“Regulación de las acometidas y conexiones a la red de ... · “Regulac. del acceso y conexión a la red de distribución para nuevos suministros”. MÁSTER EN SECTOR ELÉCTRICO

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

MÁSTER OFICIAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO

TESIS FIN DE MÁSTER

“Regulación de las acometidas y

conexiones a la red de distribución

para nuevos suministros y

generadores”

AUTOR: Jesús García-Ochoa González

MADRID, Julio de 2010

Autorizada la entrega de la Tesis de Máster del alumno:

Jesús García-Ochoa González

EL DIRECTOR:

Pablo Frías Marín

Fdo: Fecha:

EL TUTOR:

Pablo Simón Caballero

Fdo: Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Tesis:

Michel Rivier Abbad

Fdo: Fecha:

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] ÍNDICE

Tesis Fin de Máster. “Regulac. del acceso y conexión a la red de distribución para nuevos suministros”. MÁSTER EN SECTOR ELÉCTRICO – ICAI – UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS. Julio 2010.

Pág. 2

ÍNDICE

Capítulo Página

0. RESUMEN / SUMMARY .................................................................. 12

1. INTRODUCCIÓN AL DOCUMENTO ................................................18

1.1. Tendencias actuales en las redes de Transporte y Distribución ......................................................................................................... 19

1.2. Consecuencias de estas tendencias ........................................... 19

1.3. Alcance y objetivos ...................................................................... 21

1.4. Motivación ..................................................................................... 23

1.4.1. Enfoque centrado sobre las acometidas ............................... 23

1.4.2. Enfoque centrado sobre los problemas legales .................... 23

1.5. Estructura de contenidos ............................................................. 24

1.6. Metodología empleada ................................................................. 24

2. INTRODUCCIÓN A LA REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA .......................................................................................26

2.1. Generalidades y Marco actual ..................................................... 27

2.2. Redes de distribución y funciones de la distribuidora .............. 30

2.2.1. Estructura de redes .................................................................. 31

2.2.2. Funciones de distribución ....................................................... 36

2.3. Regulación de la distribución: licencias, acceso y tarifas ........ 39

2.3.1. Licencias ................................................................................... 40

2.3.2. Acceso a la red ......................................................................... 42

2.3.3. Tarifas de red o cargos de distribución ................................. 43

2.4. Remuneración de la empresa distribuidora ............................... 46

2.4.1. España ....................................................................................... 49



Pág. 3

2.5. Calidad del suministro ................................................................. 53

2.6. Pérdidas técnicas y no técnicas .................................................. 55

2.7. Conexión de generación distribuida a las redes de distribución 57

2.7.1. Definición y clasificación ......................................................... 57

2.7.2. Impacto de la GD sobre las redes de distribución ................ 59

2.7.3. Cargos por conexión y tarifas de acceso de la GD ............... 63

3. REVISIÓN DEL CASO DE ESPAÑA ................................................65

3.1. Marco normativo ........................................................................... 66

3.1.1. Principal normativa aplicable .................................................. 66

3.1.2. Real Decreto 1955/2000 de 1 de Diciembre ............................ 67

3.1.3. Real Decreto 222/2008 de 15 de Febrero ................................ 69

3.2. Generalidades de los procesos de ATR en Distribución y Transporte ..................................................................................... 71

3.2.1. Conceptos ................................................................................. 72

3.2.2. Gestión de una acometida ....................................................... 82

3.2.3. Fases de una acometida .......................................................... 83

3.2.4. Puntos clave en la gestión de acometidas ............................ 84

3.2.5. Instalaciones que precisan proyecto ..................................... 93

3.2.6. Elección entre red de Distribución o red de Transporte ...... 94

3.3. ATR en Distribución. Orden del procedimiento y puntos comunes para Suministro y Generación .................................... 95

3.4. ATR en DISTRIBUCIÓN – Suministro .......................................... 96

3.4.1. Solicitud de CONEXIÓN ........................................................... 96

3.4.2. Solicitud de ACCESO ............................................................... 99

3.4.3. Pasos posteriores .................................................................... 99

3.5. ATR en DISTRIBUCIÓN – Generación ....................................... 100

3.5.1. Solicitud de CONEXIÓN ......................................................... 101



Pág. 4

3.5.2. Solicitud de ACCESO ............................................................. 102

3.5.3. Pasos posteriores .................................................................. 104

3.6. ATR en TRANSPORTE – Suministro y Generación ................. 104

3.6.1. Orden del procedimiento ....................................................... 104

3.6.2. Reparto de COSTES ............................................................... 105

3.6.3. Ejecución ................................................................................ 109

3.6.4. Titularidad ............................................................................... 109

3.6.5. Solicitud de ACCESO ............................................................. 110

3.6.6. Solicitud de CONEXIÓN ......................................................... 112


3.7. Conflictos de ATR ó C.A.T.R. de CONEXIÓN ............................ 116

3.7.1. Obligación de comunicar las condiciones de conexión ..... 116

3.7.2. C.A.T.R. de CONEXIÓN en Distribución ............................... 117

• Para Suministro.

• Para Generación.

3.7.3. C.A.T.R. de CONEXIÓN en Transporte para Suministro y Generación .............................................................................. 119

3.8. Conflictos de ATR ó C.A.T.R. de ACCESO ............................... 119

3.8.1. C.A.T.R. de ACCESO en Distribución ................................... 119

• Para Suministro.

• Para Generación.

• Caso particular.

3.8.2. C.A.T.R. de ACCESO en Transporte para Suministro y Generación .............................................................................. 121

3.9. Competencias para resolver los conflictos de ATR ó C.A.T.R. ....................................................................................................... 121

3.9.1. COMPETENCIAS de Resolución de Conflictos de CONEXIÓN en Distribución para Suministro y Generación ................... 121

3.9.2. COMPETENCIAS de Resolución de Conflictos de CONEXIÓN en Transporte para Suministro y Generación ..................... 122



Pág. 5

3.9.3. COMPETENCIAS de Resolución de Conflictos de ACCESO

para todos los casos ....................................................123

3.10. CONCLUSIONES ......................................................................... 123

3.10.1. Resumen de plazos máximos de información y ejecución 123

3.10.2. Resumen RD 1955/2000 sobre costes de las instalaciones 125

3.10.3. Funciones e interrelación entre los distintos agentes implicados en la distribución ................................................ 126

4. ANÁLISIS DE LOS PROBLEMAS DEL CASO ESPAÑOL ...........128

4.1. Principales puntos problemáticos ............................................ 129

4.2. La calificación y certificación del suelo .................................... 130

4.3. Retribución de las instalaciones desarrolladas mediante derechos de acometida .............................................................. 133

4.4. Intervención de nuevos distribuidores y posiciones de abuso 139

4.5. Capacidad de la red .................................................................... 140

5. REVISIÓN DEL CASO DE REINO UNIDO .....................................142

5.1. Antecedentes y Marco Regulatorio ........................................... 143

5.2. Conexiones de la Red de Distribución ...................................... 144

5.2.1. Escenario del mercado de conexiones ................................ 144

5.2.2. Clasificación de las actividades en el mercado de conexiones .................................................................................................. 144

5.2.3. Integración de las instalaciones de conexión ..................... 145

5.3. Método de Reparto de los Costes de Distribución .................. 146

5.3.1. Proyecto de la OFGEM ........................................................... 146

5.3.2. Perspectiva de inversiones futuras ...................................... 146

5.3.3. Factores que dificultan la recuperación de costes ............. 146

5.3.4. Factores a fomentar para lograr la plena recuperación de los costes ...................................................................................... 146



Pág. 6

5.3.5. Objetivos a perseguir ............................................................. 147

5.3.6. Hacia dónde se encamina la OFGEM y los DNOs ............... 147

5.3.7. Modificación de la Licencia a los DNOs: Imposición del uso de Metodología y Gobierno comunes a los DSPs ............... 148

5.4. Proceso para conectar un Suministro a la red de Distribución ....................................................................................................... 149

5.4.1. Usando un Operador de Red de Distribución o DNO ......... 149

5.4.2. Usando un Proveedor Independiente Acreditado de Servicios de Conexión de Electricidad o ICP ....................................... 151

5.4.3. Cables y conductores desde el contador hasta el usuario 153

5.5. Procedimiento de la OFGEM para resolver conflictos ............ 154

5.5.1. Introducción ............................................................................ 154

5.5.2. Pasos iniciales ........................................................................ 154

5.5.3. Comienzo del proceso ........................................................... 155

5.5.4. Durante el proceso ................................................................. 155

5.5.5. Las Audiencias Orales ........................................................... 157

5.5.6. La Decisión ............................................................................. 158

5.5.7. Registro Público ..................................................................... 159

5.5.8. Otros conflictos ...................................................................... 159

5.6. Revisión de la competencia en las conexiones eléctricas ...... 160

5.6.1. Resumen ................................................................................. 161

5.6.2. “Unmetered electricity connections” o conexiones de tarifa plana ........................................................................................ 163

5.6.3. “Metered electricity connections”: Introducción de una Condición de la Licencia para los servicios “non-contestable” .................................................................................................. 168

6. REVISIÓN DEL CASO DE CHILE ..................................................171

6.1. Definiciones y Abreviaturas ....................................................... 172

6.2. Procedimiento de ATR en Distribución para Suministro ........ 175



Pág. 7

6.2.1. Marco normativo ..................................................................... 175

6.2.2. Generalidades ......................................................................... 176

6.2.3. Solicitud de suministro .......................................................... 179

6.2.4. Proyecto y Presupuesto de Conexión .................................. 179

6.2.5. Ejecución de las instalaciones de extensión ....................... 181

6.2.6. Financiación con AFR ............................................................ 183

6.3. Procedimiento de ATR en Distribución para Generación ....... 186

6.3.1. Marco normativo ..................................................................... 186

6.3.2. Generalidades ......................................................................... 187

6.3.3. Selección inicial de punto de conexión y Solicitud de Información ............................................................................. 190

6.3.4. Estudio del impacto del PMGD sobre la red de distribución .................................................................................................. 192

6.3.5. Solicitud de Conexión ............................................................ 193

6.3.6. Ejecución de los EMPALMES o instalaciones de conexión 196

6.3.7. Ejecución de los REFUERZOS en la red de distribución ... 197

6.3.8. Protocolo de puesta en servicio e inicio de operación ...... 199


6.4. Procedimiento de ATR en Transporte. Rasgos generales ...... 201

6.4.1. Marco normativo ..................................................................... 201

6.4.2. Generalidades ......................................................................... 203

6.5. Conflictos y su resolución ......................................................... 205

6.5.1. Órganos representativos ....................................................... 205

6.5.2. La Superintendencia y el Panel de Expertos ....................... 205

6.5.3. Algunos conflictos típicos y su proceso ............................. 207

7. NORMAS ARMONIZADAS A NIVEL EUROPEO ..........................210

7.1. Alcance y generalidades ............................................................ 211

7.2. Contenidos .................................................................................. 212



Pág. 8

7.3. Antecedentes .............................................................................. 213

7.4. Identificación de los problemas ................................................ 214

7.5. Funciones y responsabilidades de los distintos grupos de interés y agentes del mercado ................................................... 215

7.5.1. Los Estados Miembros .......................................................... 215

7.5.2. Las Autoridades Regulatorias Nacionales o ARNs ............. 216

7.5.3. Operadores del Sistema o Gestores de las Redes de Transporte ............................................................................... 216

7.5.4. Distribuidores o Gestores de las Redes de Distribución ... 217

7.5.5. Unidades de Generación ....................................................... 218

7.5.6. Unidades de Consumo ........................................................... 219

7.6. Disposiciones generales ............................................................ 219

7.6.1. Procedimientos de Conexión ................................................ 220

7.6.2. Requisitos de Conexión ......................................................... 221

7.6.3. Intercambio de Información .................................................. 222

7.6.4. Limitaciones de Acceso ......................................................... 223

7.7. Requisitos Técnicos Generales para Conexión y Acceso a la Red ............................................................................................... 224

7.7.1. Frecuencia de funcionamiento .............................................. 224

7.7.2. Tensión de funcionamiento ................................................... 224

7.7.3. Esquema de Protección ......................................................... 226

7.8. Requisitos Técnicos para las Unidades de Generación........... 227

7.8.1. Características de la Unidad de Generación ....................... 227

7.8.2. Requisitos para el Control de Tensión y para la Gestión de Potencia Reactiva o control tensión-reactiva ...................... 230

7.8.3. Requisitos para el Control de Frecuencia y de Potencia Activa o control frecuencia-potencia ............................................... 231

7.8.4. Funcionamiento con carga propia ........................................ 233

7.8.5. Capacidad de Reinicio Total y Funcionamiento en Isla ...... 233



Pág. 9

7.8.6. Verificación ............................................................................. 234

7.9. Requisitos Técnicos para las Unidades de Consumo ............. 235

7.9.1. Características de la Unidad de Consumo ........................... 235

7.9.2. Requisitos de Energía Reactiva ............................................ 235

7.9.3. Interferencias y Perturbaciones / Emisiones Electromagnéticas ................................................................. 236

7.9.4. Respuesta de la Demanda ..................................................... 237

7.9.5. Desprendimiento de Carga .................................................... 238

7.9.6. Verificación ............................................................................. 238

7.10. Requisitos Técnicos para los Distribuidores ó DSOs ............. 239

7.10.1. Requisitos generales ............................................................. 239

7.10.2. Requisitos de Energía Reactiva ............................................ 239

7.10.3. Desprendimiento de Carga .................................................... 240

7.10.4. Requisitos específicos para la Generación Distribuida ..... 241

7.11. Conclusiones .............................................................................. 242

8. COMPARACIÓN DE CASOS Y RECOMENDACIONES ...............246

8.1. Problemas derivados de la calificación del suelo .................... 247

8.2. Ejecución, retribución y titularidad de las instalaciones de extensión/conexión .................................................................... 248

8.3. Competencias y resolución de conflictos ................................ 256

8.4. Diferencias entre conexión y acceso ........................................ 258

9. CONCLUSIONES GENERALES ....................................................260

10. GLOSARIO DE TÉRMINOS ............................................................266

11. BIBILIOGRAFÍA ..............................................................................277



Pág. 10

Índice de Figuras

Figura 1. Estructura jerárquica de la red de distribución ........................................... 32

Figura 2. Estructura de Redes de MT urbanas ............................................................ 33

Figura 3. Estructura de Red de MT rural ...................................................................... 34

Figura 4. Coste eficiente unitario de la distribución en las provincias españolas .. 47

Figura 5. Reparto del mercado español de distribución entre las principales distribuidoras en el año 2008 ........................................................................................ 51



Pág. 11

Índice de Tablas

Tabla 1. Instalaciones de distribución en España en 2004 ......................................... 36

Tabla 2. Tarifas de acceso en redes de alta tensión en España, para 2009 .............. 45

Tabla 3. Instalaciones que requieren proyecto ............................................................ 93

Tabla 4. Plazos máximos de información y de ejecución ......................................... 123

Tabla 5. Resumen RD 1955/2000 sobre costes de las instalaciones ....................... 125

Tabla 6. Trabajos del grupo 1 del SLA ........................................................................ 165

Tabla 7. Trabajos del grupo 2 del SLA ........................................................................ 166

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] RESUMEN / SUMMARY


Pág. 12

0. RESUMEN.

La presente Tesis Fin de Máster trata sobre la problemática de las condiciones de

acceso y conexión a la red de distribución para nuevos clientes, tanto para nuevos

suministros como para nuevos generadores.

No obstante, se trata con especial atención el caso de los nuevos suministros, ya

que éstos se refieren a los consumidores, que son quienes constituyen el enfoque

prioritario en esta temática, tanto por número de eventos acontecidos a este respecto

como por intereses del peticionario.

En el Sector Eléctrico, la cadena de valor se divide fundamentalmente en los

siguientes cuatro grupos, que quedan así enumerados desde el comienzo de su cadena

hasta su punto final de entrega:

- Generación;

- Transporte;

- Distribución;

- Comercialización.

Desde la liberalización del sector eléctrico, la diferencia fundamental reside en que

los negocios de Generación y de Comercialización, a día de hoy, ya están completamente

liberalizados, por lo que existe en ellos una total y libre competencia. Mientras que los

negocios de Transporte y Distribución permanecen regulados, al constituir éstos sendos

monopolios naturales.

En el caso que ocupa esta tesis, sólo se tratará sobre el negocio de la Distribución

de energía eléctrica. No obstante, y por contar con un marco comparativo próximo, se

pueden establecer ciertas similitudes entre el Transporte y la Distribución, por ser ambos

negocios regulados.

Pero, de la misma forma, también es necesario establecer una diferencia primordial

en lo que respecta a ambos sectores, aun quedando los dos ceñidos a un mercado

regulado. Esta diferencia sustancial entre Transporte y Distribución radica en que el

Transporte (al igual que la Generación) se compone de relativamente pocas y

voluminosas instalaciones, mientras que en Distribución el número y variedad de dichas

instalaciones y equipos es muchísimo más elevado.



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La anterior diferencia puede ser la esencia de lo que distingue, en el fondo, la

regulación de dos monopolios naturales de infraestructuras de la red: el Transporte y la

Distribución de electricidad. Mientras que en el Transporte pueden identificarse y

evaluarse la conveniencia de las instalaciones de forma individual, cualquier método de

regulación de la Distribución debe asumir que el control individual de cada una de las

inversiones que realiza la empresa distribuidora no es posible, necesitándose

mecanismos de evaluación más globales.

Por lo tanto, esta diferencia deja bien patente la dificultad existente en todas las

compañías de distribución de electricidad para cuantificar, controlar y establecer los

correspondientes planes de actuación y expansión referidos a todos sus activos, esto es,

a todas sus instalaciones de la red de distribución.

A causa de la mencionada razón, es necesario establecer distintas pautas de

actuación según múltiples y muy diversos factores, como pueden ser:

- La envergadura de las infraestructuras de la empresa distribuidora;

- Su alcance y penetración en la población;

- Continuidad del suministro;

- Mantenimiento de la calidad de onda;

- Mecanismos de remuneración y tarifas;

- Definición de las pérdidas dadas;

- Evaluación de los costes de distribución; o

- La influencia de la generación distribuida, entre otros.

Sin embargo, en la presente tesis el análisis se ha centrado fundamentalmente en

los aspectos regulatorios que atañen a los procesos de acceso y conexión a la red de

distribución, prestándose especial atención en los casos para nuevos suministros.

No obstante, y en la medida en que ha resultado posible la obtención de información

al respecto, como sucede por ejemplo con el caso español, también se analizan los casos

de:

- Acceso y conexión a la red de distribución para generadores, si bien no se ha

querido profundizar demasiado en lo relativo a la generación distribuida, por



Pág. 14

constituir éste un foco de estudio completamente diferenciado, y a fin de evitar el

desvío del objetivo principal de este documento; y

- Acceso y conexión a la red de transporte, tanto para nuevos suministros como

también para generadores, para poder establecer las similitudes y/o las

diferencias más significativas con respecto a la distribución.

Este análisis de los aspectos normativos y regulatorios en los procesos de acceso y

conexión a las red de distribución (y también a la red de transporte, en la medida en que

procede establecer un marco comparativo), a menudo también llamados procesos de ATR

o de Acceso de Terceros a la Red, constituye el objetivo de esta tesis. Y para ello, dicho

análisis se ha centrado en detalle sobre tres países:

- España, que constituye el caso central y de referencia, razón por la que es el

caso que ha sido estudiado con mayor detalle, y en base al cual se han

establecido los principales problemas surgidos en la temática estudiada.

- Reino Unido, por ser el referente a nivel europeo a cuanto a proactividad

regulatoria en el marcado eléctrico.

- Y Chile, como principal aporte panamericano fuera de las fronteras europeas.

En esencia, se ha seguido el siguiente procedimiento:

1. Se ha estudiado el marco normativo y regulatorio del caso español para los

procesos de ATR.

2. En base a ese estudio, se han marcado algunos de los principales y más

acuciantes problemas derivados de dichos procesos en España, aparecidos bien

por lagunas regulatorios o experiencias vividas, o bien por otros factores.

3. Y en base a tales problemas, se han estudiado los casos de ATR de otros países

con el fin de encontrar procedimientos de resolución de esos mismos problemas

u otros análogos, que pudieran ser aplicables en nuestro país o, en su defecto,

que pudieran aportar ideas sobre cómo afrontar o minimizar las principales

problemáticas aquí surgidas.

Por todo ello, las conclusiones obtenidas son el resultado de dicho análisis

comparativo.



Pág. 15

0. SUMMARY.

This Final Master Thesis deals with the problem about the conditions of connection

and access to the distribution network for new clients, both for new supplies and for new

generators.

There is, however, with special attention to the case of new supplies as they relate to

consumers, since they are the main focus in this area, both in number of events happening

in this regard as for the petitioner’s interests.

In the Electricity Sector, the value chain is divided primarily in the following four

groups, which are thus listed since the beginning of the chain to its final point of delivery:

- Generation;

- Transmission;

- Distribution;

- Retailing.

Since the liberalization of electric power industry the fundamental difference is that

the business of Generation and Retailing, to date, are fully liberalized, so that there is

already full and free competition. While the Transmission and Distribution businesses

remain regulated, constituting two separate natural monopolies.

In the case concerning this thesis, only the business of electricity Distribution will be

addressed. However, in order to have a close comparative framework, we can establish

some similarities between Transmission and Distribution, both businesses being regulated.

But, in the same way, it is also necessary to establish a primary difference with

respect to both sectors, while leaving the two tight to a regulated market. This substantial

difference between Transmission and Distribution is that Transmission (as Generation) is

composed of relatively few facilities and bulky, while in Distribution the number and variety

of such facilities and equipment is far higher.

The above difference may be the essence of what distinguishes, basically, the

regulation of two network infrastructures natural monopolies: electricity Transmission and

Distribution. While in Transmission we can identify and assess the suitability of facilities

individually, any method of regulating Distribution should assume that the individual control



Pág. 16

of each of the investments made by the distributor is not possible, being necessary

evaluation mechanisms more global.

Therefore, this difference makes it clear the difficulty in all electricity distribution

companies to quantify, control and to establish the performance and expansion plans

relating to all their assets, that is, to all their distribution grid facilities.

Because of that reason, it is necessary to establish different patterns of performance

according to multiple and diverse factors, such as:

- The size of the distribution company's infrastructure;

- Its reach and penetration in the population;

- Continuity of supply;

- Maintenance of power quality;

- Remuneration and tariffs mechanisms;

- Definition of given losses;

- Evaluation of the distribution costs; or

- The influence of distributed generation, among others.

However, in this view, the analysis has focused primarily on the regulatory aspects

regarding connection and access procedures to the distribution network, with particular

attention to the cases for new supplies.

Nevertheless, insofar as it has proved possible to obtain information, as for example

in the Spanish case, also discusses the following cases:

- Connection and access to the distribution network for generators, but have not

wanted to dwell too much in terms of distributed generation, for this being a

completely differentiated focus of study, and to avoid diverting the main purpose

of this document; and

- Connection and access to the transmission network, both for new supplies as

well as for generators, in order to identify similarities and/or the most significant

differences with regard to distribution.



Pág. 17

This analysis of legal and regulatory aspects in the processes of connection and

access to the distribution network (and also to the transmission network, to the extent that

it is appropriate to establish a comparative framework), often also called TPA processes

(Third Party Access), is the aim of this thesis. And for that, this analysis has focused on

three countries in detail:

- Spain, which is the central case and reference, reason why is the case that has

been studied in more detail, and based on which have established the main

problems encountered in the topic under consideration.

- United Kingdom, as the reference at European level regarding proactivity in

regulation of electricity market.

- And Chile, as a leading Pan-American contribution beyond European borders.

In essence, we have followed the following procedure:

1. We have studied the regulatory and legal framework of the Spanish case for TPA

processes.

2. Based on this study, we have marked some of the major and pressing problems

associated with these processes in Spain, appeared either regulatory loopholes

or experiences, or by other factors.

3. And based on these problems, we have studied the cases of TPA from other

countries in order to find resolution procedures of the same or similar problems,

which may be applicable in our country or, failing that, that could provide ideas on

how to cope with or minimize the main problems encountered here.

Because of all this, the conclusions thus obtained are the results of this comparative

analysis.

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] Cap. 1: INTRODUCCIÓN AL DOCUMENTO


Pág. 18

Capítulo 1 Introducción al Documento



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1. INTRODUCCIÓN AL DOCUMENTO:

1.1. Tendencias actuales en las redes de Transporte y Distribución.

Actualmente, existen varias tendencias importantes que están marcando algunos

cambios en las redes de Transporte y Distribución. Entre ellas cabe destacar las 3

siguientes:

Generación distribuida:

- La creciente cantidad de medios de generación distribuida que, sin constituir

grandes centrales energéticas, suman todas estas unidades una

considerable generación inyectada directamente sobre las redes de

Transporte y de Distribución, aunque en mayor número dentro de las redes

de distribución.

Crecimiento de la demanda:

- En los últimos años se ha producido un rápido incremento en la demanda.

- Se espera que en el futuro cercano la demanda prevista también siga

creciendo fuertemente.

Garantía de condiciones de no-discriminación a la red para terceros:

- Tanto para suministros como para generadores. Esta condición es requisito

imprescindible en todos los activos que constituyen ambas redes eléctricas,

Transporte y Distribución, de forma que esto contribuya a facilitar su

crecimiento y expansión por parte de otros agentes del mercado, siempre

que se cumplan los requisitos mínimos de accesibilidad pertinentes según

cada caso.

1.2. Consecuencias de estas tendencias.

Aparición de problemas técnicos:

- Seguridad de suministro.

- Problemas de calidad del suministro:



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• Perturbaciones, límites de tensión, redes sobrecargadas, etc.

Aparición de problemas legales:

- Capacidades máximas: en ambos sentidos:

• A inyectar por parte de las instalaciones de generación.

• A retirar por parte de los consumidores:

o Bien de nuevos consumidores;

o O bien de clientes ya existentes que reclaman mayores

ampliaciones de potencia demandada.

Problemas relativos a la propiedad:

Dependerán de varios factores:

- Tipo de conexión: procedente de los recursos de generación distribuida,

según se realice desde la red de transporte o desde la red de distribución,

según sea de AT o de BT, etc.

- Tipo de consumidor: con derecho a elegir proveedor o no (“eligible” o “non-

eligible”), etc.

- Casos específicos: propietarios particulares de líneas y/o instalaciones de

energías renovables, etc.

Problemas relativos a la remuneración económica:

- Derechos económicos dependiendo de la potencia demandada, nivel de

tensión y ubicación.

- Casos particulares: posibles conflictos cuando un propietario particular

decide construir por su cuenta.

Requisitos sobre la calidad del suministro:

- Estos requisitos para las fuentes de generación distribuida o dispersa (DER,

en inglés). A día de hoy, son bastante poco homogéneos en Europa:

- Este hecho constituye una barrera para la plena integración de la generación

distribuida.



Pág. 21

Conclusión:

Ante las tendencias expuestas y sus correspondientes consecuencias, surge

la necesidad de implantar unos requisitos mínimos de calidad y uniformidad en las condiciones de conexión y acceso a la red de distribución.

Aunque es necesario puntualizar la diferencia entre ambas cosas:

- Conexión: es el hecho físico por el que se une la red del DSO

(Distribution System Oparator) con las instalaciones de un propietario

particular, el cual puede ser un generador o un consumidor.

• La conexión está más relacionada con los aspectos técnicos.

- Acceso: es la licencia concedida para usar la red del DSO con el fin de

transportar la energía, bien inyectándola o bien extrayéndola.

• El acceso está más relacionado con los aspectos del mercado.

1.3. Alcance y Objetivos.

El objetivo que persigue esta tesis se fundamenta en tal necesidad. Por tanto, el

alcance de este trabajo consiste en revisar la regulación internacional de algunos países

que actualmente existe sobre los procesos de conexión y acceso a la red de distribución,

y compararla con la actual regulación del sistema español, caso que se ha tomado de

referencia, para, en base a dicha comparación, poder analizar esta última, y establecer las

prácticas más adecuadas.

Un guión de los principales puntos que se investigan en este trabajo sobre casa país

podría ser el siguiente:

• Acceso y conexión a las redes eléctricas, prioritariamente a la red de Distribución, aunque no descartaría en absoluto información análoga sobre la

red de Transporte.

• Acceso y conexión centrados para los consumidores, tanto nuevos

suministros como suministros por aumento de potencia demandada. No

obstante, también se trata la información relativa a los productores de energía en



Pág. 22

la medida de lo posible.

• Orden detallado de los procedimientos de solicitud (tanto para acceso como

para conexión) y criterios de aprobación.

• Requisitos de las conexiones y su clasificación (si la hubiera, bien por

potencia, por tipo de terreno, etc.).

• Reparto de costes: quién los asume, cómo se reparten y en base a qué

factores.

• Ejecución y titularidad de las instalaciones: quién debe construirlas, quién

debe mantenerlas y quién es su titular.

• Conflictos y su resolución: problemas en torno a los cuales surgen, quién

media y quién tiene autoridad para resolverlos.

En sentido puramente estricto, es necesario puntualizar que, dentro de dichos

procesos de conexión y acceso, se pueden dividir en dos categorías:

- Requisitos de las acometidas (para suministros); y

- Condiciones de Acceso de Terceros a la Red o condiciones de ATR (para

generadores).

Aunque, de manera abreviada, comúnmente nos referiremos en esta tesis a ambas

categorías como procesos de ATR, en sentido global, si bien más adelante se

profundizará en cada caso en concreto.

Por lo tanto, y de forma esquemática, los objetivos principales podrían expresarse de

la siguiente forma:

• Analizar la regulación española y extraer sus puntos fuertes y débiles sobre

Conexión y Acceso a la red eléctrica de Distribución, especialmente sobre

acometidas de la red de distribución.

• Hacer una revisión internacional y una evaluación comparativa, con

respecto a ciertos países, estableciendo una comparación con las medidas y

acciones llevadas a cabo en éstos principalmente países de la Unión Europea,

sobre este tema, de manera que se pueda dar respuesta a preguntas como las

siguientes:



Pág. 23

- ¿Las directrices de la Regulación Española son las más efectivas y

adecuadas?

- ¿Las medidas adoptadas en otros países son mejores que las nuestras?

- ¿Podríamos adoptar alguna otra medida establecida en un país extranjero

que se ajustase mejor a nuestro caso?

1.4. Motivación.

1.4.1. Enfoque centrado sobre las ACOMETIDAS.

No obstante, se focalizarán más los resultados sobre las acometidas, esto es,

sobre el lado de los consumidores, dejando en un segundo plano los aspectos referentes

a la generación distribuida, ya que sobre este punto se cuenta con mucha más

información previa y se tratará en la medida en que así converjan tiempo e intereses de la

empresa.

Para que esto quede claro, también es necesario distinguir entre 2 conceptos

comúnmente empleados en España:

• Acometidas: refiriéndose éstas a la conexión y acceso de la red para el CONSUMO (desde el lado de los consumidores).

• ATR: o Acceso de Terceros a la Red, refiriéndose esto a la conexión y acceso de la red para la GENERACIÓN (desde el lado de los productores).

Una vez hecha esta distinción, queda claro que, en principio, se centrarán más los

esfuerzos para los resultados sobre las acometidas (conexión y acceso de la red para el

consumo), dándose más importancia al lado de los consumidores.

1.4.2. Enfoque centrado sobre los problemas LEGALES.

De igual modo, se tratará de dar prioridad a los problemas derivados del uso y aplicación de la diferente normativa, tanto española como extranjera, por encima de los

problemas puramente técnicos.



Pág. 24

Con esto se pretenderá dar respuesta a preguntas sobre las acometidas tales como:

• Referencias económicas sobre la remuneración económica que se da en otros

países.

• Diferencias entre el DSO y el promotor: ¿Quién paga qué? ¿En qué

situaciones?, etc…

1.5. Estructura de Contenidos.

La tesis se divide fundamentalmente en los siguientes bloques:

• Una primera parte en la que se hace un resumen introductorio a los principales

rasgos de la Regulación en el negocio de la Distribución eléctrica. Esto

conforma el capítulo 2.

• Un segundo bloque, constituido por los capítulos 3 y 4, donde se estudia y

analiza con detalle el caso español, tanto los procesos de ATR en Distribución y

Transporte (capítulo 3) como los principales problemas que nos encontramos en

nuestro país derivados de estos aspectos (capítulo 4).

• Un tercer bloque, en el que se estudian en profundidad los procesos de

conexión y acceso en los países extranjeros seleccionados, esto es, Reino

Unido y Chile. Esta parte la forman los capítulos 5 (caso inglés) y 6 (caso

chileno).

• Y un cuarto bloque final, que engloba los resultados finales, desde el capítulo

7 al 9, donde se marcan las pautas para unas posibles normas armonizadas a

nivel europeo (capítulo 7), se establece el análisis comparativo (capítulo 8) con

las correspondientes recomendaciones personales, y se señalan las

conclusiones más importantes de dicho análisis (capítulo 9).

1.6 Metodología empleada.

La metodología a utilizar se divide básicamente en 3 partes:



Pág. 25

A.-) Revisión:

• Establecer los principales parámetros y temas sobre la Conexión y Acceso a la

red que serán revisados, dependiendo de los intereses de la empresa.

• Tomar la Regulación Española existente como punto de partida y marco de

referencia: leyes, R.D.’s y demás normativa española.

• Comparar con otras Regulaciones de la Unión Europea o documentos similares,

incluso a través de “papers” o estudios procedentes de Agencias Europeas

(ERGEG, CEER, etc…)

• Decidir qué países son realmente interesantes a la hora de establecer

comparaciones con ellos.

B.-) Análisis:

En principio, ésta es la parte que aportará un valor añadido a esta tesis, y en ella se

tratará de responder, entre otras, a preguntas como éstas:

• ¿Por qué existen las diferencias entre los países estudiados?

- Razones geográficas.

- Razones políticas.

- Etc, …

• Posibles interpretaciones sobre los marcos regulatorios extranjeros:

- ¿Por qué unos procedimientos en concreto y no otros?

- Etc, …

C.-) Recomendaciones personales y conclusiones:

• Concluir con unas recomendaciones generales sobre las tendencias y/o mejores

prácticas más adecuadas en este aspecto que condujesen a una eficiencia e

integración mayores en el sistema global.

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] Cap. 2: INTRODUCCIÓN A REG. DISTRIBUCIÓN


Pág. 26

Capítulo 2 Introducción a la Regulación de la

Distribución eléctrica



Pág. 27

2. INTRODUCCIÓN A LA REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA:

2.1. Generalidades y Marco actual.

La actividad de distribución podemos definirla como aquélla cuyo objeto principal es

la transmisión de energía eléctrica desde las redes de transporte hasta los puntos de

consumo, y hacerlo en las adecuadas condiciones de calidad

En España, anteriormente a la entrada en vigor de la T.U.R. (Tarifa de Último

Recurso), de acuerdo al RD 485/2009 y vigente a partir del 1 de Julio de 2009, la actividad

de distribución también incluía la venta de energía eléctrica a los consumidores a tarifa o a

otros distribuidores que también la adquiriesen a tarifa. Pero esta función ha quedado

definitivamente desestimada, a fin de que la distribución sólo se encargue de la gestión

técnica de sus redes.

La actividad de distribución es llevada a cabo por los distribuidores, que son

aquellas sociedades mercantiles que tienen por objeto distribuir energía eléctrica, así

como construir, operar y mantener las instalaciones de distribución.

Actualmente, y en España en concreto, el Sector Eléctrico acaba de culminar un

largo proceso de reestructuración y liberalización, cuyos dos elementos más

característicos han sido:

- La introducción de competencia en el negocio de generación, y

- La posibilidad de que los consumidores puedan elegir libremente la compañía

suministradora, proceso este último que ya ha finalizado con el 100% de los

consumidores actuando totalmente como elegibles.

Las actividades de red, es decir, el transporte y distribución de la energía eléctrica,

debido a sus condiciones de monopolio natural (dado que resulta ineficiente duplicar las

redes en una misma área), continuarán estando reguladas en el nuevo entorno de

introducción de competencia en el sector eléctrico.



Pág. 28

Sin embargo, es imprescindible que se pueda garantizar el principio de “libre acceso

de terceros a las redes”, o ATR (Acceso de Terceros a Red), o lo que es lo mismo, es

decir que tanto los generadores como los consumidores puedan acceder sin

discriminación a los puntos de conexión en las redes de transporte y distribución, para

poder realizar las transacciones de energía libremente pactadas entre los distintos

agentes y hacerlo manteniendo la neutralidad de la empresa gestora de la red, es decir, la

distribuidora.

En consecuencia, las actividades de red (transporte y distribución) deben ser

separadas del resto de negocios (generación y comercialización) y reguladas para

garantizar su independencia. Su remuneración debe ser tal que pueda conseguir los

siguientes dos objetivos al mismo tiempo:

- Cubrir los costes incurridos, tanto los de operación y mantenimiento (O&M) como

los de inversión en nuevas infraestructuras; y

- A la vez, promover las nuevas expansiones que se requieran.

La forma de regulación tradicional, “regulación por coste del servicio”, basa la

remuneración de la compañía distribuidora, en este caso, en los siguientes principios:

- Es el regulador quien establece la remuneración a que tiene derecho cada

distribuidora; este cálculo lo hace partiendo de los costes incurridos por dicha

distribuidora y que hayan quedado suficientemente justificados.

- A tales costes el regulador le añade una tasa de retorno de dicho capital invertido.

- Con este esquema tradicional, el proceso de revisión de costes e inversiones

ocurría con más frecuencia, normalmente anual.

Pero actualmente esta metodología hasta ahora tradicional de regulación, está

evolucionando y está siendo sustituida por otros esquemas de regulación basados en

incentivos para reducir costes, lo cual repercutirá en una disminución de las tarifas.

Estos esquemas, conocidos como de “limitación de precios” (price cap) o “limitación

de ingresos” (revenue cap), separan o desacoplan durante un período regulatorio de

algunos años, normalmente 4 ó 5, los ingresos de los costes, produciéndose, al término

de dicho período, una revisión y análisis completos de los costes, inversiones, etc., de



Pág. 29

modo que todos ellos queden justificados acordes a las necesidades y el funcionamiento

de cada compañía.

Mediante esta regulación por incentivos, las compañías reguladas encuentran de

este modo un incentivo para reducir sus costes, aumentando así sus beneficios.

No obstante, tal reducción de costes a la que induce esta regulación por incentivos

puede hacer que las empresas distribuidoras incurran en un descuido o falta en la calidad

del suministro, por lo que se deben fijar igualmente unos niveles mínimos de pérdidas y de

calidad del suministro que deberán cumplir, así como unos métodos de control más

exhaustivos que los chequeen.

Otro hecho que no hay que descuidar es la tendencia cada vez más creciente de

conexión de pequeños generadores directamente conectados a las redes de distribución,

esto es, la conexión de la generación distribuida.

En definitiva, la regulación debe proporcionar unos adecuados ingresos a la

compañía para cubrir sus gastos y poder realizar las adecuadas inversiones, pero siempre

manteniendo un adecuado nivel de calidad de servicio en el suministro.

Tradicionalmente, las compañías eléctricas han tenido lo que se denomina

“integración vertical”, de modo que una misma compañía eléctrica venía desempeñando

todas las actividades de la cadena de valor, esto es, generación, transporte, distribución y

comercialización o venta de energía a los consumidores finales.

Pero con la introducción del nuevo entorno de competencia en el sector eléctrico,

ahora la actividad de distribución ha quedado separada de las actividades de generación

(ejercida en régimen de competencia) y de transporte (regulada al ser monopolio natural).

Además, ahora la actividad de comercialización, esto es, la compra de energía al por

mayor y su venta a los consumidores finales, se considera cien por cien sujeta a

competencia.

En nuestro país, y con anterioridad a la entrada en vigor de la T.U.R. el 1 de Julio de

2009, las distribuidoras también se encargaban de la comercialización de energía a los

consumidores cautivos regulados mediante su venta a una tarifa dada, por lo que era



Pág. 30

necesario separar esta actividad de la libre comercialización no regulada a consumidores

elegibles, actividad esta última ejercida en competencia por las comercializadoras.

Sin embargo, a día de hoy y dado que la T.U.R. es plenamente vigente, las

distribuidoras españolas no pueden comercializar ningún tipo de energía, pasando

únicamente a encargarse de las actividades derivadas de sus redes de distribución. Y con

esto, todos los consumidores finales tienen la opción y la obligación de elegir libremente a

su comercializador, pactando individualmente un precio y las condiciones del suministro.

Sucede una transición análoga con otras actividades que hasta ahora habían sido

ejercidas tradicionalmente por las empresas distribuidoras, como son: lectura de

contadores, facturación, gestión de nuevas conexiones a la red, programas de gestión de

la demanda y ahorro energético, etc., actividades todas ellas que igualmente están siendo

revisadas en el nuevo esquema organizativo del sector. Por ello, la coordinación entre

distribuidoras y comercializadoras, y la entrada en el mercado de nuevos agentes

autorizados para realizar estas actividades son temas de debate y de regulación en el

nuevo marco de competencia.

No obstante, de todos estos puntos, en la presente tesis sólo se abordará la

problemática concerniente a la gestión de nuevas conexiones a la red de distribución, tal y

como se ha especificado en la introducción al documento.

2.2. Redes de distribución y funciones de la distribuidora.

La función de la actividad de distribución de energía eléctrica consiste en llevar esta

energía desde los puntos de conexión con la red de transporte, típicamente de ámbito

nacional, hasta los consumos finales, y hacerlo a través de la red conocida como de

distribución, cuyo ámbito es regional y local.

A la red de distribución, además de ir conectados la gran mayoría de los

consumidores finales, pueden conectarse también generadores de pequeño tamaño,

generalmente menores de 50 MW, que son los que conforman la denominada generación

distribuida.



Pág. 31

Adicionalmente, las redes de distribución de una compañía distribuidora también

pueden estar conectadas con otras redes de distribución de otras compañías vecinas.

2.2.1. Estructura de redes.

La estructura de la red de distribución es típicamente jerárquica, dividiéndose en

varias zonas funcionales según los niveles de tensión. Estos niveles, que van desde la red

de transporte hasta los consumidores finales, son los siguientes:

• Red de reparto o red de subtransmisión, conocida como alta tensión (AT) de

distribución. Las tensiones nominales de estas redes pueden ser hasta 132 kV.

En España típicamente: 132, 66 y 45 kV. Esta red es la que conecta la

distribución con las subestaciones de transporte.

• Subestaciones de distribución alta/media tensión (AT/MT). 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. Desde estas subestaciones

salen los alimentadotes de MT.

• Red de media tensión (MT). Está constituida por alimentadores principales y

derivaciones. En España, los niveles de tensión nominal más utilizados en estas

redes son típicamente 20 y 15 kV.

• Centros de transformación media/baja tensión (MT/BT). Se conectan a lo largo

de la red de MT 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 de algunas decenas o cientos de kW. De los centros de

transformación parten las líneas de BT que llegan a los puntos de suministro de

los clientes finales.

• Red de baja tensión (BT). Está constituida por líneas radiales que salen del

centro de transformación y llegan a los clientes finales. En España, la tensión

nominal de esta red es típicamente 400 V entre fases y 230 V entre fase y

neutro.

La Figura 1 muestra la estructura jerárquica descrita.



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Figura 1. Estructura jerárquica de la red de distribución.

A continuación se describen las principales características de cada uno de estos

elementos que conforman la red de distribución:

La red de reparto:

- Es la que conecta la red de transporte, de ámbito nacional, con

subestaciones de distribución para llevar la energía a grandes ciudades o

grandes consumos.

- El ámbito de esta red de reparto es regional, es decir, suele extenderse por

varias provincias, en zonas de algunas decenas de miles de km2.

- En general, la estructura de la red es en bucle o en anillo para aumentar la

fiabilidad del suministro a los puntos de carga que alimenta, es decir, las

subestaciones AT/MT. Con esta configuración mallada, en bucle o anillo, 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



Pág. 33

afectado por la mencionada avería. Esto se conoce como criterio de fiabilidad

N-1. Sólo en zonas rurales la estructura de la red de reparto puede ser

puramente radial.

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. La estructura en bucle, permite

que cuando existe una avería en un cable, las cargas que este cable

alimentaba pasan a ser suministradas por medio de otro cable como camino

alternativo.

- En la Figura 2 se presentan tres estructuras tipo de redes urbanas de MT:

bucle, espiga y huso.



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Figura 2. Estructura de Redes de MT urbanas.

Las redes rurales de MT:

- Normalmente se componen de líneas aéreas de conductores desnudos, cuya

estructura y forma de explotación es puramente radial.

- En este caso, los requisitos de fiabilidad de suministro son menores.

- Por lo general, cuando se produce una avería en la línea, los suministros que

alimentaba dicha línea quedan interrumpidos durante todo el tiempo que se

tarde en reparar la avería.

- En la Figura 3 se representa la estructura tipo de las redes rurales de MT en

racimo.

Figura 3. Estructura de Red de MT rural.

Las redes de BT:



Pág. 35

- Llevan desde los centros de transformación la electricidad a los

consumidores finales, típicamente residenciales y comerciales.

- Los consumidores industriales de mayor tamaño se conectan directamente a

las redes de MT o AT.

- La red de BT es de configuración radial y cada línea de BT suministra a

varios consumidores. El punto de entrada de la alimentación a uno o varios

consumidores en una misma finca se denomina acometida.

Aunque las acometidas propiamente dichas se salen del esquema general de las

redes de distribución, por su importancia en la presente tesis podemos establecer una

primera definición de acometida de la siguiente manera:

La acometida:

- Es la parte de la instalación eléctrica de enlace que une la red de distribución

de la empresa distribuidora con la caja general de protección del particular.

Es propiedad de la empresa eléctrica y suele haber una por cada edificio.

- La acometida normal de una única vivienda es monofásica, de dos hilos, uno

activo (fase) y el otro neutro, a 230 V, en el caso de España.

- En el caso de un edificio de varias viviendas la acometida normal será

trifásica, de cuatro hilos, tres activos o fases y uno neutro, siendo en este

caso la tensión entre las fases 400 V y de 230 V entre fase y neutro.

- Las acometidas pueden ser subterráneas o aéreas, dependiendo del tipo de

distribución de la zona:

o Subterránea, para zonas urbanas.

o Aéreas, para las líneas de AT.

Más adelante, dentro del caso español, también se detalla el proceso de gestión de

una acometida.

En distribución, debido al gran número de instalaciones y equipos así como a la

variedad de proveedores, es necesario que la empresa lleve a cabo una política para

normalizar tipos de instalaciones y equipos y gestionar las compras y repuestos con los

suministradores de una forma coordinada.



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A modo de ejemplo, se citan algunas cifras orientativas que dan idea del volumen de

instalaciones que poseían las empresas distribuidoras en España en 2004.

Tabla 1. Instalaciones de distribución en España en 2004.

Instalaciones de distribución en España (2004) TOTAL Líneas AT (36 kV < V < 220 kV) 60.396 km

Subestaciones AT/MT (potencia instalada) 90.840 MVA)

Líneas MT (0,38 kV < V < 36 kV) 219.167 km Subestaciones MT/BT

(potencia instalada) 49.866 MVA

Líneas BT 281.678 km

Fuente: Comisión Nacional de Energía (CNE).

En lo relativo a costes, en España, la distribución y la hasta ahora comercialización

mantenida a tarifa, han supuesto el 25% del coste total del sector.

2.2.2. Funciones de distribución.

Con anterioridad a la entrada en vigor de la T.U.R. el 1 de Julio de 2009, las

empresas distribuidoras en España también desempeñaban las actividades de gestión

comercial y venta de energía a consumidores regulados.

Puesto que, desde la citada fecha, tales actividades sólo deben ser llevadas a cabo

por las comercializadoras, a partir de ahora las distribuidoras realizan exclusivamente las

funciones técnicas relativas a los propios activos de la red de distribución, o

sencillamente actividades de red. Estas actividades pueden clasificarse en tres grandes

bloques:

• 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 distribuidora

deberá suministrar en el futuro.



Pág. 37

- A partir de la demanda existente, y en el horizonte considerado, se deberán

tener en cuenta los crecimientos vegetativos de la demanda, los planes de

desarrollo urbanísticos para el sector residencial e industrial, y el impacto que

sobre el crecimiento de la demanda tendrán los planes de ahorro y eficiencia

energética, y la posible conexión de generación distribuida en la red.

- La planificación debe ser integral y jerarquizada para el conjunto de redes que la

distribuidora posee en sus áreas de servicio.

- 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 suministros, o la ampliación de los ya existentes, están perfectamente

localizados.

- Hay que tener en cuenta que la vida de las instalaciones de distribución es larga,

típicamente entre 30 y 40 años, por lo que este horizonte se ha de considerar

cuando se diseña la arquitectura de la red futura.

- En la planificación se considera un amplio margen de carga en las instalaciones;

por ejemplo, en las subestaciones se reservan varias posiciones libres para

posible uso futuro.

- En la planificación influyen decisivamente los criterios de fiabilidad que deben

cumplirse en el suministro a las cargas, por ejemplo, decidiendo cuándo debe

disponerse de una estructura de red mallada, o de doble alimentación, o de

líneas de socorro y apoyo en caso de avería, etc.

El desarrollo y construcción de instalaciones de red:

- Se realiza a través de una adecuada gestión de los proyectos, obras y

tramitaciones pertinentes.

- Es de señalar la logística compleja asociada al tendido de cables y construcción

de subestaciones en zonas urbanas, donde el impacto de la apertura de zanjas

sobre el normal desarrollo de la vida ciudadana debe ser minimizado.

Por último, las tareas de explotación y mantenimiento de la red:

- Se dividen a su vez en: estudios de red, control y operación de la red, y

mantenimiento y reparación de averías.

o Los estudios de distribución contemplan:

el análisis de los resultados de la operación;



Pág. 38

análisis de las condiciones normales de operación y de situaciones

y planes de emergencia; y

estudios de calidad del suministro.

o La operación y control de la red:

Se realiza fundamentalmente a través de los Despachos de

maniobra con sistemas scada y de telecontrol.

Desde estos centros de maniobra se puede reconfigurar la red en

caso de avería, se vigila el perfil de las tensiones, o se controla el

nivel de carga de las subestaciones y alimentadores, y se

programan las tareas de mantenimiento adoptando las medidas de

seguridad necesarias para manipular las instalaciones

desenergizadas o en servicio si es el caso.

Desde el punto de vista del telecontrol y la telemedida, a diferencia

de lo que ocurre en la red de transporte, el grado de automatización

de las redes de distribución es todavía pequeño.

Lo normal es que la telemedida y el telecontrol lleguen hasta las

salidas de los alimentadores de MT en las subestaciones AT/MT.

Debido a que el número de centros de transformación y clientes que

tiene una compañía es muy elevado, hoy por hoy, no resulta

económico su monitorización individual.

o 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.

Para organizar y sistematizar las tareas de mantenimiento, la

distribuidora divide su área de servicio en diferentes zonas

geográficas de actuación que son cubiertas por brigadas de

operarios.

Mediante las tareas de mantenimiento preventivo y predictivo se

trata de disminuir la frecuencia de las averías y consecuentemente

de las interrupciones del suministro.

Mediante las acciones rápidas de reconfiguración de la red y

reparación de las averías se trata de disminuir el tiempo de

interrupción del suministro que afecta a los consumidores.



Pág. 39

En el proceso de localización de las averías y de reposición del

suministro es fundamental la coordinación entre el Centro de

maniobras y las brigadas de mantenimiento que actúan en la zona.

2.3. Regulación de la distribución: licencias, acceso y tarifas.

Como ya se ha mencionado antes, la distribución es un monopolio natural que debe

ser regulado. La regulación debe asegurar adecuados ingresos a la distribuidora,

estableciendo un compromiso entre los necesarios beneficios para su viabilidad

económica y el mantenimiento de unas tarifas reducidas para los usuarios del servicio.

Los costes en los que la empresa distribuidora incurre se pueden clasificar en éstos:

• 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.

En España, antes de la entrada en vigor de la T.U.R., las empresas distribuidoras

también vendían la energía a tarifa regulada dirigida hacia consumidores cautivos o

regulados, también llamados no elegibles, por lo que antes también había que sumar

como gastos incurridos por la empresa distribuidora los costes de comercialización de la

energía a estos consumidores regulados, tales como los asociados a lectura, facturación,

etc., si bien de aquí en adelante ya se omitirán al encontrarnos plenamente inmersos en

un marco de total competencia en el segmento de la comercialización.

La evaluación de los costes ”eficientes” por los que la distribuidora debe ser

remunerada es una difícil tarea que el regulador debe afrontar siempre,

independientemente del mecanismo o modo de regulación elegido.

Los ingresos autorizados por el regulador son recuperados por la distribuidora a

través de las tarifas que se cargan a los usuarios. Las tarifas de red suelen dividirse en

dos partes: un cargo por conexión y un cargo por uso. En las redes de distribución

existen especiales complicaciones, debido a la gran variedad de redes y número de

consumidores, para que la tarifa que paga cada usuario refleje los distintos costes

incurridos con la adecuada discriminación espacial y temporal.



Pág. 40

Por otro lado, existen diversas razones por las que la distribución se regula como

actividad separada del transporte. Normalmente existen distintas compañías distribuidoras

en diferentes regiones del país, mientras que la red de transporte suele ser única y de

ámbito nacional.

Las redes de distribución tienen poca influencia en el mercado mayorista de la

energía, al contrario que la red de transporte. El gran número de instalaciones de

distribución impide un tratamiento regulatorio individualizado para cada una de las

instalaciones que componen la red como sucede en el caso del transporte.

Finalmente, la distribución tiene una importancia clave en la calidad del suministro

que recibe el cliente, aproximadamente el 90% de las interrupciones que sufren los

consumidores tiene su origen en las redes de distribución.

Por último, y dentro de esta serie de consideraciones generales relativas a la

regulación de la distribución, debe observarse que una adecuada regulación debe

conseguir la necesaria estabilidad regulatoria para que el negocio de distribuir energía

eléctrica sea percibido por la empresa como de poco riesgo, esto llevará a reconocer

menores tasas de retorno y conseguir una mayor eficiencia económica global de largo

plazo. Lo anterior no significa que la distribución deba ser una actividad con poco margen,

sino que el margen no debe incrementarse por los riesgos asociados con incertidumbres

de tipo regulatorio.

2.3.1. Licencias.

El ejercicio de la actividad monopolista normalmente lo otorga el Estado a través de

una licencia donde se hacen constar las condiciones bajo las cuales operará la compañía

distribuidora prestadora del servicio público.

En las diferentes regulaciones se establece la separación contable o jurídica que la

compañía debe realizar entre las actividades reguladas (actividades de red y antigua

comercialización a clientes a tarifa) y no reguladas (comercialización a clientes elegibles,

a partir de ahora el 100% en España). Algunas de las condiciones que se establecen en

las licencias de distribución son:



Pág. 41

• Duración y condiciones para la renovación o pérdida de la licencia que acredita a

la empresa como distribuidor.

• Delimitación geográfica del área donde opera la distribuidora (franquicia).

• Obligación de proveer suministro a todos los consumidores, generadores, u otras

redes que demanden conexión a la red, manteniendo los estándares fijados de

calidad del suministro.

• Reglas que acotan los ingresos reconocidos que la compañía percibirá durante

los diferentes períodos regulatorios.

• Condiciones de acceso de los diferentes agentes a la red para realizar

transacciones de compra y venta de energía.

• Cargos o tarifas de conexión y acceso.

En cuanto a la obligación de suministro que el distribuidor debe cumplir en su área

de servicio, su justificación reside en la naturaleza esencial del servicio en cuestión. Esta

obligación se refiere tanto a los consumidores actuales como a futuras nuevas

conexiones. A cambio, la compañía recibirá los ingresos correspondientes a través de las

tarifas reguladas y de los costes de conexión, los cuales requieren una regulación

específica. Tales costes de conexión y su regulación específica son, precisamente, una

parte importante del núcleo tratado en esta tesis.

En España, anteriormente, cuando las distribuidoras aún abarcaban a consumidores

regulados, la obligación se refería tanto a la conexión a la red como al suministro de

energía y, por lo tanto, afectaba tanto al negocio de red como al de comercialización. Sin

embargo, puesto que ahora las distribuidoras quedan completamente al margen del

negocio de la comercialización, la obligación de suministro de éstas se refiere a la

garantía de conexión a la red de distribución para terceros, quedando en manos de la

comercializadora correspondiente la obligación de hacer llegar el suministro físico del

fluido eléctrico.

No obstante, en aquellos países donde aún existen clientes regulados, el negocio de

distribución abarca la gestión técnica de la red de distribución y la venta o

comercialización de energía a dichos clientes regulados. Tal es el caso, por ejemplo, de

Chile.



Pág. 42

2.3.2. Acceso a la red.

Otro de los aspectos clave de la regulación de redes, y en concreto de la

distribución, 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 recibido.

En distribución se presentan diferentes situaciones de acceso a la red por los

distintos agentes, por ejemplo:

• Consumidores que están directamente conectados a la red de distribución y la

energía que reciben se la suministra una comercializadora (o, en el caso español

y anteriormente a la T.U.R., la propia distribuidora, que actuaba como

comercializadora).

• Generadores que están directamente conectados a la red de distribución y

venden la energía que producen a la propia distribuidora o a otro comprador

distinto.

• Transacciones de energía que utilizando la red de distribución se hacen con otra

distribuidora, con un consumidor elegible, o con un generador directamente

conectado a la red.

Los principios básicos del libre acceso son:

1) Se trata de un derecho universal de todo agente del mercado;

2) Los costes incurridos deben ser compartidos por todos los usuarios de la red; y

3) El derecho de acceso es independiente del comercializador en particular que

suministra la energía.

Los principales problemas de conexión y acceso a la red son estudiados y detallados

en mayor profundidad en capítulos posteriores, si bien es cierto que constituyen un

importante tema de debate a nivel regulatorio, tanto por el número de agentes que pueden

implicarse como por la variedad de situaciones y peculiaridades que pueden darse en



Pág. 43

estos conflictos, comúnmente llamados C.A.T.R. o Conflictos de Acceso de Terceros a la

Red.

2.3.3. Tarifas de red o cargos de distribución.

A la empresa monopolista, en este caso a la distribuidora, el regulador le permite

recuperar unos ingresos durante el período regulatorio en cuestión. Esta remuneración la

empresa la consigue a través de las tarifas cobradas a los consumidores finales.

Desde el punto de vista de la distribución, los costes de la distribución se recuperan

a través de lo que se conoce como cargos de distribución o tarifa de red. Estos cargos:

1) Son una parte o componente de la tarifa de acceso que pagan los

consumidores libres (actualmente ya el 100%) por el acceso y uso de la red y

otros cargos regulados.

2) Son una parte o componente de la tarifa integral que pagan los

consumidores cautivos o regulados, es decir, aquéllos que todavía compran

su energía a través de tarifa regulada.

Nota: Para el caso de España, esta última opción no existe a día de hoy,

puesto que ésta sólo era posible antes de la entrada en vigor de la T.U.R,

que ha hecho desaparecer completamente la tarifa integral. Desde

entonces, en nuestro país los cargos de distribución sólo se dan en la

tarifa de acceso.

Los cargos de distribución deben ser, en la medida de lo posible:

• Un reflejo del coste incurrido por el consumidor; y, por otra parte,

• Deben asegurar la recuperación completa del coste total reconocido a la

distribuidora.

La estructura típica de los cargos de distribución o tarifa de red regulados en

los sistemas tarifarios es la siguiente:

a) Cargo por conexión:

- En Euros y se paga una sola vez.



Pág. 44

- Para el caso de los suministros dirigidos a consumidores, este cargo le constituyen los derechos de acometida.

- Cuando se solicita una nueva conexión a la red, o una extensión de la red

ya existente por aumento de potencia demandada.

b) Cargo por uso del sistema, o “use-of-system charge”:

- Típicamente tiene dos componentes:

Una componente proporcional a la energía demandada en

Euros/kWh; y

Otra proporcional a la potencia pico en Euros/kW-año.

- Este cargo trata de recuperar el coste total de la red de distribución y, por tanto, debe reflejar los costes de provisión y O&M (Operación y Mantenimiento) de la red, incluyendo un retorno razonable sobre los

activos más relevantes.

- Constituye la forma en que las empresas distribuidoras recolectan los ingresos permitidos por el regulador.

- En general, este cargo le pagan los consumidores dependiendo del uso de

la red (componentes de potencia y energía antes mencionadas) y de su

ubicación en la misma (nivel de tensión donde se conectan).

En España, este cargo sólo le pagan los consumidores; en

nuestro país, los generadores, tanto convencionales como de

generación distribuida, no pagan por uso de la red.

Sin embargo, esto no debe ser así por norma. En teoría, todos los

usuarios de la red, consumidores y generadores, deberían pagar

cargos por uso del sistema, de acuerdo a su impacto sobre los

costes de inversión y de O&M en la red y a sus pérdidas

incrementales de energía. Sucede así en otros países.

c) Cargo comercial:

- En Euros/año, en forma de cargo anual por tipo de consumidor.

- Se trata de recuperar aquellos costes asociados a la gestión y atención

comercial a los consumidores.

- Antes, en España, cuando se trataba de consumidores regulados, incluía

los aspectos comerciales de venta de la energía, dado que, en nuestro



Pág. 45

país, hasta el 1 de Julio de 2009 esta función también era realizada por las

distribuidoras.

Como líneas generales para la determinación de los cargos o tarifas de red, se

seguirán las siguientes pautas:

• Separar los costes totales de la red en partidas de coste para cada uno de los

niveles de tensión de la red.

• Cada consumidor pagará únicamente los costes de las redes del nivel de tensión

donde se encuentra conectado y de los niveles de tensión superiores aguas

arriba.

• El cargo por potencia pico o punta (Euros/kW) debe calcularse de acuerdo con la

contribución de la demanda del consumidor a la demanda punta del sistema, es

decir, su demanda coincidente en la punta del sistema.

• El cargo por energía (Euros/kWh) tiene en cuenta el uso que se hace de la red

en horas fuera de punta y es una aproximación al cargo por potencia de los

pequeños consumidores.

A modo de ejemplo, en la siguiente tabla se presentan las tarifas de acceso que

deben pagar los consumidores libres conectados a las redes de alta tensión (> 1 kV) en

España, estas tarifas aparte de los cargos de distribución incluyen otros cargos regulados.

Tabla 2. Tarifas de acceso en redes de alta tensión en España, para 2009.

Nivel de Tensión Término de potencia (€/kW·año)

Término de energía (c€/kWh)

MT (1 kV < U < 36 kV) 10,1 – 1,7 3,6 – 0,4

AT1 (36 kV < U < 72,5 kV) 8,7 – 1,5 1,2 – 0,1

AT2 (72,5 kV < U < 145 kV) 8,2 – 1,4 0,9 – 0,1

Transporte (145 kV < U) 7,6 – 1,3 0,7 – 0,1

Fuente: Orden Ministerial ITC/3801/2008 que establece las tarifas eléctricas para 2009.

Nota: El margen de valores refleja las diferencias temporales con el año dividido en 6 períodos

anuales: período 1 (valor más alto) a período 6 (valor más bajo).



Pág. 46

2.4. Remuneración de la empresa distribuidora.

En la regulación de monopolios, la retribución de la compañía regulada por medio de

los ingresos que el regulador le permite recolectar como máximo a través de las tarifas es

el elemento clave de la regulación. Esta remuneración debe permitir la viabilidad

económica y financiera de la empresa y a su vez, debe ser lo más baja posible para

obtener la eficiencia económica del sistema en su conjunto.

En el caso de las distribuidoras, el regulador debe conseguir que la empresa

obtenga el equilibrio óptimo entre los costes asociados a:

i) las inversiones;

ii) la operación y mantenimiento;

iii) las pérdidas; y

iv) la calidad del servicio que proporciona a los usuarios.

Está claro que para conseguir una mayor calidad, la empresa tendrá que incurrir en

mayores costes, y viceversa. También, como ya se ha comentado, los costes regulados a

los que una empresa distribuidora tiene que hacer frente son:

• Costes de inversión en infraestructuras de red:

- Subestaciones y líneas eléctricas.

- Equipos y aparallaje: equipos de corte y seccionamiento, protecciones,

medida y control, comunicaciones, etc.

• Costes de operación y mantenimiento:

- Centros de control, brigadas de mantenimiento, cursos de aprendizaje y

formación continuada, etc.

• Otros costes:

- De pérdidas técnicas y por hurto en la red, de gestión

comercial a sus clientes, etc.

Los principios básicos que debe tener en cuenta el regulador para determinar la remuneración de la empresa distribuidora son:

• Asegurar la viabilidad financiera del negocio de la distribución.



Pág. 47

• 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 en zonas rurales, impacto del clima o de 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 técnicas

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.

También aquí a modo de ejemplo, se representan en la siguiente figura distintos

costes unitarios de la distribución según distintas zonas de servicio en España, zonas de

servicio que quedan acotadas por provincias. Dichos valores fueron obtenidos utilizando

un modelo que calcula, a partir de los datos de las demandas suministradas, los costes

eficientes de la distribución.

Figura 4. Coste eficiente unitario de la distribución en las provincias españolas.

Para determinar la remuneración de las empresas distribuidoras se ha utilizado o

bien el esquema tradicional conocido como regulación por coste del servicio o tasa de



Pág. 48

retorno, o bien esquemas de regulación por incentivos o performance-based ratemaking

(PBR).

La regulación por coste del servicio:

- El regulador confía en las empresas, les da dinero según sus inversiones y no

las monitoriza demasiado.

- Las tarifas las va fijando el regulador anualmente.

- Esta regulación se basa en auditar los registros contables de gastos e

inversiones que realiza la empresa.

- Para este tipo de negocios, esta regulación se hace muy difícil de aplicar debido

al gran número de pequeñas instalaciones e inversiones.

- Al final, la empresa tiene poco incentivo a disminuir sus costes operativos y a

realizar las inversiones óptimas que le permitan alcanzar los niveles de calidad

requeridos.

- Por lo general, se tiende a la sobreinversión justificada mediante criterios

técnicos de ingeniería que planifican con márgenes de seguridad altos y con

niveles de redundancia en la red elevados.

- Esto implica, a la larga, poca eficiencia económica y mayores tarifas para los

usuarios finales.

La regulación por incentivos:

- Aquí por el contrario, el regulador confía menos en las empresas, y vigila sobre

todo los niveles de calidad del servicio que dan.

- Los esquemas de limitación de precios (price cap) o limitación de ingresos

(revenue cap) utilizados en la regulación por incentivos se vienen imponiendo en

aquellas experiencias de liberalización y separación de actividades que están

teniendo lugar en diferentes partes del mundo.

- Bajo esta regulación, durante un período regulatorio de algunos años, por lo

general 4 ó 5, el regulador fija los precios máximos o los ingresos máximos

permitidos con una evolución anual que sigue al índice de inflación menos un

factor de productividad o eficiencia, (IPC–X), e incorpora el crecimiento de

ingresos por incremento del mercado servido con un determinado factor de

escala:



Pág. 49

Remuneración año “t” = Remuneración año “t-1” • [1 + (inflación – factor

de eficiencia)] • [1 + (crecimiento de la demanda • factor de escala)]

- Además, la remuneración anual que recibe la compañía puede verse afectada

por incentivos a reducir sus pérdidas o a mejorar la calidad del suministro, es

decir, se induce así a las empresas a volverse más eficientes.

- En esta regulación, el regulador también puede tomar como referencia los datos

de un benchmarking entre empresas reales o de una empresa modelo.

2.4.1. España.

En España, en 1998, se introdujo competencia en generación y comercialización a

consumidores elegibles. Estos consumidores inicialmente se definieron como consumos

anuales superiores a 15 GWh.

Pero a partir del 2003 todos los consumidores pasaron a considerarse elegibles, es

decir, cualquiera podía elegir libremente a quién comprar la energía. No obstante, la

mayoría de los clientes siguieron comportándose como clientes regulados, porque la tarifa

regulada, al estar subvalorada, seguía siendo más baja que las que podían ofrecer las

comercializadoras.

Sin embargo, desde la entrada en vigor de la T.U.R. o Tarifa de Último Recurso el 1

de Julio de 2009, por el RD 485/2009, la desaparición de la hasta ahora mantenida tarifa

integral o tarifa regulada fue total, y con ella la de la figura del consumidor cautivo o

regulado que se acogía a dicha tarifa, por lo que, desde entonces, todos los

consumidores, además de ser elegibles, deben actuar como tales, es decir, deben

comprar su energía exclusivamente a una comercializadora, extinguiéndose

definitivamente esta función para las empresas distribuidoras.

Por ello, se puede afirmar que, a día de hoy, ya sí existe en España una libre y total

competencia en el 100% de los sectores de generación y de comercialización.

En España:

• Se aplica una regulación por incentivos, concretamente basada en un modelo

de limitación de ingresos o revenue cap.



Pág. 50

Con este modelo es posible ajustar el factor de productividad “X”, de forma

que se igualen el valor actual neto o VAN de los ingresos con el VAN de los

costes eficientes, dados ambos a lo largo del período regulatorio:

VAN ingresos permitidos = VAN costes eficientes

Los precios cambian por adelantado, pero los ingresos permitidos sólo

pueden verificarse a posteriori.

• Últimamente se ha llevado a cabo una revisión profunda del modelo de

retribución de la distribución, que ha tenido su aplicación en el RD 222/2008, que

establece el régimen retributivo de la actividad de distribución eléctrica.

Anteriormente al RD 222/2008:

- La fórmula de remuneración de las compañías distribuidoras para regular las

actividades de distribución y suministro a consumidores cautivos era una

limitación de ingresos para toda la distribución que estaba indexada con la

inflación anual, un factor de productividad, y un ajuste por incremento de la

demanda suministrada, tal y como se ha descrito con anterioridad de manera

genérica, y quedando, por tanto, una expresión así:

DRt = DRt-1 • [1 + (IPC – 1) / 100] • [1 + (∆Dt • Fe)]

siendo:

DRt remuneración a recibir por la empresa distribuidora en el año actual t.

DRt-1 remuneración recibida por la compañía distribuidora en el año previo t-1.

IPCt índice de inflación en el presente año t, en porcentaje.

∆Dt incremento de la demanda de suministro en el año t.

Fe factor de escala que relaciona los incrementos de energía distribuida con el incremento de retribución permitido. Este factor se ajustó a un valor inferior a 0,4.

- Como se observa en la fórmula anterior, el factor de productividad “X” se eligió

igual a 1% para toda la distribución y durante todo el periodo regulatorio.

- El volumen de remuneración total se repartía entre las compañías distribuidoras

mediante el llamado “Mercado de Liquidaciones” y de acuerdo a unos

porcentajes que resultaban de una combinación de:



Pág. 51

los anteriores porcentajes de reparto, según el anterior marco normativo

(Marco Legal Estable);

y de los resultados proporcionados por un modelo de “red de referencia”,

que planifica y diseña las redes ideales eficientes que deberían tener las

compañías en cada una de las provincias españolas y, por tanto,

establece sus costes eficientes.

- A modo de ejemplo, el reparto del negocio de distribución eléctrica entre las

principales empresas distribuidoras en el año 2008 quedaba así:

Figura 5. Reparto del mercado español de distribución entre las principales

distribuidoras en el año 2008.

Fuente: CNE. Información básica de los sectores de energía, 2009.

Posteriormente al RD 222/2008:

- La propuesta que se ha considerado es mantener una fórmula de limitación de

ingresos para cada compañía distribuidora por separado, en lugar de una

única bolsa para toda la distribución con posteriores porcentajes de reparto para

cada empresa.

- De acuerdo con esta directriz, el RD 222/2008 establece esta fórmula para cada

distribuidora que, de manera resumida, podemos exponerla así:

Ri0 = Ri

base • (1 + IA0)



Pág. 52

Ri1 = Ri

0 • (1 + IA1) + Yi0 + Qi

0 + Pi0

Ri2 = (Ri

1 – Qi0 – Pi

0) • (1 + IA2) + Yi1 + Qi

1 + Pi1

Rin+1 = (Ri

n – Qin-1 – Pi

n-1) • (1 + IAn+1) + Yin + Qi

n + Pin con: n = 2, 3, ...

Y siendo:

IAn = 0,2 • (IPCn-1 – x) + 0,8 • (IPRIn-1 – y)

donde:

i la empresa distribuidora i.

n año correspondiente n.

Ribase retribución de referencia para la empresa i.

Ri0 retribución de referencia para la empresa i actualizada al año en que

se realizan los cálculos.

Rin retribución reconocida a la empresa distribuidora i en el año n del

período regulatorio.

Y incremento de los ingresos para remunerar los costes que suponen el suministro incremental de la demanda, junto con las nuevas conexiones de generación distribuida.

Q incentivos/penalizaciones por la continuidad de los resultados en los niveles de calidad del suministro.

P incentivos/penalizaciones por las reducciones de las pérdidas de energía.

IAn índice de actualización del año n.

IPC variación del índice de inflación o índice de precios de consumo en el año correspondiente.

IPRI variación del índice de precios industriales de bienes de equipo en el año correspondiente.

x,y factores de eficiencia, de valores x = 80, y = 40 para el período regulatorio 2009-2012.

Los elementos clave de la fórmula de limitación de ingresos son:

i) Determinar el punto de partida para cada una de las empresas distribuidoras; y

ii) Marcar la senda de evolución de la retribución anual con pautas para la mejora

de eficiencia diferenciadas para cada empresa.

Para ello se han propuesto dos herramientas fundamentales: la contabilidad regulatoria y los modelos de red de referencia.



Pág. 53

La contabilidad regulatoria:

- La contabilidad regulatoria de costes extendida a instalaciones por encima de 1

kV junto con el inventario físico, ayudará a determinar la base de capital y su

evolución en el tiempo, aspecto clave en la retribución del capital y las

amortizaciones.

Los modelos de red de referencia:

- Estos modelos calculan una red de “referencia” para cada área de servicio y a

partir de ella se determinan los costes eficientes de la distribución asociada.

- Estos modelos de planificación estratégica construyen una red óptima agrupando

múltiples criterios, es decir:

o Minimizando los costes de inversión y operación;

o Considerando las adecuadas restricciones de fiabilidad y calidad de

suministro; y

o Teniendo en cuenta la localización y la demanda de los consumidores en el

área de servicio considerada.

- Los resultados proporcionados por este tipo de modelos deben ser utilizados de

un modo relativo para comparar la eficiencia de unas compañías con respecto a

otras, teniendo en cuenta las peculiaridades de sus respectivas áreas de

servicio.

2.5. Calidad del suministro.

Como ya se ha comentado antes, la empresa regulada debe conseguir el equilibrio

óptimo entre sus costes de inversión y de operación y mantenimiento, y la calidad del

servicio que proporciona a sus consumidores.

Aunque en el contexto actual la función de venta directa de energía ya únicamente

sea realizada por las comercializadoras, las empresas distribuidoras siguen teniendo la

obligación de garantizar unos estándares mínimos de calidad en lo relativo a todos los

aspectos técnicos del suministro eléctrico que hacen llegar a través de sus redes.

Para lograr estos estándares en el caso de una empresa distribuidora de

electricidad, es clara la relación directa que existe entre sus costes de inversión y



Pág. 54

mantenimiento y el nivel de calidad en el suministro. A mayores costes e inversiones se

obtendrá una mejor calidad del servicio y viceversa.

Por lo expuesto también en apartados anteriores, se comprueba que las tendencias

regulatorias están introduciendo esquemas de regulación que incentivan a la distribuidora

a disminuir sus costes para aumentar su beneficio.

Esta disminución de costes desencadena el siguiente proceso:

1. Queda claro que una fuente importante de ahorro de costes está en disminuir las

inversiones en infraestructuras y reducir los medios dedicados al mantenimiento

de las instalaciones.

2. Dicha reducción tendría consecuencias en un deterioro progresivo de la calidad

del suministro ofrecido por la distribuidora a sus consumidores.

3. Es, por tanto, evidente que, junto a cualquier esquema de remuneración basado

en limitación de precios o ingresos, debe preverse un mecanismo para que dicha

remuneración se encuentre ligada a unos objetivos de calidad que la empresa

debe cumplir.

4. Normalmente este mecanismo puede adoptar dos formas:

a. Como penalizaciones económicas cuando la calidad efectivamente

suministrada no alcanza los niveles objetivos fijados por el regulador; o

b. Como bonificación económica a recibir si, por el contrario, la compañía

proporciona una calidad que supera los niveles objetivos de calidad, y

siempre que así haya sido previsto por el regulador.

Desde el punto de vista del suministro eléctrico, la calidad del servicio se 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,

como son: variaciones de la magnitud de la tensión, oscilaciones periódicas del



Pág. 55

valor de la tensión, armónicos, interrupciones breves del suministro (de duración

inferior a tres minutos), etc.

• La atención comercial, siempre desde el punto de vista técnico, medida por

indicadores tales como, tiempo de espera para obtener la conexión a la red de

un nuevo cliente desde que éste lo solicitó, tiempo de respuesta a las

reclamaciones que presentan los clientes afectados por mala calidad (o también,

en el caso antiguo de consumidores regulados, aún entonces al amparo de las

propias distribuidoras, el número de facturaciones con base en estimación de la

lectura del contador en lugar de la lectura real), etc.

2.6. Pérdidas técnicas y no técnicas.

Pérdidas técnicas:

- Se consideran pérdidas técnicas a la potencia y energía que se pierden en las

redes por la naturaleza del funcionamiento de los elementos que las componen,

principalmente líneas y transformadores.

- Se pueden distinguir dos componentes de estas pérdidas técnicas:

o Una parte que es independiente del flujo de la potencia que circule por la

red, ya que fundamentalmente son pérdidas fijas de magnetización de

los transformadores.

o La otra parte es proporcional de forma cuadrática al flujo de la potencia, es

decir, a la intensidad que circula por los transformadores y líneas. Éstas

son las conocidas como pérdidas óhmicas.

Pérdidas no técnicas:

- Por otro lado, las pérdidas no técnicas, a veces también conocidas como

pérdidas negras, se deben principalmente a hurto o, también antes, al impago

de la electricidad consumida por parte de los consumidores regulados.

El conjunto de pérdidas técnicas y no técnicas es responsabilidad de la distribuidora,

y ésta debe mantenerlas dentro de unos niveles considerados por el regulador como

aceptables.



Pág. 56

Estrictamente hablando, las pérdidas no son un coste de la distribuidora sino de la

generación, ya que esa energía que se pierde o que no se factura es producida por los

generadores. En último término, son los generadores los que deben recibir el coste

asociado a haber producido la energía de pérdidas y, también en último término, son los

consumidores los que pagan las mismas.

Sin embargo, queda claro que la gestión de la distribuidora es decisiva para actuar

sobre el nivel de las pérdidas y, por lo tanto, para ganar eficiencia de cara al sistema en

su conjunto:

- La distribuidora puede:

invertir adecuadamente en elementos que tengan niveles de pérdidas más

bajos; o

puede diseñar las líneas de una longitud y sección óptimas para minimizar

las pérdidas según el flujo de potencia previsto; o

puede emprender acciones para disminuir el nivel de hurto o de impagos

en la facturación.

- La conclusión es que la retribución de la empresa distribuidora debe verse

afectada por un incentivo económico a la disminución de pérdidas o una

penalización, si los niveles de pérdidas sobrepasasen los valores fijados como

objetivo.

Proceso del mecanismo de incentivos y penalizaciones:

Este mecanismo a aplicar a la distribuidora puede ser similar al que también se

aplica para la continuidad del suministro. Y esquemáticamente puede explicarse así:

• La remuneración base de la empresa distribuidora debe asociarse a unos niveles

de pérdidas base en cada una de las zonas tipo del área de distribución.

• La distribuidora deberá pagar o recibir la diferencia entre el coste de las pérdidas

realmente incurridas y las pérdidas fijadas como base o referencia.

o Si las pérdidas realmente incurridas son menores que las de referencia,

entonces la distribuidora tendrá un ingreso adicional, y en caso contrario

tendrá una pérdida económica.



Pág. 57

• Bajo este esquema, el pago de las pérdidas queda así traspasado a los distintos

agentes implicados:

o Los consumidores pagan sólo las pérdidas fijadas como de referencia.

o Los generadores reciben el pago correspondiente a las pérdidas reales.

o Y la distribuidora corre con el cargo de la diferencia entre ambos.

• Las pérdidas de referencia deben ser actualizadas periódicamente por el

regulador, por ejemplo, al finalizar cada período regulatorio.

o Así, según vayan disminuyendo las pérdidas de referencia con los años, se

logrará traspasar a los consumidores parte de los beneficios de eficiencia

ganados por las distribuidoras.

• En España, se establece un procedimiento de liquidación de la energía en el

mercado, mediante el cual:

o Los clientes finales y comercializadoras liquidan a la distribuidora la energía

consumida multiplicada por el coeficiente de pérdidas de referencia que el

regulador les asigna dependiendo del nivel de tensión donde se encuentren

conectados.

o Mientras que la distribuidora compra en el mercado la energía que entra a

su red al precio de mercado.

o De esta forma, las distribuidoras ven el coste de la diferencia entre las

pérdidas reales y las pérdidas de referencia.

2.7. Conexión de generación distribuida a las redes de distribución.

Diversas razones de planificación energética han conducido en estos últimos años al

desarrollo de la generación distribuida o GD conectada en las redes de distribución.

Entre estas razones podemos señalar, fundamentalmente, los beneficios asociados a

disminuir el impacto medioambiental de la generación eléctrica, a disminuir la

dependencia externa de combustibles fósiles y a aumentar la eficiencia energética en los

procesos combinados de generación eléctrica y calor, esto es, en la cogeneración.

2.7.1. Definición y clasificación.



Pág. 58

No existe una única definición generalmente aceptada de generación distribuida. En

general, se trata de generadores de pequeño tamaño (en España menores de 50 MW),

como oposición a las grandes centrales tradicionales, directamente conectados a la red de

distribución o conectados en las instalaciones del propio consumidor.

En función de la energía primaria utilizada, la generación distribuida (GD) se puede

clasificar en dos grandes bloques:

• GD de tipo renovable:

- Solar (fotovoltaica y térmica).

- Eólica (eólica y mini-eólica).

- Mini-hidráulica.

- Biomasa.

• GD de tipo no renovable:

- Combustión interna.

- Turbinas de gas (mini-turbinas y micro-turbinas).

- Pilas de combustible.

Tecnologías renovables en España:

El desarrollo de las tecnologías de generación renovables, por sus buenas

características desde el punto de vista del impacto medioambiental, está muy ligado a las

políticas de promoción e incentivación de los gobiernos.

- En España, por ejemplo, la generación eólica está adquiriendo un fuerte

desarrollo en estos últimos años, habiéndose superado ya los 15.000 MW de

capacidad instalada a finales de 2007.

- La energía producida en España en el año 2006 con generación de tipo

renovable fue el 12% del total de la energía eléctrica consumida.

- Cabe reseñar que algunos parques de generación eólica superan los 50 MW de

potencia instalada y, por ello, son conectados directamente a la red de

transporte, aproximadamente casi el 50% de la capacidad eólica total instalada.

La producción de electricidad a estas escalas no se considera propiamente una

generación de tipo distribuido situada cerca del consumo.

Tecnologías no renovables en España:



Pág. 59

Por otro lado, el desarrollo de la generación distribuida de tipo no renovable se

encuentra muy ligada a la utilización de la cogeneración en procesos que requieren

generación de calor y de electricidad. Esto supone un aumento de la eficiencia energética

del proceso en su conjunto que también es incentivado por los gobiernos.

- En España, el 7,5% de la energía eléctrica consumida en 2006 fue generada por

cogeneradores.

- Las otras tecnologías no renovables, como son las micro-turbinas de gas y las

células de combustible, actualmente se encuentran todavía en una fase de

investigación y desarrollo donde el reto fundamental es reducir costes y

aumentar eficiencias.

o Se trata de tecnologías muy prometedoras, de elevada eficiencia

energética, modulares y adaptables a las necesidades particulares de cada

consumidor.

o El potencial desarrollo de las mismas puede afectar directamente a la

forma de concebir, planificar y desarrollar las redes eléctricas del futuro.

2.7.2. Impacto de la GD sobre las redes de distribución.

Se pueden destacar los siguientes puntos, si bien es cierto que en casi todos ellos

se observa cómo aparecen tanto aspectos positivos como negativos ligados a la conexión

de la GD a las redes de distribución:

1) Impacto sobre las inversiones de red:

- Como punto negativo, la conexión de GD a la red supone la inversión en

nuevas instalaciones que conecten a la red existente la GD, o en refuerzos

de instalaciones ya existentes, situadas aguas arriba del punto de conexión,

necesarias para evacuar la potencia generada.

- Por otro lado, como punto positivo, si la generación está situada cerca del

consumo, en ciertas horas del día la energía neta demandada será menor,

disminuyendo así el grado de carga de las instalaciones existentes y, con

ello, la necesidad de reforzarlas en el futuro debido al crecimiento vegetativo

de la demanda.

- Por lo tanto, el impacto de la GD sobre la necesidad de inversiones en red

puede presentar aspectos positivos y negativos.



Pág. 60

2) Impacto en la operación y explotación de la red:

- Las redes de distribución se diseñan fundamentalmente para suministrar las

demandas con un criterio de flujo de potencia unidireccional y radial, desde la

subestación hacia las cargas.

o La conexión y operación de GD cerca de los consumos hace que la

dirección natural del flujo de potencia pueda invertirse, fluyendo ahora

desde la demanda hacia la subestación.

o Este efecto complica los criterios que se utilizan en distribución para

determinar posibles sobrecargas en los conductores, y también el

necesario control de las tensiones en la red dentro de los márgenes

permisibles.

- Del mismo modo, la lógica de actuación de los sistemas automáticos de

protección frente a cortocircuitos o sobrecargas se complica, necesitándose

criterios adicionales de direccionalidad para conocer dónde se localiza el

problema.

- Adicionalmente, en general, también la potencia de cortocircuito en la red

aumentará debido a la conexión de GD, suponiendo la necesidad de revisar

los criterios de diseño de los elementos de corte y seccionamiento en la red

(interruptores y seccionadores) y de los embarrados en las subestaciones.

3) Impacto en la calidad del suministro:

- Desde el punto de vista de los aspectos técnicos de la calidad del suministro,

es decir, continuidad del suministro y calidad del producto, la GD puede tener

un impacto que debe ser adecuadamente valorado.

- En lo relativo a continuidad de suministro:

o La GD puede fallar con una determinada tasa de avería, su fallo podrá

afectar al funcionamiento de otros consumidores conectados en la

misma red y, por tanto, aumentar los índices de indisponibilidad de la

compañía distribuidora.

o Sin embargo, en el lado positivo, si la GD permitiera ser controlada por

la compañía distribuidora, la GD podría ser utilizada para dar energía

de apoyo a los consumidores cercanos en el caso de una avería en la

red, bien bajo funcionamiento en isla o bien conectada a través de una

alimentación de emergencia.



Pág. 61

En este último caso, por el contrarío, se podrían mejorar los

índices de continuidad de la distribuidora.

- Con relación a la calidad del producto:

o En aspectos tales como mantenimiento de tensiones dentro de

márgenes, emisión de perturbaciones, tales como flicker o armónicos,

etc., el impacto de la GD es muy variado, dependiendo

fundamentalmente de la tecnología y de su interfaz de acoplamiento

con la red.

o Así, por ejemplo, generadores eólicos, basados en generadores

asíncronos, pueden introducir flicker por las oscilaciones de potencia

generadas debidas a las variaciones del viento; o también pueden

provocar problemas de tensión asociados a la falta de control de la

potencia reactiva consumida.

Ambos fenómenos se pueden mejorar si se utilizan generadores

asíncronos con rotor doblemente alimentado.

o Otro ejemplo lo constituyen las células fotovoltaicas, que necesitan un

inversor de potencia para convertir la energía eléctrica generada en

corriente continua a corriente alterna y verterla en la red.

Estos inversores deben llevar asociados filtros para eliminar la

emisión de corrientes armónicas que, de no ser así, serían

inyectadas en la red de la empresa distribuidora.

4) Impacto en las pérdidas óhmicas en la red:

- La distribuidora debe tener incentivos para mantener un nivel de pérdidas en

la red por debajo de los estándares fijados por el regulador.

- La producción de energía por GD puede variar los flujos de potencia en la red

y, por tanto, variará las pérdidas asociadas que dependen del cuadrado del

flujo de la potencia.

o En aquellos tramos de red en los que disminuya la potencia, las

pérdidas disminuirán, y viceversa.

- En general, y de forma positiva, cuando el nivel de penetración de la GD en

la red no es muy alto, y esta generación está situada cerca del consumo, el

flujo de potencia que se demanda desde las subestaciones aguas arriba



Pág. 62

disminuirá. Ello tendrá un efecto beneficioso sobre las pérdidas de la

distribuidora.

- Por el contrario, y de forma negativa, si la GD alcanza niveles muy elevados

o se coloca en líneas dedicadas y aisladas del consumo, el flujo de potencia

se invertirá y aparecerán flujos nuevos o mayores de los que había

previamente sin la GD. En este caso las pérdidas de la distribuidora

aumentarían.

- Por tanto, es necesario dotarse de métodos de evaluación de esta casuística

y reconocer tanto a la distribuidora como a la propia GD el impacto

económico asociado.

5) Costes hundidos de instalaciones de red ya existentes:

- Tal y como ya se ha visto antes, la retribución de la distribuidora debe ser

convenientemente regulada, habiendo una mayor tendencia hacia la

regulación por incentivos, bien por limitación de precios o bien por limitación

de ingresos.

o En el caso de limitación de precios, la retribución de la distribuidora

dependerá, en general, de los kWh distribuidos, de forma directa; o

o En el caso de limitación de ingresos dependerá de un coeficiente de

proporcionalidad, si es el caso.

- Cuando se conecta la GD a la red, la energía neta distribuida, si se mide en

los puntos frontera de entrada a la distribuidora, disminuirá, y si es éste el

parámetro que se utiliza en la fórmula de retribución, ello afectará

negativamente a los ingresos de la distribuidora.

o En el corto y medio plazo, las instalaciones que la compañía tendió

para suministrar la demanda prevista sin GD deben seguir siendo

retribuidas y no verse afectadas por la disminución de energía neta

circulada.

- Otra consideración diferente, es integrar en el proceso de toma de decisiones

en el medio y largo plazo la potencial existencia de GD, llegándose entonces

a unas necesidades de inversión en red más acordes con la nueva

tecnología disponible y la nueva concepción de redes con un mayor nivel de

integración de GD.



Pág. 63

2.7.3. Cargos por conexión y tarifas de acceso de la GD.

Con independencia del país, cuando un generador distribuido pide su conexión a la

red, en general, al igual que los generadores ordinarios o las demandas, deberá satisfacer

un cargo por conexión y una tarifa por uso de la red o use-of-system charge, incluida en la

tarifa de acceso.

Cargo por conexión:

• El cargo por conexión está asociado al coste de las instalaciones necesarias

para llegar desde el lugar donde se localiza la GD hasta el punto de la red más

cercano que cumpla con los requisitos técnicos, es decir, con suficiente

capacidad de suministro.

• Además, dicho cargo puede incluir los refuerzos de la red existente

(transformadores y líneas) requeridos para absorber la potencia inyectada en la

red por el GD en cuestión.

• Respecto a los conceptos que incluye el cargo por conexión de la GD, existen

dos opciones:

a) Cargos regulados y estandarizados (shallow costs): únicamente cubren

las instalaciones de conexión. Se utilizan para generadores de pequeño

tamaño (por ejemplo, en Holanda, para S < 10 MVA).

b) Cargos calculados de conexión y refuerzo de la red aguas arriba (deep

costs): se utilizan para generadores de mayor tamaño conectados en

redes de MT o AT.

Tarifa por uso de red (use-of-system charge):

• En cuanto a la tarifa por uso de red que un GD debe satisfacer, su principal

objetivo, como lo es para el caso de las tarifas que pagan los consumidores,

sería contribuir al pago de la proporción de la red (infraestructuras y costes

operativos) utilizada por el generador.

• Las tarifas de red se calculan de modo eficiente dependiendo del uso que el

consumidor o generador, en términos de potencia y de energía, hacen de la red

y por tanto de su localización en la misma.



Pág. 64

• En general:

- Las tarifas de uso se diferencian por niveles de tensión; y

- Los pagos se hacen proporcionales a la potencia consumida en horas

punta o potencia contratada, y a la energía consumida con cierta

discriminación temporal.

• Existen importantes diferencias de unos países a otros en lo relativo a la tarifa

por uso de red que la GD debe satisfacer. Por ejemplo:

o En algunos países, como en España, tanto la GD como la generación

convencional no pagan tarifa de acceso o de uso.

o En cambio, en otros países, como en Holanda, la GD sólo paga tarifa de uso si está conectada en la red de distribución de AT.

• En teoría, unas tarifas de uso eficientes de red para la GD deberían tener

discriminación espacial y temporal, dando señales de localización y de

conveniencia temporal en la generación a la GD.

o Ello conduciría a disminuir o retrasar inversiones en elementos de red o,

por el contrario, responsabilizaría a la GD del pago de inversiones

adicionales, si fuera el caso.

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] Cap. 3: REVISIÓN DEL CASO DE ESPAÑA


Pág. 65

Capítulo 3 Revisión del Caso de España



Pág. 66

3. REVISIÓN DEL CASO DE ESPAÑA.

Éste es el caso que se revisará con mayor profundidad, al ser el referente sobre el

que establecer los posibles problemas de acceso y conexión, y sobre el cual habrá que

aplicar las correspondientes comparaciones y análisis respecto de otros países. Además,

el hecho de contar de primera mano con toda la documentación legislativa vigente sin

restricciones de acceso y/o idiomas también ha facilitado semejante nivel de detalle.

Por ello, en la revisión del caso español, se han podido analizar todas las

variaciones posibles de acceso y conexión a redes:

• Conexión y acceso en Distribución:

- Para suministro (consumidores); y

- Para generación (productores).

• Conexión y acceso en Transporte:

- Para suministro (consumidores); y

- Para generación (productores).

En el resto de países, en cambio, y fundamentalmente por restricciones de acceso a

determinada información, no siempre se han podido tener en cuenta todas estas

variaciones en los casos de conexión y acceso, si bien es cierto que, en todo momento, se

ha priorizado sobre los casos de distribución para suministros, objetivo principal de este

trabajo.

3.1. Marco normativo.

3.1.1. Principal normativa aplicable.

Es de aplicación mucha normativa nacional. No obstante, a continuación se

enumeran, a efectos de simplificación, sólo la legislación aplicable más significativa:

• Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

• Ley 17/2007, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre del

Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del



Pág. 67

parlamento europeo y del consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas

comunes para el mercado interior de la electricidad.

• Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las

actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y

procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

• Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican

determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.

• Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el régimen

retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica.

• RD 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del

suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.

Para el desarrollo de esta tesis se ha tenido en cuenta la normativa aquí

mencionada y más referida en la bibliografía.

Sin embargo, por su especial importancia y aplicabilidad en el campo de la

distribución eléctrica, en los puntos siguientes se describen, de manera general, el RD 1955/2000 y el RD 222/2008, reales decretos que marcan las pautas españolas en lo

concerniente al acceso y conexión a las redes y a su retribución.

3.1.2. Real Decreto 1955/2000 de 1 de Diciembre.

Objeto:

El RD 1955/2000 tiene por objeto establecer el régimen jurídico aplicable a las

actividades de transporte, distribución, comercialización y suministro de energía eléctrica y

a las relaciones entre los distintos sujetos que las desarrollan, estableciendo las medidas

necesarias encaminadas a garantizar este servicio esencial a todos los consumidores

finales.

También, se establece el régimen de autorización correspondiente a todas las

instalaciones eléctricas y el procedimiento de inscripción en los distintos registros

administrativos.



Pág. 68

Este Real Decreto, a pesar de su ya relativa antigüedad, sigue estando vigente. Está

pendiente de una profunda reforma, pero a pesar de ello sigue siendo una importante

referencia en nuestro país para las regulaciones de las actividades de redes (transporte y

distribución) y las actividades de consumo (comercialización y suministro).

Contenido:

En el Título I se establecen unas disposiciones generales al objeto de clarificar las

distintas actividades eléctricas y los regímenes aplicables.

En el Título II queda regulada la planificación eléctrica, que en el nuevo modelo

tiene carácter indicativo, salvo lo que se refiere a instalaciones de transporte de energía

eléctrica que será realizada por el Estado, con la participación de las Comunidades

Autónomas. Dicha planificación considera dentro de sus objetivos lo siguiente:

• El mantenimiento de un adecuado nivel de conexión entre producción y

demanda.

• Garantizar la seguridad y calidad del suministro eléctrico al menor coste posible

para los consumidores.

• Desarrollo de la red de transporte de manera participativa con los distintos

agentes y organismos afectados.

En el Título III se desarrolla el marco normativo en el que se desenvolverá la

actividad de distribución de energía eléctrica, los gestores de las redes de distribución y

empresas distribuidoras. Asimismo, se desarrolla el régimen económico de los derechos de acometidas y demás actuaciones necesarias para atender el suministro.

En el Titulo IV se establece el acceso a las redes de transporte y distribución.

También, se desarrollan las líneas directas, definidas en la Ley 54/1997, que podrán

realizarse a iniciativa de los productores y los consumidores cualificados.

Los siguientes Títulos V y VI tratan la actividad de comercialización y consumidores

cualificados y el suministro, en lo relativo a los contratos de suministro a tarifa y de acceso

a las redes, la facturación y la suspensión, y la calidad de servicio.



Pág. 69

Los procedimientos de autorización de las instalaciones de producción, transporte y

distribución se establecen en el Título VII.

El último, el Título VIII, desarrolla todas las cuestiones relacionadas con los registros

administrativos, el tratamiento de los datos, la cancelación de las inscripciones y

particulariza todo lo relativo al Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de

Energía Eléctrica y el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y

Consumidores Cualificados.

3.1.3. Real Decreto 222/2008 de 15 de Febrero.

Antecedentes y principales pautas:

El RD 2819/1998 de 23 diciembre, por el que se regulan las actividades de

transporte y distribución de energía eléctrica, aún vigente hoy en día, especialmente en lo

relativo al transporte, ha encontrado sus sucesores en los RD 1955/2000 y en el RD

222/2008. Éste último en concreto ha sustituido a todos los anteriores en lo que se refiere

a la retribución de distribución, ya que esta actividad del sector eléctrico se había

encontrado siempre con grandes carencias en su regulación, sobre todo en su régimen

económico, en normativas anteriores.

El RD 2819/1998 presentaba importantes deficiencias. En él los incrementos

anuales de la retribución de la actividad de distribución eléctrica se establecían a nivel

global para todo el conjunto de empresas, sin considerar las especificidades propias de

cada zona geográfica (en especial, las variaciones zonales de la demanda), lo que no

retribuía adecuadamente la inversión en aquellas zonas en las que la demanda creciese

por encima de la media. En cambio, en el RD 222/2008, cada empresa verá modificada su

retribución en función del crecimiento de la demanda de energía de su zona y no de la

media del resto, lo que facilitará que las inversiones lleguen a los lugares donde más se

necesitan.

Por otra parte, el antiguo régimen del RD 2819/1998:

• No tenía en cuenta incentivos orientados a la mejora de la calidad, ni a la

reducción de pérdidas, necesarios para inducir a las empresas a invertir para la

consecución de estos objetivos en beneficio de los consumidores.



Pág. 70

• La fórmula de cálculo de la retribución, la fijaba para un período indefinido, pero

los ingresos de distribución eran fijados anualmente con un reparto por

empresas no siempre transparente.

• La remuneración final estaba basada gradualmente en una red de referencia

propuesta por una de las empresas.

• En la práctica, se incentivó muy poco la reducción de costes, en comparación

con lo que se hubiera podido conseguir con un modelo de competencia

referencial nacional.

En cambio, con la aparición del RD 222/2008, lo que se ha conseguido es dar un

verdadero impulso a los criterios de peso que realmente deben marcar la retribución de la

actividad de distribución, esto es, los criterios basados en el desarrollo y gestión eficientes

de redes de distribución. Tales criterios tienen por objeto incentivar la mejora de la eficacia

de la gestión, la eficiencia económica y técnica y la calidad del suministro eléctrico, así

como la reducción de las pérdidas de las redes de distribución.

Además, la retribución de la actividad de distribución se determinará atendiendo a

períodos regulatorios de cuatro años de duración. Y, entre otras, las principales pautas de

actuación conforme a este RD 222/2008 son las descritas a continuación.

Antes del inicio de cada período regulatorio, el Ministro de Industria, Turismo y

Comercio revisará el conjunto de parámetros que se utilizarán para el cálculo de la

retribución de referencia reconocida a cada distribuidor por la actividad de distribución

para todo el período regulatorio. La Comisión Nacional de Energía elaborará un informe

que presentará al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio antes del 1 de noviembre

del último año de cada período regulatorio. Dicho informe incluirá una propuesta del

conjunto de parámetros y del nivel de retribución de referencia, de forma que 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.

Anualmente, el Ministro de Industria, Turismo y Comercio establecerá la retribución

reconocida a cada distribuidor.



Pág. 71

Anualmente, la Comisión Nacional de Energía elaborará un informe que contendrá

un resumen estadístico de las instalaciones de distribución, los niveles de calidad y los

niveles de pérdidas de cada una de las empresas distribuidoras, que será elevado al

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

Y como referente, se recurrirá al Modelo de Red de Referencia (MRR), una

herramienta informática que muestra el esquema teórico ideal de distribución en todo el

país, tanto desde el punto de vista técnico, como económico.

Novedades introducidas por el RD 222/2008:

Cabe señalar las siguientes:

• El titular de la instalación que haya optado por su ejecución directa y posterior

cesión (por ser utilizada por más de un consumidor), podrá exigir la suscripción

de un convenio de resarcimiento frente a terceros, a favor de los consumidores

suministrados por dicha instalación, por una vigencia mínima de 10 años (hasta

ahora era un máximo de 5 años) (artículo 9.3).

• Los refuerzos a los que se conecten las infraestructuras necesarias para atender

nuevos suministros o ampliación de existentes, que respondan al crecimiento

vegetativo de la demanda (lo que se denomina “extensión natural de las redes

de distribución”), deben ser realizados y costeados por la empresa de

distribución responsable de las mismas en la zona y reconocidas en la

retribución correspondiente a cada distribuidor. A estos efectos, se entiende por

crecimiento vegetativo de la demanda el aprobado por la Comunidad Autónoma

en los planes de inversión y desarrollo de las redes propuestas por las empresas

distribuidoras (artículo 9.1).

• La empresa distribuidora será responsable y asumirá el coste del entronque y

conexión de las nuevas instalaciones a la red de distribución existente y asumirá

el coste del mismo, sin perjuicio de dar cumplimiento a la normativa y protocolo

de seguridad (artículo 10.4).

3.2. Generalidades de los procesos de ATR en Distribución y Transporte.



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De manera genérica, y para mayor comodidad de aquí en adelante, se denominan

“Procesos de ATR (o de Acceso de Terceros a Red)” a los “Procesos de Conexión y

Acceso”, con independencia de que éstos se lleven a cabo bien en redes de distribución o

de transporte, o bien para suministros o para generadores. Su homólogo en inglés son los

TPA Proceses o procesos de Third Party Access.

No obstante, y de manera previa, es necesario matizar una serie de conceptos para

el caso español.

3.2.1. Conceptos.

Solicitante, peticionario, usuario o cliente:

En ambos casos (suministro y generación) se hará referencia al solicitante como un

único individuo, si bien:

• En Suministro éste puede no coincidir con el consumidor que, finalmente,

contrate el suministro.

• En Generación normalmente éste coincidirá con el productor.

Instalaciones de extensión e instalaciones de conexión:

Son las que resulta preciso realizar, a partir de las instalaciones existentes, bien

para atender un nuevo suministro o la ampliación de uno ya existente, o bien para permitir

la conexión de unidades de generación.

• En Suministro:

- Se procede a realizar una extensión de la red de distribución o de la red

de transporte.

- En Baja Tensión, y por tanto en redes de Distribución:

Si no proceden refuerzos o adecuaciones en la red, se habla de

acometida o extensión de red, procediendo ésta en la mayoría de

los casos.



Pág. 73

Si proceden refuerzos o adecuaciones en la red, se habla de

instalaciones de extensión, refiriéndose éstas a todo el conjunto

de instalaciones destinadas a este fin (acometida más refuerzos).

El reparto de costes de dichas instalaciones de conexión depende de las características del suministro (potencia demandada y tipo

de terreno).

- En Alta Tensión, y por tanto en la red de Transporte:

Se habla en términos genéricos de instalaciones de extensión,

con independencia de que sean o no necesarios refuerzos o

adecuaciones adicionales en dicha red.

El solicitante siempre debe costear todas las instalaciones de extensión, si bien su ejecución (proyecto y construcción) puede

repartirse entre distintos agentes.

• En Generación:

- Se procede a realizar una conexión a la red de distribución o a la red de

transporte.

- En ambos casos, se habla de línea de evacuación, pudiendo o no

proceder ésta en función de la cercanía entre la instalación generadora y

la red a la que se conecte.

- El conjunto de todas las instalaciones a este fin, incluyendo los posibles

refuerzos o adecuaciones de la red (ya sea en distribución o en

transporte), constituyen las instalaciones de conexión.

- El solicitante (productor) siempre debe costear todas las instalaciones de conexión, bien se trate de generación evacuada en

distribución o en transporte, aunque la ejecución de éstas (proyecto y

construcción) puede repartirse entre distintos agentes.

Conflictos:

Un conflicto se plantea cuando no hay un acuerdo entre los agentes para promover

una determinada actuación. Se pueden dividir en 2 categorías principalmente:



Pág. 74

• Conflictos de conexión: versan sobre los elementos y condiciones técnicas

que conectan la instalación de que se trate (de consumo o de generación) con

la red de distribución o con la red de transporte.

• Conflictos de acceso: versan sobre la evaluación de la capacidad de la red a

los efectos de soportar la circulación de la energía que se va a generar o que

se va a consumir.

Acometidas:

La acometida es la instalación que une la red de distribución propiedad de la empresa distribuidora con el punto de entrega de energía propiedad del consumidor. De manera coloquial se entiende por acometida este tipo de instalaciones

para BT, pero se dan tanto para baja tensión (BT) como para media tensión (MT).

Las acometidas, por término general, suelen ser propiedad de la empresa

distribuidora y pueden ser:

• Para baja tensión (inferior a 1 kV):

- monofásicas (dos conductores, fase y neutro), comúnmente para

viviendas unifamiliares; o

- trifásicas (cuatro conductores, tres fases y neutro), para edificios de

varias viviendas.

• Para media tensión (superior a 1kV):

- de tres conductores.

En cuanto a su construcción pueden ser subterráneas o aéreas, dependiendo del

tipo de distribución (en zonas urbanas cada vez está más generalizado que se realicen

subterráneas, mientas que se tienden aéreas para líneas de AT).

Caja General de Protección:

La caja general de protección sirve para conectar la instalación eléctrica de los

clientes a la red de la empresa distribuidora, normalmente en baja tensión. Es propiedad del cliente, y es su enlace con la acometida propiedad de la distribuidora.

Además de realizar físicamente la conexión, delimita la propiedad y responsabilidad

entre la empresa distribuidora y el cliente, y contiene fusibles para evitar que posibles



Pág. 75

averías en la red del cliente se extiendan a la red de la distribuidora y, por tanto, que

afecten a otros clientes.

Su ubicación normalmente queda establecida de la siguiente manera:

• Se instalan preferentemente fuera de los edificios y en la zona más próxima a

la red distribuidora, en lugares de libre y permanente acceso.

• Cuando la fachada no linde con la vía pública, la caja general de protección se

situará en el límite entre las propiedades públicas y privadas.

• Cuando la acometida (red propiedad de la empresa distribuidora) sea aérea

podrán instalarse en montaje superficial; la instalación aérea se hará entonces

a una altura de entre 3 y 4 m del suelo.

• Cuando la acometida sea subterránea se instalará en el interior de un

habitáculo en pared que se cerrará con una puerta preferentemente metálica.

La parte inferior de la puerta se encontrará a un mínimo de 30 cm del suelo.

Sus principales características físicas son éstas:

- Las cajas a utilizar serán según las normas UNE correspondientes.

- Dentro de las mismas se instalarán fusibles en todos los conductores de fase,

calibrados según la corriente de cortocircuito prevista en el punto de consumo.

- El neutro estará formado por una conexión amovible situada a la izquierda de

las fases y dispondrá también de un borne para su conexión a tierra si

procede.

- Las Cajas Generales de Protección se recomienda que sean de la Clase II

(doble aislamiento o aislamiento reforzado).

Enganche:

Es la operación de conectar la acometida con las instalaciones de la Empresa

Distribuidora y de dar servicio eléctrico.

Verificación:



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Es la revisión y comprobación del estado y condiciones técnicas reglamentarias de las

instalaciones del cliente previas al enganche de las mismas.

Derechos de acometida:

Es la contraprestación económica que debe ser abonada a la empresa distribuidora

por la realización del conjunto de actuaciones necesarias para atender un nuevo

suministro o para la ampliación de una ya existente.

El artículo 44 del RD 1955/2000 define los derechos de acometida como el pago que

debe de satisfacerse a la Empresa Distribuidora por todas las actuaciones necesarias

para atender, o ampliar, un suministro eléctrico. Del mismo modo, también establece que

serán únicos para todo el territorio nacional y que serán determinados según el suministro

correspondiente.

Estos DERECHOS DE ACOMETIDA se subdividen en dos:

• Derechos de extensión, por la ejecución de los trabajos precisos para

conectar a la red de distribución existente la Caja o Cajas Generales de

Protección, primer elemento propiedad del solicitante. Se pagan por las

infraestructuras eléctricas necesarias para realizar el enlace.

• Derechos de acceso, por disponer de una conexión a la red eléctrica. Se

pagan por tener derecho a incorporarse a la red de distribución.

Por lo tanto:

Derechos de Acometida = Derechos de Extensión + Derechos de Acceso

Existe un tercer tipo de derechos a pagar que, si bien no quedan estrictamente

enmarcados dentro de los derechos de acometida, sí aparecen como consecuencia de tal

acometida, pero sólo en los casos en que las instalaciones de extensión deban ser

cedidas a la empresa distribuidora. Éstos derechos son los siguientes:

Derechos de supervisión de instalaciones cedidas, siendo éstos la

contraprestación económica por la supervisión de trabajos y realización de

pruebas y ensayos previos a la puesta en servicio, a pagar a la empresa

distribuidora por el solicitante de un nuevo suministro o de la ampliación de



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potencia de uno ya existente, que opten por la ejecución directa y posterior

cesión de las instalaciones.

No obstante, según el artículo 10 del RD 222/2008, este tercer tipo de derechos, los

de supervisión de instalaciones cedidas, también pueden ser incluidos como concepto

integrante de los derechos de acometida.

Cesión de instalaciones:

Los casos en que las instalaciones de extensión deben ser cedidas quedan

fijados según el artículo 45 del RD 1955/2000, y son éstos:

Cuando el solicitante demande un nuevo suministro o la ampliación de potencia

de uno ya existente, pero superando los límites de potencia establecidos (100

kW para baja tensión, ó 250 kW para alta tensión).

En los supuestos en que concurran dos circunstancias:

i) que se trate de “suelo sin condición de solar”, o bien de “suelo urbanizable”

o bien de “suelo no urbanizable”; y

ii) que, a la vez, las instalaciones de extensión necesarias estén destinadas a

más de un consumidor.

Entonces, en estos supuestos:

Dichas instalaciones de extensión tendrán la consideración de red de

distribución y, por ello, deberán ser cedidas; y

Además, en este último caso, el titular originario de la instalación

podrá exigir a la distribuidora la suscripción de un convenio de

resarcimiento frente a terceros por una vigencia mínima de 10 años

(a partir de la entrada en vigor del RD 222/2008, por su artículo 3),

quedando de este modo dichas infraestructuras abiertas al uso de

dichos terceros.

En ambos casos, el solicitante (promotor) deberá optar por la ejecución directa de

las instalaciones de extensión necesarias y su posterior cesión a la empresa distribuidora.

Cálculo de los derechos de acometida:



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El régimen económico de los derechos de acometida y demás actuaciones

necesarias para atender los requerimientos de suministro de los usuarios se establecerá

por orden ministerial, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, y su importe se

calcula en base a unas cuotas en €/kW solicitado (también de extensión y acceso)

establecidas en función de la tensión de suministro y de la potencia solicitada, conforme al

art. 10.2 del RD 222/2008.

Tales cuotas de extensión y acceso fueron inicialmente fijadas por el RD 1955/2000

en sus artículos 47.3 y 47.4 respectivamente, y aunque a día de hoy estos valores sólo

sean referenciales, se exponen a continuación:

Art. 47.3. Las CUOTAS DE EXTENSIÓN, fijadas en función de la tensión de la

red de suministro, fueron inicialmente las siguientes:

a) Alta tensión:

Potencia solicitada: ≤ 250 kW:

Tensión Cuota de extensión

(€-pesetas/kW solicitado)

V ≤ 36 kV 13,59 €/kW (2262 ptas/kW)

36 kV < V < 72,5 kV 13,27 €/kW (2208 ptas/kW)

72,5 kV ≤ V 14,13 €/kW (2351 ptas/kW)

b) Baja tensión:

Potencia solicitada: ≤ 100 kW.

Cuota de extensión = 15,02 €/kW solicitado (= 2.500 ptas./kW).

Art. 47.4. Las CUOTAS DE ACCESO, fijadas en función de la tensión de la red

de suministro, fueron inicialmente las siguientes:

a) Alta tensión:

Tensión Cuota de acceso

(€-pesetas/kW contratado)



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V ≤ 36 kV 14,75 €/kW (2455 ptas/kW)

36 kV < V < 72,5 kV 12,74 €/kW (2119 ptas/kW)

72,5 kV ≤ V 9,26 €/kW (1540 ptas/kW)

b) Baja tensión:

Cuota de acceso = 17,04 €/kW contratado (= 2.836 ptas./kW).

No obstante, y acogiéndonos estrictamente a la legislación vigente, podemos

exponer el cálculo de estos derechos de acometida siguiendo los criterios marcados en el

artículo 10 del RD 222/2008 en sus puntos 2 y 3, donde queda establecido lo siguiente:

- El régimen económico de los derechos de acometida y demás actuaciones

necesarias para atender los requerimientos de suministro de los usuarios se

establecerá por orden ministerial:

o Mediante la aplicación de un baremo por potencia y nivel de tensión en €

por kW de potencia solicitada en extensión y contratada en acceso; y

o De forma que se asegure la recuperación de las inversiones y gastos

en que incurran las empresas distribuidoras.

- Los ingresos por derechos de extensión, acceso y supervisión de instalaciones

cedidas se considerarán, a todos los efectos, retribución de la actividad de

distribución.

- Las cantidades a pagar por derechos de acometida serán fijadas por las CC.AA. dentro de un margen de ± 5% sobre los derechos establecidos en la

orden ministerial antes referida (artículo 10.3 del RD 222/2008).

- Estos derechos serán función de la potencia que se solicite y de la ubicación del

suministro.

- En aquellas comunidades autónomas en las que no se haya desarrollado el

régimen económico de los derechos de acometida, se aplicará el régimen

económico establecido en la aludida orden ministerial.

Derechos de enganche:



Pág. 80

Son las percepciones económicas que podrán percibir los distribuidores para

atender la operación de acoplar eléctricamente la instalación receptora a la red de la

empresa distribuidora, quien deberá realizar esta operación bajo su responsabilidad (RD

1955/2000, artículo 50.2).

Derechos de verificación:

Son las percepciones económicas que podrán obtener los distribuidores por la

revisión y comprobación de que las instalaciones receptoras se ajustan a las condiciones

técnicas y de seguridad reglamentarias (RD 1955/2000, artículo 50.3).

Inversión de extensión:

Es la inversión correspondiente a las instalaciones de extensión.

Potencias tope y tipos de suministro:

Según el artículo 46 del RD 1955/2000, tendrán la consideración de:

• Suministro en baja tensión, aquél que se realiza a una tensión ≤ 1 kV.

Para estos casos, la potencia máxima a atender en baja tensión es de 100

kW, salvo acuerdo con la empresa distribuidora.

• Suministro en alta tensión, aquél que se realiza a una tensión > 1 kV.

Para estos casos, la potencia máxima a atender en alta tensión no tendrá

límite.

En cualquier caso, la elección de la tensión, el punto de entrega y las características

del suministro serán acordados entre la empresa distribuidora y el solicitante, teniendo en

cuenta en desarrollo racional y óptimo de la red, y siempre con el menor coste posible y

garantizando la calidad de suministro.

Suministros especiales:

Vienen definidos y estipulados por el artículo 48 del RD 1955/2000. Ninguno de ellos

podrá ser utilizado para fines distintos a los que fueron solicitados, y se consideran

suministros especiales para determinar los derechos de acometida los siguientes:



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a) Los de duración no superior a seis meses o suministros de temporada:

- Aquí el solicitante pagará a la empresa distribuidora, o realizará por su

cuenta, el montaje y desmontaje de las instalaciones necesarias para

efectuar el suministro.

- La empresa distribuidora podrá exigir al solicitante de este tipo de suministro

un depósito por un importe no superior a una mensualidad, estimadas 8

horas de utilización diaria de la potencia contratada, que se devolverá a la

conclusión del suministro.

- Las empresas distribuidoras no podrán cobrar, para este tipo de suministros,

cantidad alguna en concepto de derechos de acceso.

b) Los provisionales de obras.

- Serán de cuenta del solicitante las inversiones necesarias que sirvan

exclusivamente para esta finalidad.

- El desmontaje de las instalaciones provisionales será también de cuenta del

solicitante.

- Si la instalación de extensión que ha sido preciso realizar para llevar a cabo

el suministro provisional, o parte de ella, es utilizable para el suministro

definitivo, y se da la circunstancia de que, por la ubicación de las

edificaciones o instalaciones que se construyan, las inversiones de extensión

correspondan ser realizadas por la empresa distribuidora, las cantidades

invertidas por el solicitante serán descontadas de los derechos de acometida

a pagar por el suministro definitivo.

- La empresa distribuidora podrá exigir al solicitante de un suministro de obra

un depósito por un importe no superior a una mensualidad, que se calculará

a razón de 6 horas diarias de utilización de la potencia contratada, y que será

devuelta a la conclusión de la obra.

- Las empresas distribuidoras no podrán cobrar, para este tipo de suministros,

cantidad alguna en concepto de derechos de acceso.

c) Los de garantía especial de suministro.

- Si algún consumidor de alta o baja tensión deseara una garantía especial de

suministro y ésta es atendida mediante el establecimiento de un suministro

complementario, tal como es definido en el Reglamento Electrotécnico para



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Baja Tensión vigente, los costes totales a que dé lugar dicho segundo

suministro serán íntegramente a su cargo.

- Por el concepto de derechos de acceso no se podrá producir una duplicidad

de percepciones con las ya satisfechas por el suministro principal, salvo que

este segundo suministro sea realizado por una empresa distribuidora distinta.

3.2.2. Gestión de una acometida.

Es preciso que, mediante un expediente de acometida, se solicite a la empresa

distribuidora el suministro de energía eléctrica en los puntos de consumo. Este expediente

permitirá llevar a cabo las actividades necesarias para dejar dichos puntos de consumo

disponibles para contratar posteriormente la energía, a través de una comercializadora.

Los expedientes de acometida están clasificados por motivos según las

necesidades del solicitante.

Los motivos más comunes de solicitud de suministros individuales (unifamiliares) y

colectivos (edificios) suelen ser los siguientes:

- Nuevo suministro.

- Aumento de potencia.

- Cambio de tensión.

- Cambio de tarifa.

- Producción Régimen Especial.

- Renovación de instalaciones.

- Plan urbanístico.

La solicitud normalmente se puede realizar a través de varias vías: teléfono, correo

electrónico o telemáticamente.

Un expediente pasa, por este orden, por las siguientes fases desde que se solicita

hasta que el punto de suministro está disponible para contratar:

• Fase 1: Fase de solicitud.

• Fase 2: Fase de elaboración de informe.

• Fase 3: Fase de elaboración/revisión de proyecto.

• Fase 4: Fase de Ejecución de obra.



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• Fase 5: Fase de puesta en marcha (disponible para contratar).

3.2.3. Fases de una acometida.

Aunque más adelante se detallan los pasos a seguir con mayor profundidad y las

peculiaridades concretas según las diferentes combinaciones (distribución o transporte,

suministro o generación), a continuación se exponen de manera resumida las fases

genéricas que comprenden la gestión de una acometida, a fin de tener una visión global

de su procedimiento en España.

1) Fase de solicitud:

Ésta es la fase de apertura del expediente. Se recogen datos del solicitante,

instalador y documentos de plano de situación y plano de ubicación de la caja general de

protección si son necesarios.

Cuando todo está recopilado se realiza la apertura definitiva para poder informar. No

obstante, el expediente se encontrará parado mientras no se reciban los planos

solicitados.

2) Fase de elaboración de informe:

En esta fase, el departamento técnico de la distribuidora hace el estudio de la zona

afectada, valorando las actividades necesarias para poder llevar a buen fin las

instalaciones solicitadas.

Se realiza el informe con las condiciones técnico-económicas que dan lugar a la

carta que será enviada al solicitante, incluyendo la información sobre la documentación

que debe aportar el solicitante para la realización del expediente.

En este momento el solicitante recibirá la carta de condiciones quedando el

expediente pendiente de recibir respuesta. Para ello hay un periodo máximo de tres

meses.

3) Fase de elaboración/revisión de proyecto:



Pág. 84

En esta fase, una vez el solicitante ha remitido la carta de condiciones, se procede al

acuerdo económico, revisión de proyectos y documentación requerida, y preparación de

las acciones necesarias para el inicio de las obras.

En el caso de ser necesario permisos y licencias oficiales, se solicitan quedando el

expediente parado pendiente de concesión de los mismos.

4) Fase de Ejecución de obra:

Una vez concedidos los permisos necesarios, se procede al inicio y final de las

obras, se recoge la documentación concerniente a las mismas y la documentación de

instalaciones de enlace.

Se comprueban in-situ que se realizan conforme al proyecto, los planos y el croquis.

Posteriormente, se incorporan los datos en sistemas y queda preparado para posibilitar la

contratación.

5) Fase de puesta en marcha (disponible para contratar):

En esta fase se recogen los Certificados de Instalación Eléctrica (CIEs) y el

expediente queda posibilitado para poder contratar.

De esta forma, se comunica al solicitante que puede contratar dando por finalizado

el expediente.

3.2.4. Puntos clave en la gestión de acometidas.

A continuación se exponen los principales puntos a tener en cuenta en todo el

proceso derivado de las acometidas eléctricas.

Para el caso español, son los expuestos a continuación.

Momento de pago de los derechos de acometida:

• Los derechos de extensión los abona el solicitante cuando ya conoce el

importe de este concepto, y antes de la ejecución de la acometida.

• Los derechos de acceso los abona el solicitante en el momento de la contratación del suministro, y lo hace a través de un único pago.



Pág. 85

Importe a abonar por el usuario por los derechos de acometida:

El cliente o usuario final, al contratar el suministro para una vivienda, local, etc.,

tendrá que liquidar a la empresa distribuidora los derechos de acometida (extensión +

acceso) correspondientes a la potencia contratada siempre que no exceda de la

reconocida en la instalación.

• Si el cliente o usuario final contratase una potencia superior o ampliase la

potencia ya contratada, pero aún así tal potencia quedase por debajo de los 100

kW en baja tensión ó de los 250 kW en alta tensión, entonces:

- la empresa distribuidora será quien realice las instalaciones de extensión; y

- el solicitante abonará además el exceso por los derechos de extensión y

acceso correspondientes al incremento de potencia.

• Si es el solicitante quien paga la ejecución de la acometida, bien por superarse

las potencias máximas antes reseñadas o bien porque la parcela a edificar no

tuviese la condición de solar, entonces:

- el solicitante es quien directamente costea las instalaciones de extensión; y

- la empresa distribuidora no cobrará los derechos de extensión pero sí el

“derecho de acceso“.

- Además, en este caso, esta acometida posteriormente deberá ser cedida a

la empresa distribuidora.

Vigencia de los derechos de acometida a la instalación:

Los derechos de acometida ya satisfechos quedarán adscritos a las instalaciones,

viviendas, locales, parcelas, etc., para los que se abonaron hasta que cause baja el primer

usuario de la energía, cualquiera que sea el plazo transcurrido.

A partir de la baja de un cliente los derechos de acometida permanecerán

adscritos, o lo que es lo mismo, mantendrán una vigencia a la instalación durante tres años para suministros de baja tensión y durante cinco años para alta tensión.

Participación del Ayuntamiento local en los gastos de la solicitud de acometida:



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Ninguna, el Ayuntamiento no participa en estos gastos, salvo que el propio

Ayuntamiento sea el promotor.

Responsabilidad en la ejecución de las instalaciones de extensión:

Según el artículo 45 del RD 1955/2000, la empresa distribuidora que haya de

atender un nuevo suministro o la ampliación de uno ya existente estará obligada a la

realización de las infraestructuras eléctricas necesarias cuando dicho suministro se ubique en suelo urbano que tenga la condición de solar y hasta una potencia solicitada de 100 kW para suministros en baja tensión y 250 kW para alta tensión.

Para el resto de instalaciones de nueva extensión necesarias para atender las

solicitudes de nuevos suministros o ampliación de los existentes, el coste será de cuenta de sus solicitantes, sin que proceda el cobro de derechos de extensión, siendo dichos

casos los siguientes:

• Cuando el suministro se solicite en suelo urbano sin condición de solar, su

propietario deberá completar a su costa la infraestructura eléctrica necesaria

para que adquiera tal condición.

• En suelo urbanizable, su propietario deberá ejecutar a su costa la infraestructura

eléctrica necesaria, incluyendo la red exterior de alimentación y los refuerzos

necesarios.

• En el caso de suelo no urbanizable, el solicitante realizará a su costa la

infraestructura eléctrica para atender su suministro adquiriendo la condición de

propietario de dichas instalaciones.

Requisitos para la condición de solar urbano.

Según la Ley de ordenación urbanística para que un suelo sea solar urbano, debe

contar con:

- Acceso rodado por vía urbana pavimentada.

- Suministro de agua potable y energía eléctrica con capacidad suficiente para la

edificación, construcción e instalación prevista.

- Evacuación de aguas residuales.

- Alineaciones y rasantes cuando exista planeamiento urbanístico.



Pág. 87

Actuaciones de la empresa distribuidora.

Sus actuaciones se resumen en dos:

A) La comunicación de las condiciones técnico-económicas, esto es, la

elaboración y comunicación del presupuesto que corresponde al suministro

solicitado. Debe incluir:

- Detalle de los derechos que se deben abonar, indicando los que

pertenecen a extensión de red, y los de acceso;

- El sistema empleado para su determinación;

- El plazo de vigencia, mínimo tres meses; y

- La indicación de la reserva o no de centros de transformación.

B) Ejecución de la acometida, una vez abonados los derechos de extensión por

parte del solicitante, y puesta en funcionamiento de las instalaciones

necesarias para el suministro solicitado.

Permisos a tramitar por el peticionario cuando éste asume la obra civil de la acometida.

Según el tipo de obra a realizar, pueden ser:

• Licencia Municipal de calas o canalización.

• Licencia Municipal de Obras del Centro de Transformación.

• Permisos de terceros para la realización de la instalación proyectada.

• Aprobación por la empresa suministradora del proyecto de las instalaciones de

extensión a realizar, ya que debe estar directamente de acuerdo con sus

normas aprobadas oficialmente.

Plazos de la empresa eléctrica para comunicar las condiciones técnico-económicas de una acometida.

Siguiendo el artículo 103.2 del RD 1955/2000, nos encontramos con que los plazos

máximos para la contestación por escrito, contados en días hábiles, son:

• Para suministros en baja tensión:



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- Cuando se solicitan hasta 15 kW sin necesidad de instalaciones de

extensión: 5 días.

- Cuando no se requiera instalación de centro de transformación: 10 días.

- Servicio definitivo con centro de transformación de media a baja tensión: 20

días.

- Servicio definitivo con subestación transformadora de alta a media tensión:

30 días.

• Para suministros en alta tensión:

- Con tensión ≤ 66 kV: 40 días.

- Con tensión > 66 kV: 60 días.

Plazo de validez de los presupuestos técnico-económicos de una acometida.

Tres meses mínimo, a partir de la fecha de comunicación de dicho presupuesto.

Plazos máximos de ejecución tras el pago de los derechos de acometida a la empresa.

Aquí, de igual forma, y siguiendo también el artículo 103.2 del RD 1955/2000, nos

encontramos con que los plazos máximos contados en días hábiles para la puesta en

servicio de la instalación, una vez satisfechos los derechos de acometida para suministros

en baja tensión, son los siguientes:

• Para suministros en baja tensión:

- Cuando no se realice extensión de la red de baja: 5 días.

- Cuando sólo se necesite extensión de la red de baja: 30 días.

- Permisos de terceros para la realización de la instalación proyectada.

- Cuando se necesite construir un centro de transformación: 60 días.

- Cuando se necesite construir varios centros de transformación: 80 días.

• Para suministros en alta tensión:

- Acometida a un solo consumidor con tensión ≤ 66 kV: 80 días.



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- Para resto de suministros: En función de la importancia de los trabajos a

realizar.

Se debe tener en cuenta que estos plazos quedan paralizados ante dificultades

como falta de permisos, anomalías de sus instalaciones, licencia de obras, etc., hasta que

no se dispongan de los mismos.

Repercusiones por incumplimiento de plazos por parte de la distribuidora.

El RD 1955/2000 indica en su articulo 105, apartados 6 y 7, que, en todos aquellos

casos en que no se cumplan los plazos, las Empresas Distribuidoras procederán a abonar

al consumidor, por cada incumplimiento, en la primera factura que se produzca la mayor

de las siguientes cantidades: 30 € (5.000 pesetas) o el 10% de la primera facturación

completa. Además, el consumidor podrá reclamar, por la vía civil, la indemnización de los

daños y perjuicios que dicho incumplimiento le haya causado.

Se indica que no se considerarán incumplimientos de la calidad, las deficiencias

provocadas por causa de fuerza mayor.

Ahora bien, no se consideran razones de fuerza mayor las siguientes (artículo

105.8):

- Inadecuación de las instalaciones eléctricas al fin que deben de cumplir.

- Falta de previsión en la explotación de las redes eléctricas.

- Razones derivadas del funcionamiento de las empresas eléctricas.

- Fenómenos atmosféricos habituales en zonas geográficas.

Por tanto, no es motivo de fuerza mayor los problemas que las empresas de

distribución tengan de comunicación interna entre su personal, ni los derivados de la

implantación de nuevos programas de gestión en sus delegaciones, o los desequilibrios

entre el número de instalaciones eléctricas que deben de atender y los medios técnicos o

humanos con que cuenten para atender dichas instalaciones.

Reserva de local. Necesidad y procedimiento.

Cuando la potencia del suministro demandado sea superior a 100 kW, se debe

reservar espacio para un centro de transformación.



Pág. 90

El procedimiento, siempre que se supere esa potencia solicitada por encima de los

100 kW, para esta reserva viene estipulado en el artículo 47.5 del RD 1955/2000 y es el

siguiente:

• Da igual que se trate de:

- Suelo urbano con la condición de solar para un local, edificio o agrupación

de éstos (incluidos los suministros de alumbrado público); o de

- Otra categoría de suelo.

• Da igual también que se trate de:

- Un nuevo suministro; o

- Ampliación de uno existente.

• En cualquier caso, el solicitante deberá reservar un local, para su posterior uso

por la empresa distribuidora (de acuerdo con las condiciones técnicas

reglamentarias y con las normas técnicas establecidas por la empresa

distribuidora y aprobadas por la Administración competente), que cuente con

estas características:

- Cerrado y adaptado;

- Con fácil acceso desde la vía pública;

- Destinado para la ubicación de un centro de transformación cuya situación

corresponda a las características de la red de suministro aérea o

subterránea; y

- Destinado exclusivamente a la finalidad prevista.

• El propietario del local quedará obligado a registrar esta cesión de uso, corriendo

los gastos correspondientes a cargo de la empresa distribuidora.

• Si el local no fuera utilizado por la empresa distribuidora transcurridos seis

meses desde la puesta a su disposición por el propietario, desaparecerá la

obligación de cesión.

• La empresa distribuidora, cuando haga uso del mencionado local deberá abonar

al propietario una compensación "C" que se calculará con la siguiente fórmula:

C = S · Pm - N · T



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Siendo:

C = Compensación económica que la distribuidora abonará al propietario

del local a reservar para la ubicación del C.T.

S = Superficie interior en metros cuadrados del local cedido.

Pm = Precio vigente del módulo para viviendas de protección oficial (VPO),

establecido por el Ministerio de Fomento.

N = Potencia solicitada en kW.

T = Tarifa en €/kW solicitado. Tomó el valor inicial de 1.205 pesetas (7,24

€) y se actualiza anualmente en la misma proporción que lo hace el

módulo Pm (8,253591 € en la actualidad).

• Si la empresa distribuidora renunciara a hacer uso del local:

- El solicitante abonará a la empresa distribuidora, por una sola vez, el

importe de la tarifa T en vigor, en €/kW solicitado; y

- Se actualizará anualmente en la misma proporción que lo haga el módulo

Pm.

• Si la potencia del centro de transformación instalado es superior a la solicitada,

con la finalidad de suministrar energía a otros peticionarios:

- En este caso, la empresa distribuidora abonará a la propiedad del inmueble

en el que recaiga la instalación, y en el momento de la puesta en servicio

del centro de transformación, un importe por valor de la tarifa T vigente, en

€ por kW excedido respecto de la potencia solicitada.

• En actuaciones urbanísticas:

- El suelo necesario para subestaciones y el suelo o locales destinados a

centros de transformación, no computa a efectos de volumetría;

- En cambio, se definen como servicios dotacionales, en este caso,

infraestructuras básicas de suministro; y

- Serán costeados por el promotor o urbanizador.

Participación del solicitante en los costes de nuevas subestaciones eléctricas.



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En los casos de generación, el solicitante siempre corre a cargo de todos los gastos

de las instalaciones de conexión, incluida una nueva subestación eléctrica, caso de ser

necesaria.

En los casos de suministro, la necesidad de una nueva subestación eléctrica se

planteará casi exclusivamente a consecuencia de una actuación urbanística, esto es, en

promoción de urbanizaciones. Por ello, dentro de estos casos podemos encontrarnos con

alguna de estas situaciones:

a.) Cuando nos encontremos en suelo urbanizable y la compañía suministradora,

con el visto bueno de la Administración, considere que se deban realizar los

“refuerzos necesarios”, esto es, una subestación, el coste correrá a cargo del

promotor de la urbanización (art. 45.3 del R.D. 1955/00), corriendo también a

su costa el suelo necesario para la instalación (art. 47 final).

b.) En el mismo caso que el anterior nos encontramos cuando actuemos en suelo

no urbanizable (art. 45.5 RD 1955/00).

c.) En los dos casos anteriores la compañía suministradora puede exigir la

aportación de un anticipo del 20% de los costes estimados (art. 54.2 del RD

1955/00).

Existiendo discrepancias con la empresa suministradora, es competente para

resolverlas la Dirección Territorial de Industria, interponiendo el pertinente recurso, el cual

tiene un período de tramitación de unos 20 meses, teniendo la posibilidad la empresa

suministradora de seguir en la instancia de los tribunales.

No obstante, más adelante en este capítulo, se detalla con mayor profundidad las

responsabilidades de cada agente implicado en cada paso.

Distancia de nuevas subestaciones eléctricas en relación a núcleos de población.

Las subestaciones, al tener consideración de instalaciones de conexión para las

unidades de generación (art. 30.1 del RD 1955/2000), no se encuentran recogidas en la

enumeración del Decreto 2414/1961 sobre actividades molestas, nocivas, insalubres y

peligrosas.



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Por esa razón, dichas instalaciones no tienen establecido una distancia mínima a

núcleos de población. Y como tales, y de acuerdo a los artículos 30.2 y 31.2 del RD

1955/2000, para su instalación sólo deben cumplir el régimen de autorización previsto en

el Título VII del mismo RD, así como las condiciones de acceso y conexión previstas en el

Título IV del mismo.

El tema sobre las autorizaciones, distancias mínimas y molestias de estas

instalaciones y, por lo tanto, la oposición de los vecinos, es un tema candente desde hace

tiempo, aunque el Ministerio de Industria entiende que a estas instalaciones no se les

aplica la normativa sobre actividades peligrosas.

3.2.5. Instalaciones que precisan proyecto.

A continuación se reseñan en la siguiente tabla aquellas instalaciones que, de

acuerdo al REBT o Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, requieren de un proyecto

para su ejecución. Esta indicación se hace pertinente, al menos a modo indicativo, porque

todas ellas serán susceptibles de la necesidad de llevar a cabo las correspondientes

acometidas y, por ello, es interesante conocer, al menos para consumo, en qué casos

será necesario tener en cuenta todo el procedimiento de conexión y acceso, objeto de

esta tesis y detallado en los puntos posteriores.

Tabla 3. Instalaciones que precisan proyecto de electrificación (según marca el REBT ITC-04)

Grupo Tipo de instalación Límites

a Las correspondientes a industrias, en general. P > 20 kW

b Las correspondientes a: - Locales húmedos, polvorientos o con riesgo de corrosión. - Bombas de extracción o elevación de agua, sean

industriales o no.

P > 10 kW

c

Las correspondientes a: - Locales mojados. - Generadores y convertidores. - Conductores aislados para caldeo, excluyendo las de

viviendas.

P > 10 kW



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Grupo Tipo de instalación Límites

d - De carácter temporal para alimentación de maquinaria de

obras en construcción. - De carácter temporal en locales o emplazamientos

abiertos.

P > 50 kW

e Las de edificios destinados principalmente a viviendas, locales comerciales y oficinas, que no tengan la consideración de locales de pública concurrencia, en edificación vertical u horizontal.

P > 100 kW por caja general de

protección

f Las correspondientes a viviendas unifamiliares. P > 50 kW

g Las de garajes que requieren ventilación forzada. Cualquiera que

sea su ocupación.

h Las de garajes que disponen de ventilación natural. De más de 5

plazas de estacionamiento

i Las correspondientes a locales de pública concurrencia. Sin límite.

j

Las correspondientes a: - Líneas de baja tensión con apoyos comunes con las de

alta tensión; - Máquinas de elevación y transporte; - Las que utilicen tensiones especiales; - Las destinadas a rótulos luminosos salvo que se

consideren instalaciones de Baja tensión según lo establecido en la ITC-BT-44;

- Cercas eléctricas; - Redes aéreas o subterráneas de distribución.

Sin límite de potencia.

k Instalaciones de alumbrado exterior. P > 5 kW

l Las correspondientes a locales con riesgo de incendio o explosión, excepto garajes. Sin límite.

m Las de quirófanos y salas de intervención. Sin límite.

n Las correspondientes a piscinas y fuentes. P > 5 kW

o Todas aquellas que, no estando comprendidas en los grupos anteriores, determine el Ministerio de Ciencia y Tecnología, mediante la oportuna Disposición.

Según corresponda.

Nota: P = Potencia prevista en la instalación, teniendo en cuenta lo estipulado en la

ITC-BT-10, referente a la previsión de cargas para suministros en baja

tensión.

3.2.6. Elección entre red de Distribución o red de Transporte.



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Red de Distribución:

Normalmente un solicitante, ya se trate de suministro o de generación, acude al distribuidor de la zona como primera opción para conectarse.

Si el gestor de la red de distribución, tras estudiar el caso en concreto, ve viable

la conexión solicitada en su red, se inicia el proceso para conceder al solicitante

primero el punto de conexión y luego el acceso.

Red de Transporte:

No obstante, disponer de un ATR directamente desde la red de Transporte,

supone que estos casos sólo se darán:

• De modo directo:

En Suministro cuando se trate de grandes o muy grandes clientes.

En Generación cuando la potencia de evacuación sea lo

suficientemente alta a juicio del distribuidor de la zona.

• De modo indirecto:

Tanto en Suministro como en Generación cuando el distribuidor de la

zona, tras estudiar el caso solicitado, no disponga de la suficiente

capacidad de evacuación en sus propias redes, debiendo redirigir al

solicitante hacia el transportista.

En estos casos, el procedimiento de ATR se dará en el orden inverso, debiendo

resolverse primero el acceso y después el punto de conexión.

3.3. ATR en Distribución. Orden del procedimiento y puntos comunes para Suministro y Generación.

En Distribución, a raíz de las modificaciones introducidas por la Ley 17/2007, se le

ha dado una nueva redacción al artículo 42.2 de la Ley 54/97 del Sector Eléctrico, relativo

al acceso a las redes de distribución.



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En esta nueva redacción, el citado precepto dispone lo siguiente:

“Para poder solicitar el acceso a las redes de distribución se habrá de disponer

previamente de punto de conexión en las condiciones técnicas establecidas

reglamentariamente”.

Además, se especifica en el párrafo segundo de este apartado que:

“En aquellos casos en que se susciten discrepancias en relación con las condiciones

de conexión a las redes de distribución resolverá el Órgano competente de la Comunidad

Autónoma correspondiente”.

Por ello, en Distribución se habrá de resolver primero la conexión y después el acceso.

No obstante, aun respetando este orden, en la realidad ambas cosas, tanto la

conexión como el acceso, se suceden al mismo tiempo, ya que siguiendo el artículo 66.3

del RD 1955/2000 referente al procedimiento de conexión a las redes de distribución, nos

encontramos con lo siguiente:

“Para la conexión de nuevas instalaciones, el proceso de solicitud de acceso y de

solicitud de conexión podrá llevarse a cabo de manera simultánea…”

3.4. ATR en DISTRIBUCIÓN – Suministro.

3.4.1. Solicitud de CONEXIÓN.

1. Tras la petición de punto de conexión, el distribuidor podrá comunicar al solicitante que se puede encontrar con uno de los siguientes dos casos:

Sólo necesita hacer la correspondiente acometida o extensión de red.

Adicionalmente, es necesario realizar refuerzos o adecuaciones en la red de distribución, además de la correspondiente acometida o extensión de red, acorde a las condiciones técnicas del suministro solicitado.



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2. En cualquiera de estos dos casos, nos podemos encontrar con una de estas dos situaciones, que resumen las posibles variantes:

a. Sean o no necesarios refuerzos o adecuaciones en la red de distribución, se

cumplen estas dos condiciones conjuntas (se cumplen ambas a la vez):

Potencia demandada ≤ 100 kW en BT ó ≤ 250 kW en AT, bien de nuevo

suministro o incluso tras una solicitud de ampliación de potencia; y

Terreno con condición de solar urbano.

Entonces:

• En base al art. 45.1 del RD 1955/2000, y cumpliéndose las condiciones

previamente expuestas, “La empresa distribuidora (…) estará obligada a

la realización de las infraestructuras eléctricas necesarias…”.

• De lo anterior se deduce que, en estos casos, el distribuidor se encarga

de la ejecución (proyecto y construcción) de todas las instalaciones de extensión, tanto de la acometida como de los posibles refuerzos o

adecuaciones, caso de ser éstos también necesarios.

• El solicitante sólo pagará al distribuidor los derechos de extensión correspondientes a la potencia contratada, con independencia de que

fuesen necesarios o no refuerzos en la red de distribución.

• Por ello, en este caso el coste de los refuerzos está incluido en los

derechos de extensión.

• Se supone, en este caso, que el pago de tales derechos de extensión por

parte del solicitante deberían ser suficientes como para sufragar los

costes incurridos por el distribuidor en la construcción de las instalaciones

de extensión, ya se trate sólo de acometida o de acometida más

refuerzos, aunque en términos reales esto no se cumple (ni siquiera en el

caso de requerirse sólo la acometida).

• Esto plantea un desfase existente entre estos derechos de extensión regulados y los gastos reales. Tal desfase constituye uno de los principales problemas en la retribución de las instalaciones de

extensión.



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b. Sean o no necesarios refuerzos o adecuaciones en la red de distribución, se

produce la siguiente situación, donde se da cualquiera de las dos condiciones siguientes (no necesariamente las dos a la vez):

Potencia demandada > 100 kW en BT ó > 250 kW en AT, bien de nuevo

suministro o incluso tras una solicitud de ampliación de potencia; o bien,

Terreno sin condición de solar urbano.

Entonces:

• En base al art. 45 del RD 1955/2000, el solicitante costeará íntegramente todas las instalaciones de extensión, tanto la acometida

o extensión de red como los posibles refuerzos o adecuaciones de la red

de distribución.

• Acometida o extensión de red:

- El solicitante deberá encargar su proyecto y construcción a un

instalador autorizado, permaneciendo siempre de manera coordinada

con el distribuidor.

- Será de aplicación lo establecido en el artículo 32.3 del RD 1955/2000

relativo al desarrollo de las instalaciones de conexión, que dice lo

siguiente:

“Los proyectos de las nuevas instalaciones y los programas de

ejecución serán supervisados por el operador del sistema y gestor

de la red de transporte o los gestores de las redes de distribución,

que recabará la información necesaria del transportista o

distribuidor propietario de la instalación y del agente peticionario.”

• Refuerzos o adecuaciones de la red de distribución:

- El distribuidor se encarga de su proyecto, cuando éstos sean

necesarios, ya que es el que tiene conocimiento de su propia red.

- La diferencia radica en que, en este caso, el coste de tales refuerzos le será cargado al solicitante, quien deberá aceptarlo para que le

sea concedido el punto de conexión.

- Una vez que el solicitante lo ha aceptado, el distribuidor autoriza el

punto de conexión y empieza a construir tales refuerzos.

• La empresa distribuidora no cobrará los derechos de extensión.



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• Además, en este caso, según la condición que se dé:

- Si se exceden los límites de potencia anteriores las

instalaciones de extensión serán cedidas obligatoriamente a la

empresa distribuidora. (art. 45.1 del RD 1955/2000).

- Si el terreno no cumple la condición de solar urbano (cualquiera

que sea su otra condición resultante) las instalaciones de extensión

PODRÁN ser cedidas a la empresa distribuidora, siendo esta cesión

obligatoria en caso de que haya más de un suministro dependiendo de

la red de distribución (art. 45.6 del RD 1955/2000).

3.4.2. Solicitud de ACCESO.

3. Una vez concedido el punto de conexión a la red de distribución, el solicitante solicita al distribuidor el acceso a la red, siguiendo el procedimiento establecido

en el artículo 62 del RD 1955/2000 referente al “Procedimiento de acceso a la red

de distribución”.

4. A diferencia de la generación, en el Suministro no es necesaria la presentación previa de ningún aval, independientemente de las características del suministro

demandado.

5. Con independencia de que las instalaciones de extensión hayan sido costeadas

bien por la distribuidora (por ser de aplicación los derechos de extensión) o bien

por el propio solicitante, éste último siempre pagará los derechos de acceso.

6. Dado el carácter que tiene el suministro eléctrico de servicio básico esencial, si la resolución de la solicitud de conexión ha sido favorable, la concesión de acceso al solicitante por parte del distribuidor deberá ser automática.

Una vez resuelta favorablemente la solicitud de acceso, la comunicación final

donde el distribuidor transmita al solicitante esta resolución tendrá una

validez de 6 meses, conforme al artículo 62.5 del RD 1955/2000.

3.4.3. Pasos posteriores.

7. El solicitante ya dispone de punto de conexión y las instalaciones de extensión,

bien se trate sólo de acometida o bien de acometida más refuerzos de red, ya se



Pág. 100

han realizado y, del mismo modo, el distribuidor también le ha concedido ya el

acceso a su red. Llegado este punto:

a. El solicitante, tras la resolución favorable de los procedimientos de conexión y/o acceso a la red de distribución, deberá suscribir un único contrato:

• Un “contrato de acceso a la red de distribución” con el distribuidor titular de la red de distribución donde queda conectado. En estos casos el

contrato es único, ya que:

- Tanto la titularidad de la red a la que se engancha el solicitante como

el pago de la pertinente tarifa de acceso (que incluye la tarifa de red o cargos de distribución), ambas cosas corresponden al distribuidor.

- Así, aquí el distribuidor se convierte en el único intermediario

entre la red y el consumidor.

- Este contrato se establece en los términos marcados según el artículo

81 del RD 1955/2000, relativo a las condiciones del contrato de

acceso a las redes.

b. A partir de entonces, el distribuidor empezará a facturar periódicamente al consumidor la tarifa de acceso que le corresponda, según energía

consumida.

Notas: • La tarifa de acceso siempre es binomia, constando de dos

términos, uno fijo por potencia y otro variable en función del

consumo energético.

• La facturación de esta tarifa de acceso se efectuará a través del

comercializador, ya que, tras la entrada en vigor de la T.U.R.

según el RD 485/2009, y la consiguiente liberalización total del

suministro eléctrico, los distribuidores ya no tienen clientes

directos, y será el comercializador quien facture al consumidor

todo, tanto la tarifa de acceso como el coste de la energía,

asumiendo riesgo únicamente en el precio de la energía.

3.5. ATR en DISTRIBUCIÓN – Generación.



Pág. 101


1. Si es viable la conexión a la red de distribución, entonces el productor solicita punto de conexión al distribuidor de la zona.

2. Tras la petición de punto de conexión, el solicitante (productor) se puede encontrar

igualmente con dos posibles casos:

Sólo son necesarias instalaciones de conexión y línea de evacuación (si

procede).

Adicionalmente, son necesarios refuerzos o adecuaciones en la red de

distribución, además de las correspondientes instalaciones de conexión y línea de evacuación.

3. En cualquiera de los dos posibles casos, es el operador de la red de distribución

quien comunicará al productor cuál de los dos casos procede ejecutar, tras

estudiar la capacidad de acceso de la red en la zona susceptible del posible punto

de conexión.

Dicha comunicación la llevará a cabo de acuerdo a lo que establecen dos

disposiciones adicionales del RD 661/2007, por el que se regula la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial, que dicen lo siguiente:

• Disposición adicional decimocuarta “Estimación de los costes de conexión”:

“Los titulares de las redes de transporte y distribución facilitarán en todo caso

al solicitante de punto de conexión para una instalación de producción de

energía eléctrica del régimen especial o de la misma tecnología del régimen

ordinario, con criterios de mercado, una estimación completa y detallada de los

costes derivados de la conexión, incluyendo en su caso el refuerzo y

modificación de la red.”

• Disposición adicional decimotercera “Mecanismos de reparto de gastos y costes”:

“… los operadores de las redes de transporte y distribución, elevarán al MITyC

una propuesta de los mecanismos tipo para el reparto de gastos y costes a

aplicar a los productores de régimen especial, o a aquéllos de las mismas

tecnologías del régimen ordinario beneficiarios, como consecuencia de la



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ejecución de instalaciones de conexión y refuerzo o modificación de red

requeridos para asignarles capacidad de acceso a la red.”

4. En Generación, y a diferencia del suministro, el productor siempre costeará de manera íntegra todas las instalaciones de conexión necesarias, para

cualquiera de los dos casos anteriores y con independencia de la potencia de las

instalaciones de generación.

5. Aunque el productor debe asumir la totalidad de todos estos gastos, la ejecución de cada parte sí se mantiene por separado:

a. Instalaciones de conexión y línea de evacuación (si procede). Sean o no

necesarios refuerzos o adecuaciones en la red de distribución, se aplica lo

siguiente:

• PRODUCTOR proyecta y construye esta parte, bajo la supervisión del gestor de la red de distribución, conforme al artículo 32.3 del RD

1955/2000 relativo al desarrollo de las instalaciones de conexión.

• Estas instalaciones de conexión y línea de evacuación siempre serán titularidad del productor.

b. Refuerzos en la red de distribución:

• DISTRIBUIDOR proyecta y construye los refuerzos, caso de ser

necesarios, ya que es el que tiene conocimiento de su propia red.

• El distribuidor pasa su coste al productor, quien deberá aceptarlo para

que le sea concedido el punto de conexión.

• Una vez que el productor lo ha aceptado, el distribuidor le concede el

punto de conexión y empieza a construir tales refuerzos.

• Los refuerzos o adecuaciones siempre serán propiedad del distribuidor por formar parte de su red.


6. Únicamente para las instalaciones de generación en régimen especial, tras la concesión del punto de conexión en la red de distribución y de manera previa a la solicitud de acceso a la misma red de distribución, será necesario

la presentación previa de un aval, siguiendo la reglamentación existente y, en

concreto, de acuerdo a lo que establece el nuevo artículo 66-bis del RD



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1955/2000, añadido por la Disposición Final Segunda del RD 661/2007, que dice lo

siguiente:

“Para las nuevas instalaciones de producción en régimen especial, el

solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de distribución

deberá haber presentado un aval por una cuantía equivalente a 500 €/kW

instalado para las instalaciones fotovoltaicas o 20 €/kW para el resto de

instalaciones.

La presentación de este resguardo será requisito imprescindible para la

iniciación de los procedimientos de acceso y conexión a la red de distribución

por parte del gestor de la red de distribución.

Quedarán excluidas de la presentación de este aval las instalaciones

fotovoltaicas colocadas sobre cubiertas o paramentos de edificaciones

destinadas a vivienda, oficinas o locales comerciales o industriales.

El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en

servicio de la instalación.

En el caso de las instalaciones en las que no sea necesaria la obtención de

una autorización administrativa, la cancelación será realizada cuando se

realice la inscripción definitiva de la instalación.

Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la

tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos

de la Administración de información o actuación realizados en el plazo de tres

meses, se procederá a la ejecución del aval. Se tendrá en cuenta a la hora de

valorar el desistimiento del promotor, el resultado de los actos administrativos

previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto.”

7. Para el resto de instalaciones de producción en régimen ordinario, no será necesario dicho aval.

8. Tanto para las instalaciones de producción en régimen especial (tras la

presentación del aval) como para las de régimen ordinario, después ese productor presentará ante el distribuidor la solicitud de acceso a su red de distribución, siguiendo lo establecido en el procedimiento que marca el artículo

62 del RD 1955/2000.

Al igual que antes, una vez resuelta favorablemente la solicitud de acceso

tras el procedimiento establecido para el intercambio de información

conforme al artículo antes reseñado, la comunicación final donde el



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distribuidor haga llegar al solicitante esta resolución tendrá una validez de 6

meses, de acuerdo al artículo 62.5 del RD 1955/2000.

9. Si bien se seguirá el procedimiento de acceso antes indicado, el distribuidor deja

en manos del mercado el hecho de que ese generador tenga o no acceso a la red de distribución, según lo congestionada que vaya la línea en cada momento

en particular.


10. El productor ya dispone de punto de conexión y las instalaciones de conexión, bien

se trate sólo de línea de evacuación o bien de línea de evacuación más refuerzos

de red, ya se han realizado y, del mismo modo, el distribuidor también le ha

concedido ya el acceso a su red. Llegado este punto:

• El distribuidor no factura más conceptos al productor:

- Ni derechos de acceso (sólo aplicables a consumo).

- Ni tarifa alguna (también sólo aplicables a consumo).

3.6. ATR en TRANSPORTE – Suministro y Generación.

3.6.1. Orden del procedimiento.

A diferencia de la Distribución, en Transporte, y desde las modificaciones

introducidas con el RD 1454/2005, por el que se modifican determinadas disposiciones

relativas al Sector Eléctrico, aquí el proceso de ATR sucede en el orden inverso, es

decir, primero se habrá de resolver el acceso y después la conexión.

Por otra parte, en la realidad ambas cosas, tanto el acceso como la conexión, se

suceden al mismo tiempo, aunque respetando este orden, ya que siguiendo el artículo

57.3 del RD 1955/2000 referente al procedimiento de conexión a la red de transporte, nos

encontramos con lo siguiente:

“Para la conexión de nuevas instalaciones, el proceso de solicitud de acceso y de

solicitud de conexión podrá llevarse a cabo de manera simultánea, siendo en todo caso la



Pág. 105

concesión previa de acceso requisito necesario e imprescindible para la concesión del

permiso de conexión”.

3.6.2. Reparto de COSTES.

Es necesario distinguir entre costes asociados a refuerzos y asociados a

instalaciones de extensión/conexión:

1. Referente al ACCESO REFUERZOS:

Estos refuerzos pueden venir motivados:

a. Por los planes de inversión propios del operador del sistema y

gestor de la red de transporte.

o En estos casos, el solicitante no aparece en todo el proceso, por lo

que el operador del sistema y gestor de la red de transporte asume

todos los costes.

o Este tipo de refuerzos es el que viene definido según el artículo 32.4 del RD 1955/2000 relativo al “Desarrollo de las instalaciones

de conexión”, que dice lo siguiente:

“El resto de refuerzos asociados tanto al desarrollo de red como

al eventual necesario cambio de aparamenta serán incluidos en

el proceso de planificación”.

b. Por una solicitud de acceso a la red de transporte, en cuyo caso,

también quedarán englobados en los planes de inversión del operador

del sistema y gestor de la red de transporte, pero tras la

correspondiente revisión.

o Aquí habrá que establecer el proceso para asumir los costes de los

refuerzos entre los dos agentes implicados: solicitante y operador

del sistema.

En cualquier caso, en Transporte, estos refuerzos quedarán englobados en los planes de inversión anuales o plurianuales correspondientes a la

planificación de expansión de la red de transporte, planes que serán

elaborados por el titular de la red de transporte y aprobados por el Ministerio

de Industria, Turismo y Comercio (de aquí en adelante, MITyC), según el



Pág. 106

artículo 35.5 de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico modificada por la Ley

17/2007.

Los costes de los refuerzos o adecuaciones de la red de transporte, caso de

ser necesarios y siempre que estén motivados por una solicitud de acceso a dicha red, serán asumidos en primera instancia y en su totalidad por el solicitante, debiendo aportar previamente un anticipo del

20% de sus costes.

Este anticipo viene establecido según el artículo 54.2 del RD 1955/2000

sobre “Realización de instalaciones y refuerzos de la red de transporte

derivadas de solicitudes de acceso”, que dice lo siguiente:

“En orden a garantizar el buen fin de los refuerzos que resulten

necesarios realizar en la red de transporte, así como de las nuevas

instalaciones, el operador del sistema exigirá al agente o agentes

peticionarios que motiven estas actuaciones, en el momento que se

produzca la solicitud de conexión, la aportación de un anticipo del 20% de

los costes estimados de los refuerzos motivados por la nueva conexión

(…)

…En el caso de que las citadas actuaciones no llegaran a realizarse por

causas ajenas al solicitante, el anticipo le será reintegrado al mismo”.

La diferencia radicará en el posterior grado de aprobación por parte del

MITyC con respecto a estos refuerzos:

a. Si dichos refuerzos son aprobados y reconocidos por el MITyC como inversiones necesarias para la red de transporte, entonces:

o El operador del sistema y gestor de la red de transporte es quien debe asumir los costes para la construcción de dichos refuerzos, por lo que, en los casos motivados por una solicitud de

acceso:

- devuelve al solicitante la inversión íntegra aportada

inicialmente por éste, incluyendo el anticipo del 20%;

- y queda así exento el solicitante de los costes de dichos

refuerzos.

o Se le reconoce al operador del sistema y gestor de la red de transporte el derecho a percibir una retribución que le haga

recuperar los costes incurridos en la inversión de dichos refuerzos:



Pág. 107

- posteriormente y vía tarifa de acceso;

- y con independencia de la naturaleza de estos refuerzos

(propios o motivados por solicitud de acceso).

b. Si dichos refuerzos no son aprobados y reconocidos por el MITyC como inversiones necesarias para la red de transporte, entonces:

o En los casos motivados por una solicitud de acceso, el solicitante es quien debe asumir los costes íntegros derivados de la inversión en dichos refuerzos (proyecto y construcción).

- Por ello, el operador del sistema y gestor de la red de

transporte no retornará ningún concepto económico al

solicitante.

o Aunque estos refuerzos no hubiesen sido aprobados como

inversión necesaria para la red de transporte, el MITyC sí podrá reconocer otros conceptos de los mismos (por ejemplo, su

explotación y/o su mantenimiento, etc., según establece el art. 32.2

del RD 1955/2000 en su último párrafo), en cuyo caso:

- se le reconocerá al operador del sistema y gestor de la red de

transporte el derecho a percibir una retribución que le haga

recuperar los costes incurridos por estos otros conceptos;

- y con independencia de que la inversión para su ejecución la

deba asumir bien el solicitante en los casos motivados por una

solicitud de acceso, o bien el operador del sistema en los

casos motivados por sus propios planes de inversión.

2. Referente a la CONEXIÓN INSTALACIONES DE EXTENSIÓN/CONEXIÓN:

Los costes de todas las instalaciones de extensión (para suministro) o de conexión (para generación, que incluye la línea de evacuación si procediese)

necesarias para el punto de conexión con la red de transporte, serán asumidos íntegramente por el solicitante (independientemente de la

necesidad de refuerzos adicionales y de las características del suministro

demandado o de la potencia de las instalaciones de generación).

Para estas instalaciones en concreto, y para el caso de conexión a transporte, viene así establecido en el artículo 32.2 del RD 1955/2000



Pág. 108

relativo al “Desarrollo de las instalaciones de conexión”, que dice, en sus

párrafos segundo y tercero, lo siguiente:

“La inversión necesaria (para el desarrollo de las instalaciones de

conexión) será sufragada por él o los promotores de la conexión,

pudiendo éste o éstos designar al constructor de las instalaciones

necesarias para la conexión, conforme a las normas técnicas aplicadas

por el transportista,…

En todo caso, si las nuevas instalaciones desarrolladas fueran objeto de

utilización adicional por otro consumidor y/o generador, el nuevo usuario

contribuirá, por la parte proporcional de utilización de la capacidad de la

instalación, en las inversiones realizadas por el primero.”

Cuando la conexión a la red de transporte implique la partición de una línea con entrada y salida, entonces:

Las instalaciones necesarias para tal conexión tendrán la consideración de activos de la red de transporte. Esto es así en

base también al artículo 32.2 del RD 1955/2000 relativo al “Desarrollo

de las instalaciones de conexión”, que establece, en su párrafo primero, lo siguiente:

“Cuando la conexión dé lugar a la partición de una línea existente o

planificada con entrada y salida en una nueva subestación, las

instalaciones necesarias para dicha conexión, consistentes en la

nueva línea de entrada y salida, la nueva subestación de la red de

transporte o distribución, en lo que se refiere a las necesidades

motivadas por la nueva conexión, el eventual refuerzo de la línea

existente o planificada y la adecuación de las posiciones en los

extremos de la misma, que resulten del nuevo mallado establecido

en la planificación tendrán la consideración de la red a la que se

conecta”.

En estos casos específicos, cuando estas instalaciones de conexión

pasan a formar parte de la red de transporte, sus costes son asumidos de igual modo que sucede con los refuerzos, acorde a lo

expuesto antes, dependiendo de que sean reconocidas o no por parte

del MITyC como inversiones necesarias para la red de transporte.



Pág. 109

3.6.3. Ejecución.

La ejecución comprende su proyecto y construcción, y se reparte así:

• REFUERZOS O ADECUACIONES de la red de transporte (si proceden):

Ejecuta el operador del sistema y gestor de la red de transporte (REE), por su condición de transportista único y por ser quien tiene el

conocimiento de la red de transporte a nivel integral.

En los casos motivados por una solicitud de acceso, y con

independencia de cuál resulte el posterior reconocimiento de los mismos

por parte del MITyC, una vez que el solicitante:

haya efectuado el anticipo del 20% de los costes de los

refuerzos necesarios, conforme a lo establecido en el art. 54.2 del

RD 1955/2000, tal y como se ha mencionado anteriormente; y

también haya aceptado los costes totales de esos refuerzos.

Entonces el operador del sistema concede al solicitante el

acceso y empieza a construir tales refuerzos.

• INSTALACIONES DE EXTENSIÓN/CONEXIÓN propiamente dichas:

Ejecuta el solicitante, quien, a través de un instalador autorizado, deberá presentar el proyecto básico y de ejecución de dichas instalaciones.

Su ejecución será supervisada por el operador del sistema y gestor de la red de transporte, según lo establecido en el art. 32.3 del RD 1955/2000 relativo al desarrollo de las instalaciones de conexión, que

dice lo siguiente:

“Los proyectos de las nuevas instalaciones y los programas de

ejecución serán supervisados por el operador del sistema y gestor de

la red de transporte o los gestores de las redes de distribución, que

recabará la información necesaria del transportista o distribuidor

propietario de la instalación y del agente peticionario.”

3.6.4. Titularidad.



Pág. 110

La titularidad de estas instalaciones de extensión/conexión queda de la siguiente

forma:

• Instalaciones de extensión en Suministro:

Las instalaciones de extensión pueden ser cedidas posteriormente al transportista, ya que, dependiendo del nivel de tensión, el

solicitante (que para suministro en transporte sí suele coincidir con el

consumidor) tiene la posibilidad de elegir una tarifa de acceso u otra.

Dicha elección condiciona el punto frontera entre la BT y la AT y le puede

obligar a ceder determinadas instalaciones.

En cualquier caso:

la parte de las instalaciones de extensión que sean cedidas al transportista este último asumirá su mantenimiento.

la parte de las instalaciones de extensión que no sean cedidas

el propio solicitante asumirá su mantenimiento.

• Instalaciones de conexión en Generación:

Las instalaciones de conexión son titularidad del productor.

La línea de evacuación, caso de proceder, siempre es titularidad del

productor.

• Refuerzos o instalaciones de conexión integradas en la red de transporte:

Tanto para Suministro como para Generación Siempre titularidad del

operador del sistema y gestor de la red de transporte.


1. Únicamente para las instalaciones de generación en régimen especial que quieran conectarse a la red de transporte, y de manera previa a esta primera

solicitud de acceso a dicha red de transporte, será necesario la presentación de un aval, siguiendo la reglamentación existente y, en concreto, de acuerdo a lo

que establece el nuevo artículo 59-bis del RD 1955/2000, añadido por la

Disposición Final Segunda del RD 661/2007, que dice lo siguiente:

“Para las nuevas instalaciones de producción en régimen especial, el

solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de transporte



Pág. 111

deberá presentar ante la DGPEM resguardo de la Caja General de Depósitos

de haber presentado un aval por una cuantía equivalente a 500 €/kW instalado

para las instalaciones fotovoltaicas o 20 €/kW para el resto de instalaciones.

La presentación de este resguardo será requisito imprescindible para la

iniciación de los procedimientos de acceso y conexión a la red de transporte

por parte del operador del sistema.

El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en

servicio de la instalación.

Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la

tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos

de la Administración de información o actuación realizados en el plazo de tres

meses, se procederá a la ejecución del aval. Se tendrá en cuenta a la hora de

valorar el desistimiento del promotor, el resultado de los actos administrativos

previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto.”

2. Para el resto de instalaciones de producción en régimen ordinario, no será

necesario dicho aval.

3. Ahora bien, para todas las instalaciones, sean de consumo o de generación (y

tras la presentación del aval únicamente para los casos concretos de generación

en régimen especial), el peticionario, como primer paso, solicitará el acceso a la red de transporte. Esto el cliente lo solicita al operador del sistema y gestor de la red de Transporte (REE), en base al artículo 53.1 del RD 1955/2000.

4. Entonces, el operador del sistema realiza un estudio sobre si existe capacidad

suficiente para esa conexión solicitada, asegurándose de que los suministros

existentes y los futuros gocen de la calidad mínima reglamentaria.

5. Tras este estudio, el operador del sistema y gestor de la red de transporte dispone de 2 meses para comunicar al solicitante, y también al transportista implicado, la existencia de capacidad suficiente, teniendo este informe una

validez de 6 meses, de acuerdo al artículo 53.5 del RD 1955/2000.

6. Si esta comunicación, efectuada a través de dicho informe de viabilidad de

acceso, resulta favorable, entonces el solicitante cuenta con la concesión del acceso.

7. Si bien se seguirá el procedimiento de acceso aquí indicado, en los casos de Generación, el operador del sistema deja en manos del mercado el hecho de



Pág. 112

que ese generador tenga o no acceso a la red de transporte, según lo

congestionada que vaya la línea en cada momento en particular.

8. El operador del sistema y gestor de la red de transporte, en base al artículo 53.6

del RD 1955/2000 relativo al procedimiento de acceso a la red de transporte,

puede denegar la solicitud de acceso si estima que la red de transporte no

cuenta con capacidad suficiente para cumplir las condiciones expresadas por el

solicitante. En caso de suceder esto, el operador del sistema y gestor de la red de

transporte:

• Deberá justificar dicha denegación; y

• Deberá plantear propuestas alternativas de acceso:

- Bien en otro punto de conexión; o

- Bien incluyendo los refuerzos necesarios que eliminen la restricción de

acceso en el punto requerido.


9. Una vez que el operador del sistema haya informado favorablemente sobre la

existencia de suficiente capacidad para el acceso a la red de Transporte en el

punto requerido, entonces después el peticionario solicita al transportista que

le conceda un punto de conexión.

Nota: La identidad del transportista dependerá de quién sea el titular de las

instalaciones de transporte a las que ese cliente pretende conectarse,

siendo REE en la mayoría de los casos, pero pudiendo ser otra empresa

titular a día de hoy de ciertos activos de transporte.

Esto es así ya que, según la DT 9ª de la Ley 54/97 del Sector Eléctrico y

acorde a las modificaciones introducidas por la Ley 17/2007, referente a la

“Transmisión de instalaciones de transporte”, actualmente puede haber

otras empresas que sean titulares de instalaciones de transporte, las

cuales dispondrán de 3 años para hacer el traspaso de éstas a REE, es

decir, hasta el 2010, siempre y cuando dichas instalaciones tengan la

consideración expresa de instalaciones de transporte (ya que quedarán

excluidas de tal cesión aquellas instalaciones de hasta 220 kV que, por sus

funciones y características, el MITyC las catalogue como instalaciones de



Pág. 113

distribución, según lo dispuesto en el artículo 35.2 de la Ley 54/97 del

Sector Eléctrico modificada por la Ley 17/2007).

10. El solicitante realiza esta solicitud de conexión presentando el proyecto básico y el programa de ejecución de dichas instalaciones de extensión/conexión (para el punto que requiere) ante el transportista titular de la red de transporte a la que pretende conectarse, conforme al artículo 57.1 del RD 1955/2000.

11. El transportista, tras recibir la solicitud de conexión del cliente junto con su

proyecto básico, y siguiendo el artículo 57.2 del RD 1955/2000, dispondrá de un

mes para comunicar sus propias condiciones de conexión al cliente en el punto

solicitado, a través del llamado “Informe sobre el cumplimiento de las condiciones técnicas para la conexión” (ICCTC) que éste deberá aceptar para

que le sea concedido el punto de conexión.

12. En dicha comunicación sobre las condiciones de conexión emitida a través del

ICCTC (subestaciones, transformadores, línea de evacuación en generación –si

procediese–, etc.), el transportista correspondiente comunica al solicitante

que se puede encontrar con uno de los siguientes dos casos:

a. Cumplimiento Implica que el transportista da el visto bueno a las

correspondientes instalaciones de extensión/conexión incluidas en el proyecto

presentado por el solicitante.

b. No cumplimiento Implica la discrepancia por parte del transportista ante el

proyecto inicial presentado por el solicitante, argumentando que, acorde a las

condiciones técnicas del suministro solicitado o de la generación a evacuar,

es más adecuada otra alternativa o diferentes instalaciones de

extensión/conexión.

13. Independientemente de dicho informe ICCTC, y sólo para los casos de Generación, el transportista también tiene la obligación de comunicar al solicitante una estimación detallada de los costes de conexión, conforme a lo

establecido por la DA 14ª del RD 661/2007, por el que se regula la actividad de

producción en régimen especial, que dice lo siguiente:

• Disposición adicional decimocuarta “Estimación de los costes de conexión”:

“Los titulares de las redes de transporte y distribución facilitarán en todo caso

al solicitante de punto de conexión para una instalación de producción de

energía eléctrica del régimen especial o de la misma tecnología del régimen



Pág. 114

ordinario, con criterios de mercado, una estimación completa y detallada de

los costes derivados de la conexión, incluyendo en su caso el refuerzo y

modificación de la red.”

14. El transportista, tras elaborar el ICCTC, también envía este informe al operador del sistema y gestor de la red de transporte, junto con una copia del proyecto básico de la instalación y de su correspondiente programa de

ejecución elaborados previamente por el solicitante.

15. El operador del sistema y gestor de la red de transporte analizará si existe alguna

restricción derivada de esta nueva información, y, siguiendo también el artículo

57.2 del RD 1955/2000, dispondrá de un mes para emitir a este respecto el

llamado “Informe de verificación de las condiciones técnicas para la conexión” (IVCTC), donde definitivamente autoriza o deniega la conexión final a

la red de transporte.

16. En este punto:

• Si el solicitante ha sido informado favorablemente sobre la existencia de capacidad suficiente en la red de transporte por el operador del sistema:

Entonces cuenta con la concesión del acceso, por parte del

operador del sistema.

• Si el solicitante, previa concesión del acceso y tras mandar al transportista su

proyecto básico de instalación:

- acepta sus condiciones de conexión emitidas en el ICCTC;

- y cuenta con la posterior resolución favorable del IVCTC emitido por el

operador del sistema, a la vista de toda la información anterior.

Entonces, el solicitante cuenta con la concesión del punto de conexión requerido, por parte de ambos, transportista y

operador del sistema.


17. El solicitante ya tiene concedido el acceso (por parte del operador del sistema) y

ya dispone de punto de conexión (por parte del transportista) y, del mismo modo,

las instalaciones de extensión/conexión, con o sin mayores refuerzos en la red de

transporte, ya se han realizado también. Llegado este punto:



Pág. 115

El solicitante, tras la resolución favorable de los procedimientos de acceso y/o conexión a la red de transporte, deberá suscribir los siguientes contratos:

• Tanto para SUMINISTRO como para GENERACIÓN:

Un “contrato técnico de acceso a la red de transporte” con el transportista titular de la red de transporte donde queda conectado:

- En los términos establecidos según el artículo 58 del RD 1955/2000.

- Donde consten las condiciones técnicas de la conexión física

realizada sobre dicha red de transporte.

• Sólo para SUMINISTRO:

Otro “contrato económico de acceso a la red de transporte” con el distribuidor, ahora ya sólo vía comercializador (desde la entrada en vigor de

la T.U.R., según el RD 485/2009, y la libre comercialización total del

suministro eléctrico):

- En los términos establecidos según el artículo 59 del RD 1955/2000.

- Donde consten las condiciones económicas en base a las cuales el

consumidor realizará el pago de la correspondiente tarifa de acceso al distribuidor de la zona.

- Para poder suscribir este contrato económico, es requisito

imprescindible que el consumidor acredite al distribuidor la existencia

previa del contrato técnico con el transportista.

- Este contrato económico también es aplicable para conexiones internacionales (único caso en el que sí sería también aplicable para Generación), igualmente según el art. 59 del RD 1955/2000, en

cuyo caso cumplirá la misma finalidad, pero acorde a la normativa

vigente para tarifas de acceso internacionales.

- En los casos de Suministro, una vez suscritos ambos contratos, la

conexión entrará en servicio según marca de igual modo el último

párrafo del art. 59 del RD 1955/2000, que establece lo siguiente:

“…la conexión efectiva se realizará una vez que el distribuidor

comunique al transportista la suscripción del contrato económico en

el plazo máximo de cinco días desde que se le comunique.”



Pág. 116

3.7. Conflictos de ATR ó C.A.T.R. de CONEXIÓN.

3.7.1. Obligación de comunicar las condiciones de conexión.

• En Distribución y Transporte, los conflictos de ATR que pueden surgir son, en su mayoría, aquéllos que se derivan de la conexión.

• Surgen en el proceso de comunicación por parte del

distribuidor/transportista al solicitante, (ya sea de consumo o de generación)

de las condiciones de conexión.

• Esta comunicación es obligatoria:

1. Por parte del distribuidor en base al artículo 62.6 del RD 1955/2000

relativo al “Procedimiento de acceso a la red de distribución”, que

establece que el distribuidor:

Deberá justificar adecuadamente dicha denegación inicial; y

Deberá exponer propuestas alternativas para eliminar la restricción

de acceso:

Bien de conexión en otro punto (nueva opción de

acometida/línea de evacuación);

Bien de realización, si ello fuera posible, de los refuerzos

necesarios en la red de distribución de la zona

(acometida/línea de evacuación inicial más refuerzos o

adecuaciones); o

Bien de conexión directamente a la red de transporte,

porque la red de distribución próxima no es susceptible de

albergar la energía prevista (consumida o generada), ni en

otros puntos ni mediante refuerzos en su red.

En este último caso, el distribuidor pone en contacto al

solicitante con el operador del sistema, siguiendo lo

establecido para estos casos en el artículo 63 del RD 1955/2000 sobre “Acceso a la red de distribución de



Pág. 117

consumidores y generadores con influencia en la red de

transporte”, que dice lo siguiente:

“Los gestores de la red de distribución remitirán al

operador del sistema y gestor de la red de transporte

aquellas solicitudes de acceso a la red de distribución de

nuevas instalaciones (ya sean de consumo o de

generación) que puedan constituir un incremento

significativo de los flujos de energía en los nudos de

conexión de la red de distribución a la red de transporte o

que puedan afectar a la seguridad y calidad del servicio.

La afección se entenderá significativa cuando

concurra alguna de las siguientes condiciones:

a) Generadores o agrupaciones de éstos con potencia

instalada mayor de 50 MW.

b) Generadores y consumidores cuya potencia

instalada solicitada sea mayor del 5% y 10% de la

potencia de cortocircuito del nudo de conexión de

la red de distribución a la red de transporte en

situación de demanda horaria punta y valle,

respectivamente.

El operador del sistema y gestor de la red de transporte

(REE) resolverá, en un plazo no superior a dos meses,

sobre la existencia de capacidad de acceso.”

2. Por parte del transportista en base al artículo 57.2 del RD 1955/2000

relativo al “Procedimiento de conexión a la red de transporte”:

El transportista, a través de su ICCTC, comunica si se cumplen sus condiciones de conexión a su red de transporte.

3.7.2. C.A.T.R. de CONEXIÓN en Distribución.

1. Para Suministro:

• En Suministro, el distribuidor prácticamente nunca deniega la concesión del

punto de conexión a su red por capacidad insuficiente (motivo único por el



Pág. 118

cual podría hacer tal denegación), ya que las condiciones de conexión comunicadas por el distribuidor incluyen los posibles refuerzos o adecuaciones necesarias de la red.

• Por este motivo, en Distribución la incapacidad de la red en sí misma nunca

supone un conflicto.

• Para Suministro, los conflictos de conexión, en términos reales, aparecen

cuando sucede lo siguiente:

Cuando las instalaciones de conexión necesarias, ya sea sólo

acometida o acometida más refuerzos o adecuaciones de la red (caso de

ser necesarios), deben ser asumidas por el solicitante (bien por

superarse los límites de potencia correspondientes a los derechos de

extensión baremados o bien porque el suelo no tuviese la condición de

solar urbano), no hay posibilidad de conflicto siempre que el solicitante se avenga a costearlos.

Cuando esto último no sucede y el solicitante se niega a asumir tales costes, es cuando verdaderamente se produce el conflicto.

2. Para Generación:

• En Generación, podrán surgir mayores restricciones, dependiendo del

tamaño de la instalación de generación y, por tanto, de su energía a inyectar,

así como de las características de las red de distribución próxima a la misma.

• Para Generación, los conflictos de conexión, en términos reales, aparecen


Cuando el distribuidor deniega la concesión del punto de conexión inicial

a su red, la presentación de las propuestas alternativas por el distribuidor descritas antes es una fuente de conflictos de conexión.

Cuando el productor, tras mandar su solicitud de conexión y/o acceso al

distribuidor, se encuentra con que este último, el distribuidor, le exige, de manera previa a tramitar su solicitud, el ingreso de unos costes por el estudio de viabilidad sobre tal conexión y/o acceso, paralizando el distribuidor, de esta forma, los trámites sobre la conexión



Pág. 119

y/o acceso de ese productor mientras no reciba previamente justificante

de pago de dichos costes de viabilidad.

Este último tipo también se puede dar en Transporte, si bien son

mucho más escasos aquí, ya que, dados los altos costes que

suponen las infraestructuras de conexión a su red en comparación

a una de distribución, el orden de magnitud que puedan suponer

estos costes por los estudios de viabilidad son prácticamente despreciables (cosa que no sucede así en distribución).

3.7.3. C.A.T.R. de CONEXIÓN en Transporte para Suministro y Generación.

• En Transporte, los conflictos de conexión, en términos reales, aparecen


El origen de los posibles conflictos de conexión, tanto en Suministro como en Generación, en estos casos será la discrepancia por parte del solicitante con alguna de las condiciones para el cumplimiento de la conexión impuestas por el transportista en su informe ICCTC, pudiendo surgir mayores restricciones en los casos de

Generación.

3.8. Conflictos de ATR ó C.A.T.R. de ACCESO.

3.8.1. C.A.T.R. de ACCESO en Distribución.

1. Para Suministro:

• Aquí estos conflictos de acceso son casi inexistentes.

• Esto queda justificado:

- Porque en Distribución la mayoría de estos conflictos se plantean por instalaciones de generación, a raíz de energías inyectadas.

- Por la consideración de servicio básico esencial que tiene el suministro

eléctrico, ya que en Suministro, tras la concesión favorable del punto



Pág. 120

de conexión, el acceso a la red de distribución prácticamente nunca se deniega.

2. Para Generación:

• Surgen cuando el productor no está de acuerdo con la resolución relativa a la solicitud de acceso llevada ante el gestor de la red de distribución.

3. Caso particular:

• No obstante lo anterior, el orden de las solicitudes en Distribución,

debiendo resolverse primero la conexión y luego el acceso, implica la aparición de un conflicto (de acceso en teoría, aunque de conexión en la realidad), que surge del hecho de por qué hay que estudiar las

condiciones de conexión sin haber estudiado previamente también las de

acceso, pudiendo darse tanto en casos de Suministro como de

Generación.

• A modo ilustrativo, esto se explica mejor a través de un ejemplo:

- Supongamos un solicitante que requiere un punto de conexión.

- Para que le concedan tal punto, le comunican las condiciones de

conexión, que pueden o no incluir la necesidad de realizar ciertos

refuerzos o adecuaciones adicionales en la red de distribución.

- Si para autorizarle tal punto de conexión sólo le requieren acciones

sobre el punto físico donde se va a conectar, no suele haber problema.

- En cambio, si para autorizarle tal punto de conexión le requieren

acciones sobre el punto físico donde se va a conectar más la obligatoria

necesidad de asumir determinados refuerzos necesarios en la red

para que ésta soporte su conexión, es aquí donde suelen aparecer este tipo de conflictos.

- Estos conflictos surgen porque no le autorizan el punto de conexión

mientras no asuma los gastos de los refuerzos necesarios, refuerzos

que, desde un punto de vista estricto, se necesitan para eliminar la

restricción de acceso, razón por la cual el solicitante puede alegar que

tales costes ya no son para solicitar punto de conexión



Pág. 121

propiamente dicho, sino costes para una solicitud de acceso a la

cual, en teoría, aún no se ha llegado.

- Estrictamente este contexto supondría un conflicto de acceso, pero, dado que aparece durante el proceso de solicitud del punto de conexión, se considera como un conflicto de conexión, a los

efectos de cualquier trámite.

3.8.2. C.A.T.R. de ACCESO en Transporte para Suministro y Generación.

• El origen de los posibles conflictos de acceso en Transporte, tanto en Suministro como en Generación, será la discrepancia por parte del solicitante con alguna de las propuestas alternativas de conexión realizadas por el operador del sistema y gestor de la red de transporte, caso de que inicialmente no existiese capacidad suficiente de acuerdo a las

características de la conexión solicitada.

• Puesto que aquí se trata de la red de Transporte, estos conflictos de acceso sí pueden darse con mayor frecuencia que en Distribución, ya que

un acceso directo a la red de transporte es necesario justificarlo

adecuadamente, de modo que, en ningún momento, dificulte o ponga en

peligro el correcto funcionamiento y condiciones de seguridad del sistema de

transporte.

3.9. Competencias para resolver los conflictos de ATR ó C.A.T.R.

3.9.1. COMPETENCIAS de Resolución de Conflictos de CONEXIÓN en Distribución para Suministro y Generación.

Los C.A.T.R. que resultan derivados de la conexión, o conflictos de conexión en Distribución, el hecho de resolverlos será competencia de diferentes organismos según el tipo y red de conexión:

• La competencia para resolver los conflictos de conexión a la red de distribución corresponde a la Administración autonómica.



Pág. 122

• Si el distribuidor admite que su red de distribución próxima no tiene capacidad suficiente para albergar una posible conexión de esa instalación

(de consumo o de generación) sobre ella, en ese caso, pone en contacto al

solicitante con el operador del sistema y gestor de la red de transporte (REE).

Entonces se inicia un proceso diferente de ATR, ya que se trataría en ese

caso de Transporte.

• Con independencia de que la línea a la que el solicitante pretende conectarse

sea de transporte o de distribución, si esa línea eléctrica sobrepasa una comunidad Autónoma, entonces será competencia de la CNE.

• En los conflictos de conexión específicamente derivados de los costes del estudio de viabilidad a realizar por el distribuidor, es difícil saber de quién es

competencia resolverlos, aunque ya existe un informe orientativo (que no vinculante) publicado a este respecto por la CNE, con fecha 17 de

Septiembre de 2009, aunque en el referido informe hace mención específica

al caso aplicado sobre una red de distribución y no de transporte. En dicho

informe se pronuncia concluyendo lo siguiente:

“…a juicio de esta Comisión, no está justificado, según la legislación

vigente, el cobro de una determinada cantidad destinada a que la

distribuidora realice los estudios necesarios sobre la viabilidad del acceso

solicitado, como requisito previo necesario para atender la solicitud.

…aunque la normativa vigente sí prevé una provisión de fondos para el

pago de las instalaciones de la conexión o de los refuerzos de la red de

transporte o de distribución existente.”

3.9.2. COMPETENCIAS de Resolución de Conflictos de CONEXIÓN en Transporte para Suministro y Generación.

Los C.A.T.R. que resultan derivados de la conexión, o conflictos de conexión en Transporte, el hecho de resolverlos será competencia de diferentes

organismos según el tipo y red de conexión.

Si el solicitante eleva un conflicto de conexión por no estar conforme con alguna

de las condiciones o propuestas alternativas realizadas por el transportista titular

(implique o no elementos de refuerzo), entonces:



Pág. 123

• Si es transporte primario (tensión ≥ 380 kV e interconexiones

internacionales), será competencia de la CNE.

• Si es transporte secundario (tensión ≥ 220 kV, ó inferior pero que cumpla

funciones de transporte), también será competencia de la Administración autonómica.

• Con independencia de que la línea a la que el solicitante pretende conectarse

sea de transporte o de distribución, si esa línea eléctrica sobrepasa una comunidad Autónoma, entonces será competencia de la CNE.

3.9.3. COMPETENCIAS de Resolución de Conflictos de ACCESO para todos los casos.

• Los C.A.T.R. que resultan derivados del acceso, o conflictos de acceso, se

dan prácticamente en su totalidad en Generación (en Suministro apenas

existen este tipo de conflictos).

• La competencia para resolver los conflictos de acceso es siempre estatal y,

en concreto, de la CNE (que se engloba en la Administración General de

Estado):

- Sean cuales sean las características de la instalación de generación

que accede a la red (tanto si es instalación de generación de régimen

ordinario como si es instalación de generación de régimen especial).

- Y sean cuales sean las características de la red a la que se efectúa el

acceso (ya sea acceso a la red de transporte o acceso a la red de

distribución).

3.10. Conclusiones.

3.10.1. Resumen de plazos máximos de información y ejecución.

Tabla 4. Plazos máximos de información y de ejecución: (art. 103.2 del RD 1955/2000)



Pág. 124

Tipo de Suministro

Características de la

instalación eléctrica

Plazo máximo: Condiciones técnico-

económicas

Plazo máximo: Para la ejecución de

trabajos precisos

Potencia hasta 15 kW no es

necesario realizar

instalaciones de extensión.

5 días 5 días

5 días si no existe necesidad de ampliar red de baja tensión.

Cualquier servicio si no se precisa instalar

C.T.

10 días 30 días si existe

necesidad de ampliar red de baja tensión.

10 días para servicio auxiliar de obras.

20 días para servicio definitivo con C.T. de media a baja tensión.

60 días si se necesita construir un C.T.

Baja Tensión

Se precisa instalar C.T.

30 días para servicio definitivo con

subestación, de alta a media tensión.

80 días si se necesita construir varios C.T.’s

Tensión ≤ 66 kV. 40 días. 80 días acometida a un

solo consumidor. Alta Tensión

Tensión > 66 kV. 60 días.

En función de la importancia de los

trabajos.

Enganche e instalación del

equipo de medida.

5 días hábiles desde la firma del contrato.

5 días hábiles, para potencias contratadas

inferiores a 15 kW.

Atención a las reclamaciones

(medida de consumo, facturas

emitidas, cortes indebidos, etc).

15 días hábiles, para el resto de potencias

contratadas.

Alta y Baja

Tensión

Enganche tras corte por impago.

24 horas, después del pago de la factura.



Pág. 125

Observaciones sobre los plazos que figuran en el cuadro adjunto:

1. En el cómputo de los mismos no se tendrá en cuenta el tiempo necesario para

obtener autorizaciones, permisos o conformidad para la realización de trabajos.

2. En los casos de construcción de centros de transformación para uso del

distribuidor, el plazo no se iniciará hasta la firma del documento de cesión de

uso correspondiente al local o locales. Estos deben ser entregados en

condiciones para poder realizar la instalación eléctrica al menos 60 días antes

de la finalización del plazo establecido.

3.10.2. Resumen RD 1955/2000 sobre costes de las instalaciones.

Tabla 5. Resumen RD 1955/2000 sobre costes de las instalaciones.

SUELO Potencia

Solicitada (kW)

QUIEN CORRE CON LOS GASTOS

Suelo Urbano CON

condición de solar.

≤ 100 kW • Promotor: derechos de extensión y acceso (en

€/kW solicitado).

• Distribuidora: ejecutar instalaciones.

Suelo Urbano SIN condición

de solar. ≤ 100 kW

• Promotor: infraestructuras para adquirir condición de solar + derechos de extensión y acceso (en €/kW solicitado).

• Distribuidora: ejecutar instalaciones.

> 100 kW SIN C.T. • Promotor: ejecutar instalaciones + no cesión

local (C = S · Pm - N · T)

• Distribuidora: nada.

> 100 kW CON C.T.

• Promotor: ejecutar instalaciones BT, MT y CT, incluido montaje CT (todo).

• Distribuidora: Compensación por cesión de local (C = S · Pm - N · T) (salvo si se ubica fuera de la estructura del edificio).

Suelo Urbano con o sin

condición de solar.

Actuaciones aisladas o integradas.

> 100 kW CON C.T. (por ampliación o reforma de C.T.)

• Promotor: ejecutar instalaciones + no cesión local (C = S · Pm - N · T)

• Distribuidora: nada.



Pág. 126

SUELO Potencia

Solicitada (kW)

QUIEN CORRE CON LOS GASTOS

Suelo Urbanizable o

No Urbanizable/

PAI’s

Con independencia de la potencia

• Promotor: todo, incluso fuera del sector (subestación, refuerzos de líneas, etc.)

Notas generales:

(C = S · Pm - N · T) siendo:

C = Compensación económica que la distribuidora abonará al propietario

del local a reservar para la ubicación del C.T.

S = Superficie interior en metros cuadrados del local cedido.

Pm = Precio vigente del módulo para viviendas de protección oficial (VPO),

establecido por el Ministerio de Fomento.

N = Potencia solicitada en kW.

T = Tarifa en €/kW solicitado. Tomó el valor inicial de 1.205 pesetas (7,24

€) y se actualiza anualmente en la misma proporción que lo hace el

módulo Pm.

3.10.3. Funciones e interrelación entre los distintos agentes implicados en la distribución.

La actividad de la distribución eléctrica debe desarrollarse bajo los principios de

objetividad, transparencia y libre competencia, y se reconoce la libre iniciativa empresarial.

Con respecto a la distribución eléctrica, la Administración General del Estado

deberá establecer la regulación básica e impartir instrucciones para la ampliación, mejora

y adaptación de las redes.

Corresponderá a las Comunidades Autónomas regular el régimen de derechos de

acometidas y de las actuaciones necesarias para atender los requisitos de suministro, que

serán únicos para todo el territorio nacional (en función de la potencia solicitada y



Pág. 127

ubicación). Además, las Comunidades Autónomas impartirán instrucciones relativas a la

ampliación, mejora y adaptación de las redes e instalaciones.

Se prevé una adecuada coordinación con los mecanismos de desarrollo de suelo.

La figura del Regulador en España recae en la Comisión Nacional del Sistema

Eléctrico, actualmente denominada Comisión Nacional de la Energía, abreviadamente CNE. La Comisión debe velar para que la actividad de distribución se lleve a cabo en

régimen de libre competencia, incluso cuando detecte la existencia de prácticas

restrictivas de la competencia debe ponerlo en conocimiento del Servicio de Defensa de la

Competencia, aportando todos los elementos de hecho a su alcance.

No obstante, a pesar de la función de ente regulador que recae sobre la CNE, será

exclusivamente el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITyC) quien legisle

sobre cualquier aspecto concerniente al sector eléctrico, la mayoría de las veces previo

informe o previo asesoramiento por parte de la CNE.

Las autorizaciones de instalaciones de distribución no se concederán en ningún

caso en régimen de monopolio ni concederá derechos exclusivos.

En otro sentido, se indica entre otras funciones de las empresas distribuidoras, la de

construir redes por parte de éstas, las empresas, siendo obligación de las mismas

proceder a la ampliación de las instalaciones cuando así sea necesario para atender

nuevas demandas.

La distribución debe ser una actividad regulada y la retribución por distribución será

por criterios de costes de inversión, operación y mantenimiento, energía circulada, modelo

de la zona y determinados incentivos.

Los ingresos por derechos de acometida y demás actuaciones necesarias para

atender los suministros se considerarán retribución de la actividad de distribución.

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] Cap. 4: ANÁLISIS DEL CASO ESPAÑOL


Pág. 128

Capítulo 4 Análisis de los Problemas

del Caso Español



Pág. 129

4. ANÁLISIS DE LOS PROBLEMAS DEL CASO ESPAÑOL.

4.1. Principales puntos problemáticos.

En realidad, muchos de los siguientes puntos no son problemas como tales, sino

que el problema surge, a veces, en la aplicación de los principios legales subyacentes que

se aplican a esos temas.

Los temas que pueden plantear problemas en el proceso de conexión y acceso a la red en el caso español pueden ser los siguientes:

1. Calificación del suelo.

2. Limites de la potencia solicitada.

3. Retribución de las instalaciones desarrolladas mediante derechos de

acometida. Inversión y gasto.

4. Intervención de nuevos distribuidores y posiciones de abuso.

5. Capacidad de la red.

6. Cesión de instalaciones.

7. Diferencias entre el acceso y la conexión a la red de transporte y a la de

distribución.

8. Competencias administrativas y resolución de conflictos.

9. Diferencias entre acceso y conexión.

10. Reparto de costes entre agentes.

11. Etc.

Dada la gran variedad de fuentes que pueden provocar problemas de diversa índole

en cuanto a conexión y acceso a la red, a continuación se comentan más en detalle sólo algunos de ellos, los considerados más importantes, y especialmente los

relativos a los suministros en distribución.

No obstante, también cabe destacar que muchos de estos temas, aun siendo fuente de problemas (razón por la que aparecen listados arriba), ya han sido



Pág. 130

estudiados y discutidos en detalle en puntos anteriores, e incluso algunos de ellos también en puntos posteriores, y que, por esta razón, aquí no se repite su análisis o tan

sólo se menciona de manera superficial para hacer referencia a algún punto adicional en

concreto. Tales temas son los siguientes:

• Diferencias entre el acceso y la conexión a la red de transporte y a la de distribución. Ampliamente analizadas y especificadas a lo largo de los

puntos 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6 del capítulo anterior sobre la Revisión del Caso de

España.

• Competencias administrativas y resolución de conflictos. Desglosado en

profundidad en los puntos 3.7, 3.8 y 3.9 también del capítulo anterior, y analizado

comparativamente en el punto 8.3.

• Diferencias entre acceso y conexión. Especificadas a lo largo de todo el

capítulo 3, y discutidas en el punto 8.4.

• Reparto de costes entre agentes. A lo largo de los puntos 3.2, 3.4, 3.5 y 3.6

del capítulo anterior.

Además, el problema de los límites de potencia queda estudiado dentro de la retribución de instalaciones desarrolladas mediante derechos de acometida.

4.2. La calificación y certificación del suelo.

Éste puede ser, hablando en términos personales, el mayor y más espinoso de los principales problemas en España, en lo concerniente al tema de las acometidas

eléctricas de las redes de distribución.

Actualmente en España el tipo de suelo queda clasificado por ley (Ley 8/2007 de

Suelo), pudiendo, a su vez, cada Comunidad Autónoma disponer de una transposición a nivel regional de dicha normativa estatal. Por ello, la certificación del

suelo dentro de una de las posibles categorías depende exclusivamente de cada

municipio, por lo que este aspecto queda totalmente en manos de cada Ayuntamiento en

particular.



Pág. 131

Esto conlleva una descentralización y una falta de armonización en cuanto a unos

criterios homogéneos a seguir, ya que en España nos hemos dotado en la Constitución de

un marco territorial que posibilita que cada comunidad autónoma tenga un cuerpo legal

diferente, de modo que los parlamentos autonómicos son soberanos a la hora de crear

leyes.

¿Qué supone esto? Supone una doble interpretación. Por un lado, podemos

vislumbrar una desventaja, por la carencia en cuanto a unos criterios estándar y

homogéneos a nivel de todo el estado español, que, en caso de haber sido adoptados de

esta forma única a nivel nacional, hubiese supuesto una simplificación en diversos

aspectos: criterios más simples, eliminación de posibles malinterpretaciones (al ser un

modelo único), ahorro en gastos administrativos, etc.

A su vez, esta visión de un marco único nacional podría ser considerada también

como un tremendo error, ya que la rigidez derivada de su aplicación en todos los

territorios y al mismo nivel, implicaría la aparición de subsiguientes disconformidades y

conflictos según las características de cada comunidad. Estas consecuencias, en caso de

seguir manteniendo el modelo único, traerían problemas en serie, ya que la posterior

modificación de esos principios únicos puede que “arreglasen” las disconformidades

iniciales, pero desembocarían en otras nuevas que llevarían a repetir continuamente el

proceso de modificación, resultando así muy difícil llegar a un consenso común y

aceptado por todas las partes.

Ahora bien, por el otro lado, el hecho de contar con la posibilidad de que cada

comunidad autónoma opere con cierto margen sobre unos estándares estatales, también

se puede interpretar como una ventaja, en el sentido de que podemos contar

internamente con 17 posibles modelos con distintas variantes, que nos permitan

establecer un “benchmarking” propio para comparar qué modelo o modelos están funcionando y adaptándose mejor a las características territoriales y, a la vez, cuáles

están dando peores resultados. Esto nos mantiene abierta la opción de ir modificando

ciertos aspectos de cada regulación autonómica, siempre con la referencia de fondo de

los estándares estatales reglamentarios, y, por ejemplo, adoptar en otras comunidades las

mismas pautas o aquellas equivalentes (según varíen las características territoriales) que

hayan dado mejores resultados o hayan conseguido un mejor progreso o una mayor

aceptación.



Pág. 132

En definitiva, tanto si lo queremos interpretar como una ventaja o si lo queremos ver

como una desventaja, es sólo una opinión personal, ya que, a fin de cuentas, es el modelo

con que contamos en España, así adoptado e implantado desde hace mucho tiempo, y no

nos queda más remedio que aceptarlo y, en todo caso, estudiar y analizar las variantes

que nos permita. Por ello, resulta totalmente impensable e inútil intentar hacer suposiciones sobre cómo sería su funcionamiento si el modelo fuese completamente diferente (por ejemplo, basado en unos principios únicos y comunes en

todo el territorio nacional), porque este ejercicio es relativamente imposible que se

implante en la realidad y, en consecuencia, pensar en sus efectos aquí en España no iría

más allá de opiniones expresadas sobre papel.

A su vez, a la mencionada descentralización podemos sumar el hecho de que existen varias categorías posibles de suelos (urbano con o sin condición de solar,

urbanizable, no urbanizable), y ambos factores combinados pueden suponer un resquicio

a la hora de certificarlos como tales.

Por ejemplo, podemos encontrarnos con gran disparidad en cuanto a los suelos

certificados, pudiendo darse casos de suelos de similares o muy parecidas características,

pero que, siguiendo las peculiaridades de cada Ayuntamiento, pueden constar con

categorías diferentes o ligeramente diferentes.

Pero, de modo similar al análisis comentado anteriormente en lo relativo a la

descentralización por comunidades autónomas, esto también podría ser considerado

como una herramienta ventajosa, en tanto en cuanto que tal variedad de posibles suelos

nos otorga una mayor flexibilidad y, con ello, una mejor adaptabilidad a la realidad del

terreno, físicamente hablando.

No obstante, con independencia de que cada Ayuntamiento tenga potestad para

certificar los suelos de su municipio y acorde a la variedad de categorías establecidas por

ley para dichos suelos, no debemos olvidarnos del hecho de que éstos, los Ayuntamientos, siempre deben ajustarse a lo estipulado por ley, por lo que no hay

razón para pensar que pudiesen actuar de modo ilegal, bien fuese por intereses propios

como de terceros involucrados.

Sin embargo, queda claro que el tipo de suelo es un factor clave y vital en el negocio de la distribución eléctrica, y concretamente en la retribución de sus acometidas, ya que es el que establece el reparto de costes a la hora de realizar las



Pág. 133

infraestructuras necesarias y, por lo tanto, según qué tipo de suelo sea (o lo que es lo

mismo, según qué tipo de suelo resulte ser tras su certificación vía Ayuntamiento), así

deberán recaer tales costes bien sobre la propia distribuidora o bien sobre el promotor.

Por lo tanto, y a modo de resumen de este aspecto, podemos concluir que el suelo

es un tema delicado y a la vez muy importante en distribución, cuyas dos principales

características en el modelo español son las siguientes:

• La descentralización autonómica, que dota a cada comunidad autónoma para

establecer su propia legislación autonómica, y así poder maniobrar, dentro de

unos ciertos márgenes y siempre tomando como referencia la reglamentación

estatal, a la hora de establecer criterios que certifiquen el suelo.

• La posible variedad de categorías establecidas por ley para los suelos, que

supone a su vez una herramienta de doble filo, según interpretemos este hecho

como un paso hacia una mayor adaptabilidad o, por el contrario, como una

clasificación excesivamente racionada.

4.3. Retribución de las instalaciones desarrolladas mediante derechos de acometida.

De manera coloquial, en España estos derechos de acometida también son denominados baremos. Por ello, cuando se habla de retribución mediante o por baremo,

nos estamos refiriendo a la retribución de las instalaciones que se han ejecutado tras

serles de aplicación los correspondientes derechos de acometida, tanto los de extensión

como los de acceso; por ello, estas instalaciones son las que se dan para los suministros

en distribución.

Como se acaba de indicar, cuando se habla de instalaciones retribuidas por baremo siempre se refieren a los casos de suministros en distribución, ya que,

además, las instalaciones de conexión a la red de distribución consecuencia de los

generadores deben ser siempre asumidas íntegramente por estos últimos y, por ello, no

generan este tipo de problemas.



Pág. 134

En nuestro país, los actuales baremos o derechos de acometida no cubren los gastos de la ejecución de estas instalaciones (apenas llegan a cubrir un tercio, tras

opiniones recabadas de las propias distribuidoras). Son baremos demasiado anticuados y

totalmente obsoletos a día de hoy.

La mayor parte de problemas derivados de la retribución por baremos viene dada

por solicitantes de suministro a la red de distribución que cumplen las dos condiciones para que se les aplique los derechos de acometida (ambos, tanto los de extensión

como los de acceso), es decir, aquéllos que demandan:

- Una potencia ≤ 100 kW en BT (casi siempre éstos) ó ≤ 250 kW en AT; y

- Sobre terreno con condición de solar urbano.

En los demás casos, bien por exceso de potencia con respecto a estos valores o

bien por darse sobre otro tipo de suelo, el coste de las instalaciones de extensión corre a cargo del solicitante, por lo cual la distribuidora, en esos casos, sí recupera la

totalidad de los costes incurridos en su ejecución (en el caso de que sean construidas por

la propia distribuidora).

Como se ha visto anteriormente, cuando las dos condiciones arriba mencionadas se

dan, el distribuidor debe encargarse de la ejecución de cuantas instalaciones de extensión

sean necesarias, inclusive los posibles refuerzos o adecuaciones en la red de distribución

que se requieran para abastecer el suministro solicitado.

En estos casos, se supone que el pago que el solicitante hace a través de los

pertinentes derechos de extensión es suficiente como para sufragar los costes incurridos por el distribuidor en la construcción de las instalaciones de extensión,

ya se trate sólo de acometida o de acometida más refuerzos, aunque en términos reales

esto no se cumple (ni siquiera en el caso de requerirse sólo la acometida).

Es más, a pesar de las periódicas actualizaciones que estos derechos han tenido a

lo largo de los años desde su implementación por el RD 1955/2000, estas actualizaciones

tampoco han sido suficientes como para adecuarse a los gastos descritos.

A raíz de esta situación, aparece un desfase existente entre estos derechos de extensión regulados y los gastos reales incurridos por la distribuidora. Tal desfase



Pág. 135

es el que constituye este problema, que es, junto con los problemas derivados del suelo,

también de máxima relevancia para el negocio de la distribución.

Ahora bien, solventar este problema no es tarea fácil, porque además debemos

contar con la pluralidad existente en España. Si dicha pluralidad, como se ha descrito en

el punto anterior, se da en los asuntos relativos al suelo, no es menos para los costes que

suponen ejecutar las instalaciones sometidas a baremo. Esto significa que el hecho de ejecutar una misma instalación de extensión puede suponer unos costes diferentes en una comunidad autónoma o en otra, incluso bajo unas mismas condiciones por

parte del solicitante.

El problema se puede incluso agravar cuando se trata de suministros más aislados o más alejados de los núcleos urbanos, cuyos costes, por muy pequeño que

sea el suministro solicitado, se pueden disparar exponencialmente. Esta situación se da,

por ejemplo, en zonas rurales, en pueblos con población dispersa, o incluso en zonas del

extrarradio de capitales de provincia.

• Además de España, en países con zonas rurales no electrificadas, sobre todo

aquéllos de grandes extensiones de superficie, el coste de suministrar en estas

áreas excede con mucho el coste medio del suministro y, por tanto, al existir obligación de suministro, ésta debe complementarse con subsidios o subvenciones que permitan a la compañía recuperar el coste incurrido para

tales casos.

• Existen experiencias en Chile, Argentina, y Bolivia, de mecanismos con participación de iniciativa privada para asignar las mencionadas

subvenciones.

• Una regla a tener en cuenta es, por lo general, que se debe evitar una dependencia continua de las subvenciones. Para ello, lo mejor sería

asignarlas una sola vez cuando se realiza la inversión inicial en la infraestructura.

Tanto si el mencionado desfase es consecuencia de un fallo estimativo en la

regulación como del resultado de aplicar la obligación de suministro a zonas rurales o muy

alejadas, en cualquier caso podrían aplicarse diferentes soluciones, todas ellas encaminadas al diseño de un mecanismo más eficiente para la recuperación de los costes incurridos por este tipo de instalaciones. Entre las múltiples variantes para un

posible diseño de dicho mecanismo podrían mencionarse las siguientes:



Pág. 136

1. Establecer nuevos límites de potencia solicitada:

Tal vez más restrictivos, otorgando mayor participación al solicitante en el

pago de las infraestructuras.

Está claro que esta solución favorecería a las distribuidoras, pero iría

en contra de los usuarios, quienes se frenarían a la hora de solicitar

nuevos suministros y, con ello, se estaría frenando la expansión de

las redes de distribución.

Con esto, al final, podría desembocarse en un círculo vicioso que

tampoco impulsase el desarrollo de las propias empresas

distribuidoras.

Tal vez menos restrictivos, permitiendo que incluso con mayores

potencias demandadas el distribuidor siguiera siendo el responsable de

ejecutar y de costear las instalaciones de extensión.

Pero esta opción tampoco es sencilla. Esto es así porque con esta

medida, aunque se favoreciese el impulso de nuevas solicitudes de

suministro y, con ellas, un crecimiento más rápido de las redes de

distribución, si el importe de los derechos de acometida mantuviese

su actual evolución, aún así no se conseguiría salvar ese desfase

entre costes incurridos y costes retribuidos por las instalaciones de

extensión, inclusive aunque el montante total de éstas creciese por el

aumento de solicitudes al que se ha favorecido.

2. Establecer unos márgenes de potencias solicitadas, en vez de unas cantidades fijas, y permitir a cada comunidad autónoma que aplique su propia legislación a nivel regional, en cuanto a los límites de potencia que

marcan la frontera entre la responsabilidad del distribuidor y la del solicitante

para el pago de los costes por las infraestructuras de extensión.

Esto supondría adoptar una medida similar a la que sucede con la

descentralización de la ley del suelo, o incluso similar a la actual medida

que permite, según el art. 10.3 del RD 222/2008, una holgura de un ± 5%

(con respecto a la orden ministerial a nivel estatal) en las cantidades a

cobrar por los derechos de acometida.

Con tales márgenes se otorgaría mayor flexibilidad a nivel regional y, con ello, a las distintas distribuidoras territoriales.



Pág. 137

No obstante, esta posible medida tampoco estaría exenta de controversias.

De ser aplicada, tendría que estar debidamente justificada y su

implementación podría suponer la aparición de muchos conflictos derivados de la posición adoptada por la distribuidora, casi siempre en

el extremo del margen más favorable para ella.

Esto supondría disponer de determinadas justificaciones que respaldasen

las distintas opciones abiertas en ese margen de potencias. Pero se antoja

previsible la aparición de conflictos, incluso contando con tales

razonamientos.

Por otra parte, la adopción de esta medida iría en sentido contrario a favorecer una armonización de criterios de conexión y acceso,

tendencia que, como se verá en el capítulo 7, es la que se persigue a nivel

de toda Europa. Esta medida podría estar, en un primer momento, en

consonancia con los intereses de las distribuidoras, pero supondría una

mayor descentralización en nuestro país, además de la ya existente por la

aplicación de la ley del suelo.

3. Establecer directamente un mecanismo regulador para cada conexión, de modo que cada una deba pagar un cargo individualizado.

Ésta podría ser una posible solución ideal, pero no sería nada fácil llegar a un consenso en el que todas las partes estuviesen de acuerdo a la hora

de dejar bien establecidas cada una de las categorías para las

mencionadas conexiones “individualizadas”.

Solucionaría el problema de las conexiones muy alejadas de los

núcleos urbanos o de zonas rurales.

4. Establecer un “mercado de conexiones”, como sucede en el Reino Unido y

como se verá en el siguiente capítulo, donde se deja abierto al mercado de libre competencia la posibilidad de ofertar la ejecución de las instalaciones de extensión para nuevos suministros, bien por las propias distribuidoras o

bien por terceras empresas o instaladores autorizados por el Estado para

desempeñar eficientemente tal función.

Éste es un tema candente de debate, y está centrado en la posibilidad de si

la construcción física de las conexiones debe ser un monopolio del

distribuidor o, por el contrario, éste debe limitarse a establecer los

requisitos mínimos de diseño y operación, pudiendo entonces construirse



Pág. 138

las conexiones por otras empresas en un régimen de licitación en

competencia.

Con esta medida, además de impulsarse la competencia y la

consecuente y progresiva bajada de precios, siempre se logra la total recuperación de los costes incurridos por estas instalaciones, puesto

que no existiría ningún otro mecanismo regulador que eximiese al

solicitante de hacerse cargo de tales costes.

Aunque queda claro que, desde el punto de visto del consumidor, el hecho de ser él quien siempre asuma tales costes no favorecería el crecimiento de la demanda o, al menos, no hasta que el grado de

competencia para este mercado fuese lo suficientemente maduro como

para no verse frenado (el consumidor) en su impulso de extenderse.

5. Actualizar el importe a percibir por los derechos de acometida en mayor

grado, y especialmente teniendo en cuenta la consulta y participación del conjunto de las propias distribuidoras.

Ésta sería una fácil solución, desde el punto de vista de estabilidad

regulatoria, ya que no supondría ningún cambio radical en los principios

de retribución por las instalaciones de extensión, ni la implementación de

mecanismos diferentes o adicionales.

La contrapartida de esta medida está en lograr un cierto acuerdo más o menos unánime por parte de las distribuidoras consultadas, y la

dificultad que supone contrastar sus opiniones en base a unos criterios que

las apoyen y justifiquen.

Además, aun en el supuesto de lograr semejante nivel de acuerdo y

contrastar adecuadamente dichas posturas, podría no resultar nada

aceptable por parte de los consumidores, quienes podrían elevar gran

número de protestas y conflictos. Esto sería previsible porque se

presupone que, de tener en cuenta las opiniones de las distribuidoras

(fundadamente justificadas), éstas influirían en la tendencia de incrementar los derechos de acometida en un elevado porcentaje con

respecto a sus actuales valores.

En cualquier caso, y como se puede comprobar, en lo relativo a los cargos por

conexión que debe pagar una nueva conexión a la red, especialmente para los

consumidores (en su caso éstos son los derechos de acometida), no es fácil dar con una



Pág. 139

solución que, además de resultar técnicamente viable, fuese socialmente aceptada por todas las partes implicadas y, a la vez, de fácil integración, dado nuestro contexto

social y regulatorio.

Siempre existen potenciales problemas derivados del diseño de mecanismos de

recuperación de costes y de reglas para su aplicación. De esta forma, nunca se puede

obtener una seguridad plena en cuanto a qué medidas adoptar: si alguna de las

soluciones alternativas aquí expuestas, o si se debe regular que cada conexión deba

pagar un cargo individualizado o, por el contrario, si se debe establecer un cargo uniforme

general y sólo aquellas conexiones de características especiales sean las que paguen

cargos individualizados suplementarios.

4.4. Intervención de nuevos distribuidores y posiciones de abuso.

El problema más relevante derivado de la intervención de nuevos distribuidores

surge cuando, debido a una falta de claridad en el establecimiento de límites territoriales

de la franquicia, se presenten problemas de competencia entre dos distribuidoras para suministrar a un mismo consumidor.

• En este sentido, dado que el problema es consecuencia de un fallo en la

delimitación clara de los terrenos, sí es importante que aquí se pronuncien las Administraciones autonómicas en aras de aplicar más claramente lo

estipulado por las normativas regionales referentes al suelo o, en su defecto, por

la Ley estatal del Suelo.

• Además, este tipo de problemas, de cara a nuevos suministros solicitados en

distribución, surgirían durante la primera fase, la solicitud de conexión, por lo

que, en caso de conflicto, igualmente compete a la Administración autonómica mediar para resolverlos.

Por otra parte, y dentro del segmento de clientes elegibles (actualmente el 100% en

España), otro potencial conflicto supone evitar que una distribuidora abuse de su posición dominante para denegar el acceso cuando la comercializadora que lo

demanda está en competencia con una comercializadora que pertenezca al mismo grupo

empresarial que la distribuidora.



Pág. 140

• Para evitar esto es importante que todas las distribuidoras se rijan, en todo

momento, por principios de igualdad, transparencia y no discriminatorios,

tal cual establece la inmensa mayoría de la legislación relativa al sector eléctrico,

y una gran contribución para lograrlo implica que dichos principios y códigos de comportamiento sean de acceso público.

Adicionalmente, el hecho de que la retribución de la distribución se fija administrativamente, constituye una medida encaminada a evitar un posible abuso,

ya que se evita así el posible abuso de las posiciones de dominio determinadas por la

existencia de una única red.

Esto es, en aquellas comunidades o zonas territoriales claramente identificadas

donde la empresa distribuidora es única, ésta pudiera verse tentada en algún momento de

hacer uso de su posición monopolista en esa zona, y aplicar en consecuencia unos

cargos sobreestimados por encima de los realmente eficientes o sobreinvertir en

infraestructuras, aprovechando la ausencia de competencia en su zona de actuación. Sin

embargo, gracias a que la retribución de la distribución queda fijada administrativamente,

esto no es posible, y las distribuidoras deben operar en el sentido inverso, es decir,

en primer lugar saben con que retribución van a contar y, a partir de ahí, deben desarrollar sus planes de actuación.

4.5. Capacidad de la red.

La red de distribución, en un supuesto ideal, debería estar dimensionada de forma

que cubriese la demanda de todos los solicitantes (consumidores) que le requirieran y, a

la vez, permitir con relativa holgura la evacuación de energía de todas las unidades de

generación que pidiesen conectarse a su red en su zona de actuación.

Normalmente, en lo relativo al consumo, no debería haber demasiados problemas, ya que los planes de inversión y desarrollo de las redes propuestos por las

propias empresas distribuidoras deben contemplar el crecimiento vegetativo de la

demanda, o lo que es lo mismo, deben prever la extensión natural de sus propias redes,

de acuerdo al art. 9.1 del RD 222/2008.



Pág. 141

Ahora bien, el mayor problema surge con la entrada conjunta de unidades de generación, cuya previsión en el tiempo por parte de los distribuidores no siempre es

acertada o no siempre está totalmente en sus manos.

Las decisiones relativas a la conexión a la red deben basarse en criterios de seguridad, calidad o continuidad de suministro, según los cuales el operador del

sistema debería dirigir al generador hacia el punto de conexión con las características

técnicas adecuadas, tal como la impedancia de cortocircuito. Las reglas de conexión

también deben ser objetivas y no discriminatorias. En base a esto:

• En el procedimiento para establecer un punto de conexión para los generadores,

la mejor solución sería un sistema donde los distribuidores puedan reservar para cada solicitante (independientemente de su régimen, ordinario o

especial) la capacidad de red técnicamente suficiente como para liberar todo su flujo de energía a la red de distribución, considerando que en caso

de que el punto de conexión requiera costes adicionales éstos deberían cubrirse

por el respectivo solicitante.

• Haciendo esto, la red de distribución se estimaría de tal forma que incluso si

todos los generadores estuvieran liberando su energía nominal a la red al mismo

tiempo, no habría restricciones técnicas. En ausencia de restricciones técnicas,

el mercado mayorista sería el único mecanismo para decidir cuándo cada generador tendría acceso a la red de distribución y la cantidad de energía

que podría verter.

• Dado que esta situación así descrita no es la más habitual, en caso de

restricciones técnicas debidas a capacidad insuficiente de evacuación en la red,

es esencial que el operador del sistema (y no el distribuidor) decida qué usuario tiene que ser desconectado de la red en favor de la seguridad del suministro (como responsable de la fiabilidad del sistema en su conjunto).

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] Cap. 5: REVISIÓN DEL CASO DE REINO UNIDO


Pág. 142

Capítulo 5 Revisión del Caso de Reino Unido



Pág. 143

5. REVISIÓN DEL CASO DE REINO UNIDO.

5.1. Antecedentes y Marco Regulatorio.

• La nueva Ley de Energía fue promulgada en 1989.

• La reestructuración y la privatización se dieron primero en Inglaterra y Gales, y

luego en Escocia e Irlanda del Norte.

• Hay competición en Generación y en Comercialización.

• Desde mayo de 1999 todos los clientes pueden elegir libremente a un

comercializador (supplier).

• El Transporte y la Distribución son negocios regulados.

• La regulación por incentivos está basada en esquemas de limitación de precios o

“price cap”.

• Los Reguladores son:

- la Secretaría de Energía; y

- La Dirección General de Electricidad.

• La OFGEM (Office of Gas and Electricity Markets) ayuda al Director General en:

- La regulación económica: con la valoración de los costes y el

establecimiento de precios.

- Las licencias: con la concesión y el seguimiento de su desempeño.

- La supervisión general de la competición.

• Inicialmente el reparto y número de distribuidoras eléctricas era el siguiente:

- En el Reino Unido (Inglaterra y Gales) 12 compañías de distribución,

antes llamadas RECs (Regional Electricity Companies), de las cuales dos

estaban verticalmente integradas.

- En Escocia 2, verticalmente integradas: Scottish Hydro Electric (SHE) y

Scottish Power (SP).

- En Irlanda del Norte Northern Ireland Electricity.

• Tras un proceso de fusiones, el número de propietarios se ha reducido a 8.



Pág. 144

• Con la Ley de Empresas del año 2000 (Utilities Act 2000), y desde Octubre de

2001, existe separación contable y legal para los DNOs y los comercializadores

con diferentes licencias.

• Los DNOs están en posesión de licencias para la prestación de los servicios de

la red de distribución, otorgadas por la OFGEM.

• Los DNOs tienen la obligación legal de:

- Conectar a cualquier cliente que solicite electricidad dentro de un área

definida;

- Y también de llevar el mantenimiento de dicha conexión.

• Los DNOs no desempeñan ningún papel en el suministro, esto es, en la venta de

electricidad. El suministro de electricidad está sujeto a la competencia abierta en

toda Gran Bretaña.

5.2. Conexiones de la red de Distribución.

5.2.1. Escenario del mercado de conexiones.

Con el paso del tiempo, los ingleses parece ser que han desarrollado un mercado competitivo para las conexiones, en cuanto a la diversidad de agentes que pueden

ejecutar las conexiones a la red de distribución.

Ciertos proyectos de conexión, como los de nueva construcción de viviendas,

industrias y locales de comercio, resultan atractivos para los proveedores de conexión por

terceros o “thrid party connection providers”.

5.2.2. Clasificación de las actividades en el mercado de conexiones.

Fundamentalmente para dar apoyo a la competencia, han dividido en segmentos el

mercado de las conexiones en actividades que se conocen como actividades

concursales y no concursales, o lo que es lo mismo, “contestable and non-contestable

activities”:



Pág. 145

Los trabajos concursales o “contestable” son aquéllos que están abiertos a la

competencia y que pueden llevarse a cabo por proveedores de conexión por

terceros (thrid party connection providers) que hayan sido adecuadamente

acreditados como tales.

• Trabajos típicos implicados en este tipo de actividades “contestable” serían:

- los trabajos de obra civil,

- tendido de cables,

- construcción de subestaciones,

- etc., entre otros.

Las actividades no concursales o “non-contestable” son aquéllas que sólo

puede proporcionar el distribuidor monopolista de la zona (monopoly host

distributor).

• Estas actividades implican, fundamentalmente:

- la determinación del punto de conexión,

- la aprobación de los diseños presentados por los proveedores

terceros,

- y la ejecución de las conexiones finales.

5.2.3. Integración de las instalaciones de conexión.

A los activos que se construyen (para las conexiones) les puede suceder lo

siguiente:

- Pueden ser aceptados por el distribuidor monopolista de la zona (DNO host) y formar parte de su red.

- O bien, estos activos pueden ser aceptados por Operadores de Redes de Distribución Independientes o IDNOs (Independent Distribution Network

Operators).

• Los IDNOs son entidades autorizadas para construir y operar redes de

electricidad que resulten integradas en el área de red de un distribuidor de

zona.



Pág. 146

• El término IDNO se utiliza para definir a cualquier distribuidor eléctrico que

opere redes de distribución independientes a las que ya existían a fecha de

1 de Octubre de 2001.

5.3. Método de Reparto de los Costes de Distribución.

5.3.1. Proyecto de la OFGEM.

Durante algún tiempo la OFGEM ha trabajado en desarrollar nuevos esquemas de

cargos por uso del sistema (use of system charging arrangements) para Distribución a

través de una “Estructura de Proyecto de los Cargos”.

5.3.2. Perspectiva de inversiones futuras.

En lo relativo al sector de Distribución, los Operadores de Redes de Distribución o

DNOs (Distribution Network Operators) están pronosticando una inversión muy significativa relacionada con la carga (2.3 billones de libras -£2.3bn- netos procedentes

de contribuciones de los clientes) en sus redes entre 2010 y 2015.

5.3.3. Factores que dificultan la recuperación de costes.

Teniendo en cuenta varios factores derivados de corrientes actuales, como son:

- La mayor escasez de combustible por el aumento de su demanda, que ha hecho

incrementar considerablemente los precios de la energía en los últimos años.

- Y las crecientes presiones sobre las empresas y los clientes nacionales debido a

la actual perspectiva económica.

Dados estos factores, es importante que la OFGEM, al igual que todo buen regulador, haga todo lo que pueda para llegar a tener más cargos que realmente reflejen los costes incurridos (cost reflecting charging).

5.3.4. Factores a fomentar para lograr la plena recuperación de los costes.



Pág. 147

El hecho de perseguir este objetivo, unos cargos que reflejen los costes, alentará

varias cosas, como son:

- Una generación más local y más baja en carbón con el fin de conectar de una

manera más próxima la demanda con el nivel de distribución.

- Incentivar la generación distribuida, y que ésta realmente se vea premiada. Con el fin de lograr esto, hay que ayudar a asegurar que los 9 GW de generación

distribuida (que están previstos conectar a las redes de distribución del Reino

Unido entre 2010 y 2015) sean recompensados, para lo cual los beneficios de la

red se obtendrán allá donde dicha generación se suministre.

- También se fomentará una mayor eficiencia energética por parte de los clientes existentes.

5.3.5. Objetivos que se persiguen.

Se necesitan unas metodologías de cargos revisadas para incentivar la conexión de

nuevas cargas significativas, pero haciéndolo con flexibilidad, de forma que se conecten

allí donde se localice un sitio donde ya existe capacidad de reserva o lejos de las partes

de la red en donde será más caro conectar tales cargas.

En definitiva, se necesitan alcanzar dos metas fundamentales, que son los claros

objetivos que persigue conseguir el antes mencionado “Proyecto de los Cargos”,

emprendido por la OFGEM. Estos objetivos consisten en lograr:

- Una metodología común de los cargos en los niveles de tensión inferiores en

las redes de distribución:

• La adopción de esta metodología común proporcionará beneficios reales a

clientes y proveedores, los cuales se plasmarán en costes administrativos y

costes previstos de los cargos más reducidos.

- Y un gobierno común de las metodologías revisadas, que es necesario:

• para asegurar que se preservan los beneficios del sistema; y

• para garantizar que las metodologías responden a los cambios en las

necesidades de los usuarios de la red.

5.3.6. Hacia dónde se encamina la OFGEM y los DNOs.



Pág. 148

Desde la OFGEM, están dispuestos a garantizar que en el Reino Unido los DNOs mantienen el impulso en este proyecto para que, de este modo, los beneficios sean

obtenidos por los grupos de interés (stakeholders) en el momento oportuno.

Las respuestas a su consulta de Diciembre (de 2008) sobre los próximos pasos a

tomar indican:

- Un apoyo unánime para la OFGEM, de modo que continúe persiguiendo la

ejecución de este proyecto.

- Y apoyo para los pasos que los DNOs han tomado desde Octubre (de 2008),

encaminados hacia la consecución tanto de una metodología común de cargos

como de un gobierno común de esta metodología, ambas cosas en los niveles

de tensión inferiores.

Estas respuestas han llevado a que la OFGEM decida dividir los plazos de ejecución de este proyecto entre los niveles de tensión superiores e inferiores.

5.3.7. Modificación de la Licencia a los DNOs: Imposición del uso de Metodología y Gobierno comunes a los DSPs.

Recientemente la OFGEM ha publicado una modificación de la licencia a los DNOs para implementar esta decisión, por medio de una obligación de la licencia sobre

los licenciatarios, que sería aplicable para aquellos licenciatarios considerados como

Proveedores de Servicios de Distribución o DSPs (Distribution Services Providers).

Esta modificación se presentó el 1 de Septiembre de 2009, y lo que implica es el

uso de dos herramientas (por parte de estos DSPs):

- Una Metodología Común de los Cargos de Distribución (Common Distribution

Charging Methodology, o CDCM);

- Y unos esquemas de gobierno (governance arrangements) para calcular los

cargos por uso del sistema recaudados de las personas conectadas a los niveles

de tensión inferiores (LV / HV) de las redes de distribución de electricidad, cuya

implementación está prevista para el 1 de Abril de 2010.



Pág. 149

Del mismo modo, la OFGEM también tiene la intención de avanzar en los esquemas comunes de cargos para el nivel de muy alta tensión (Extra High voltage)

en el futuro.

5.4. Proceso para conectar un Suministro a la red de Distribución.

5.4.1. Usando un Operador de Red de Distribución o DNO.

Un DNO es una entidad autorizada para distribuir electricidad a través de cables y que tiene el deber de proveer de conexiones a las diferentes instalaciones.

Los 8 DNOs que actualmente hay en el Reino Unido son éstos:

• Central Electric UK (CE).

• Central Networks (CN).

• EDF Energy Networks (EDFE).

• Electricity North West Ltd (ENW).

• Scottish Power (SP).

• Scottish Hydro Electric Power Distribution (SHE) and Southern Electric Power

Distribution (SE), ambas ahora ya fusionadas como Scottish and Southern

Electric Power Distribution Ltd (SSE Power).

• Western Power Distribution (WPD).

• Northern Ireland Electricity.

El DNO está obligado a proveer e instalar los activos necesarios para la conexión de

tus instalaciones a la red de distribución.

El DNO tiene derecho a hacer un cargo por dar este servicio.

Los métodos y principios en los cuales un DNO se basará cuando haga su cargo para una determinada conexión están perfilados en la denominada



Pág. 150

“Condición 14 de su Declaración de Cargos por Conexión” (Licence Condition 14 Connection Charging Statement), que está disponible en la web de cada DNO.

Esta Declaración de Cargos también esboza la política de cada DNO sobre los cargos por refuerzos y los criterios para los posibles reembolsos al cliente a través

de las Regulaciones de Cargos por Conexión.

Información general del proceso a través de un DNO:

• Para obtener una conexión de un DNO es necesario que el solicitante notifique al DNO estos datos, dentro de un período de tiempo razonable:

- los detalles de las instalaciones a conectarse;

- la fecha para la que se requiere la conexión;

- y, para un mejor conocimiento, la potencia máxima demandada de la

conexión.

• Un DNO deberá dar al solicitante un presupuesto para la conexión a su

sistema de distribución, pero normalmente no pondrá un contador hasta que así se

lo indique el comercializador eléctrico que el solicitante haya elegido.

• Cuando haya proporcionado dicho presupuesto, la mejor práctica que puede hacer

ese DNO consiste en informar al cliente de que necesita designar a un comercializador antes de que la conexión pueda hacerse, y preferiblemente

antes de aceptar el presupuesto.

• Es aconsejable que el solicitante nombre y firme un contrato con un comercializador de electricidad al menos 28 días antes de la fecha en que

desee disponer del flujo eléctrico.

• Cuando el solicitante haya aceptado una conexión del DNO, él o su comercializador estarán obligados a firmar un acuerdo de conexión.

o Un acuerdo de conexión establece los derechos y obligaciones asociados

con la conexión.

• En lo relativo a la conexión de las instalaciones del solicitante a la red de

distribución de electricidad, el DNO está obligado a mantener esa conexión durante el tiempo que sea necesario y a reparar y sustituir cualquier línea

eléctrica o subestación que se precise, excepto en los puntos donde la

responsabilidad por daños al equipo sea del propio solicitante o de su agente.



Pág. 151

• Si el solicitante no está contento con algún aspecto del servicio proporcionado, deberá, en primer lugar, contactar con la compañía con la que ha contratado la conexión (en este caso, con el DNO que corresponda) y elevar una queja de acuerdo a sus procedimientos públicos.

- Si tras 8 semanas (o antes, si tanto el cliente como el DNO están de acuerdo

en que no se puede hacer nada más) el solicitante sigue sin estar satisfecho,

entonces éste puede contactar con el Defensor del Cliente de Energía

(Energy Ombudsman), quien proporciona un plan de reparación para hacer

frente a conflictos no resueltos.

- En algunos casos puede ser conveniente que los conflictos se refieran a la

OFGEM a través del Defensor del Cliente para una resolución oficial.

5.4.2. Usando un Proveedor Independiente Acreditado de Servicios de Conexión de Electricidad o ICP.

Otro procedimiento de obtener una conexión a la red eléctrica consiste en emplear

una compañía independiente de ingeniería eléctrica que sea competente para llevar a

cabo trabajos de conexiones. Estas compañías son las que se denominan ICPs o “Independent Connection (Service) Providers”.

Un ICP es, por tanto, una compañía independiente que proporciona servicios de conexión y que no está afiliada a ningún negocio de distribución.

Aunque algunas de estas compañías llevan a cabo conexiones domésticas, en la

actualidad tienden a especializarse en grandes conexiones no domésticas.

El trabajo debe ejecutarse de acuerdo con los estándares y procedimientos establecidos por la compañía de distribución (DNO o IDNO) que será quien, en última instancia, adopte y mantenga la conexión.

Además, la Condición 14 de la Declaración de Cargos por Conexión del DNO

establece el ámbito o alcance de los trabajos que puede realizar un contratista eléctrico

independiente adecuadamente aprobado, siendo éstos los normalmente referidos como trabajos concursales o “contestable” (mientras que sólo los DNOs pueden

encargarse de los trabajos referidos como no concursales o “non-contestable”).



Pág. 152

Es posible obtener una lista de compañías independientes de ingeniería eléctrica capaces de llevar a cabo este tipo de trabajos, o ICPs, desde el sitio web de Registro de Lloyds (Lloyd’s Register).

Las compañías DNOs han presentado un sistema de registro, administrado por el

Registro de Lloyds, para las empresas capacitadas en los trabajos de conexiones

independientes. Las empresas registradas han demostrado su competencia en

determinadas áreas de los trabajos de conexión y están sujetas a auditoría continua e

inspección por parte del Registro de Lloyds.

Este Registro de Lloyds administra varios grupos de empresas, según su actividad.

Para el caso de estas empresas independientes de trabajos de conexión o “Independent

Connection Service Providers” (ICPs), el registro se denomina NERS (Nacional Electricity Registration Scheme). El Registro de Lloyds gestiona, en representación de

los DNOs del Reino Unido, este sistema NERS.

Este sistema supone parte del proceso continuo para introducir competencia en el

mercado de servicios eléctricos.

En este listado NERS figuran todos los posibles ICPs, de modo que se detallan los

siguientes aspectos concernientes a cada uno:

- Los tipos o ámbitos de trabajo “contestable” concretos que cada ICP está

acreditado para llevar a cabo (ya que no todos los ICPs tienen por qué estar

capacitados para ejecutar todos los trabajos “contestable”).

- El grado de acreditación otorgado por el Registro de Lloyds para cada tipo de

trabajo que puede realizar cada ICP, mediante un código de colores y oscilando

entre 3 niveles:

Verde Totalmente aprobado.

Amarillo Parcialmente aprobado.

Rojo Acreditación suspendida.

¿Qué es NERS?

Bajo este sistema de inscripción, Lloyds desempeña la valoración técnica de los

“Independent Service Providers” que quieren ser valorados para lograr su acreditación

para trabajos del tipo “contestable” asociados con la instalación de conexiones eléctricas.



Pág. 153

Los alcances o ámbitos de trabajo que pueden ser abarcados a través de la

inscripción en este registro son los siguientes:

- Diseño.

- Gestión del proyecto.

- Tendido de cables (BT, 11 kV, 33 kV, 132 kV).

- Unión de cables (BT sin servicio, BT en servicio, 11 kV, 33 kV, 132 kV).

- Líneas aéreas de postes de madera y/o torres de acero (hasta 132 kV).

- Instalación de subestaciones (hasta 11 kV / 415 V).

- Instalación de subestaciones (11 kV, 33 kV, 132 kV).

- Todos los trabajos de ingeniería civil asociados, incluyendo excavación, tendido

de cables y relleno de tierras.

Nota: Cada relación de tensión detallada entre paréntesis representa una categoría

de registro por separado.

¿Cuáles son los beneficios del NERS?

La acreditación bajo este sistema proporcionará al Proveedor de Servicios

Independiente los siguientes beneficios:

- Acreditación reconocida por todos los DNOs del Reino Unido.

- Procesos independientes de valoración y registro.

- Asignación de un grado de acreditación, que representará el logro de unos

estándares de alto nivel técnico, de calidad y de seguridad.

- Aparición en el listado del Registro de Lloyds, junto con todos los proveedores de

servicios registrados.

5.4.3. Cables y conductores desde el contador hasta el usuario.

Los cables y conductores desde el contador hasta los aparatos eléctricos del

solicitante no quedarán cubiertos por el acuerdo de conexión del solicitante con el DNO y

con el comercializador eléctrico, así que un electricista cualificado será quien deba

instalarlos para el cliente.



Pág. 154

Los equipos de protección del cliente, tales como las cajas de fusibles e

interruptores varios, tampoco quedan cubiertos por el acuerdo de conexión.

5.5. Procedimiento de la OFGEM para resolver conflictos.

5.5.1. Introducción.

1. Hay circunstancias en las cuales un conflicto entre un comercializador o distribuidor

de electricidad y un cliente (o entre un comercializador o distribuidor de gas y un

cliente) puede remitirse a la Autoridad en Gas y Mercados de Electricidad para su

resolución, esto es, la OFGEM. Estos conflictos pueden surgir:

- Bajo estatuto (en concreto la Ley del gas de 1986 y la Ley de Electricidad de

1989); o

- Bajo las disposiciones de las licencias.

2. Este apartado describe los procedimientos que la OFGEM generalmente seguirá en

tales casos.

- Estos procedimientos no se aplican cuando los conflictos se refieren a una

infracción de la licencia y pueden llevar a las correspondientes medidas de

aplicación.

- Además, estos procedimientos se suman a los requisitos de procedimiento

establecidos en las pertinentes leyes o licencias.

5.5.2. Pasos iniciales.

3. Cuando surge un conflicto, la OFGEM esperará, en un primer momento, a que las

partes implicadas busquen la manera de resolverlo entre ellas mismas.

- En los casos adecuados, también pueden buscar la ayuda de un supervisor

energético externo (“energywatch”).

- Si estos esfuerzos no resultan exitosos, el problema puede remitirse a la

OFGEM.



Pág. 155

5.5.3. Comienzo del proceso.

4. Cuando un asunto se remite a la OFGEM para que pueda conducir a su resolución,

lo primero que hará la OFGEM será considerar si el problema es del tipo de los que

puede resolver.

- Una vez que la OFGEM ha decidido que éste es un asunto respecto del cual

es capaz de tomar una determinación, la OFGEM comienza el proceso

explicando a todas las partes los procedimientos que propone seguir.

- Se espera que esto normalmente se haga proporcionando una copia de lo aquí

explicado, junto con cualquier guía adicional que pueda ser relevante para el

tipo particular de conflicto de que se trate.

5. Al mismo tiempo, la OFGEM se asegurará de que todas las partes conozcan la

identidad del funcionario de la OFGEM designado, quien:

- Será la persona responsable del desarrollo de los procedimientos; y

- Tomará la decisión final.

Tales funcionarios nunca serán las mismas personas. Si en alguna de las fases

durante el proceso, la identidad de alguno de estos funcionarios cambiase por

cualquier motivo, la OFGEM informará a todas las partes tan pronto como resulte

práctico.

5.5.4. Durante el proceso.

6. La OFGEM tiene la intención de que:

- Cada parte o empresa implicada tenga la plena oportunidad de exponer sus

casos;

- Y que tales casos de cada parte o empresa sean completamente expuestos

por escrito a todas las demás partes, siempre sujetos a las garantías

adecuadas en materia de información comercial confidencial.



Pág. 156

7. Si cualquiera de las partes desea proporcionar información confidencial, debería

notificarlo al oficial del caso antes de hacerlo y explicar por qué es confidencial.

- El oficial del caso puede requerir un resumen no confidencial que debe

facilitarse a la otra parte.

- Para tomar su decisión, la OFGEM tendrá en cuenta el peso que es

conveniente dar a la información sobre la que cualquier otra parte no ha tenido

la oportunidad de comentar.

8. La OFGEM, a su vez, invitará a cada una de las empresas implicadas a que le

presente un escrito que establezca los hechos pertinentes y las razones que

apoyen la posición de esa empresa.

• La OFGEM puede proporcionar una guía que sirva de referencia para la

información que una empresa necesite dar, a fin de permitir que se tome una

decisión sobre el problema en cuestión.

• En los conflictos de conexión:

- Cada empresa deberá completar el formulario del Apéndice 1;

- Y el distribuidor de electricidad (o bien el transportista de gas) deberá

proporcionar información técnica según el formulario del Apéndice 2.

• Es importante que las empresas sólo hablen sobre el conflicto presente.

• La OFGEM también mostrará cualquier información que haya recibido, por

ejemplo, de un supervisor energético externo (energywatch), que sería

deseable tener en cuenta para poder alcanzar una decisión.

• Al comienzo del proceso, el oficial del caso fijará un plazo dentro del cual los

escritos deberán ser recepcionados por la OFGEM.

• La duración del período permitido para la preparación de estas

comunicaciones escritas dependerá de una serie de factores, incluyendo la

complejidad del asunto y el alcance de la documentación existente sobre él.

• La OFGEM normalmente no espera que este período sea superior a cuatro

semanas.



Pág. 157

9. En lo relativo al conflicto:

- La OFGEM normalmente mandará copia al resto de partes involucradas de su

correspondencia dirigida a cada una de las empresas.

- Y del mismo modo, la OFGEM también espera que cada una de las partes

mande copia al resto de partes involucradas de cualquier carta que dirija a la

OFGEM.

La propia OFGEM también puede plantear preguntas a las partes implicadas sobre

asuntos derivados de las respuestas recibidas.

10. A la luz de los escritos y comentarios, el oficial de caso elaborará una declaración

de los principales hechos del caso y de los argumentos de cada parte.

• Las partes implicadas tendrán la oportunidad de hacer comentarios:

- sobre el resumen de los principales hechos; y

- sobre el resumen de la OFGEM con sus propias evidencias.

• Esto no tiene por objeto proporcionar una oportunidad para reiniciar cualquier

conflicto de hechos o plantear nuevos argumentos.

5.5.5. Las Audiencias Orales.

11. Si bien la intención de la OFGEM es que el intercambio de información que

conduzca a las resoluciones deba ser por escrito en gran medida, cualquier

empresa implicada en un asunto que sea objeto de una resolución puede, a su

solicitud, presentar su caso en persona ante el sujeto responsable de la toma de

decisiones.

• Se espera que toda esa audiencia normalmente sólo tenga lugar después de

que el proceso escrito haya sido completado.

• Ambas partes normalmente asistirán a tales reuniones pero, en los casos

apropiados, la audiencia puede ser organizada de forma que sólo una de las

partes pueda asistir, por ejemplo, con el propósito de mostrar información

confidencial ante la OFGEM.



Pág. 158

• Cuando ambas partes estén presentes, no está previsto que la audiencia deba

ser formal y no será normal que haya interrogatorio, aunque a cada parte se le

permita comentar brevemente las demás declaraciones.

• Cuando sólo una de las partes esté presente, la OFGEM revelará cualquier

nueva información que reciba en la audiencia, pero que en realidad no le

resulte confidencial a la otra parte para poder hacer los pertinentes

comentarios.

12. El oficial del caso será responsable de las siguientes tareas:

- Será quien establezca los plazos en todas las etapas del proceso.

- En los conflictos de conexión, el oficial del caso especificará el calendario

propuesto en su carta inicial a las partes implicadas.

- Es posible que, en circunstancias excepcionales, él pueda ampliar los plazos

que hubiese establecido.

- Tiene total discreción en cuanto a la admisión de los escritos recibidos con

retraso. Por tanto, es importante que todas las partes proporcionen información

de manera oportuna y precisa para apoyar su caso.

13. Según el alcance y la complejidad del asunto sobre el que trate el conflicto, así

tendremos lo siguiente:

- En los casos en que no se requiere información adicional y el asunto es un

conflicto de conexiones domésticas, se prevé que el procedimiento no lleve

más de dos meses desde el momento en que la OFGEM reciba la denuncia y

determine que tiene jurisdicción para tratar con él.

- En los asuntos más complejos, el oficial del caso mantendrá el calendario

inicial bajo examen e informará a las partes implicadas de las revisiones

necesarias al mismo.

5.5.6. La Decisión.

14. El sujeto responsable de la toma de decisiones tomará su decisión sobre la base

de:

- la declaración preparada por el oficial de caso;



Pág. 159

- la presentación por escrito de cada parte; y

- todas las audiencias que se hayan celebrado.

Esta decisión y sus razones quedarán registradas por escrito, y el oficial del caso

proporcionará una copia a cada parte.

15. Durante el curso del proceso el tomador de decisiones puede obtener el

asesoramiento del personal de la OFGEM, incluida una orientación del comité de

dirección de la OFGEM.

• Si efectivamente así lo hace, los consejos dados por lo general no se harán

públicos, pero si se plantean nuevos puntos sobre cualquier material, las

partes implicadas serán invitadas a comentarlos.

5.5.7. Registro Público.

16. La OFGEM está obligada a inscribir en el registro público (mantenido por ella misma

bajo de la correspondiente Ley en cuestión) una copia de determinados tipos de

decisiones.

• Su práctica habitual es poner todas las demás decisiones a disposición del

público previa solicitud.

• El nombre y la dirección del cliente normalmente se omiten en la versión

publicada de la decisión.

• Si cualquier parte en una decisión desea que algún asunto sea excluido de su

publicación, deberá declararlo así ante el oficial del caso dentro de los catorce

días siguientes a la emisión de la decisión.

• Después de dicho plazo podrá inscribirse en el registro o, de lo contrario,

quedará a disposición del público en la forma en que se emitió a las partes

implicadas.

5.5.8. Otros conflictos.



Pág. 160

17. A la OFGEM también se le puede pedir que resuelva otros tipos de conflictos, por

ejemplo, entre dos titulares de licencias.

- La OFGEM generalmente espera seguir los procedimientos descritos

anteriormente, en la medida en que sean pertinentes, para la resolución de

dichos conflictos.

- Y, del mismo modo, la OFGEM también espera asesorar a las partes

implicadas sobre cualquier cambio a tales procedimientos en el momento en

que se haga la solicitud de resolución.

5.6. Revisión de la competecia en las conexiones eléctricas.

Sobre este aspecto la OFGEM viene trabajando desde hace varios años.

Consideran que los cambios en el mercado de las conexiones de electricidad son

necesarios.

La revisión más reciente llevada a cabo por la OFGEM en el tema concerniente a

la competencia en el mercado de las conexiones eléctricas se hizo el 16 de Febrero de 2007.

Sus propuestas, en esta revisión, son una serie de medidas que están diseñadas

para mejorar el marco regulatorio de las conexiones eléctricas, y fundamentalmente

implican lo siguiente:

Reforzar los requisitos sobre los distribuidores eléctricos (DNOs) respecto a los

servicios clave en régimen de monopolio que ellos proporcionan (servicios no

concursales o “non-contestable”), y hacer esto a través de una modificación de la

licencia.

Mejorar el desempeño de los distribuidores eléctricos en estas áreas del

mercado que no están sujetas a competencia.

Tener en cuenta un paquete de requisitos de información (reporting

requirements), desarrollado por ellos, para valorar las mejoras adoptadas y para

saber si se requieren acciones posteriores, potencialmente a través de la



Pág. 161

siguiente revisión del control de los precios de distribución (distribution price

control review).

5.6.1. Resumen.

La competencia en el mercado de las conexiones eléctricas se ha desarrollado

lentamente, y siempre basándose en acuerdos voluntarios con los Operadores de las

Redes de Distribución o DNOs.

Este enfoque voluntario en las conexiones eléctricas ha demostrado ser un medio ineficaz para permitir la competencia.

Se han recibido un creciente número de quejas sobre estas conexiones. Si bien el

rendimiento de los DNOs es, en términos generales, aceptable, hay demasiados casos

de un rendimiento y un servicio al cliente pobres por parte de los DNOs.

El mercado de las conexiones eléctricas constituye un tema clave para:

- los promotores de viviendas;

- los proveedores de conexiones por terceros (thrid party connection providers);

- los proyectos de regeneración;

- la generación distribuida;

- y, además, para las autoridades locales o LAs (Local Authorities) con respecto al

alumbrado público.

Para llevar a cabo la revisión de las conexiones eléctricas se han centrado en los

siguientes puntos en particular:

• El desarrollo de unos estándares formales para la prestación de los

servicios no concursales o “non-contestable”, aquéllos en régimen de

monopolio que ostentan los DNOs de la zona, a través de una modificación de

la licencia, que recoja y formalice los actuales estándares voluntarios;

• Mejoras para el proceso de solicitud de conexiones;

• Saber si se requieren cambios estructurales dentro de la organización de

los DNOs;



Pág. 162

• El ámbito de aplicación de la libre competencia; y

• Saber si son necesarios nuevos cambios con relación a los servicios de las

conexiones de tarifa plana (unmetered connections services) que los DNOs

proporcionan a las autoridades locales o LAs.

Descripción general de las propuestas.

Para apoyar la competencia, la OFGEM propone que los acuerdos voluntarios en los estándares de las conexiones deberían establecerse en una condición de la licencia.

La licencia exigirá que los DNOs hagan todo lo posible para cumplir los

estándares en todos los casos y para garantizar que los cumplen en al menos el 90% de los casos.

La OFGEM también establece las áreas donde cada DNO tiene que asegurarse de que ofrece un rendimiento eficaz.

• En muchos casos, y con el fin de que esto se cumpla, éstos tendrán que

modificar sus prácticas actuales.

• A pesar de que, con el tiempo, cada DNO haya desarrollado sus propios

mecanismos para la gestión de los interfaces con el cliente y para la

prestación de los servicios no concursales.

Las propuestas de la OFGEM determinan una serie de medidas de buenas

prácticas, encaminadas a mejorar el enfoque de los DNOs sobre el servicio al cliente.

• Estas buenas prácticas ya están siendo adoptadas por algunos DNOs sin

prejuicio de una posterior mejora.

Los objetivos, en términos generales, que la OFGEM pretende cubrir con tales medidas son los siguientes:

• Aumentar el conocimiento del cliente, por medio de la normalización de

ciertos mensajes clave dirigidos a los clientes.

• Dinamizar determinados aspectos del proceso de obtención de una conexión.

• Introducir procesos de resolución de conflictos que sean efectivos.



Pág. 163

• Y el uso de encuestas y/o cuestionarios de respuesta por parte del cliente,

para valorar así la eficacia global del negocio de las conexiones de los

DNOs.

La OFGEM ha optado, en primera instancia, por dar una oportunidad a los DNOs para que mejoren su rendimiento, antes de aplicar directamente medidas

de acción inmediata.

Próximos pasos.

Si las propuestas aquí descritas se implementan, la OFGEM valorará el modo en

que los DNOs hayan dado cuenta de las medidas aquí establecidas (o las equivalentes) a

través de informes periódicos, visitas de auditoría y publicaciones de las evaluaciones.

5.6.2. “Unmetered electricity connections” o conexiones de tarifa plana.

Alcance de las “unmetered connections”.

Las “unmetered connections” se pueden definir como aquellas conexiones

eléctricas sujetas a una tarifa plana, es decir, los servicios que se prestan a

través de estas conexiones se facturan sobre una cantidad a cobrar fija que no depende de la variación en el consumo.

Este tipo de conexiones es el que normalmente proporcionan los DNOs a las LAs

para suministrarles los servicios del alumbrado público.

“Service Level Agreement” (SLA) y sus “Key Performance Indicators” (KPIs) sobre las “unmetered connections”.

Con respecto a estas “unmetered connections”, se ha desarrollado un Acuerdo de

Nivel de Servicio o “Service Level Agreement” (SLA), que es una iniciativa

diseñada para mejorar el nivel de servicio que los DNOs proporcionan a las autoridades locales o LAs en lo concerniente al alumbrado público.

En un primer momento se estableció un período de prueba de 6 meses iniciales

a contar desde el 1 de Abril de 2005, y se esperaba que todos los DNOs



Pág. 164

implementasen este SLA en dicho período e informasen de su rendimiento a la

OFGEM sobre una base trimestral.

No obstante, este período de prueba se amplió durante otros 6 meses posteriores, quedando así extendido hasta el 31 de Marzo de 2006, a fin de que

se proporcionase una mejor y más completa información sobre los niveles de

rendimiento del SLA.

Desde el segundo año de aplicación del SLA, ya sí todos los DNOs tienen la obligación de cumplir estos estándares y de seguir informando a la OFGEM trimestralmente.

El SLA está estructurado en los siguientes 3 grupos (con sus respectivas sub-

categorías), y los estudia por ejercicios económicos o “financial years”, FY (por ej.:

el 1er FY es el que va del 1 de Abril de 2005 al 31 de Marzo de 2006:; el 2º va del

1 de Abril de 2006 al 31 de Marzo de 2007; y así hasta la fecha):

• Grupo 1: Reparaciones de averías.

- Reparaciones de averías de emergencia.

- Reparaciones de averías con alta prioridad.

- Reparaciones de averías de unidades múltiples.

- Reparaciones de averías de una sola unidad.

• Grupo 2: Trabajos nuevos.

- Trabajos nuevos que conlleven entre 1 – 10 tareas.

- Trabajos nuevos que conlleven entre 11 – 50 tareas.

• Grupo 3: Lanzamiento de presupuestos.

- Lanzamiento de presupuestos para trabajos no normalizados dentro de

los plazos acordados y llevados a cabo por los DNOs.

Nota: Estos trabajos no normalizados suponen un presupuesto para

la prestación de servicios eléctricos a una instalación de tarifa

plana, pero fuera del alcance del Programa de Alumbrado

Público ya establecido.

Si bien hasta ahora el SLA se ha limitado a estudiar estos 3 grupos y hacer

públicos dichos resultados en forma de acuerdos voluntarios, porcentajes y

estadísticas, la OFGEM pretende que, de aquí en adelante, se establezcan unos



Pág. 165

indicadores clave sobre el rendimiento de los DNOs, o “Key Performance Indicators” (KPIs), para cada uno de estos grupos del SLA, de forma que los

DNOs superen tales indicadores.

La OFGEM, a raíz de esta intención, estableció las siguientes definiciones revisadas para los distintos conceptos de los grupos 1 y 2 del SLA y sus correspondientes KPIs como referencias a cumplir, quedando las siguientes

tablas:

Tabla 6. Trabajos del grupo 1 del SLA.

SLA – Grupo 1: Reparaciones de averías

Definición revisada KPIs decididos por la

OFGEM

Respuesta a emergencias

Trabajos necesarios para eliminar un

peligro inminente para el público o los

bienes derivados de la red de

distribución de electricidad.

• 80% en 2 horas.

• Informe de la reparación

de emergencias llevadas

a cabo > 2 horas.

Reparación de averías con

alta prioridad

Trabajo que es urgente pero que no

requiere asistencia fuera de las horas

normales de trabajo para restablecer

los suministros eléctricos al mobiliario

urbano.

Por ej.: en el lugar de un accidente de

un “punto negro”, en cruces de

carreteras principales, zonas de cruce

de peatones, un fallo recurrente o

señales de tráfico.

Esta categoría se debe emplear con

moderación y revisarse

mensualmente.

• 50% en 1 día.

• 90% en 10 días.


de averías con alta

prioridad llevadas a cabo

> 10 días.



Pág. 166

Reparación de averías de unidades múltiples

Avería en servicio, por ejemplo, no

hay corriente, bajada de tensión, corte

defectuoso (esto es, eléctricamente

congestionado), pérdida del neutro y/o

de la impedancia de la toma de tierra,

que afecte a más de una unidad.

• 75% en 10 días.

• 90% en 20 días.


de averías de unidades

múltiples llevadas a cabo

> 10 días.

Reparación de averías de una

sola unidad

Avería en servicio, por ejemplo, no

hay corriente, bajada de tensión, corte

defectuoso (esto es, eléctricamente

congestionado), pérdida del neutro y/o

de la impedancia de la toma de tierra,

que afecte a una sola unidad.

• 60% en 10 días.

• 80% en 20 días.


de averías de una sola

unidad llevadas a cabo >

20 días.

Tabla 7. Trabajos del grupo 2 del SLA.

SLA – Grupo 2: Trabajos nuevos

Definición revisada KPIs decididos por la

OFGEM

Trabajos nuevos que conlleven

entre 1 – 10 tareas

Pueden incluir los siguientes:

- Nuevos sistemas de alumbrado

principal.

- Programas de mejora de

carreteras.

- Prestación de

conexiones/desconexiones.

- Transferencia de servicios.

- Nuevos servicios y

desconexiones.

• 60% en 15 días.

• 90% en 30 días.

• Informe de los trabajos

nuevos de 1 – 10 tareas

llevados a cabo > 30

días.



Pág. 167

Trabajos nuevos que conlleven

entre 11 – 50 tareas

Pueden incluir los siguientes:

- Nuevos sistemas de alumbrado

principal.

- Programas de mejora de

carreteras.

- Prestación de

conexiones/desconexiones.

- Transferencia de servicios.

- Nuevos servicios y

desconexiones.

• 60% en 10 días.

• 80% en 20 días.

• Informe de los trabajos

nuevos de 11 – 50 tareas

llevados a cabo > 35

días.

Decisiones y acciones a emprender sobre las “unmetered connections”.

Las decisiones finales adoptadas por la OFGEM en lo relativo al SLA fueron

principalmente éstas:

• Que el SLA ya no debe funcionar en período de prueba.

• Que, tras la revisión de las definiciones, se espera que los DNOs sobrepasen

los KPIs propuestos y, en particular, aquéllos relacionados con la reparación

de averías de emergencia, por razones de seguridad.

La revisión analizó:

• Si el rendimiento de los DNOs durante el período de prueba establecido a

nivel nacional para el SLA (Service Level Agreement) relativo a las

conexiones de tarifa plana debería dejarse como una cuestión a pactar entre

los DNOs y las LAs.

• Y si dicho rendimiento:

- bien debería vigilarse e informarse sobre el mismo;

- o bien debería estar sujeto a incentivos y/o penalizaciones económicas.

La propia OFGEM se encargará de difundir los logros de los DNOs sobre estos niveles en cada ejercicio económico y, a la vista de tales resultados,

considerará entonces si se requiere adoptar alguna otra acción posterior (por

ejemplo, mediante la revisión del control del precio).



Pág. 168

Se espera que los DNOs acuerden con las LAs (Local Authorities) el rendimiento

sobre el que informar antes de que lo presenten a la OFGEM.

Los DNOs deberían hacer más para aumentar el conocimiento de las opciones de la competencia en las conexiones, así:

• Proporcionando información a todas las autoridades locales (LAs):

- sobre cómo funcionan los esquemas tipo de subcontratación de una

tercera empresa que se encargue de estas conexiones; y

- sobre el acuerdo por terceras partes que este tipo de empresas

ofrecen.

• Proporcionando listas de tales contratistas debidamente aprobados.

5.6.3. “Metered electricity connections”: Introducción de una Condición de la Licencia para los servicios “non-contestable”.

Alcance de las “metered connections”.

Las “metered electricity connections” se pueden definir como aquellas

conexiones eléctricas que sí se facturan en función de su consumo, es decir, la

cantidad a cobrar de los servicios que se prestan en estas conexiones no es fija,

sino que varía dependiendo del consumo que se haga.

Este tipo de conexiones son las que los DNOs suministran en régimen de monopolio a través de los servicios no concursales o “non-contestable”.

Se pretende introducir una condición de la licencia a los DNOs que recoja y

formalice los estándares voluntarios de rendimiento que hasta ahora se habían aplicado para la prestación de los servicios no concursales y de su

información.

Estos servicios no concursales o “non-contestable”, a realizar sólo por el DNO

de la zona, comprenden principalmente estos 3 bloques de actividades:

1. Prestación de presupuestos:

- Esto es, la prestación, por parte del DNO, de un presupuesto formal

para la conexión solicitada.



Pág. 169

- La clasificación de un presupuesto se determina en función de la

tensión más alta del punto de conexión y/o de cualquier trabajo

asociado.

2. Información sobre el POC, y aprobación o rechazo de los diseños:

a) Información sobre el POC:

El DNO debe proporcionar la información técnica necesaria que

permita al solicitante identificar la ubicación propuesta y las

características del punto de conexión de las instalaciones del

sistema de distribución del DNO.

El punto de conexión o POC sólo lo puede determinar el DNO.

Se espera que los DNOs proporcionen a los ICPs esta información,

tanto la relativa a un presupuesto estimado como la del POC, en

forma oportuna en el tiempo y no discriminatoria.

Esto debería permitir a los ICPs presentar con éxito sus

presupuestos a los potenciales clientes, y de esta forma poder

competir con el DNO de la zona.

b) Presentaciones de diseños:

El solicitante, llegado este punto, puede elegir:

o si desea que la conexión la ejecute el propio DNO, en base

a su propuesta inicial; o

o si desea, por el contrario, acudir a un ICP que le lleve a cabo

la construcción de la conexión, basándose en una propuesta

alternativa y siempre bajo la aprobación del DNO.

En el caso de que el solicitante hubiese optado por acudir a un ICP,

entonces:

o Una vez que los ICPs obtienen la información del POC, ellos

diseñarán la conexión a la red de distribución del DNO de la

zona y esperarán la aprobación o denegación razonada de

este último.

3. Trabajos finales de la conexión y puesta en servicio gradual:



Pág. 170

- Finalmente, el DNO de la zona debe finalizar los últimos trabajos que

permitan incluir la instalación del equipo de conexión dentro de su red

de distribución, de forma tal que el cliente pueda recibir un suministro

eléctrico a través de dicha red.

- Del mismo modo, el DNO también está obligado a informar a la OFGEM

del número total de conexiones físicas finalizadas en los plazos

acordados.

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] Cap. 6: REVISIÓN DEL CASO DE CHILE


Pág. 171

Capítulo 6 Revisión del Caso de Chile



Pág. 172

6. REVISIÓN DEL CASO DE CHILE.

6.1. Definiciones y Abreviaturas.

Para efectos de mayor entendimiento del presente capítulo, se exponen a

continuación las siguientes DEFINICIONES:

• Ahorros por operación de un PMGD: Ahorros de costes en la red de

distribución a consecuencia de la operación de un PMGD.

• Bloque de demanda: Varios consumos contiguos eléctricamente que se

manejan en bloque como un consumo equivalente al desconectarse o

conectarse al sistema eléctrico.

• Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC): organismos establecidos

por áreas típicas o zonas territoriales bien identificables, destinados a coordinar

la explotación de su zona asignada, manteniendo en todo momento el equilibrio

entre las inyecciones y las retiradas de energía. Comprende tanto las redes de

transporte como las de distribución de su respectiva zona.

• Contingencia Simple: Fallo intempestivo de un elemento del SD, pudiendo ser

éste un PMGD, un bloque de demanda, o un Elemento Serie del SD.

• Costes adicionales en las zonas adyacentes a un PMGD: Costes de las obras

adicionales en la red de distribución en las zonas adyacentes al punto de

conexión de un PMGD, necesarias para permitir la inyección de los excedentes

de potencia de un PMGD en dicha red.

• Costes de conexión: Diferencia entre los costes de las obras adicionales en la

red de distribución y los ahorros por la operación del PMGD asociados a la

inyección de los excedentes de potencia de un PMGD en la red de una empresa

distribuidora.

• Elemento Serie: Instalaciones del SD, las cuales pueden corresponder a líneas

de distribución, transformadores de distribución o cualquier otro elemento que se

conecte en serie con los anteriores.



Pág. 173

• Empalme: Conjunto de elementos y equipos eléctricos que conectan el contador

de la instalación o sistema del cliente, a la red de suministro de energía eléctrica.

Se llama así en el caso de unidades de generación; en el caso de unidades de

consumo, se denomina acometida.

• Excedente de potencia: Cualquier potencia inyectada por un medio de

generación a un sistema interconectado o a las instalaciones de una empresa

propietaria de líneas de distribución, medida en su punto de conexión. Los

excedentes de potencia no consideran los consumos propios de la instalación.

• Instalación de Conexión: Conjunto de equipos necesarios para permitir la

conexión de un PMGD a la red de media tensión y que, como mínimo, está

constituida por un equipo de corte visible, un interruptor y sus respectivos

equipos de protección y control.

• Medio de generación con autodespacho: Medio de generación cuya operación

no está sujeta al resultado de la optimización de la operación del sistema

efectuada por un CDEC.

• Medios de Generación No Convencionales (MGNC): Medios de generación

cuya fuente sea no convencional y sus excedentes de potencia suministrada al

sistema sean inferiores a 20.000 kW. La categoría de MGNC no es excluyente

con las otras categorías.

• Medio de generación sincronizado al sistema eléctrico: Medio de generación

que en su punto de conexión, disponiendo de energía primaria, realiza

inyecciones de energía eléctrica al sistema en forma permanente, cumpliendo

con las exigencias de seguridad y calidad de servicio vigentes.

• Operación en isla de un PMGD: Estado de operación en la cual uno o más

PMGD pueden abastecer un determinado número de consumos del SD en forma

aislada del resto del sistema interconectado.

• Operador del PMGD: Propietario o encargado de operar una instalación de

PMGD conectado a un SD.

• Pequeños Medios de Generación (PMG): Medios de generación cuyos

excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a

9.000 kW, y conectados a instalaciones pertenecientes a la red de transporte

(sistema troncal, de subtransmisión o adicional).



Pág. 174

• Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD): Medios de generación

cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000 kW, conectados

a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones

de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que

utilicen bienes nacionales de uso público.

• Punto de conexión: Punto de las instalaciones de distribución de energía

eléctrica en la que se conecta un PMGD a un SD.

• Punto de repercusión: Punto del SD, más cercano a un PMGD, en que están

conectados otros clientes o en que existe la posibilidad real y pronta de que se

conecten otros clientes. Es el punto de referencia para evaluar las repercusiones

sobre el SD producidas por la operación de un PMGD. La distancia desde el

PMGD al punto de repercusión se medirá a través de las líneas eléctricas.

• Red de media tensión: En Chile, es aquella red cuya tensión nominal está

comprendida entre 1 y 23 kV.

• Relación cortocircuito - potencia kkl : Es el cociente entre la potencia aparente

de cortocircuito de la red en el punto de repercusión (SkV) y la potencia aparente

máxima de un PMGD (SPMGDmáx), empleada para una verificación aproximada de

la factibilidad de incurrir en obras adicionales para permitir la conexión de un

PMGD, que se expresa en la siguiente fórmula:

PMGDmáx

kVkl S

Sk =

• Sistema de Distribución (SD): Similar a red de distribución. Conjunto de

instalaciones de tensión nominal igual o inferior a 23 kV, destinadas a dar

suministro a usuarios finales ubicados en zonas de concesión, o bien a usuarios

ubicados fuera de zonas de concesión que se conecten a instalaciones de una

concesionaria mediante líneas propias o de terceros.

• Unidad generadora: Es la parte generadora de energía eléctrica, en una planta

individual, incluyendo un eventual convertidor, pero excluyendo eventuales

condensadores para la compensación de reactivos y el transformador, cuando

sólo está destinado a la adaptación a la tensión del SD.

• Valor agregado de distribución (VAD): Es el valor de referencia establecido

por el gobierno de Chile para la retribución económica de las empresas de



Pág. 175

distribución. Engloba todos los conceptos de costes de distribución, es definido

por áreas típicas y en base a empresas modelo de distribución, y se revisa cada

período regulatorio.

Del mismo modo, los siguientes ACRÓNIMOS y ABREVIATURAS son usados en

este capítulo, algunos de ellos ya mostrados en las anteriores definiciones:

• CDEC Centro de Despacho Económico de Carga.

• Comisión Comisión Nacional de Energía (de Chile).

• DO Dirección de Operación.

• LGSE Ley General de Servicios Eléctricos.

• MGNC Medio(s) de Generación No Convencional(es).

• Ministerio Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

• NTCO Norma Técnica de Conexión y Operación.

• PMG Pequeño(s) Medio(s) de Generación.

• PMGD Pequeño(s) Medio(s) de Generación Distribuida.

• Reglamento Reglamento para medios de generación no

convencionales y pequeños medios de generación.

• SCR Solicitud de Conexión a la Red de media tensión del SD.

• SD Sistema de Distribución.

• Superintendencia Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

• VAD Valor Agregado de Distribución.

6.2. Procedimiento de ATR en Distribución para Suministro.

6.2.1. Marco normativo.

El proceso de ATR o proceso de conexión y acceso a la red de Distribución para los

consumidores, bien se trate de suministros nuevos o de suministros de aumento de

potencia demandada, se regirá fundamentalmente por esta normativa:

Decreto con Fuerza de Ley (DFL) Nº 4 del Ministerio de Economía, Fomento y

Reconstrucción, que fijó el texto refundido, coordinado y sistematizado del

Decreto con Fuerza de Ley Nº 1 del Ministerio de Minería, de 1982, relativo a la



Pág. 176

Ley General de Servicios Eléctricos. De aquí en adelante se hará referencia a

este decreto abreviadamente como la “Ley” o “LGSE”.

Las empresas chilenas que deseen ejercer la actividad de distribución eléctrica,

deben contar con una concesión emitida por el gobierno de Chile, que será, en principio,

de carácter provisional y otorgada por la Superintendencia, y posteriormente definitiva y

otorgada por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Tras esto, pasarán a

ser empresas concesionarias del servicio público de distribución de electricidad.

6.2.2. Generalidades.

Obligación de concesión de servicio de las distribuidoras:

• Para el caso de la Distribución, y en lo referente a suministros, el art. 125 de la LGSE señala que las empresas distribuidoras están obligadas, en su zona de concesión, a dar suministro a quienes lo soliciten:

- Bien sea que el usuario esté ubicado en la zona de concesión; o

- Bien se conecte a las instalaciones de la empresa mediante líneas propias o de terceros.

• La obligación de dar suministro se entiende en la misma tensión de la línea

sujeta a concesión a la cual se conecte el usuario.

• Análogamente, y siguiendo el art. 115 de la LGSE, los concesionarios de

servicio público de distribución de electricidad también estarán obligados a

prestar el servicio de transporte, permitiendo el acceso a sus instalaciones de distribución, para que terceros den suministro a usuarios no sometidos a regulación de precios ubicados dentro de su zona de concesión.

Denominación:

Cuando el proceso de atención de solicitudes de nuevos suministros o aumentos de

capacidad de servicios ya existentes, requieran realizar obras de adecuación a las redes

de distribución, entonces ese proceso también puede denominarse como “Procedimiento de Ventas Complejas”, dentro del lenguaje coloquial de las empresas eléctricas en el

entorno de Chile.



Pág. 177

Esto puede darse tanto con la construcción de nuevas redes como con un refuerzo

de las existentes, en caso de que éstas sean insuficientes para permitir una buena calidad

de servicio al suministro solicitado.

Para ello se requiere la elaboración de un proyecto eléctrico y su posterior ejecución,

en los casos que finalmente se contraten los suministros.

Calidad de servicio:

La calidad del suministro eléctrico de las empresas distribuidoras de servicio público

viene marcada en el art. 130 de la LGSE, que establece lo siguiente:

• En redes de distribución cuyo tamaño es superior a 1.500 kW (1,5 MW) en

capacidad instalada de generación, la calidad de servicio de las empresas

distribuidoras de servicio público que operen en ellas, en cuanto a tensión,

frecuencia, disponibilidad y otros, corresponderá a estándares normales con

límites máximos de variación que serán los que determinen los reglamentos.

• En redes de distribución cuyo tamaño es inferior o igual a 1.500 kW (1,5 MW)

en capacidad instalada de generación, la calidad de servicio será establecida de común acuerdo entre el concesionario y la Municipalidad respectiva.

Además, los usuarios no podrán exigir calidades especiales de servicio por encima de los estándares que se establezcan a los precios fijados, siendo de la

exclusiva responsabilidad de aquéllos que lo requieran el adoptar las medidas necesarias

para lograrlas.

Exigencia de previsión de suministro para consumidores regulados:

En base al art. 131 de la LGSE, las empresas concesionarias del servicio público de

distribución deberán disponer permanentemente del suministro de energía que,

sumado a la capacidad propia de generación de su red, les permita satisfacer el total del consumo proyectado de sus consumidores regulados para, como mínimo, los próximos 3 años.

Para dichos efectos, con la antelación que fije el correspondiente reglamento, deberán licitar el suministro necesario para abastecer los consumos de los clientes

sometidos a regulación de precios ubicados en su zona de concesión, de modo que el



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conjunto de los contratos resultantes, más la eventual capacidad de generación propia, garanticen el cumplimiento de la obligación establecida en el párrafo anterior.

Condiciones generales de las licitaciones para abastecer consumos regulados:

Vienen descritas de manera genérica en los art. 131, 132, 133 y 134 de la LGSE, y

sus aspectos más relevantes se pueden describir abreviadamente así:

• Las licitaciones de suministro serán públicas, abiertas, no discriminatorias y transparentes. Además, la información contenida en las ofertas de los

proponentes será de dominio público a través de un medio electrónico.

• Las concesionarias podrán coordinarse para efectuar una licitación conjunta por la suma de los suministros individuales a contratar.

• Las bases para licitaciones, individuales o conjuntas, serán:

- elaboradas por las concesionarias; y

- aprobadas previamente por la Comisión.

• En todo caso, las licitaciones que las distribuidoras efectúen para abastecer sus

consumos regulados no podrán incluir consumos de clientes no sometidos a regulación de precios de sus zonas de concesión.

• Las exigencias de seguridad y calidad de servicio que se establezcan para

cada licitación deberán ser homogéneas y no discriminatorias para los

oferentes.

• El período de suministro que cubra la oferta no podrá ser, en ningún caso,

superior a 15 años.

• La licitación se adjudicará al oferente que ofrezca el menor precio de

energía.

• En todo caso, el total de la energía que deberán facturar el o los suministradores

a una distribuidora será igual a la energía efectivamente demandada por ésta en

el período de facturación.

Procedimiento de conexión.

El proceso de ATR en Distribución para Suministros, ya sean nuevos o de aumento

de potencia, se divide en los siguientes grandes bloques:



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I. Solicitud de suministro. II. Proyecto y Presupuesto de Conexión.

III. Ejecución de las instalaciones de extensión. IV. Financiación con AFR (opcional).

A continuación se describen en profundidad cada uno de estas partes del

procedimiento de conexión, quedando cronológicamente ordenados todos sus respectivos

pasos.

6.2.3. Solicitud de suministro.

1. El cliente solicita a la empresa distribuidora un nuevo suministro o un

aumento de capacidad demandada.

Dicha solicitud lleva implícito adicionalmente un Estudio de viabilidad

del proyecto.

Los costes del Estudio del proyecto son a cargo del cliente.

Su valor no es regulado.

2. La distribuidora recepciona:

- Copia de la solicitud de suministro del cliente.

- Contrato firmado de aceptación del Estudio del proyecto.

6.2.4. Proyecto y Presupuesto de Conexión.

3. La Unidad de Negocio de la empresa distribuidora realiza la evaluación técnica de la solicitud del cliente. Entonces si:

a) No requiere proyecto Se proporciona al cliente suministro directo de

la red de distribución, finalizándose así todo el proceso.

b) Requiere proyecto:

De manera simultánea la distribuidora:

Envía una carta anticipada al cliente, informándole de que su

solicitud conlleva proyecto y unos costes asociados; y



Pág. 180

Lleva a cabo la realización del proyecto, normalmente a través

de terceros, mediante un colaborador externo.

Nota: La distribuidora proyectará la conexión del suministro

solicitado SÓLO si el cliente ha decidido que sea ella

quien lo ejecute (dado que el cliente también tiene la

opción de encargárselo a un tercero).

Después, la distribuidora recibe y revisa el proyecto:

- Bien el efectuado por el colaborador externo de la propia

distribuidora; o

- Bien el efectuado por el instalador elegido por el cliente.

Esto genera unos costes de revisión y aprobación del proyecto, que son:

- De carácter regulado;

- Asumidos por la distribuidora; y

- Posteriormente traspasados, en la medida que

corresponda, al cliente a través del Presupuesto.

Si el proyecto resulta INCORRECTO La distribuidora lo

retorna al colaborador/instalador hasta que éste subsana las

deficiencias detectadas.

Si el proyecto resulta CORRECTO, entonces:

- La distribuidora aprueba el proyecto.

- La distribuidora o el instalador, según corresponda,

prepara y envía una carta al solicitante con el Presupuesto

ofertado para su conexión (en base al proyecto aprobado).

4. Una vez recibido el Presupuesto de Conexión por parte del solicitante,

puede suceder que:

a) El cliente no lo acepta y desiste de hacerlo efectivo:

La validez del presupuesto inicialmente ofertado expira.

El valor pagado por el coste del Estudio del proyecto no se le

reembolsa.

b) El cliente acepta el Presupuesto Se inicia la ejecución de la conexión

para el suministro o para el aumento de potencia respectivo.



Pág. 181

6.2.5. Ejecución de las instalaciones de extensión.

5. Con la aceptación del Presupuesto de Conexión el cliente permite el comienzo

de las obras para la construcción de las instalaciones de extensión

necesarias.

El cliente devuelve copia firmada del Presupuesto de Conexión a la

empresa distribuidora o al instalador autorizado, en su caso.

Si es un cliente no regulado, tras superar los trámites de conexión,

deberá contratar el suministro o aumento de potencia con una comercializadora.

Si es un cliente regulado, la aceptación del Presupuesto de Conexión

también implica la contratación del suministro o del aumento de potencia con la empresa distribuidora. En este caso:

Tras la aceptación del Presupuesto de Conexión, el cliente recibe el

Contrato de Suministro de parte de la distribuidora.

Tras recibir el Contrato, el cliente lo firma y lo remite de vuelta a la

empresa distribuidora, adjuntando la documentación que le haya

sido solicitada por esta última.

- Adicionalmente, y según el art. 126 de la LGSE, la empresa

distribuidora podrá exigir a los usuarios que soliciten o amplíen

su servicio en potencias conectadas superiores a 10 kW, una

garantía suficiente para acreditar que la potencia solicitada por

éstos será usada por el tiempo adecuado.

La empresa distribuidora, tras recepcionar el Contrato firmado por el

cliente y demás documentación suya:

- Firma el Contrato de Suministro;

- Emite la factura correspondiente; y

- Envía ambas cosas al cliente.



Pág. 182

6. En este punto, se inicia el proceso de ejecución Dado que hablamos de

Distribución para Suministros, se procede a la construcción de las correspondientes instalaciones de extensión de la red, que aquí incluyen:

- Bien sólo las acometidas; o

- Bien las acometidas más los refuerzos pertinentes en la red, caso de

ser necesarios.

En cualquiera de los dos casos se aplica lo dispuesto a continuación:

EJECUCIÓN de las instalaciones de extensión:

• Acometida El cliente puede decidir quién lo proyecta y

construye:

Bien la propia distribuidora; o

Bien un instalador autorizado externo.

• Refuerzos Los proyecta y construye siempre la distribuidora.

COSTES de las instalaciones de extensión:

• Conforme a los art. 126 y 127 de la LGSE, la distribuidora PUEDE solicitar al cliente aportes financieros reembolsables o AFR con

el objeto de financiar la construcción de las extensiones de red (que

incluyen acometida, o acometida más refuerzos) hasta el punto de

empalme del peticionario, ya sean:

- para nuevos suministros; o

- para ampliaciones de potencia.

• Puesto que la petición de estos AFR es opcional, quedará en

manos de las políticas de cada distribuidora el hecho de:

- adoptar esta opción, como medida de apoyo; o bien

- financiar íntegramente a su cargo y desde el principio todos

los costes de las extensiones de red.

En cualquier caso, los costes de Construcción:

Son asumidos por la empresa distribuidora,

independientemente de quién las haya ejecutado, como a

continuación se explica:



Pág. 183

i. Si ejecuta la distribuidora y no pide AFR, ella misma

maneja las inversiones necesarias.

ii. Si ejecuta la distribuidora y pide AFR, financia (total o

parcialmente) la extensión de red con las aportaciones

económicas del cliente, que posteriormente tendrá que

reeembolsarle.

iii. Si ejecuta un instalador autorizado, el cliente asume los

gastos en un primer momento, pero posteriormente la

distribuidora se los reembolsa, y lo hace a través de AFR

cuyo valor hubiera quedado determinado por la empresa

en el momento en que aprobó el proyecto.

Los costes de Mantenimiento:

Son asumidos siempre por la empresa distribuidora.

Ambos costes son remunerados en el VAD.

TITULARIDAD de las instalaciones de extensión:

• Las acometidas y demás instalaciones de extensión de red siempre son propiedad de la empresa distribuidora, cualquiera que sea el

caso de construcción que se dé.

a) Respecto a las ACOMETIDAS:

Si ejecuta la distribuidora Son propiedad suya desde el

principio.

Si ejecuta un instalador Como la distribuidora tiene que

reembolsarle al cliente los AFR por el importe en que

hubiesen sido valoradas las instalaciones de conexión,

entonces el cliente traspasa su titularidad a la empresa de

distribución.

b) Respecto a los posibles REFUERZOS:

Dado que éstos son ejecutados siempre por la distribuidora,

son propiedad suya en todo momento.

6.2.6. Financiación con AFR (opcional).



Pág. 184

7. Aquí se detalla la metodología a través de AFR, o aportes financieros

reembolsables, para financiar las instalaciones de extensión de un suministro

(nuevo o aumento de potencia).

Puesto que tanto la construcción como el mantenimiento de las

instalaciones de extensión son costes que debe asumir íntegramente la

empresa distribuidora, esta modalidad de pedir anticipadamente una

aportación económica del cliente en forma de AFR (aunque después tenga

que reembolsarlo a éste) es sólo opcional, tal y como también se detalló

con anterioridad.

Se rige por los art. 126, 127, 128 y 129 de la LGSE.

En general, y conforme al art. 126 de la LGSE, los AFR son extensibles:

A los usuarios de cualquier naturaleza que solicieten servicio, o

que amplíen su potencia conectada (no tiene por qué tratarse

exclusivamente de suministros).

A cualquier empresa eléctrica, ya sea de generación, transporte o

distribución.

Por ello, lo descrito aquí relativo a los AFR puede aplicarse,

además, para otras situaciones.

Las cantidades máximas de estos AFR por concepto de financiamiento

serán determinadas por las empresas, y podrán ser aplicadas previa

publicación en un diario de circulación nacional.

Estos aportes podrán efectuarse de dos formas:

a) El peticionario podrá construir las obras de extensión sobre la base de un proyecto aprobado por la empresa eléctrica. El valor

de estas instalaciones, que corresponde al financiamiento

reembolsable aportado por el peticionario, será determinado por la

empresa en el momento de aprobar el proyecto;

b) El peticionario podrá financiar las obras por el valor determinado por la empresa distribuidora, obligándose ésta a construirla, una

vez asegurado el financiamiento.



Pág. 185

Los AFR que deban ser reembolsados por la empresa eléctrica, se devolverán:

A la persona natural o jurídica que haya entregado el aporte; o

bien

A las personas que esta primera designe, según la estipulación

que acepte la empresa.

Con la excepción de las devoluciones mediante acciones, dichos aportes deberán ser reembolsados por su valor inicial reajustado e intereses.

• El interés deberá ser igual a la tasa de actualización estipulada en el

art. 182 de la LGSE.

La forma y el plazo de las devoluciones se determinarán en un contrato

que se firmará entre la empresa y quien deba hacer el aporte

reembolsable.

Las devoluciones podrán ser pactadas en:

- dinero, documentos mercantiles, suministro eléctrico, acciones

comunes de primera emisión de la propia empresa; o

- mediante cualquier otro mecanismo que acuerden las partes.

La elección de la forma de devolución corresponderá a la empresa concesionaria.

• El aportante podrá oponerse a ella cuando la devolución propuesta

por la empresa no le suponga un reembolso real.

• Conflicto Si no hubiere acuerdo resolverá la Superintendencia,

oyendo a las partes.

Si la devolución pactada no se hiciera en dinero, los títulos respectivos

deberán ser endosables.

Si el mecanismo de devolución fuera otro distinto a acciones, el plazo máximo de reembolso será de 15 años.

Las empresas eléctricas no podrán cobrar gastos por concepto de devolución de los aportes financieros reembolsables.



Pág. 186

6.3. Procedimiento de ATR en Distribución para Generación.


Puesto que estamos hablando de la red de distribución, la generación inyectada en

ella será proveniente, en su inmensa mayoría, de unidades de generación distribuida

(GD), si bien es necesario matizar, para el caso de Chile, que:

• Cuando se trata de GD, las unidades de generación se denominan “Pequeños

Medios de Generación Distribuida”, en adelante “PMGD”; y

• Su inyección de energía dentro de los sistemas de distribución se realizan en la

red de media tensión, segmento que, en este país, comprende tensiones de

entre 1 y 23 kV.

El proceso de ATR o proceso de conexión y acceso a la red de Distribución para

generadores, esto es, para unidades de generación distribuida o PMGD, así denominadas

en Chile, se regirá fundamentalmente por esta normativa:






La Resolución Exenta 24, dictada y aprobada por el Ministerio de Economía,

Fomento y Reconstrucción, previo informe de la Comisión Nacional de Energía,

que establece la “Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en instalaciones de Media Tensión”, en adelante “NTCO”, relativa a los

procedimientos, metodologías y demás exigencias para la conexión y operación

de los PMGD en redes de media tensión, pudiendo ser estas redes propiedad

de:

- Empresas Distribuidoras, que son los concesionarios del servicio público de

distribución de electricidad; o



Pág. 187

- Empresas con Instalaciones de Distribución, que son aquellas empresas

que posean instalaciones de distribución de energía eléctrica que utilicen

bienes nacionales de uso público.

Decreto Supremo Nº 244 del Ministerio de Economía, Fomento y

Reconstrucción, de 2005, que aprobó el Reglamento para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación

establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante denominado

como el “Reglamento”.


Obligación del permiso de conexión de las distribuidoras:

De acuerdo al párrafo último del art. 149 de la LGSE de Chile y también conforme al

art. 7 del Reglamento, tanto las Empresas Distribuidoras como las Empresas con

Instalaciones de Distribución, deberán permitir la conexión a sus correspondientes

instalaciones de distribución de los medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema eléctrico no superen los 9.000 kW (9 MW), y cuando

éstos puedan acceder a dichas instalaciones mediante líneas propias o de terceros, todo

esto sin perjuicio del cumplimiento de las exigencias de seguridad y calidad de servicio

vigentes.

Obligación del cumplimiento de las instrucciones dadas por la distribuidora:

Del mismo modo, y conforme al art. 26 del Reglamento, el propietario u operador de un PMGD deberá en todo momento acatar las instrucciones de la empresa distribuidora que estén destinadas a resguardar la calidad y seguridad del servicio de la

red de distribución, en los tiempos y condiciones establecidas por la misma.

Nivel de calidad de servicio:

Respecto a dicha calidad de servicio, y según el art. 11 del Reglamento, las

Empresas Distribuidoras garantizarán el acceso de los PMGD a su sistema de

distribución:

- Con la misma calidad de servicio aplicable a los clientes finales sometidos a

regulación de precios; o



Pág. 188

- Con la misma calidad de servicio que se haya pactado en los contratos de

suministro suscritos por Empresas con Instalaciones de Distribución, según

corresponda.

Condiciones de operación:

Respecto de las condiciones de operación de un PMGD destinadas a resguardar

las exigencias de seguridad y calidad de servicio, y siguiendo el art. 27 del Reglamento,

éstas se regirán por las disposiciones de la NTCO, la cual establecerá, al menos, los

siguientes aspectos:

• Las condiciones de operación de un PMGD en caso de fallos a nivel sistémico o

en la red de distribución a la cual se encuentre conectado.

• Las variaciones de tensión máximas en el punto de repercusión asociado al

PMGD en caso de conexión o desconexión de éste.

• Las magnitudes y variaciones u holguras de la tensión nominal de 50 Hz

permitidas en el punto de repercusión asociado al PMGD.

• Los índices de severidad de parpadeo o "flicker" y de contaminación por

inyección de corrientes armónicas a la red, originados por los PMGD.

Alcance de las exigencias de la NTCO:

Las exigencias que se plantean en la mencionada NTCO deben ser cumplidas en el

punto de repercusión o de conexión asociado a cada PMGD, según corresponda de

acuerdo al Reglamento. Dichas exigencias serán aplicables independientemente de que la energía eléctrica sea producida por:

- Unidades generadoras síncronas o asíncronas, con o sin convertidor de

frecuencia; o por

- Unidades generadoras de corriente continua con inversor.

Formularios y procedimientos técnicos:

• Serán los indicados en la mencionada NTCO, conforme al art. 15 del

Reglamento;

• Serán únicos para todas las Empresas Distribuidoras y las Empresas con

Instalaciones de Distribución; y



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• Deberán ser de acceso público mediante los medios de publicación de que

dispongan las referidas empresas en forma permanente y gratuita para todos los

interesados.

Pago o exención de peajes de distribución:

• El uso que la inyección de los excedentes de potencia suministrables al sistema

por un PMGD hace de las instalaciones de las empresas de distribución no da

lugar al pago de peajes.

• Los PMGD que hagan uso de las instalaciones de un concesionario de servicio

público de distribución para dar suministro a usuarios no sometidos a regulación

de precios ubicados dentro de la zona de concesión del concesionario, deberán

pagar un peaje de distribución determinado de acuerdo a lo establecido en el

artículo 115 de la Ley.

Acreditaciones para las fases de un PMGD:

En cuanto a los principales aspectos técnicos de un PMGD:

• Su construcción debe ser realizada por profesionales o empresas con

experiencia en el ámbito, susceptible de acreditar mediante información

fidedigna y auditada por terceros independientes al ordenante de la construcción

del PMGD.

• Su conexión a la red de distribución y puesta en servicio deberán ser

realizadas por instaladores eléctricos que dispongan de certificación Clase A

emitida por la Superintendencia.

• Asimismo, el operador del PMGD deberá contar, como mínimo, con una

certificación emitida por la Superintendencia de Instalador Eléctrico Clase D.

Procedimiento técnico de conexión e inicio de operación:

Se divide en los siguientes grandes bloques:

I. Selección inicial de punto de conexión y Solicitud de Información. II. Estudio del impacto del PMGD sobre la red de distribución.

III. Solicitud de Conexión. IV. Ejecución de los empalmes o instalaciones de conexión. V. Ejecución de los refuerzos en la red de distribución (si proceden).

VI. Protocolo de puesta en servicio e inicio de operación.



Pág. 190

A continuación se describen en profundidad cada uno de estas partes del

procedimiento de conexión, quedando cronológicamente ordenados todos sus respectivos

pasos.

No obstante, todo proyecto de aumento de potencia de un PMGD ya existente deberá seguir exactamente los mismos pasos aquí descritos, en la medida en que le

afecten.

6.3.3. Selección inicial de punto de conexión y Solicitud de Información.

1. El interesado en conectar un PMGD a la red de media tensión de un sistema

de distribución (en adelante, el “interesado”), es el responsable de:

Elegir, en primera instancia, un posible punto de conexión en la red de distribución; y

Estudiar los efectos sobre la red de distribución que produciría la

operación del PMGD en el punto de repercusión asociado al punto de

conexión seleccionado, cuyos criterios se exponen más adelante.

Este último punto se hará más adelante, cuando el interesado

cuente con la información necesaria de la empresa distribuidora.

2. Puesto que, en un primer momento, el interesado no cuenta con toda la

información necesaria procedente de la empresa distribuidora, éste deberá:

Comunicar su intención de conexión a la respectiva Empresa

Distribuidora o Empresa con Instalaciones de Distribución, según

corresponda; y

Solicitar la información pertinente para la viabilidad de la conexión

procedente de dicha empresa.

3. El interesado hará ambas cosas, de acuerdo al art. 15 del Reglamento, a través de un formulario de “Solicitud de Información”, establecido por la

NTCO, donde hará constar:

a) Características principales del PMGD.

b) Identificación del interesado.



Pág. 191

c) Punto de conexión seleccionado inicialmente.

d) Solicitud de información de las instalaciones de la empresa distribuidora,

relevantes para el diseño, conexión y operación del PMGD.

4. Una copia del Formulario de Solicitud de Información con los antecedentes

completos deberá ser remitida por el Interesado a la Superintendencia dentro de los siguientes 3 días hábiles de su envío a la respectiva empresa distribuidora, según párrafo segundo del art. 15 del Reglamento.

5. En respuesta a dicha solicitud, la Empresa Distribuidora o la Empresa con Instalaciones de Distribución, en su caso, proporcionará al interesado o al

representante legal del PMGD, dentro de un plazo máximo de 15 días hábiles contados a partir de la recepción de la solicitud de información (art.

17 del Reglamento), los antecedentes de sus instalaciones de distribución que resulten relevantes para el diseño y la operación del PMGD que solicita

la conexión a la red de distribución.

La NTCO establecerá los antecedentes mínimos que deberán ser

aportados por la empresa propietaria de líneas de distribución.

Entre tales antecedentes aportados por la empresa distribuidora, se deberán incluir posibles alternativas de conexión en la zona próxima

al PMGD, en caso de existir la posibilidad de conexiones de respaldo.

6. Recibida la respuesta, y también conforme al art. 17 del Reglamento, en un

plazo de 15 días hábiles los interesados en instalar un PMGD, podrán pedir a la empresa distribuidora que complemente su respuesta a la solicitud de

información, debiendo ésta responder en un plazo no superior a 15 días

hábiles contados desde la recepción de dicha solicitud.

7. Se aplica exactamente el mismo procedimiento de solicitud de información

aquí descrito para los casos de propietarios u operadores de PMGD ya existentes y conectados a instalaciones de empresas distribuidoras, que deseen modificar las condiciones previamente establecidas para su conexión y operación.

8. Según el art. 17 del Reglamento, los propietarios de los PMGD deberán

desarrollar las especificaciones de conexión y operación de sus



Pág. 192

proyectos conforme a la información suministrada por la empresa distribuidora y demás normas vigentes.

6.3.4. Estudio del impacto del PMGD sobre la red de distribución.

9. El interesado ya cuenta con la información relevante y necesaria de la empresa

distribuidora para estudiar la conexión de su PMGD.

10. Con esta información, el interesado ya puede determinar en profundidad

los efectos sobre la red de distribución que produciría la operación del

PMGD en el punto de repercusión asociado al punto de conexión

seleccionado.

Dichos cálculos y simulaciones se efectuarán considerando:

las características eléctricas y dinámicas de la red de media tensión

en el punto de repercusión asociado;

la potencia a conectar; y

el tipo y forma de operación del PMGD.

Para la determinación de los efectos sobre la red de media tensión de la

Empresa Distribuidora o de la Empresa con Instalaciones de Distribución

que, en sus respectivos casos, sean más relevantes, se considerará el sistema de distribución:

operado en el estado normal; y

en contingencias programadas en caso de operar en isla.

La conexión de un PMGD a un alimentador de distribución no requiere de obras adicionales si la relación cortocircuito-potencia es mayor a 20.

Este cálculo deberá ser sustentado adjuntando las correspondientes

simulaciones en régimen estacionario y dinámico del sistema.

11. En base a estos criterios, en consecuencia:

El interesado constata la viabilidad de conexión en el punto seleccionado

en primera opción.



Pág. 193

Así se reafirmará en la posterior Solicitud de Conexión a la Red o SCR.

6.3.5. Solicitud de Conexión.

12. En este punto, el interesado o propietario del PMGD:

- Ya cuenta con la información relevante proporcionada por la empresa

distribuidora; y

- También ha estudiado en detalle los efectos del PMGD sobre la red de

distribución.

13. Entonces, y en base al art. 18. del Reglamento, previamente a su conexión a

las instalaciones de una Empresa Distribuidora o de una Empresa con

Instalaciones de Distribución, o a la modificación de su operación, el

propietario del PMGD deberá presentar ante la empresa respectiva, una

Solicitud de Conexión a la Red de Media Tensión de un SD, en adelante "SCR", cuyo formato será especificado en la NTCO.

En la SCR, entre otros datos, se deberán adjuntar:

Plano de ubicación de las instalaciones, tanto las del propio PMGD

como las del punto de conexión seleccionado finalmente.

Informe acerca del impacto del PMGD en el punto de repercusión

asociado al punto de conexión.

Una copia de la SCR deberá ser enviada a la Superintendencia y al

CDEC que corresponda, dentro de los 3 días hábiles siguientes a su

presentación ante la empresa distribuidora (art. 18 del Reglamento).

14. En respuesta a la SCR, y de acuerdo al art. 18 del Reglamento, en un plazo máximo de dos meses contados desde la fecha de presentación de la SCR

por parte del interesado o propietario de un PMGD, la empresa distribuidora deberá remitir los siguiente informes, orientados siempre a mantener los

estándares de calidad de suministro en su red:

a) De manera obligatoria, el Informe de Criterios de Conexión o ICC:

Será comunicado simultáneamente:

- al interesado o propietario de un PMGD, según corresponda; y



Pág. 194

- con copia a la Superintendencia.

En dicho informe ICC la empresa distribuidora, conforme al art. 31

del Reglamento, deberá manifestar el acuerdo o desacuerdo con lo consignado en la SCR presentada por un interesado o propietario de

un PMGD.

Este informe deberá contener los antecedentes técnicos que

sustenten la posición de la empresa distribuidora.

b) De manera adicional, un informe de costes de conexión:

También será comunicado simultáneamente:

- al interesado o propietario de un PMGD, según corresponda; y

- con copia a la Superintendencia.

La empresa distribuidora, conforme al art. 31 del Reglamento, emitirá

dicho informe en el caso que desee justificar que los costes adicionales en las zonas adyacentes al PMGD son mayores a los ahorros por la operación de un PMGD.

Los costes y ahorros de los que trata dicho informe se basarán:

i. En los criterios y períodos de evaluación establecidos en el

cálculo del VAD (valor agregado de distribución) más

recientemente fijado:

- bien para empresas modelo, en el caso de Empresas

Distribuidoras; o

- bien para un área de distribución típica de

características similares, en el caso de Empresas

con Instalaciones de Distribución.

ii. Y considerando las inyecciones esperadas del PMGD.

Dado que este informe de costes nace como consecuencia de un

desequilibrio entre los ahorros por operación de un PMGD y los

costes adicionales en las zonas adyacentes al PMGD (al no cubrirse

estos últimos en su totalidad), entonces, y según el art. 33 del

Reglamento, la empresa distribuidora deberá proponer al propietario del PMGD alternativas para el pago de los costes de conexión, que deberán incluirse en dicho informe.



Pág. 195

El informe de costes de conexión, según el art. 32 del Reglamento,

deberá contener, como mínimo, un estudio del impacto del PMGD en la determinación de las siguientes componentes de costes:

i. Coste fijo por concepto de gastos de administración,

facturación y atención del usuario, independientes de su

consumo.

ii. Pérdidas medias de distribución en potencia y energía.

iii. Costes estándares de inversión, mantenimiento y operación

asociados a la distribución.

15. En caso de disconformidad del interesado o propietario de un PMGD

respecto de alguno de los informes anteriores, éste podrá presentar una

Solicitud de Correcciones a dichos informes, de acuerdo al art. 19 del

Reglamento, en la cual incluya los antecedentes que fundamentan su

disconformidad.

Dicha solicitud deberá ser remitida tanto a la empresa distribuidora como a la Superintendencia, en un plazo máximo de 20 días hábiles

después de recibidos los informes de parte de la empresa distribuidora.

La empresa distribuidora deberá:

Responder a la Solicitud de Correcciones en un plazo no superior a

15 días naturales desde la fecha de su recepción; y

Adjuntar los informes anteriores (ICC e informe de costes de

conexión) con las pertinentes modificaciones efectuadas.

16. En este punto:

- Por parte del usuario ya se ha hecho la SCR; y

- Como respuesta por parte de la empresa distribuidora correspondiente ya

se han emitido los informes ICC e informe de costes de conexión.

Tanto si existe o no disconformidad por parte del interesado o propietario del

PMGD con respecto a estos informes, el siguiente paso es la aprobación de la SCR, que, de acuerdo al art. 20 del Reglamento, se considerará aceptada si:



Pág. 196

a) En el ICC la empresa distribuidora manifiesta su conformidad con los

antecedentes y la petición incluidos en la SCR; y

b) Las posibles controversias entre la empresa distribuidora y el interesado

o propietario de un PMGD, referentes a la conexión del PMGD, han sido resueltas favorablemente por la Superintendencia.

17. También en base al art. 20 del Reglamento, en su último párrafo, la aceptación de la SCR tendrá una vigencia de 18 meses contados así:

- Bien desde la recepción del ICC por parte del interesado; o

- Bien desde la fecha en que sea notificada al interesado la resolución favorable de una posible controversia, caso de darse.

18. Según el art. 26 del Reglamento, y una vez aprobada la SCR, las empresas

de distribución dispondrán de un plazo de 60 días naturales, contados desde la aceptación de la SCR, para implementar los procedimientos y metodologías (que serán de público acceso) que fueran necesarios:

- Para cumplir lo dispuesto en el Reglamento y en la NTCO; y

- Para la normal operación del PMGD.

6.3.6. Ejecución de los EMPALMES o instalaciones de conexión.

19. Una vez aprobada la SCR, se puede proceder a la ejecución de las instalaciones de conexión o tramos de empalme, así llamados en el caso

de Chile y para las unidades de generación, y que son necesarios para la

conexión de un PMGD a las instalaciones de la empresa distribuidora.

EJECUCIÓN de los empalmes:

• La construcción de empalmes es un servicio regulado.

• Los empalmes necesarios son responsabilidad del cliente.

• El cliente decide quién lleva a cabo su construcción, pudiendo

ser indistintamente:

La empresa distribuidora Si el cliente lo solicita a la

empresa distribuidora, esta última tiene la obligación de

realizarlo; o



Pág. 197

El propietario del PMGD respectivo, a través de un instalador

particular.

Deberán ser construidos en conformidad con la NTCO.

Si son ejecutados por un tercero, su proyecto deberá ser revisado y aprobado por la empresa distribuidora.

La revisión y aprobación del proyecto es un servicio regulado,

que, en este caso, constituye un coste adicional para el

cliente.

COSTES de los empalmes:

De Construcción Asumidos íntegramente por el cliente.

Dado que la ejecución de dichos empalmes es

responsabilidad del cliente, aquí no proceden los AFR para su

financiamiento, ya que los costes de su construcción no son

susceptibles de ser reembolsados al cliente.

De Mantenimiento:

Realizado y asumido por la empresa distribuidora, con

independencia de quién sea su titular.

Remunerado en el VAD (valor agregado de distribución).

TITULARIDAD de los empalmes:

Normalmente son propiedad del cliente.

Aunque la distribuidora, si es quien los construye, puede acordar con el cliente cedérselos en alquiler.

6.3.7. Ejecución de los REFUERZOS en la red de distribución (si proceden).

20. Si se determina que las condiciones de operación del PMGD están fuera de los

límites establecidos, se deberán realizar además los correspondientes refuerzos u obras adicionales que sean necesarias para permitir la inyección de los excedentes de potencia aplicables al PMGD. Dichas obras,

conforme al art. 149 de la LGSE y también al art. 8 del Reglamento, se regirán

así:



Pág. 198

EJECUCIÓN de los refuerzos:

• Los refuerzos de red siempre deberán ser proyectados y

construidos por los titulares de las redes de distribución

correspondientes.

METODOLOGÍA DE COSTES de los refuerzos:

• Para el cálculo de estos costes se considerarán, conforme al art.

29 del Reglamento, los siguientes valores:

Tanto los costes adicionales en las zonas adyacentes a los

puntos de inyección;

Como los ahorros de costes en el resto de la red de

distribución.

• Para determinar la necesidad o no de refuerzos en la red, en base

al art. 30 del Reglamento, la empresa distribuidora podrá hacer uso del informe de costes de conexión, antes descrito.

a) Caso de ser necesarios refuerzos en la red Los costes

adicionales en las zonas adyacentes al PMGD resultarán

mayores a los ahorros por operación del PMGD

correspondiente.

b) Caso de NO ser necesarios refuerzos en la red El

balance entre costes adicionales y ahorros será nulo.

COSTES de los refuerzos:

De Construcción y Mantenimiento:

Ambos costes los asume la empresa distribuidora.

Son remunerados en el VAD.

• No obstante, y en base al art. 34 del Reglamento, la empresa distribuidora podrá solicitar al propietario del PMGD aportes financieros reembolsables (AFR) para cubrir los costes

adicionales en las zonas adyacentes al PMGD, o lo que es lo

mismo, para cubrir los costes de los refuerzos que suponga el PMGD y que no queden cubiertos.



Pág. 199

Dichos aportes podrán efectuarse de acuerdo a las

disposiciones previstas en los artículos 126, 127, 128 y 129 de

la Ley para los AFR, destinados al financiamiento de las

ampliaciones de capacidad que requieran las empresas

distribuidoras para dar servicio a los usuarios que así lo

soliciten.

El valor de estos AFR para cubrir dichos costes vendrá siempre determinado por la empresa distribuidora.

Este principio de los AFR se aplica análogamente para los casos de Suministro en Distribución, como ya quedó

descrito en detalle anteriormente.

• El valor de estos refuerzos o instalaciones adicionales no se

considerará parte del valor nuevo de reemplazo (VNR) de la

empresa distribuidora correspondiente.

TITULARIDAD de los refuerzos:

Los refuerzos son siempre propiedad de la empresa distribuidora.

6.3.8. Protocolo de puesta en servicio e inicio de operación.

21. Una vez aprobada la SCR del PMGD a la red de media tensión del SD, y antes

del inicio de la operación sincronizada del mismo, se deberá efectuar el Protocolo de Puesta en Servicio, cuyos detalles y requisitos se recopilan en

la NTCO.

Este protocolo será remitido a la Empresa Distribuidora o a la Empresa con Instalaciones de Distribución, en su caso, para su

evaluación.

La empresa distribuidora deberá dar su conformidad en un plazo máximo de 15 días naturales desde la recepción del mismo.

22. Una vez realizado el Protocolo de Pruebas, la empresa distribuidora podrá postergar la conexión del PMGD a la red de distribución en caso que se

verifique:



Pág. 200

- Un incumplimiento de los antecedentes consignados en la SCR; o

- Un incumplimiento en la resolución de las posibles reclamaciones y divergencias.

Dicha postergación podrá adoptarse sólo hasta que se corrija la situación

que la justifica.

En caso de no adoptar la postergación señalada, la empresa distribuidora

respectiva lo comunicará por escrito al propietario del PMGD con copia

certificada a la Superintendencia, indicando los elementos o sistemas que

se encuentran en disconformidad.

23. Previo a la entrada en operación del PMGD, y en base al art. 21 del

Reglamento, su propietario deberá enviar a la Superintendencia una copia del Protocolo de Puesta en Servicio aceptado por la empresa distribuidora correspondiente.

24. Una vez cumplido todo lo anterior, después el PMGD podrá iniciar su

operación.

25. Sin perjuicio de lo anterior aplicable a los empalmes y/o a los posibles

refuerzos, las maniobras de conexión del PMGD a la red sólo podrán ser efectuadas por la empresa distribuidora.


26. De acuerdo al art. 23 del Reglamento, todo PMGD deberá coordinar la operación e intervención de sus instalaciones con la empresa distribuidora, siguiendo lo señalado en la NTCO a este respecto.

Las instalaciones y equipamientos mínimos de que deberá disponer el

propietario u operador de un PMGD para esta adecuada coordinación

también serán especificados en la NTCO.

27. Según el art. 24 del Reglamento, antes del 15 de Diciembre de cada año, el propietario u operador de un PMGD deberá informar a la empresa distribuidora sobre el plan de mantenimiento del respectivo PMGD, para el



Pág. 201

siguiente año calendario. Asimismo, deberá informar la ejecución de cualquier

obra de reparación o modificación de las instalaciones y/o equipamientos que

permiten su conexión a la red de distribución.

Del mismo modo, regirá para las empresas distribuidoras la misma obligación de informar al propietario del PMGD sobre los planes de

mantenimiento y de ejecución de cualquier obra de reparación o

modificación de las instalaciones y/o equipamientos de la red de

distribución, e igualmente antes del 15 de Diciembre de cada año con

respecto al año siguiente.

28. En base al art. 25 del Reglamento, toda maniobra que implique la conexión o desconexión de un PMGD de la red de distribución, cualquiera que sea su origen, deberá ser coordinada entre la empresa distribuidora y el propietario u operador del PMGD.

Dicha coordinación se hará de acuerdo a los procedimientos que la empresa distribuidora tenga establecidos para tales operaciones.

El operador del PMGD deberá enviar copia de las comunicaciones respectivas a la Dirección de Operación del CDEC correspondiente,

en adelante "DO".

Estas maniobras coordinadas incluyen:

el control de tensión; y

las maniobras de conexión y desconexión de equipos de

compensación reactiva.

La coordinación entre PMGD y la empresa pertinente podrá realizarse de forma automática cuando el PMGD disponga de los equipos de control necesarios para estas tareas de acuerdo a los procedimientos

previamente convenidos.

6.4. Procedimiento de ATR en Transporte. Rasgos generales.




Pág. 202

En Chile no se da el concepto de transportista único, por lo que pueden existir

múltiples empresas titulares de líneas de transporte, y con ello múltiples sistemas o redes

de transporte de electricidad.

Además, allí la actividad de transporte de electricidad, en base al art. 4 de la LGSE,

no necesita obligatoriamente contar con una concesión otorgada por el gobierno de Chile.

En la normativa chilena de carácter público no viene especificado, de manera

particular, un procedimiento de conexión y acceso para el caso de las redes de transporte,

ya fuera consecuencia de grandes suministros o de medios de generación. Esto

constituye un factor de gran dificultad a la hora de documentar los procedimientos para

dichos casos.

No obstante lo anterior, se puede tomar como referencia para determinados

aspectos en concreto lo estipulado en el:






Decreto Supremo Nº 244 del Ministerio de Economía, Fomento y

Reconstrucción, de 2005, que aprobó el Reglamento para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación

establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante denominado

como el “Reglamento”.

Por el motivo antes expuesto, junto con el interés predominante hacia los casos de

conexión y acceso en las redes de distribución, en este capítulo no se profundizará para el

ATR en Transporte en Chile, limitándose a describir sus rasgos más generales.

En el estudio de la normativa implicada, tan sólo se aprecian determinadas

obligaciones genéricas en cuanto a la conexión y el acceso a la red de transporte, y

algunos puntos concernientes a los PMG acoplados a dicha red, que son los que se

exponen a continuación.



Pág. 203

Las disposiciones estrictamente de conexión y acceso a las redes de transporte

vendrán definidas, en su mayoría, por los procedimientos que, de manera interna, tengan

establecidos cada uno de los respectivos CDEC.


Organización de la red de transporte en Chile:

De acuerdo al art. 73 de la LGSE, en cada sistema o red de transporte se

distinguen, de mayor o menor envergadura, las siguientes 3 partes:

a) Instalaciones del "sistema de transmisión troncal":

Constituido por líneas y subestaciones que estrictamente desempeñan la

función de transporte, es decir, aquéllas que son económicamente eficientes

y necesarias para lograr abastecer la demanda total del sistema eléctrico,

incluso en condiciones de contingencias o fallo.

Su tensión nominal es igual o superior a los 220 kV.

b) Instalaciones del "sistema de subtransmisión":

Constituido por líneas y subestaciones que abastecen exclusivamente a

grupos de consumidores finales libres o regulados, dentro de las zonas de

concesión de empresas distribuidoras.

c) Instalaciones del "sistema de transmisión adicional".

Constituido por instalaciones que no forman parte ni del sistema de

transmisión troncal ni de los sistemas de subtransmisión, y destinadas para:

- Principalmente dar suministro a consumidores libres; y

- Permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico.

Obligación de régimen de acceso abierto:

El art. 77 de la LGSE establece un régimen de acceso abierto para cada parte de

las redes de transporte, quedando de la siguiente manera:

• Los sistemas de transmisión troncal y subtransmisión están sometidos de manera integral a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizados por



Pág. 204

terceros bajos condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos

los usuarios.

En estos casos, los propietarios de instalaciones de sistemas de

transmisión troncal y de subtransmisión no podrán negar el acceso al

servicio de transporte a ningún interesado mientras exista capacidad

técnica de transporte determinada por el CDEC correspondiente, sin

perjuicio de que éste pueda aplicar determinadas limitaciones a

inyecciones o retiradas de energía, siempre en condiciones no

discriminatorias.

• En los sistemas adicionales sólo estarán sometidos al régimen de acceso

abierto las líneas que usen bienes nacionales de uso público en su trazado,

como calles y vías públicas.

El transporte de electricidad en estos sistemas se regirá por contratos privados entre partes y cumpliendo la normativa aplicable.

En estos casos, los propietarios de instalaciones de sistemas adicionales

que estén sometidas al régimen de acceso abierto, no podrán negar el

acceso al servicio de transporte a ningún interesado mientras exista

capacidad técnica de transporte determinada por el CDEC

correspondiente, con independencia de la capacidad contratada.

Requisitos generales de conexión de un PMG y obligaciones de comunicación:

• Los PMG o Pequeños Medios de Generación son aquéllos que están

conectados a la red de transporte y, por lo tanto, su conexión la llevan a cabo a

través de instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o

adicional.

En consecuencia, y siguiendo los art. 47 y 49 del Reglamento, los PMG

tienen el carácter de entidades sujetas a la coordinación del CDEC respectivo, debiendo ceñirse para tal efecto a las normas y

procedimientos que rigen el funcionamiento de dicho organismo

coordinador.

• En base al art. 48 del Reglamento, el interesado o propietario de un PMG deberá comunicar su interconexión al sistema eléctrico con una anticipación mínima de 6 meses.



Pág. 205

Dicha comunicación deberá ser enviada al CDEC en la forma que éste

determine.

El CDEC podrá solicitar la información que estime pertinente respecto de

las instalaciones del PMG.

• La desconexión o retirada de un PMG del sistema eléctrico deberá ser

comunicada por su propietario u operador al CDEC y a la Comisión con al menos 12 meses de anticipación.

6.5. Conflictos y su resolución.

6.5.1. Órganos representativos.

En líneas generales, en Chile:

• El Regulador es su Comisión Nacional de Energía o CNE (nombre análogo al

caso de España), y es quien redacta la normativa a ser aplicada o colabora en

su redacción, previamente a su aprobación.

• Sin embargo, es el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción quien

tiene la decisión final y, por tanto, quien aprueba la legislación definitiva, o

bien la modifica o recomienda que se modifique.

• La Superintendencia de Combustibles y Energía es un organismo

independiente, cuyo objetivo principal, en el campo de la electricidad, es

fiscalizar y vigilar el cumplimiento de la normativa vigente sobre toda la

cadena de valor del sector eléctrico, con el fin de garantizar la seguridad y

calidad de servicio del suministro, y quedando autorizada para la aplicación de

las pertinentes amonestaciones o sanciones.

Una vez especificados estos roles, podemos pasar al terreno de los conflictos.

6.5.2. La Superintendencia y el Panel de Expertos.



Pág. 206

A la vista de las funciones antes descritas, el principal órgano de resolución de los conflictos será la Superintendencia, aunque adicionalmente se puede contar

también con un Panel de Expertos, pero quedando este último bastante más limitado en

cuanto a competencias de resolución de conflictos.

La Superintendencia:

• La Superintendencia de Electricidad y Combustibles es el organismo encargado

de resolver los conflictos que se susciten, fundamentalmente, entre los clientes y la empresa eléctrica. No obstante, la Superintendencia también resolverá, siempre escuchando a las partes implicadas, en el resto de posibles

combinaciones, es decir, en reclamaciones por, entre o en contra de particulares, consumidores y propietarios de instalaciones eléctricas.

Ahora bien, y sin perjuicio de lo anterior, los clientes pueden igualmente

recurrir a la justicia ordinaria si así lo desean.

• Las reclamaciones serán comunicadas por la Superintendencia a los afectados,

fijándoles un plazo prudencial para informar.

• Si dicho informe fuese suficiente para esclarecer la cuestión debatida, dictará

resolución inmediata.

• Si el afectado no contestase en el plazo fijado o si el hecho imputado fuese

estimado de gravedad, la Superintendencia deberá disponer que se practique

una investigación que le permita formarse un juicio completo y dictar la

resolución que proceda.

• En las resoluciones que dicte podrá aplicar multas u otras sanciones.

• Del mismo modo, aunque no medie reclamación, en los casos en que la

Superintendencia compruebe infracciones de las normas cuyo cumplimiento le

corresponda fiscalizar, podrá aplicar a los infractores las sanciones

correspondientes.

• Por otro lado, y en base al art. 146-bis de la LGSE, en todos los juicios que se

inicien con el objeto de poner término a un contrato de suministro eléctrico que

haya sido suscrito entre una empresa generadora y una empresa distribuidora

para abastecer a clientes regulados del sistema respectivo, la Superintendencia

deberá hacerse presente en los mismos, con el objeto de aportar todos los



Pág. 207

antecedentes necesarios para resguardar las condiciones del suministro a los

clientes regulados afectados.

Sin embargo, y a fin de conseguir este objetivo, le corresponde al juez

hacer las respectivas notificaciones simultáneamente al demandado y a

la Superintendencia.

El Panel de Expertos:

De manera adicional, un Panel de Expertos resolverá, entre otras y siguiendo el art.

208 de la LGSE, las discrepancias que surjan:

• En relación a la aplicación del régimen de acceso abierto en las líneas de los

sistemas adicionales.

• Entre las propias empresas eléctricas con motivo de la aplicación técnica o

económica de la normativa del sector y que, de común acuerdo, sometan a su

dictamen.

6.5.3. Algunos conflictos típicos y su proceso.

Forma de devolución de los AFR:

• Cuando no hay acuerdo entre el cliente y la empresa eléctrica, cualquiera que

sea la naturaleza de ambos, sobre la forma de devolución de los AFR, caso

de darse, porque el aportante se oponga al medio de devolución elegido por la

empresa.

Resuelve la Superintendencia, oyendo a las partes implicadas.

Relativo a las servidumbres:

• La empresa no está obligada a constituir servidumbres sobre bienes particulares,

y su obligación de extender sus redes se realiza por los bienes nacionales de

uso público.

• Puede que por razones comerciales sea más económico utilizar bienes

particulares y, en tal caso, la empresa asume el costo de dichas servidumbres,

las cuales se remuneran en el VAD.



Pág. 208

En cualquier caso, en caso de conflictos derivados de servidumbres

resuelve la Superintendencia.

Relativo a los PMGD:

• En todos los casos resolverá la Superintendencia.

• Las reclamaciones sobre los PMGD que resuelva la Superintendencia podrán

referirse, entre otros, a los siguientes temas:

- Informes del distribuidor (ICC y/o informe de costes de conexión) y costes

de conexión derivados de ellos;

- Conexión, desconexión y/o modificación de un medio de generación a

líneas de distribución;

- Calidad de servicio;

- Operación técnica de las instalaciones,

- Procedimientos establecidos por las empresas distribuidoras;

- Procedimientos para la operación coordinada con el sistema eléctrico;

• El proceso de resolución de estos conflictos concernientes a los PMGD se

desarrolla así:

La reclamación ante la Superintendencia deberá presentarse por el

interesado dentro del plazo de un mes desde que se produzca el

desacuerdo, mediante informe razonado, y adjuntando los antecedentes

que correspondan.

La solicitud podrá presentarse en cualquier oficina de la Superintendencia o

mediante correo certificado entregado hasta el último día del plazo.

La Superintendencia, tras recibir la reclamación, remitirá los antecedentes

a la Comisión.

No obstante, dentro del plazo de 15 días hábiles contados desde la

presentación, la Superintendencia podrá declararla inadmisible si constata

el incumplimiento de algún requisito.



Pág. 209

La Superintendencia resolverá en el plazo de 60 días contados desde que

se declare admitida, previa recomendación de la Comisión, cuyo informe

contendrá las posiciones de los interesados en la controversia.

La Comisión podrá solicitar informes a otros organismos para ser

considerados en la elaboración de su recomendación, y la

Superintendencia podrá solicitar directamente a los interesados informes

sobre la materia objeto de la controversia.

No obstante, en el tiempo que medie entre la resolución definitiva de la

Superintendencia, ésta podrá ordenar medidas provisionales, previo

informe de la Comisión. La resolución que las establezca será notificada

por carta certificada a los interesados.

Relativo a los CDEC, los PMG y los MGNC:

• Resolverá el Panel de Expertos.

• Las discrepancias deberán presentarse al Panel de Expertos en un plazo de 15

días hábiles contados desde que se verifique el hecho al que se refieran.

• El dictamen deberá emitirse dentro de un plazo de 30 días contados desde la

respectiva presentación de la reclamación.

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] Cap. 7: NORMAS ARMONIZADAS EN EUROPA


Pág. 210

Capítulo 7 Normas armonizadas

a nivel Europeo



Pág. 211

7. NORMAS ARMONIZADAS A NIVEL EUROPEO.

7.1. Alcance y generalidades.

Este capítulo describe unas normas armonizadas sobre la conexión y acceso a las

redes eléctricas, que contemplan las condiciones de conexión y acceso a la red que

deberían aplicarse a todos los usuarios de las redes de transporte y distribución

(incluyendo aquí a las unidades de generación, las unidades de consumo, las

interconexiones y también los DSOs en su posición de “usuarios de la red de los TSOs”)

en toda la UE y que aquí se especifican.

Dentro de ese ámbito de aplicación, se deberá garantizar que los TSOs, cada uno

responsable de su zona de control, también tienen la responsabilidad para la definición y

aplicación de las disposiciones específicas que deben cumplirse por los usuarios de red

en el nivel del transporte y que también deben ser debidamente aplicadas por todos los

demás usuarios de la red.

Dado que las mencionadas normas se describen aquí de manera genérica a nivel de

de toda Europa, los procedimientos para la autorización y para el permiso de construcción de las necesarias instalaciones de conexión y acceso quedan fuera del alcance de este capítulo, por ser dichos procedimientos particulares y específicos en

cada país según su legislación, como se ha podido comprobar en otros capítulos de esta

tesis, y aunque en todos los casos deban cumplir con los mismos principios de igualdad,

transparencia y no discriminación.

Sin embargo, aunque estas normas genéricas a nivel europeo no profundicen hasta

el nivel de ejecución de los procedimientos de conexión y acceso de cada país, se

exponen en el presente capítulo por ser consideradas de vital importancia para lograr una

armonización cada vez más solicitada, útil y necesaria en todo el marco de la UE, a fin de

marcar un referente a nivel europeo en cuanto a reglas mínimas comunes de

representación, actuación y requisitos en materia de conexión y acceso a las redes. Con semejante finalidad se detallan dichas prácticas a continuación.

Aunque estas normas no son aún vinculantes, son ampliamente aceptadas en toda

la comunidad europea. Además, se puede observar que, al menos para el caso de



Pág. 212

España, la inmensa mayoría de estas pautas ya se cumple, puesto que están bastante bien alineadas con el esquema regulatorio implantado en nuestro país,

hecho que se puede apreciar, en parte, contrastando este capítulo con la información

aportada en los capítulos 2 y 3.

Para la compilación y redacción de estas directrices, adicionalmente a las opiniones

personales, se han tomado múltiples referencias, entre las que cabe destacar las

aportaciones del ERGEG, así como diversas consultas a empresas del sector.

Por otra parte, se prevé que las futuras Directrices Marco proporcionarán un marco

para los códigos de la UE. Sin embargo, esos códigos de la UE no sustituirán a los

códigos de red nacionales (o equivalentes), sino que deben ser lo suficientemente

específicos como para garantizar en toda la UE un trato equilibrado, de igualdad y no

discriminatorio de todos los usuarios de red y de todas las redes.

7.2. Contenidos.

Los temas específicos abordados en este capítulo incluyen:

• Principios comunes de conexión, a escala comunitaria, para las unidades de

generación (incluida la generación distribuida), para las unidades de consumo

y para los DSOs;

• Principios de las disposiciones para la calidad del voltaje y de la frecuencia;

• Disposiciones de transparencia e información suficientes; y

• Trato no discriminatorio y justo a escala europea de todos los usuarios de la

red.

El contenido del capítulo es el siguiente:

Identificación de los principales problemas.

Funciones y responsabilidades de los diferentes grupos de interés y agentes

del mercado.

Disposiciones generales sobre conexión y acceso a la red.

Requisitos técnicos para la conexión y acceso a la red relativo a:

- los aspectos generales;

- la generación;



Pág. 213

- el consumo; y

- los DSOs.

7.3. Antecedentes.

Las experiencias de situaciones críticas y grandes perturbaciones en los sistemas

europeos de energía eléctrica en el pasado muestran una serie de inconvenientes y

problemas que se originan como consecuencia de unos procedimientos insuficientemente

estandarizados para la conexión y el acceso a la red.

Estos últimos, en particular, han dado lugar a la falta de un enfoque uniforme para la

conexión y el acceso a la red de los usuarios de la red europea, con disposiciones

técnicas y organizativas diversas.

Esta situación se ve agravada por la creciente madurez del mercado de electricidad

de la UE y otros factores, incluyendo entre otros:

• El despliegue masivo de generación distribuida intermitente, tanto nueva como

la ya existente.

• Participación de la respuesta de la demanda en la red y de las operaciones de

mercado.

En contraste con las normas comunes para la seguridad operativa de las redes de

transporte que han existido durante décadas en las zonas síncronas europeas (tales como

UCTE o Nordel), los temas de conexión y acceso a la red no se han abordado de una manera común. Esto es comprensible teniendo en cuenta que la conexión y el acceso a

la red no eran un tema crítico para las empresas integradas verticalmente, a diferencia de

lo que sucede hoy en día por la separación entre las redes y las operaciones de mercado.

Los Operadores del Sistema o Gestores de las Redes de Transporte (GRT, o TSO,

por sus siglas en inglés, Transmission System Operator) y los Distribuidores o Gestores

de las Redes de Distribución (GRD, o DSO, por sus siglas en inglés, Distribution System

Operator), están pasando de tener un papel como empresas de infraestructuras a

convertirse en proveedores de servicios orientados al usuario de la red, empleando una

gran cantidad de nuevos conceptos e interactuando con los diferentes agentes y con una

gran variedad de usuarios de red independientes.



Pág. 214

7.4. Identificación de los problemas.

Distintas variaciones de tensión y frecuencia dentro de unos mismos requisitos nacionales:

Las recientes experiencias de las grandes perturbaciones en los sistemas europeos

de energía, han indicado que la seguridad del sistema eléctrico ha estado en peligro

cuando las unidades de generación y de consumo han sufrido una caída desde el sistema

de forma descoordinada y sin control, debido a los diferentes requisitos nacionales

relativos a tolerar variaciones de tensión y frecuencia.

Estos distintos requisitos de frecuencia y tensión dentro de las normas nacionales de

conexión y acceso a la red, desencadenan así el siguiente proceso:

1. Aumentan la probabilidad de alteraciones más graves cuando los sistemas

eléctricos nacionales lleguen a estar cada vez más interrelacionados a través

de la integración del mercado único europeo.

2. Por lo tanto, es más probable que, de esta manera, se propaguen trastornos

emergentes a través de varios países.

3. Por ello, deben establecerse unos requisitos mínimos para las variaciones de tensión y frecuencia de las unidades de generación y consumo que se conecten dentro de una misma zona síncrona.

Falta de información en tiempo real sobre la generación, especialmente la generación distribuida:

Las grandes perturbaciones recientes han demostrado que la reconexión no coordinada de las unidades de generación (especialmente la generación distribuida)

cuando el sistema está en un estado de perturbación, ha puesto en peligro el rápido

restablecimiento del sistema eléctrico para la vuelta a su estado de funcionamiento

normal.

Esto ha sido en parte debido a la falta de información en tiempo real sobre la

situación de esta generación. La operación segura del sistema eléctrico requiere, por tanto, el intercambio de información entre el TSO y la generación distribuida conectada a la red del DSO.



Pág. 215

Nuevas tendencias, carentes de criterios uniformes:

Los problemas señalados anteriormente se amplifican aún más con la aparición de

nuevas tendencias, cada vez más rápidamente implantadas, que, en materia de conexión

y acceso a la red, carecen de una uniformidad de criterios o estándares a seguir. Entre

dichas tendencias caben destacar:

- La creciente madurez del mercado de electricidad de la UE y su convergencia

hacia un mercado único europeo.

- El despliegue cada vez a mayor escala de generación distribuida e intermitente.

- La implantación generalizada de conceptos nuevos, que incluyen, entre otros:

o La respuesta de la demanda en la red; y

o Las redes inteligentes, también conocidas como “smart grids”.

Los problemas aquí señalados pueden resolverse mediante la armonización, en

cierta medida, de las normas de conexión y acceso a la red establecidas por los TSOs para los DSOs y para las unidades de generación y consumo. Esta

armonización se aseguraría así de que las normas de conexión y acceso que tienen

mayores efectos sobre la seguridad del sistema eléctrico son consecuentes en todos los

Estados Miembros.

7.5. Funciones y responsabilidades de los distintos grupos de interés y agentes del mercado.

7.5.1. Los Estados Miembros.

• Siempre que se cumplan todas las disposiciones legales de la UE para el

mercado eléctrico en las respectivas Directivas y Regulaciones, los Estados Miembros prestarán especial atención para garantizar la aplicación objetiva, transparente y no discriminatoria de un sistema de Acceso regulado de Terceros a la Red (ATR regulado, o rTPA, en inglés, regulated

Third Party Access).



Pág. 216

7.5.2. Las Autoridades Regulatorias Nacionales o ARNs.

• De acuerdo a la Directiva de Electricidad 2003/54/EC, las ARNs se encargarán

de determinar o aprobar, antes de su entrada en vigor, al menos las metodologías empleadas para calcular o establecer los términos y condiciones de conexión y acceso a las redes eléctricas.

• Los reguladores nacionales o ARNs deberán supervisar los efectos de los términos y condiciones para la conexión y acceso a la red.

• Los reguladores nacionales o ARNs tendrán la autoridad de exigir a los

Gestores de las Redes de Transporte y de Distribución (TSOs y DSOs), si fuese necesario (por ejemplo, si se identificasen algunas prácticas

discriminatorias, o si otros procedimientos han fracasado), que modifiquen los términos y condiciones para la conexión y acceso a la red.

• Los reguladores nacionales o ARNs tendrán la facultad de resolver los conflictos relacionados con la conexión y el acceso a la red.

7.5.3. Operadores del Sistema o Gestores de las Redes de Transporte.

• Los TSOs establecerán los términos y condiciones, además de los procedimientos, para la conexión y el acceso a sus redes, para su

aprobación previa por los reguladores nacionales.

Al presentar estos términos y condiciones a los reguladores nacionales,

los TSOs deberán adjuntar, en su caso, los resultados de la consulta de los grupos de interés.

• Los TSOs proporcionarán a los usuarios del sistema:

- La información que necesiten para acceder eficientemente a la red.

- Todos los datos e información necesarios para evaluar las condiciones

de conexión y acceso.

- Tendrán a disposición del público modelos de acuerdo para aquéllos que

soliciten conexión y acceso a la red.



Pág. 217

• Los TSOs deberán entregar una propuesta a cualquier usuario de la red que solicite conexión a la red. Esta propuesta:

- expondrá todos los aspectos relevantes de la solución adoptada, esto

es, técnicos, de organización (por ejemplo, calendario y plazos) y

financieros; y

- deberá contener todas las justificaciones pertinentes.

• Los TSOs supervisarán que todos los usuarios conectados a su red cumplen los requisitos establecidos en los términos y condiciones aprobados

para la conexión y acceso a la red.

7.5.4. Distribuidores o Gestores de las Redes de Distribución.

Las funciones y responsabilidades de los distribuidores o DSOs son, de manera

genérica, las mismas que para los operadores del sistema o TSOs, aunque añadiendo

alguna función más adicional, por ser las redes de distribución las que se dan en un

segundo término.

Por ello, esto implica que los DSOs también deben cumplir los requisitos del TSO

para poder conectarse a su red de transporte y también, en caso de ser necesario,

coordinarse con él de cara al cliente.

En consecuencia, podemos mencionar tales funciones para el caso de los

distribuidores o DSOs de manera muy similar al punto anterior, y que quedan como siguen

a continuación:

• Los DSOs establecerán los términos y condiciones para la conexión y acceso a sus redes para su aprobación previa por los reguladores nacionales.

Al presentar estos términos y condiciones a los reguladores nacionales,

los DSOs deberán adjuntar, en su caso, los resultados de la consulta de los grupos de interés.

• Los DSOs proporcionarán a los usuarios de sus redes:

- La información que necesiten para acceder eficientemente a la red.



Pág. 218

- Todos los datos e información necesarios para evaluar las condiciones

de conexión y acceso.

- Tendrán a disposición del público modelos de acuerdo para aquéllos que

soliciten conexión y acceso a la red.

• Los DSOs deberán entregar una propuesta a cualquier usuario de la red que solicite una conexión a la red. Esta propuesta:

- expondrá todos los aspectos relevantes de la solución adoptada, esto

es, técnicos, de organización (por ejemplo, calendario y plazos) y

financieros de la solución adoptada.

- La propuesta deberá contener todas las justificaciones pertinentes.

En su caso, los TSOs y los DSOs se coordinarán para establecer

dicha propuesta sin dilaciones indebidas.

• Los DSOs supervisarán que todos los usuarios conectados a su red con cumplen los requisitos establecidos en los términos y condiciones aprobados

para la conexión y acceso a la red.

• Los DSOs deberán cumplir los requisitos establecidos en los términos y

condiciones acordados con el TSO para la conexión a la red de transporte.

7.5.5. Unidades de Generación.

• Las unidades de generación deberán cumplir los requisitos establecidos en

los términos y condiciones definidos por el TSO o el DSO y contractualmente

convenidos con éste.

• Las unidades de generación deberán proporcionar todos los datos e

información necesarios para que el TSO/DSO pueda evaluar las condiciones de conexión y acceso.

• Las unidades de generación deberán facilitar al TSO y/o al DSO los datos (por

ejemplo, energía para consumo propio o feed-in power, estado de

funcionamiento) que se requieran para garantizar un funcionamiento seguro en tiempo real del sistema.



Pág. 219

• Las unidades de generación deberán garantizar el correcto funcionamiento de todos los servicios en la medida en que se han comprometido a ello, para

que así el TSO/DSO pueda utilizar esos servicios siempre que fuera necesario.

7.5.6. Unidades de Consumo.

Las funciones y responsabilidades de las unidades de consumo, esto es, de los

consumidores, son prácticamente las mismas que las correspondientes a los

generadores, aunque queda claro que tanto los requisitos a cumplir como los datos

proporcionados, así como los servicios comprometidos con el respectivo TSO y/o DSO,

son diferentes para los primeros (generadores) y para los segundos (consumidores).

Por lo tanto, podemos mencionar dichas funciones para el caso de los consumidores

de manera muy similar al punto anterior, y que quedan como siguen a continuación:

• Las unidades de consumo deberán cumplir los requisitos establecidos en los

términos y condiciones definidos por el TSO o el DSO y contractualmente

convenidos con éste.

• Las unidades de consumo deberán proporcionar todos los datos e

información necesarios para que el TSO/DSO pueda evaluar las condiciones de conexión y acceso.

• Las unidades de consumo deberán facilitar al TSO y/o al DSO los datos (por

ejemplo, retirada de energía, estado de funcionamiento) que se requieran para garantizar un funcionamiento seguro en tiempo real del sistema.

• Las unidades de consumo deberán garantizar el correcto funcionamiento de todos los servicios en la medida en que han comprometido (por ejemplo, el

desprendimiento de carga y la respuesta de la demanda), de forma que el

TSO/DSO pueda hacer uso de dichos servicios siempre que fuera necesario.

7.6. Disposiciones generales.



Pág. 220

7.6.1. Procedimientos de Conexión.

• Los procedimientos de conexión deberán ser elaborados y/o aprobados por los reguladores nacionales o ARNs como parte de los términos y condiciones

para la conexión y acceso a la red, tras la debida consideración de los intereses de los distintos grupos de interés.

Estos términos y condiciones entrarán en vigor sólo después de consultar adecuadamente a las partes interesadas.

• Los procedimientos de conexión a la red deberán cumplir con los principios de Acceso regulado de Terceros a la Red o ATR regulado, ser transparentes y

no discriminatorios.

• Como parte de los procedimientos de conexión a red, se elaborarán y publicarán modelos de acuerdo y/o modelos de contrato para la conexión

(es decir, acuerdos normalizados). Estos modelos:

- Se esbozarán en consulta con las partes interesadas (especialmente en

particular, con los usuarios y con los DSOs); y

- Deberán ser aprobados, en su caso, por los reguladores nacionales o

ARNs como parte de los términos y condiciones.

• Los procedimientos de conexión no deberán dar lugar a retrasos indebidos de

conexión. De acuerdo con esto:

- El TSO y/o el DSO tienen que ser transparentes acerca de las planificaciones temporales de conexión con quienes soliciten dicha

conexión.

- Cualquier retraso y cualesquiera razones para tal retraso tienen que ser comunicados de forma transparente a los solicitantes de la conexión a

la red.

- Las soluciones para superar los retrasos en la conexión y acceso a la

red se establecerán de común acuerdo entre el TSO y/o DSO y el usuario la red.

• Los procedimientos de conexión definirán la información y los datos (incluidos

los datos técnicos) que el solicitante de la conexión a la red tiene que proporcionar al TSO y/o DSO.



Pág. 221

• Los procedimientos de conexión también describirán las medidas que deben

adoptarse en el caso de que sean necesarias modificaciones en las instalaciones del TSO, del DSO y/o en las instalaciones de los usuarios de la red.

• Además, todos los procedimientos de conexión y la información necesaria para

la conexión y acceso a la red tienen que ser accesibles al público.

7.6.2. Requisitos de Conexión.

• Los requisitos técnicos para la conexión deberán ser elaborados y aprobados por la autoridad respectiva (regulador), como parte de los términos y

condiciones de conexión y acceso a la red, tras la debida consideración de los intereses de las partes interesadas.

Estos requisitos deberán entrar en vigor sólo después de la consulta

con las partes interesadas.

• Por otra parte, los TSOs y DSOs, más allá de los requisitos técnicos, definirán

las reglas (a aprobarse por el regulador nacional o ARN), sobre el trato hacia los

solicitantes de conexión a la red y en espera de dicha conexión, particularmente

en relación a la duración del proceso de solicitud de la conexión.

• Los requisitos de conexión y acceso se aplican a las instalaciones nuevas y a

las partes modificadas de las instalaciones existentes.

Las partes de instalaciones existentes que no han sido modificadas

conservarán las características técnicas descritas en un acuerdo

anterior de conexión y no se verán afectadas por los requisitos de la

nueva conexión y acceso.

Esto tiene que ser garantizado por pruebas regulares, en su caso.

Esto se aplica para las unidades de generación y consumo, y los TSOs

y/o los DSOs se ajustarán a esta disposición (definiendo el tratamiento

de las instalaciones, tanto nuevas como ya existentes) con rapidez y sin

demora.



Pág. 222

• Los TSOs y/o los DSOs deberán diseñar la solución técnica para la conexión en condiciones transparentes y no discriminatorias, en cooperación con el solicitante de la conexión a la red.

• El TSO y el DSO tendrán condiciones transparentes y no discriminatorias para el

control del cumplimiento de los requisitos de conexión.

Habrá un proceso y un órgano encargado de resolver los litigios entre el TSO/DSO y el usuario de la red en lo relativo a las posiciones

divergentes sobre la posibilidad de conectar.

7.6.3. Intercambio de Información.

• El TSO y el DSO facilitarán la información sobre los requisitos técnicos

para la conexión a la red en el punto de conexión (de acuerdo con los

estándares armonizados, en su caso), incluyendo entre otros los siguientes

conceptos:

- Los niveles de capacidad de cortocircuito, indicando capacidad máxima y

mínima de cortocircuito;

- El planteamiento de protección con plazos para el reconocimiento de

fallos y saltos de relés;

- Coordinación en los aislamientos;

- Puesta a tierra;

- Requisitos para el funcionamiento en paralelo con el sistema eléctrico;

- Perturbaciones electromagnéticas máximas permitidas;

- Los valores máximo y mínimo de la tensión de funcionamiento en los

estados de funcionamiento normal y perturbado;

- Los valores máximo y mínimo de la frecuencia de funcionamiento en los

estados de funcionamiento normal y perturbado; y

- Los dispositivos necesarios para la medición y el intercambio de información.

• Toda unidad de generación o de consumo significativa facilitará al TSO o al DSO al que esté conectado toda la información y los datos técnicos



Pág. 223

necesarios para garantizar la seguridad operativa del sistema, incluyendo un

sistema coordinado eficiente con acceso a la información en tiempo real.

• Toda unidad de generación o de consumo significativa deberá ser capaz de recibir y de ejecutar las instrucciones enviadas por el TSO y/o el DSO, ya

sea sobre una base contractual o en estado de funcionamiento crítico.

• Los TSOs se informarán mutuamente acerca de la puesta en servicio de unidades significativas de generación y de consumo.

Esto implica que los TSOs colindantes acordarán los criterios (por

ejemplo, un umbral de energía) para la definición de las unidades significativas.

Con la creciente importancia de la generación distribuida, esta disposición se aplica también a los DSOs con una relevante capacidad instalada de generación distribuida.

Para el caso, los DSOs y los TSOs afectados se coordinarán y se informarán mutuamente de una manera coherente y con plazos

adecuados.

7.6.4. Limitaciones de Acceso.

• El TSO y el DSO pondrán en marcha normas para encargarse de situaciones de limitación de acceso.

Los motivos de tales limitaciones, los métodos para estimar su

magnitud y sus efectos sobre los usuarios de la red se describirán en detalle.

Estas normas:

- Se comunicarán de forma transparente a los usuarios de la red

y participantes en el mercado; y

- Serán aprobadas por los reguladores nacionales o ARNs.

• Las limitaciones de acceso sólo se considerarán si la seguridad operativa está en juego y no hay otra solución disponible.



Pág. 224

• Por otra parte, las limitaciones de acceso planificadas se acordarán con el

usuario de la red.

7.7. Requisitos Técnicos Generales para Conexión y Acceso a la Red.

7.7.1. Frecuencia de funcionamiento.

• Los TSOs interconectados dentro de una zona síncrona especificarán conjuntamente el rango de frecuencia de funcionamiento normal.

• Los TSOs dentro de una zona síncrona también establecerán conjuntamente los niveles predefinidos de desviación de las frecuencias

que los usuarios de la red podrán sostener (al menos por un período de tiempo

preestablecido).

En particular, estos niveles definirán los rangos de frecuencia dentro de

los cuales las unidades significativas de generación deberán ser capaces de permanecer conectadas y dar apoyo a la red en condiciones de funcionamiento perturbado.

• Al establecer estos rangos y niveles, los usuarios de la red deberán ser informados:

- Sobre los umbrales y requisitos definidos; y

- En los casos justificados, sobre cualesquiera ajustes necesarios en línea

con la seguridad operativa y con el acceso de terceros no discriminatorio.

• En su caso, un TSO podrá disponer de un abanico más amplio de

desviaciones de frecuencia que las establecidas para los usuarios.

La justificación de este hecho se comunicará de modo transparente a

los usuarios de la red y a aquéllos que soliciten conexión.

7.7.2. Tensión de funcionamiento.



Pág. 225

• El TSO y el DSO definirán la tensión nominal de funcionamiento para cada nivel de tensión aplicada en la red.

Los TSOs a lo largo de las interconexiones y los TSOs y DSOs dentro

de la misma área de control, se coordinarán y colaborarán en la

definición de los niveles de tensión y de la tensión nominal de

funcionamiento.

• El TSO y el DSO deberán especificar el rango normal de tensión de funcionamiento para las condiciones de régimen estacionario.

El equipo conectado a la red permanecerá conectado durante las desviaciones de tensión dentro del rango especificado de tensión

normal de funcionamiento, siempre y cuando esté previsto que no se

produzcan daños al equipo.

Para configurar los niveles de las desviaciones de tensión, los usuarios de la red deberán ser consultados y tenidas en cuenta sus

consideraciones para los estándares armonizados.

A los TSOs y DSOs se les permite utilizar un rango más amplio de tensión que el establecido para los usuarios, si esto fuera necesario

para garantizar la seguridad operativa de la respectiva zona de control.

o Las razones para este requisito tienen que comunicarse de

modo transparente a los usuarios de la red y a aquéllos que

soliciten conexión.

• Dentro de los términos y condiciones de conexión y acceso, los TSOs y DSOs

definirán, para el equipo que se conecte, los VALORES de siguientes parámetros permitidos:

- Tensión máxima de funcionamiento;

- Tensión mínima de funcionamiento;

- Valores permisibles de tensión para el alumbrado y para las oscilaciones de conmutación; y

- Valores permisibles de tensión para un período de tiempo específico en los distintos regímenes de frecuencias (de acuerdo con la normativa

aplicable).



Pág. 226

• Dentro de los términos y condiciones de conexión y acceso, los TSOs y DSOs

definirán, para el equipo que se conecte, el RANGO PERMITIDO y la DURACIÓN de los siguientes parámetros:

- Las variaciones y caídas de tensión repentinas;

- Las sobretensiones; y

- Los desequilibrios de tensión y armónicos.

Los intervalos y las duraciones deberán cumplir en la medida de lo

posible con las normas técnicas existentes en este ámbito.

Los requisitos específicos se pueden aplicar a diferentes equipos (por

ejemplo, las unidades de generación, o las unidades de consumo).

7.7.3. Esquema de Protección.

• Las unidades de generación, las unidades de consumo y las redes de

distribución deberán estar equipadas con dispositivos de protección que

desconecten las unidades de la red (o que desconecten la red de distribución de la red de transporte) en caso de estados de funcionamiento

inaceptables, es decir:

- en caso de fallos en el unidades o en las redes de distribución; o

- cuando la frecuencia y la tensión del sistema eléctrico se encuentre fuera del rango permitido definido.

• La configuración de los dispositivos de protección se coordinará con los

sistemas de protección del TSO y/o del DSO para evitar la activación no selectiva.

La configuración de esta protección:

- debe establecerse tras el acuerdo con el TSO y/o con el DSO;

- deberá garantizar el funcionamiento seguro del sistema; y

- deberá proteger las unidades conectadas de los posibles daños.

El propietario de la unidad deberá presentar al TSO y/o al DSO la configuración real, en su caso.



Pág. 227

• Los sistemas de protección de las unidades de generación y de consumo

deberán estar equipados con dispositivos de protección de reserva (protección secundaria).

Estos dispositivos de protección de reserva pueden estar:

- bien dentro de las unidades;

- o bien, si así se acuerda entre el TSO/DSO y el usuario de la red,

pueden formar parte de los sistemas de protección de la red.

7.8. Requisitos Técnicos para las Unidades de Generación.

7.8.1. Características de la Unidad de Generación.

• El TSO y/o el DSO definirán de manera transparente aquellas unidades de generación que deberán estar equipadas con los siguientes elementos

(dependiendo de la tecnología y del tamaño de la unidad):

- Interruptor principal del circuito;

- Instalaciones de sincronización;

- Equipo de control de tensión;

- Equipo de control de frecuencia;

- Equipo de control de potencia, en su caso;

- Equipo de protección, y

- Dispositivos de medición y de intercambio de información.

• La impedancia del generador técnica y económicamente viable deberá ser acordada entre el TSO y/o DSO y el productor, de tal manera que estén

garantizados:

- la estabilidad de las unidades de generación; y

- el funcionamiento estable y seguro de todo el sistema.

Los criterios que el TSO y/o el DSO apliquen para la evaluación de la

impedancia del generador se harán públicos.



Pág. 228

• El TSO y/o el DSO definirán de manera transparente los requisitos que

afectan a las características técnicas de los generadores síncronos, en relación con el diagrama P/Q (potencia activa/potencia reactiva).

Los generadores implicados serán capaces de funcionar continuamente a la potencia activa nominal dentro del rango de

factor de potencia así definido por el TSO o por el DSO.

• El TSO y/o el DSO deben definir los requisitos para los transformadores elevadores que afecten al diseño y funcionamiento de la red de transporte o de

distribución.

• Toda unidad significativa de generación deberá estar equipada con un dispositivo o sistema adecuado para amortiguar las oscilaciones de la

unidad de generación y del sistema eléctrico.

Este dispositivo o sistema deberá tener en cuenta:

- la amortiguación de las oscilaciones entre áreas; y

- la amortiguación de las oscilaciones entre la unidad de generación y

el sistema eléctrico.

La configuración de este dispositivo o sistema se acordará entre la unidad de generación y el TSO y, en su caso, con el DSO.

• Los operadores de las unidades de generación comunicarán al TSO/DSO las

capacidades mejoradas de su instalación para permanecer conectados a la red, a fin de mantener la red lejos de las desviaciones de frecuencia y tensión

definidas de acuerdo a los puntos anteriores 7.7.1 y 7.7.2.

La reconexión tras las caídas se coordinará con el TSO y (si procede) con el DSO, con arreglo a procedimientos transparentes

compatibles con la seguridad operativa del sistema.

• La unidad de generación y su sistema de control se diseñarán de modo que la

unidad no sufra una caída debida a fenómenos transitorios que ocurran en la red a la que la unidad esté conectada.

Las características y los umbrales de estos fenómenos serán acordados por los TSOs y los DSOs.



Pág. 229

• La unidad de generación se diseñará para soportar las tensiones mecánicas y eléctricas asociadas con cualquier tipo de fallos que ocurran en la red de

transporte o de distribución.

Esto incluirá un mal funcionamiento que ocurra en el momento de la conexión o reconexión física a la red, tal como una reconexión

desfasada, que debe ser manejada con cuidado con los dispositivos de

protección necesarios.

• La unidad de generación deberá permanecer conectada a la red de transporte o de distribución después del fallo en una red próxima, en la

medida en que sea posible de acuerdo a la configuración de la red que quede

tras el fallo.

Los TSOs dentro de una zona síncrona definirán el máximo tiempo de resolución de los fallos en la red, que se aplicarán en el diseño de

las unidades de generación.

• El TSO (o, en su caso, el DSO) definirán los requisitos relativos a la energía reactiva de las unidades de generación; y, más concretamente, los requisitos

para la capacidad de:

- Generación y absorción de energía reactiva a niveles de tensión normal; y

- Salida de energía reactiva en condiciones de mínima tensión.

Cada TSO o DSO determinará las capacidades de generación o absorción de energía reactiva de las unidades de generación, teniendo en cuenta:

las características específicas del sistema eléctrico; e

inclusive las especificaciones y los esquemas de control para los

transformadores elevadores y para los generadores.

Estos requisitos deberán asegurar que hay disponible suficiente

capacidad de generación de energía reactiva a petición de los TSOs

como para impedir el colapso del sistema durante las perturbaciones.



Pág. 230

• Las unidades de generación deberán proporcionar al TSO y/o al DSO todos los datos técnicos y de diseño necesarios para los estudios de estabilidad del

sistema eléctrico.

Las especificaciones de los datos se comunicarán de forma transparente por el TSO y/o por el DSO a todas las unidades de

generación que soliciten conexión.

• Las unidades de generación deben cumplir con los requisitos establecidos de máximas perturbaciones electromagnéticas.

No se permitirán perturbaciones que produzcan un nivel inaceptable de interferencia con otras unidades conectadas a la red o con otros equipos.

El TSO y/o el DSO son responsables de tomar medidas para

administrar este requisito de forma no discriminatoria.

7.8.2. Requisitos para el Control de Tensión y para la Gestión de Energía Reactiva o control tensión-reactiva.

• Las unidades de generación deberán cumplir los requisitos técnicos relativos al control tensión-reactiva.

El TSO y el DSO definirán con claridad y transparencia tales

requisitos técnicos.

Los requisitos técnicos podrán variar en función de la tecnología de generación y del tamaño de la unidad, en la medida en que ello

esté técnicamente justificado y no dé lugar a discriminaciones

indebidas.

• Los parámetros de diseño de cada unidad significativa de generación contribuirán al control de tensión:

- ya sea en el nivel de tensión del generador;

- o bien en el nivel de tensión del punto de conexión de red.



Pág. 231

En el modo de funcionamiento normal, la tensión debería ser controlada de forma automática, a fin de garantizar un

funcionamiento seguro del sistema eléctrico durante las perturbaciones.

Otros tipos de control, como el control en función del factor de

potencia o en función de la salida de potencia reactiva, siempre que se

apliquen, tendrán una prioridad más baja que el control automático

de tensión.

Cuando hay un cambio de tensión predefinido, el modo de control automático de tensión se introducirá automáticamente.

• Las disposiciones relativas a la contribución real de una unidad de generación

al control de tensión y a la gestión de energía reactiva, se acordarán con el respectivo TSO y/o DSO. Estas disposiciones:

- Deberán establecerse con claridad y transparencia por el TSO y/o el DSO; y

- Deberán incluir el comportamiento dinámico y estático de los equipos de control de tensión y cómo esto se verifica.

7.8.3. Requisitos para el Control de Frecuencia y de Potencia Activa o control frecuencia-potencia.

• Las unidades de generación que contribuyen a los servicios de ajuste y que

activan automáticamente las reservas, tienen que cumplir los requisitos

técnicos y organizativos, así como las instrucciones, relativos al control frecuencia-potencia.

Estos requisitos e instrucciones vendrán dados por el TSO, como

gestor de la zona de control.

• El valor de entrada a la unidad de control automático de frecuencia del generador es la frecuencia en el punto de conexión (salvo que se acordase

de otra forma con el TSO).

• Los TSOs definirán con claridad y transparencia los requisitos técnicos relacionados con la contribución al control frecuencia-potencia. Estos

requisitos:



Pág. 232

- Deberán estar en consonancia con las normas técnicas establecidas a

nivel del sistema síncrono para la seguridad operativa.

- Pueden variar en función de la tecnología de generación y del tamaño de la unidad, en la medida en que ello esté técnicamente justificado y no

dé lugar a discriminaciones indebidas.

• Al establecer los requisitos técnicos, las siguientes cuestiones deben tenerse en cuenta:

- Las características operativas, incluidas:

el valor de la salida mínima;

la capacidad de sobrecarga; y

el tiempo de encendido;

- Las características del equipo de control de potencia, incluyendo:

los modos de funcionamiento;

el limitador para el cambio de potencia gradual; y

el control de potencia, tanto durante el funcionamiento normal como

durante las perturbaciones;

- La capacidad de respuesta de la potencia durante la operación normal del sistema eléctrico, incluyendo, para las distintas tecnologías de

generación:

el ratio de respuesta de la potencia y sus posteriores cargas; y

su intervalo; y

- La capacidad de respuesta de la potencia durante las perturbaciones

del sistema eléctrico, incluyendo, para las distintas tecnologías de

generación:

la respuesta de potencia instantánea;

el cambio gradual de potencia; y

el posterior ratio de respuesta de la potencia tras el cambio gradual

de potencia.

• Las unidades de generación serán capaces de ejecutar sus actividades de control en estados de funcionamiento normal y en alerta (perturbado).

Los parámetros específicos para el funcionamiento fuera de estos estados serán acordados de manera independiente entre las unidades de generación y los TSOs.



Pág. 233

7.8.4. Funcionamiento con carga propia.

• Toda unidad significativa de generación deberá ser capaz de cambiar de un estado de funcionamiento en paralelo con la red a otro estado de funcionamiento con carga propia (house load), en función de las condiciones

de frecuencia y tensión que se especifiquen en los requisitos establecidos en los

términos y condiciones de conexión y acceso.

Excepcionalmente, en caso de que el paso al modo de funcionamiento con carga propia no fuese posible, la unidad de generación será capaz de volver a conectarse al sistema a petición

del TSO (y en su caso, en coordinación con el DSO) dentro un margen

de tiempo determinado.

• En caso de funcionamiento con carga propia, la unidad de generación y su

sistema auxiliar deberán estar diseñados de manera que el paso seguro al

funcionamiento con carga propia pueda tener lugar tras la desconexión de la red.

• Los requisitos para el funcionamiento con carga propia, incluyendo la

duración mínima de funcionamiento con carga propia, deberán establecerse

con claridad y transparencia por el TSO y/o por el DSO.

7.8.5. Capacidad de Reinicio Total y Funcionamiento en Isla.

• Las unidades de generación con capacidad de reinicio total pueden proporcionar tensión a la red sin ningún apoyo de la red (sobre todo sin

suministro externo de tensión y frecuencia).

Cada TSO se asegurará mediante contratos de que estén disponibles los generadores necesarios, tanto en número como en

capacidad, para un reinicio total dentro de su área de control.

• Cada unidad de generación de reinicio total tendrá la capacidad de controlar tensión y frecuencia durante el funcionamiento aislado.



Pág. 234

Esto permite a las unidades de generación proporcionar la capacidad de un reinicio total al TSO y al DSO.

• El TSO y el DSO pueden tener contratos con unidades de generación para el funcionamiento de la red en isla, si dicho funcionamiento se requiere para

lograr la seguridad del sistema y el rápido restablecimiento tras las

perturbaciones.

• Los sistemas de control de las unidades de generación que hayan sido

contratadas para el funcionamiento de la red en isla, tienen que establecerse

de manera tal que permitan que la carga permanezca por encima de la potencia mínima.

• Los contratos con las unidades de generación capaces de funcionar en isla

deberán especificar la duración de mantener el funcionamiento fortuito en isla.

• Los requisitos para el reinicio total y para el funcionamiento en isla deben

ser:

- Establecidos por el TSO y por el DSO; y

- Transparentes e inequívocos.

7.8.6. Verificación.

• Las unidades de producción son responsables de comprobar que se cumplen los requisitos establecidos para las instalaciones de conexión,

incluyendo la seguridad eléctrica.

• Las especificaciones y los requisitos de las unidades de generación deben ser verificados en la puesta en marcha.

El TSO y/o el DSO también pueden solicitar que se comprueben después de la puesta en marcha.

Las mediciones del funcionamiento real se revisarán si fuese necesario a fin de acreditar el cumplimiento de las especificaciones

establecidas para la unidad de generación.



Pág. 235

• Los contenidos de esta comprobación serán definidos:

- Con claridad y transparencia por el TSO y/o por el DSO; y

- Si fuese necesario, también en cooperación con otros TSOs y DSOs afectados.

Los ensayos tipo y los modelos validados de simulación del

comportamiento también pueden incluirse, así como otros métodos

aplicables.

7.9. Requisitos Técnicos para las Unidades de Consumo.

7.9.1. Características de la Unidad de Consumo.

• La unidad de consumo deberá estar provista de:


- Equipo de protección, y

- Dispositivos de medición y, en su caso, de intercambio de información.

• La unidad de consumo es responsable de sus equipos en cumplimiento con los requisitos establecidos por el TSO y/o por el DSO.

7.9.2. Requisitos de Energía Reactiva.

• Las unidades de consumo deberán compensar en la medida de lo posible

sus necesidades de energía reactiva dentro del rango definido.

• La generación y/o absorción de energía reactiva por las unidades de

consumo fuera del rango establecido por el TSO y el DSO:

- Serán contabilizadas por la unidad de consumo; y

- Pueden dar lugar a la aplicación de sanciones económicas.



Pág. 236

Los límites para la producción y el consumo de energía reactiva y las

sanciones económicas serán comunicados a los usuarios de la red de

forma transparente.

• El TSO y el DSO deberán establecer mecanismos que permitan la participación de las unidades de consumo en el control de tensión (es decir,

produciendo y consumiendo energía reactiva para las necesidades de la red).

7.9.3. Interferencias y Perturbaciones / Emisiones Electromagnéticas.

• Las unidades de consumo deben cumplir los requisitos de máximas perturbaciones electromagnéticas establecidos.

No se permitirán perturbaciones que provoquen un nivel inaceptable de interferencia con otras unidades de consumo o con otros equipos.

El TSO y/o el DSO son responsables de tomar medidas para

administrar este requisito de forma no discriminatoria.

• El TSO y/o el DSO son responsables de asegurar que están a disposición del público las metodologías para el establecimiento y evaluación de los límites de emisión, tanto para las cargas que originan distorsiones (lo que

produce armónicos y/o interarmónicos, bajadas y picos de tensión) como para

las cargas que originan fluctuaciones (lo que produce parpadeos) y que, en

ambos casos, se encuentren directamente conectadas a las redes.

En consecuencia, se definirán y se publicarán los umbrales correspondientes (de conformidad con las normas armonizadas, en su

caso).

• El objetivo de las metodologías es establecer límites para las perturbaciones

inyectadas en las redes por las instalaciones que causen distorsiones y

fluctuaciones, con el fin de respetar los niveles establecidos de referencia

para las redes en cuanto a calidad de la tensión.

Cuando el TSO y/o el DSO fijen los límites de emisión, se debe

considerar la propagación de estas perturbaciones entre los diferentes niveles de tensión.



Pág. 237

• Al evaluar y controlar los niveles de perturbaciones, el TSO y el DSO deberán

separar y cuantificar la contribución de cada instalación.

En los casos en que esto no sea posible, la evaluación se hará, como último recurso, monitorizando sucesivamente el área de la red, habiéndose conectado y desconectado cada una de las

instalaciones contaminantes.

El período de tiempo durante el cual cada instalación se va a desconectar se acordará entre el TSO/DSO y los titulares de las

instalaciones.

• Los límites de emisión establecidos:

- Se aplican a todas las instalaciones; y

- Deben ser respetados desde el momento en que se conecta la

instalación a la red.

• El TSO/DSO puede desconectar una instalación:

- Cada vez que no respete los límites establecidos de emisión; y

- También cuando el hecho de traspasar los límites de emisión suponga la

amenaza inmediata para el funcionamiento seguro de la red o de otras instalaciones conectadas a la red.

La reconexión de las instalaciones en estos casos estará sujeta a la

prueba de que el problema identificado se ha resuelto.

7.9.4. Respuesta de la Demanda.

• El TSO y el DSO harán partícipes de forma voluntaria a las unidades de consumo en el diseño y contratación de los servicios complementarios, en

la medida en que sea razonablemente posible y económicamente viable.

En ese contexto, las unidades de consumo pueden contribuir disminuyendo el consumo:

- durante la carga pico; o

- durante la fase de restablecimiento tras una perturbación.



Pág. 238

7.9.5. Desprendimiento de Carga.

• El TSO o el DSO podrán convenir con las unidades de consumo las acciones a realizar durante los estados de funcionamiento críticos, a

petición del TSO o del DSO, para restaurar el sistema al estado normal de

funcionamiento, tales como:

- Adaptar o reducir la carga, y

- Modificar el factor de potencia si fuese técnicamente posible (ya que no

todas las unidades de consumo son capaces o tienen que ser capaces de

modificar el factor de potencia).

• La unidad de consumo conectada a la red de transporte y, en su caso, a la red

de distribución, deberá estar equipada con un sistema automático de desprendimiento de carga.

Este sistema puede utilizarse por el TSO y/o por el DSO:

- en caso de que el sistema eléctrico esté en peligro; y

- siempre bajo condiciones que sean transparentes y aprobadas por

los reguladores nacionales o ARNs.

• Además del desprendimiento de carga activado automáticamente, debe haber

una posibilidad para que el TSO y/o el DSO pueda realizar el desprendimiento de la carga de forma manual si está en peligro la seguridad

operativa.

7.9.6. Verificación.

• Las unidades de consumo son responsables de comprobar que se cumplen los requisitos establecidos para las instalaciones de conexión,

incluyendo la seguridad eléctrica.

• Los TSOs y/o los DSOs son responsables de verificar todos los requisitos

establecidos en los términos y condiciones para la conexión y acceso a la red

antes de que se permita la conexión de una unidad de consumo a la red.



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Se aplicarán revisiones periódicas con el fin de acreditar el

cumplimiento de las especificaciones establecidas inicialmente.

7.10. Requisitos Técnicos para los Distribuidores ó DSOs.

7.10.1. Requisitos generales.

• El punto de conexión entre las redes de transporte y las redes de distribución estará equipado con:


- Equipos de protección, y

- Dispositivos de medición y, en su caso, de intercambio de información.

• El DSO tiene la responsabilidad de:

- Transponer los requisitos establecidos por el TSO (u otro DSO); y

- Asegurar que la generación y las unidades de consumo (y también otras

redes de distribución conectadas) dentro de su red de distribución cumplan con estos requisitos.

• El DSO deberá ser capaz de ejecutar (manual o automáticamente,

dependiendo de la finalidad) las instrucciones dadas por el TSO.

El TSO y el DSO acordarán cómo se entregan estas instrucciones

en la práctica.

Esto se aplica también para aquellos DSOs conectados a la red de

otro DSO.

7.10.2. Requisitos de Energía Reactiva.

• El control de tensión y la gestión de la energía reactiva (control tensión-reactiva)

son críticos para la seguridad en el funcionamiento de la red. Por ello:



Pág. 240

Los requisitos del rango de tensión en la interfase entre los TSOs y los DSOs se definirán para mantener la tensión dentro de rangos

aceptables en la red y para evitar así un colapso de tensión.

• El flujo de energía reactiva entre el TSO y las redes del DSO se debe evitar en el estado de funcionamiento normal.

7.10.3. Desprendimiento de Carga.

• Los sistemas de desprendimiento de carga son cruciales en la prevención

del colapso del sistema cuando la frecuencia disminuye por debajo de los niveles

operativos permitidos durante el estado de funcionamiento crítico.

El desprendimiento de carga puede activarse ya sea de forma manual o automática.

Los DSOs deberán instalar sistemas específicos que tengan en

consideración el desprendimiento de carga, los cuales, según lo

acordado con el TSO, pueden realizar su función:

- bien de forma automática; o

- bien de forma automática y/o manual.

• Los DSOs diseñarán los sistemas de desprendimiento de carga de acuerdo a los requisitos establecidos por los TSOs. Esto incluye:

- Las etapas de desprendimiento de carga;

- La cantidad de carga desprendida; y

- La configuración de los sistemas de desprendimiento de carga.

El desprendimiento de carga deberá ser no discriminatorio, en la

medida de lo posible.

• Los TSOs pueden pedir a los DSOs que realicen el desprendimiento de carga manual de forma selectiva.

A tal efecto, los TSOs junto con los DSOs establecerán los planes y acuerdos con el fin de minimizar el impacto del desprendimiento de

carga sobre las unidades de consumo.



Pág. 241

Estos planes, que se revisarán periódicamente y se integrarán en los

actuales protocolos de funcionamiento entre los TSOs y los DSOs,

deberán especificar, como mínimo:

las subestaciones involucradas;

los equipos de conmutación afectados; y

la carga estimada para ser interrumpida.

El desprendimiento de carga manual de forma selectiva podrá aplicarse únicamente si el desprendimiento de carga automático no fuese viable.

• Los sistemas y planes de desprendimiento de carga se diseñarán para permitir

que la generación distribuida dé apoyo al sistema.

• Después del desprendimiento de carga, los DSOs:

- Deberán elaborar y ejecutar la reconexión de cargas en base a las instrucciones de los TSOs; y

- Asegurarán el rápido restablecimiento del estado de funcionamiento normal.

7.10.4. Requisitos específicos para la Generación Distribuida.

• Los TSOs de una zona síncrona entre sí y junto con los DSOs se intercambiarán toda la información necesaria y los datos relativos a la

generación distribuida.

• El TSO:

- Definirá con claridad y transparencia la información necesaria,

incluidos los datos en tiempo real; y

- Acordará con los DSOs y con los generadores distribuidos cómo se intercambiará esta información.

• En su caso, los DSOs velarán por que las unidades significativas de generación distribuida reciben y ejecutan las instrucciones enviadas por los TSOs.



Pág. 242

• Los esquemas y configuraciones de protección tendrán por objeto evitar que un fallo en la red de transporte o que las condiciones de funcionamiento

perturbado den lugar a una repentina caída simultánea de múltiples unidades de generación distribuida.

• Los esquemas y configuraciones de protección coordinados son cruciales para el

funcionamiento seguro de la red. En particular, los DSOs definirán de forma transparente los planes de protección que:

- Por un lado, impidan cualquier fallo en las redes de distribución que pueda afectar a la red de transporte; y

- Por otro lado, que permitan que las unidades de generación distribuida den apoyo al sistema.

• Si se considera el funcionamiento en isla, se definirán y acordarán

formalmente:

- Las situaciones en que esto pueda ocurrir; y

- El papel de la generación distribuida.

7.11. Conclusiones.

Sobre el intercambio y seguimiento de información:

Hay que señalar que la información en tiempo real que el operador del sistema (los

TSOs, pero incluso más a menudo los DSOs) recibe de las unidades de generación

resulta a menudo insuficiente.

Esto es así, dado que, por el momento, el deber de proporcionar al operador del

sistema los datos en tiempo real sólo se ha impuesto a las grandes unidades de

generación, debido a los costes implicados. Sin embargo, este requisito debería ser extensible a todas las unidades de generación, constituyendo así un paso más hacia

una gestión del sistema más eficiente, especialmente con el impulso de la generación

distribuida, que incrementará la frecuencia de congestión en las redes de distribución.



Pág. 243

Además, también se debería empezar a prever la necesidad de establecer herramientas de monitorización en tiempo real (también en los puntos de consumo) y tener en cuenta en la retribución de los DSOs los costes adicionales que esto implicará. Respecto a este punto, parece claro que la tendencia va en este sentido,

gracias al reciente concepto de las redes inteligentes o “smart grids”.

Sobre las funciones y responsabilidades de los agentes implicados:

En cuanto a las funciones y responsabilidades de los diferentes agentes implicados,

cabe reseñar que es vital una mejor cooperación en igualdad de términos entre los TSOs y los DSOs y viceversa.

Y aunque la armonización de estándares europeos conduzca hacia tal

entendimiento, como se ha podido comprobar en el presente capítulo, no siempre sucede

así en la práctica, donde la distinción estricta de funciones entre los TSOs y los DSOs (y

según los países) puede marcar ciertas lagunas, sobre todo en temas de intercambio de

información o de cooperación a la hora de tomar decisiones importantes que pudieran

afectar a las redes de ambos operadores.

Sobre la prioridad de despacho para las energías renovables:

Otro punto clave es la prioridad de acceso y el despacho para las renovables,

que debería abordarse en la aplicación del 3er Paquete energético. Desde un punto de

vista personal, la actual corriente ideológica que tiende a favorecer, de manera

predeterminada, el despacho para las renovables, incluso a nivel de la UE, se visualiza

como innecesaria para el propio desarrollo de éstas, pudiendo poner en peligro la

seguridad del suministro y obstaculizar el funcionamiento del mercado europeo, en

particular porque las energías renovables representarán en un futuro próximo una parte

sustancial del suministro eléctrico global y, por ello, no necesitan contar con un despacho

energético que las favorezca “per se”.

En relación a la mencionada prioridad del despacho, conviene hacer hincapié en que

el orden de despacho de las instalaciones debería estar en consonancia con los principios del mercado (esto es, de acuerdo al orden de méritos de la planta),

obviamente respetando las restricciones de seguridad de la red, ya que cualquier

desviación de tal principio resultaría en distorsiones del mercado imprevistas.



Pág. 244

Sobre el acceso y conexión para los generadores a la red de distribución:

En lo relativo al acceso a la red, los generadores renovables y “convencionales”

deberían actuar en igualdad de condiciones en términos tanto del punto de conexión

(esto es, tener un punto físico para conectar a la red) como del acceso a la red (la

posibilidad de entregar la energía a la red).

Más aún, los generadores renovables, además de las unidades convencionales,

deberían pagar el coste de las conexiones locales a la red (cargo por conexión), deberían

pagar su cuota de costes de la red (cargo por uso del sistema o “use-of-system charge”), y

deberían tener las mismas reglas de acceso a la red.

En consecuencia, hay que insistir en el hecho de que todos los generadores,

renovables y convencionales, deberían tener un derecho para solicitar capacidad de reserva, o dicho de otra forma, las renovables no deberían tener ninguna prioridad en el acceso.

Sobre el cargo por uso del sistema o “use-of-system charge”:

Además, y como se ha mencionado antes, concretamente en España los generadores, todos ellos, no pagan cargo por uso del sistema o “use-of-system charge”; este cargo, en nuestro país, sólo le pagan los consumidores. Los

generadores simplemente se limitan a pagar los cargos por conexión que le resulten de

aplicación, siendo éstos normalmente los que se ciñen a sufragar los costes de sus

instalaciones de conexión.

El hecho de incorporar estos gastos periódicos también a los generadores, como sucede en otros países europeos, supondría un mayor equilibrio en la

retribución de la red de distribución, ya que, en teoría, todos los usuarios de la red, tanto

consumidores como también generadores, deberían pagar por hacer uso de la red,

teniendo en cuenta el impacto que cada uno ejerce sobre los costes de inversión y de

O&M (Operación y Mantenimiento) de la red de distribución y considerando también las

pérdidas de energía incrementales que repercuten por conectarse a dicha red.



Pág. 245

Adicionalmente a estos criterios que lo justifican, el pago del cargo por uso del

sistema por parte de los generadores ayudaría a compensar, en parte, el actual

desfase entre los costes incurridos y los costes recuperados consecuencia de las instalaciones de extensión a las que se les aplican los derechos de acometida. Efectivamente ésta no es su finalidad, pero podría evaluarse su impacto proporcional de

cara a dicho desfase, aunque queda claro que no sería en igual grado para todas las

distribuidoras, puesto que la recolección de este cargo sería diferente según la extensión

de la red de distribución propiedad de la distribuidora y según el número de unidades de

generación próximas a ella, que también varía según zonas territoriales.

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] Cap. 8: COMPARACIÓN Y RECOMENDACIONES


Pág. 246

Capítulo 8 Comparación de casos y

Recomendaciones



Pág. 247

8. COMPARACIÓN DE CASOS Y RECOMENDACIONES.

Se han tomado como punto de partida para comparar los casos aquí expuestos, las

características y los problemas derivados del caso español, aquéllos susceptibles de ser

comparados, dado que ésta es la finalidad del presente documento.

8.1. Problemas derivados de la calificación del suelo.

En España dependemos de la Ley del Suelo para calificar y certificar sobre qué tipo de terreno ubicamos nuestras instalaciones de extensión o de conexión de la

red de distribución.

Este hecho, como se ha podido comprobar, establece importantes diferencias a la hora de marcar la retribución de la empresa distribuidora, así como la obligación de asumir los costes por parte del solicitante según sea el caso dado.

Este problema desaparece por completo en los otros dos casos estudiados, sencillamente por inexistencia; es más, ni tan siquiera una variante próxima a este

problema viene contemplada en las normas que desde la UE tienden a buscar una

armonización en los temas de conexión y acceso a las redes.

Los problemas más afines a aspectos relacionados con el suelo se producen por discrepancias a la hora de establecer o hacer uso de determinadas servidumbres, pero, en ningún caso, existe una dependencia del terreno a la hora de

establecer las pautas de actuación o la responsabilidad en los costes de las partes

implicadas.

Las interpretaciones que se pueden hacer a la vista de esta singularidad en

nuestro país pueden ser varias.

Por un lado, podemos seguir adoptando este modelo, a fin de conferir mayor

flexibilidad a cada comunidad autónoma (y, por ende, a sus Ayuntamientos), y

permanecer con este aspecto singular en nuestra regulación de las acometidas.



Pág. 248

Por otro lado, podemos buscar un modelo de retribución o de adjudicación de costes que deje al margen esta consideración sobre el suelo, y que, aún así,

demuestre ser un mecanismo eficiente, como, por ejemplo, a través de alguna de las

múltiples alternativas propuestas en el punto 4.3.

No obstante, dado que no existe precedente equivalente en los otros países

estudiados, seguiríamos con la incertidumbre de saber si la adopción de un modelo que no tuviese en cuenta, en nuestro caso, semejante clasificación del terreno, sería mejor o incluso podría desembocar en una cadena de nuevos problemas.

En definitiva, no podemos saber si el hecho de contar con este singular mecanismo actual que distingue los casos por tipos de terreno, es o no realmente un problema para nuestro caso. Evaluar otras alternativas supondría hacerlo sobre

hipótesis, aunque lo que está claro es que, en caso de llegar a implantarse alguna de

ellas, provocaría cierta inestabilidad regulatoria, al menos en un período inicial de tiempo,

con lo cual, aun habiendo evaluado en teoría el impacto de esas posibles alternativas,

habría que esperar un margen razonable de tiempo para comprobar realmente su grado

de eficiencia.

En base a estos razonamientos, y ya a título personal, no sabría inclinarme si a favor o en contra de cambiar el modelo que tenga en cuenta la clasificación de los

terrenos. Por una parte, me inclino hacia la voluntad de probar con nuevos mecanismos

que, al menos, no diesen tanto peso al tema del suelo. Pero, por otra parte, soy

consciente del posible impacto que un cambio así podría desencadenar, por lo que, desde

un punto de vista más cauto, puede que fuera mejor no cambiar tan radicalmente el

modelo o, por lo menos, no en el momento actual.

8.2. Ejecución, retribución y titularidad de las instalaciones de extensión/conexión.

Queda bien patente que en los casos de generación, ya se trate de la red de

distribución o de la red de transporte, hay una tendencia común en cuanto a ejecución,

asunción de costes y titularidad de las instalaciones (en este caso) de conexión:



Pág. 249

• El productor es siempre quien asume voluntariamente todo el proceso derivado de las instalaciones de (en este caso) conexión: tanto su proyecto,

como su ejecución, bien directamente o bien a través de instaladores

autorizados externos, así como el pago íntegro de todos los costes que

supongan.

• En todos los casos, estas instalaciones siempre quedan como propiedad del promotor, en este caso, generalmente el mismo productor.

• Esto es así tanto en España, como en el Reino Unido como en Chile.

No obstante, las discrepancias vienen cuando se trata de los casos de

suministro, y concretamente para la red de distribución:

En España, nos encontramos con lo siguiente:

Si el cliente o usuario final contrata una potencia superior o amplía la potencia ya contratada, pero aún así tal potencia queda por debajo de los 100 kW en baja tensión ó de los 250 kW en alta tensión, y lo hace sobre solar urbano, entonces:

- La empresa distribuidora será quien realice las instalaciones de extensión y cuantos refuerzos o adecuaciones en la red de distribución fueran precisos para abastecer ese suministro.

- El solicitante abonará además únicamente los derechos de acometida (extensión y acceso), bien los correspondientes a una

nueva solicitud o bien los proporcionales al incremento de potencia

solicitada.

- Se supone que el pago de estos derechos de acometida debería bastar para sufragar los costes incurridos por la distribuidora

para estos casos, cualquiera que fuese la situación que deba afrontar

(sólo la acometida, o la acometida más posibles refuerzos o

adecuaciones).

- En este caso, la distribuidora es titular de las instalaciones de extensión desde el primer momento.

Si el solicitante es quien paga la ejecución de la acometida, bien por superarse las potencias máximas antes reseñadas o bien porque la



Pág. 250

parcela a edificar no tuviese la condición de solar urbano (esto es,

cualquiera que sea su otra condición), entonces:

- El solicitante es quien directamente costea las instalaciones de extensión en su totalidad, debiendo encargarse además de su ejecución a través de un tercero, normalmente un instalador

autorizado.

- La distribuidora debe aprobar el proyecto de dicho instalador.

- La empresa distribuidora no cobrará los derechos de extensión pero sí el “derecho de acceso“.

- Además, en este caso, esta acometida posteriormente deberá ser cedida a la empresa distribuidora, casi de manera general.

En el Reino Unido, tenemos una situación bien diferente:

Aquí encontramos un mercado de conexiones en régimen de licitación,

además en un estado de madurez bastante avanzado, en el que vemos

dos diferenciaciones bien claras:

- Trabajos concursales o en régimen de competencia, que abarcan

la mayoría de las actividades de construcción física de las

instalaciones.

- Trabajos no concursales o en régimen de monopolio, que

abarcan las actividades de inicio y fin (determinación del punto de

conexión y ejecución de conexiones finales) y las aprobaciones de

diseños de terceros.

En todos los casos:

- Los solicitantes de suministros serán los responsables de asumir los costes de las instalaciones de extensión, en toda su

cadena; y

- Además, las instalaciones de extensión siempre son posteriormente cedidas:

Bien al distribuidor monopolista de la zona, el DNO; o

Bien al distribuidor independiente o IDNO, titular de redes

propias, que resulte próximo al solicitante y quede integrado

dentro de la zona del distribuidor monopolista.



Pág. 251

La metodología para establecer estos cargos por conexión es elaborada y hecha pública por cada distribuidora, aunque se toma

como referencia las condiciones generales establecidas en la Licencia de

Distribución.

- Las cantidades que deben cobrar para recuperar sus costes no les

vienen impuestas por la Administración ni por el regulador.

- Contempla todos los casos: conexión normal y conexión más

refuerzos.

- Al permitir que esta metodología sea desarrollada y adaptada por

cada distribuidora, se consigue una consideración individualizada

para cada una y, con ello, se asegura siempre la total recuperación

de los costes, sea cual sea la distribuidora de que se trate.

A pesar de esta asunción de costes y posterior cesión por parte del

consumidor, éste siempre podrá recurrir, para la ejecución física de las

instalaciones de extensión (por ser ésta una actividad concursal), a una

doble vía para llevar a cabo la ejecución de su conexión:

- A través del propio distribuidor monopolista de su zona; o

- A través de un ICP o Proveedor Independiente de Servicios de Conexión, similar a nuestros instaladores autorizados, pero allí más

referenciados:

Acreditados por un registro de prestigio, el Lloyd’s Register.

Incluso con amplia diferenciación en la clasificación de las

distintas actividades concursales que pueden ejecutar.

El estado de madurez de este mercado de conexiones y su

funcionamiento, en gran parte, en régimen de competencia, ha dado lugar:

- Por un lado, a la aceptación por parte de la población de estos

mecanismos de funcionamiento, aun debiendo correr el solicitante

con todos los costes; y

- Por otro lado, a una recuperación de los costes de manera integral, puesto que todas las actividades son ejecutadas y

costeadas bajos presupuestos individualizados, sin mediar ningún

otro mecanismo de aplicación genérica.



Pág. 252

En Chile, la situación es la siguiente:

No existen mecanismos análogos a nuestros derechos de acometida.

No se establece tampoco distinción alguna según tipo de terreno.

Tampoco se da un mercado de conexiones tan desarrollado como en el

Reino Unido.

Pero allí el solicitante puede elegir quién proyecta y construye su acometida (caso de darse refuerzos, éstos sólo los ejecutaría el

distribuidor):

- Bien la propia distribuidora; o

- Bien un instalador autorizado externo.

Y los costes de estas infraestructuras de extensión siempre corren a cargo de la empresa distribuidora, pudiendo ésta auxiliarse, de modo

opcional y en un primer momento, con la petición al cliente de los llamados

AFR o Aportes Financieros Reembolsables.

Aunque, con independencia de que la distribuidora se apoye en los AFR

solicitados al cliente para la financiación de dichas instalaciones, al final

todos los costes son asumidos por la empresa, ya que:

- Si ejecuta la distribuidora y no pide AFR, ella misma maneja las

inversiones necesarias.

- Si ejecuta la distribuidora y pide AFR, financia (total o parcialmente) la

extensión de red con las aportaciones económicas del cliente, que

posteriormente tendrá que reeembolsarle.

- Si ejecuta un instalador autorizado, el cliente asume los gastos en un

primer momento, pero posteriormente la distribuidora se los

reembolsa, y lo hace a través de AFR cuyo valor hubiera quedado

determinado por la empresa en el momento en que aprobó el

proyecto del instalador.

Con independencia de la opción que se haya elegido para la ejecución de

las instalaciones de extensión, éstas siempre quedan como propiedad de la empresa distribuidora, bien por ejecución propia o bien por cesión

del cliente.

A pesar de que dichos costes son posteriormente remunerados a las

empresas distribuidoras a través del VAD o valor agregado de distribución,



Pág. 253

no hay seguridad plena sobre si esta recuperación de costes es suficiente como para sufragar la totalidad de los costes incurridos, o si, en

cambio, no es suficiente y sólo cubre una parte de éstos.

En resumen, y concretamente para los casos de suministros en distribución,

nos encontramos con 3 situaciones bien diferentes según el país estudiado:

Por un lado, en España tenemos un marco mixto, en el cual, a día de hoy,

dependemos de 2 factores: cantidad de potencia solicitada y tipo de terreno

sobre el que se cursa la solicitud de suministro.

Dependiendo de la situación dada, en virtud de la combinación de estos

factores, así se reparten de una forma u otra los costes de las instalaciones

de conexión entre la distribuidora y el solicitante. En ningún caso la responsabilidad de ejecución y costes recae siempre sobre la distribuidora ni siempre sobre el solicitante.

A estos dos factores también hay que añadir la variación en el importe de

los derechos de acometida a pagar por el solicitante, variación y cuantía

que quedan regulados y actualizados todos los años desde la Administración central, permitiendo una holgura de un ± 5% para su

aplicación por cada comunidad autónoma, pero, en cualquier caso, sobre la

base de unos valores fijos.

Incluso con la supuesta flexibilidad que deben otorgar todos estos factores

combinados (cantidad de potencia, tipo de terreno y actualización de los

importes de los derechos de acometida junto con su correspondiente

margen de holgura), y máxime teniendo en cuenta que los dos últimos

(terreno e importe definitivo de los derechos de acometida) pueden, a su

vez, ser decididos de manera descentralizada por las Administraciones

regionales, no se ha alcanzado todavía en el modelo español un grado de aceptación que sea equitativo para ambas partes, distribuidora y

solicitante.

En cambio, en los otros 2 casos estudiados nos encontramos con marcos totalmente extremos.



Pág. 254

Por la parte del Reino Unido, comprobamos que tiene implantado un modelo donde la totalidad de los costes siempre recae integralmente sobre el solicitante.

Este modelo ha sido aceptado en su sociedad, a pesar incluso de que el

solicitante tenga siempre que pagar la totalidad de los gastos incurridos por

las instalaciones de extensión y de que tenga que cederlas posteriormente.

La clave del éxito para este modelo podría recaer en su grado de madurez. Para llegar a semejante estado, es importante resaltar que no se habría logrado de no ser por la enorme flexibilidad que han conferido para los distintos aspectos implicados, como son:

- Gran variedad en las actividades a ejecutar (concursales y no

concursales) y clara definición de sus correspondientes subtipos.

- Gran variedad de agentes implicados en los distintos escalones de

todo el proceso:

DNOs e IDNOs, como titulares de las redes de distribución.

DNOs e ICPs, como posibles ejecutores de las actividades

concursales.

- Enorme cuidado a la hora de acreditar con garantías la calidad y eficiencia de los servicios prestados por terceros, los ICPs,

implementado herramientas tales como:

Vigilancia y acreditación a través de un órgano de prestigio, como sucede aquí con el Lloyd’s Register.

Diferenciación exhaustiva de los distintos tipos de tareas

para los que cada ICP pueda estar acreditado, incluso

haciendo constar además el grado de eficiencia para cada una de esas tareas acreditadas.

También hay que señalar, entre los motivos para la implementación de este

modelo, el hecho de que la sociedad inglesa siempre ha sido muy proactiva hacia el fomento de la competencia, mentalidad que, por

ejemplo en otros países, no se tiene o se encuentra en un estadio anterior.



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En cambio, por la parte de Chile, sucede completamente al revés. Allí tienen

adoptado un modelo en el que la totalidad de los costes siempre recae

sobre las empresas distribuidoras.

Trata de otorgar cierta flexibilidad al cliente a la hora de elegir qué agente ejecuta sus instalaciones de extensión, o a la hora de financiar su ejecución (con instrumentos financieros como los AFR) pero al final

todo lo paga la distribuidora.

Si bien esto gastos están remunerados por el VAD, no hay garantía de recuperación plena de los costes incurridos.

- Esto supone que el equilibrio entre gastos y retribuciones siempre queda en manos del regulador y del grado de eficiencia de los

mecanismos que establezca para tal remuneración.

Para concluir este punto, y a título personal, la opinión del autor de este

documento se inclina más favorablemente hacia el modelo implantado en el Reino Unido.

Esto queda justificado porque, una vez comprobadas las deficiencias y

problemáticas generadas en el modelo español, el paso siguiente debería avanzar hacia una mayor competencia, que traería consigo mayor eficiencia en las actividades

desempeñadas y reducción en sus precios, lo cual, a su vez, repercutiría en un buen

grado de aceptación por parte de la sociedad, siempre que existiese un marco con pautas

de actuación muy claramente establecidas (aquí es donde juega un papel vital el

regulador) y una muy buena coordinación entre los diversos agentes implicados, punto

este último que, en el caso de España, aún no es fácil de conseguir.

Además, caso de que llegara a ser viable su implantación en nuestro país, ya contamos con el antecedente inglés y podríamos tomar como ejemplo sus actuaciones

en caso de aparición de problemas equivalentes. Huelga decir que, de esta forma, se eliminaría completamente el problema de la escasa remuneración de las instalaciones por baremo.

Por otra parte, adoptar un modelo de funcionamiento análogo al inglés supondría no

tener en cuenta la Ley del Suelo o, al menos, no con el grado de dependencia actual, y

este aspecto en particular, dado el gran arraigo de esta normativa en estos procesos en



Pág. 256

España, tampoco se antoja nada fácil. Supondría, al menos en los primeros años, un cambio regulatorio bastante brusco, por lo que habría que tener mucho cuidado a la

hora de regular cada aspecto, requisito o actuación en concreto.

8.3. Competencias y resolución de conflictos.

Dado que en los 3 casos estudiados hay diferencias en la jerarquía de los órganos

representativos, así como de sus respectivas funciones y atribuciones, nos encontramos

con diferencias en cuanto a quién tiene competencia para resolver conflictos y en cuanto

al alcance de temas que abarca cada uno. Es lo que se muestra a continuación según

cada país:

En España:

En los conflictos de CONEXIÓN en Distribución:

- Prácticamente siempre es la Administración autonómica quien

tiene competencia para resolverlos.

- Sólo en los casos en que la línea afectada por el conflicto

sobrepasase una comunidad autónoma, sería competencia de la

CNE.

En los conflictos de CONEXIÓN en Transporte:

- Si es transporte primario CNE.

- Si es transporte secundario Administración autonómica.

En todos los conflictos de ACCESO:

- Siempre competencia de la CNE.

En el Reino Unido:

No se hace distinción por acceso o conexión a la red.

La OFGEM resuelve la mayoría de los conflictos de distribución:



Pág. 257

- Sobre todo los que se dan entre un comercializador o distribuidor de electricidad y un cliente, pudiendo surgir estos conflictos:

Por estatuto, en aplicación de la Ley de Electricidad de 1989;

o

Por las licencias, en aplicación de las disposiciones de éstas.

- No tiene en cuenta si se trata de acceso o conexión, o de suministro o

generación.

En Chile:

La mayoría de los conflictos son resueltos por la Superintendencia.

- Fundamentalmente, entre los clientes y la empresa eléctrica.

- Resuelve las reclamaciones por, entre o en contra de particulares,

consumidores y propietarios de instalaciones eléctricas, es decir, la inmensa mayoría de combinaciones de posibles conflictos.

- Incluye los conflictos relativos a los AFR, las servidumbres y los

PMGD, entre otros.

El Panel de Expertos, como posible órgano adicional de resolución de

conflictos, intervendrá en los siguientes:

- En relación a la aplicación del régimen de acceso abierto en las líneas de los sistemas adicionales.

- A petición de las propias empresas eléctricas, en los conflictos entre ellas mismas.

- En temas relativos a los CDEC, los PMG y los MGNC.

En consecuencia, y como se puede apreciar, aunque en cada país intervienen

órganos diferentes, la tendencia es que la resolución de la mayoría de los conflictos sea competencia de uno o dos órganos representativos, no más. En este sentido, los

3 países convergen.

Personalmente, no tengo nada que aportar a este punto, puesto que estoy de

acuerdo con la organización adoptada para la resolución de conflictos en nuestro país. No

obstante, soy consciente del enorme volumen de conflictos que pesan sobre las



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Administraciones autonómicas, por ser los conflictos de conexión en distribución los

más frecuentes en España, pese a los informes orientativos (y no vinculantes) emitidos

por la CNE.

Adicionalmente, tal vez sería interesante resaltar que, en el caso de España, la CNE desempeña la función de organismo regulador para el sector eléctrico, pero no tiene autoridad para legislar, sólo para hacer propuestas y para resolver conflictos.

Sólo el Ministerio, bien el de Economía o bien el de Industria, Turismo y Comercio, puede

legislar y aprobar la pertinente normativa a aplicar.

Esto puede ser interesante ya que el enfoque que pueda dar la CNE en sus

propuestas legislativas puede resultar más transparente y objetivo que el que finalmente

pueda trasladar el Ministerio en su aprobación final de una determinada normativa. Esta alineación entre enfoque más objetivo y aplicabilidad final se puede encontrar en el Reino Unido, donde la OFGEM, aun no teniendo autoridad como cuerpo legislativo, sí

está capacitada para dictar normativa hasta cierto alcance de acuerdo a sus propios

criterios y sin necesidad de posteriores aprobaciones y/o modificaciones.

No obstante, y como indicaba antes, este matiz puede resultar interesante, pero no tiene por qué constituir necesariamente un problema. Caso de no darse, como

sucede en España o en Chile, sencillamente son otras reglas y hay que ajustarse a ellas,

quedando ya en manos del gobierno de cada país la responsabilidad de establecer

canales de comunicación y entendimiento suficientemente adecuados entre el regulador y

el legislador.

8.4. Diferencias entre conexión y acceso.

En España, la diferenciación entre conexión y acceso es más que evidente, tal

y como se ha podido comprobar a lo largo del capítulo 3. Tal distinción supone incluso

cambiar el orden de los procedimientos de solicitud según se trate de solicitudes en la red

de distribución o en la red de transporte.

Esto no sucede así en los otros países estudiados, donde no se refleja una distinción tan marcada para ambas cosas.



Pág. 259

Tan sólo se da por supuesta la necesidad de evaluar, de manera previa, la capacidad de acceso de la red en los casos de generación, pero, de manera general,

este paso tiende a ir incluido en la denominada solicitud de conexión, para el caso de los

generadores en concreto.

Para los casos de suministros la diferencia establecida entre conexión y acceso

puede provocar, en todo caso, la aparición de conflictos en cuanto a la resolución de las

solicitudes, pero no suele implicar mayores incidencias.

En resumen, es necesario y bueno establecer una diferencia clara entre lo que

realmente es el acceso (la posibilidad de evacuar energía a la red o de tomarla de ella) y

la conexión (el establecimiento de un punto físico para conectarse a la red).

Pero, desde un punto vista personal, tal vez en el caso español, el hecho de marcar de un modo tan férreo la frontera entre lo que supone el acceso y lo que supone la conexión, puede ser tomado como un instrumento de doble finalidad:

• Puede ser tomado como un buen indicador que marca una clara separación

entre las funciones y competencias de cada parte involucrada, así como a

efectos de resolución de conflictos, despejando posibles dudas.

• Pero también se puede tomar como un obstáculo en contra de agilizar los procedimientos de solicitudes, o incluso los propios de resolución de los

conflictos.

Y aunque lo normal es que vaya en el primer sentido, ambas finalidades se presentan casi incompatibles. Es decir, si bien por un lado puede aclarar con precisión

los pasos a seguir en los procedimientos de solicitud, lo normal es que no agilice los

procedimientos de resolución de conflictos, o viceversa.

No obstante, yo estoy de acuerdo con la necesidad de diferenciar claramente ambos conceptos y sus respectivos alcances.

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] Cap. 9: CONCLUSIONES


Pág. 260

Capítulo 9 Conclusiones generales



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9. CONCLUSIONES GENERALES.

Partiendo de la base de que tanto el transporte como la distribución de electricidad

son negocios regulados, no cabe duda que la regulación de las condiciones de conexión y acceso a dichas redes es un tema candente y que necesita ser regulado de una manera eficiente y acorde a cada entorno.

Las empresas de red, transportistas y distribuidoras, necesitan contar con un

mecanismo regulador robusto y probadamente eficiente que permita el impulso de la

extensión de sus redes a la vez que aseguran la recuperación de los costes.

Las experiencias en nuestro país han demostrado que esta regulación en las

condiciones de conexión y acceso a las redes resulta desigual, en cuanto a términos de

eficiencia y recuperación de costes, según qué situación se dé.

Para el transporte no se generan excesivas disconformidades en lo relativo a

instalaciones de extensión/conexión, fundamentalmente por dos motivos:

• La propia naturaleza del negocio del transporte, que al contar con muchos

menos activos y, a la vez, basarse en un modelo de transportista único, hace

que resulte mucho más sencillo cuantificar sus activos y, con ello, controlar todos

los gastos derivados de ellos con mucha mayor precisión.

• En lo referente a instalaciones de extensión/conexión, ya se trate de suministro o

de generación respectivamente, la conexión y el acceso a la red de transporte no

suele implicar demasiados conflictos, más allá de ralentizaciones por la emisión

o el reconocimiento de alguno de los informes pertinentes durante el proceso de

solicitud (ICCTC y/o IVCTC).

En gran parte dicha ausencia de problemas mayores o más frecuentes

también se debe a que, en estos casos, siempre es el solicitante, tanto

de suministro solicitado como de energía producida a evacuar, quien debe asumir el coste íntegro de los procesos que supongan la conexión y el acceso, por lo que se evitan conflictos derivados de las responsabilidades

en los costes.



Pág. 262

Por estos motivos, la mayor parte de las controversias se producen cuando se trata de conexión y acceso a la red de distribución, y más concretamente en los casos de suministro (ya que, en generación, aquí también el solicitante debe asumir

todos los costes del proceso).

Ésta es la justificación por la cual el mayor esfuerzo en esta tesis se ha encaminado

hacia la investigación y comparación de estos casos en concreto, los de suministro en

distribución.

Semejante proceso de investigación es el que se ha tratado de plasmar a lo largo de

los capítulos 3, 4, 5, 6, 7 y 8, constituyendo todos ellos el núcleo del presente documento,

y con la finalidad de encontrar o vislumbrar posibles soluciones alternativas procedentes de otros modelos implantados que pudieran adecuarse a nuestro entorno y

minimizar los problemas aquí existentes, o parte de ellos.

Por ello, en un primer término, se ha tratado de estudiar a fondo el caso español, punto de referencia en esta tesis, desarrollado ampliamente en el capítulo 3, con

el fin de comprender todos los detalles y peculiaridades que se dan en los procesos de

conexión y acceso a las redes en nuestro país, y, con ello, conocer y entender los factores

que pueden provocar focos problemáticos.

Una vez detectados y comprendidos los principales problemas, se ha realizado en el capítulo 4 un análisis de los mismos, más detallado y con el fin adicional de tratar

de buscar unas soluciones mínimamente viables y coherentes con el marco de nuestro

país, que, de igual modo, se han expuesto en dicho capítulo y para cada problema

principal, sugiriendo a veces incluso más de una posible solución.

Ahora, tomando como punto de partida nuestro caso, y una vez detectados y

analizados en profundidad los problemas que se nos pueden presentar, el objetivo

siguiente consiste en buscar referencias en otros países y compararnos con ellos.

Esto es lo que se ha hecho a través de los capítulos 5, 6 y 7, esto es,

respectivamente con el Reino Unido como pionero en la regulación del sector eléctrico en

Europa, con Chile como referente panamericano y con el marco común de la normativa a

nivel de la UE, todos ellos estudiados siempre desde el punto de vista de las condiciones

de conexión y acceso a las redes.



Pág. 263

Finalmente, en el capítulo 8, se ha establecido una comparación de los problemas

del caso español respecto de los problemas equivalentes en los otros casos, en aquéllos

que son susceptibles de ser comparados, y tras esta comparación se han lanzado unas opiniones y recomendaciones a nivel personal para esos problemas, siendo ésta una

de las finalidades últimas del trabajo, forjar una opinión propia sobre unas posibles

medidas encaminadas a resolver los problemas planteados en nuestro país.

A continuación, y sin entrar demasiado al detalle, puesto que esto ya se ha hecho

anteriormente en los restantes capítulos, se comenta, de manera general y como

resultado de todo lo expuesto y comentado hasta este punto, cómo queda el horizonte

español en cuanto a posibilidades de mejora para los temas de conexión y acceso a la

red, y concretamente para los suministros en distribución. No obstante, estas

conclusiones son un resumen de lo que ya se ha analizado y comentado anteriormente a

lo largo de todo este trabajo.

En primer lugar, queda claro que, en España, tenemos demasiada dependencia de

la Ley del Suelo, y aunque ésta otorgue un cierto grado de flexibilidad a las distintas

Comunidades Autónomas, lo cierto es que desconocemos los efectos que una alternativa diferente podría suponer.

Queda igualmente claro que, dados los antecedentes de nuestro país, y tal y como

también se mencionó en el punto 4.2, es impensable concebir un modelo de planificación

territorial diferente.

Sin embargo, dejando al margen la inmutabilidad de este modelo, y a modo de

opinión personal, creo que podría eliminarse esta dependencia para el caso de las instalaciones de extensión/conexión a la red de distribución, pasando a quedar definido el régimen económico de éstas por otras directrices, como puedan ser sólo

unos límites de potencia (también aplicados hoy en día, como se ha podido comprobar), o

dichos límites junto con otros parámetros, o incluso directamente otros parámetros

completamente nuevos.

No se sugiere aquí prescindir de la Ley del Suelo, en absoluto. Lo que se propone

es seguir teniendo en cuenta esta normativa y sus respectivas transposiciones regionales

pero para otros fines, como puedan ser los temas intrínsecos a la vivienda, la

construcción, la explotación de determinadas actividades, etc., y permitir de este modo



Pág. 264

que se dé una oportunidad a la introducción de nuevos parámetros o mecanismos susceptibles de ser más eficientes o, al menos, en la misma medida que hasta ahora.

Desafortunadamente, en este aspecto no hay posibilidad de adoptar una solución

proveniente de alguno de los otros modelos aquí estudiados, porque semejante

singularidad es única en nuestro país.

En cuanto al otro problema más relevante, como es la ejecución y retribución de las

instalaciones de extensión/conexión, especialmente las de extensión en distribución,

podemos pronunciarnos de la siguiente manera. A pesar de contar en España con un marco mixto que reparte las responsabilidades de construcción y asunción de costes

entre solicitante y distribuidor según las condiciones dadas, ha resultado ser ineficiente, al menos en cuanto a la recuperación de costes para las empresas distribuidoras.

Por ello, y una vez examinadas las otras alternativas expuestas por los modelos de

Reino Unido y de Chile, a nivel personal sería deseable tender hacia el modelo inglés,

nunca hacia el chileno, de forma que se impulsase un mercado de conexiones en régimen

de licitación, el cual, además de solventar el problema de la recuperación de los costes

incurridos (por el hecho de recaer todos los gastos sobre los usuarios), fomentaría una

mayor competencia para las actividades de conexión y, con ello, una progresiva reducción

de sus precios, logrando así un bajo impacto económico sobre los solicitantes a la vez que

una aceptación social gradualmente mayor.

Otra cuestión aparte sería si la implantación en nuestro país de este otro modelo u otro análogo, es o no factible, al menos a día de hoy. Porque, como también

se ha comentado con anterioridad, llevar a cabo una reforma profunda de nuestro modelo

no siempre tiene por qué conllevar una mejora social y/o económica, especialmente en el

corto plazo.

Por último, tan sólo indicar que, más allá de la información recabada y expuesta de

manera estructurada en este trabajo, todos los análisis y recomendaciones hechos aquí

no dejan de ser más que opiniones personales, que, de un modo u otro, se apoyan en los

razonamientos de algunas de las múltiples situaciones que aquí se han estudiado.

Por ello, tanto la información como los análisis del presente documento son

plenamente susceptibles de ser actualizados y/o criticados, como base para sucesivos



Pág. 265

estudios al respecto del tema de las condiciones de conexión y acceso a las redes de

distribución.

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] Cap. 10: GLOSARIO DE TÉRMINOS


Pág. 266

Capítulo 10 Glosario de términos



Pág. 267

10. GLOSARIO DE TÉRMINOS.

Las descripciones de los términos previstos aquí sirven principalmente para el

propósito de entendimiento común de las diversas materias y se aplican en primer lugar a

los temas tratados en este documento.

Más allá de eso, para cualquier otra cuestión de importancia general o de

entendimiento común, se aplican las definiciones en el marco jurídico existente, incluida la

Directiva 2003/54/CE y el Reglamento (CE) 1228/2003.

Por lo tanto, se pueden dar algunas diferencias con respecto a las definiciones en

uso ya existentes en otras situaciones y/o en otras especificaciones.

• Acceso Regulado de Terceros a la Red (ATR regulado): También conocido

por sus siglas en inglés, rTPA, Regulated Third Party Access. Es el método de

acceso a las redes de transporte o de distribución de energía eléctrica, donde las

normas y procedimientos de acceso se indican con antelación.

- El proceso de acceso está bajo la supervisión del regulador nacional o

ARN, y las normas y reglas acordadas y predefinidas se han establecido y

se aplican para cualquier usuario de la red.

- Con el ATR regulado, no es posible ninguna negociación individual sobre

cualquier parte de los procedimientos de acceso a la red.

• Comercialización: Actividad del sector eléctrico que consiste en la venta de

energía a usuarios finales.

• Comercializadora: Empresa no regulada que en competencia con otras realiza

la actividad de comercialización de energía a usuarios que abandonan la compra

de energía a tarifa (usuarios no regulados).

• Distribución: Actividad del sector eléctrico que consiste en transportar la energía

eléctrica desde la red de transporte (o transmisión) hasta los usuarios finales por

la red. También se incluye dentro de esta función la venta de energía a tarifa a

usuarios finales (usuarios regulados), aunque en España esta función no se da



Pág. 268

al haber desaparecido completamente la figura de los usuarios regulados, desde

la entrada en vigor de la T.U.R., por lo que, en nuestro país y a día de hoy, todas

las distribuidoras realizan exclusivamente las actividades técnicas concernientes

a sus redes de distribución.

• Distribuidor(a): Empresa regulada que realiza la actividad de distribución.

Similar a gestor de la red de distribución. De manera internacional también se les

denomina como DSOs o DNOs, por sus siglas en inglés, Distribution System

Operator o Distribution Network Operador.

• Calidad del servicio: En electricidad, la calidad del servicio prestado a los

consumidores se define por tres aspectos:

i) La continuidad del suministro asociada a las interrupciones;

ii) La calidad del producto asociada a la onda de tensión; y

iii) La calidad de atención comercial asociada a la resolución de las peticiones

formuladas por los consumidores.

• Capacidad de Reinicio Total (Black Start Capability): Es la capacidad de un

generador para iniciar la operación y producir energía eléctrica sin una fuente de

tensión externa.

• Cargo de distribución: Similar a tarifa de red. Normalmente se incluyen bajo

este concepto:

- el cargo por conexión (en el caso de los consumidores, éste es el

constituido por los derechos de acometida);

- el cargo por uso de la red; y

- el cargo comercial (si existe de forma separada).

• Cargo por conexión: Cargo asociado a las instalaciones de conexión a la red

que se paga de una sola vez cuando el consumidor demanda una nueva

conexión o refuerzo de una existente.

• Cargo por uso de red: Cargo regulado para recuperar los costes de la red de

distribución y cubrir de esta forma la remuneración de la distribuidora.



Pág. 269

• Colapso de la red: Después del colapso de la red, todas las cargas en una o

varias partes de la zona de control se desprenden, pudiendo ocurrir posteriores

desprendimientos de producción y divisiones de la red.

• Compatibilidad electromagnética: Es la condición necesaria para que los

aparatos y equipos conectados a las redes y las redes mismas, puedan

funcionar de una forma satisfactoria sin producir perturbaciones intolerables unos

sobre los otros.

• Contabilidad regulatoria: Formato estandarizado de desglose de los libros de

cuentas de la distribuidora, de acuerdo con actividades e instalaciones físicas,

que permite al regulador hacer un seguimiento detallado de la evolución de los

activos y de los costes de operación de la distribuidora.

• Control de frecuencia: Capacidad de una unidad de generación para controlar

la frecuencia y mantener un funcionamiento estable.

• Coste de la energía no suministrada: Es el valor estimado de la energía no

suministrada. Normalmente se establece un coste en Euros por kWh no

suministrado.

• Coste hundido: Coste que no se puede recuperar. Por ejemplo, si la generación

distribuida se generaliza entre los consumidores de una red, el uso de las

instalaciones que forman dicha red disminuiría y, si el regulador no lo remedia, el

coste incurrido por la distribuidora en las mismas podría no ser recuperado.

• Desprendimiento de carga: Es la desconexión de carga del sistema eléctrico

síncrono, generalmente realizada de forma automática, para controlar la

frecuencia del sistema en situaciones de emergencia.

• Energía no suministrada: Es el valor estimado de la cantidad de energía que

un consumidor deja de recibir como causa de una interrupción en el suministro

que lo alimenta.

• Estado normal: Es un estado de funcionamiento que supone que todo el

consumo y toda la producción están en equilibrio, y que los requisitos de los

servicios complementarios y las condiciones marco se cumplen.



Pág. 270

- De esta forma, la frecuencia, la tensión y los flujos de energía eléctrica

están dentro de sus límites predefinidos y permitidos (umbrales), y los

márgenes de reserva son suficientes.

- En estado normal, el sistema de energía eléctrica puede soportar

perturbaciones, como cortes imprevistos, sin perder su funcionalidad y sin

interrupciones de suministro.

• Estado de funcionamiento de alerta (perturbado): Es un estado de

funcionamiento que implica que todo el consumo se satisface y que la

frecuencia, la tensión y la red de transporte están dentro de los límites o

umbrales predefinidos aceptables. Sin embargo, es preciso matizar diversos

aspectos en este estado:

- En estado de alerta, los requisitos de los márgenes de reserva no se

cumplen, y los fallos en los elementos de red o en la generación (es decir,

las perturbaciones o cortes imprevistos) darán lugar a un mayor deterioro

del estado del sistema.

- En el estado de alerta, el sistema eléctrico es estable y todas las reservas

operativas (para el equilibrio del transporte y la generación) tienen que

movilizarse.

- No está claro si será posible volver plenamente a los límites de seguridad,

o en que período de tiempo (lo cual depende de la gravedad de la alerta y

del posible riesgo de eventos en cascada).

- El sistema es viable y operado dentro de las restricciones de

funcionamiento aceptable; sin embargo, en este caso los parámetros del

sistema están muy cerca (todavía dentro o justo más allá) de los límites de

seguridad.

- Los despachadores tienen dificultades para volver a un estado normal

debido a las condiciones de la red existente o a las restricciones en los

márgenes de carga/generación, y la situación es potencialmente peligrosa.

• Estado de funcionamiento crítico: Es un estado de funcionamiento que implica

que se ha aplicado el desprendimiento de carga obligatoria y en el cual pueden

darse posteriores desprendimientos de producción y divisiones de red.



Pág. 271

- En el estado crítico del sistema, el sistema no es estable y su evolución

"natural" tiende a llevarlo a una situación insegura e incontrolable, pudiendo

ocurrir fenómenos tales como el disparo en cascada, caída de frecuencia,

pérdida de sincronismo, cortes de electricidad, o comportamientos en isla.

- La seguridad global de todo el sistema eléctrico interconectado está en

peligro.

- Pueden ser adicionalmente necesarias determinadas acciones

excepcionales, tales como el desprendimiento de carga, para limitar la

difusión de los fenómenos peligrosos y para prevenir el colapso de una

parte o de todo el sistema eléctrico.

- En este estado, el sistema tiende rápidamente hacia unas condiciones de

funcionamiento altamente peligrosas con los parámetros del sistema fuera

de los límites fijados para la seguridad operativa.

• Estados de funcionamiento: Son estado normal, estado de funcionamiento de

alerta (perturbado), y estado de funcionamiento crítico.

- Cuando la función y la explotación síncrona del sistema de energía

eléctrica se interrumpen, se da el estado de colapso de la red.

- Una mejora de los estados de funcionamiento del sistema hacia el estado

normal se logra mediante el restablecimiento.

• Estado de Restablecimiento: Es una transición entre los estados de

funcionamiento, caracterizada por las condiciones normales de funcionamiento

de la red que se va a restablecer, con la producción regulada, y con la

frecuencia, la tensión y/o el transporte restablecidos dentro de los umbrales

predefinidos y permitidos. Durante el restablecimiento, el consumo se conecta a

un ritmo tal que permita la adaptación de la red recuperada y de los recursos de

generación.

• Funcionamiento con carga propia (House Load Operation): Funcionamiento

de una unidad de generación con su propio sistema auxiliar como su única

carga, cuando la unidad está desconectada del sistema eléctrico externo.



Pág. 272

• Funcionamiento de la red aislada: Es la explotación independiente de una

parte del sistema eléctrico que está aislado después de su desconexión de todo

el sistema interconectado, teniendo al menos una unidad de generación en

funcionamiento con capacidad de control de frecuencia.

• Funcionamiento en isla: Funcionamiento de un generador (o de un grupo de

generadores) sin conexión síncrona (es decir, desconectado) de la red.

• Generación distribuida: Se trata de generadores de pequeño tamaño, hasta

algunas decenas de MW, que se conectan a las redes de distribución o en las

instalaciones del propio consumidor. A veces se le denomina generación

dispersa.

• Generador: Un elemento activo del sistema de energía eléctrica. Un generador

es un dispositivo que transforma las fuentes de energía mecánica o de otro tipo

en energía eléctrica.

• Interconexión: Una línea (circuito) o un conjunto de líneas (circuitos) entre dos

áreas de control o entre dos áreas síncronas. Una interconexión entre dos áreas

de control puede ser en CA o en CC. Si la conexión es en CC siempre es

necesario contar con una conversión CA/CC y CC/CA en ambos extremos de la

línea. Una interconexión entre dos áreas síncronas se supone que es en CC.

• Interruptor: Dispositivo de protección con capacidad de apertura bajo corrientes

de carga y de cortocircuito, cuya función es desconectar el suministro de energía

eléctrica a una instalación o parte de ella, cuando una o más variables eléctricas

exceden un valor preestablecido durante un cierto tiempo que es característico

del dispositivo.

• Licencia: Documento normativo con base contractual por la que el Estado

otorga a la empresa monopolista de distribución la facultad de ejercer la

actividad de distribución de acuerdo con las condiciones establecidas en la

misma.

• Limitación de ingresos: Limitación de los ingresos máximos anuales que la

distribuidora puede obtener durante un período de 4 ó 5 años. Estos ingresos



Pág. 273

evolucionan anualmente con la tasa de inflación, con un factor de productividad

que fija el regulador y con el crecimiento del mercado servido por la distribuidora.

• Limitación de precios: Limitación de los precios máximos anuales que la

distribuidora puede cargar por un período de 4 ó 5 años. Estos precios

evolucionan anualmente con la tasa de inflación y con un factor de productividad

que fija el regulador.

• Modelo de red de referencia: Modelo de computación que construye una red

óptima en costes, considerando las condiciones de calidad del suministro

requeridas y teniendo en cuenta la localización de los consumidores servidos por

la distribuidora. Este tipo de modelos son utilizados por el regulador para

comparar la eficiencia de las distribuidoras reales.

• Obligación de suministro: Obligación que adquiere la empresa distribuidora de

prestar el servicio a todos los consumidores que lo requieran en su área de

concesión.

• Oscilación de tensión: sucesión de variaciones del valor efectivo de la tensión,

o una variación periódica de la envolvente de la curva de tensión.

• Parpadeo (flicker): variaciones de tensión que a través de la cadena "fuente de

luz – ojo – cerebro", originan la impresión subjetiva de variaciones en la

luminosidad.

• Pérdidas técnicas: Es aquella potencia y energía que se pierde en las redes

asociada al funcionamiento mismo de los equipos e instalaciones que las

componen, principalmente líneas y transformadores.

• Pérdidas no técnicas: Es aquella potencia o energía que se consume pero que

la distribuidora no factura debido fundamentalmente al hurto o al impago por

parte de los consumidores. También se denominan pérdidas comerciales o

pérdidas negras.

• Protección de reserva (o protección secundaria): Son los dispositivos de

protección que forman parte del sistema de protección global, y que tienen por

fin hacerse cargo de funciones de protección (una o más) para los elementos de



Pág. 274

la red, en caso de mal funcionamiento de la protección primaria o en caso de que

la protección primaria se bloquee por cualquier razón operativa.

• Punto de conexión: Punto de la red en el que la instalación del usuario de la

red se va a conectar; este punto es definido y acordado por el TSO o el DSO y

por el usuario de la red.

• Reconector: Dispositivo de interrupción de corrientes de carga y cortocircuito,

con posibilidad de rearme automático ajustable, monitorización y operación vía

telemática.

• Red de distribución: Conjunto de instalaciones eléctricas, principalmente líneas

y subestaciones, que jerárquicamente estructuradas en niveles de tensión (alta,

media y baja tensión), conducen la energía eléctrica desde la red de transporte

hasta los usuarios finales.

• Regulación por coste del servicio: Es una forma de regulación de tarifas bajo

la cual el regulador compensa a la distribuidora por los costes asociados a

proporcionar el servicio prestado a los consumidores incluyendo una tasa de

retorno del capital.

• Regulación por incentivos: Es una forma de regulación donde las tarifas para

remunerar a la distribuidora, o la remuneración de la misma, se fijan durante un

período de 4 ó 5 años según una fórmula de limitación de precios o de limitación

de ingresos.

• Servicios complementarios: Son servicios de carácter complementario a la

generación y consumo de energía eléctrica que son necesarios para mantener el

sistema eléctrico con unas adecuadas garantías de calidad y fiabilidad en el

suministro. Por ejemplo, son servicios complementarios las reservas de potencia

y el control de tensiones.

• Sistemas auxiliares: Equipos que participan en el funcionamiento de las

unidades generadoras y subestaciones, actuando en la alimentación de los

equipos de mando y control de los mismos.



Pág. 275

• Tarifa de acceso: Es la tarifa que pagan los usuarios no regulados por el acceso

y uso de la red y el resto de cargos regulados del sector. Es decir, la tarifa de

acceso incluye los cargos o tarifa de red.

• Tarifa de red: Similar a cargos de distribución. Incluye los cargos regulados

que deberán pagar los usuarios para cubrir los costes asociados al servicio de

conexión y uso de la red de distribución.

• Tarifa integral: Es la tarifa que pagan los usuarios regulados e incluye la tarifa de

acceso más las compras de energía que se trasladan a tarifa (pass-through del

precio medio de la energía en el mercado mayorista).

• Tensión de suministro (Vc): es el valor efectivo de la tensión en el punto de

conexión, medido en un instante determinado y por un período de tiempo

determinado, y a la cual se aplican las tolerancias establecidas en la normativa

vigente.

• Tensión nominal (Vn): es la tensión entre fases mediante la cual se denomina o

identifica una red, una subestación o una unidad generadora.

• Unidad significativa de Consumo: Es una unidad de consumo que supere un

determinado tamaño en términos de carga general dentro de la zona de control.

Los criterios para la definición de la unidad significativa de consumo, serán

acordados dentro de la zona de control y se comunicarán a los TSOs en toda la

zona síncrona.

• Unidad significativa de Generación: La unidad significativa de generación se

refiere a aquellos generadores que se especifiquen como de particular

importancia para el funcionamiento del sistema eléctrico por una o varias

razones, como: la prestación de los servicios complementarios, el tamaño en

términos de capacidad de generación instalada frente a la capacidad instalada

total en la zona de control, la fuente de energía primaria, u otros. Los criterios

para la definición de las unidades significativas de generación deberán ser

acordados dentro de la zona de control y también, en la mayor medida posible,

dentro de la zona síncrona.



Pág. 276

• Usuarios o consumidores elegibles: Son los consumidores que, de acuerdo a

la reglamentación vigente, reúnen las condiciones para poder abandonar la tarifa

integral y convertirse en consumidores no regulados.

• Usuarios o consumidores no regulados: Son los consumidores que, teniendo

la condición de elegibles, abandonan la tarifa integral para comprar la energía a

un comercializador o directamente en el mercado. Estos consumidores siguen

pagando la tarifa de acceso.

• Usuarios o consumidores regulados: Son los consumidores que permanecen

bajo la tarifa integral.

[Alumno: Jesús García-Ochoa González] Cap. 11: BIBLIOGRAFÍA


Pág. 277

Capítulo 11 Bibliografía



Pág. 278

11. BIBLIOGRAFÍA.

(Directiva 2001/77/CE, 2001)

Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo de 27 de septiembre relativa a la

promoción de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el

mercado interior de la electricidad.

(Gómez, 2003a)

T. Gómez: "Curso CEDDET-Comillas. Unidad 5.B. La distribución de electricidad";

Instituto de Investigación Tecnológica. Universidad Pontificia Comillas; 2003a.

(Gómez, 2003b)

T. Gómez: "Curso CEDDET-Comillas. Unidad 2.C. Fundamentos económicos de la

regulación: las actividades en régimen de monopolio";

Instituto de Investigación Tecnológica. Universidad Pontificia Comillas; 2003b.

(Gómez, 2003c)

T. Gómez: "Módulo G: Impacto de la generación distribuida en las redes de distribución”

Master en gestión técnica y económica del sector eléctrico español;

Instituto de Investigación Tecnológica. Universidad Pontificia Comillas;

(Gómez, 2004-5a)

T. Gómez: "Módulo D: Las pérdidas” Master en gestión técnica y económica del sector

eléctrico español;


(Gómez, 2004-5b)

T. Gómez: "Módulo F: calidad de onda” Master en gestión técnica y económica del sector

eléctrico español;


(J.Rivier Abad, 2004-5)

J.Rivier: "Módulo E: a continuidad de suministro” Master en gestión técnica y económica

del sector eléctrico español;



Pág. 279


(Ministerio de Economía, 1997)

Ministerio de Economía: “Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico”


Ministerio de Economía: “Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se

organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución

y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema, y de los costes de

diversificación”.

(Ministerio de Ciencia y Tecnología, 2002)

Instrucción técnica complementaria para BT: “ITC-BT-40 Instalaciones generadoras para

BT”

B.O.E; Vol. 224, 2002.

(Ministerio de Economía, 2000a)

RD ley 6/2000, de 26 de junio, por el que ”se aprueban medidas urgentes de

intensificación de la competencia en mercados de bienes y servicios (liberalización del

sector eléctrico)” B.O.E; Vol. 151, 2000.

(Ministerio de Economía, 2000b)

Ministerio de Economía: "Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión

de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión." B.O.E; Vol.

235, 2000.

(Ministerio de Economía, 2000c)

Ministerio de economía: “Real decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se

regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y

procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica”

BOE 2000


Ministerio de Economía: "Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre por el que se

establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica";

Boletín Oficial del Estado; Vol. 268, 2001.



Pág. 280

(Ministerio de Economía, 2002b)

Ministerio de Economía: "Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, por el que se

establece la metodología para la aprobación o modificación de la tarifa eléctrica media o

de referencia y se modifican algunos artículos del Real Decreto 2017/1997, de 26 de

diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de

transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema

y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento." Vol. 313, 2002b. 284


Ministerio de Economía: "Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece

la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de

la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial"; Vol. 109, 2004


Ministerio de Economía: "Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se

modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico”.

Vol. 75, 2005.

(Ministerio de Industria Turismo y Comercio, 2004)

Ministerio de Industria Turismo y Comercio: "Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre,

por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras

normas reglamentarias del mercado eléctrico";

Boletín Oficial del Estado, Vol. 309, pp. 41686-41690; 2004.


Ministerio de Economía: “Ley 17/2007, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de

noviembre del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE,

del parlamento europeo y del consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes

para el mercado interior de la electricidad”.


Ministerio de Economía: “Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se

establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica”.

(Ministerio de Industria Turismo y Comercio, 2009)



Pág. 281

Ministerio de Industria Turismo y Comercio: “Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el

que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la

energía eléctrica”.

(Ministerio de Industria y Energía, 1986)

Ministerio de Industria y Energía: "Real decreto de 2 de Mayo de 1986, por el que se

establecen normas sobre las condiciones de los suministros de energía eléctrica y la

calidad de servicio”

Boletín Oficial del Estado; 1986.

(Ministerio de Industria y Energía, 1997)

Ministerio de Industria y Energía: "Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que

se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica";

Boletín Oficial del Estado; 27-12-1997.

(Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, Chile, 1982)

Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción: “Decreto con Fuerza de Ley (DFL) Nº

4 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fijó el texto refundido,

coordinado y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley Nº 1 del Ministerio de Minería,

de 1982, relativo a la Ley General de Servicios Eléctricos”


Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción: “Decreto Supremo Nº 244 del

Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 2005, que aprobó el Reglamento

para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación

establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos”.


Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción: Resolución Exenta 24, dictada y

aprobada por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, previo informe de la

Comisión Nacional de Energía, que establece la “Norma Técnica de Conexión y

Operación de PMGD en instalaciones de Media Tensión”, relativa a los procedimientos,

metodologías y demás exigencias para la conexión y operación de los PMGD en redes de

media tensión.

(UCTE, 2003)



Pág. 282

Union for the coordination of transmission of Electricity: “Final report of the Investigation

Committee on the 28 September 2003 Blackout in Italy”

(UNE-EN 50160, 1994)

Norma Española UNE-EN 50160 “Características de la tensión suministrada por las redes

generales de distribución” AENOR, octubre 1996. Transposición a la normativa española

de la European Standard EN 50160 “Voltage characteristics of Electricity supplied by

public Distribution Systems” CENELEC European

Committee for Electrotechnical Standardisation, November 1994.

Documents

“Regulación de las acometidas y conexiones a la red de ... · “Regulac. del acceso y conexión a la red de distribución para nuevos suministros”. MÁSTER EN SECTOR ELÉCTRICO