IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2020 - 34

de planificación con fines de lucro crean enormes incertidumbres en la planificación futura de la red. La inversión
en redes de infraestructura es muy costosa y requiere un
tiempo de ejecución prolongado para su construcción. En
ausencia de certeza en la generación y demanda futuras, las
decisiones mal informadas podrían conducir fácilmente a
una inversión insuficiente o excesiva en la red. En el primer
caso, la red eléctrica puede congestionarse, lo que generaría
altos costos operativos o, lo que es peor, comprometería la
confiabilidad del servicio. En el último caso, la inversión en
redes puede volverse innecesariamente excesiva cuando los
operadores esperan un volumen mucho mayor de generación
y/o demanda para conectarse al sistema, lo que llevaría a
activos subutilizados o inmovilizados. En cualquier situación, los usuarios finales, es decir, los consumidores, tienen
que pagar los costos adicionales.
Los operadores de red no tienen ninguna facultad para
dictar dónde deben conectarse la nueva generación y la carga
o cómo deben operar, solo afectar sus comportamientos
mediante el uso de cargos del sistema. Los cargos de red
son cargos contra generadores y proveedores por su uso del
sistema para transportar energía a distancia. A través de
los cargos de red, las empresas de red pueden recuperar los
costos de inversión, de operación y de mantenimiento del

sistema y obtener una tasa razonable de rentabilidad sobre
los gastos. Otro objetivo clave es proporcionar señales económicas con visión a futuro que incentiven las ubicaciones
más apropiadas para nuevos generadores y carga y las estrategias operativas más adecuadas para que fomenten el uso
eficiente de la red actual y el desarrollo rentable de futuras
mejoras del sistema.
No existen metodologías uniformes de fijación de precios económicas en la industria de la energía desregulada.
Las metodologías varían dramáticamente de un país a otro
en términos de sofisticación y complejidad. Estos métodos
reflejan las diferentes características de las redes (ubicación, longitud, utilización y tensión de conexión) y clientes
(tecnologías de generación, densidad de carga y perfiles
de carga).
Desde la privatización, los sistemas eléctricos de Gran
Bretaña se sometieron a tres reformas importantes, lo que
representa una mayor sofisticación y eficiencia en la transición de la fijación de precios promedio a una fijación de
precios en la red que refleja los costos. Como se enumera
en la tabla 1, el cargo de red de Gran Bretaña cambió en
los últimos 25 años de reflejar solo la longitud del circuito
a tener en cuenta la utilización del circuito, los tipos de
tecnologías de generación y los perfiles de demanda. Gran

tabla 1. Cronología de las reformas a los cargos de red en Gran Bretaña. El fondo de color naranja denota la
transición de un sello postal a una fijación de precios que refleja los costos.
1990-1992
Statu quo

Primera gran reforma
(1993)

Segunda gran reforma
(2006)

Transmisión

Sellos postales
* El mismo precio
y red

ICRP
* Refleja la distancia
que la potencia
debe viajar desde
la generación
hasta el centro de
distribución
* El mismo trato
entre generación y
demanda

ICRP

Distribución

Sello postal para cada
nivel de voltaje: DRM
(EHV, AT y BT)
* El mismo precio y
nivel de voltaje
* Se supone que los
clientes descendientes
usan todos los activos
ascendentes

DRM (EHV, AT
y BT)

LRIC/FCP (EHV)
LRIC (EHV)
* Refleja la distancia que CDCM (AT y BT)
la potencia debe viajar
a las instalaciones de
los clientes
* Refleja el grado de
utilización a lo largo de
las rutas de distribución
* Trata la generación
y demanda como el
mismo: CDCM (AT y
BT)
* Precios de DRM
* Tiempo de uso (TOU)
* Trata la generación
y la demanda de
manera diferente; a la
generación siempre
se le da un crédito

Tercera gran reforma (2013)
ICRP mejorado
* Diferencia las tecnologías
de generación, es decir,
generación intermitente
de energías renovables
y generación fósil y su
impacto en el desarrollo
de redes a largo plazo

DRM: modelo de refuerzo de distribución; EHV: muy alta tensión; BT: baja tensión; MT: media tensión; LRIC: costo
incremental a largo plazo; FCP: tarificación de costos futuros; CDCM: metodología común de la tarificación de la distribución.

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