CAPÍTULO 6
La reguLación JurÍdica Y económica de La actiVidad de distriBución en espaÑa.eL modeLo de red de referencia
Luis Jesús Sánchez de Tembleque
Director de Energía Eléctrica Comisión Nacional de Energía (CNE, España)
1. resumen a modo de introducción
La liberalización del sector eléctrico se produce en las actividades de gene- ración y de comercialización mientras que las actividades de red –transporte y distribución– se mantienen en régimen de monopolio, ya que de esta forma se alcanzan las mayores economías. Estas últimas actividades se liberalizan mediante el establecimiento del derecho del acceso de terceros a la red que posibilita tanto a generadores co mo a consumidores la utilización de la red de otro propietario, a cambio de un peaje.
La actividad de distribución de energía eléctrica consiste en gestionar la ener- gía eléctrica que entra a una red de distribución, desde los puntos frontera con la red de transporte u otras redes de distribución, o incluso, desde la generación distribuida a ella conectada, para llevarla a los puntos de consumo. Esta gestión se ha de realizar con los elementos físicos de la red que se encuentren disponibles en el tiempo real. También es responsabilidad de la actividad de distribución preparar y dimensionar dichos elementos con cierta antelación al tiempo real para hacer posible el suministro en todo momento con una calidad adecuada.
Asimismo, en el sistema español, el distribuidor es responsable de la medición de los suministros y de la energía vertida por la generación conectada, así como de la aplicación de las tarifas de acceso (o peajes) que han de pagar consumidores y generadores por el uso de la red.
Las características de monopolio natural de la actividad de distribución con- lleva que cada empresa distribuidora sea la única prestadora del servicio de red en su zona de actuación, por lo que para mitigar la posición de dominio, debe ser regulada bajo dos aspectos fundamentales: el precio a percibir por el servicio que presta y la calidad con que lo presta. Desde el punto de vista regulatorio, el precio a establecer debe ser máximo, mientras que la calidad objetivo debe ser mínima. Hay que tener en cuenta además, que cualquier método de regulación de la distribución debe asumir, al contrario de lo que sucede con la actividad del transporte, que no es posible el control individual de cada una de las inversiones que realiza la distribuidora, al menos para las redes de baja tensión, por lo que se precisan mecanismos de evaluación y retribución más globales.
Los costes en los que la empresa distribuidora incurre se pueden clasificar en:
• Inversiones en refuerzos y en nuevas instalaciones de red
• Costes de operación y mantenimiento de las instalaciones de red
• Costes de las pérdidas por transportar y distribuir la energía por la red Los principios básicos que el regulador debe de tener en cuenta para deter- minar la remuneración de la empresa distribuidora son:
• Asegurar la viabilidad económico-financiera del negocio de la distribu- ción
• Reconocer las diferencias zonales que hacen incurrir en diferentes costes a las empresas que realizan el suministro
• Incorporar elementos de eficiencia relacionados con el cumplimiento de los requisitos mínimos de calidad del servicio y de reducción de pérdidas técnicas, diferenciados por zonas
Para determinar la remuneración adecuada de las empresas distribuidoras, se pueden aplicar esquemas de regulación por coste del servicio y/o esquemas de regulación por incentivos. La experiencia adquirida ha demostrado que la regu- lación óptima es una mezcla de ambos esquemas: una regulación que asegure la suficiencia de ingresos que viabilicen las inversiones y gastos necesarios teniendo en cuenta las características zonales, y que al mismo tiempo, se complemente con incentivos/penalizaciones que maximicen la mejora de la calidad del servicio y la reducción de las pérdidas técnicas.
En España, el Real Decreto 222/2008 establece este tipo de regulación. Cada cuatro años, previa propuesta de la CNE, se calcula la retribución base de cada empresa distribuidora, y a partir ella se determina la retribución de cada uno de los cuatro años que comprende un periodo regulatorio. Dicha retribución base se actualiza sucesivamente en cada año concreto y se ve incrementada con los costes asociados a las inversiones correspondientes a dicho año, y afectada por los incentivos/penalizaciones correspondientes de mejora de la calidad del servicio y de reducción de pérdidas técnicas.
La denominada retribución base se obtiene a partir de los inventarios audita- dos de instalaciones de distribución y de los costes auditados declarados por las empresas en la información regulatoria de costes en los últimos años disponibles, previos al inicio del periodo regulatorio. La CNE recibe esta información por medio de Circulares de solicitud de información sobre las inversiones y costes de operación y mantenimiento, previsiones de incremento de demanda y planes de inversión, así como de las propias auditorias de inversión.
Por su parte, los costes asociados a las inversiones incrementales se obtienen a partir de un modelo de red de referencia, considerando la previsión de incre- mento de la demanda y los costes medios unitarios de inversión y de operación, junto con las auditorias de las inversiones efectuadas.
El modelo de red de referencia determina la red de distribución necesaria y óptima para enlazar la red de transporte (o, en su caso, red de distribución), con los consumidores finales de electricidad, caracterizados por su ubicación
geográfica, su tensión de alimentación y su demanda de potencia y energía. El modelo minimiza los costes de inversión, operación y mantenimiento y las pér- didas técnicas, manteniendo los requisitos de calidad de suministro establecidos reglamentariamente, atendiendo a criterios de planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a suministrar en cada zona.
Dicho modelo es capaz de simular las redes de las empresas distribuidoras y los desarrollos necesarios para alimentar a los nuevos clientes y cargas. La CNE dispone de un modelo construido con datos reales de los puntos de suministro (27,6 millones en 2009), la generación distribuida (51.000 instalaciones, también en 2009) y las fronteras con la red de transporte y, en su caso, distribución. Así mismo, la CNE dispone de un inventario georreferenciado de las instalaciones de distribución por encima de 1 kV de todas las empresas distribuidoras.
Es importante que el regulador cuente además con información fiable sobre los costes reales de cada empresa, evitando los procedimientos acordados entre éstas y los auditores. Por ello, se ha establecido en las Circulares unos criterios bá- sicos para la preparación de la información regulatoria de costes por parte de las empresas distribuidoras, considerando un cierto nivel de desglose e imputación por centros de costes. Además, se ha recogido en la normativa criterios para que el auditor pueda contrastar dicha información con la contenida en las cuentas anuales de las empresas.
Con todo ello es posible obtener una información homogénea que posibilita realizar comparaciones entre empresas, entre zonas dentro de una misma em- presa, o entre los costes reales y los óptimos obtenidos a partir del modelo de red de referencia, lo cual conduce a la optimización de las inversiones bajo los criterios de calidad establecidos.
2. La actividad de distribución de energía eléctrica
La función de distribución de energía eléctrica consiste en llevar dicha ener- gía desde los puntos de conexión con la red de transporte, típicamente de ám- bito nacional, hasta los consumos finales, a través de la red conocida como de distribución, cuyo ámbito es regional o local. A la red de distribución pueden conectarse también generadores de pequeño tamaño, conocidos como gene- ración distribuida. Por otra parte, las redes de distribución de una compañía distribuidora también pueden estar conectadas con otras redes de distribución de otras compañías vecinas, fundamentalmente para apoyo mutuo.
La estructura de la red de distribución es típicamente jerárquica dividiéndose en zonas funcionales por niveles de tensión:
• Red de reparto (AT). Esta red es la que conecta la distribución con las sub- estaciones de transporte. En ella se encuentran las subestaciones de distri- bución alta/media tensión, que son los puntos de la red de reparto desde donde se toma la energía para alimentar una zona extensa de consumo o zonas urbanas de elevado consumo.
• Red de media tensión (MT). Está constituida por alimentadores principales y derivaciones. En ella se encuentran los centros de transformación media/
baja tensión, que se conectan a lo largo de la red de media tensión para alimentar un conjunto de consumos finales próximos unos de otros, por ejemplo, dentro de un núcleo de población, o para alimentar un cliente final.
• Red de baja tensión (BT). Está constituida por las líneas radiales que salen del centro de transformación y llegan a los clientes finales.
En el caso de la red de reparto, la estructura de la red es en forma de bucle o de anillo para aumentar la fiabilidad del suministro a los puntos de carga que alimenta, es decir, las subestaciones AT/MT. Con esta configuración mallada, si se pierde alguna de las líneas que componen la red debido a una avería, el suministro a las cargas afectadas no se interrumpe, ya que, de forma automática, éstas son alimentadas por el camino alternativo que no se ve afectado por la mencionada avería.
Las redes de MT se clasifican básicamente en redes urbanas y redes rurales.
Por lo general las redes urbanas, como su nombre indica, se tienden en el interior de las ciudades, y suelen ser subterráneas, utilizando cables aislados. Por fiabilidad en el suministro, estas redes tienen una estructura en lazo o bucle, aunque se explotan de forma radial. Las redes rurales de MT, normalmente se componen de líneas aéreas de conductores desnudos, cuya estructura y forma de explotación es puramente radial. Las redes de BT son de configuración radial y cada línea suministra a varios consumidores.
Por otra parte, las empresas distribuidoras realizan una serie de funciones técnicas relativas a las actividades de red que pueden clasificarse en:
• Planificación de redes
• Desarrollo y realización de obras
• Explotación y mantenimiento de instalaciones y equipos
La planificación de la red comienza por la estimación del crecimiento de la demanda que la compañía deberá suministrar en el futuro. Se debe comenzar planificando los refuerzos en las redes de reparto de AT, para ir descendiendo a las redes de MT, y por último se diseña la red de BT cuando los nuevos suminis- tros, o la ampliación de los ya existentes, estén perfectamente localizados.
En cuanto a las tareas de mantenimiento, se distinguen entre labores de mantenimiento preventivo y predictivo, y labores de mantenimiento correctivo tras la ocurrencia de averías.
Las funciones básicas recogidas en la regulación vigente para la actividad de distribución son las siguientes:
• Explotación y mantenimiento de la red de distribución
• Atender las nuevas solicitudes de acceso y conexión a la red de distribu- ción
• Medición de los suministros y de la generación embebida
• Aplicación de las tarifas de acceso (peajes)
• Presentación plan anual de inversiones a las Comunidades Autónomas (CC.AA.)
• Informar a los clientes y a las autoridades y al operador del sistema
• Proceder a la ampliación de las instalaciones de distribución cuando así sea necesario para atender nuevas demandas de suministro eléctrico
• Asegurar el nivel de calidad del servicio de acuerdo con los criterios de diferenciación por áreas y tipologías de consumo
• Preservar el carácter confidencial de la información de la que tenga cono- cimiento en el desempeño de su actividad
3. La regulación jurídica y económica de la actividad de distribución La liberalización del sector eléctrico se produce en las actividades de gene- ración y de comercialización mientras que las actividades de red –transporte y distribución– se mantienen en régimen de monopolio. Estas últimas se liberalizan mediante el derecho del acceso de terceros a la red que posibilita a generadores y consumidores a utilizar la red de otro propietario a cambio de un peaje.
La distribución de energía eléctrica ha de funcionar en régimen de monopo- lio porque es así como se consiguen las mayores economías de alcance. La dis- tribución constituye un monopolio natural, por lo que la empresa distribuidora debe ser la única prestadora del servicio de red en su zona de actuación, y debe ser regulada, fundamentalmente bajo dos aspectos: el precio máximo a percibir por el servicio que presta y la calidad mínima con que debe prestar dicho servi- cio. Hay que tener en cuenta además, y que cualquier método de regulación de la distribución debe asumir, que al contrario de lo que sucede con la actividad del transporte, no es posible el control individual de cada una de las inversiones que realiza la distribuidora, al menos en lo que a la BT se refiere, por lo que se precisan mecanismos de evaluación más globales.
Cuadro 1.—Elementos básicos en servicio en el año 2009
Órdenes de magnitud básicos distribución 2009:
Estaban en servicio
• más de 3.000 subestaciones de distribución
• más de 325.000 kilómetros de líneas de alta tensión:
78.500 de líneas subterráneas.
246.500 de líneas aéreas • más de 310.350 centros de
transformación
• más de 280.000 kilómetros de líneas de baja tensión
• más de 51.395 puntos de generación distribuida
• más de 284.000 seccionadores • más de 663 reconectadores • más de 3.663 teleseñalizadores
• más de 146.000 fusibles
• más de 109.000 seccionalizadores • más de 387.355 interruptores-
seccionadores
• más de 1.996 condensadores • sólo 50 reguladores de tensión • sólo 15 reactancias
Uno de los aspectos claves de la regulación de redes, y en concreto de la dis- tribución, es garantizar la libertad de acceso a terceros para la venta y compra
de energía con reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias, evitando el abuso de poder monopolista que tiene el distribuidor. Como contraparte el usuario de la red deberá satisfacer un pago, cargo o tarifa por el servicio recibi- do. Las tarifas de red suelen dividirse en dos partes: un cargo por conexión y un cargo por uso.
Los principios básicos del libre acceso a la red son:
• Es un derecho universal de todo agente del mercado (productores y consu- midores, o en su caso, los agentes que actúan en nombre de ellos, respecti- vamente, representantes y comercializadores)
• Los costes incurridos deben ser compartidos por todos los usuarios de la red (tarifa de acceso)
• El derecho de acceso es independiente del representante/comercializador que vende/comercializa la energía
Por otra parte, las empresas distribuidoras tienen derecho al reconocimiento por parte de la Administración de una retribución por el ejercicio de su actividad dentro del sistema eléctrico.
La regulación económica de la actividad de distribución de energía eléc- trica debe asegurar unos adecuados ingresos a cada compañía distribuidora estableciendo un compromiso entre los necesarios beneficios para su viabilidad económica y el mantenimiento de unas tarifas lo más reducidas posible para los usuarios del servicio. Los costes en los que la distribuidora incurre se pueden clasificar en:
• Costes de operación y mantenimiento de las instalaciones de red
• Inversiones en refuerzos y nuevas instalaciones de red
• Costes de las pérdidas por transportar y distribuir la energía por la red Los principios básicos que el regulador debe de tener en cuenta cuando de- termina la remuneración de la empresa distribuidora son:
• Asegurar la viabilidad económico-financiera del negocio de la distribu- ción
• Reconocer las diferencias zonales que hacen incurrir en diferentes costes a las empresas que realizan el suministro (dispersión geográfica de la carga suministrada, distribución mediante cables aislados en zonas urbanas en lugar de mediante conductores aéreos desnudos en zonas rurales, impacto del clima o los accidentes geográficos del terreno, etc.)
• Determinar la remuneración asociada a los costes eficientes de distribuir electricidad con unos requisitos de calidad del servicio y de pérdidas téc- nicas establecidos
• Establecer los requisitos de calidad del servicio y de pérdidas en la red, los cuales deben diferenciarse para las distintas zonas o áreas de servicio
Para determinar la remuneración adecuada de las empresas distribuidoras, se pueden aplicar esquemas de regulación por coste del servicio y/o esquemas de regulación por incentivos.
La regulación por coste del servicio se basa en auditar los registros contables de gastos e inversiones que realiza la empresa. En este tipo de negocios, con un gran número de pequeñas instalaciones e inversiones, resulta difícil de aplicar, en exclusividad, un esquema retributivo de coste del servicio, debido por una parte a la complejidad en la obtención del inventario físico, y por otra, a la falta de incentivos de la empresa distribuidora a disminuir sus costes operativos y a realizar las inversiones óptimas que le permitan alcanzar los niveles de calidad requeridos, dado que todos sus costes le son retribuidos.
Bajo la regulación por incentivos, durante un período regulatorio de varios años, típicamente 4 ó 5, el regulador fija los precios máximos o los ingresos máxi- mos permitidos, junto a la forma de actualizarlos anualmente mediante un índice representativo de la evolución de los precios, como puede ser la inflación, al que se le descuenta un factor de ganancia de productividad o eficiencia, (IPC-X), y a su vez, se incorpora el crecimiento de ingresos necesarios por incremento del mercado servido afectado con un determinado factor de escala.
En ambos esquemas, la remuneración anual que recibe la compañía puede verse afectada por incentivos (bonificaciones o penalizaciones), a disminuir las pérdidas y/o a mejorar la calidad de suministro.
Los componentes retributivos reconocidos actualmente a la actividad de dis- tribución en España son las siguientes:
a) Retribución directa: establecida la cuantía total a percibir por la empresa para todo un año en la Orden Ministerial de tarifas. En este capítulo se encuentra la propiamente dicha retribución a la distribución, la tala y poda arbolado, y la gestión comercial. La retribución de la distribución y la gestión comercial se fijan administrativamente con dos esquemas retributivos separados:
• Retribución de referencia para las 5 empresas de más de 100.000 clientes (27.930.505 puntos suministro):
Gestión Comercial en 2011 = 226 millones de euros Retribución 2011 provisional = 4.861 millones de euros
• Retribución para las 337 empresas de menos de 100.000 clientes (1.134.472 puntos suministro):
Retribución 2011 = 359 millones de euros
b) Retribución indirecta: obtenida por la prestación de un servicio concreto cuyos precios son establecidos en la normativa: derechos de acceso, derechos de extensión, supervisión de instalaciones ejecutadas por terceros, conexión y alquiler de equipos de medida, verificaciones de la medida, etc
Cuadro 2.—Retribución indirecta empresas de más de 100.000 clientes
Concepto Ingresos 2009 en
millones de euros Coste por verificación inicial de equipos de medida 1,03 Costes de actualización anual de calendario de festivos y cambio
de horario de verano a invierno en equipos de medida 0,00 Costes de contratación de nuevos suministros 105,02 Costes de desinstalación de equipos de medida averiados 0,00
Costes de realización de acometidas 88,01
Costes de reparametrización de equipos de medida ante cambios
en las condiciones del contrato 0,09
Costes de verificación sistemática o periódica de equipos de
medida 0,00
Costes por conexión, precintado y pruebas de puesta en servicio
de equipos de medida 33,32
Costes por gestión de compra de equipos de medida (ofertas,
evaluación, adjudicación y recepción) 304,82
Otros costes de adquisición de equipos de medida (gestión de
stocks, almacenamiento y transporte) 0,00
Retranqueos y trabajos por cuenta de terceros 121,46
TOTAL 653,75
c) Otras fuentes de retribución: convenios con Ayuntamientos (retranqueos, etc), CCAA (cuando las exigencias de calidad sean superiores a la normativa básica), etc.
Las empresas distribuidoras a las que apliquen, en alguna de sus aéreas, normativas específicas sobre redes de distribución que establezcan unos niveles de calidad superiores a los fijados por la normativa estatal y que supongan unos mayores costes en la actividad de distribución, podrán establecer convenios con las comunidades autónomas y ciudades con Estatuto de autonomía correspon- dientes. Estas retribuciones son derivadas de otras actividades necesarias para el desarrollo de la actividad de distribución de electricidad.
Por último, otro aspecto relevante de la regulación jurídica y económica de la distribución es la calidad del servicio. Normalmente el valor de la calidad de suministro eléctrico toma la forma de penalizaciones económicas cuando esta no alcanza los niveles objetivos fijados por el regulador, o por el contrario, ad- quiere la forma de bonificación económica si la calidad proporcionada supera los citados niveles.
Desde el punto de vista del suministro eléctrico, la calidad del servicio de caracteriza por tres aspectos diferenciados:
• La continuidad del suministro, medida por el número y la duración de las interrupciones del suministro eléctrico
• La calidad del producto o de la onda de tensión, medida por las diferentes perturbaciones que afectan a los parámetros ideales de la onda de tensión:
variaciones de la magnitud de la tensión, oscilaciones periódicas del valor de la tensión, armónicos, interrupciones breves del suministro (de duración inferior a tres minutos), etc.
• La atención comercial, medida por indicadores tales como, tiempo de espera para obtener la conexión a la red un nuevo cliente desde que éste lo solicitó, tiempo de respuesta a las reclamaciones que presentan los clientes, etc.
4. La retribución de referencia de la actividad de distribución
De acuerdo con el artículo 8 de Real Decreto 222/2008, la Comisión Nacional de Energía, previa audiencia a las empresas distribuidoras y a las comunidades autónomas y ciudades de Ceuta y Melilla, debe elaborar un informe que presen- tará al Ministerio de Industria Turismo y Comercio antes del 1 de noviembre del último año de cada periodo regulatorio, con una propuesta del conjunto de parámetros y del nivel de retribución de referencia de acuerdo a la metodología establecida en el artículo 7 del mismo Real Decreto, de forma que se asegure a las empresas una retribución adecuada por las inversiones necesarias para garantizar el suministro eléctrico de manera eficiente y al mínimo coste.
Dicho informe se elaborará sobre la base de los costes auditados declarados por las empresas en la información regulatoria, incluyendo el detalle de los costes considerados, y en su caso, la motivación de los costes excluidos.
La retribución base a emplear durante un periodo regulatorio de cuatro años en el cálculo de la retribución anual de la actividad de distribución para cada empresa distribuidora i, se obtendrá aplicando la siguiente fórmula:
Ribase= Clibase+ COMibase+ OCDibase Con:
Ribase es el nivel de retribución de referencia para la empresa distribuidora i.
Clibase es la retribución de la inversión. Estos costes de inversión incluirán un término de amortización lineal del inmovilizado correspondiente a sus instalaciones de distribu- ción y un término de retribución del activo neto de cada distribuidor correspondiente a instalaciones de distribución.
COMibase es la retribución por operación y mantenimiento de las instalaciones que gestione cada distribuidor.
OCDibase es la retribución por otros costes necesarios para desarrollar la actividad, entre ellos, los de gestión comercial
Para la determinación de la retribución base, la CNE precisa información regulatoria de costes, que obtiene mediante sus Circulares de solicitud de infor- mación sobre las inversiones y costes de operación y mantenimiento, así como de las Auditorias de inversión. La retribución base del actual periodo regulatorio 2009-2012 se obtuvo con información relativa al año 2007.
Es importante que el regulador cuente además con información fiable sobre los costes reales de cada empresa, evitando los procedimientos acordados entre
éstas y los auditores. Por ello se ha establecido en las Circulares unos criterios bá- sicos para la preparación de la información regulatoria de costes por parte de las empresas distribuidoras, considerando un cierto nivel de desglose e imputación por centros de costes. Además, se ha recogido en la normativa criterios para que el auditor pueda contrastar dicha información con la contenida en las cuentas anuales de las empresas. La contabilidad regulatoria de costes debe focalizarse en los centros de costes, tipo de activo y provincia. Debe proporcionar asimismo información sobre los ingresos (extensión, alquiler equipos de medida, etc).
A partir de esa retribución base, se obtienen las retribuciones de los cuatro años del periodo regulatorio, mediante la actualización de la misma, y por la adición de los costes asociados a las inversiones incrementales anuales obtenidas, fundamentalmente, a partir de un Modelo de Red de Referencia (MRR). Los costes asociados a las inversiones incrementales resultan de dicho modelo consideran- do la previsión de incremento de la demanda y los costes medios unitarios de inversión y de operación.
Se entiende por MRR a aquel que caracteriza, para todo el territorio nacional, las zonas donde ejercen la actividad cada uno de los distribuidores, determinan- do la red de referencia de distribución necesaria y óptima para enlazar la red de transporte (o, en su caso, red de distribución), con los consumidores finales de electricidad, caracterizados por su ubicación geográfica, su tensión de ali- mentación y su demanda de potencia y energía. El MRR minimiza los costes de inversión, operación y mantenimiento y las pérdidas técnicas, manteniendo los requisitos de calidad de suministro establecidos reglamentariamente, atendiendo a criterios de planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a suministrar en cada zona.
Dicho modelo, es capaz de simular las redes de las empresas distribuidoras y los desarrollos necesarios para alimentar a los nuevos clientes y cargas. La CNE ha elaborado un MRR construido con datos reales de los puntos de suministro, la generación distribuida y las fronteras con la red de transporte y distribución.
Para soportar toda la información recibida de las empresas distribuidoras, así como la generada mediante la aplicación de la metodología retributiva, la CNE ha desarrollado una Base de Datos denominada EVEREST, que es modular y escalable con el objeto de prever la incorporación de nuevos módulos adiciona- les. Permite realizar consultas a través de la aplicación ORACLE Discoverer y la herramienta GIS desarrollada a medida.
La retribución anual de la actividad de distribución reconocida al distribuidor i en los cuatro años del periodo regulatorio vigente se determina mediante las siguientes fórmulas:
10 de noviembre de 2011 13
La retribución anual de la actividad de distribución reconocida al distribuidor i en los cuatro años del periodo regulatorio vigente se determina mediante las siguientes fórmulas:
4 El inventario físico
A partir de la información solicitada mediante las Circulares es posible realizar el seguimiento individualizado de hasta 27,6 millones de puntos de suministro, en el año 2009, con sus coordenadas y características técnicas, así como de 51.000 instalaciones de producción en régimen especial conectadas a la red de distribución. También se modelizan todas las fronteras transporte- distribución y distribución-distribución.
Además, el modelo contempla los costes medios obtenidos de las Circulares de solicitud de información sobre las inversiones y costes de operación y mantenimiento, así como de las Auditorias de inversión. La función objetivo del modelo es la minimización del trinomio inversión, costes de operación y mantenimiento, y pérdidas, sujeto a restricciones de calidad.
El resultado del modelo es el inventario físico de la red ideal de alta, media y baja tensión necesaria.
Ribase
Ri0= Ribase(1 + IA0)
Ri1= Ri0(1 + IA1) + Yi0+ Qi0+ Pi0 Ri2= (Ri1-Qi0-Pi0) (1 + IA2) + Yi1+ Qi1+ Pi1 Ri3= (Ri2-Qi1-Pi1) (1 + IA3) + Yi2+ Qi2+ Pi2 Ri4= (Ri3-Qi2-Pi2) (1 + IA4) + Yi3+ Qi3+ Pi3
2012 2011 2010 2009 2008 2007
5. el inventario físico
A partir de la información solicitada mediante las Circulares es posible realizar el seguimiento individualizado de hasta 27,6 millones de puntos de suministro, en el año 2009, con sus coordenadas y características técnicas, así como de 51.000 instalaciones de producción en régimen especial conectadas a la red de distribución. También se modelizan todas las fronteras transporte-distribución y distribución-distribución.
Además, el modelo contempla los costes medios obtenidos de las Circulares de solicitud de información sobre las inversiones y costes de operación y manteni- miento, así como de las Auditorias de inversión. La función objetivo del modelo es la minimización del trinomio inversión, costes de operación y mantenimiento, y pérdidas, sujeto a restricciones de calidad.
El resultado del modelo es el inventario físico de la red ideal de alta, media y baja tensión necesaria (véanse los gráficos siguientes).
90 LUIS JESúS SÁNCHEZ DE TEMBLEqUE
Gráfico 1.—Líneas de alta y media tensión
10 de noviembre de 2011 14
GRAFICO 1. LINEAS DE ALTA Y MEDIA TENSIÓN
Gráfico 2.—Líneas de baja tensión
10 de noviembre de 2011 15
GRAFICO 2. LINEAS DE BAJA TENSIÓN
Gráfico 3.—Centros de transformación
10 de noviembre de 2011 16
GRAFICO 3. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Ë
Ë
Ë
Ë
Ë
Ë Ë
Ë ËË
Ë Ë
Ë
Ë
Ë
Ë Ë
Ë Ë
Ë
Ë Ë
Ë Ë
Ë Ë
Ë
Ë
Ë Ë
Ë
Ë Ë
Ë Ë
Ë Ë
Ë Ë
Ë Ë
Ë
Ë Ë
Ë Ë
Ë
Ë
Ë Ë
Ë
Ë Ë
Ë Ë
Ë
Ë Ë
Ë
Ì
Ì
Ì
Ì
Ì
Ì Ì
Ì ÌÌ
Ì Ì
Ì
Ì
Ì
Ì Ì
Ì Ì
Ì
Ì Ì
Ì Ì
Ì Ì
Ì
Ì
Ì Ì
Ì
Ì Ì
Ì Ì
Ì Ì
Ì Ì
Ì Ì
Ì
Ì Ì
Ì Ì
Ì
Ì
Ì Ì
Ì
Ì Ì
Ì Ì
Ì
Ì Ì
Ì
Gráfico 4.—Subestaciones, parques y máquinas
10 de noviembre de 2011 17
GRAFICO 4. SUBESTACIONES, PARQUES Y MÁQUINAS
Con todo ello, inventario físico y costes medios, es posible obtener una información homogénea que posibilita realizar comparaciones entre empresas, entre zonas dentro de una misma empresa, o entre los costes reales y los óptimos obtenidos a partir del modelo de red de referencia, lo cual conduce a la optimización de las inversiones bajo los criterios de calidad establecidos.
Ejemplo de visualización de
subestaciones
Con todo ello, inventario físico y costes medios, es posible obtener una infor- mación homogénea que posibilita realizar comparaciones entre empresas, entre zonas dentro de una misma empresa, o entre los costes reales y los óptimos obte- nidos a partir del modelo de red de referencia, lo cual conduce a la optimización de las inversiones bajo los criterios de calidad establecidos.
