lasdistribuidoras DEORSA y DEOCSA durante los últimos años ha sido la siguiente:

Antes de la privatización Tras la privatización

Año 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Pérdidas [%] 35,5 39,7 32,4 24,5 22,5 23,4 28,9 22,5 22,9 27,9 25,8 22,1





De los datos anteriores se deriva que, al contrario de lo que es un sistema dedistribución “maduro” que opera en un entorno socioeconómico aceptable y secaracteriza por tener un nivel de pérdidas totales reducido y estable en el tiempo, elsistema de distribución de Guatemala se puede calificar como “de altas pérdidas”.

La situación de un sistema de distribución de altas pérdidas es en la que sedesenvuelven los sistemas de muchos países en vías de desarrollo que todavía nohan introducido reformas institucionales y de organización en el sector, o bien no hatranscurrido un tiempo suficiente para que estas sean efectivas. En estos sistemas lareducción drástica de pérdidas no es posible y desde luego no siempre es lineal.

Como buena muestra de ello se propone considerar la evolución de las pérdidas deenergía en un sistema maduro como es el español, en el que se pasó de tener un7,6% de pérdidas en 1991 a alcanzar un 6,8% en 1998, frente a los datos anterioresde Guatemala.

Frente a todo esto, interesa analizar los valores de pérdidas reconocidas de energía

para las distribuidoras DEOCSA y DEORSA desde el comienzo del período tarifariovigente:

Distribuidora DEOCSA DEORSA

Pérdidas reconocidas en MT [%] 3,1 3,1

Pérdidas reconocidas en BT [%] 7,4 7,4

Pérdidas técnicas en BT [%] 4,6 4,6

Pérdidas no técnicas en BT [%] 2,8 2,8

Pérdidas totales reconocidas [%] 9,5 8,7

Como se puede apreciar, pese al esfuerzo que se ha realizado desde la privatizaciónpara rebajar el nivel de pérdidas de las compañías desde el 28,9% en 1997 hasta el22,1% en 2002, el nivel de pérdidas reconocidas por el Regulador puede hacerpeligrar la viabilidad financiera de estas empresas.

4.2.1.4. Contexto de las actividadesEl régimen administrativo de las diferentes actividades es el siguiente:

- Generación: no requiere autorización, salvo hidráulicas y geotérmicas.- Transporte: requiere autorización cuando utilice bienes de dominio público. La

duración máxima de la autorización es de 50 años.- Distribución: actividad regulada, requiere autorización que se concede por

concurso público. Esta autorización no otorga derechos de exclusividad en lazona de concesión. Los distribuidores deben tener suscritos contratos decompra de energía con los generadores por el total de su demanda firme(demanda en la hora de Máxima Demanda Proyectada del Mercado Mayorista),durante dos años.

4.2.2. La Ley General de Electricidad y su ReglamentoCon la publicación de la Ley General de Electricidad en noviembre de 1996 se iniciaen Guatemala el proceso de liberalización del sector eléctrico. Entre los motivos quese señalan en los considerandos de la Ley para justificar la necesidad de iniciar un

proceso de desmonopolización cabe destacar los siguientes: oferta de energía





eléctrica insuficiente, suministro de energía eléctrica deficiente, ausencia de suministroen las zonas más deprimidas del país y necesidad de crecimiento del sector.

A continuación se indican los aspectos más importantes que señala la Ley General deElectricidad (LGE) relacionados con las pérdidas en las redes de distribución:

- Son libres el transporte y la distribución de electricidad aunque los precios porprestación de estos servicios se mantienen regulados (Art.1 LGE).

- Se crea la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) como un órganotécnico del Ministerio de Energía y Minas (Art.4 LGE).

- Los costes propios de la actividad de distribución se corresponderán con costesestándares de distribución de empresas eficientes o costes de capital y operaciónde sistemas económicamente adaptados (Art.60 LGE).

- Las tarifas de la actividad de distribución serán determinadas por la Comisión

mediante la suma de los costes de adquisición de potencia y energía y de loscostes eficientes por prestación del servicio de distribución, y promoverán laeficiencia económica del sector (Art.61 LGE).

- El peaje en los sistemas de distribución se calcula dividiendo la anualidad de lainversión más los costes de operación y mantenimiento, para instalacionesóptimamente dimensionadas, entre la potencia firme total conectada al sistemaeléctrico correspondiente.

La anualidad de la inversión será calculada sobre la base del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones óptimamente dimensionadas considerando la tasade actualización que se utilice en el cálculo de las tarifas y una vida útil de treinta

(30) años.

El Valor Nuevo de Reemplazo es el coste que tendría construir las instalaciones(de distribución) con la tecnología disponible en el mercado para prestar el mismoservicio. El concepto de instalación económicamente adaptada implica reconoceren el VNR solamente aquellas instalaciones económicamente justificadas paraprestar el servicio que se requiere (Art.67 LGE).

- El coste total de cada sistema de distribución estará constituido por la anualidad dela inversión y los costes de operación y mantenimiento, considerando instalacioneseconómicamente adaptadas (Art.70 LGE).

- Las tarifas a consumidores finales del servicio de distribución se calcularán comosuma de todas las compras del distribuidor y del Valor Agregado de la Distribución(VAD). El VAD corresponde al coste medio de capital y de operación de la red dedistribución de una empresa eficiente de referencia, operando en un área dedensidad determinada (Art.71 LGE).

- El VAD deberá contemplar al menos las siguientes componentes básicas (Art.72LGE):

• Costes asociados al usuario.• Pérdidas medias de distribución , de potencia y energía.• Costes de capital, operación y mantenimiento.

- El coste de capital por unidad de potencia se calculará como la anualidadconstante de coste de capital correspondiente al VNR de una red de distribución





dimensionada económicamente. La anualidad será calculada con la vida útil típicade instalaciones de distribución y la tasa de actualización que se utilice en elcálculo de las tarifas. El coste de operación y mantenimiento corresponderá al deuna gestión eficiente de la red de distribución de referencia (Art.73 LGE).

Con posterioridad a la publicación de la Ley General de Electricidad, en marzo de1997, se publica en Guatemala el Reglamento de la Ley General de Electricidad, conel objeto de desarrollar una serie de normas que permitieran una adecuada aplicaciónde la Ley.

A continuación se indican los aspectos más importantes que señala el Reglamento dela Ley General de Electricidad (RLGE) relacionados con las pérdidas en las redes dedistribución:

- Se definen los factores de pérdidas nodales en sus componentes de potencia yenergía (Art.1 RLGE).

- Los costes de suministro para el cálculo de las tarifas base y por cada nivel detensión serán aprobados por la Comisión mediante Resolución, serán calculados

cada cinco años, y se basarán en la estructura de una empresa eficiente.

Los costes de suministro se calcularán en forma anual para el horizonte deproyección que se requiera como suma de los costes de una empresa eficiente ycomprenden: costes de compras de electricidad, costes de instalaciones, costes deconsumidores, impuestos y tasas arancelarias, costes de mantenimiento,administrativos y generales.

Los costes de las instalaciones corresponden al coste de reposición de todos losequipos utilizados para suministrar energía a los usuarios en el instante en que se

calculan las tarifas. Estos costes se obtendrán de acuerdo al concepto de empresaeficiente. Se calculará la anualidad de la inversión con la tasa de actualización quecalcule la Comisión en base a estudios contratados con empresas especializadas,y deberá basarse en la rentabilidad de actividades realizadas en el país con riesgosimilar (Arts.82 y 84 RLGE).

- Se desarrolla el cálculo y aplicación de las tarifas base para clientes con distintossistemas de medición y en función de los factores de pérdidas medias (Art.89RLGE).

- El factor de pérdidas medias de energía (potencia) para cada nivel de tensión secalculará como el valor inverso de la diferencia entre la unidad y el valor unitario delas pérdidas de energía (potencia) correspondientes.

En los factores de pérdidas en baja tensión se incluirán, además de las pérdidastécnicas, un porcentaje de pérdidas no técnicas correspondiente a una empresaeficiente, en base a los criterios que establecerá la Comisión (Art. 90 RLGE).

- Se denomina Valor Agregado de Distribución (VAD) al coste medio de capital yoperación de una red de distribución de una empresa eficiente de referencia,operando en un área de una determinada densidad de carga (Art. 91 RLGE).

Como conclusión al análisis de la Ley General de Electricidad de Guatemala y suReglamento se puede concluir que se retribuye a las empresas distribuidoras enfunción de los costes que determina la Comisión correspondientes a una empresa de





referencia eficiente y adaptada a la demanda, entre los que está el coste de lasinstalaciones que se determina mediante el VNR de los equipos.

El aspecto más criticable de la Regulación de Guatemala es el hecho de que seconsideren como referente de eficiencia los costes de una red adaptada a la demanda,ya que, por las características propias del desarrollo de una red y pese a que lossistemas de distribución son algo más dinámicos que los de transporte, la adaptaciónde una red a la demanda solamente se produce en un momento dado, y la meraaparición de nuevos clientes especialmente mediante crecimientos horizontales dedemanda ya desadapta la red existente, con lo que la comparación puede hacerpeligrar la recuperación de costes por parte de la distribuidora.

4.2.3. Resolución CNEE 84-2002: Revisión tarifariaDe acuerdo con lo que establece la Ley General de Electricidad de Guatemala, laComisión Nacional de Energía Eléctrica, que estructura las tarifas para cadaadjudicatario en función del VAD y los precios de adquisición de energía a la entradade la red de distribución, debe revisar la metodología para la determinación de dichastarifas cada cinco años.

Para ello y de cara al próximo período tarifario comprendido entre 2003 y 2008, cadadistribuidor debe realizar un estudio tarifario en el que se calculen los componentes delVAD y los cuadros tarifarios, con el objeto de someterlo a la consideración de laComisión, de tal forma que le sirva a esta para elaborar las tarifas para el período defijación tarifaria siguiente. Por tal motivo la Comisión emitió en octubre de 2002 laresolución 84-2002 con los términos de referencia para la ejecución del estudiotarifario.

El estudio tarifario comprenderá entre otros conceptos, la determinación de:

• Cargo por consumidor.• Cargo por potencia de punta.• Cargo por potencia fuera de punta.• Pérdidas de energía y potencia.• Estructura de costo de los cargos de consumidor y de potencia.• Propuesta de tarifas base.• Fórmulas de ajuste periódico de las tarifas base.• Impacto de aplicación de las tarifas base propuestas.

4.2.3.1. Cálculo del VAD

La metodología que se plantea asume que cada distribuidora se puede representaradecuadamente mediante un número limitado de Sistemas Eléctricos Representativos (SER), que posean la característica de ser similares a los restantes sistemas en laszonas que representan. Estos sistemas deben reproducir a manera de muestrarepresentativa, las características propias de los sistemas de cada zona en que sesubdivida la distribuidora.

Cada empresa será responsable de seleccionar los SER y proceder a su optimización,adaptada a la demanda. La estimación de costos de cada SER será efectuadamediante la utilización de unidades constructivas optimizadas. Los resultados de laoptimización de cada SER deberá incluir la estimación de la calidad de los serviciosesperable de obtener en condiciones de operación eficiente.





El coste de las instalaciones que componen cada SER debe ser expandido a todo elsistema a fin de estimar la componente de capital del Valor Agregado de Distribución(VAD).

El VAD total de la distribuidora se obtendrá como la suma de las componentes decapital del VAD asociado a las redes, y las de los costes de operación, mantenimiento,gestión comercial, dirección y administración, que se estimen para la distribuidoraconsiderada como una unidad.

El VAD unitario de la distribuidora, en sus distintas componentes correspondientes alas redes de MT, BT y por cliente, se determina dividiendo el VAD total de la empresadistribuidora por sus correspondientes unidades, considerando para este efecto a ladistribuidora como una unidad. Para ello se requiere desarrollar un balance depotencia en la hora de punta del sistema para la distribuidora en su conjunto, quemuestre variables tales como la potencia ingresada a la red de MT total de la empresa,las pérdidas técnicas y no técnicas en MT, la potencia de punta suministrada ausuarios servidos en MT, la potencia de punta ingresada a BT, las pérdidas técnicas y

no técnicas en BT, y la potencia de punta suministrada en BT.4.2.3.2. La propuesta tarifariaCada empresa deberá recopilar la información que resulte necesaria para calcular elCuadro Tarifario que proponga aplicar en el siguiente quinquenio.

4.2.3.3. Selección y optimización de los SERLa Resolución 84-2002 establece la metodología a seguir para seleccionar lossistemas eléctricos representativos de distribución que deberán ser adaptados a lademanda y que podrán ser reconocidos para su traslado a tarifas, aplicables a losusuarios finales regulados servidos por la distribuidora. Dicha metodología es la

siguiente:

El alimentador en MT, con sus correspondientes redes BT, que sale de unasubestación Alta Tensión / Media Tensión, en adelante S/E AT/MT, de la distribuidora,constituirá un elemento del universo a partir del cual la empresa seleccionará los SER.Cada conjunto se clasificará de acuerdo a indicadores de densidad.

Se define el SER como el alimentador en MT, con sus correspondientes redes BT,asociados a una subestación AT/MT, que ha sido seleccionado como representativode una determinada densidad de distribución.

Para el caso de la red de BT, dentro de los SER seleccionados, se podrán efectuaragrupaciones de instalaciones con características comunes, para efectuar los estudiossobre una muestra representativa.

Cada distribuidora optimizará cada SER en sus costes de inversión para determinar suVAD, de MT y BT, tanto en valor absoluto, como por unidad de potencia. Los montosmensuales correspondiente a la componente de capital del VAD se calcularán como lamensualidad constante que resulta de aplicar a la inversión la tasa de actualización óde coste de capital, considerando la vida útil de las instalaciones.

El objeto del diseño de los SER es la estimación del coste de capital de una red dedistribución de una empresa eficiente de referencia, operando en un área de unadeterminada densidad de carga, verificando sus niveles de eficiencia en relación a losque suponen la Ley y el Reglamento y determinar las pérdidas de potencia y energíade la red optimizada.





Se seleccionarán los conductores de los distintos circuitos de MT y BT de tal formaque minimicen el valor presente del coste de inversión, más el coste de operación ymantenimiento, más el coste de las pérdidas de electricidad, tomando en cuenta paraeste efecto pronósticos de demanda adecuados.

La proyección de demanda se realizará, como criterio general, a partir de la máximademanda de potencia observada para la distribuidora considerando la tendenciahistórica de los últimos 4 años. Cuando los crecimientos históricos superen el 7% poraño, debe justificarse con detalle la proyección, estudiando la potencialidad real decrecimiento de la demanda.

Los diseños de los SER se basarán en unidades constructivas, las cuales debenestudiarse y justificarse en detalle. Las unidades constructivas son obras típicas en lasque se puede descomponer, de forma conveniente y simplificada en un conjunto deequipamientos que componen los sistemas de distribución de los SER. La valoraciónde cada unidad constructiva deberá realizarse a valores de mercado y obtenerse comola suma del coste de los materiales que la componen, el transporte de los elementos

hasta el emplazamiento, el uso de equipos requeridos para su construcción, el pagode servidumbres, los costes de construcción y montaje, la ingeniería de campo, y losimprevistos, hasta llegar a su estado de operación.

Es indispensable sustentar cuantitativamente que el diseño de cada SER correspondea la empresa eficiente de referencia. Para este efecto, debe estar ajustado a lademanda proyectada en la forma establecida y su coste total debe ser el menor dentrode un conjunto que represente adecuadamente al universo de alternativas factibles.

La valoración del sistema de distribución de cada SER en MT y BT deberá obtenersecomo la suma de los productos de las cantidades de unidades constructivas que locomponen por sus respectivas valoraciones unitarias, más los costes de ingeniería de

diseño, los intereses durante la construcción y los costes de inspección y vigilancia porparte del propietario. Estas últimas componentes se estimarán empleando losporcentajes normalmente aceptados para ellas en la práctica internacional.

El coste total de cada alternativa se calcula como el valor presente de su coste deinversión, más su coste de pérdidas y más su coste de energía no suministrada. Lavida útil de las instalaciones de líneas y subestaciones será de 30 años. El coste delas pérdidas de potencia y energía se calcula mediante el coste unitario de la potenciay de la energía vigente para la distribuidora.

4.2.3.4. Cálculo de la componente de capital del VAD

La componente de capital del VAD de la distribuidora estará formada por el coste decapital reconocido.

La componente de capital del VAD de la distribuidora, expresada en valor absoluto, secalculará a partir de los valores unitarios de capital de cada SER, según la clasificaciónde los indicadores de densidad que les corresponde. Con este objeto, se multiplicanlos valores unitarios de capital de MT y BT calculados en cada SER por lascorrespondientes potencias de punta de MT y BT de cada uno de los alimentadoresrepresentados por ese SER.

El valor unitario de capital de la distribuidora, en sus distintas componentescorrespondientes a las redes de MT y BT, se determina dividiendo la componente de

capital del VAD de la distribuidora por sus correspondientes potencias, considerandopara este efecto a la distribuidora como una unidad.





4.2.3.5. Balance de potencia y energíaSe deberá presentar un balance de potencia en la hora de punta del sistema para ladistribuidora en su conjunto, que muestre variables tales como la potencia ingresada ala red de MT total de la empresa, las pérdidas técnicas y no técnicas en MT, lapotencia de punta suministrada a usuarios servidos en MT, la potencia de punta

ingresada a BT, las pérdidas técnicas y no técnicas en BT, y la potencia de puntasuministrada en BT.

El balance de potencia y energía deberá conciliar los valores resultantes del procesode expansión, los resultados de la campaña de medición y los valores históricos yproyectados.

Para tal fin se deberán cuantificar los factores de pérdidas medias de potencia yenergía establecidos en el RLGE.

Para la estimación de los anteriores factores de pérdidas se procederá de acuerdo alos siguientes pasos:

a. Se estimarán las pérdidas técnicas medias de potencia y de energía paracada SER, a partir de los análisis de pérdidas técnicas efectuados para eldiseño de sus circuitos de distribución optimizados.

b. Se estimarán las pérdidas totales medias de potencia y de energía de cadaSER adicionando los porcentajes correspondientes de pérdidas no técnicas,de acuerdo al criterio que establezca oportunamente la CNEE.

c. Se estimarán las pérdidas medias totales de potencia y energíacorrespondientes a la distribuidora a partir de los correspondientes valoresestimados para sus SER, ponderando los valores obtenidos para cada SERmediante las respectivas participaciones de las potencias de punta o de lasenergías representadas, respecto a la potencia de punta o a la energíamanejada en cada nivel de tensión en la distribuidora, considerada como unaunidad.

d. Se calcularán los factores de pérdidas buscados mediante la fórmulaestablecida en el RLGE, a partir de las pérdidas medias de potencia y deenergía de eficiencia calculadas para la distribuidora.

4.2.3.6. Consideraciones finalesComo se puede observar tras analizar los términos de referencia, la elaboración deuna propuesta tarifaria es un proceso muy complejo para el que se necesita disponerde un gran volumen de información. No es objeto de este trabajo, por otra parte, haceruna revisión de las tarifas en Guatemala pero sí el criticar el tratamiento que se haceen aquel país a las pérdidas en redes de distribución, una vez que se ha analizado lalegislación vigente tal y como se ha hecho en los apartados anteriores.

En particular interesa analizar el método de retribución de la actividad de distribuciónpor incentivos mediante el VNR de las instalaciones de una empresa eficiente, encontraposición a la regulación tradicional, para lo que se propone seguidamente uncaso ejemplo.





5. Caso ejemplo: determinación de las pérdidas en una red de distribuciónmediante el método del VNR. Comparación con las pérdidas reales

5.1. Motivación

Como se ha podido apreciar, en la legislación de Guatemala se indica con claridad quela retribución de cada empresa distribuidora se ha de hacer en función de los costesde una empresa eficiente adaptada a la demanda que ejerciera la misma actividad dedistribución.

Este esquema regulatorio, por otra parte, es de aplicación en otros países del mundo,con lo que queda de manifiesto el interés que tiene su análisis.

Todo cambio regulatorio implica una serie de mejoras y algunos inconvenientes, y elnuevo marco regulatorio vigente en Guatemala tiene ciertamente puntos positivoscomo es el hecho de que introduzca incentivos a la reducción de pérdidas, pero elpasar de un esquema de retribución tradicional por coste de servicio a un esquema deretribución por incentivos mediante la comparación con los costes de una empresamodelo de referencia que planifica sus redes con criterios de eficiencia, sin considerarde una forma completa el desarrollo histórico de la red y sin un período transitorio deadaptación, plantea, como se verá más adelante, algunas dificultades que se traducenen que la retribución de la actividad de distribución puede no ser todo lo acertada quese pretende haciendo peligrar la salud financiera de las compañías distribuidoras.

Se intentan mostrar con el siguiente caso ejemplo los inconvenientes que supone elpasar de un esquema regulatorio de coste de servicio a un esquema de empresamodelo de referencia, en particular en cuanto a los niveles de pérdidas que se tienenen cada caso y a su coste, y en cuanto a su influencia en el propio diseño de las redesde distribución.





5.2. PlanteamientoDebido a las dificultades que conlleva realizar un análisis detallado de los costes deuna distribuidora por la voluminosa información de partida que sería necesaria, ypuesto que lo que se pretende es obtener resultados cualitativos, se plantea en estecaso ejemplo el análisis de un alimentador de MT de distribución, que será una

especie de sistema eléctrico representativo de la red de distribución de unadeterminada compañía.

El alimentador de distribución que se va a utilizar responde a una configuración de redradial, que es la más habitual y sencilla, parte de un transformador AT/MT y disponede los tramos de longitud L1 y L2. En el final de cada tramo se tiene un CT que sesupone suministra energía a diversos consumos en BT que se agrupan en cada centrode transformación como demandas D1(t) y D2(t). Cada CT intenta representar unaagrupación de los consumos de diversos CT’s.

El alimentador propuesto que va a representar una determinada red de distribución esel siguiente:

Trafo AT/MT CT1 CT2

L1 L2

D1(t) D2(t)

Ya que, según se ha desarrollado, tanto en líneas como en transformadores laspérdidas más significativas en carga son las óhmicas (proporcionales al cuadrado dela intensidad), y como se trata de analizar el nivel de pérdidas, el alimentadorpropuesto, pese a disponer solamente de dos tramos de línea y obviar el uso detransformadores, es suficientemente representativo de cara al estudio que se pretenderealizar.

Los dos escenarios en los que interesa analizar para un determinado perfil medio decarga tanto el propio diseño del alimentador como el nivel de pérdidas que tiene sonlos siguientes:

1) Red de distribución existente, diseñada por la compañía eléctrica con uncriterio tradicional de capacidad anterior al cambio regulatorio.

2) Red de distribución de una empresa modelo eficiente calculada con unmodelo de red de referencia, utilizada por el Regulador para determinar laretribución de la distribuidora y diseñada para un horizonte futuro segúnun criterio de minimización de costes de inversión y de pérdidas medianteel VNR.

El alimentador radial de distribución que parte de la subestación con transformaciónAT/MT y llega a los centros de transformación MT/BT CT1 y CT2 va a estar formado

por dos tramos de línea aérea, para lo que se cuenta con los siguientes conductoresnormalizados:





Datos de conductores para línea aérea:

Denominación: LA-30 LA-56 LA-78 LA-110 LA-145 LA-180

Sección [mm2

]: 31,1 54,6 78,6 116,2 147,1 181,6

Resistencia 20º [• /km]: 1,075 0,614 0,426 0,307 0,242 0,196

Intensidad admisible [A]: 110 202 246 315 398 490

Potencia admisible trifásicaen 20 kV con cos(• )=1 [MVA]: 3,81 7,00 8,52 10,91 13,78 16,97

Coste de inversión [ /km]: 18.030 19.350 21.480 25.540 29.160 36.060

Coste de O&M [ /km/año t=0]: 540 580 645 765 875 1.080

El coste de inversión de cada tipo de conductor que aparece en la tabla, que porsimplicidad se entiende que engloba todos los costes asociados a ingeniería, comprade materiales, montaje y puesta en servicio de una instalación eléctrica aérea trifásicacon ese tipo de cable, es orientativo y es un precio que se refiere al coste en elmomento presente (t=0, es decir, año 2003).

El coste de operación y mantenimiento de cada tipo de conductor que aparece en latabla se refiere a la suma de costes relacionados con la operación, la inspección visualy termográfica de apoyos, conductores y aisladores, y la tala, poda y limpieza de callepara una instalación eléctrica aérea trifásica con ese tipo de cable, y es un precioorientativo que se refiere al coste en el momento presente (año t=0).

También se consideran como datos de partida, aunque podrán variar, los siguientesparámetros del alimentador:

Tensión de servicio (U): 20 kVLongitud del tramo 1 (L1): 10.000 mLongitud del tramo 2 (L2): 10.000 m

D1 inicial = 1 MVAD2 inicial = 1 MVA

que son valores razonables en redes de distribución en MT.

El análisis de cada uno de los dos escenarios propuestos básicamente consistirá endeterminar la topología óptima del alimentador, según el criterio que se adopta encada caso, y estimar el nivel de pérdidas. Dado que se cumplirá siempre que

D1(t) + D2(t) ≥ D2(t)

donde D1(t) + D2(t) es la potencia que circula por el tramo 1 del alimentador, y D2(t)es la potencia que circula por el tramo 2 del alimentador, entonces se concluye que lasposibles configuraciones que puede tener el alimentador serán las siguientes:





Configuración Conductortramo 1

Conductortramo 2

1 LA-30 LA-302 LA-56 LA-30

3 LA-56 LA-564 LA-78 LA-305 LA-78 LA-566 LA-78 LA-787 LA-110 LA-308 LA-110 LA-569 LA-110 LA-78

10 LA-110 LA-11011 LA-145 LA-3012 LA-145 LA-5613 LA-145 LA-7814 LA-145 LA-11015 LA-145 LA-14516 LA-180 LA-3017 LA-180 LA-5618 LA-180 LA-7819 LA-180 LA-11020 LA-180 LA-14521 LA-180 LA-180

De cara a comparar en cada escenario que configuración será más rentable para lacompañía distribuidora el método que se va a utilizar es el conocido del Valor

Actualizado Neto (VAN), mediante el cual se compara el valor en el momento inicial delos costes asociados a varias operaciones económicas.

Se han definido dos escenarios:

- En el caso de la red de distribución existente que fue diseñada por lacompañía eléctrica con un criterio tradicional de capacidad, para ver queconfiguración fue elegida como más rentable simplemente habrá que analizarel coste de inversión en cada caso, de tal forma que la alternativa elegidaserá la tuviese un Coste inversión menor.

- Para la red de distribución de una empresa modelo eficiente calculada con unmodelo de planificación, la configuración elegida será la que tenga unCoste inversión + VAN (Coste Pérdidas ) menor, calculado este segundo términocomo:

VAN (Coste Pérdidas ) ∑=

=n

1tt

tPérdidas,

i)+(1

Coste

donde,

n = número de años que dura el período de amortizacióni = tasa de descuento anual (%)

Coste Pérdidas, t = coste de las pérdidas en cada año.





Cabe señalar que los costes de pérdidas de energía dependerán de la tasa deinflación anual considerada. En el caso de las pérdidas el coste de las mismas estádirectamente relacionado con el precio de la energía y se acepta que este evolucionaanualmente con la inflación.

Finalmente es necesario recordar lo que ya se ha señalado con anterioridad respectode la curva de carga. La energía eléctrica que circule por el alimentador secaracterizará mediante una curva de carga que dependerá de los consumos y pautasde conducta de los clientes. Como lo que se pretende es señalar las implicaciones quetiene la curva de carga en la estimación de las pérdidas de potencia de la instalaciónse utilizaran los factores de carga y de pérdidas que se han definido anteriormente,empleando la relación:

Fp = 0,3·Fc + 0,7·Fc 2

Con todo ello las pérdidas de energía se obtienen a partir del valor de pérdidas depotencia que se presentan en el momento de demanda máxima, así:

Eper = Fp·P Lp·T

donde,

Eper = pérdidas de energía del sistema (Wh)Fp = factor de pérdidas del sistemaP L

p = pérdidas de potencia en la condición de demanda máxima (W)T = intervalo de tiempo considerado (8.760h anuales)

Por otra parte las pérdidas de potencia en la condición de demanda máxima (P Lp)

como se ha indicado van a ser las pérdidas óhmicas. Considerando un sistema

trifásico:

P Lp·= 3·R I 2·L

donde,

R = resistencia del conductor por fase ( Ω /km)I = intensidad por fase (A)L = longitud de cada tramo de alimentador (km)

Es necesario recordar, finalmente, que una red de MT tiene una serie de elementosasociados a ella como son CT’s, subestaciones, y redes de BT, que no se considerana priori en este caso ejemplo. Pese a ello, se tratará más delante de ver en quemedida los resultados serán extrapolables a estos elementos de los que se ha hechomención.

Con todas estas suposiciones se analizan a continuación los dos escenariospropuestos.





5.2.1. Escenario 1: red existente diseñada por la compañíaSupóngase que una determinada compañía distribuidora ha planificado en unmomento pasado el alimentador que representa una parte o la totalidad de su redeléctrica de distribución. La compañía, por haberse encontrado bajo un marcoregulatorio anterior en el que no había incentivos a la reducción de pérdidas y era

remunerada según el coste de servicio, diseñó su red según un criterio de capacidadexclusivamente.

Considérese también que han pasado 20 años desde que la compañía distribuidorahizo la planificación de su red, es decir, en el año t = -19 considerando como año t = 0el momento actual. Se admite que en el momento inicial los consumos eran de:

D1(t = -19) = 1 MVAD2(t = -19) = 1 MVA

Con todo ello los datos de partida con los que la empresa distribuidora hizo eldimensionamiento del alimentador en el año t = -19 fueron:

Tensión de servicio (U): 20 kVLongitud del tramo 1 (L1): 10.000 mLongitud del tramo 2 (L2): 10.000 mCrecimiento anual D1(t): 3%Crecimiento anual D2(t): 3%D1(t = -19) = 1 MVAD2(t = -19) = 1 MVAFactor de carga (fc): 0,3Factor de pérdidas (fp): 0,153Horas anuales: 8.760Tasa de descuento anual: 5%Tasa de inflación anual: 2%Vida útil de la instalación: 30 añosPeríodo de amortización: 30 añosPrecio de la energía (t = 0): 7 c /kWh

Por tanto el alimentador que planificó la distribuidora en el año t = -19 era:

Trafo AT/MT CT1 CT2

10.000 m 10.000 m

1 MVA 1 MVA

Una vez establecidas estas permisas el análisis es sencillo. El criterio que se empleaes el de capacidad, esto es, comprobar que durante cada uno de los años mientrasdure su vida útil (30 años) el alimentador es capaz de suministrar la demanda,considerando el crecimiento anual de la misma. Por otra parte se calculan para cadaaño las pérdidas en términos de energía y porcentuales, con el objeto de ver que nivelde pérdidas tiene el alimentador durante su vida útil, no porque esto influya en eldiseño del mismo sino para compararlo con el nivel de pérdidas que se tendría si sediseñase el alimentador con otro criterio.

Se muestran a continuación las tablas de resultados:



Master en Gesti ón T é cnica y Econ ómica en el Sector El é ctrico

Determinaci ón de las p é rdidas t écnicas en una red de distribuci ón

Resultados Esc. 1

Config. 19 Factible Config. 20 Factible Config. 21 FactibleTramo 1 Tramo 2 Tramo 1 Tramo 2 Tramo 1 Tramo 2

D1(t) D2(t) LA-180 LA-110 LA-180 LA-145 LA-180 LA-180Año [MVA] [MVA] Pé rd. [kWh] P é rd. [%] P é rd. [kWh] P é rd. [%] P é rd. [kWh] P é rd. [%]-19 1,00 1,00 50.541,96 0,29% 44.068,41 0,25% 39.444,44 0,23%-18 1,03 1,03 53.619,96 0,30% 46.752,17 0,26% 41.846,61 0,23%-17 1,06 1,06 56.885,42 0,31% 49.599,38 0,27% 44.395,07 0,24%-16 1,09 1,09 60.349,74 0,32% 52.619,98 0,27% 47.098,72 0,25%-15 1,13 1,13 64.025,04 0,32% 55.824,54 0,28% 49.967,04 0,25%-14 1,16 1,16 67.924,17 0,33% 59.224,25 0,29% 53.010,03 0,26%-13 1,19 1,19 72.060,75 0,34% 62.831,01 0,30% 56.238,34 0,27%-12 1,23 1,23 76.449,25 0,35% 66.657,42 0,31% 59.663,26 0,28%-11 1,27 1,27 81.105,01 0,37% 70.716,86 0,32% 63.296,75 0,29%-10 1,30 1,30 86.044,30 0,38% 75.023,51 0,33% 67.151,52 0,29%-9 1,34 1,34 91.284,40 0,39% 79.592,44 0,34% 71.241,05 0,30%

-8 1,38 1,38 96.843,62 0,40% 84.439,62 0,35% 75.579,63 0,31%-7 1,43 1,43 102.741,40 0,41% 89.582,00 0,36% 80.182,43 0,32%-6 1,47 1,47 108.998,35 0,42% 95.037,54 0,37% 85.065,54 0,33%-5 1,51 1,51 115.636,35 0,44% 100.825,33 0,38% 90.246,03 0,34%-4 1,56 1,56 122.678,60 0,45% 106.965,59 0,39% 95.742,01 0,35%-3 1,60 1,60 130.149,73 0,46% 113.479,79 0,40% 101.572,70 0,36%-2 1,65 1,65 138.075,84 0,48% 120.390,71 0,42% 107.758,48 0,37%-1 1,70 1,70 146.484,66 0,49% 127.722,51 0,43% 114.320,97 0,38%0 1,75 1,75 155.405,58 0,51% 135.500,81 0,44% 121.283,11 0,39%1 1,81 1,81 164.869,78 0,52% 143.752,81 0,45% 128.669,26 0,41%2 1,86 1,86 174.910,35 0,54% 152.507,35 0,47% 136.505,21 0,42%3 1,92 1,92 185.562,39 0,55% 161.795,05 0,48% 144.818,38 0,43%4 1,97 1,97 196.863,14 0,57% 171.648,37 0,50% 153.637,82 0,44%5 2,03 2,03 208.852,10 0,59% 182.101,76 0,51% 162.994,36 0,46%6 2,09 2,09 221.571,20 0,60% 193.191,75 0,53% 172.920,72 0,47%7 2,16 2,16 235.064,88 0,62% 204.957,13 0,54% 183.451,59 0,49%8 2,22 2,22 249.380,33 0,64% 217.439,02 0,56% 194.623,79 0,50%9 2,29 2,29 264.567,60 0,66% 230.681,06 0,58% 206.476,38 0,52%

10 2,36 2,36 280.679,76 0,68% 244.729,53 0,59% 219.050,79 0,53%- - - - - - - - -



Master en Gesti ón Té cnica y Econ ómica en el Sector El éctrico Promoci ón 2001/02

Determinaci ón de las p é rdidas t écnicas en una red de distribuci ón 43

Si se analizan los resultados anteriores se observa que la primera configuraci ón no esvá lida porque no soporta el crecimiento de demanda y llega un momento en que no escapaz de realizar el suministro.

Una vez que se han estudiado todas las configuraciones posibles de conductores,habi é ndose obtenido los niveles de p é rdidas para cada a ño, se debe valorar cual deellas result ó elegida por la compa ñí a. Esta configuraci ón ser á la que se va aconsiderar que est á en servicio en el a ño t = 0, momento en que se realiza la revisi óntarifaria.

La configuraci ón que eligi ó la compa ñí a distribuidora fue, dentro de las factibles, lamá s barata, es decir, la que ten í a asociado un coste de inversi ón menor.

En este primer escenario, efectivamente, solamente se consideran los costes deinversi ón a la hora de dise ñar el alimentador, ya que de momento no se contempla elcoste de las p é rdidas. A partir de los precios definidos con anterioridad para cada tipode conductor se pondr á el coste de inversi ón de cada conductor referido al instante

inicial para ver el valor de cada inversi ón al comienzo de la misma (es decir, en el a ñot = -19). Esta aproximaci ón se hace porque no se dispone del valor contable en librosdel alimentador, cosa que sucede con frecuencia en la realidad.

El coste de inversi ón de cada conductor (coste de una l í nea a é rea trif á sica con esetipo de conductor) en el a ño inicial se obtiene a partir del coste del a ño presenteconsiderando que dicho coste evoluciona cada a ño con el 75% de la tasa de inflaci ónanual:

192%)·0,75+(10)=(tconductorCoste

=19)-=(tconductorCoste

Seguidamente se muestra una tabla resumen con la que la distribuidora tom ó sudecisi ón de planificaci ón a la vista de los resultados de cada una de las distintasconfiguraciones de conductores con que se pudo construir el alimentador.

Cabe se ñalar que interesa en este escenario, adem á s de obtener la configuraci ón queeligió la distribuidora 20 a ños atr á s y el nivel de p é rdidas que tiene asociado enpresente a ño t = 0 con el crecimiento de demanda previsto, obtener el valor del Coste de la Distribuci ó n asociado al funcionamiento del alimentador en el presente a ño t = 0,con el objeto de ver la influencia de las p é rdidas sobre dicho Coste de la Distribuci ón.De esta manera se podr á n comparar los resultados del escenario 2 con los delpresente.

El Coste de la Distribuci ón que se va a calcular en este Escenario 1 para el presentea ño t = 0 se compone de coste de capital, coste de operaci ón y mantenimiento y coste de p é rdidas medias.

El motivo de calcular las p é rdidas medias del alimentador con el Coste de laDistribuci ón, y no con la tarifa en su conjunto, es que el coste asociado a las comprasde energ í a de la distribuidora, que junto con el Coste de la Distribuci ón compone latarifa, se traspasa de generador a clientes.

Para calcular la anualidad de la componente de capital del Coste de la Distribuci ón seconsidera que la inversi ón en instalaciones que hizo hace 20 a ños la distribuidora se

ha ido amortizando con un pr é stamo del tipo franc é s, seg ún el cual se han realizadopagos peri ódicos constantes constituidos por una parte de capital y otra de intereses.





Estos pagos deber í an continuar dado que al alimentador seg ún se ha definido lequedan todav í a 10 a ños de vida útil.

La cuant í a de cada pago anual ser á de:

ni)(11i

C·P −+−=

donde,

n = n úmero de a ños que dura el per í odo de amortizaci óni = tasa de descuento anual (%)C = importe del pr é stamo en el momento inicial (a ño t = -19)

El coste anual de operaci ón y mantenimiento del alimentador est á en torno a un 3%del valor total de la inversi ón en el momento presente, lo cual es razonable seg ún laprá ctica habitual de una compa ñí a distribuidora.

El coste de las p é rdidas reales que tiene el alimentador se obtiene de aplicar el preciode la energ í a considerado a las p é rdidas de energ í a. Solamente se considera en estecaso ejemplo el coste por p é rdidas de energ í a, pero con coste por p é rdidas depotencia se har í a de modo similar.

A continuaci ón se muestra la tabla resumen de la simulaci ón del Escenario 1, con laque la distribuidora, 20 a ños atr á s, planific ó el alimentador que a d í a de hoy formaparte de su red:





CASO EJEMPLO: DISE ÑO DEL ALIMENTADOR - ESCENARIO 1

RESULTADOS PLANIFICACI ÓN TRADICIONAL - COSTE DE SERVICIO

Config. Tramo 1 Tramo 2 Resultado Cinv a ño t=-19

[ ]P érd. en el a ño

t=0 [%] P érdidas en elaño t=0 [kWh]

Anualidad Cinv[ /a ño]

Anualidad O&M[ /a ño]

Pañ

1 LA-30 LA-30 No factible (Dda) - - - - -

2 LA-56 LA-30 Factible 281.700 1,70% 521.882,10 18.324,99 11.200,00 36.5

3 LA-56 LA-56 Factible 291.600 1,23% 379.303,36 18.969,00 11.600,00 26.551

4 LA-78 LA-30 Factible 297.800 1,51% 463.929,55 19.372,32 11.850,00 32.475

5 LA-78 LA-56 Factible 307.700 1,05% 321.350,80 20.016,33 12.250,00 22.494

6 LA-78 LA-78 Factible 323.800 0,86% 263.398,24 21.063,65 12.900,00 18.437

7 LA-110 LA-30 Factible 328.400 1,39% 426.994,45 21.362,89 13.050,00 29.889

8 LA-110 LA-56 Factible 338.300 0,93% 284.415,70 22.006,90 13.450,00 19.909

9 LA-110 LA-78 Factible 354.400 0,74% 226.463,14 23.054,23 14.100,00 15.852

10 LA-110 LA-110 Factible 385.000 0,62% 189.528,05 25.044,80 15.300,00 13.266,

11 LA-145 LA-30 Factible 355.700 1,33% 407.089,68 23.138,80 14.150,00 28.496,

12 LA-145 LA-56 Factible 365.600 0,86% 264.510,93 23.782,80 14.550,00 18.515,

13 LA-145 LA-78 Factible 381.700 0,67% 206.558,37 24.830,13 15.200,00 14.459,

14 LA-145 LA-110 Factible 412.300 0,55% 169.623,27 26.820,71 16.400,00 11.873,

15 LA-145 LA-145 Factible 439.600 0,49% 149.718,50 28.596,61 17.500,00 10.480,

16 LA-180 LA-30 Factible 407.700 1,28% 392.871,98 26.521,47 16.200,00 27.501,

17 LA-180 LA-56 Factible 417.600 0,81% 250.293,24 27.165,48 16.600,00 17.520,

18 LA-180 LA-78 Factible 433.700 0,63% 192.340,68 28.212,81 17.250,00 13.463,

19 LA-180 LA-110 Factible 464.300 0,51% 155.405,58 30.203,38 18.450,00 10.878,

20 LA-180 LA-145 Factible 491.600 0,44% 135.500,81 31.979,29 19.550,00 9.485,0

21 LA-180 LA-180 Factible 543.600 0,39% 121.283,11 35.361,96 21.600,00 8.489,8





La soluci ón óptima de la planificaci ón que en su d í a hizo la compa ñí a distribuidora fue la que ten í a un costconfiguraci ón n º 2:


RESULTADO PLANIFICACI ÓN TRADICIONAL - COSTE DE SERVICIO

Config. Tramo 1 Tramo 2 Resultado Cinv a ño t=-19

[ ]P érd. en el a ño

t=0 [%] P érdidas en elaño t=0 [kWh]

Anualidad Cinv[ /a ño]

Anualidad O&M[ /a ño]

Pañ

2 LA-56 LA-30 Factible 281.700,00 1,70% 521.882,10 18.324,99 11.200,00 36.531,





Se concluye por tanto, a la vista de los resultados, que en el momento presente (a ñot = 0), la configuraci ón existente del alimentador objeto de nuestro estudio es laformada por un primer tramo con conductor LA-56 y un segundo tramo con conductorLA-30, con lo que las p é rdidas en el a ño presente para la estimaci ón de demanda quese hizo en el a ño t = –19 son del 1,70% de la demanda total de energ í a, lo que suponeun coste de 36.531,75 para el a ño t = 0 (considerando un precio de la energ í a de7c /kWh).

Para esta configuraci ón se obtiene el siguiente ratio:

=0)=ten1,(escenarioóndistribuciladeCoste

pé rdidasdeCoste55,30%

Es decir, que en el alimentador que tiene en servicio la compa ñí a el é ctrica el coste delas p é rdidas representa el 55% del coste total de la distribuci ón en el a ño t = 0, lo cuales razonable si se tiene en cuenta que esta red no fue dise ñada con criterios deminimizaci ón de p é rdidas.

Cabe tambi é n recordar que a este alimentador le quedan tan solo 10 a ños de vida útildado que han transcurrido 20 a ños de los 30 para los que fue dise ñada.





5.2.2. Escenario 2: red de una empresa eficiente calculada con un modelo de red

de referencia

En el escenario anterior se ha visto la configuraci ón del alimentador que dise ñó ladistribuidora hace 20 a ños y que es lo que esta compa ñí a tiene en servicio en elmomento presente (a ño t = 0) para suministrar energ í a el é ctrica en los dos puntos deconsumo.

Ahora bien, como se ha podido apreciar, en la regulaci ón de Guatemala la retribuci ónque el Regulador fija para la prestaci ón del servicio de distribuci ón ya no se basa en elcoste de servicio de la red real, sino que depende de los costes de una empresaeficiente que dispone de una red ideal, óptima.

En un proceso de revisi ón tarifaria como el que se ha planteado, la distribuidora debecalcular la retribuci ón para su zona en funci ón de la red eficiente necesaria y as í presentar al regulador una propuesta tarifaria que este aprobar á o someter á a revisi ón.

Interesa, por tanto, analizar el dise ño del alimentador objeto de este estudio calculadoseg ún un modelo de red de referencia, para comparar los resultados con los delescenario anterior.

Los modelos de red de referencia calculan la retribuci ón para cada zona dedistribuci ón en funci ón de la red necesaria para alimentarla con unos est á ndares decalidad de suministro. Los c á lculos para determinar la red se realizan con criterios deplanificaci ón el é ctrica t é cnicos y econ ómicos, minimizando el binomio inversi ón +pé rdidas, y para unas consignas de calidad de suministro (ca í da de tensi ón y n úmerode interrupciones por cliente). La red debe alimentar a todos los consumidores finalesque est á n representados por su ubicaci ón geogr á fica, su demanda de potencia y sutensi ón de alimentaci ón.

La regulaci ón guatemalteca es coincidente con todo esto ya que indica que:

- El objeto del dise ño de los SER es la estimaci ón del coste de capital de una red dedistribuci ón de una empresa eficiente de referencia, operando en un á rea de unadeterminada densidad de carga, verificando sus niveles de eficiencia en relaci ón alos que suponen la Ley y el Reglamento y determinar las p é rdidas de potencia yenerg í a de la red optimizada.

- Se seleccionar á n los conductores de los distintos circuitos de tal forma queminimicen el valor presente del coste de inversi ón, m á s el coste de operaci ón ymantenimiento, m á s el coste de las p é rdidas de electricidad, tomando en cuentapara este efecto pron ósticos de demanda adecuados.

En nuestro caso particular el an á lisis del alimentador es m á s sencillo. La ubicaci óngeogr á fica de los puntos de consumo es conocida y supondremos que la longitud delos dos tramos del alimentador es igual la real. Supondremos tambi é n la demanda depotencia en el momento inicial (t = 0) coincide con la previsi ón que hizo a ños atr á s ladistribuidora para el momento presente.

Con todo ello, los datos de partida con los que en este segundo escenario se realiza eldise ño del alimentador son los siguientes:





Tensi ón de servicio (U): 20 kVLongitud del tramo 1 (L1): 10.000 mLongitud del tramo 2 (L2): 10.000 mCrecimiento anual D1(t): 3%Crecimiento anual D2(t): 3%D1(t = 0) = 1,75 MVAD2(t = 0) = 1,75 MVAFactor de carga (fc): 0,3Factor de p é rdidas (fp): 0,153Horas anuales: 8.760Tasa de descuento anual: 5%Tasa de inflaci ón anual: 2%Vida útil de la instalaci ón: 30 a ñosPer í odo de amortizaci ón: 30 a ñosPrecio de la energ í a (t = 0): 7 c /kWh

No se tendr á n en cuenta, de momento, las consignas de calidad y seguridad de

suministro. Se supone que estos par á metros se mantienen dentro de los m á rgenesrazonables.

Por tanto el alimentador que se dise ña y optimiza ser á :

Como se ha indicado, en este segundo escenario el criterio empleado es el deminimizaci ón del binomio inversi ón + p é rdidas, sin olvidar el de capacidad, esto es,comprobar que durante cada uno de los a ños mientras dure su vida útil el alimentadores capaz de suministrar la demanda.

No se considera a efectos de dise ño, el coste de operaci ón y mantenimiento de lasinstalaciones dado que esto no aporta cualitativamente demasiado al desarrollo.

Se calculan para cada a ño las p é rdidas en t é rminos de energ í a y porcentuales, con elobjeto de ver que nivel de p é rdidas tiene el alimentador durante su vida útil, y enparticular en el a ño t = 0 en el que se comparan con las p é rdidas reales.

As í mismo se calcula para cada configuraci ón el coste de las p é rdidas en cada a ño,aplicando el precio de la energ í a corregido con la inflaci ón, y el VA del coste de laspé rdidas a lo largo de la vida útil de la instalaci ón.

La configuraci ón elegida ser á la que tenga un Coste inversi ón + VAN (Coste P érdidas ) menor,calculado este segundo t é rmino como:

VAN (Coste P é rdidas ) ∑=

=n

1tt

tP é rdidas,

i)+(1

Coste

donde,

Trafo AT/MT CT1 CT2

10.000 m 10.000 m

1,75 MVA 1,75 MVA





n = n úmero de a ños que dura el per í odo de amortizaci óni = tasa de descuento anual (%)Coste P é rdidas, t = coste de las p é rdidas en cada a ño.

El coste de inversi ón de cada instalaci ón se considera que se amortiza con unpré stamo del tipo franc é s, en el que se realizan pagos peri ódicos constantesconstituidos por una parte de capital y otra de intereses. La cuant í a de cada pago ser áde:

ni)(11i

C·P −+−=

donde,

n = n úmero de a ños que dura el per í odo de amortizaci óni = tasa de descuento anual (%)C = importe del pr é stamo (VNR de la instalaci ón)

A continuaci ón se ofrecen las tablas con los resultados de la planificaci ón de estesegundo escenario:





Resultados Esc. 2

Config. 1 No factible (Dda) Config. 2 No factible (Dda)Tramo 1 Tramo 2 VAN P é rd. [ ] Tramo 1 Tramo 2 VAN

D1(t) D2(t) LA-30 LA-30 - LA-56 LA-30Año [MVA] [MVA] Pé rd. [kWh] P é rd. [%] Coste P é rd. [ ] VA P é rd. [ ] P é rd. [kWh] P é rd. [%] Coste P é rd. [ ] VA

0 1,75 1,75 664.460,85 2,16% 46.512,26 46.512,26 521.882,10 1,70% 36.531,75 36.531,751 1,81 1,81 704.926,52 2,23% 50.331,75 47.935,00 553.664,72 1,75% 39.531,66 37.649,202 1,86 1,86 747.856,54 2,29% 54.464,90 49.401,27 587.382,91 1,80% 42.777,92 38.800,843 1,92 1,92 - - - - 623.154,52 1,86% 46.290,76 39.9874 1,97 1,97 - - - - 661.104,63 1,91% 50.092,06 41.2105 2,03 2,03 - - - - 701.365,91 1,97% 54.205,52 42.4716 2,09 2,09 - - - - 744.079,09 2,03% 58.656,77 43.7707 2,16 2,16 - - - - 789.393,51 2,09% 63.473,55 45.1098 2,22 2,22 - - - - 837.467,57 2,15% 68.685,87 46.4899 2,29 2,29 - - - - 888.469,35 2,22% 74.326,22 47.911

10 2,36 2,36 - - - - 942.577,13 2,28% 80.429,74 49.37611 2,43 2,43 - - - - 999.980,08 2,35% 87.034,47 50.88712 2,50 2,50 - - - - 1.060.878,86 2,42% 94.181,56 52.44313 2,58 2,58 - - - - 1.125.486,39 2,49% 101.915,57 54.04814 2,65 2,65 - - - - 1.194.028,51 2,57% 110.284,67 55.70115 2,73 2,73 - - - - 1.266.744,84 2,65% 119.341,02 57.40516 2,81 2,81 - - - - 1.343.889,61 2,73% 129.141,07 59.16117 2,90 2,90 - - - - 1.425.732,48 2,81% 139.745,88 60.97018 2,99 2,99 - - - - 1.512.559,59 2,89% 151.221,53 62.83519 3,07 3,07 - - - - 1.604.674,47 2,98% 163.639,54 64.75720 3,17 3,17 - - - - 1.702.399,14 3,07% 177.077,29 66.73821 3,26 3,26 - - - - 1.806.075,25 3,16% 191.618,52 68.78022 3,36 3,36 - - - - 1.916.065,24 3,25% 207.353,85 70.88323 3,46 3,46 - - - - 2.032.753,61 3,35% 224.381,34 73.05224 3,56 3,56 - - - - - - -25 3,67 3,67 - - - - - - -

26 3,78 3,78 - - - - - - -27 3,90 3,90 - - - - - - -28 4,01 4,01 - - - - - - -29 4,13 4,13 - - - - - - -- - - - - - - - - -

Nota: Si en vez de los valores de p é rdidas aparece en la tabla un gui ón (-), es debido a que el alimentador no es capaz de suministrar la dema ño, y la configuraci ón es por tanto no v á lida.





Resultados Esc. 2

Config. 3 No factible (Dda) Config. 4 No factible (Dda)Tramo 1 Tramo 2 VAN P é rd. [ ] Tramo 1 Tramo 2 VAN

D1(t) D2(t) LA-56 LA-56 - LA-78 LA-30Año [MVA] [MVA] Pérd. [kWh] P é rd. [%] Coste P é rd. [ ] VA P érd. [ ] P é rd. [kWh] P é rd. [%] Coste P é rd. [ ] VA

0 1,75 1,75 379.303,36 1,23% 26.551,23 26.551,23 463.929,55 1,51% 32.475,07 32.475,071 1,81 1,81 402.402,93 1,27% 28.731,57 27.363,40 492.182,85 1,56% 35.141,86 33.468,432 1,86 1,86 426.909,27 1,31% 31.090,95 28.200,41 522.156,79 1,60% 38.027,63 34.492,193 1,92 1,92 452.908,04 1,35% 33.644,07 29.063,02 553.956,14 1,65% 41.150,39 35.547,254 1,97 1,97 480.490,14 1,39% 36.406,86 29.952,01 587.692,07 1,70% 44.529,58 36.634,595 2,03 2,03 509.751,99 1,43% 39.396,52 30.868,20 623.482,51 1,75% 48.186,26 37.755,196 2,09 2,09 540.795,89 1,47% 42.631,68 31.812,42 661.452,60 1,80% 52.143,21 38.910,077 2,16 2,16 573.730,36 1,52% 46.132,51 32.785,51 701.735,06 1,86% 56.425,11 40.100,278 2,22 2,22 608.670,54 1,56% 49.920,82 33.788,37 744.470,73 1,91% 61.058,63 41.326,88

9 2,29 2,29 645.738,57 1,61% 54.020,22 34.821,91 789.809,00 1,97% 66.072,64 42.591,0110 2,36 2,36 685.064,05 1,66% 58.456,25 35.887,07 837.908,36 2,03% 71.498,39 43.893,8111 2,43 2,43 726.784,45 1,71% 63.256,56 36.984,80 888.936,98 2,09% 77.369,70 45.236,4612 2,50 2,50 771.045,63 1,76% 68.451,06 38.116,11 943.073,25 2,15% 83.723,14 46.620,1813 2,58 2,58 818.002,31 1,81% 74.072,12 39.282,03 1.000.506,41 2,22% 90.598,32 48.046,2214 2,65 2,65 867.818,65 1,87% 80.154,78 40.483,61 1.061.437,25 2,28% 98.038,07 49.515,8915 2,73 2,73 920.668,80 1,92% 86.736,93 41.721,95 1.126.078,77 2,35% 106.088,76 51.030,5116 2,81 2,81 976.737,53 1,98% 93.859,59 42.998,16 1.194.656,97 2,42% 114.800,56 52.591,4617 2,90 2,90 1.036.220,85 2,04% 101.567,15 44.313,41 1.267.411,58 2,50% 124.227,75 54.200,1618 2,99 2,99 1.099.326,70 2,10% 109.907,65 45.668,90 1.344.596,95 2,57% 134.429,09 55.858,0619 3,07 3,07 1.166.275,69 2,16% 118.933,04 47.065,84 1.426.482,90 2,65% 145.468,14 57.566,6820 3,17 3,17 1.237.301,88 2,23% 128.699,59 48.505,52 1.513.355,71 2,73% 157.413,69 59.327,5621 3,26 3,26 1.312.653,57 2,30% 139.268,14 49.989,23 1.605.519,07 2,81% 170.340,19 61.142,3122 3,36 3,36 1.392.594,17 2,37% 150.704,56 51.518,33 1.703.295,18 2,89% 184.328,18 63.012,5623 3,46 3,46 1.477.403,16 2,44% 163.080,12 53.094,21 1.807.025,86 2,98% 199.464,84 64.940,0324 3,56 3,56 - - - - 1.917.073,74 3,07% 215.844,50 66.926

25 3,67 3,67 - - - - 2.033.823,53 3,16% 233.569,21 68.97326 3,78 3,78 - - - - 2.157.683,38 3,26% 252.749,45 71.08327 3,90 3,90 - - - - - - -28 4,01 4,01 - - - - - - -29 4,13 4,13 - - - - - - -- - - - - - - - - -





El resumen de resultados es el siguiente:


RESULTADOS PLANIFICACI ÓN EMPRESA MODELO REFERENCIA - VNR

Config. Tramo 1 Tramo 2 Resultado Cinv [ ] VAN Cperd

[ ]Cinv + VAN

Cperd [ ]

P érdidas enel a ño t=0

[%]


[kWh]

AnualidadCinv [ /a ño]

AnualidaO&M [ /a

1 LA-30 LA-30 No factible (Dda) - - - - - - -




5 LA-78 LA-56 Factible 408.300,00 1.080.450,45 1.488.750,45 1,05% 321.350,80 26.560,50 12.250,00 22.

6 LA-78 LA-78 Factible 429.600,00 885.601,49 1.315.201,49 0,86% 263.398,24 27.946,10 12.900,00 18


8 LA-110 LA-56 Factible 448.900,00 956.266,71 1.405.166,71 0,93% 284.415,70 29.201,59 13.450,00 19.

9 LA-110 LA-78 Factible 470.200,00 761.417,76 1.231.617,76 0,74% 226.463,14 30.587,18 14.100,00 15.

10 LA-110 LA-110 Factible 510.800,00 637.234,02 1.148.034,02 0,62% 189.528,05 33.228,27 15.300,00 13.


12 LA-145 LA-56 Factible 485.100,00 889.342,59 1.374.442,59 0,86% 264.510,93 31.556,45 14.550,00 18.

13 LA-145 LA-78 Factible 506.400,00 694.493,64 1.200.893,64 0,67% 206.558,37 32.942,05 15.200,00 14.

14 LA-145 LA-110 Factible 547.000,00 570.309,90 1.117.309,90 0,55% 169.623,27 35.583,13 16.400,00 11.

15 LA-145 LA-145 Factible 583.200,00 503.385,78 1.086.585,78 0,49% 149.718,50 37.938,00 17.500,00


17 LA-180 LA-56 Factible 554.100,00 841.539,65 1.395.639,65 0,81% 250.293,24 36.045,00 16.600,00 17.

18 LA-180 LA-78 Factible 575.400,00 646.690,69 1.222.090,69 0,63% 192.340,68 37.430,60 17.250,00 13.

19 LA-180 LA-110 Factible 616.000,00 522.506,96 1.138.506,96 0,51% 155.405,58 40.071,68 18.450,00 10.

20 LA-180 LA-145 Factible 652.200,00 455.582,84 1.107.782,84 0,44% 135.500,81 42.426,55 19.550,00 9.4

21 LA-180 LA-180 Factible 721.200,00 407.779,89 1.128.979,89 0,39% 121.283,11 46.915,09 21.600,00 8.4





La soluci ón óptima para la planificaci ón que realizar í a un modelo que minimizase los costes de inversi ón yser í a la configuraci ón n º 15:


RESULTADO PLANIFICACI ÓN EMPRESA MODELO REFERENCIA - VNR

Config. Tramo 1 Tramo 2 Resultado VAN Cinv

[ ] VAN Cperd

[ ]VAN

Cinv+Cperd [ ]


[%]


[kWh]


AnualidaO&M [ /a

15 LA-145 LA-145 Factible 583.200,00 503.385,78 1.086.585,78 0,49% 149.718,50 37.938,00 17.500,00 10.





Se concluye a la vista de los resultados de este segundo escenario, que en elmomento presente (a ño t = 0), la configuraci ón del alimentador que minimiza loscostes de inversi ón y de p é rdidas es la formada por dos tramos con conductor LA-145,con lo que las p é rdidas en el a ño presente suponiendo que la previsi ón de demandaque se hizo en el a ño t = –19 para el a ño t = 0 fue correcta, ser í an del 0,49% de lademanda total de energ í a, lo que supone un coste de 10.480,30 para el a ño t = 0(considerando un precio de la energ í a de 7c /kWh).

Para esta configuraci ón se obtiene el siguiente ratio:

15,90%0)ten2,(escenarioVAD

pé rdidasdeCoste ==

Es decir, que en el alimentador que se ha dise ñado seg ún un modelo de red dereferencia que minimiza costes de inversi ón y de p é rdidas seg ún el VNR, el coste delas p é rdidas representa el 16% del VAD en el a ño t = 0, el cual es significativamenteinferior al del otro escenario. Esto es razonable si se tiene en cuenta que esta red si ha

sido dise ñada con criterios de minimizaci ón de p é rdidas.

A este alimentador, en cambio, le queda por delante toda la vida útil de 30 a ños parala que ha sido dise ñado.

Si comparamos los resultados de los dos escenarios vemos que arrojan resultadosinteresantes:

Escenario 1 Escenario 2

Alimentador Real Ideal

Utilizaci ón ExistenteUtilizado para determinar

las tarifas

Año de dise ño t = -19 t = 0

Criterio de dise ño Capacidad Min Cinv + VAN (Cp é rd)

Vida útil prevista (a ños) 30 30

Vida útil transcurrida (a ños) 20 0

Configuraci ón LA-56 + LA-30 LA-145 + LA-145

P érdidas en el a ño t = 0 521.882 kWh 149.719 kWh

P érdidas en el a ño t = 0 1,70% 0,49%

Coste de Distribuci ón VADAnualidad del Coste de Inversi ón 18.324,99 /a ño 37.938,00 /a ño

Anualidad Coste O&M 11.200,00 /a ño 17.500,00 /a ño

Coste p érdidas (*) 36.531,75 /a ño 10.480,30 /a ño

Total Coste de Distribuci ón / VADen el a ño t=0 66.056,74 /a ño 65.918,30 /a ño

Ratio Coste de P érdidas sobreCoste de Distribuci ón / VAD en el

año t=055,30% 15,90%

(*) Coste de P érdidas reales – P érdidas reconocidas 26.051,45 /a ño





Se aprecia que el alimentador que tiene instalado la empresa distribuidora tiene unaspé rdidas del 1,70% en el momento actual y, el regulador, remunerando a ladistribuidora seg ún los costes de una empresa modelo eficiente que operase en elmismo á rea de concesi ón, solamente le reconocer á un 0,49% de p é rdidas respecto deltotal de energ í a que suministra.

Un Modelo de Red de Referencia es una herramienta que, en el caso de las p é rdidas,permite al regulador acotar el intervalo en el que fijar las p é rdidas de referencia. Losdos l í mites que se extraen para este ejemplo en el a ño t = 0 son el de 0,49% depé rdidas obtenido de la soluci ón óptima del modelo, y el de 2,16% de p é rdidas quetiene la configuraci ón m í nima con que se puede satisfacer la demanda en el a ño t = 0(LA-30 + LA-30). Como se puede ver, las p é rdidas reales del alimentador que son del1,70 % est á n entre estos dos m á rgenes, con lo que en principio las p é rdidas reales dela distribuidora no deben estar muy alejadas de lo razonable.

Es de gran inter é s, por otra parte, el analizar la estructura del Coste de la Distribuci óno VAD, seg ún se refiera a un escenario u otro, de cara a ver como est á compuesto en

cuanto a inversi ón y a p é rdidas. Mientras que el valor del coste de la distribuci ón essimilar en ambos escenarios, siendo algo menor en el segundo debido a que respondea la planificaci ón de un modelo de optimizaci ón, incluso pese a ser dicha planificaci óna horizonte futuro, se puede ver que en el primer escenario el peso de las p é rdidas esmayor y en el segundo escenario es el peso de la inversi ón el m á s significativo. Estoresponde a los criterios utilizados en cada caso para el dise ño del alimentador.

Ya se intuye con este an á lisis de la estructura del Coste de la Distribuci ón o VAD queno parece muy razonable que, dentro de un nuevo marco regulatorio de retribuci ón dela distribuci ón por incentivos mediante el reconocimiento de los costes de unaempresa eficiente, como es el caso del Escenario 2, se fijen niveles de p é rdidasreconocidas muy exigentes para instalaciones dise ñadas en un marco de coste de

servicio, como es la del Escenario 1, ya que esto se traduce en que en que la empresadeja de recibir unos ingresos muy importantes debido a la diferencia entre los costesde las p é rdidas reales que tiene y las que le reconoce el Regulador, lo cual puedeponer en compromiso su viabilidad financiera (seg ún el caso ejemplo la distribuidoradeja de ingresar 26.051,45 /a ño en concepto de p é rdidas).

Se ha indicado con anterioridad que una red de MT tiene una serie de elementosasociados a ella como son CT ’s, subestaciones, y redes de BT, que no se hanconsiderado en este caso ejemplo. Efectivamente los resultados obtenidos no sonaplicables directamente a estos elementos, pero s í que se puede afirmar que lospar á metros obtenidos (los ratios p é rdidas / VAD) si tendr á n el mismo orden demagnitud en CT ’s, subestaciones, y redes de BT, aunque depender á su valor exactode las peculiaridades de cada sistema el é ctrico de distribuci ón (red rural / urbana,par á metros de densidad y dispersi ón, etc).

Los resultados del presente caso ejemplo parecen claros: si se fija un nivel depé rdidas reconocidas para la red existente de una compa ñí a seg ún las p é rdidas quetiene una red eficiente la distribuidora saldr á claramente perjudicada en cuanto a losingresos que recibe por p é rdidas, m á s all á de que se pretenda implantar un incentivo ala reducci ón de las mismas, debido a que un modelo de red de referencia planifica afuturo y la red de la compa ñí a por otro lado estar á posiblemente terminando su vidaútil. Adem á s de todo esto, la estructura de los costes de la actividad de distribuci ón esmuy distinta en ambos casos.

Pese a todo esto, para comprobar la robustez de estos resultados es necesariorealizar un an á lisis de sensibilidad.





5.3. An álisis de sensibilidad

Hasta el momento tan solo se ha comparado el nivel de p é rdidas en los dosescenarios que se han tratado: el de la planificaci ón que hizo 20 a ños atr á s lacompa ñí a distribuidora en un marco de retribuci ón de la actividad de distribuci ón porcoste de servicio, y el de la planificaci ón que se hace en el momento presente de paso

a un marco de retribuci ón en funci ón de los costes eficientes de una empresa dereferencia seg ún el VNR de las instalaciones.

Se ha comprobado como, a la vista de los dos escenarios propuestos, la compa ñí adistribuidora es claramente perjudicada ya que los ingresos que se le reconocer á n enconcepto de p é rdidas t é cnicas ser á n significativamente inferiores a los que ella ten í aprevisto seg ún el marco regulatorio anterior, debido a que las perdidas reconocidas sealejan de lo que son las p é rdidas reales que tiene la compa ñí a en el alimentador, ensu red.

La planificaci ón realizada por la distribuidora tiempo atr á s, que se deriva en la red queest á en servicio, se ha considerado fija. Pero los resultados de la planificaci ón de lared óptima eficiente seg ún un Modelo de Red de Referencia que minimiza Coste inversi ón

+ VAN (Coste P é rdidas ) no sirven si no se les somete a un an á lisis de sensibilidad en elque se pueda intentar analizar la robustez de los mismos en funci ón de variaciones enlos par á metros de entrada.

Se van a analizar, por todo lo anterior, los siguientes casos:





CASO N º DISE ÑO Año DEMANDA INICIAL CRECIMIENTODE DEMANDA TASA DEDESCUENTO PRECIOENERGEsc. 1 1 (*) Distribuidora -19 1 MW + 1 MW 3% 5% -Esc. 2 2 (*) MRR (**) 0 Dp = 1,75 + 1,75 MW 3% 5% 7 c /kWh

3 MRR 0 0,8 ·Dp 3% 5% 7 c /kWh4 MRR 0 1,2 ·Dp 3% 5% 7 c /kWh5 MRR 0 Dp 2% 5% 7 c /kWh6 MRR 0 Dp 4% 5% 7 c /kWh7 MRR 0 Dp 3% 4% 7 c /kWh8 MRR 0 Dp 3% 6% 7 c /kWh9 MRR 0 Dp 3% 5% 6 c /kWh

10 MRR 0 Dp 3% 5% 8 c /kWh11 MRR 0 Dp 3% 5% 7 c /kWh

A

n á l i s i s d e s e n s

i b i l i d a

d

s i m p

l e

12 MRR 0 Dp 3% 5% 7 c /kWh13 MRR 0 0,8 ·Dp 2% 4% 6 c /kWh14 MRR 0 0,8 ·Dp 2% 5% 7 c /kWh15 MRR 0 0,8 ·Dp 2% 6% 8 c /kWh16 MRR 0 1,2 ·Dp 4% 4% 6 c /kWh17 MRR 0 1,2 ·Dp 4% 5% 7 c /kWh18 MRR 0 1,2 ·Dp 4% 6% 8 c /kWh19 MRR 0 Dp 3% 6% 8 c /kWh

A n

á l i s i s d e

s e n s

i b i l i d a

d m

i x t o

20 MRR 0 Dp 3% 4% 6 c /kWh

(*) Los casos 1 y 2 son los que ya se han tratado anteriormente.(**) MRR: Modelo de Red de Referencia que minimiza Coste inversi ón + VAN (Coste P érdidas )Dp es la demanda que previ ó la distribuidora para el a ño t = 0

Por simplificar, se muestran a continuaci ón directamente los resultados finales para cada caso:





5.4. Resultados y conclusiones deducibles de este estudio

Los resultados que arroja el an á lisis sencillo y simplificado que se ha realizado en elcaso ejemplo son muy ilustrativos. No se pretend í a obtener resultados cuantitativossino cualitativos, y se pueden efectivamente extraer algunas conclusiones.

Se ha planteado la determinaci ón de las p é rdidas en dos escenarios

1) Red de distribuci ón real.

2) Red de una empresa eficiente calculada con un MRR que minimizaCoste inversi ón + VAN (Coste P érdidas ) mediante el VNR.

Se ha comparado, por tanto, el nivel de p é rdidas real que tiene la red de distribuci ónexistente de una determinada compa ñí a distribuidora, que fue dise ñada con un criteriode capacidad en un marco regulatorio de retribuci ón por el coste de servicio, red queest á representada mediante el alimentador que se ha estudiado, con el nivel depé rdidas determinado con criterios de eficiencia en un marco regulatorio en el que laretribuci ón de una empresa se realiza por comparaci ón con los costes de una empresamodelo que realiza su planificaci ón de la red con un Modelo de Red de Referencia queminimiza los costes de inversi ón y de p é rdidas.

Se obtiene que las p é rdidas reales que tienen el alimentador son significativamentesuperiores a las p é rdidas eficientes calculadas mediante el m é todo del VNR con unModelo de Red de Referencia.

Esta conclusi ón se obtiene tras realizar un an á lisis de sensibilidad sobre el caso basey comprobar que el modelo de planificaci ón que utilizar í a una empresa eficiente esbastante robusto para los datos de partida considerados, es decir, que la configuraci ónóptima para el alimentador planteado no depende en exceso de los par á metros deentrada.

En efecto, se aprecia que en el an á lisis de sensibilidad simple, esto es, en el que semodifica solamente un par á metro de entrada, la soluci ón es siempre la misma. Porotra parte, en el an á lisis de sensibilidad mixto en el que se modifican simult á neamentevarios par á metros de entrada la configuraci ón óptima elegida, que minimiza los costesde inversi ón y el VAN de los costes de las p é rdidas, var í a hacia un mayor o menordimensionamiento si aumentan o disminuyen en gran medida y a la vez la previsi ón dedemanda y de crecimiento de la misma, observ á ndose que el modelo es menossensible a variaciones en los par á metros econ ómicos de entrada que en los t é cnicos.

Estas conclusiones anteriores, pese a todo, se justifican porque la red que representael alimentador es peque ña y la topolog í a no cambia. Si se hablase de una red dedistribuci ón completa es de esperar que el m é todo del VNR con un Modelo de Red deReferencia diese resultados m á s dispares y mucho m á s sensibles a variaciones en lospar á metros de entrada, con lo que la consistencia del modelo s í depender í a en granmedida de dichos par á metros.

En t é rminos cuantitativos, aunque no es el objetivo perseguido, se podr í a decir tras elan á lisis de sensibilidad que la red que se ha estudiado tiene unas p é rdidas reales del1,70% y unas p é rdidas calculadas con el m é todo del VNR del 0,49%. El peso quetiene el coste de las p é rdidas en cada escenario sobre el total del Coste de laDistribuci ón o sobre el VAD es del 55% en la red real y del 16% en la red calculada

mediante el VNR.





Se podr í a criticar la validez de estos resultados arguyendo que es muy aventuradosuponer que el alimentador real del Escenario 1 sea el que est é verdaderamenteinstalado dado que no se conoce la historia real de la compa ñí a, pero no es menoscierto que tampoco el alimentador del Escenario 2 se corresponde fielmente con unared t é cnica y econ ómicamente adaptada ya que:

- No se han tenido en cuenta en el dise ño de la red eficiente criterios de calidad(í ndices de ca í da de tensi ón y de tiempo medio de interrupci ón del servicio) quehubieran supuesto mejorar a ún m á s el dise ño de la misma con la consecuentedisminuci ón del nivel de p é rdidas reconocido.

- No se han tenido en cuenta, por otra parte, que el alimentador del Escenario 2seguramente deber í a tener menor longitud que el del Escenario 1, dado que en losmodelos la longitud de red que resulta suele ser menor a la longitud real de redque tiene una empresa.

De una forma esquem á tica, del caso ejemplo se puede concluir que:

- La red real de la compa ñí a es distinta de la red eficiente y econ ómicamenteadaptada determinada con un modelo mediante el VNR.

- La red real est á definida por la evoluci ón hist órica de la compa ñí a y hacereferencia al pasado. Frente a esto, la red eficiente mira en su dise ño al futuro.

- Debido a lo anterior, se puede afirmar tambi é n que parece poco coherenteremunerar a una distribuidora por una red el é ctrica real que est á al l í mite decapacidad o terminando su vida útil seg ún los criterios de eficiencia de unacompa ñí a que tendr í a una red nueva eficiente, sin considerar al menos un per í odotransitorio de adaptaci ón.

- Como se ha comprobado en los dos escenarios, el peso que tiene el coste de laspé rdidas en cada uno de ellos sobre el total del Coste de la Distribuci ón o sobre elVAD es muy distinto. En el caso de la red real el peso del coste de las p é rdidas esalto, ya que se ha supuesto que estas no se consideraron a la hora de hacer laplanificaci ón. Por otro lado en la red eficiente tiene m á s peso el coste de inversi óndebido a la planificaci ón por p é rdidas que se traduce la utilizaci ón de conductorescon mayor capacidad de transmisi ón de energ í a.

- Por lo anterior, se puede afirmar del mismo modo que es necesario analizar laestructuras de los costes de la actividad de distribuci ón para estudiar en quemedida se puede poner un incentivo de reducci ón de p é rdidas a corto plazo muyexigente cuando se habla de la red de una compa ñí a en la que en su estructura decostes pesa mucho el coste de las p é rdidas.

- El an á lisis de la red eficiente dise ñada con un modelo y mediante el m é todo delVNR es en definitiva una herramienta que permite al regulador establecer unoslí mites superior e inferior, correspondientes a la red m í nima y a la red óptima, entrelos que deben estar las p é rdidas reconocidas y las reales.

En el caso ejemplo se ha visto como los umbrales m í nimo y m á ximo entre los quedeben estar las p é rdidas son del 0,49% y del 2,16%. Las p é rdidas reales, con unvalor del 1,70%, est á n entre estos m á rgenes, lo que indica que se est á hablandode una red real bien dise ñada.





- Est á claro que los nuevos m é todos de regulaci ón deben introducir incentivos a lareducci ón de p é rdidas en las redes, y para ello el m é todo del VNR es una buenaherramienta ya que facilita el rango de valores entre los que es posible situar ennivel de p é rdidas reconocidas, pero para determinarlo el Regulador debepreguntarse por:

• El nivel de p é rdidas que quiere tener en las redes.

• La antig üedad que quiere para las instalaciones.

- Una vez que el Regulador ha visto las p é rdidas reales y el abanico de valoresentre los que puede situar el nivel de p é rdidas reconocidas, debe analizar lasiguiente curva en la que puede ver la situaci ón de la distribuidora en cuanto acostes de inversi ón y de p é rdidas:

Generalmente la situaci ón de la empresa es la del gr á fico anterior: ha hecho unesfuerzo en inversi ón pero tiene un nivel de p é rdidas superior al óptimo.

- Una vez visto que nivel de p é rdidas quiere para las redes, y que antig üedad deseapara las mismas, ya que la red eficiente que da el modelo mediante el VNR

supondr í a tener una red nueva cada vez que esta es calculada, el Regulador,seg ún la variaci ón que se pueda permitir sobre la tarifa anterior, est á endisposici ón de fijar el nivel de p é rdidas reconocidas.

El aspecto m á s cr í tico en cuanto a p é rdidas que tiene el m é todo del VNR es queconsidera una red nueva eficiente adaptada a la demanda para un horizonte quecontempla toda la vida útil de las instalaciones, 30 a ños generalmente. El fijar por tantocomo referencia para la red real de la compa ñí a el nivel de p é rdidas que tiene la redideal que resulta del modelo puede suponer en algunos casos que la rentabilidad de lacompa ñí a pueda peligrar.

Parece m á s razonable, seg ún lo anterior, que el modelo que se emplee para

determinar los l í mites superior e inferior entre los que debe estar el nivel de p é rdidasreconocidas considere la vida útil que les queda a las instalaciones en servicio. El





considerar de nuevo toda la vida útil de una red ser í a injusto porque ser í a tanto comoaplicar a una red agotada en cuanto a capacidad, y antigua, los par á metros de una rednueva dise ñada para un horizonte futuro.

Para ilustrar un poco esto que se acaba de proponer se muestran a continuaci ón losresultados del Escenario 2 pero considerando una vida útil de las instalaciones de 10a ños, dado que estos son los a ños de vida residual que le quedan al alimentadorexistente objeto de nuestro estudio.

Seg ún esto, los datos de partida con los que en el segundo escenario se realiza eldise ño del alimentador son los siguientes:

Tensi ón de servicio (U): 20 kVLongitud del tramo 1 (L1): 10.000 mLongitud del tramo 2 (L2): 10.000 mCrecimiento anual D1(t): 3%Crecimiento anual D2(t): 3%

D1(t = 0) = 1,75 MVAD2(t = 0) = 1,75 MVAFactor de carga (fc): 0,3Factor de p é rdidas (fp): 0,153Horas anuales: 8.760Tasa de descuento anual: 5%Tasa de inflaci ón anual: 2%Vida útil de la instalaci ón: 10 a ñosPer í odo de amortizaci ón: 30 a ñosPrecio de la energ í a (t = 0): 7 c /kWh





El alimentador óptimo en este caso ser á el siguiente:


VIDA ÚTIL DE LA INSTALACI ÓN: 10 A ÑOS

RESULTADO PLANIFICACI ÓN EMPRESA MODELO REFERENCIA - VNR

Config. Tramo 1 Tramo 2 Resultado VAN Cinv

[ ] VAN Cperd

[ ]VAN

Cinv+Cperd [ ]


%


kWh


AnualidaO&M [ /a

6 LA-78 LA-78 Factible 429.600,00 211.943,42 641.543,42 0,86% 263.398,24 27.946,10 12.900,00 18





Parece m á s razonable, en principio, aplicar el m é todo del VNR para determinar laspé rdidas reconocidas considerando solamente la vida útil residual de las instalacionesque componen la red, en vez de dise ñar la red eficiente para una vida útil completa deunos 30 a ños.

Analizando de nuevo el Escenario 2, pero con 10 a ños de horizonte temporal, seobserva que el l í mite m í nimo de las p é rdidas de la red eficiente pasa de ser 0,49% aser del 0,86%, lo que permitir í a por tanto ajustar mejor la retribuci ón a las p é rdidasreales que tiene la compa ñí a en el alimentador y que son del 1,70%.

Para esta configuraci ón se obtiene ahora el siguiente ratio:

==0)ten,2'(escenarioVAD

pé rdidasdeCoste31,10%

Es decir, que si se reduce el horizonte temporal de 30 a 10 a ños en el Escenario 2, elcoste de las p é rdidas pasa a representar el 31% del VAD en el a ño t = 0 en lugar del

16% anterior, lo que indica que la estructura del VAD se acerca m á s a que tiene lacompa ñí a.

Comparando los resultados de los escenarios en forma de tabla:

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 2 ’

Alimentador Real Ideal Ideal

Utilizaci ón Existente Determinaci ón delas tarifas

Alternativapropuesta

Año de dise ño t = -19 t = 0 t = 0

Criterio de dise ño Capacidad Min Cinv +VAN (Cp é rd) Min Cinv +VAN (Cp é rd)

Vida útil prevista (a ños) 30 30 10

Vida útil transcurrida (a ños) 20 0 0

Configuraci ón LA-56 + LA-30 LA-145 + LA-145 LA-78 + LA-78

Pérdidas en el a ño t = 0 521.882 kWh 149.719 kWh 263.399 kWh

Pérdidas en el a ño t = 0 1,70% 0,49% 0,86%

Coste de Distribuci ón VAD VAD

Anualidad del Coste deInversi ón 18.324,99 /a ño 37.938,00 /a ño 27.946,10 /a ño

Anualidad Coste O&M 11.200,00 /a ño 17.500,00 /a ño 12.900,00 /a ño

Coste p érdidas 36.531,75 /a ño (*) 10.480,30 /a ño (**) 18.437,88 /a ño

Total Coste de Distribuci ón / VAD en el a ño t=0 66.056,74 /a ño 65.918,30 /a ño 59.283,98 /a ño

Ratio Coste de P érdidassobre Coste de Distribuci ón /

VAD en el a ño t=055,30% 15,90% 31,10%

(*) Coste de P érdidas reales – P érdidas reconocidas 26.051,45 /a ño

(**) Coste de P érdidas reales – P érdidas reconocidas 18.093,87 /a ño





El total del coste de distribuci ón o VAD en los escenarios 1 y 2 es similar, aunque suestructura no lo sea. El nivel de p é rdidas del Escenario 2 ’ se acerca m á s a la situaci ónreal de la compa ñí a, si bien el VAD disminuye en cierta medida.

Cabe intentar analizar como podr í a repercutir todo ello en la rentabilidad financiera dela empresa, para lo que se desglosa lo que podr í a ser el presupuesto de explotaci ónen cada escenario para el a ño t=0:

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 2 ’

I) Total ingresos ( /a ño) 66.056,74 65.918,30 59.283,98

1. Anualidad del Coste de Inversi ón ( /a ño) 18.324,99 37.938,00 27.946,10 2. Anualidad Coste O&M ( /a ño) 11.200,00 17.500,00 12.900,00 3. Coste p érdidas reconocidas ( /a ño) 36.531,75 10.480,30 18.437,88

II) Total gastos ( /a ño) 36.531,75 36.531,75 36.531,75

Coste de p érdidas reales ( /a ño) 36.531,75 36.531,75 36.531,75

Resultado de explotaci ón ( /a ño) 29.524,99 29.386,55 22.752,23

Un modelo de planificaci ón que dise ña una red óptima mediante el VNR es unaherramienta para determinar el coste eficiente de una red de distribuci ón, y se puedeafirmar tras el estudio del caso anterior que debe ser ajustado a la realidad de lacompa ñí a para que el coste debido a la diferencia entre p é rdidas reales y reconocidasno sea muy elevado.

A la vista de los resultados de la tabla anterior en la que se muestra lo que ser í a elpresupuesto de explotaci ón, teniendo en cuenta que los resultados que se muestran

para los escenarios 2 y 2 ’ son los óptimos dentro del abanico de soluciones factibles,se puede afirmar que con el resultado del modelo la rentabilidad de la empresaquedar í a garantizada ya que el resultado en el Escenario 2 (red eficiente) es muyparecido al resultado del Escenario 1 (red real). En definitiva la empresa cobrar í a m á spor inversi ón, compensando as í lo que dejar í a de recibir por p é rdidas reconocidas.

En el Escenario 2 ’ se observa que el beneficio disminuye, con lo que esta soluci ón,que permit í a fijar un nivel de p é rdidas reconocidas m á s acorde con el nivel de p é rdidasque tiene la empresa mediante el dise ño de una red eficiente que considerasesolamente la vida residual de las instalaciones, siendo aparentemente mejor en cuantoa p é rdidas puede derivar en que no sea rentable la actividad de distribuci ón para laempresa, ya que esta recibir í a menos por inversi ón en nuevas instalaciones.

Es importante se ñalar que estos resultados son los correspondientes a una casoejemplo sencillo, y habr á que analizar con mucho cuidado el caso de una red real dedistribuci ón. Al final lo que en cada proceso de revisi ón tarifaria deber á definir elRegulador es el nivel de p é rdidas que quiere en sus redes y el grado de renovaci ón encuanto a inversi ón en nuevas instalaciones que quiere para las mismas, y los modelosde red de referencia pueden ser una buena herramienta de ayuda apara tomar estasdecisiones, considerando las limitaciones que tienen y que deben ser validados con unan á lisis de la situaci ón real de cada compa ñí a y una auditor í a contable de susinstalaciones.





Los resultados de este an á lisis son, en cualquier caso, aplicables a sistemas dedistribuci ón maduros. Habr á que proceder con cautela a la hora de determinar laretribuci ón de la actividad de distribuci ón en un sistema no maduro por comparaci óncon los costes de una empresa eficiente de referencia mediante el VNR, como mediode incentivar a las compa ñí as a la disminuci ón de p é rfidas t é cnicas en sus redes, yaque esto puede perjudicar seriamente a las compa ñí as el é ctricas al no poder quiz á sercapaces de enfrentarse al nivel de p é rdidas reconocido. La utilizaci ón de per í odostransitorios de adaptaci ón y la validaci ón de los resultados del modelo mediante unacampa ña de medici ón de p é rdidas permitir í an aplicar los resultados del modelo asistemas no maduros.





6. Estudio de diversos aspectos que afectan a la determinaci ón de las p érdidas

Se mencionan en este apartado algunos aspectos que habitualmente los modelos deplanificaci ón utilizados para determinar la retribuci ón las empresas distribuidoras nocontemplan, y afectan de manera directa o indirecta al c á lculo de las p é rdidas t é cnicasreconocidas, dado que se observa que debido a estos factores las p é rdidas calculadas

son sistem á ticamente inferiores a las medidas.

6.1. Aspectos sociales

Algunos factores que afectan a la planificaci ón y retribuci ón de los sistemas dedistribuci ón, y que por otra parte es dif í cil cuantificar en que medida lo hacen, son:

Ordenaci ón del territorio

La ausencia de ordenaci ón del territorio dificulta enormemente la planificaci ón y dise ñode las redes, dando lugar a redes menos óptimas al ser del todo imprevisible elcrecimiento y la localizaci ón del mercado a medio – largo plazo. La literatura diferencia

los incrementos de mercado intensivos (donde ya existe infraestructura el é ctrica) delos extensivos (producidos de forma casi aleatoria en cualquier parte de la geograf í a).

El entorno pol í tico - social

En algunos casos el regulador realiza comparaciones con empresas de otros pa í ses,sin considerar su entorno pol í tico – social.

Suele ser habitual que en pa í ses sin cultura de pago y sin posibilidades legales ni judiciales de actuar contra el fraude, el Regulador no acepte las p é rdidas no t é cnicasargumentando que se debe a la mala gesti ón de la empresa y que dicho fraude noexiste en otros pa í ses.

El Regulador deber í a tener en cuenta la realidad de su entorno a la hora de analizarlas caracter í sticas del servicio el é ctrico aceptando que la red el é ctrica es otrainfraestructura m á s de ese entorno y est á condicionada por el mismo, y que por tanto,presentar á unas caracter í sticas de calidad semejantes a las del resto deinfraestructuras existentes.

Estructura de mercado

Al comparar p é rdidas de diferentes pa í ses deben tenerse en cuenta las diferentesestructuras de mercado en particular en lo que se refiere al reparto de consumo en losdistintos niveles de tensi ón de MT y BT.

Densidad y dispersi ón

Aspectos muy importantes del mercado no se detectan si se agrupan datos o seutilizan ratios globales como la densidad de clientes sin tener en cuenta la dispersi ónde los mismos. Esto es especialmente cr í tico en zonas de distribuci ón rural.

Se muestra a continuaci ón un ejemplo de dise ño de dos sistemas el é ctricos peque ñoscon distinto grado de dispersi ón de clientes con el fin de ilustrar lo indicado en elapartado 3.1., en cuanto a que no existe por lo general una relaci ón directa entre lospar á metros de densidad y los costes asociados a las redes de distribuci ón.





Sean dos sistemas el é ctricos A y B con cargas unitarias y tramos de l í nea de longitudunidad. Los esquemas unifilares son:

1 2 3 4 4 3 2 1Secci ónconductor

Esquema unifilar del Sistema A

1

2 2

1 2 2 1

Secci ón1 conductor

Esquema unifilar del Sistema B

SISTEMA A SISTEMA B

RATIOS Energ í a / cliente 1 1

Kmred / cliente 1 1

Potencia punta / km red 1 1

COSTES Inversi ón[1] 60+2 ·(1+2+3+4) = 80 60+4 ·(1+2) = 72 90%

P é rdidas[2] 2 ·RI2·(1+2+3+4) = 20 ·RI2 4·RI2·(1+2) = 12 ·RI2 60%

[1] Se asume que dada la similitud de las l í neas hay un coste fijo representando elconductor del 25% de la inversi ón.

[2] Un conductor por el que pase una potencia 1 necesitar á una secci ón 1 y tendr á

unas p é rdidas RI2. Un conductor por el que pase una potencia n necesitar á una

secci ón n y tendr á unas p é rdidas (R/n) ·(n·I)2 = n ·R·I2

Se muestra con este ejemplo como en un sistema rural con mayor dispersi ón declientes, como es el sistema A, la inversi ón necesaria y las p é rdidas son mayores queen un sistema urbano como es el sistema B.





6.2. Aspectos t écnicos

6.2.1. Diferencias ente p érdidas reales y p érdidas medias

No se han considerado en este trabajo curvas de demanda asociadas a cada uno delos puntos de consumo, sino que se ha considerado un perfil medio de cargarelacionado con la carga pico a trav é s de unos factores de carga y de p é rdidas. Porotra parte esto es habitual en la regulaci ón existente y generalmente se consideran laspé rdidas medias de un conjunto de clientes.

Pese a ello, es necesario se ñalar que con un perfil medio de carga se subestiman laspé rdidas reales siempre. Esto es debido a que las p é rdidas de un conjunto de clientesno son iguales a la suma de las p é rdidas de cada uno, debido a que cada uno tieneuna curva de demanda distinta y hay una dispersi ón en los valores.

Si se consideran los perfiles de demanda asociados a un cierto n úmero de clientes alos que se realiza el suministro de energ í a el é ctrica desde un determinado punto de lared:

donde,

D1h, D2h.... Dnh es la demanda del cliente n en la hora h

N: n úmero total de clientes___

Dh es la demanda media en la hora h, con ∑n

___Dnh

N1

=Dh

Se calculan:

P é rdidas reales = k · ∑∑h n

2Dnh

P é rdidas medias = k · ∑h

2___DhN

con k = factor de proporcionalidad





Sea la varianza de la demanda en la hora h, σh2 = ∑

n

2___

)Dh-(DnhN1

Se puede demostrar que P é rdidas reales = P é rdidas medias +N ∑h

σh2

Por lo tanto se debe actuar con cautela a la hora de manejar perfiles medios dedemanda ya que siempre el valor de las p é rdidas medias es inferior al de las reales.

El error cometido depende mucho del tipo de cliente, y para clientes en los que var í amucho el patr ón de consumo medio a lo largo del a ño los errores cometidos en cuantoa las p é rdidas pueden ser muy significativos.

6.2.2. Relaci ón entre ca í da de tensi ón y p érdidas

Criterios de calidad exigibles en el dise ño de las redes y en la planificaci ón, tales comolos í ndices de ca í da de tensi ón, se pueden traducir en la elecci ón de conductores de

mayor secci ón lo cual supone una reducci ón en las p é rdidas a costa de un mayoresfuerzo en inversi ón. Esto es cr í tico considerarlo en el an á lisis de redes con Modelosde Red de Referencia.

En efecto, la ca í da de tensi ón en una l í nea despreciando la influencia de la capacidadviene dada por la expresi ón:

∆U = √3·I·(R·cos( ϕ) + X ·sen( ϕ))·L

donde,

∆U = ca í da de tensi ón compuesta (V)I = intensidad de l í nea (A)R = resistencia por fase ( Ω /km)X = reactancia por fase ( Ω /km)ϕ = á ngulo de faseL = longitud de la l í nea (km)

Las p é rdidas de potencia por efecto Joule en una l í nea se ha visto que son:

∆P = 3 ·R·L·I2

donde,

∆P = p é rdidas de potencia (W)R = resistencia por fase ( Ω /km)L = longitud de la l í nea (km)I = intensidad de l í nea (A)

Se deduce de lo anterior que hay una relaci ón entre ca í da de tensi ón y p é rdidas. Sidebido a criterios de ca í da de tensi ón se eligen en la planificaci ón conductores demayor secci ón, lo cual supondr á un aumento del coste de inversi ón, disminuir á laresistencia del conductor y por tanto tambi é n las p é rdidas.





6.2.3. Otros factores

Temperatura ambiente

La temperatura ambiente afecta a los conductores modificando su resistencia y sucapacidad t é rmica. En efecto, es bien conocida la relaci ón de la resistencia de un

conductor con la temperatura ambiente a partir de una resistencia dada:

R (t) = R (20 ºC)·(1 + α·∆t)

donde,

R (t) = resistencia de un conductor a una temperatura dadaR (20 ºC)·= resistencia de un conductor a una temperatura de referencia de 20 ºCα = coeficiente de temperatura∆t = diferencia de temperatura respecto de la de referencia

El incremento de temperatura y, en consecuencia, de resistencia de los conductoreshace que las p é rdidas sean mayores con lo que ser á necesario aumentar lasinversiones en conductores de mayor secci ón. Por ello es necesario tener cautela alcomparar p é rdidas en dos sistemas el é ctricos ubicados en zonas de distintatemperatura.

Tensiones normalizadas

Los niveles de tensi ón normalizados en las redes influir á n notablemente en laspé rdidas del sistema. Por este motivo se debe actuar con cuidado en la comparaci ónentre p é rdidas en diferentes redes.

Factores dif í cilmente evaluablesSe mencionan:

- Conductividad transversal y p é rdidas en el diel é ctrico en cables subterr á neos.- Puntos calientes en l í neas.- Desequilibrios.- P é rdidas en contadores.- Efecto pelicular.

Utilizaci ón de modelos de planificaci ón

Los modelos de planificaci ón permiten evaluar la influencia te órica de distintos factoressobre las p é rdidas. Cualquier desviaci ón sobre los ratios óptimos conduce a unaspé rdidas no adaptadas.

Todos estos aspectos sociales y t é cnicos no est á n recogidos generalmente en laregulaci ón existente y su estudio permitir í a calcular con mayor exactitud las p é rdidasté cnicas. En cualquier caso no se pretende con este apartado m á s que el hacermenci ón de ellos, dado que el enfoque del trabajo apunta m á s hacia realizar unan á lisis regulatorio de las p é rdidas ya es este campo el que tiene mayoresrepercusiones econ ómicas y en donde la distribuidora puede ser m á s o menosperjudicada seg ún la retribuci ón que se realice de su actividad de distribuci ón.





7. Propuesta de una metodolog í a para el c álculo de p érdidas

Se presenta en este punto en procedimiento general de c á lculo de p é rdidas, que nopretende sino esbozar la metodolog í a a seguir, y a la vista de lo desarrollado en estedocumento.

El objetivo va a ser el de definir el m é todo a seguir para estimar las p é rdidas realesque tendr á una determinada red de distribuci ón, que en general son desconocidas, yestablecer unas indicaciones para ver que p é rdidas puede reconocer el Regulador auna compa ñí a por la prestaci ón del servicio de distribuci ón, ya que la tendencia actualapunta hacia esquemas regulatorios de retribuci ón por incentivos.

El fundamento de la metodolog í a para la determinaci ón de las p é rdidas que sepropone se basa en la utilizaci ón, en principio, de Modelos de Red de Referencia, queson las mejores herramientas de planificaci ón y an á lisis de redes de que se disponeen la actualidad. No obstante el empleo de este tipo de modelos debe estar apoyadopor otras herramientas de ayuda a la toma de decisiones y por campa ñas de medici ón.

Se ha visto en este trabajo que la utilizaci ón de un Modelo de Red de Referencia paradeterminar los costes y las p é rdidas de una red eficiente mediante el VNR permite fijarlos pagos por la red que tiene una compa ñí a distribuidora y establecer los incentivos ala reducci ón de p é rdidas.

El punto cr í tico es aceptar los resultados del Modelo, y contrastar que se correspondencon la realidad de la red que tiene una distribuidora, ya que si no se realiza estacomparaci ón el m é todo del VNR no es v á lido.

Debido a que el m é todo de planificaci ón de la red de referencia con el VNR mira alfuturo, hay un desajuste entre las redes real y de referencia. Esto se ha visto en elcaso ejemplo, comprob á ndose que la topolog í a de ambas redes es distinta y que laestructura del Coste de la Distribuci ón en cada caso tambi é n lo es.

Para establecer las p é rdidas de referencia se debe comparar el nivel de p é rdidas real,fruto de una campa ña de medici ón, con estudios de sensibilidad sobre la red dereferencia, de tal forma que el Regulador determine un nivel de p é rdidas enconcordancia con el nivel tarifario y con la red real.

Los pasos que se consideran imprescindibles para la determinaci ón de las p é rdidas enuna red son los siguientes:

1. Definici ón de la red de distribuci ón que se quiere analizar.

2. An á lisis regulatorio del marco vigente.

3. Estudio socioecon ómico y del entorno cultural y de mercado.

4. An á lisis de la red real y de la evoluci ón y planificaci ón de la misma.

5. Campa ña de medici ón de p é rdidas para contrastar los resultados del modelo.

6. Utilizaci ón de un Modelo de Red de Referencia.

6.1. Fase de extracci ón de datos de la red y de los consumos.

6.2. Introducci ón de restricciones t é cnicas, de calidad y de caracterizaci ónde la carga.





6.3. Determinaci ón de la red óptima con los par á metros anterioresempleando criterios de minimizaci ón de costes de inversi ón y depé rdidas mediante el VNR de las instalaciones.

6.4. Obtenci ón de las p é rdidas en la red optimizada mediante el empleode m é todos matem á ticos del tipo flujo de cargas que considerentodos los condicionantes t é cnicos.

6.5. An á lisis de sensibilidad.6.6. An á lisis de costes.6.7. Obtenci ón del rango de valores entre los que se encuentran las

pé rdidas de la red óptima, y de los factores de p é rdidas mediante unbalance en energ í a.

7. Comparaci ón de los resultados de la campa ña de medici ón de p é rdidas conlos resultados de los estudios de sensibilidad sobre el Modelo de Red deReferencia.

8. Consideraci ón de criterios que pueda adoptar el regulador como evoluci ón de

las tarifas, consigna de p é rdidas de referencia o antig üedad deseable y gradode renovaci ón de las instalaciones.

9. Definici ón del nivel de p é rdidas reconocido en concordancia con el niveltarifario deseado y con las mediciones de la red real.

Se insiste finalmente en que solamente con el ajuste de los resultados de un modelo ala realidad de la red de una compa ñí a, mediante los resultados de una campa ña demedici ón de p é rdidas, ser á posible garantizar la rentabilidad del negocio dedistribuci ón. De otra manera se corre el peligro de fijar unos objetivos de reducci ón depé rdidas inalcanzables para una compa ñí a distribuidora.





8. Conclusiones finales

En este trabajo se ha pretendido realizar un estudio general de la problem á tica depé rdidas t é cnicas en las redes, enfocado sobre todo hacia el an á lisis del tratamientoregulatorio que se da a d í a de hoy a las p é rdidas t é cnicas.

Debido al inter é s que tiene el analizar la situaci ón de alg ún pa í s en particular se haescogido Guatemala para realizar un estudio m á s en detalle de su regulaci ón encuanto a la actividad de distribuci ón, y para tomar como base los t é rminos dereferencia indicados en la propuesta de revisi ón tarifaria y poder as í desarrollar uncaso ejemplo particular que permita extraer conclusiones generales.

De esta manera, se ha partido de un estudio sobre la topolog í a de las redes y loselementos que m á s influyen en las p é rdidas, y se ha elegido un alimentador a é reosuficientemente representativo de lo que pudiera ser la red de distribuci ón de unadeterminada compa ñí a, para analizar sobre é l el problema de las p é rdidas t é cnicas.

La retribuci ón de la actividad de distribuci ón se ha basado tradicionalmente en el costede servicio. Frente a esto la tendencia actual es a implantar m é todos regulatorios deretribuci ón por incentivos. Una de las herramientas m á s utilizadas en este sentido sonlos Modelos de Red de Referencia, empleados para determinar los costes eficientesde la actividad de distribuci ón, cosa que muy habitualmente, como en el caso deestudio, se realiza seg ún el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones.

En el caso ejemplo, una vez justificada la elecci ón del alimentador objeto del estudio,se determinan las p é rdidas eficientes en é l, fruto de una planificaci ón que minimiza loscostes de inversi ón y de p é rdidas mediante el m é todo del VNR, y se comparan con laspé rdidas reales que tiene el alimentador.

Se observa como regla general que en una regulaci ón por incentivos la red real de lacompa ñí a es distinta de la red eficiente y econ ómicamente adaptada determinada conun modelo mediante el VNR. Esto es debido a que la red real est á definida por laevoluci ón hist órica de la compa ñí a y la red eficiente mira al futuro. Por este motivo,parece poco coherente remunerar a una distribuidora por una red el é ctrica real queest á al l í mite de capacidad o terminando su vida útil seg ún los criterios de eficiencia deuna compa ñí a que tendr í a una red nueva optimizada.

Tambi é n se deduce que el peso que tiene el coste de las p é rdidas sobre el total delCoste de la Distribuci ón o sobre el VAD de una compa ñí a depende mucho del tipomarco regulatorio que est é en vigor. En una red dise ñada por capacidad bajo coste deservicio el peso del coste de las p é rdidas es alto, ya que estas, se considerasen o no a

la hora de hacer la planificaci ón, son elevadas porque la red real lleva mucho tiempoinstalada. Pero en una red óptima y eficiente dise ñada a futuro mediante el VNR, quese tome como referencia para retribuir a las compa ñí as el é ctricas, tiene m á s peso elcoste de inversi ón debido a la planificaci ón por p é rdidas. Por estos motivos esnecesario analizar las estructuras de los costes de la actividad de distribuci ón paraestudiar en que medida se puede poner un incentivo de reducci ón de p é rdidas a cortoplazo muy exigente cuando se habla de la red de una compa ñí a en la que en suestructura de costes pesa mucho el coste de las p é rdidas.

El an á lisis de la red eficiente dise ñada con un modelo y mediante el m é todo del VNRes una buena herramienta que permite al regulador establecer unos l í mites superior einferior entre los que deben estar los niveles de p é rdidas reconocidas y reales, ya que

el nivel óptimo de p é rdidas que resulta del modelo es muy hipot é tico ya que se refierea una red nueva y adaptada, situaci ón que se ha visto que solamente se produce en





un momento dado de tiempo. Las p é rdidas reales de una compa ñí a que estuvierandentro de los l í mites que facilita el modelo no deber í an estar muy alejadas de laspé rdidas de referencia.

Para establecer las p é rdidas de referencia, una vez identificados estos extremos entrelos que deber á n estar las p é rdidas reconocidas, se debe comparar el nivel de p é rdidasreales con los resultados del modelo, con el objeto de que las p é rdidas de referenciaque fije el regulador est é n en concordancia con la red real.

El nivel de p é rdidas de referencia que se calcule mediante el m é todo del VNR podr í acontemplar solamente la vida media útil residual de las instalaciones que tiene enservicio la compa ñí a, para que las p é rdidas reconocidas se aproximen a las p é rdidasreales. Esto se debe aplicar con cuidado procurando que la rentabilidad del negocio dedistribuci ón quede garantizada.

El nivel óptimo de p é rdidas de una red debe ser, como se ha desarrollado en estedocumento, fruto de la optimizaci ón conjunta de todos los costes de dicha red

(inversi ón y p é rdidas), y para ello los Modelos de Red de Referencia son una buenaherramienta. Su utiizaci ón, no obstante, est á muy determinada por dos tipos defactores: las previsiones (demanda, costes de combustible, precio del dinero...) y ladefinici ón de la red adaptada (elecci ón de sistemas representativos adecuados,criterios para su dise ño y operaci ón...). No debiera olvidarse por tanto que para lautilizaci ón de un MRR es necesario considerar todos los aspectos inherentes a laactividad de distribuci ón.

Las redes de MT tienen una serie de elementos asociados a ella como son CT ’s,subestaciones, y redes de BT, que no se han considerado en este trabajo. Aunque losresultados obtenidos no son aplicables directamente a estos elementos, s í que sepuede afirmar que los par á metros obtenidos (los ratios Coste pé rdidas / VAD) si tendr á n el

mismo orden de magnitud en CT ’s, subestaciones, y redes de BT, aunque depender ásu valor exacto de las peculiaridades de cada sistema el é ctrico de distribuci ón.

Finalmente se ha propuesto una metodolog í a para el c á lculo de p é rdidas t é cnicas enredes de distribuci ón, que recopila en cierta manera la manera de proceder quedeber í a seguirse en cualquier proceso de revisi ón tarifaria. Es necesario se ñalar que elcá lculo final de las p é rdidas debe contemplar todos los aspectos t é cnicos y socialesque influyen en el mismo.

El aspecto m á s cr í tico de la metodolog í a propuesta es que el m é todo del Valor Nuevode Reemplazo aplicado al dise ño y determinaci ón de p é rdidas de una red mediante unModelo de Red de Referencia, pese a ser una herramienta muy adecuada paraidentificar los extremos entre los que deben estar las p é rdidas de una compa ñí a queplanifique correctamente su red, no ser á vá lido si no se ajusta a la realidad de lacompa ñí a mediante la comparaci ón de sus resultados con los de una campa ña demedici ón de p é rdidas.




9. Bibliograf í a

- Modelo de Red de Referencia (Bulnes) para la retribuci ón a la distribuci ón deenerg í a el é ctrica en el sistema el é ctrico nacional peninsular (Espa ña, 1998).

- Tratamiento regulatorio de las p é rdidas en el mercado el é ctrico espa ñol (Mé ndez,Rivier y G ómez, 7as Jornadas hispano – lusas de ingenier í a el é ctrica, 2001)

- Regulaci ón de la industria el é ctrica: revisi ón de experiencias en distintos pa í ses(Universidad Pontificia Comillas, Actas del Aula de Regulaci ón, curso 1995-96)

- Valoraci ón de las p é rdidas de energ í a el é ctrica en el sistema el é ctrico colombiano(IEEE 1983)

- Ley General de Electricidad (CNEE, Guatemala 1996)

- Reglamento de la Ley General de Electricidad (CNEE Guatemala 1997)

- Resoluci ón CNEE 84-2002

- Manual latinoamericano y del caribe para el control de p é rdidas el é ctricas (OLADE,Colombia 1990)

- Regulaci ón en el sector de distribuci ón el é ctrica (J.S. Bernstein, UniversidadCat ólica de Chile, 1999)

- Cá lculo de p é rdidas t é cnicas de EDEMET y EDECHI: informe final (Quantum,Argentina 2001)

- El proceso de c á lculo de los cuadros tarifarios de empresas distribuidoras deelectricidad (ADEERA, Argentina 2000)

perdidas tecnicas distribucion

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