BALANCE Y LIQUIDACIÓN DE ENERGÍA DE LOS CLIENTES DE … · mÁster en gestiÓn tÉcnica y...
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MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO TESIS DE MÁSTER BALANCE Y LIQUIDACIÓN DE ENERGÍA DE LOS CLIENTES DE BAJA TENSIÓN TRAS LA LIBERALIZACIÓN COMPLETA DEL SECTOR ELÉCTRICO AUTOR: JOSÉ JAVIER RODRÍGUEZ SOLA MADRID, enero de 2003 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
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MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
BALANCE Y LIQUIDACIÓN DE
ENERGÍA DE LOS CLIENTES DE BAJA
TENSIÓN TRAS LA LIBERALIZACIÓN
COMPLETA DEL SECTOR ELÉCTRICO
AUTOR: JOSÉ JAVIER RODRÍGUEZ SOLA
MADRID, enero de 2003
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
Autorizada la entrega de la tesis del master del alumno/a:
JOSÉ JAVIER RODRÍGUEZ SOLA
EL DIRECTOR
LUIS ÁNGEL DE LA POZA CUADRADO
Fdo:…………………………… Fecha:……./……./…….
EL TUTOR
JUAN RIVIER ABBAD
Fdo:…………………………… Fecha:……./……./…….
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
TOMÁS GÓMEZ SAN ROMÁN
Fdo:…………………………… Fecha:……./……./…….
MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
BALANCE Y LIQUIDACIÓN DE
ENERGÍA DE LOS CLIENTES DE BAJA
TENSIÓN TRAS LA LIBERALIZACIÓN
COMPLETA DEL SECTOR ELÉCTRICO
AUTOR: JOSÉ JAVIER RODRÍGUEZ SOLA
MADRID, enero de 2003
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
i
RESUMEN
Este trabajo tiene como finalidad analizar y proponer soluciones a las carencias
regulativas referentes a la medida, balance y liquidación de la energía en el marco
de la liberalización de los clientes de Baja Tensión.
El trabajo está dividido en tres partes:
1. Requerimientos del sistema de medida.
La liquidación de la energía de los clientes que ejercen su condición de cualificados
requiere la disposición de contadores que registren el consumo horario de éstos. Sin
embargo, antes de imponer esta condición a los consumidores cualificados de Baja
Tensión, es preciso analizar sus ventajas e inconvenientes.
La premisa básica que debe tenerse presente es que el beneficio que conlleva la
instalación de un contador ha de ser mayor que su coste asociado. Por otro lado, el
beneficio económico que proporciona un contador horario se puede ponderar como
el ahorro / sobrecoste que supone el trasvase del consumo de unas horas a otras,
por el distinto precio de la energía en cada hora.
En este capítulo se evalúa el coste de la instalación de contador horario y el
beneficio que esto puede suponer en función del tipo de consumidor. Asimismo, se
establecen las condiciones de medida que deberían cumplir los clientes para
acceder al mercado.
2. Alternativas de aplicación de perfiles.
La alternativa que se considerada como mejor solución para la facturación de la
energía de los consumidores libres a quienes no compense la instalación de
ii
contador horario es la aplicación de perfiles de carga. Este procedimiento consiste
en repartir la energía medida por los contadores sin registro horario (totalizadores de
uno o varios periodos) entre todas las horas que integran el periodo de lectura
correspondiente, conforme a unas relaciones proporcionales preestablecidas. De
esta forma, se asigna una cantidad de energía a cada hora y es posible liquidar cada
hora en el mercado, al igual que se hace con los clientes que disponen de contador
horario.
La aplicación de perfiles, para ser eficiente, debe ser realizada sobre grupos de
consumidores que presenten pautas de consumo similares. El problema que se
plantea es definir adecuadamente los grupos de consumidores, determinados por las
características de consumo, que se deben tener en cuenta a la hora de clasificarlos.
Por ello, se definen unos criterios que ponderan las alternativas de aplicación de
perfiles y sus consecuencias sobre el sistema eléctrico en general.
Asimismo, los criterios definidos se evalúan sobre las distintas alternativas de
aplicación de perfiles, con objeto de determinar el esquema óptimo de clasificación
de consumidores y aplicación de perfiles, desde el punto de vista administrativo.
3. Métodos de Balance de Energía.
Si finalmente se opta por un mecanismo de aplicación de perfiles de carga a los
clientes cualificados de Baja Tensión en vez de sustituir los equipos de medida,
puede que sea necesario definir un sistema de balance de energía previo a la
liquidación. Debe tenerse en cuenta que la asignación horaria mediante perfiles de la
energía consumida por los clientes no es el consumo real de los mismos. Debido a
esto puede resultar que en unas horas la energía consumida sea mayor que la
energía producida, y en otras mucho menor.
En esta parte se analizan diversos métodos de liquidación de la energía basados en
la aplicación de perfiles de consumo. Los métodos se han dividido en tres grupos,
iii
clasificados en función del tratamiento que se da a los desajustes entre energía
comprada y energía vendida, provocados por las pérdidas de la red y por la
diferencia existente entre la energía asignada por el perfil y la realmente consumida
en los puntos de suministro:
El primer grupo describe un método basado en la aplicación directa de perfiles de
carga a los consumidores, sin modificación ni ajuste ulterior.
El segundo grupo comprende tres métodos de liquidación que reasignan los
eventuales desajustes en cada hora, de energía o monetarios, a los agentes.
En el tercer grupo se describen tres métodos más sofisticados de reasignación de
los desajustes, en cuyo reparto se trata al administrador de la red como un punto de
suministro más.
iv
INDICE
1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................1
1.1. Requisitos de medida.................................................................................................... 4
1.2. Necesidad de un sistema alternativo de estimación del consumo horario. ........................ 9
1.3. Balance y liquidación de la energía. ..............................................................................11
2. REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA DE MEDIDA. ............................................14
2.1. Requisitos de medida de clientes a tarifa integral...........................................................15
2.2. Requisitos de medida de clientes a mercado. ................................................................17
2.3. Necesidad de contador horario. ....................................................................................19
2.4. Facturación de los peajes.............................................................................................27
2.5. Sustitución de los contadores.......................................................................................35
3. ALTERNATIVAS DE APLICACIÓN DE PERFILES..........................................36
3.1. Criterios ......................................................................................................................36
3.2. Alternativas de clasificación de consumidores. ..............................................................39
3.3. Tipos de perfiles. .........................................................................................................46
3.3.1. Alternativa 1. Perfiles basados en la DH ......................................................................................................... 47
3.3.2. Alternativa 2: Perfiles basados en la tarifa de acceso..................................................................................... 48
4. MÉTODOS DE BALANCE DE ENERGÍA............................................................49
4.1. Modelo de evaluación informática.................................................................................50
4.1.1. Relaciones entre agentes ............................................................................................................................... 50
4.1.2. Consumo real del sistema............................................................................................................................... 52
4.1.3. Precio de la energía........................................................................................................................................ 53
4.1.4. Morfología de los perfiles teóricos.................................................................................................................. 58
4.1.5. Función de error de perfil................................................................................................................................ 60
4.1.6. Función de error monetario............................................................................................................................. 60
4.2. Método Simple: Perfiles estáticos a Clientes a mercado.................................................61
4.3. Métodos de Ajuste Horario en Barras de Central ...........................................................74
4.3.1. Método del "Fondo Común"............................................................................................................................. 74
4.3.2. Método del Cierre Horario Simple.................................................................................................................... 77
4.3.3. Método de Saldar al Leer................................................................................................................................ 86
v
4.4. Métodos Complejos .....................................................................................................90
4.4.1. Modelo de Ajuste Simple al Punto Frontera.................................................................................................... 90
4.4.2. Modelo de Ajuste Iterativo al Punto Frontera. ................................................................................................. 94
4.4.3. Método de la CNE. .......................................................................................................................................... 98
5. CONCLUSIONES...................................................................................................105
BIBLIOGRAFÍA...............................................................................................................119
1
1. INTRODUCCIÓN
El 1 de enero de 2003 se liberaliza completamente el Sector Eléctrico. Esto implica
que todos los consumidores tendrán la posibilidad de elegir suministrador. Sin
embargo, un repaso de las disposiciones publicadas hasta la fecha en relación con
la liberalización destapa varias lagunas regulatorias que es preciso resolver.
La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico [BOE97] configura la
comercialización de energía eléctrica como una realidad cierta, materializada en los
principios de libertad de contratación y de elección de suministrador. Para la total
implantación del proceso de liberalización, se establece en la Ley un periodo
transitorio, con el propósito inicial de que la libertad de elección sea una realidad
para todos los consumidores en un plazo de diez años.
Posteriormente, el Real Decreto-Ley 6/2000 [BOE00], de Medidas Urgentes de
Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios, adelanta el
calendario de la liberalización previsto, al establecer en su artículo 19. Uno que “A
partir del 1 de enero de 2003, todos los consumidores de energía eléctrica tendrán la
consideración de consumidores cualificados”.
El Real Decreto 1955/2000 [BOE00A], por el que se regulan las actividades de
transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de
autorización de instalaciones de energía eléctrica sienta las bases que regulan los
derechos y obligaciones de los comercializadores y distribuidores, los contratos de
suministro a tarifa y de acceso a las redes, los derechos de calidad de la atención al
consumidor y las obligaciones registrales de los distribuidores.
El Real Decreto 1164/2001 [BOE01], por el que se establecen tarifas de acceso a las
redes de transporte y distribución de energía eléctrica, viene a adecuar las tarifas de
2
acceso vigentes hasta esta fecha, adaptándolas a la nueva situación en un entorno
de elegibilidad total.
El Real Decreto 385/2002 [BOE02], por el que se modifica el Real Decreto
2018/1997 [BOE97A] por el que se aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de
los consumos y tránsitos de energía eléctrica, viene a corroborar lo señalado en el
Real Decreto 1955/2000 en el sentido de establecer la obligación de los
distribuidores de ser los encargados de la lectura en relación con los datos
requeridos para la facturación de las tarifas de acceso, así como de la energía que
haya de liquidarse en el mercado.
Existe, por tanto, un bloque regulatorio comprensivo de los diferentes aspectos que
afectan al suministro, de las obligaciones y derechos de los agentes y de las
relaciones entre los mismos. No obstante, resulta evidente que un incremento tan
importante en la liberalización del suministro eléctrico, permitiendo que todos los
consumidores de energía eléctrica puedan escoger suministrador, sólo es posible si
se basa en sistemas que garanticen la adecuada protección del consumidor,
minimicen la carga de trabajo de éste, estandaricen la información a transmitir y los
medios por los que se remite, y asignen adecuadamente los costes que ocasionan
los suministros.
Las medidas regulatorias orientadas a hacer viable la liberalización completa del
sector en 2003 pueden agruparse en torno a dos temas fundamentales:
1. La gestión y administración de los contratos administrativos.
2. La gestión, balance y liquidación adecuada de la energía.
Con respecto al problema de la gestión y administración de contratos, el marco
regulatorio actual recoge varias posibilidades de acceso al mercado por parte de los
clientes cualificados. Por una parte pueden comprar la energía directamente en el
3
mercado o firmar un contrato bilateral físico de compra de energía con un productor,
y contratar el acceso a la red directamente con el distribuidor. Otra posibilidad es
contratar la adquisición de energía con un comercializador y el acceso a la red con el
distribuidor; en este caso es el comercializador quien se encarga de comprar la
energía para sus clientes en el mercado. La tercera opción, la más cómoda y
empleada por la mayoría de los consumidores cualificados ejercientes, es la
contratación conjunta de la adquisición de energía y del acceso a la red con un
comercializador, que se encarga de realizar las gestiones oportunas en el mercado y
con el distribuidor.
Hasta ahora, el número de clientes cualificados en el mercado libre (unos 30.000) y
el volumen de energía medio por cliente (2.000 MWh/año) permitían la realización de
todas las gestiones relacionadas con la tramitación de contratos de forma viable y
con un coste bajo en relación con el coste de la energía liquidada.
Sin embargo, la liberalización del mercado de Baja Tensión supone la ampliación
del número de clientes potenciales a más de 22 millones. Esto supone que si la
formalización y tramitación de contratos no se realiza de forma ágil y masiva la
comercialización de energía a este tipo de clientes puede resultar inviable desde el
punto de vista administrativo. Por otra parte, la mayoría de los clientes son de tipo
doméstico, con un consumo medio de energía y un coste medio asociado muy bajo.
Por ello, para garantizar la viabilidad económica del negocio comercial, los
mecanismos de gestión de contratos y facturación al cliente, deben estar diseñados
de forma que no supongan un sobre-coste excesivo en relación con el coste medio
de la energía y del acceso a la red.
A su vez, el diseño de un sistema de gestión y administración de contratos y de
facturación al cliente coherente requiere, como condición previa, que la gestión, el
balance y la liquidación de la energía se realicen de forma adecuada y rigurosa,
puesto que su eficiente asignación e imputación de costes es una de las razones de
ser del proceso de liberalización en que está embarcado el Sector Eléctrico. La
4
problemática relacionada con la gestión de la energía se asienta sobre tres pilares
fundamentales:
Ø Los requisitos de medida que es menester imponer a los clientes que realizan
sus compras de energía en el mercado libre.
Ø La elaboración de un sistema alternativo de estimación de la energía
consumida por aquellos clientes cuyos equipos de medida no reflejan el
consumo con suficiente precisión, basado en la aplicación de perfiles de
carga.
Ø El sistema de balance de energía e imputación de costes a todos los agentes
que participan en la liquidación.
1.1. Requisitos de medida.
La energía que consumen los clientes a tarifa integral es facturada directamente por
el distribuidor. Las tarifas integrales incluyen en sí mismas tanto el coste de la
energía como el coste del acceso a la red, y ofrecen la posibilidad de contratar
distintos tipos de discriminación horaria, con precios diferentes para cada periodo de
discriminación horaria. Por tanto, para facturar a un cliente a tarifa integral solo es
menester disponer de un contador que registre su consumo total en cada uno de los
periodos horarios.
Por otro lado, la liquidación de la energía consumida por los clientes a mercado es
independiente de la facturación del uso de la red. Mientras que el acceso a la red se
factura aplicando unas tarifas de acceso con precio distinto para la energía
consumida en cada periodo de discriminación horaria, la liquidación de la energía se
realiza en función del precio en el mercado de la energía consumida, que es distinto
5
cada hora. Por tanto, la liquidación de la energía de los clientes cualificados
ejercientes requiere la disposición de contadores que además registren el consumo
horario.
En la tabla siguiente se muestran diversos valores correspondientes a los
consumidores. Estos se han dividido de una forma aproximada en tres grupos:
Ø Consumidores de baja tensión.
Ø Consumidores de alta tensión que siguen estando acogidos a tarifa.
Ø Consumidores de alta tensión que han optado por acceder al mercado.
Distribución de consumos por niveles de tensión y grado de
liberalización, año 2001
ClientesFacturación
(miles €)
Energía
(GWh)€/cliente KWh/cliente
BT 21.424.000 8.380.000 87.000 400 4.000
AT Tarifa 45.000 1.555.000 43.000 35.000 956.000
AT Peajes 30.000 3.090.000 60.000 103.000 2.000.000
Totales 21.499.000 13.025.000 190.000 600 9.000
6
Clientes Facturación Energía
BT 100 % 64 % 46 %
AT Tarifa 0 % 12 % 27 %
AT Peaje 0 % 24 % 32 %
A la vista de esta tabla se pueden destacar ciertas realidades:
Ø Actualmente se están encontrando numerosas dificultades y retrasos en la
apertura del mercado por problemas de medida. Estas complicaciones, como
puede apreciarse, se están produciendo con sólo 30.000 clientes (y esto sin
considerar que la inmensa mayoría adquieren energía de un comercializador
del mismo grupo que el distribuidor).
Ø Los potenciales nuevos clientes son más de 21 millones, hay un factor de
escala de 1.700, su consumo medio es del orden de 4.000 kWh/año y su
coste en energía eléctrica es, en media, 400 €/año (este dato es fundamental
en tanto la posible inversión en equipos de medida sofisticados o
procedimientos que supongan coste para el consumidor se han de poner en
relación con el volumen económico de su gasto actual).
Ø Se mantiene en tarifa un número considerable de clientes, del orden de
45.000, cuyo gasto es notable (casi 35.000 €/cliente año).
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La inmensa mayoría de consumidores de baja tensión alcanzan la plena elegibilidad
el 1 de enero de 2003 (téngase en cuenta que solo aquellos cuyo consumo es
superior a 1 GWh o pertenecen a ferrocarriles o metropolitanos eran cualificados con
anterioridad a esa fecha). Los consumidores de baja tensión se pueden subdividir en
dos grupos:
Ø Consumidores Domésticos.
Ø Consumidores de los Sectores Comercio, Servicios y Pequeña Industria.
Los consumidores domésticos son unos 21.000.000 y representan el 31 % del
consumo. Estos consumidores cuya facturación media es muy baja, 280 €/cliente
año, tienen unas características de consumo muy homogéneas. Así, salvo
diferencias debidas a la situación geográfica o el nivel de equipamiento, las pautas
de consumo son muy estables. Debido a esto, y al volumen de la población, resulta
relativamente fácil hacer inferencias estadísticas.
El otro grupo de consumidores, los de los Sectores Comercio, Servicios y Pequeña
Industria (correspondientes a la tarifa integral 3.0 y 4.0), que son unos 500.000,
representan el 16 % de la energía, tienen un gasto medio de 4.800 €/año
consumidor y, a diferencia de los consumidores domésticos, forman un grupo
extremadamente heterogéneo. Se ha de considerar que aquí se encuentra la mayor
parte de las pymes, con horarios que van desde el comercial hasta pequeñas
empresas que trabajan a uno, dos o tres turnos.
El problema que representa la medida en lo que respecta a la liberalización del
mercado de baja tensión gira en torno a dos aspectos:
Ø La liquidación de la energía en el mercado.
8
Ø La facturación de las tarifas de acceso, de estructura diferente que las tarifas
integrales.
Las condiciones técnicas que deben reunir los puntos de medida de los clientes
conectados a Alta Tensión están reguladas en el Real Decreto 2018/1997 [BOE97A]
y en el Real Decreto 385/2002 [BOE02]. Sin embargo, no hay nada regulado sobre
los requisitos de medida que deben cumplir los contadores de los consumidores
cualificados de Baja Tensión. Los equipos que actualmente utilizan estos clientes
son inadecuados para su salida al mercado, ya que no disponen de registro horario,
y algunos de ellos ni siquiera permiten su adecuación para registrar el consumo de
los periodos de discriminación horaria de las tarifas de acceso, que son distintos de
los periodos de discriminación horaria de la tarifa integral.
Además del vacío regulatorio, debe tenerse en cuenta el problema de la eventual
implantación de los equipos de medida necesarios para la facturación de la energía
comprada en el mercado. La aprobación, fabricación, instalación y puesta a punto de
los aparatos de medida que se determinen para poder facturar correctamente a más
de 22 millones de clientes potenciales requeriría un plazo de tiempo que no es
compatible con las aspiraciones del Gobierno.
Por otra parte, también debe considerarse el impacto económico de la renovación de
todos los equipos de medida de Baja Tensión. La mayoría de los clientes que se
liberalizan en 2003 son consumidores domésticos y su consumo medio anual es
relativamente bajo (400 €/kWh). El sistema de medidas que se adopte debe tener en
cuenta este extremo, ya que de nada sirve abrir el mercado a los consumidores al
por menor, si el coste que esto supone es mayor que los presuntos beneficios.
Finalmente, es necesario definir si la permanencia a tarifa de un consumidor o su
salida al mercado debe interferir en los criterios que se apliquen a los equipos de
medida a todos los clientes. Si bien la facturación del consumo de energía de los
clientes acogidos a la tarifa integral no requiere el registro horario de la energía, la
disposición de tales datos es preceptiva para todos aquellos clientes que opten por
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comprar energía en el mercado libre. No obstante, si se atiende a las disposiciones
actualmente vigentes sobre medida de los consumidores de Alta Tensión, se
observa que los requisitos de los equipos de medida de este colectivo no dependen
de su permanencia a tarifa o de su salida a mercado. Parece coherente por tanto,
que la exigencia de equipos de medida deba aplicarse a todos los consumidores,
con independencia de que hayan accedido al mercado o aún estén acogidos a tarifa.
1.2. Necesidad de un sistema alternativo de estimación del
consumo horario.
La extensión de la liberalización a los consumidores de baja tensión implica que
absolutamente todos los consumidores del sector eléctrico pueden elegir
suministrador a partir de 2003. Como se ha señalado en el punto anterior, para que
esto sea posible, los equipos de medida deben permitir la facturación y liquidación
de todos los consumos en el nuevo entorno, lo cual implica la instalación de
contadores con registro horario. Sin embargo, pudiera darse el caso de que el coste
de la instalación de contadores fuese superior al beneficio social neto que se obtiene
de la liberalización. Por ejemplo, esto puede producirse en el caso de clientes de
consumo escaso, para quienes el ahorro proporcionado por la posibilidad de
redistribución del consumo por efecto del registrador horario, no compensaría el
coste de éste.
La circunstancia señalada no debe ser óbice para la materialización práctica de la
elegibilidad de estos clientes. Por lo tanto, es menester diseñar un mecanismo de
estimación horaria del consumo de estos clientes con objeto de poder liquidar su
energía en el Mercado de Electricidad, manteniendo los equipos de medida que
actualmente obran en poder de estos consumidores.
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La alternativa que se considerada en el sector como mejor solución provisional a
este problema es la facturación de la energía de los consumidores sin contador
horario mediante la aplicación de perfiles de carga. Este procedimiento consiste en
repartir la energía medida por los contadores sin registro horario (totalizadores de
uno o varios periodos) entre todas las horas que integran el periodo de lectura
correspondiente, conforme a unas relaciones proporcionales preestablecidas. De
esta forma, se asigna una cantidad de energía a cada hora y es posible liquidar cada
hora en el mercado, al igual que se hace con los clientes que disponen de contador
horario.
Los problemas que plantea una metodología de imputación de energía horaria
requiere un análisis de profundidad que debe llevarse a cabo en dos fases:
1. Establecimiento de criterios de aplicación de perfiles.
La estimación horaria de la energía consumida no es equivalente a la medición
de la misma con un contador horario. Por precisa que aquélla sea siempre
introduce un error con respecto a la energía realmente consumida. Para disminuir
la incertidumbre asociada a este sería necesario diseñar un sistema de
estimación de consumo a nivel nacional, basado en un panel de consumidores
representativo del consumo eléctrico de todos los clientes que no dispusieran de
contador horario. Esto supondría una inversión de capital importante que quizá
desvirtuase la filosofía de aplicación de los perfiles.
Asimismo, existen otros condicionantes que deben ser tenidos en cuenta:
Ø la posibilidad de fraude,
Ø las subvenciones entre agentes,
Ø la simplicidad de aplicación,
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Ø el efecto sobre la gestión y administración de contratos,
Ø etc.
Por ello, es pertinente la definición de unos criterios que ponderen las
alternativas de aplicación de perfiles y sus consecuencias sobre el sistema
eléctrico en general.
2. Grupos de aplicación de los perfiles
La aplicación de perfiles, para ser eficiente, debe ser realizada sobre grupos de
consumidores que presenten pautas de consumo similares. El problema que se
plantea es definir adecuadamente los grupos de consumidores, determinados por
las características de consumo, que se deben tener en cuenta a la hora de
clasificar a los clientes.
Los criterios definidos en la primera fase se evalúan sobre las distintas
alternativas de aplicación de perfiles, con objeto de determinar la clasificación
óptima de consumidores.
1.3. Balance y liquidación de la energía.
Actualmente, la liquidación de la energía es realizada por el Operador del Mercado,
a partir de los datos de lectura facilitados por el Operador del Sistema. La lectura de
los equipos la realiza el distribuidor y envía los datos al Operador del Sistema.
Si finalmente se opta por un mecanismo de aplicación de perfiles de carga a los
clientes cualificados de Baja Tensión en vez de sustituir los equipos de medida,
puede que sea necesario definir un sistema de balance de energía previo a la
12
liquidación. Debe tenerse en cuenta que la asignación horaria mediante perfiles de la
energía consumida por los clientes no es el consumo real de los mismos. Debido a
esto puede resultar que en unas horas la energía consumida sea mayor que la
energía producida, y en otras mucho menor.
Por una parte es necesario cuantificar la magnitud de los desajustes entre energía
estimada y energía realmente consumida. Asimismo, es preciso evaluar las
implicaciones económicas que tienen para los distintos agentes estos desajustes, y
considerar si existe alguna forma de contrarrestarlas o compensarlas.
Por otra parte, deben ser estudiados los métodos alternativos de asignación de
energía y de corrección de desajustes. También deben analizarse las implicaciones
que tiene en cada caso la forma en que se reajustan las diferencias entre consumo
real y consumo estimado, desde distintos puntos de vista:
Ø complejidad del método,
Ø facilidad de previsión de los consumos,
Ø retrasos en la liquidación,
Ø posibilidad de gestión de las pérdidas del distribuidor, etc.
En el cuarto capítulo de este trabajo se analizan diversos métodos de liquidación de
la energía basados en la aplicación de perfiles de consumo. Los métodos se han
dividido en tres grupos, clasificados en función del tratamiento que se da a los
desajustes entre energía comprada y energía vendida, provocados por las pérdidas
de la red y por la diferencia existente entre la energía asignada por el perfil y la
realmente consumida en los puntos de suministro:
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Ø El primer grupo describe un método basado en la aplicación directa de perfiles de
carga a los consumidores, sin modificación ni ajuste ulterior.
Ø El segundo grupo comprende tres métodos de liquidación que reasignan los
eventuales desajustes en cada hora, de energía o monetarios, a los agentes.
Ø En el tercer grupo se describen tres métodos más sofisticados de reasignación
de los desajustes, en cuyo reparto se trata al administrador de la red como un
punto de suministro más.
Con objeto de realizar una comparación entre los métodos de balance, se ha
diseñado un modelo informático que tiene en cuenta las principales características
del sistema real en relación con el balance de la energía.
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2. REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA DE MEDIDA.
Para que la liberalización de los clientes de Baja Tensión del sector eléctrico sea
efectiva, es condición necesaria que la medida de sus consumos se realice de forma
correcta y se ajuste a los requisitos que impone el mercado libre. El sistema de
medidas debe cumplir las exigencias que imponen la compra de energía en el
mercado y los contratos de acceso a la red. Sin embargo, los actuales equipos de
medida, preparados para facturar las tarifas integrales, son inadecuados para
facturar los consumos de los clientes cualificados.
Los requisitos de los equipos de medida están actualmente regulados en el Real
Decreto 385/2002 [BOE02], de 26 de abril de 2002, por el que se modifica el Real
Decreto 2018/1997 [BOE97A] de 26 de diciembre por el que se aprueba el
Reglamento de Puntos de Medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica.
En el artículo 6 se establecen tres tipos de puntos de medida:
Ø Tipo 1: Aquellos puntos cuya energía intercambiada anual sea igual o
superior a 5 GWh, o cuya potencia aparente nominal sea igual o superios a
12 MVA, o cuya potencia contratada sea igual o superior a 10 MW.
Ø Tipo 2: Aquellos puntos de medida que no se puedan clasificar como tipo 1 y
cuya energía intercambiada anual sea igual o superior a 750 MWh, o cuya
potencia aparente nominal sea igual o superior a 1800 KVA, o cuya potencia
contratada sea igual o superior a 1500 kW.
Ø Tipo 3: Todos los demás puntos de medida que no se puedan clasificar como
tipo 1 ni tipo 2.
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Se deduce de las características de los puntos de medida que la práctica totalidad
de los puntos de consumo de los clientes de baja tensión deberían clasificarse como
tipo 3. Los equipos de medida asociados a los puntos de tipo 3 deben disponer de
registro horario de la energía consumida.
2.1. Requisitos de medida de clientes a tarifa integral
A pesar de que según el decreto de Puntos de Medida, los clientes de baja tensión
deberían disponer de equipos de medida de tipo 3, esto no es así en la gran mayoría
de los casos. La causa reside en que dicho decreto está orientado a los
consumidores cualificados que salen a mercado, mientras que casi todos los clientes
de baja tensión siguen acogidos a tarifa integral.
Las tarifas integrales de baja tensión actualmente vigentes, reguladas en el anexo I
de la Orden Ministerial de 12 de enero de 1995 [BOE95] son las siguientes:
Ø 1.0 Potencia hasta 770 W
Ø 2.0 General, potencia no superior a 15 kW
Ø 2.0N Tarifa nocturna.
Ø 3.0 General
Ø 4.0 General larga utilización.
Ø B.0 Alumbrado público
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Ø R.0 Riegos agrícolas.
Todas estas tarifas se componen de un término de potencia, y de un término de
energía. Además, las tarifas 2.0, 3.0, 4.0 y R.0 tienen complementos por
discriminación horaria y por energía reactiva (la 2.0 no).
El complemento por discriminación horaria consiste en un recargo o descuento en el
precio, determinado en función de la distribución horaria del consumo de energía.
Existen seis tipos de discriminación horaria:
Ø Tipo 0: “Tarifa nocturna” con contador de doble tarifa. Sólo es aplicable a los
abonados a la tarifa 2.0.
Ø Tipo 1: Discriminación horaria sin contador de tarifa múltiple.
Ø Tipo 2: Discriminación horaria con contador de doble tarifa.
Ø Tipo 3: Discriminación horaria con contador de triple tarifa, sin discriminación
de sábados y festivos.
Ø Tipo 4: Discriminación horaria con contador de triple tarifa y discriminación de
sábados y festivos.
Ø Tipo 5: Discriminación horaria estacional con contador de quíntuple tarifa.
Por otra parte el complemento por energía reactiva consiste en un descuento o
recargo sobre el precio, en función del factor de potencia global del periodo de
lectura.
17
Además de éstos, existen otros complementos tarifarios, pero afectan a sectores
minoritarios de clientes y no revisten importancia desde el punto de vista de la
medida.
Por su parte, el término de potencia se factura en función de la potencia contratada,
y en su caso, en función de la potencia registrada por uno, dos o tres maxímetros,
que registran la potencia cuartohoraria máxima consumida en cada periodo de
discriminación horaria.
De la estructura de las tarifas integrales, se deduce que los equipos de medida
preparados para facturarlas, en el mejor de los casos, poseen las siguientes
características:
Ø Totalizador de energía activa en uno, dos, tres o cinco períodos.
Ø Totalizador de energía reactiva, sin discriminación horaria.
Ø Uno, dos o tres maxímetros de potencia cuartohoraria.
2.2. Requisitos de medida de clientes a mercado.
Las características de los equipos de medida de los clientes cualificados, deben
ajustarse a los requisitos de la liquidación de la energía en el mercado y a los de las
tarifas de acceso.
El mercado español de electricidad se divide en tramos horarios, con lo cual, el
precio de la energía es distinto cada hora. Esto implica que un consumidor que
quiera acceder al mercado debe disponer de un equipo de medida que registre su
consumo horario.
18
Por otra parte, la estructura de las tarifas de acceso es distinta de la estructura de la
tarifa integral. Las tarifas de acceso de baja tensión actualmente vigentes, están
reguladas en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen
las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, y
son las siguientes:
Ø 2.0A Simple para baja tensión (hasta 15 kW).
Ø 2.0NA Simple para baja tensión, tarifa nocturna.
Ø 3.0A General para baja tensión (más de 15 kW).
Al igual que las tarifas integrales, las de acceso se componen de un término de
energía y un término de potencia.
La tarifa 2.0A de acceso, solo tiene un periodo de discriminación horaria. La 2.0NA,
al igual que la tarifa integral 2.0N nocturna, tiene doble discriminación horaria.
La tarifa 3.0A, tiene tres periodos de discriminación horaria. Además esta
discriminación también se aplica a la facturación del consumo de energía reactiva y
la facturación del término de potencia, con precios distintos en cada caso, para cada
periodo. Por otra parte, debe hacerse notar que los periodos de discriminación
horaria de la tarifa de acceso 3.0A, son distintos de los periodos de discriminación
horaria de la tarifa integral.
De este modo, los requisitos de los equipos de medida de los clientes cualificados
son los siguientes:
Ø Desde el punto de vista de la liquidación de energía en el mercado, es
necesario medir el consumo horario.
19
Ø Desde el punto de vista del acceso a la red, es preciso disponer de hasta
nueve registros:
• Energía activa de cada periodo horario.
• Energía reactiva de cada periodo horario (solo en la tarifa 3.0A).
• Potencia cuartohoraria máxima de cada periodo (solo en la tarifa 3.0A).
2.3. Necesidad de contador horario.
Los equipos de medida de tipo 3 son aptos tanto para la liquidación de la energía,
como para la facturación de las tarifas de acceso. Si se exigiese a todos los
consumidores cualificados la instalación de contadores horarios tipo 3 para poder
salir a mercado, el problema aparentemente estaría resuelto. De hecho es el equipo
de medida que se exige a la mayoría de los clientes cualificados de Alta Tensión. Sin
embargo, antes de imponer esta condición a los consumidores de Baja Tensión, es
preciso analizar sus ventajas e inconvenientes. La premisa básica que debe tenerse
presente es que el beneficio que conlleva la instalación de un contador ha de ser
mayor que su coste asociado.
Todos los contadores tienen una serie de costes asociados:
Ø Coste de fabricación.
Ø Coste de instalación.
20
Ø Costes de mantenimiento, derivados de la operación normal de los aparatos
de medida, que incluye, entre otros, reprogramación de nuevas
discriminaciones horarias, calendarios de festivos, si los hubiere, cambio
verano / invierno, puesta en hora y resincronizaciones periódicas, y cambios
de passwords y parámetros de comunicación local.
Ø Costes de intervención, derivados de un mal funcionamiento del equipo.
Ø Lectura.
Ø Costes de almacenamiento y tratamiento de la información.
En la siguiente tabla se muestran los costes asociados a un contador de tipo 3 y a
un contador que permitiese facturar la tarifa de acceso 3.0A sin registro horario,
denominado de ahora en adelante como tipo 4. Los costes del tipo 4 son estimados,
ya que no existen actualmente equipos con tales características.
(€) Fabric. Instal. Manten. Interv. Lectura Inform. Total
3 600,00 57,77 67,40 55,65 96,61 95,18 972,61
4 300,00 14,40 16,85 5,56 34,08 6,82 377,71
Como se aprecia en la tabla, la diferencia de coste entre ambos equipos se puede
cifrar en torno a 600 €. Si se tiene en cuenta que la vida media de un contador es de
20 años, el sobrecoste anual del contador de tipo 3 frente al contador de tipo 4,
teniendo en cuenta una tasa de descuento del 10%, es de unos 70 €.
21
Por otro lado, el beneficio económico que proporciona un contador horario se puede
ponderar como el ahorro / sobrecoste que supone el trasvase del consumo de unas
horas a otras, por el distinto precio de la energía en cada hora. Si un consumidor
dispone de un contador de un solo periodo, el precio de la energía que consume,
será siempre el mismo, independientemente de la que consuma en cada hora; si
dispone de contador con discriminación horaria de varios periodos, puede distribuir
su consumo, maximizando éste en el periodo de precio más barato y minimizándolo
en el más caro. Del mismo modo, si su contador registra el consumo horario, su
capacidad de distribuir el consumo de forma eficiente aumenta, y con ella, su
eventual ahorro.
Para evaluar este ahorro, es preciso tener en cuenta las pautas de consumo de los
tipos de clientes. En general se puede decir que todos los consumidores son más
flexibles en su capacidad de trasvasar energía de unas horas a otras dentro del
mismo día, que en el traslado del consumo de unas épocas del año a otras.
La siguiente gráfica muestra el consumo horario medio de los consumidores
asimilables a las tarifas de acceso 2.0A y 3.0A, respectivamente:
22
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
2.0A
3.0A
Como se puede apreciar, los consumidores domésticos (tarifa de acceso 2.0A)
realizan la mayor parte de su consumo en las horas que van desde las once de la
mañana a las doce de la noche, dándose el máximo entre las ocho y las doce de la
noche, mientras que durante las horas de la madrugada el consumo es muy bajo.
Por el contrario, el consumo de los clientes que se pueden acoger a la tarifa de
acceso 3.0A, presenta el grueso de su distribución horaria en torno al mediodía.
Las causas de estas pautas de consumo están asociadas a la distribución de la
actividad diaria de las personas. Así, el consumo representativo de la tarifa de
acceso 3.0A, en la que se engloban fundamentalmente la pequeña industria y el
sector comercial, alcanza su clímax en los periodos de mayor actividad laboral. Del
mismo modo, el reparto horario del consumo doméstico se concentra en esos
entrañables momentos del retorno al hogar y de la vida familiar alrededor del
televisor. Estas razones condicionantes de los consumos considerados deben
23
tenerse en cuenta para estimar con la mayor precisión posible el impacto que tendría
para los clientes la instalación de contadores con registro horario.
Por una parte, los clientes domésticos, dada la naturaleza de su consumo, ven muy
mermada su capacidad de reorientar sus costumbres de gasto energético. Si acaso,
podrían programar la puesta en marcha de determinados electrodomésticos en las
horas de precio más bajo. El mayor cambio que se puede dar es el de trasladar
buena parte del consumo destinado a calefacción a las horas nocturnas, previa
adquisición de un acumulador de calor. Sin embargo, el ahorro que proporciona esta
última posibilidad queda cubierta por la tarifa 2.0N, cuya discriminación horaria
distingue entre las horas nocturnas y las horas diurnas, supliendo la función del
contador horario. Por otro lado, la potencia contratada media de un cliente doméstico
es de 4 kW, y en ningún caso puede superar los 15 kW mientras esté acogido a la
tarifa de acceso 2.0A. Esto implica que aun cuando el cliente fuese perfectamente
elástico al precio de la energía, el ahorro conseguido no cubriría los costes de la
instalación de un contador con registro horario.
Por su parte, el espectro de consumidores de la tarifa de acceso 3.0A es amplio y
variopinto, lo cual quiere decir que su elasticidad y su capacidad de redistribuir el
consumo también lo son. Aunque la mayoría de estos clientes pertenecen a los
sectores comercial e industrial, con las pautas de consumo reseñadas más arriba, su
flexibilidad también depende de otros factores. Por ejemplo, un establecimiento
comercial enmarca su actividad dentro de unos horarios muy rígidos, pero una
industria de cierto tamaño puede modelar el desarrollo de sus procesos con más
libertad de actuación. También hay que considerar que el tamaño de estas unidades
de consumo puede ser relativamente grande, con potencias contratadas por encima
de los 100 kW. Esto supone que pequeñas variaciones en la distribución temporal de
la energía consumida pueden tener implicaciones económicas importantes.
La siguiente gráfica muestra el ahorro que puede obtener un cliente acogido a la
tarifa de acceso 3.0 si distribuye su consumo de forma más eficiente. Para su
elaboración se ha considerado el efecto que tiene trasladar parte del consumo desde
24
las horas de precio más alto a las de precio más bajo, partiendo del perfil de carga
medio representado anteriormente. Se ha tenido en cuenta que existe un consumo
mínimo irreducible en cualquier hora, equivalente al consumo de la hora de consumo
mínimo del perfil original. Además, de la observación del perfil original se deduce
que el grueso del consumo se produce entre las cinco de la mañana y las doce de la
noche; por tanto también se ha considerado que la mayor parte de los trasvases de
energía se producen dentro de esas horas.
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 18% 20%
Energía Trasvasada (%)
Ah
orr
o (
€/kW
)
En el eje de abscisas se representa la fracción de energía (sobre el total de la
energía consumida en todo el día) trasvasada desde las horas donde la energía es
más cara a las horas en las cuales es más barata. En el eje de ordenadas se
representa el ahorro anual, en euros por kW de potencia contratada, que supone el
trasvase de energía, considerando un factor de carga medio.
25
Como se puede apreciar, según las hipótesis consideradas, la cantidad máxima de
energía que se puede trasvasar representa menos del 20% de la energía total
consumida en el día. A este trasvase, correspondería un ahorro de algo más de 3,5
€ por cada kW de potencia contratada. También se observa que el incremento del
ahorro es menor cuanta más energía se ha trasvasado ya, de lo cual se deduce el
beneficio limitado que la posesión de contadores horarios proporciona una vez
adaptados los consumos.
Si se supone que un consumidor es capaz de redistribuir su curva de carga para
obtener el ahorro máximo, (18% de energía trasvasada con 3,5 €/kW de ahorro) la
potencia contratada a partir de la cual el beneficio asociado compensa el coste de
disponer de contador horario se sitúa en unos 20 kW. Se deduce, por tanto que la
instalación de contadores horarios a clientes con menos de 20 kW de potencia no
está económicamente justificada.
Por otra parte, es probable que pocos consumidores disfruten de tal grado de
flexibilidad. La mayoría de ellos podrán modificar ligeramente su consumo de
energía. Si se supone que, como media, la cantidad de energía trasvasable es el 5%
de la energía consumida diariamente, el ahorro se sitúa en aproximadamente 1,5
€/kW. En tal caso el umbral de potencia para la instalación de contador horario se
establecería en torno a 50 kW. Esto no significa que un suministro por encima de
este nivel de potencia contratada, por el simple hecho de contar con un contador
horario, disfrute de un ahorro superior al coste del contador; antes bien, solo quiere
decir que la modificación de las pautas de consumo da lugar a unas diferencias en
los flujos económicos de la misma magnitud que el coste del contador. Según esto, a
partir de 50 kW, a los consumidores “elásticos” debería obligárseles a tener instalado
un contador horario, puesto que el beneficio que obtienen de él es mayor que el
coste que les causa.
Finalmente, hay que tener en cuenta que si a un consumidor sin contador horario se
le factura suponiéndole una distribución de consumo igual a la media de su grupo
tarifario, y el precio de la energía que consume es en realidad mayor que el
26
calculado aplicando tal procedimiento, la diferencia, que él no paga, la pagarán otros
(otros consumidores, el distribuidor, etc). La instalación de contador horario, en este
caso, está justificada cuando el beneficio descrito que ilegítimamente percibe el
consumidor por no disponer de contador horario es mayor que el coste de éste. Por
ello, si un consumidor con más de 50 kW de potencia contratada, tiene un consumo
de energía “caro” - por estar concentrado en las horas de precio más alto -, aun no
siendo “elástico” también debería estar obligado a disponer de contador horario, de
tal forma que pague el justo precio de la energía que consume, y no se beneficie de
subvenciones cruzadas provenientes de otros agentes.
Para los consumidores situados en el intervalo de potencia que media entre 20 kW y
50 kW, la disposición de contador horario no debería ser obligatoria, puesto que el
eventual ahorro o fraude probablemente no sería de magnitud equiparable al coste
del contador, salvo en unos pocos casos.
Se propone, como conclusión del análisis realizado, la obligatoriedad1 de instalación
de contador horario a los consumidores cualificados de más de 50 kW de potencia
contratada como condición previa a su salida al mercado. Para el resto de
consumidores, por debajo de ese umbral, la instalación del contador horario debe
ser voluntaria por parte del consumidor, y a su cargo.
En los casos en los que no es preceptiva la instalación de contador horario, se
propone la estimación y liquidación de la energía comprada en el mercado libre
mediante la aplicación de perfiles de carga a los contadores sin registro horario. La
descripción de la filosofía y los procedimientos de aplicación de perfiles se tratan en
los capítulos 3 y 4.
1 Téngase en cuenta que los clientes pueden disponer de contador en propiedad, o bien alquilarlos a
la empresa distribuidora correspondiente. En cualquier caso la instalación del contador y todos sus
costes asociados deben imputarse al consumidor.
27
2.4. Facturación de los peajes.
Como se ha demostrado, la liquidación de la energía de los consumidores de baja
tensión con potencias contratadas inferiores a 50 kW, no justifica, desde el punto de
vista de la eficiencia económica, la instalación de contadores horarios, ya que se
puede realizar mediante la aplicación de los perfiles de carga, con lo cual no sería
necesario cambiar los contadores de este tipo de clientes. Sin embargo, la salida al
mercado de los consumidores también implica la facturación de las tarifas de
acceso, que como se ha visto tienen estructura diferente que las tarifas integrales, y
esto se traduce en diferentes requisitos de los equipos de medida.
Los consumidores asociados a las tarifas de acceso 2.0A y 2.0NA provienen de las
tarifas integrales 1.0, 2.0 y 2.0N y sus requisitos de medida son idénticos.
Los consumidores asociados a la tarifa de acceso 3.0A provienen de las tarifas
integrales 3.0, 4.0, B.0 y R.0. y las características de sus equipos de medida son
variopintas, aunque no permiten, en general, obtener de forma directa los datos
necesarios para facturar las tarifas de acceso.
Estos clientes en su mayoría, disponen actualmente de equipos electromecánicos
Ferraris, que no pueden medir la discriminación actual de la tarifa de acceso de 3
períodos, ni tan siquiera en su parte de energía activa, dado que la discriminación se
realiza mecánicamente y no por software, ya que la discriminación actual mayoritaria
es DH1 y DH2.
A partir de mediados de los años 90, para nuevos clientes que contrataban estas
tarifas 3.0 y 4.0, se empezó a instalar equipos electrónicos, básicamente de tres
fabricantes multinacionales. El parque de contadores electrónicos instalado no
supera así el 25% del total. Los equipos de estos tres fabricantes soportan
discriminación de energía activa en 3 períodos, así como 3 maxímetros (si bien sería
necesario reprogramar la práctica totalidad de los existentes) pero ninguno de ellos
28
permite actualmente una reprogramación que soportara la discriminación de energía
reactiva.
En general, para todos los tipos de puntos de suministro, no debería permitirse que
ningún cliente salga al mercado con un equipo de medida inadecuado, en lo que
respecta al cálculo de la tarifa de acceso. Si este hecho se permite mediante la
aplicación posterior de algún procedimiento que supuestamente calcule las medidas
no proporcionadas, se podría demostrar en la práctica que las exigencias de medida
son innecesarias.
No obstante, y considerando que no será posible disponer antes del 2004 de
equipos con las características descritas, se propone que, de forma transitoria, el
acceso al mercado de estos consumidores no se condicione a la disposición de
equipos de medida adaptados a los nuevos requerimientos. El plazo transitorio no
debería ser superior al tiempo, entre uno y dos años, en que los nuevos equipos
estuvieran disponibles en el mercado, y no debe contemplarse desde la óptica de
una relajación temporal de requisitos, sino como un período transitorio desde la
imposibilidad física de atender en un muy corto espacio de tiempo numerosas
peticiones de cambios de equipos de medida (suministro de fabricantes, instalación,
etc.).
Se propone el siguiente procedimiento de facturación de la tarifa de acceso 3.0A
para aquellos clientes que no necesiten contador horario de tipo 3.
Facturación del término de energía.
Se determina la energía a facturar en cada uno de los períodos de la tarifa de
acceso (3 períodos) como un porcentaje de la energía registrada en los períodos
disponibles en los equipos de medida.
29
Para determinar los porcentajes se emplean estudios de perfiles de carga
representativos de los diferentes tipos de consumidores, y se calcula la relación
existente entre la energía contenida en los períodos correspondientes a la tarifa de
acceso y la energía contenida en los períodos disponibles en los equipos de medida.
Dichos porcentajes serán únicos para todo el año para así facilitar la facturación de
la tarifa de acceso y teniendo en cuenta la transitoriedad de este tipo de facturación.
DH1:
Equipos con capacidad de registro en un solo período, provenientes de clientes con
tarifa integral y discriminación horaria tipo 1 (DH1).
Períodos Tarifa de Acceso
Períodos de lectura P LL V
P+LL+V % % %
%: Dato a determinar por estudios de perfiles de carga.
DH2:
Equipos con capacidad de registro en dos períodos, provenientes de clientes con
tarifa integral y discriminación horaria tipo 2 (DH2).
30
Invierno Verano
Períodos Tarifa de Acceso Períodos Tarifa de AccesoPeríodosde lectura
P LL V P LL V
P 100% % %
LL+V % % % % % %
DH3:
Equipos con capacidad de registro en tres períodos, provenientes de clientes con
tarifa integral y discriminación horaria tipo 3 (DH3) o tipo 5 (DH5). Los equipos de
DH5 deben ser reprogramados definiendo todos los días como altos.
Períodos Tarifa de Acceso
Períodos de lectura P LL V
P 100%
LL 100%
V 100%
31
DH4:
Equipos con capacidad de registro en tres períodos, provenientes de clientes con
tarifa integral y discriminación horaria tipo 4 (DH4).
Períodos Tarifa de Acceso
Períodos de lectura P LL V
P % %
LL % %
V % % %
Facturación del término de potencia
Se determinará la potencia a emplear, en cada uno de los períodos de la tarifa de
acceso (3 períodos), a partir de la potencia registrada disponible en los equipos de
medida, en función del número de maxímetros instalados. Para los períodos de los
que no se disponga de registro directo, la potencia a considerar será la registrada
por los equipos que registren la potencia correspondiente a las horas del período,
aunque estos períodos incluyan intervalos de tiempo superiores.
Equipos con 1 Maxímetro:
Se considerarán las potencias correspondientes a los tres períodos de la tarifa de
acceso iguales al valor de la potencia registrada por el único maxímetro disponible.
32
Períodos Tarifa de Acceso
Períodos de lectura P LL V
P+LL+V X X X
Equipos con 2 Maxímetros
Los clientes acogidos a modo 3 de facturación cuentan con dos maxímetros, uno
para registrar el valor de la potencia máxima demandada en los periodos de Punta y
Llano y otro para registrar el valor de la potencia máxima demandada en el periodo
de Valle. Los valores de las potencias de los períodos Punta y Llano a utilizar para la
tarifa de acceso se considerarán iguales al valor del maxímetro que registra
conjuntamente los períodos de punta y llano. La potencia a considerar en el período
Valle de la tarifa de acceso será igual a la registrada por el maxímetro que registra la
potencia en el período valle.
Períodos Tarifa de Acceso
Períodos de lectura P LL V
P+ LL X X
V X
33
Equipos con 3 Maxímetros
La potencia a considerar en cada período de la tarifa de acceso será la registrada
por el maxímetro del período equivalente. Lo anterior se mantendrá aunque los
equipos registren diferente número de horas en los distintos períodos (punta, llano y
valle) que las definidas para los períodos de la tarifa de acceso.
Períodos Tarifa de Acceso
Períodos de lectura P LL V
P X
LL X
V X
Otra forma posible sería considerar para cada periodo de la tarifa de acceso la
máxima potencia registrada por cualquiera de los maxímetros cuyos intervalos
temporales de registro incluyen horas que forman parte del periodo de la tarifa de
acceso. De este modo la potencia a considerar en la facturación de los clientes
provenientes de tarifa integral con discriminación horaria tipo 4 (DH4) sería:
a) Equipos con 2 Maxímetros:
Ppunta = Max(M1,M2)
Pllano = Max(M1,M2)
34
Pvalle = M2
b) Equipos con 3 Maxímetros:
Ppunta = Max(M1,M3)
Pllano = Max(M1,M2,M3)
Pvalle = M3
No se considera viable esta propuesta ya que supone penalizar a los clientes en
caso de duda, algo incorrecto políticamente. Una alternativa a esto sería considerar
la potencia máxima de cada período de la tarifa de acceso como suma de las
potencias registradas por todos los maxímetros, afectadas en cada caso de un peso
relativo en función de la probabilidad de que cada maxímetro registre efectivamente
la potencia máxima del periodo horario correspondiente.
Facturación del término de energía reactiva
Se ha de determinar la energía reactiva consumida en cada uno de los tres períodos
correspondientes a la tarifa de acceso, a partir de la energía reactiva registrada en el
único período de integración disponible. Para ello se considera que la energía
reactiva se consume de forma proporcional a la energía activa consumida en los
respectivos períodos de la tarifa de acceso, de acuerdo con la energía activa
asignada, como se ha descrito anteriormente, a cada período de la tarifa de acceso.
35
2.5. Sustitución de los contadores.
La problemática de la medida que se ha analizado solo afecta a los clientes de baja
tensión que quieran ejercer su condición de cualificados en el mercado. Sin
embargo, como las alternativas propuestas están realizadas considerando
fundamentalmente el punto de vista de la eficiencia económica, no se ve razón para
que éstas no se puedan extender a todos los clientes de baja tensión, incluidos los
acogidos a tarifa integral. El problema que se plantea en este caso gira en torno a la
insuficiente disponibilidad de equipos actual y la farragosa operativa de sustitución
de los mismos. Por tanto, se debería establecer un orden de prioridad para la
renovación de equipos:
1. Nuevos Suministros
2. Clientes que quieren ejercer y su equipo no vale
3. Clientes que quieren ejercer y su equipo vale parcialmente
4. Clientes a Tarifa Integral.
36
3. ALTERNATIVAS DE APLICACIÓN DE PERFILES.
Los métodos de liquidación basados en la aplicación de perfiles de carga deben
resolver el problema que supone el no disponer de la medida horaria de los clientes
cualificados de baja tensión. La filosofía que subyace a cualquier método de
asignación de la energía mediante perfiles de carga es la de repartir el consumo
registrado por un contador totalizador entre todas las horas que componen el
periodo de lectura que registra el totalizador, en función de una o varias series
(perfiles) de relaciones numéricas que representan el consumo proporcional de cada
hora. Sin embargo, antes de definir el método de aplicación de perfiles, es menester
definir a quién se aplican éstos y bajo qué condiciones.
En este capítulo se definen los criterios que deben guiar la aplicación de los perfiles
a los consumidores y se discuten las alternativas posibles.
3.1. Criterios
En la elección del mecanismo de asignación de energía deben tenerse en cuenta
varios aspectos:
Ø Exactitud del mecanismo.
Un contador horario refleja exactamente el consumo en que ha incurrido su
poseedor. Sin embargo la asignación horaria de la energía a partir de la medida de
un contador totalizador solo puede realizarse a partir de inferencias estadísticas o
del análisis de factores externos que puedan influir en el consumo. Este problema se
37
puede resolver si se dispone de muestras y datos suficientes de comportamiento del
consumo de la población, pero solo es válida su aplicación a grandes grupos de
consumidores, siendo prácticamente imposible la estimación del consumo horario de
clientes individuales.
Ø Eficiencia.
La principal ventaja que supone la aplicación de perfiles frente a la instalación
masiva de contadores horarios es la reducción en el coste de la medida. La
estimación de la energía mediante perfiles debe ser ante todo económicamente
eficiente. De nada sirve realizar una estimación de gran precisión, si el coste que ello
conlleva, en lo que se refiere a despliegue de medios de evaluación estadística,
análisis de factores externos e inversión en sistemas de información, empaña el
ahorro que lleva asociada la renuncia a la instalación de registradores horarios.
Ø Simplicidad.
Del mismo modo que un método ineficiente desde el punto de vista económico no
tiene sentido, tampoco lo tiene si no es ágil y transparente.
Por un lado, el sistema de imputación de energía horaria no debe suponer una
demora excesiva con respecto a lo que supone realizar la lectura de un contador
horario. Si el proceso de estimación definitiva supone un retraso demasiado grande
con respecto a la fecha de consumo, las liquidaciones del mercado pueden verse
afectadas.
Por otra parte, el procedimiento de imputación de energía debe ser sencillo y
transparente, de tal forma que cualquier agente del mercado lo pueda reproducir. Si
el procedimiento es complicado puede suponer una barrera a la entrada de
competencia efectiva, ya que asimismo será difícil realizar previsiones. Además,
38
debe garantizarse la posibilidad de revisar y corregir la asignación de energía en
caso de reclamaciones.
Ø Posibilidad de fraude.
La lectura de un contador horario proporciona unos valores unívocos e
incuestionables (salvo que el equipo de medida sea defectuoso). Esta es una
premisa básica para poder facturar correctamente a un consumidor.
El método de imputación de energía horaria sin contador horario debe garantizar
este mismo principio. En caso contrario se podrían dar casos de fraude, por parte de
consumidores o comercializadores que pudieran hacer un uso interesado de las
ambigüedades. El método de asignación y liquidación de la energía que se adopte
debe tener en cuenta estos aspectos en el momento de determinar quién diseña los
perfiles y el mecanismo de imputación, y cuál es el grado de elegibilidad de
consumidores y comercializadores.
Los perfiles por los cuales se impute la energía a los consumidores sin contador
horario deben ser establecidos por una entidad o agente sin interés en la medida. Si
el encargado de diseñar los perfiles es el comercializador, obviamente los calculará
de tal modo que la imputación horaria del consumo de sus clientes por aplicación de
los perfiles le resulte beneficiosa. Lo mismo ocurrirá si el consumidor toma parte en
el diseño de los mismos.
Por otra parte, los perfiles, además de ser diseñados por una entidad independiente,
deben ser establecidos y asignados según unos criterios objetivos y unívocos, que
eliminen la posibilidad de elección por parte de consumidores y comercializadores.
Si un consumidor puede elegir entre acogerse a un perfil u otro sin más requisito que
el de rellenar un formulario, obviamente elegirá el que considere le resulta más
económico y no el que represente mejor su curva de consumo horario.
39
Ø Equidad.
La imputación de perfiles a los consumidores debe ser justa y equitativa de modo
que no se favorezca o subvencione a unos consumidores con cargo a otros. Esto
implica que los perfiles deben imputarse en función de parámetros de consumo
eléctrico.
3.2. Alternativas de clasificación de consumidores.
Existen varios criterios de selección que se pueden considerar en la imputación de
perfiles.
• Actividad del consumidor.
• Tarifa integral de procedencia
• Tarifa de acceso
• Tipo de discriminación horaria en la tarifa integral de procedencia.
Perfiles en función de la actividad.
El grupo de perfiles que se diseñen para facturar a los clientes deben ser lo más
representativos posible de los conjuntos de consumidores a los que se apliquen. Por
otro lado, tienen que diferenciarse suficientemente entre sí como para representar a
grupos de distintas características de consumo.
40
El factor principal que determina la curva de consumo de cualquier consumidor es el
uso que da a la energía eléctrica que consume. Un consumidor doméstico emplea la
energía para el mismo fin que una fábrica, o que una granja. Así, se podrían
establecer perfiles bastante ajustados al consumo global de los siguientes tipos de
consumidores:
Ø Consumo doméstico.
Ø Consumo doméstico nocturno (acogido a la actual tarifa nocturna 2.0N).
Ø Pequeña industria.
Ø Industria pesada.
Ø Sector comercial.
Ø Oficinas.
Ø Explotaciones rurales.
Ø Otros.
Sin embargo, la adjudicación y diseño de perfiles en función de la actividad del
consumidor tiene los siguientes inconvenientes.
Ø Aunque el cálculo de perfiles puede realizarse con una precisión bastante
buena para la globalidad de los consumidores, ello no significa que no existan
clientes cuya curva de consumo real sea radicalmente diferente de la
imputada.
41
Ø Además, si bien los grupos señalados arriba comparten patrones de
consumo, no hay que dejar de observar que seguiría existiendo un notable
sector de consumidores (agrupados bajo la denominación “Otros” en la lista
anterior), de número suficientemente alto como para constituir un grupo (o
varios) pero tan heterogéneo y disperso que resultaría en la práctica
imposible la deducción de pautas de consumo suficientemente generalizadas
como para formar grupos con derecho a perfil.
Ø También hay que tener en cuenta que en España se dispone de muy poca
información estadística del consumo eléctrico por sectores productivos o
industriales. La creación de este tipo de discriminación implicaría la puesta en
marcha de un importante aparato logístico con miras a determinar
estadísticamente la morfología de los perfiles.
Ø Además de las consideraciones técnicas, el defecto más grave que se puede
achacar a este criterio de clasificación es su trato discriminatorio a los
consumidores. La clasificación y posterior desarrollo y aplicación de perfiles
que se han propuesto, no impide que dos consumidores que, por su
actividad, pertenezcan a grupos distintos tengan curvas de consumo real
muy similares. Lo que sí provoca es que dichos consumos paralelos sean
facturados con perfiles distintos, y por lo tanto el precio resultante de la
energía sea distinto para cada uno de ellos. Esto es algo que contraviene
todas las premisas de un mercado en libre competencia, al permitir
subvenciones cruzadas de unos consumidores a otros y, lo que es más
grave, de muy difícil detección. Por otra parte, la asignación a un consumidor
de un perfil u otro implica su adscripción a uno de los grupos que se
establezcan. Habida cuenta del número de clientes potenciales que
acceden al mercado (unos 21 millones de clientes domésticos y más de
medio millón de variadas características) resultaría imposible para el
distribuidor o entidad encargada de la formalización de contratos la
verificación y seguimiento de dicha asignación.
42
Perfiles en función de la tarifa integral de procedencia
La clasificación de grupos y perfiles de consumo también se puede hacer en función
de la tarifa eléctrica. En este caso existe una disyuntiva, al coexistir la tarifa integral y
la tarifa de acceso, de estructura diferente.
Las tarifas integrales de baja tensión actualmente vigentes, están reguladas en el
anexo I de la Orden Ministerial de 12 de enero de 1995 [BOE95]. La asignación del
perfil al consumidor en función de su tarifa integral de origen tiene tres ventajas:
1. La asignación se hace en función de parámetros eléctricos objetivos, de
forma inmediata.
2. Sería relativamente sencillo el diseño de perfiles que aproximasen con
mayor o menor rigor el consumo del conjunto de los consumidores
acogidos a cada tarifa, a partir de datos históricos.
3. El consumidor o comercializador no pueden elegir perfil de asignación
horaria, ni engañar al distribuidor, o entidad responsable de tramitar los
contratos, respecto a su grupo de pertenencia ya que la información
relativa a la tarifa integral de origen obra en poder de éste. Por lo tanto se
evita el fraude que supone el que un comercializador se acoja a un grupo
de consumo y perfil de asignación que no le corresponden. Se podría dar
el caso de que un consumidor avispado cambiase de tarifa justo antes de
salir al mercado, con el objeto de que se le asignase un perfil más
beneficioso para él. Para evitar esto debería arbitrarse la condición de que
el consumidor haya permanecido por lo menos un año a la tarifa que
determine su perfil de asignación horaria.
Por otra parte esta clasificación de perfiles también tiene los siguientes
inconvenientes:
43
1. Aunque la definición de los perfiles de asignación horaria es fácil y puede
representar relativamente bien las curvas de consumo real agregado del
conjunto de los consumidores de cada tarifa, no es fiel, en cambio, a todas
las curvas de consumo individuales, ya que algunas, sobre todo en las
tarifas 3.0 y 4.0, presentan gran dispersión.
2. La asignación del perfil en función de la tarifa integral de origen es una
solución que debe ser tomada en consideración como provisional, pero no
definitiva. Tendría sentido mientras existiera la tarifa integral, o durante un
periodo transitorio hasta que se estableciera otro método de asignación de
perfiles. La permanencia indefinida de este criterio de asignación de
perfiles a consumidores se tornaría arbitraria e ineficiente al cabo de pocos
años.
3. Las tarifas integrales B.0, de alumbrado público y R.0, de riegos, no están
definidas en función de parámetros de consumo eléctrico, sino que
consisten en realidad en subvenciones soterradas a este tipo de
consumos. La creación de perfiles exclusivos para estos consumidores
contravendría el principio de equidad, al igual que ocurre con el primer
sistema de clasificación de consumos y perfiles propuesto, basado en la
asignación por actividad.
Perfiles en función de la tarifa de acceso
Por otro lado, las tarifas de acceso de baja tensión actualmente vigentes, están
reguladas en el Real Decreto 1164/2001 [BOE01], por el que se establecen las
tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.
Además de un número de tarifas más reducido, la estructura de las tarifas de acceso
es distinta a la estructura de las tarifas integrales. La tarifa de acceso 2.0A, al igual
que la tarifa integral 2.0 no tiene en cuenta ningún tipo de discriminación horaria. Del
44
mismo modo que la tarifa integral 2.0N, la tarifa 2.0NA discrimina el consumo de
energía diario y nocturno. Sin embargo la tarifa de acceso 3.0A, a diferencia de las
tarifas integrales 3.0, 4.0 y R.0, que contemplan la posibilidad e escoger entre cinco
tipos de discriminación horaria, está diseñada para discriminar tres tipos de horas:
punta, llano y valle.
Las ventajas que ofrece la clasificación de perfiles en función de la tarifa de acceso,
son las siguientes:
1. La asignación se hace en función de parámetros eléctricos objetivos, de
forma inmediata.
2. No permite la posibilidad de fraude en la asignación del tipo de perfil.
3. No vale solo para el periodo transitorio. Aunque desaparezca la tarifa
integral, la clasificación de los perfiles según tarifa de acceso seguirá
siendo válida.
4. La asignación de los perfiles a los consumidores no se realiza en función
de ningún factor externo, sino tan solo en función de su potencia
contratada y de su tipo de consumo. Esto destierra eventuales
subvenciones cruzadas entre distintos grupos de consumidores.
5. Todos los consumidores acogidos a una misma tarifa de acceso tienen la
misma discriminación horaria. Esto facilita la definición de los perfiles y el
eventual balance de energía posterior.
Sin embargo este método de asignación de perfiles y consumos tiene el
inconveniente de que los perfiles definidos son muy pocos, y por lo tanto las
inexactitudes a que puede dar lugar son mayores que si se aplican los tipos de
clasificaciones expuestas anteriormente.
45
Perfiles en función de la discriminación horaria.
La tarifa integral permite la elección de distintos tipos de discriminación horaria,
regulados en el anexo I de la Orden Ministerial de 12 de enero de 1995 [BOE95].
Los consumidores acogidos a las tarifas 1.0, B.0 y 2.0 solo pueden acogerse al tipo
1. Los de la 2.0N solo pueden acogerse al tipo 0. El resto de consumidores,
acogidos a las tarifas 3.0, 4.0 y R.0, pueden acogerse a cualquiera de los tipos de
discriminación horaria del 1 al 5.
La alternativa a las anteriores clasificaciones de grupos de consumidores y perfiles
es asignar los perfiles en función del tipo de discriminación horaria al que está
acogido el consumidor, o en su caso, al que estaba acogido en su tarifa integral de
procedencia.
En general, la adscripción a un tipo u otro de discriminación horaria es realizada por
el consumidor de tal forma que su curva de consumo facturada tenga el coste más
bajo posible. La mera estructura de los distintos tipos de discriminación horaria da
una idea aproximada de las curvas de consumo real de los clientes que las
contratan.
Esta clasificación de perfiles presenta las mismas ventajas e inconvenientes que la
clasificación en función de la tarifa integral. Pero también tiene dos ventajas
adicionales:
1. Los consumidores que integran cada grupo de aplicación de cada perfil son
más homogéneos que en ningún otro caso, y por lo tanto se introducirían
menos exactitudes en la aplicación de los perfiles.
2. Se dispone de estudios estadísticos históricos que permiten definir estos
perfiles mejor que en los casos anteriores.
46
3.3. Tipos de perfiles.
Del análisis realizado de las posibilidades de definición de los perfiles se concluye
que el criterio óptimo de definición de perfiles es el basado en el tipo de
discriminación horaria. Por otra parte la definición de perfiles diferenciados
únicamente para las tres tarifas de acceso, tiene la ventaja de ser la más objetiva y
acorde con las nuevas tarifas, y es más simple de llevar a la práctica. También hay
que tener en cuenta que la tarifa integral de procedencia y la actividad que realiza el
consumidor aportan una información que no debería ser desdeñada.
Además existen 2 tipos de consumos, las explotaciones agrarias de regadío y el
alumbrado público, que están asociados respectivamente a las tarifas integrales R.0
y B.0 debido a sus especiales patrones de consumo. La característica principal de
ambos es que la mayor parte de su consumo se da en horas nocturnas.
El consumo de los clientes acogidos a la tarifa de alumbrado público (ayuntamientos
principalmente) se da exclusivamente en horas de oscuridad nocturna. En estas
horas su curva de consumo real es plana. Por lo tanto su perfil teórico sería a la vez
fácil de definir y sumamente exacto.
El consumo de los suministros de riegos también se produce fundamentalmente en
horas nocturnas, pero no tiene por qué darse en dichas horas exclusivamente.
Además el patrón de consumo en las horas de funcionamiento no tiene porque ser
lineal. Debido a estas dos características, la definición de un perfil teórico específico
para este tipo de consumos no aportaría ventajas de la misma magnitud que las que
aportaría la definición de un perfil para los consumos de alumbrado público.
Teniendo en consideración las ideas anteriores, se proponen dos sistemas de
definición de perfiles.
47
3.3.1. Alternativa 1. Perfiles basados en la DH
Se propone crear perfiles diferenciados para cada tipo discriminación horaria, que
serían los siguientes:
Ø Perfil 2: aplicable a todos los consumos de la tarifa de acceso 2.0 A y
equipos de medida de un solo período.
Ø Perfil 2 N: aplicable a todos los consumos de la tarifa de acceso 2.0 NA
Ø Perfil 3 DH1: aplicable a todos los consumos de la tarifa de acceso 3.0 A, con
equipos de medida provenientes de tarifas integrales de DH1.
Ø Perfil 3 DH2: aplicable a todos los consumos de la tarifa de acceso 3.0 A, con
equipos de medida provenientes de tarifas integrales de DH2.
Ø Perfil 3 DH3: aplicable a todos los consumos de la tarifa de acceso 3.0 A, con
equipos de medida provenientes de tarifas integrales de DH3.
Ø Perfil 3 DH4: aplicable a todos los consumos de la tarifa de acceso 3.0 A, con
equipos de medida provenientes de tarifas integrales de DH4.
Ø Perfil 3 DH5: aplicable a todos los consumos de la tarifa de acceso 3.0 A, con
equipos de medida provenientes de tarifas integrales de DH5.
Ø Perfil B: Aplicable a todos los consumos de alumbrado público. Dado que
esta asignación está realizada en función del uso dado al consumo, sería
preciso mantener los mismos requisitos de la tarifa integral B.0.
48
3.3.2. Alternativa 2: Perfiles basados en la tarifa de acceso.
La segunda alternativa consistiría en definir perfiles diferentes para los tres tipos de
discriminación horaria asociados a las tres tarifas de acceso: 2.0A, 2.0NA y 3.0A.
49
4. MÉTODOS DE BALANCE DE ENERGÍA.
La asignación horaria mediante perfiles de la energía consumida por los clientes no
es el consumo real de los mismos. El resultado de esto es que en unas horas la
energía consumida es mayor que la energía producida, y en otras mucho menor. Por
ello es necesario definir métodos de balance de dicha energía de tal forma que los
desajustes queden compensados en el conjunto del sistema.
En este capítulo se analizan diversos métodos de liquidación de la energía basados
en la aplicación de perfiles de consumo. Los métodos se han dividido en tres grupos,
clasificados en función del tratamiento que se da a los desajustes entre energía
comprada y energía vendida, provocados por las pérdidas de la red y por la
diferencia existente entre la energía asignada por el perfil y la realmente consumida
en los puntos de suministro.
Ø El primer grupo describe un método basado en la aplicación directa de perfiles de
carga a los consumidores, sin modificación ni ajuste ulterior.
Ø El segundo grupo comprende tres métodos de liquidación que reasignan los
eventuales desajustes en cada hora, de energía o monetarios, a los agentes.
Ø En el tercer grupo se describen dos métodos más sofisticados de reasignación
de los desajustes, en cuyo reparto se trata al administrador de la red como un
punto de suministro más.
Además, se ha desarrollado un modelo de evaluación que se describe a
continuación.
50
4.1. Modelo de evaluación informática
Con objeto de y realizar una comparación entre los posibles métodos de balance, se
ha diseñado un modelo de sistema eléctrico que represente lo más fielmente el
Sistema Eléctrico Español real. Este modelo tiene en cuenta las principales
características del sistema real en relación con el balance de la energía.
Ø Relaciones entre agentes
Ø Consumo de los agentes
Ø Precio de la energía
Por otro lado, para evaluar los métodos de balance tanto cuantitativamente como
cualitativamente se ha desarrollado una aplicación informática. Los parámetros de
entrada y salida de la aplicación son los siguientes:
Ø Parámetros de entrada: perfiles teóricos asociados a los clientes.
Ø Resultados: Funciones de error de perfil y de error monetario.
4.1.1. Relaciones entre agentes
Se considera que la apertura del mercado a todos los clientes de baja tensión no
debe modificar el actual marco de relación entre los agentes.
Clientes a Tarifa.
Los consumidores a tarifa compran directamente su energía al Distribuidor.
51
El Distribuidor compra la energía en el mercado para sus clientes a tarifa. La lectura
de los contadores se realiza bimestralmente en el caso de consumidores acogidos a
las tarifas 2.0 y 2.0N. La lectura de los contadores del resto de tarifas se realiza
mensualmente. El Distribuidor factura a los consumidores el consumo de energía.
La CNE reconoce mensualmente al distribuidor el coste de la energía facturada a
sus clientes a tarifa, mayorada con las respectivas pérdidas estándares. El precio al
que se valora esta energía es el precio medio de compra de todos los distribuidores.
Clientes a mercado con contador horario.
Los consumidores compran la energía directamente en el Mercado o a través de un
comercializador, y contratan los peajes con el Distribuidor o a través de un
distribuidor.
La función de los comercializadores es comprar energía para sus clientes y, en su
caso, contratar los peajes con el distribuidor.
El distribuidor realiza la lectura de los contadores horarios de los clientes a mercado
y envía las medidas al Operador del Mercado, y al comercializador o al cliente
correspondiente, a quienes factura los peajes.
El Operador del Mercado liquida la energía comprada por cada agente, así como los
desvíos y los servicios complementarios.
Clientes a mercado sin contador horario.
El consumidor en este caso solo puede contratar la compra de energía con un
comercializador.
52
El proceso es el mismo que el anterior, solo que en este caso el distribuidor, para
obtener una curva horaria de consumo de cada cliente, debe aplicar perfiles de
carga horarios a las lecturas de los contadores.
La aplicación de perfiles de carga a los consumidores provoca desajustes que deben
ser balanceados antes de ser enviados al Operador del Mercado para la liquidación
correspondiente. El tipo de balance o reparto de desajustes se describe en cada
método de liquidación.
4.1.2. Consumo real del sistema.
Se ha representado el consumo eléctrico por tarifas correspondiente al año 2003.
Para ello, de las liquidaciones de la CNE se han tomado los datos de consumo
correspondientes al año 2001 y se han multiplicado por el incremento de demanda
previsto entre 2001 y 2003. El resultado es el siguiente:
1.0 65.9112.0 52.697.3122.0N 8.424.6773.0 19.015.1424.0 9.014.985B.0 2.083.743R.0 477.848Total BT 91.779.618Total AT 110.970.116Pérdidas 18.227.373Total Sistema 220.977.106
Tipo DH Total 3.0 4.0 R.02.0 52.763.2232.0N 8.424.677Alumbrado Público 2.083.743DH1 6.819.842 6.143.059 548.628 128.155DH2 12.977.143 9.495.412 3.440.378 41.353DH3 5.448.517 2.328.965 2.977.629 141.923DH4 3.188.298 1.014.408 2.007.473 166.417DH5 74.175 33.298 40.877 0Total 91.779.618 19.015.142 9.014.985 477.848
Distribución DH por tarifas de acceso (MWh)
Previsión 2003 MWh
53
Se han utilizado las curvas de carga del proyecto INDEL [REE96]. Como en este
trabajo solo se pretende analizar la fiabilidad de los mecanismos de asignación de
energía no se necesitan perfiles actuales.
4.1.3. Precio de la energía.
Para realizar una valoración económica de los métodos de liquidación que se
proponen más adelante, además de las curvas horarias de carga de los distintos
tipos de consumidores, es necesario disponer de los precios horarios del mercado.
El mercado eléctrico comenzó a funcionar en el año 1998, lo cual quiere decir que
antes de esta fecha no existían precios horarios de la energía eléctrica como tales.
Sin embargo los perfiles y consumos de los que se dispone información más
detallada corresponden al año 1996.
En general, salvo en épocas puntuales de alta volatilidad, los precios del mercado
son estadísticamente similares en unos años y otros, lo cual no quiere decir que la
serie de precios horarios de un año sea exactamente igual a la serie de otro año.
Esto se debe a que los precios se conforman en el mercado en función de los costes
marginales de operación de las centrales que entran en funcionamiento cada hora.
La prelación de entrada en funcionamiento de las centrales se conforma por orden
creciente de sus costes marginales respectivos. La potencia de generación
necesaria para abastecer la demanda de cada hora es distinta. Por lo tanto se puede
deducir que una de las variables que influye en la determinación de los precios es la
demanda horaria.
Aunque la demanda total anual varía según un porcentaje pequeño entre unos años
y otros, la demanda de cada hora es distinta cada año debido al diferente calendario.
Por lo tanto, no se puede usar la serie de precios horarios de un año para evaluar
los consumos de otro año.
54
El siguiente gráfico muestra la relación entre precios y demanda en B.C. horarios, de
los años 2000, 2001, y 2002.
En el eje de abscisas se representa la Energía en MWh. En el eje de ordenadas,
están representados los precios de mercado en c€/kWh. La nube de puntos azul
(gris oscuro) representa parejas reales de precios y demanda horaria del sistema de
los años 2000, 2001 y 2002.
Como se puede apreciar, existe una correlación importante entre ambas variables.
Se ha realizado un análisis de regresión de ambas variables. Como resultado del
análisis, se puede establecer una relación lineal entre precio y demanda del
siguiente modo:
Precio(c€/kWh) = m * Energía(MWh) + b.
55
Siendo m= 0,000375 ; b=3,780
Coeficiente de correlación = 0,724
La línea rosa (gris claro) del gráfico representa los precios de mercado estimados en
función de la demanda, aplicando la relación lineal anterior.
Por otra parte, para que la estimación de los precios horarios del mercado
correspondientes a un calendario como el del año 1996 sean fidedignos, deberían
incluir la variabilidad y dispersión que muestra el gráfico anterior.
El siguiente gráfico muestra un histograma de la diferencia entre los precios
originales y su correspondiente estimación en función de la relación lineal del
análisis de regresión.
56
En el eje de abscisas se representa la diferencia entre el precio estimado y el precio
real. La línea azul (negra) de puntos representa el volumen (tabulado en el eje de
ordenadas) de horas cuyo precio estimado muestra la diferencia marcada en el eje
de abscisas con respecto al precio real. La línea rosa (gris) representa la curva de
distribución de probabilidad normal, de media, 0,1 y desviación estándar 0,9.
Como se puede apreciar, la diferencia entre el precio estimado y el precio real sigue
con bastante precisión la distribución de probabilidad representada. Sin embargo, la
inclusión de ésta dispersión en la fórmula de simulación del precio no se puede
realizar sin más preámbulos. En las horas de baja demanda, el precio estimado por
la fórmula lineal es próximo a 0 c€. Si se simula el precio de cada hora de tal forma
que todas ellas se calculen según la distribución de probabilidad presentada más
arriba, las horas de más baja demanda tendrían un precio menor que cero, lo que no
es acorde con los precios reales.
Se ha calculado para cada hora, la diferencia entre el precio estimado y el precio
real en términos porcentuales sobre el precio estimado.
El siguiente gráfico muestra un histograma de la distribución de tales diferencias
porcentuales.
57
Debido a la transformación realizada, se ha eliminado el problema anterior. Sin
embargo se ha perdido la simetría y no es posible equiparar esta distribución a una
distribución normal.
Finalmente, en función del análisis de regresión y de la serie del histograma
propuesto, se ha desarrollado un algoritmo que simula los precios de mercado en
función de la demanda horaria en barras de central, según la siguiente fórmula
matemática:
Precio = (m * Energía + b) * DP
58
Donde m, b son los coeficientes obtenidos en el análisis de regresión, y DP una
variable aleatoria cuya distribución de densidad de probabilidad se ha obtenido del
histograma de diferencias porcentuales.
4.1.4. Morfología de los perfiles teóricos.
Uno de los objetos del modelo es comprobar la diferencia que hay entre las curvas
de consumo consideradas como reales y las curvas de consumo obtenidas por
aplicación de los perfiles teóricos. Para ello se han considerado dos formas de
definir los perfiles teóricos.
Perfiles medios.
El nivel de cada hora es igual a la media de los niveles de consumo de todas las
horas que le son afines. Se han definido cuatro grupos de perfiles teóricos medios:
Perfil plano: Considera que el consumo es el mismo en todas las horas.
Perfil hora: Considera que el consumo es distinto en cada hora pero igual todos los
días.
Perfil hora-día: Considera que el consumo es distinto en cada hora y además es
distinto en cada día de la semana de lunes a domingo. También considera días
festivos y puentes.
Perfil hora-día-mes: Considera el consumo distinto en función de la hora del día, el
tipo de día y el mes.
59
Perfiles discretos.
El nivel de consumo de cada día se toma como el que le es más próximo de una
serie de varios valores posibles.
En el ejemplo siguiente se muestra un perfil real aproximado en función de 4 valores:
0
2
4
6
8
10
12
14
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Consumo real
Consumo discreto
60
4.1.5. Función de error de perfil.
Se define la siguiente función de error de los perfiles teóricos con respecto a los
perfiles reales.
( )
r
n
i
riti
c
n
cc
ep∑
=
−
= 1
2
donde, ep = error de perfil teórico sobre perfil real.
cri = consumo real en la hora i
cti = consumo (teórico) en la hora i
n = número de horas de las curvas de consumo
cr = consumo real medio.
4.1.6. Función de error monetario.
Se define la siguiente función de error monetario de los perfiles teóricos con
respecto a los perfiles reales.
( )
∑
∑
=
=
−=
n
iiti
n
iiriti
pc
pccem
1
1
61
donde, em = error monetario teórico sobre perfil real.
cri = consumo real en la hora i
cti = consumo (teórico) en la hora i
pi = precio de la energía en la hora i
4.2. Método Simple: Perfiles estáticos a Clientes a mercado
Este método consiste en calcular el consumo horario de aquellos clientes
cualificados (CC) que hayan salido al mercado que no dispongan de contador
horario (CH) mediante la aplicación de perfiles estáticos (definidos a priori) a las
lecturas de los contadores una vez que se obtengan éstas. Es decir, se repartiría el
volumen de energía consumida en un periodo de un cliente cualificado ejerciente, sin
contador horario, entre las horas que lo componen de manera preestablecida.
Los clientes cualificados con medida horaria (o sus comercializadores) comprarían
cada hora su consumo real mayorado con las pérdidas estándar.
El distribuidor (DI) haría la misma función que hace actualmente, es decir, adquirir la
energía que según su previsión será necesaria para satisfacer la demanda de los
clientes a tarifa integral conectados a sus redes.
Este es el método más sencillo de los analizados, ya que ni siquiera se intenta
repartir individualmente por cada consumidor (tanto a tarifa como a mercado) la
energía medida en barras de central cada hora.
62
Operativa
A medida que se dispone de lecturas de contadores correspondientes a los clientes
cualificados en mercado se asigna retroactivamente según el perfil que se defina
para cada categoría tarifaria, de forma que dicho cliente (o su comercializador) ya
pueda liquidar definitivamente en el mercado mayorista.
El papel del distribuidor estriba en reducir pérdidas e intentar predecir lo mejor
posible la demanda correspondiente a su mercado a tarifa integral.
Análisis
Las siguiente gráfica muestra el error de perfil que se introduce por la aplicación de
los perfiles teórico medios.
Energía CC con CH + pérdidas estándar
Energía CC sin CH perfilada + pérdidas estándar
Energía DI para su mercado a tarifa (Resto)
Energía BC
Distribuidor
Horas
63
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
2.0 2.0N B.0 DH1 DH2 DH3 DH4 DH5 3.0A
media
h
hd
hdm
Esta gráfica da una idea del error que se comete en el diseño de perfiles a partir de
valores medios. De su observación se extraen las siguientes conclusiones2:
Ø En general, el error de los perfiles es grande, salvo que el perfil se calcule
tomando como base los valores medios esperados de la energía en función de la
hora del día, el día de la semana y el mes del año. Sin embargo, estimar un valor
medio de energía de un conjunto de horas es tanto más difícil cuanto menor es el
número de horas que forman dicho conjunto, máxime cuando no se dispone de
datos en tiempo real, sino tan sólo de datos históricos de consumo.
2 El perfil B.0 no presenta error porque no se ha definido en función de valores medios, puesto que se
ha considerado que al depender exclusivamente de las condiciones ambientales (comienzo y fin del
periodo nocturno) es posible estimarlo directamente con muy buena precisión.
64
Ø Los consumidores domésticos (2.0A y 2.0NA) muestran unas pautas de consumo
fundamentalmente condicionadas por la hora del día y la época del año, no
siendo especialmente importante la diferencia en función del día de la semana.
Ø Los tipos DH1 y DH2 tienen patrones de consumo condicionados por los tres
parámetros (hora, día, mes) considerados.
Ø El consumo de tipo DH3 está fundamentalmente condicionado por el día de la
semana.
Ø El consumo DH4 es relativamente fácil de predecir a partir de la estimación del
consumo medio en función de cualquier parámetro considerado. Se deduce por
tanto que su curva de carga es más plana que en el resto de los casos.
Ø Los consumidores acogidos a DH5, muestran un patrón de consumo
principalmente estacional.
Ø El error cometido en las estimaciones de los consumos medios de la tarifa de
acceso 3.0A (formada por consumidores de los grupos B.0, DH1, DH2, DH3, DH4
y DH5) es similar a la de los grupos DH1 y DH2, debido a que estos conforman la
mayor parte de sus consumidores.
La siguiente gráfica muestra el error cometido al formar perfiles discretos de 3, 4, 5 y
6 valores, respectivamente:
65
0 %
1 0 %
2 0 %
3 0 %
4 0 %
5 0 %
6 0 %
7 0 %
2.0 2 . 0 N B . 0 D H 1 D H 2 D H 3 D H 4 D H 5 3 . 0 A
3 va lo res
4 va lo res
5 va lo res
6 va lo res
Como se aprecia, la estimación de los consumos por aproximación a uno de tres
valores da como resultado unos perfiles poco precisos con respecto a los originales.
Por el contrario, si se aproximan según perfiles discretos de más valores, el
resultado mejora gradualmente. Esta forma de definir los perfiles da una idea de la
bondad de los perfiles que se pueden obtener en función de la precisión que se exija
en la eventual elaboración de un sistema de estimación de medidas a nivel nacional
basada en un panel de consumidores.
Por otra parte, el análisis de la gráfica también confirma la mayor variabilidad de las
curvas de consumo de los clientes de los grupos 2.0N, DH1, DH2 y DH5, reflejada
en unos valores de error más altos que el resto.
La siguiente gráfica muestra el error monetario que introduce la aplicación de perfiles
teóricos medios.
66
-12%
-10%
-8%
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
2.0 2.0N B.0 DH1 DH2 DH3 DH4 DH5 Total
media
h
hd
hdm
Los valores negativos indican que el coste de la energía evaluada mediante perfiles
teóricos es más baja que su coste real. Esto ocurre en casi todos los grupos. La
explicación de este efecto se expone a continuación.
El sobrecoste monetario que supone repartir la energía mediante un perfil teórico
(estimado) sobre el coste real de la energía según la curva real de consumo se
puede expresar así.
( )
n
EE
pEECC
n
iri
m
n
iirimra
∑
∑
=
=
=
−=−
1
1
donde, Ca - Cr = sobrecoste del perfil teórico.
67
Eai = Energía asignada (teórica) a la hora i
Em = Valor medio de los valores reales de energía del conjunto de n horas en
consideración.
pi= precio de la energía en la hora i.
N =número de horas de las que se calcula el valor medio de energía como
aplicación del perfil.
Supóngase que el precio de la energía depende de la energía según la siguiente
relación.
baEp ii +=
donde a y b son dos constantes.
Como se ha demostrado antes, esta suposición es una aproximación bastante
buena para los consumos que siguen la curva de carga del sistema. Si se realiza un
análisis de correlación entre las curvas de carga de cada tipo de consumidor definido
y la curva de carga total del sistema, se obtienen los siguientes valores.
Grupo Índice de correlación2.0A 0,8022.0NA -0,006DH1 0,761DH2 0,768DH3 0,502DH4 0,005DH5 -0,167Total 3.0A 0,795Total BT 0,933
68
Se desprende de la tabla que los consumos, siguen con mayor o menor fidelidad el
perfil de la curva de carga del sistema, excepto los acogidos a la tarifa doméstica
nocturna y a las discriminaciones horarias 3, 4 y 5
Por lo tanto, el sobrecoste se puede escribir así:
( )( ) ( ) ( )∑∑∑===
−+−=+−=−n
irim
n
irimri
n
iririmra EEbEEaEbaEEECC
111
Teniendo en cuenta que
( ) 0111
=−=−=− ∑∑∑===
mm
n
iri
n
im
n
irim bnEbnEEbEbEEb
Queda:
( )
( )
( )( )
( ) ( )∑∑
∑
∑
∑
==
=
=
=
−−−=
=−−−=
=−=
=−=−
n
imri
n
irimm
n
imrimrim
n
iriirm
n
irimrira
EEaEEEa
EEEEEa
EEEa
EEaECC
1
2
1
1
22
1
2
1
Teniendo en cuenta que:
( ) ( ) 0111
=−=
−=− ∑∑∑
===mmm
n
iri
n
imm
n
irimm nEnEaEEEaEEEEa
Y considerando la definición de varianza:
69
( )∑=
−=n
imrir EE
n 1
22 1σ
Se llega a:
2σanCC ra −=−
De la expresión anterior se deduce que la facturación de energía de los consumos
que siguen el perfil de la curva de carga total del sistema mediante aplicación de
perfiles teóricos, definidos como valores medios de conjuntos de horas, implica una
reducción en los ingresos. Este hecho es especialmente grave, puesto que la mayor
parte de la energía consumida en baja tensión sigue con mayor o menor fidelidad la
curva de carga del sistema.
Tal como está configurado el sistema de liquidaciones del sector, la diferencia entre
el coste real de la energía y el coste facturado a los clientes de Baja Tensión a
mercado, sería soportado por la recaudación de la energía vendida a tarifa integral.
Si los clientes que salen al mercado son pocos, el sistema se podría sostener
durante un tiempo. Sin embargo si salen muchos clientes la facturación del consumo
puede no ser suficiente para sufragar el coste del mismo, lo que agravaría
profundamente el déficit tarifario.
La siguiente gráfica muestra también el error monetario que introduce la aplicación
de perfiles teóricos medios, pero en este caso se ha tenido en cuenta la aplicación
del mismo perfil para todos los consumidores de la tarifa de acceso 3.0A. El objeto
es analizar el efecto que esto tiene sobre el coste de la energía de cada grupo.
70
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
2.0 2.0N B.0 DH1 DH2 DH3 DH4 DH5 3.0A Total
media
h
hd
hdm
Los errores de los grupos 2.0 y 2.0N son los mismos que en la última gráfica
presentada, ya que a éstos no les afecta el cambio de perfil. Los errores de los
grupos B.0, DH1, DH2, DH3, DH4, y DH5 reflejan sus sobrecostes respectivos por
aplicarles el mismo perfil a todos. Se advierte que los tipos DH1 y DH2 siguen
teniendo un coste estimado menor que el coste real. Ello se debe a que representan
más del 70% de la energía englobada dentro del grupo 3.0A, y por lo tanto el perfil
teórico que se les aplica no difiere tanto de sus perfiles teóricos respectivos. Sin
embargo, los grupos DH4 y DH5 soportan un coste estimado mayor que su coste
real. En el caso de los consumidores provenientes de la discriminación horaria de
tipo DH5, esto se debe a que la forma de su curva de carga es contraria a la curva
de carga del sistema. Asimismo los consumidores provenientes de la discriminación
horaria de tipo DH4 muestran un sobrecoste positivo por ser su curva real más
plana, y por lo tanto más “económica”, que el perfil teórico 3.0A. Por su parte, los
consumidores B.0. y DH3 se benefician de un descuento si el perfil teórico 3.0A no
está definido con mucha precisión sobre la base de valores medios, por el efecto
71
explicado anteriormente; mientras que si el perfil se define con más rigor acusan un
sobrecoste, por la misma razón que los grupos DH4 y DH5.
La siguiente gráfica exhibe el error monetario por aplicación de perfiles teóricos
discretos.
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
1 0 %
1 2 %
2 . 0 2 . 0 N B . 0 D H 1 D H 2 D H 3 D H 4 D H 5 To ta l
2 valores
3 valores
4 valores
5 valores
6 valores
La aproximación a perfiles teóricos discretos de 3 valores provoca desviaciones
monetarias que en ningún caso superan el 3%, mientras que la aproximación a 6
valores se puede considerar despreciable.
Sin embargo, si se aplica el perfil único 3.0A a todos los consumidores que
pertenecen a esta tarifa de acceso, el resultado confirma las subvenciones cruzadas
entre los distintos grupos, como se ha expuesto anteriormente:
72
-5%
0%
5%
1 0 %
1 5 %
2 0 %
2 5 %
2 . 0 2 . 0 N B . 0 D H 1 D H 2 D H 3 D H 4 D H 5 3 . 0 A To ta l
2 valores
3 valores
4 valores
5 valores
6 valores
Finalmente, en la evaluación de este método deben ser consideradas también otra
serie de ventas e inconvenientes desde un punto de vista cualitativo:
Ventajas
• Es sencillo de aplicar y requiere procesar únicamente a los clientes cualificados
que han ejercido, por lo que el volumen de cálculo es menor.
• No supone ningún cambio respecto a la situación actual
• Para liquidar definitivamente a un cliente en el mercado mayorista sólo se
necesita su propia lectura bimestral.
• Mantiene implícitamente el incentivo por gestión de pérdidas que actualmente
tienen las empresas distribuidoras.
73
• Los perfiles finales aplicados son los iniciales, por lo que son predecibles.
Inconvenientes
• Trato desigual entre clientes sin contador horario, ya que no considera a los
clientes a tarifa integral:
a) Los errores en la asignación de perfiles a los clientes cualificados son
trasvasados a los consumidores a tarifa. Este trasvase también afecta a la
gestión de la energía del distribuidor.
b) No usa la información de consumo de los clientes a tarifa integral,
especialmente de los que disponen de algún tipo de discriminación horaria, la
cual añadiría precisión en el cálculo.
c) Si en la definición de perfiles se emplean valores medios estimados para
conjuntos de horas similares el precio que pagan algunos consumidores es
indefectiblemente menor que el les correspondería pagar si tuvieran contador
horario.
En conclusión se puede decir que este sistema no es válido para la plena
ejercitación de la liberalización, ya que no casaría hora a hora la medida en barras
de central con la asignación ofrecida por los perfiles estáticos, por lo que sólo valdría
hasta que desaparezca la tarifa integral.
En los epígrafes siguientes se ofrecen dos grupos de métodos de balance que tratan
de repartir los desajustes entre los agentes, según filosofías distintas.
74
4.3. Métodos de Ajuste Horario en Barras de Central
Los métodos de balance de energía que se describen a continuación tienen en
común que ajustan horariamente entre todos los consumidores (a tarifa y a peaje)
de una zona de distribución el consumo asignado a cada uno de ellos con las
medidas de energía en barras de central.
4.3.1. Método del "Fondo Común"
Este método consiste en la ampliación del método simple a todos los consumidores
sin medida horaria, de forma que se apliquen unos perfiles estáticos a todos los
consumidores, tanto a los de tarifa integral como los que han salido al mercado.
La operativa se realiza en los siguientes pasos:
1. Cuando se reciben las lecturas de los clientes se asigna retroactivamente entre
las horas del periodo considerado según el perfil que se defina para cada
categoría tarifaria, mayorándose el consumo con las pérdidas estándares.
2. De esta forma, la energía asignada cada hora será la suma de miles de
asignaciones individuales realizadas a clientes sin contador horario a partir de
perfiles estáticos, pérdidas estándares y lecturas de contadores más la energía
de los clientes con contador horario elevada a barras de central.
3. Como esta suma de energía imputada no coincidirá horariamente con la lectura
en barras de central, la diferencia tanto en exceso como por defecto se asigna a
un "fondo común". Dicho fondo asumirá el pago de la citada diferencia de
energía valorada a precio del mercado en esa hora. Sobre el "fondo común"
deben hacerse las siguientes observaciones:
75
a) El volumen de energía de dicho fondo representaría al final del periodo
considerado la diferencia entre pérdidas reales y pérdidas estándares.
b) Si las pérdidas reales y las estándares fueran idénticas, en el fondo común no
habría volumen de energía "sobrante" pero sí podría haber un saldo monetario
(positivo o negativo) fruto de los distintos precios del mercado mayorista a lo
largo de las horas del año.
c) Por ello, dicho fondo integra la diferencia entre pérdidas reales y estándares
junto con el error económico de los perfiles estáticos.
4. Al final de un periodo de tiempo establecido, se liquida dicho fondo en proporción
a la energía adquirida por cada comercializador para sus clientes.
El valor añadido de este método sobre el método simple es el reparto monetario de
los desajustes provocados por los errores en la estimación de los consumos con
respecto a los consumo reales. El análisis de errores en la aplicación de los perfiles
del método anterior es válido para este método. El esquema de funcionamiento
podría ser el siguiente:
Energía BC
Energía CC con CH + pérdidas estándar
Energía TODOS Consumidores (tarifa y cualificados)
sin CH perfilada + pérdidas estándar
Paga el Fondo Común
Ingresa el Fondo Común
Horas
76
Análisis
Ventajas
• Los perfiles iniciales de asignación de la energía no sufren ninguna modificación
en el proceso de balance. Esto tiene la gran ventaja frente a otros métodos que
se describen más adelante, de que los comercializadores saben exactamente lo
que se les va a cobrar por la energía, aunque después deban participar también
en el reparto del fondo común. La consecuencia para el cliente final es que la
prima de riesgo que paga al comercializador por incertidumbre en la asignación
de energía se ve muy reducida.
• Intervienen todos los consumidores, por lo que se da un uso a los datos de
discriminación horaria de los clientes a tarifa y se trata por igual a todos los que
no disponen de medida horaria. Es injusto que los clientes a tarifa deban soportar
los desajustes provocados por los clientes a mercado. Por otro lado, esto es
especialmente importante a la hora de racionalizar el sistema. Este método
racionaliza la asignación de energía a todos los consumidores sin contador
horario y permite conocer con mayor precisión la responsabilidad de los
consumidores en el conjunto de costes del sistema.
• El distribuidor, en relación con la adquisición de energía para sus consumidores a
tarifa, es tratado como un comercializador más. Se eliminan sus riesgos
particulares en la liquidación del mercado mayorista, excepto los derivados de su
obligación de estimar el consumo de sus clientes a tarifa, por lo que deja de ser
el colchón del sistema de liquidaciones.
• Dado que no se realizan reajustes en la asignación de la energía, sino en el
reparto de los desequilibrios monetarios, para liquidar definitivamente a un cliente
en el mercado mayorista sólo se necesita su propia lectura bimestral.
77
Inconvenientes
• El mayor inconveniente que tiene este sistema de liquidación es que elimina la
gestión de pérdidas implícita para el distribuidor. Por ello, para evitar que se
descuide la eficiencia en la gestión de las pérdidas habría que redefinir el
mecanismo de incentivo a la reducción de pérdidas de forma explícita.
• El reparto del fondo común debe hacerse a posteriori, cuando se conoce el
volumen de energía adjudicado a cada agente en un periodo dado. No se puede
liquidar definitivamente una hora hasta que no se dispone de medidas (o
estimaciones firmes) de todos los consumidores, por lo que en ningún caso
podría liquidarse definitivamente esa hora hasta que tal hecho ocurra.
• Aumenta el volumen de información respecto al método simple debido a la
ampliación del método a todos los consumidores sin registro horario.
• A pesar de que la cuantía en energía y monetaria del fondo común al final del
periodo no debiera ser muy grande, se produce un desajuste final global.
Además puede haber ciertas horas al año en los que la diferencia entre la lectura
en barras de central y la asignada al conjunto de clientes sea proporcionalmente
muy grande.
• El fondo común tiene un coste de capital, cuyo efecto es encarecer el precio final
de la energía. Este coste, asociado al volumen medio del fondo común depende
da la precisión y la bondad con que se definan los perfiles.
4.3.2. Método del Cierre Horario Simple
Este método [NERA02] es una variante del método del fondo común, que consiste
básicamente en cerrar cada hora haciendo coincidir la medida en barras de central
con la suma de la energía asignada a los clientes elevada a barras de central.
78
Su operativa es idéntica en los 2 primeros pasos con el método anterior:
1. Cuando se reciben las lecturas bimestrales de los clientes se asigna
retroactivamente entre las horas del periodo considerado según el perfil que se
defina para cada categoría tarifaria, mayorándose el consumo con las pérdidas
estándares.
2. De esta forma, la energía asignada cada hora será la suma de miles de
asignaciones individuales realizadas a clientes sin contador horario a partir de
perfiles estáticos, pérdidas estándares y lecturas de contadores más la energía
de los clientes con contador horario elevada a barras de central.
3. Como esta suma de energía imputada no coincidirá horariamente con la lectura
en barras de central, la diferencia tanto en exceso como por defecto se usa para
recalcular la energía imputada en dicha hora a los clientes sin contador horario.
Esta diferencia de energía como ya se vio en el método anterior es debido a los
errores en los perfiles y a la diferencia entre pérdidas reales y estándares.
4. La solución propuesta es "socializar" dicho desajuste de energía a cada cliente
sin contador horario proporcionalmente a su estimación inicial basada en su
volumen de consumo y su perfil característico. No conviene involucrar en este
ajuste horario a los clientes con contador horario ya que podrían producirse
resultados absurdos, como por ejemplo que el ajuste les asignase menos energía
que la que registró en esa hora su equipo de medida.
• Si las pérdidas reales y las estándares fuesen iguales, el ajuste llevado a
cabo sería debido a errores en los perfiles, por lo que tiene sentido que
únicamente se ajuste el consumo de aquellos consumidores sin registro
horario.
79
• Si los perfiles usados fuesen perfectos, la diferencia de energía a saldar
representaría la ganancia/pérdida de la diferencia de pérdidas estándares y
reales de todos los consumidores, incluidos los de medida horaria, pero como
el ajuste se realiza únicamente a los consumidores sin discriminación horaria,
éstos pagarían o cobrarían el incentivo de los clientes con mayores
exigencias de lectura.
Matemáticamente, el procedimiento se describe así:
Sea,
i = hora
j = tipo de consumidor
aij = asignación inicial de energía al consumidor j y a la hora i.
bi = Energía total demandada en la hora i en barras de central.
pij= Coeficiente de pérdidas estándar de la hora i del tipo de consumidor j
xi = Factor de ajuste horizontal.
sij= Asignación definitiva de energía
La asignación final de energía es el resultado del producto de la asignación inicial de
energía por dos factores:
( )ijiijij pxas += 1
80
El factor xi se calcula del siguiente modo:
( )ijijj
ii pa
bx
+=
∑∀
1
Análisis
La siguiente gráfica muestra el error de perfil de los perfiles teóricos medios y de los
perfiles teóricos discretos.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
2.0 2.0N B.0 DH1 DH2 DH3 DH4 DH5 3.0A Total
media
h
hd
hdm
81
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
2.0 2.0N B.0 DH1 DH2 DH3 DH4 DH5 3.0A Total
3 valores
4 valores
5 valores
6 valores
Como se puede observar, el ajuste matemático de los perfiles originales provoca que
el error se reduzca para casi todos los tipos de consumidores. Las excepciones son
el 2.0N, el B.0 (que a priori se consideraba un perfil exacto), y el DH5. La razón de
que estos consumidores sufran este error tan acusado estriba en que sus curvas de
consumo son opuestas a la curva de carga del sistema, con lo cual, los desajustes
provocados por los perfiles menos precisos les afectan mucho más.
Los cuatro valores representados por las cuatro barras sobre el epígrafe “total”
indican el error de perfil de la suma de todos los perfiles sobre la suma de todos los
perfiles reales, que en este caso representaría la diferencia entre pérdidas
estándares y pérdidas reales consideradas en el modelo.
La siguiente gráfica muestra el error monetario de los perfiles teóricos medios.
82
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
2 . 0 2 . 0 N B . 0 D H 1 D H 2 D H 3 D H 4 D H 5 To ta l
m e d i a
h
hd
h d m
Como se aprecia, los errores mayores se dan para los consumidores de tipos DH5 y
B.0, por ir en contra de la curva de carga del sistema. En esta gráfica se observa
claramente que los errores monetarios pueden ser positivos o negativos sin sesgo
definido como en el método simple. Esto es debido a que toda la energía queda
asignada. Por lo tanto el error monetario total corresponde a la diferencia entre
pérdidas estándares y pérdidas reales, valorada a los precios horarios de la energía,
ponderados por los desajustes horarios entre la suma de perfiles reales y la suma de
perfiles teóricos.
La siguiente gráfica muestra el efecto de aplicar un perfil único para todos los
consumidores que se pueden a coger a la tarifa de acceso 3.0A. Se confirman las
subvenciones cruzadas que se analizaban en el método simple, que benefician a los
DH1 y DH2 a costa del resto.
83
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
2.0 2.0N B.0 DH1 DH2 DH3 DH4 DH5 3.0A Total
media
h
hd
hdm
La siguiente gráfica muestra el efecto de la precisión de los perfiles en el error de
éstos.
84
-2%
-1%
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
2.0 2.0N B.0 DH1 DH2 DH3 DH4 DH5 Total
3 valores
4 valores
5 valores
6 valores
Como se observa los errores de perfil de los perfiles discretos crecen con la
aplicación de este método. Para los DH3, DH4 y DH5. Esto significa que habría que
hacer un mayor esfuerzo en la eventual estimación de sus consumos si se aplica
este método. La siguiente gráfica, que muestra el error por aplicación del mismo
perfil teórico discreto a todos los consumidores de la tarifa de acceso 3.0, confirma
este extremo:
85
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
2.0 2.0N B.0 DH1 DH2 DH3 DH4 DH5 3.0A Total
3 valores
4 valores
5 valores
6 valores
Ventajas
• Intervienen todos los consumidores, por lo que se da un uso a los datos de
discriminación horaria de los clientes a tarifa y se trata por igual a todos los que
no disponen de medida horaria.
• Elimina por completo los riesgos del distribuidor en la liquidación del mercado
mayorista, excepto los derivados de su obligación de estimar el consumo de sus
clientes a tarifa.
• No es necesario el artificio del fondo común, dándose la apariencia que en cada
hora "todo casa".
86
Inconvenientes
• Elimina la gestión de pérdidas implícita para el distribuidor, habría que redefinir el
mecanismo de cobro/pago del mismo.
• No se dispone de medidas (o estimaciones firmes) de todos los consumidores del
periodo en que se inscribe esa hora, por lo que en ningún caso podría liquidarse
definitivamente esa hora a ningún cliente hasta que tal hecho ocurra. Una vez
que se dispone de medidas de todos los clientes durante un periodo
determinado, se procede a realizar el balance para determinar la energía horaria
asignada a cada consumidor.
• Aumenta el volumen de información respecto al método simple debido a la
ampliación del método a todos los consumidores sin registro horario.
• Los perfiles finales aplicados no son los iniciales, por lo que no son predecibles.
4.3.3. Método de Saldar al Leer
Este método [NERA02A, JONA98] consiste en imputar cada hora a los
consumidores sin contador horario la energía medida en barras de central una vez
descontada la energía relativa a los clientes que sí disponen de contador horario y el
día en que se lea el contador del cliente saldar la lectura real con las asignaciones
realizadas en las horas comprendidas en dicho periodo de lectura.
Los pasos a dar en este método son los siguientes:
1. Una vez que se disponga de la lectura horaria de los clientes a los que se les
exige, se resta ésta de la energía medida en barras de central, obteniéndose la
energía a imputar en cada hora a los consumidores sin registro horario. Esta
imputación se realiza entre clientes en función de perfiles y parámetros
87
comerciales: potencia contratada, tensión, tarifa, etc. El uso de los perfiles en
este método difiere bastante respecto a los otros métodos.
2. En una primera preliquidación que puede realizarse cada poco tiempo (ej:
semanal o mensualmente), se liquida a los comercializadores la energía horaria
imputada al conjunto de sus consumidores sin necesidad de haber leído los
contadores.
En la siguiente figura se representa el proceso: el volumen total de consumo en
una hora determinada ( I ) se asigna a todos los puntos de medida sin contador
horario ( II ) y posteriormente se acumula por comercializador (III) para su
preliquidación.
Total Hora1
I
Hora 1 paracada contador
II
Dato liquidación com. A
Hora 1 para
Dato liquidación com. B
Dato liquidación com. C
III
Comerc.
3. Cuando se lea el contador de un cliente, existirá una diferencia entre el consumo
real en el periodo y la suma horaria de la energía imputada en el mismo, por lo
que dicha diferencia se salda al precio medio del cliente en dicho periodo. Este
saldo se realiza periódicamente entre el comercializador y el ente liquidador
88
Cuando un comercializador tiene más de un cliente, la suma de las diferencias de
sus clientes tienden a neutralizarse, y el desajuste que deba liquidar el
comercializador no es muy grande. Las dos siguientes figuras muestran este
proceso.
Hora
2
Hora
n
Hora
1
Cont. 1
Cont. j
Hora 1
Hora n
Consumo teórico.
desde 1 a n
Cont. 1
8
5
1
11
3
Hora 1
Hora
2160
CT
Contador 1LecturaContador 1
Discrepancia
Contador 1
Cuenta Comerc. A
Discrepancia por nº contador
Debe ComCom adeuda
Calculado porprecio por punto
Hora 1 a n
Factura
a
Com. A
Cuenta actualizada
Periódicamente.
Ventajas
• Se puede liquidar una hora determinada una vez de que se disponga de la
lectura horaria de los clientes a los que se les exige, por lo que es más rápido
que los dos métodos de ajuste horario vistos anteriormente.
89
• Intervienen todos los consumidores, por lo que se da un uso a los datos de
discriminación horaria de los clientes a tarifa y se trata por igual a todos los que
no disponen de medida horaria.
• Elimina los riesgos particulares del distribuidor en la liquidación del mercado
mayorista, excepto los derivados de su obligación de estimar el consumo de sus
clientes a tarifa.
• Es necesario el artificio del fondo común, dándose la apariencia de que cada
hora "todo casa".
• Idóneo para zonas o situaciones en las que el intervalo temporal entre lecturas es
muy largo.
Inconvenientes
• Elimina la gestión de pérdidas implícita para el distribuidor, habría que redefinir el
mecanismo de cobro/pago del mismo.
• Aumenta el volumen de información respecto al método simple debido a la
ampliación del método a todos los consumidores sin registro horario.
• Los perfiles finales aplicados no son los iniciales, por lo que no son predecibles.
• Es necesaria la constitución de un fondo común. El sistema de saldos
inevitablemente produce un resultado global neto que puede ser positivo o
negativo del que alguien debe hacerse responsable.
90
La principal virtud de los tres Métodos de Ajuste Horario en Barras de Central es que
reparten los desajustes de los perfiles de forma sencilla e intuitiva. Sin embargo
también presentan el inconveniente principal de eliminar el mecanismo implícito de
gestión de pérdidas del distribuidor. Si se optase por alguno de éstos métodos sería
necesario diseñar un nuevo procedimiento de reducción de pérdidas basado en la
toma de medidas de las redes del distribuidor. Además de ser menos eficiente, éste
mecanismo aumentaría enormemente el sobrecoste de la liberalización de los
clientes de baja tensión.
En el siguiente epígrafe se exponen otros métodos de balance de energía que
reparten los desajustes de los perfiles manteniendo el actual incentivo de gestión de
pérdidas del distribuidor.
4.4. Métodos Complejos
Los métodos que se exponen a continuación comparten la característica de
modificar los perfiles inicialmente adjudicados a los consumidores, con arreglo a
unas reglas matemáticas. En esencia, es otra forma de repartir los desajustes que
se producen entre consumo real y consumo asignado. La ventaja que tienen estos
métodos es permitir el mecanismo de gestión implícita de pérdidas del distribuidor, al
tratar a éstas como un consumo más.
4.4.1. Modelo de Ajuste Simple al Punto Frontera.
En este modelo se asigna la energía a todos los consumidores sin contador horario
mediante la aplicación de perfiles, independientemente de que permanezcan a tarifa
o sean cualificados. La idea es reajustar los perfiles asignados a priori a los
consumidores en función de la medida en el punto frontera neta de la energía
medida con contadores horarios.
91
El proceso de asignación de la energía se realiza en dos fases:
• La asignación horaria según perfiles de los consumos estimados
consiste en la aplicación de los perfiles de carga a los consumos
leídos/estimados de cada punto de suministro para obtener el reparto hora a
hora de dicho consumo.
• El proceso de ajuste consiste en obtener una reasignación horaria coherente
con la energía en frontera. Para ello será necesario ajustar la asignación de
energía horaria según perfiles calculada en el paso anterior.
1ª etapa: Ajuste Horizontal
El objetivo de este primer ajuste es asegurar que toda la demanda en
frontera, hora a hora, se asigna a los puntos de suministro.
2ª etapa: Ajuste Vertical
El objetivo de este segundo ajuste es asegurar que para cada consumidor la
suma de las energías asignadas a todas las horas, netas de pérdidas
estándar, es igual a la medida del contador (o, en su caso, a la medida
estimada correspondiente).
3ª etapa: Cálculo de las Pérdidas Imputadas al Administrador
Las pérdidas imputadas al administrador en cada hora se calculan como la
diferencia entre las pérdidas reales y las pérdidas estándares imputadas a los
puntos de suministro.
Matemáticamente, el procedimiento se describe así:
92
Sea
i = hora
I = número de horas
j = tipo de consumidor
J = número de tipos de consumidor
aij = asignación inicial de energía al consumidor j y a la hora i.
bi = Energía total demandada en la hora i en barras de central.
cj= Suma de las lecturas de todos los contadores de los tipos de consumidor j
pij= Coeficiente de pérdidas estándar de la hora i del tipo de consumidor j
xi = Factor de ajuste horizontal.
yj = factor de ajuste vertical.
sij= Asignación definitiva de energía
La asignación final de energía es el resultado del producto de la asignación inicial de
energía por dos factores:
( )ijjiijij pyxas += 1
Los factores se calculan del siguiente modo:
93
( )
( )∑
∑
∀
∀
+
=
+=
i ij
iij
jj
ijijj
ii
p
xa
cy
pa
bx
1
1
Finalmente, la energía horaria imputada al distribuidor es la siguiente:
∑∀
−=j
ijii sbd
La ejecución del modelo da como resultado una distribución de errores de perfil y
errores monetarios de los distintos tipos de consumidores muy similar a la estudiada
para el método del Cierre Horario Simple.
Ventajas
Ø La principal ventaja de este método es que la exactitud teórica de este método es
alta, dado que se estiman para todos los consumidores sus consumos horarios,
de forma que sean coherentes con las lecturas en barras de central y con las
lecturas en sus contadores. Esto no quiere decir que coincidan los consumos
reales y los consumos teóricos, sino que se emplean los datos de los contadores
y la medida en barras de central para hacer más coherente la asignación horaria
de desajustes.
Ø Intervienen todos los consumidores, por lo que se da un uso a los datos de
discriminación horaria de los clientes a tarifa y se trata por igual a todos los que
no disponen de medida horaria.
Ø Mantiene implícitamente el incentivo por gestión de pérdidas que actualmente
tienen las empresas distribuidoras.
94
Inconvenientes
Ø El principal inconveniente de este método, como en todos los de este grupo, es
que hay que realizar numerosas estimaciones previas para poder realizar los
ajustes verticales. El volumen de cálculos en el proceso de asignación horaria de
la energía es alto.
Ø La distribución de las pérdidas asignadas al administrador de la red no tiene por
qué ser coherente con la asignación de pérdidas a los consumidores. La
diferencia entre pérdidas estándares y pérdidas reales no varía por aplicación del
método; sin embargo su valoración depende del consumo real y estimado del
conjunto del sistema, por lo que en apariencia es aleatorio. Esto supone una
fuente de incertidumbre para el distribuidor que éste no tiene por qué tolerar.
Ø No se puede liquidar definitivamente una hora hasta que no se dispone de
medidas (o estimaciones firmes) de todos los consumidores, por lo que en ningún
caso podría liquidarse definitivamente esa hora hasta que tal hecho ocurra.
Ø Los perfiles finales aplicados no son los iniciales, por lo que no son predecibles.
4.4.2. Modelo de Ajuste Iterativo al Punto Frontera.
Este modelo es similar al modelo de ajuste simple, pero va un paso más lejos. En el
modelo anterior las pérdidas del administrador se calculan para cada hora como
diferencia entre la energía medida en el punto frontera y la energía asignada a los
consumidores tras los dos ajustes (horizontal y vertical). En este modelo las pérdidas
totales asignadas al administrador (calculadas como diferencia entre la energía total
del mes registrada en el punto frontera y la energía total registrada en los contadores
de los consumidores) se distribuyen según un perfil igual al de las pérdidas
estándares imputadas a los consumidores.
95
Matemáticamente, el proceso se puede representar del siguiente modo:
La asignación definitiva de energía se calcula multiplicando la asignación inicial por
un factor x de ajuste a barras de central, por un factor y, de ajuste a contador, y por
un factor de pérdidas estándar (1+pij):
( )ijjiijij pyxas += 1
Los factores x e y deben cumplir las siguientes restricciones:
Ø La suma de las asignaciones de energía de cada hora, más sus pérdidas
estándar correspondientes, más la asignación de pérdidas al distribuidor debe
ser igual al valor de demanda registrada en barras de central:
( ) ij
ijjiiji dpyxab ++= ∑∀
1
Ø La suma de todas las energías netas de pérdidas estándares asignadas a todos
los consumidores de un mismo tipo debe ser igual a la suma de las energías
registradas por todos sus contadores.
∑∀
=i
jiijj yxac
Ø La energía total asignada al distribuidor debe ser igual a la diferencia entre la
energía registrada en barras de central y la suma de la medida de todos los
contadores.
∑∑∀∀
−=j
ji
i cbD
96
Ø El reparto horario de la energía asignada al distribuidor en concepto de pérdidas,
se reparte horariamente en proporción a las pérdidas estándares horarias de los
consumidores.
∑∑∑
∀ ∀
∀=
i jijjiij
jijjiij
ij
pyxa
pyxa
D
d
De las condiciones anteriores, se deduce el sistema de I + J ecuaciones con I + J
incógnitas (xi e yj):
( ) ( )
ji
iijj
i jijjiji
ii
i jijjiji
jijjiji
ij
ijjiji
cxay
pyaxbpyax
pyax
bpyax
=
+−−=+
∑
∑ ∑∑∑ ∑∑
∑
∀
∀ ∀∀∀ ∀
∀ 11
Éste sistema se puede resolver iterativamente aplicando el algoritmo de Gauss-
Seidel:
( )
( )
∑
∑
∑ ∑∑∑ ∑
∑
∀
++
∀ ∀∀∀ ∀
∀
+
=
+
+−−
=
i
n
iij
jn
j
jij
njij
i jij
njij
ni
ii
i jij
njij
ni
jij
njij
ni
i
ni
xa
cy
pya
pyaxbpyax
pyax
b
x
)1
)1
)
))
))
))
)1
1
1
Los resultados de la ejecución del modelo con este algoritmo son similares al
método anterior.
Ventajas
97
Ø La principal ventaja de este método con respecto al anterior es que mantiene
implícitamente el incentivo por gestión de pérdidas que actualmente tienen las
empresas distribuidoras, eliminando la aleatoriedad en la distribución horaria de
las pérdidas. Las pérdidas imputadas al administrador de la red son coherentes
con las pérdidas estándares asignadas a los consumidores, siguiendo el mismo
perfil que aquéllas. Esta no es la única forma de distribuir las pérdidas del
distribuidor (existen otras, como distribuirlas según la curva de carga del sistema,
etc.) pero parece la más coherente con el sistema actual de pérdidas estándares.
Ø La exactitud teórica de este método es muy alta, dado que se estiman para todos
los consumidores sus consumos horarios, de forma que sean coherentes con las
lecturas en barras de central y con las lecturas en sus contadores. Además las
pérdidas imputadas al administrador de la red son coherentes con las pérdidas
estándares asignadas a los consumidores.
Ø Intervienen todos los consumidores, por lo que se da un uso a los datos de
discriminación horaria de los clientes a tarifa y se trata por igual a todos los que
no disponen de medida horaria.
Inconvenientes
Ø Hay que realizar numerosas estimaciones previas para poder realizar los ajustes
verticales. El volumen de cálculos en el proceso de asignación horaria de la
energía es muy alto.
Ø No se puede liquidar definitivamente una hora hasta que no se dispone de
medidas (o estimaciones firmes) de todos los consumidores, por lo que en ningún
caso podría liquidarse definitivamente esa hora hasta que tal hecho ocurra.
Ø Los perfiles finales aplicados no son los iniciales, por lo que no son predecibles.
98
A pesar de la mayor complejidad conceptual y matemática que entraña éste método
de liquidación, debe valorarse principalmente la forma rigurosa en que se reparten
los desajustes y el tratamiento dado a las pérdidas del distribuidor. La mayor
dificultad en la previsión de los perfiles definitivos queda sobradamente compensada
por la exactitud y rigor del método, que configura un procedimiento de asignación de
la energía sin arbitrariedades . Se puede considerar que es el método más
adecuado de los presentados.
4.4.3. Método de la CNE.
La CNE [CNE02] propone un método de balance de energía basado en la
asignación de perfiles y su posterior ajuste mediante la aplicación de unos
coeficientes, que representan la evolución de la demanda horaria, diaria y mensual
de cada tipo de consumidor.
Al igual que en otros métodos, se definen unos perfiles de consumo “a priori” para un
periodo de facturación determinado, antes de que éste dé comienzo.
Posteriormente, conforme se leen los contadores, se aplican los perfiles sobre las
medidas y se ajustan en función de la evolución de la curva total de demanda. El
ajuste, que es independiente para cada uno de los perfiles definidos, se realiza
comparando la curva de demanda real en cada hora con una curva de demanda de
referencia, sobre la que previamente se han calculado los perfiles iniciales.
Los perfiles iniciales se modifican en el mismo sentido que se haya modificado la
demanda del sistema real frente a la demanda de referencia, en una magnitud que
viene definida por unos coeficientes, diferentes para cada perfil, que representan la
responsabilidad de cada tipo de consumidores en las variaciones de demanda
motivadas por los factores no previsibles con antelación, tales como temperatura,
luminosidad, etc.
El ajuste se realiza en tres fases, en la primera se modifica el valor de las horas del
perfil dentro del día, en función de la variación en forma de la curva de demanda del
99
sistema; en la segunda se modifica el valor del perfil con respecto al resto de días de
un mes, en función del nivel de demanda en cada día del mes; y en la tercera se
modifica el nivel del perfil en relación con el resto de días del año, en función del
crecimiento de demanda en cada mes.
Definición de términos:
• Perfil inicial, del tipo de cliente “i”, para el mes “m”, día “d” y hora “h”, que
representa el peso relativo de la hora en el año.
0,,
i
hdmP
• Suma de los perfiles iniciales de las 24 horas de un día.
0
,,0
,
i
hhdm
idm PC ∑=
• Peso de la hora “h” del día “d” del mes “m”, en el total del día“d” del mes “m”.
0
,
0
,,0
,, i
dm
i
hdmi
hdmC
PH =
• Peso del mes “m”, en el año en el perfil inicial.
∑∑
∑=
m d
i
dm
i
ddm
i
mC
CM 0
,
0
,0
• Demanda del sistema peninsular en la hora “h” del día”d” del mes “m”.
100
hdmD ,,
• Demanda de referencia del sistema peninsular en la hora “h” del día”d” del mes
“m”.
hdmDR ,,
• Coeficientes que representan la responsabilidad del tipo de consumidores
representados por el perfil “i” en las variaciones de demanda motivadas por los
factores no previsibles con antelación, tales como temperatura, luminosidad, etc
αi, �i, �i
• Los siguientes términos tienen el mismo significado que los anteriores pero
referidos a los perfiles finales, en lugar de a los perfiles iniciales.
if
m
if
hdm
if
dm
if
hdm MHCP ,,, ,,,,,
Ajuste de energía en las horas respecto del día:
Sea,
−
+=
∑
∑1*1*
,,
,,
,,
,,
0
,,
1
,,
hhdm
hdm
hhdm
hdm
i
i
hdm
i
hdm
DR
DR
D
D
HH α
101
El factor �i definirá cuánto se modifica cada perfil, en forma dentro del día, en
relación con la variación de la demanda del sistema.
Ajuste de energía en los días respecto del mes:
Sea,
−
+=
∑∑∑∑∑∑
1*1*
,,
,,
,,
,,
0
,
1
,
d hhdm
hhdm
d hhdm
hhdm
i
i
dm
i
dm
DR
DR
D
D
CC β
El factor �i definirá cuánto se modifica cada perfil, respecto al peso de los diferentes
días en el mes, en relación con la variación de la demanda del sistema.
Ajuste de energía en el mes respecto del año:
Sea,
−
+=
∑∑∑∑
1*1*,,
,,0
d hhdm
d hhdm
i
i
m
if
mDR
DMM γ
El factor �i define cuánto se modifica cada perfil, respecto al peso de los perfiles en
los diferentes meses en el año, en relación con la variación de la demanda del
sistema a lo largo del año.
102
Normalización final:
Sea,
∑=
d
i
dm
i
dmif
dmC
CC
1
,
1
,,
∑=
h
i
hdm
i
hdmif
hdmH
HH
1
,,
1
,,,,
Se obtiene que:
Una vez obtenidos los perfiles definitivos, las medidas de cada cliente se obtendrán
elevando los valores de los perfiles de manera que sumen la energía medida en el
contador del cliente, para cada uno de los períodos de registro, en el intervalo entre
lecturas.
Análisis
Del análisis del método de la CNE se deduce que la filosofía que subyace es la de
repartir el incremento de la demanda (D) sobre la demanda de referencia (DR) entre
los distintos tipos de consumidores, fruto de lo cual resultan los perfiles que
finalmente se aplican a las lecturas de los consumidores.
Se entiende que la suma horaria de los perfiles antes de realizar el ajuste debe ser
igual al valor horario de la demanda de referencia para todas las horas, y que
fMCHPif
m
if
dm
if
hdm
if
hdm ** ,,,,, =
103
asimismo, la suma hora a hora de todos los perfiles modificados debe ser igual a la
demanda real:
hDP h
if
ihdm ∀=∑ ,,
Si se considera:
∑∑∑∑∑∑
=
=
=
d hhdm
d hhdm
m
hhdm
hhdm
d
hdm
hdmh
DR
DI
DR
DI
DR
DI
,,
,,
,,
,,
,,
,,
Haciendo los cambios necesarios, la condición para todas las horas es la siguiente:
hi
m
di
h d h
ihdm
d
hi
h
ihdm
ihdm
d
hi
m
di
d
hi
m d h
ihdm
d h
ihdm
ihdm
D
I
IP
I
I
P
P
I
I
I
I
I
I
P
PP=
−+
−+
−+
−+
−+
∑∑ ∑∑∑
∑∑∑∑∑
1111
111111
0,,0
,,
0,,
0,,
0,,
0,,
βα
γβα
Es decir, para que el reparto de la diferencia entre demanda real y demanda de
referencia sea exacto, los coeficientes α, β, γ deben cumplir la condición anterior
para todas las horas del año, o del periodo para el que se emplean. Esto configura
un sistema con 8760 ecuaciones y unas pocas incógnitas (el número de incógnitas
es tres veces mayor que el número de tipos de perfil que se definan), por lo que no
existen coeficientes que ajusten todos los perfiles a la demanda real en todas las
horas.
104
El método propuesto por la CNE es erróneo en su propia definición, y no resuelve
las carencias que tratan de suplir el resto de métodos de liquidación estudiados. Por
ello, se considera que la aplicación de este método es aún más nociva para el
sistema que la aplicación del Método Simple.
105
5. CONCLUSIONES
1. Los contadores actuales de los consumidores de baja tensión no resultan
adecuados para su salida al mercado.
Las características de los equipos de medida de los clientes cualificados, deben
ajustarse a los requisitos de la liquidación de la energía en el mercado y a los
requerimientos de las tarifas de acceso.
El mercado español de electricidad se divide en tramos horarios, con lo cual, el
precio de la energía es distinto cada hora. Esto implica que un consumidor que
quiera acceder al mercado debe disponer de un equipo de medida que registre su
consumo horario. La inmensa mayoría de consumidores de baja tensión no disponen
de contador con registro horario.
Por otra parte, la estructura de las tarifas de acceso es distinta de la estructura de la
tarifa integral.
2. No resulta eficiente la instalación de contadores horarios a todos los
consumidores.
En la instalación de contador horario a un cliente debe ponderarse que el beneficio
que conlleva la instalación de un contador para el cliente y para el sistema en
general ha de ser mayor que su coste asociado.
106
El sobrecoste anual por disponer de un contador con registro horario con respecto a
un contador no horario, teniendo en cuenta el coste de fabricación, el coste de
instalación, el coste de mantenimiento, los costes de intervención y lectura, y los
costes de almacenamiento y tratamiento de la información es de uno 70 €/año.
Por otro lado, el beneficio económico que proporciona un contador horario se puede
evaluar como el ahorro / sobrecoste que supone el trasvase del consumo de unas
horas a otras, por el distinto precio de la energía en cada hora. Para evaluar este
ahorro, es preciso tener en cuenta las pautas de consumo de los tipos de clientes.
Considerando lo anterior, la instalación de contador horario a los consumidores
cualificados de más de 50 kW de potencia contratada debe ser obligatoria como
condición previa a su salida al mercado. A partir de ese umbral, el ahorro que puede
obtener un consumidor por modificar sus hábitos de consumo supera con facilidad el
coste del contador. Por otra parte, si estos consumidores no se instalan contadores
horarios el coste de su consumo estimado puede ser muy inferior al coste de su
consumo real, siendo la diferencia sufragada por el resto del sistema.
Para el resto de clientes, por debajo de 50 kW de potencia contratada, la instalación
del contador horario debe ser voluntaria por parte del consumidor, y a su cargo. En
algunos casos el beneficio de la instalación del contador horario puede ser superior
su coste. Sin embargo esto depende de las características de cada consumo por lo
que no se puede imponer algo que no beneficia a todo el mundo.
La facturación de la energía en el mercado de los clientes que no disponen de
contador horario debe realizarse mediante el empleo de perfiles de carga.
3. Los contadores actuales de los consumidores no domésticos no sirven
para la facturación de las tarifas de acceso.
107
Mientras que los contadores de los consumidores domésticos cumplen con los
requisitos que impone la facturación de ambos tipos de tarifas, los clientes no
domésticos se verían obligados a cambiar de contador:
• La tarifa 3.0A, tiene tres periodos de discriminación horaria. Además esta
discriminación también se aplica a la facturación del consumo de energía reactiva
y a la facturación del término de potencia, con precios distintos en cada caso
para cada periodo.
• Los equipos de medida utilizados para facturar las tarifas integrales abarcan una
gran casuística, con diferentes combinaciones de las siguientes características:
Ø Totalizador de energía activa en uno, dos, tres o cinco períodos.
Ø Totalizador de energía reactiva, sin discriminación horaria.
Ø Uno, dos o tres maxímetros de potencia.
Por otra parte, los periodos de discriminación horaria de la tarifa de acceso son
distintos de los de la tarifa integral.
No obstante, y considerando que no será posible disponer antes del 2004 de
equipos con las características específicas para facturar las tarifas de acceso, la
salida al mercado de estos consumidores no debe condicionarse a la disposición de
equipos de medida adaptados a los nuevos requerimientos, de forma transitoria,.
La facturación en este periodo transitorio debe realizarse estimando la medida de
cada periodo de la tarifa de acceso, mediante la aplicación de unos factores
correctores a los valores registrados por los totalizadores de periodos de la tarifa
108
integral. Estos factores deben calcularse usando perfiles de carga y aplicarse en
función del tipo de contador que disponga el cliente.
El plazo transitorio no debería ser superior al tiempo, entre uno y dos años, en que
los nuevos equipos estuvieran disponibles en el mercado, y no debe contemplarse
desde la óptica de una relajación temporal de requisitos, sino como un período
transitorio desde la imposibilidad física de atender en un muy corto espacio de
tiempo numerosas peticiones de cambios de equipos de medida (suministro de
fabricantes, instalación, etc.).
4. Los requisitos de medida deben a aplicarse tanto a clientes a tarifa como a
clientes a mercado.
Dado que las alternativas propuestas están realizadas considerando
fundamentalmente el punto de vista de la eficiencia económica, éstas son válidas
para la generalidad de los clientes de baja tensión, incluidos los acogidos a tarifa
integral. El problema que se plantea en este caso gira en torno a la insuficiente
disponibilidad de equipos actual y la operativa de sustitución de los mismos. Por
tanto, hay que observar un orden de prioridad para la renovación de equipos:
1. Nuevos Suministros
2. Clientes que quieren ejercer y su equipo no vale
3. Clientes que quieren ejercer y su equipo vale parcialmente
4. Clientes a Tarifa Integral.
109
5. La aplicación de perfiles no es equivalente a la instalación de contadores.
Su función debe ser racionalizar la asignación y la liquidación de energía de
la forma más acorde con el consumo general.
La filosofía que subyace a cualquier método de asignación de la energía mediante
perfiles de carga es la de repartir el consumo registrado por un contador totalizador
entre todas las horas que componen el periodo de lectura que registra el totalizador,
en función de una o varias series (perfiles) de relaciones numéricas que representan
el consumo proporcional de cada hora.
Los perfiles deben representar con la mayor fidelidad posible la distribución del
consumo de un cliente. Sin embargo, permitir a los clientes, o en su caso a los
comercializadores, que estimen su consumo sería ineficaz, puesto que lo estimarían
de forma fraudulenta para pagar lo menos posible.
Por tanto, los perfiles de consumo deben asignarse a los clientes a partir de
parámetros cuya modificación no esté al alcance de éstos. Así, la entidad encargada
de diseñar los perfiles sería un organismo regulador (MINECO o CNE), imparcial y
sin interés en la medida. Los parámetros de asignación de perfiles y clasificación de
consumidores deben tener en cuenta una serie de criterios:
• Exactitud de los perfiles que se aplican a los consumidores con respecto a su
consumo real.
• Eficiencia respecto del coste que supone la instalación de contadores horarios.
• Simplicidad en la aplicación del perfil y del método de cálculo y liquidación de la
energía horaria
• Debe eliminar cualquier posibilidad de fraude en la medida del consumo.
110
• La asignación de consumo por aplicación de perfiles debe responder a un
procedimiento equitativo, de tal forma que no se beneficie a unos clientes frente a
otros.
Por otra parte, debe quedar claro, que la metodología de asignación de perfiles
propuesta cercena algunas de las virtudes del mercado libre. La disposición de
contador horario permite a un cliente distribuir su consumo de forma más eficiente.
La aplicación de un perfil no le da al consumidor esta posibilidad. Por ello, la única
ventaja de la introducción de competencia en el mercado de clientes de baja tensión
para los que no es rentable la disposición de contador horario, es la disminución de
costes de gestión de los comercializadores, quienes juegan con unos márgenes muy
pequeños.
La virtud que tiene la asignación de energía mediante la aplicación de perfiles, con
respecto a la situación actual, es la de contribuir a hacer más transparente la
responsabilidad en los costes del sistema de cada tipo de clientes.
6. Los perfiles deben aplicarse a los clientes en función de parámetros de
consumo eléctrico.
El factor principal que determina la curva de consumo de cualquier consumidor es el
uso que da a la energía eléctrica que consume. Un consumidor doméstico emplea la
energía para el mismo fin que una fábrica, o que una granja. Así, se podrían
establecer perfiles bastante ajustados al consumo global de ciertos tipos de
consumidores según fueren domésticos, industriales o comerciales. Sin embargo, la
aplicación de perfiles en función de la actividad tiene dos inconvenientes
fundamentales:
111
• El defecto más grave que se puede achacar a este criterio de clasificación es su
trato discriminatorio a los consumidores. La clasificación y posterior desarrollo y
aplicación de perfiles que se han propuesto, no impide que dos consumidores
que, por su actividad, pertenezcan a grupos distintos tengan curvas de consumo
real muy similares. Lo que sí provoca es que dichos consumos paralelos sean
facturados con perfiles distintos, y por lo tanto el precio resultante de la energía
sea distinto para cada uno de ellos. Esto es algo que contraviene todas las
premisas de un mercado en libre competencia, al permitir subvenciones cruzadas
de unos consumidores a otros en razón de su actividad, y lo que es más grave,
de muy difícil detección.
• Por otra parte, la asignación a un consumidor de un perfil u otro implica su
adscripción a uno de los grupos que se establezcan. Habida cuenta del número
de clientes potenciales que acceden al mercado (unos 21 millones de clientes
domésticos y mas de medio millón de variadas características) resultaría
imposible para el distribuidor o entidad encargada de la formalización de
contratos la verificación y seguimiento de dicha asignación.
Por ello, se concluye que la asignación de perfiles a los consumidores debe hacerse
en función de las características de su suministro. Existen dos alternativas posibles:
• En función de la discriminación horaria de la tarifa integral de procedencia:
Valdría para un periodo transitorio no muy largo, hasta que los clientes cambian
sus pautas de consumo.
• En función de la tarifa de acceso: No tiene el inconveniente anterior, pero la
precisión de los perfiles es mucho menor para la mayoría de los clientes.
Asimismo, es conveniente definir un perfil específico para los suministros de
alumbrado público. Aunque esto supone hacer una clasificación en función de la
actividad del abonado, está justificado porque el consumo es predecible casi sin
112
error. Por otra parte, el seguimiento de los clientes acogidos a este tipo de perfil es
fácil de realizar.
7. La aplicación directa de perfiles que asignan consumos medios a grupos de
horas que tienen características de consumo similares conlleva un ahorro
para los consumidores y un sobrecoste para el sistema que éste pudiera no
soportar.
La estimación del consumo de un cliente mediante la aplicación de un perfil no tiene
por qué coincidir con el consumo real del cliente. Como la energía tiene un precio
distinto en cada hora la valoración económica del consumo estimado es distinta de
la del consumo real (coste real).
La forma más razonable de construir un perfil de consumo si no se dispone de
muchos datos, es hacerlo en función de la hora del día, del día de la semana y de la
época del año, asignando a todas las horas que comparten las características
anteriores el valor medio estimado. Aunque el valor estimado sea realmente el valor
medio del consumo real en dicho conjunto de horas, se puede demostrar que la
aplicación de este tipo de perfiles a consumidores cuya curva de consumo sigue con
mayor o menor fidelidad a la curva de consumo del sistema, supone infravalorar el
coste real de cada conjunto de horas, en una cantidad expresada por la siguiente
relación.
2σanCC ra −=−
donde Ca = coste del consumo estimado mediante la aplicación del perfil
Cr = coste real del consumo efectivamente realizado.
113
a = coeficiente de regresión lineal del precio de mercado sobre la demanda
global del sistema.
n = número de horas a las que se aplica el mismo valor teórico de consumo.
σ2 = varianza de los valores de consumo real.
La razón que explica esta relación es la dependencia que se observa entre el precio
horario del mercado y la demanda global del sistema.
Los tipos de consumidores que siguen con mayor fidelidad la curva de carga del
sistema son los domésticos y los acogidos a las discriminaciones horarias de tipo 1,
2 y 3. En estos conjuntos de consumidores está incluida la mayoría de la energía
que se consume en Baja Tensión, por lo que habría una merma en los ingresos de
aplicarse los perfiles sin ningún tipo de ajuste. Tal como está configurado el sistema
de liquidaciones del sector, la diferencia entre el coste real de la energía y el coste
facturado a los clientes de Baja Tensión a mercado, sería soportado por la
recaudación de la energía vendida a tarifa integral. Si los clientes que salen al
mercado son pocos, el sistema se podría sostener durante un tiempo. Sin embargo
si salen muchos clientes la facturación del consumo puede no ser suficiente para
sufragar el coste del mismo, lo que agravaría profundamente el déficit tarifario.
Para corregir este problema es necesario diseñar un método de balance más
elaborado, que corrija los desajustes entre energía estimada y energía consumida
realmente.
8. No es necesaria una precisión excesiva en la definición de los perfiles.
La estimación del consumo con perfiles que aproximan con poca precisión el
consumo de cada hora no conlleva errores importantes en la evaluación del coste de
114
la energía, a no ser que exista algún sesgo en la estimación. La explicación a esto
es que unas veces el consumo estimado es mayor que el consumo real y otras
veces es menor, y al final los desajustes se compensan. Si existe un sesgo en el
error del perfil, la magnitud del desajuste monetario dependerá de la volatilidad del
precio en las horas que sufren el sesgo.
Este hecho debe ser tenido en cuenta en al eventual estimación de la medida por
instalación de contadores a un panel de consumidores.
9. Los consumidores que tienen una curva de carga similar a la del sistema
tienden a pagar menos de lo que cuesta su consumo, mientras que los
consumidores con unas pautas de consumo contrarias a la curva de carga
del sistema tienden a pagar un sobrecoste adicional.
En general, los métodos de balance analizados, basados en la aplicación directa de
perfiles y/o en el reparto de desajustes provocados por la inexactitud de los perfiles,
penalizan a aquellos clientes cuyas pautas de consumo son distintas de la curva de
carga del sistema. En las horas en que la demanda del sistema es más baja, estos
clientes tienen un consumo alto de energía. En los métodos en que el reparto del
desajuste de cada hora se hace en proporción al consumo de cada cliente en esa
hora, los clientes con consumo alto se llevan la palma. A continuación se hace una
breve descripción de cada uno de los tipos de consumidores analizados:
Ø Los consumidores domésticos 2.0A muestran unas pautas de consumo
fundamentalmente condicionadas por la hora del día y la época del año, no
siendo tan importante la diferencia en función del día de la semana.
115
Ø El consumo de los clientes domésticos 2.0NA y el consumo del alumbrado
público se produce fundamentalmente en las horas nocturnas, por lo que su perfil
es opuesto a la curva de demanda del sistema.
Ø Los consumidores acogidos a discriminación horaria de los tipos DH1 y DH2
tienen patrones de consumo condicionados por los tres parámetros (hora, día,
mes) considerados.
Ø El consumo de tipo DH3 está fundamentalmente condicionado por el día de la
semana.
Ø El consumo DH4 muestra una curva de carga más plana que el resto
Ø Los consumidores acogidos a la DH5, muestran un patrón de consumo
principalmente estacional, y distinto del consumo general del sistema.
Los análisis realizados confirman que los suministros que más pagan con respecto a
lo que deberían pagar son los B.0, DH4 y DH5. En general la diferencia entre el
coste real y el coste estimado no es muy grande en ningún caso.
Por otra parte, si se asigna a todos los consumidores acogidos (o asignables) a la
tarifa de acceso 3.0A (formada por consumidores de los grupos B.0, DH1, DH2,
DH3, DH4 y DH5) el mismo perfil, representativo del consumo medio de todos ellos,
el error cometido se agudiza para los mismos agentes. Dado que la mayor parte de
la energía la consumen los clientes acogidos a DH1 y DH2, el perfil medio 3.0A es
similar al de ellos. Esto explica que los consumidores acogidos a DH1 y DH2, se
beneficien de reducciones de precio a costa de los B.0, DH3, DH4 y DH5.
116
10. El Método Iterativo al Punto Frontera es el más adecuado de los
estudiados.
El Método Simple no es válido para la plena ejercitación de la liberalización, ya que
no casaría hora a hora la medida en barras de central con la asignación ofrecida por
los perfiles estáticos, provocando un déficit de ingresos en el sistema.
Por otro lado, la principal virtud de los tres Métodos de Ajuste Horario en Barras de
Central es que reparten los desajustes de los perfiles de forma sencilla e intuitiva.
Sin embargo también presentan el inconveniente principal de eliminar el mecanismo
implícito de gestión de pérdidas del distribuidor. Si se optase por alguno de éstos
métodos sería necesario diseñar un nuevo procedimiento de reducción de pérdidas
basado en la toma de medidas de las redes del distribuidor. Además de ser menos
eficiente, éste mecanismo aumentaría enormemente el sobrecoste de la
liberalización de los clientes de baja tensión.
De los siete métodos de liquidación propuestos, el que asigna la energía con mayor
rigor es el Método Iterativo al Punto Frontera. A pesar de su mayor complejidad
conceptual y matemática, debe valorarse principalmente la forma rigurosa en que se
reparten los desajustes y el tratamiento dado a las pérdidas del distribuidor. La
mayor dificultad en la previsión de los perfiles definitivos queda sobradamente
compensada por la exactitud del método, que configura un procedimiento de
asignación de la energía sin arbitrariedades. Teniendo esto en cuenta, se considera
que éste es el método que debe aplicarse en el balance de energía de los clientes
de BT.
En la página final se muestra una tabla-resumen con las ventajas e inconvenientes
de cada método.
117
11. El método propuesto por la CNE no es adecuado para el balance de la
energía.
Se demuestra matemáticamente que el método de reajuste de perfiles propuesto por
la CNE, en vez de compensar los desajuste, los provoca. No resuelve las carencias
que tratan de suplir el resto de métodos de liquidación estudiados. La aplicación de
este método es aún más nociva para el sistema que la aplicación del Método Simple.
Tabla resumen de métodos de liquidación
Método Simple Fondo Común Cierre HorarioSimple Saldar al Leer Complejo
Ajuste SimpleComplejo
Ajuste Iterativo
Complejidad / Nº de Cálculos Bajo Medio Medio Medio Alto Muy Alto
Trato equitativo a clientes sincontador horario No Sí Sí Sí Sí Sí
Perfil Final Predecible Sí Sí No No No No
Mecanismo Gestión Pérdidas Actual A definir A definir A definir Actual Actual
Coste Incentivo PérdidasAleatorio Sí No aplica No aplica No aplica Sí No
Exactitud Teórica Baja (no válidoplena ejercitación)
Media Media Media Alta Muy Alta
Desajuste Global Final No Sí No Sí No No
Plazo Liquidación Definitivapara un CLIENTE determinado Lectura Cliente Lectura Cliente
Tras Cierrehoras afectadas
Lectura ClienteTras Cierre
horas afectadasTras Cierre
horas afectadas
Plazo Liquidación Definitivapara una HORA determinada
Lectura todoslos clientes a
mercado
Lectura aTODOS los
clientes
Lectura aTODOS los
clientes
Lectura clientescon contador
horario
Lectura aTODOS los
clientes
Lectura aTODOS los
clientes
BIBLIOGRAFÍA
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