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Estudio Integral de Tarifas Eléctricas para México

Tarea 1.1.1 – Informe N°2

Análisis de los perfiles de carga de

diferentes clases de usuarios de CFE

Preparado para:

Análisis de los perfiles de carga de diferentes clases de usuarios de CFE 7708 1

ANÁLISIS DE LOS PERFILES DE CARGA DE DIFERENTES CLASES

DE USUARIOS DE CFE

CONTENIDO

RESÚMEN EJECUTIVO ......................................................................................................................... 3

1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 9 2. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA Y EMPLEO DE LOS PERFILES DE CARGA ........................................ 9

2.1. Balances energéticos ........................................................................................................ 10 2.2. Balances de potencia ........................................................................................................ 12 2.3. Factores característicos de las curvas de carga ............................................................... 12 2.4. Perfiles de carga de las distintas clases de usuarios ........................................................ 15

3. METODOLÓGIA PARA LA DEFINICIÓN DE LAS CURVAS TÍPICAS ........................................................... 17 3.1. El modelo estadístico básico. ............................................................................................ 18 3.2. El modelo de aplicación ..................................................................................................... 19

4. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DISPONIBLE .................................................................................... 22 4.1. Mediciones en usuarios domésticos (año 1996) ............................................................... 22 4.2. Mediciones en Alimentadores MT y transformadores MT/BT ........................................... 24

5. RESULTADOS DEL PROCESAMIENTO .............................................................................................. 27 5.1. Usuarios Domésticos ......................................................................................................... 27 5.2. Usuarios Comerciales ....................................................................................................... 36 5.3. Usuarios Industriales ......................................................................................................... 38 5.4. Usuarios de Riego Agrícola ............................................................................................... 39 5.5. Interpretación de las curvas y parámetros característicos ................................................ 41 5.6. Definición de los factores de aplicación tarifaria (Tarifa teórica) ....................................... 48

6. BIBLIOGRAFIA .............................................................................................................................. 49

Análisis preliminar de los perfiles de carga de diferentes clases de usuarios de CFE 9029 2

GLOSARIO

CFE: Comisión Federal de Electricidad

LyFC: Luz y Fuerza del Centro

CRE: Comisión Reguladora de Energía

EP porcentaje de energía en el bloque de punta

FC Factor de carga

EI porcentaje de energía en el bloque de intermedia

EB porcentaje de energía en el bloque de base

SENER: Secretaria de Energía

TdR: Términos de referencia

CMLP: Costo marginal de largo plazo

VRN: Valor de Reposición a Nuevo

AT: Alta tensión

MT: Media tensión

BT: Baja tensión

AP: Alumbrado Público

SER: Sistemas Eléctricos Representativos

Transformador AT/MT: Transformador reductor de Alta tensión a Media tensión

Transformador MT/BT: Transformador reductor de Media tensión a Baja tensión

EETT AT/MT: Estaciones Transformadoras de Alta a Media tensión


ANÁLISIS PRELIMINAR DE LOS PERFILES DE CARGA DE

DIFERENTES CLASES DE USUARIOS DE CFE

RESÚMEN EJECUTIVO

El presente informe corresponde a la Tarea 1.1.1 – Informe N°2 “Análisis preliminar de los perfiles de carga de diferentes clases de usuarios de CFE” dentro de la cual se requiere realizar un primer análisis a partir de información disponible en la empresa, que corresponde a mediciones en salidas de alimentadores de MT, transformadores MT/BT y mediciones en usuarios domésticos. Este análisis preliminar servirá para las estimaciones requeridas en el estudio tarifario. Cabe aclarar que una vez finalizada la campaña de caracterización prevista para fines de 2009/principios de 2010, se recalcularán los parámetros que serán utilizados a los fines tarifarios.

En el marco de este análisis preliminar de los perfiles de carga, los parámetros determinados resultaron del análisis de mediciones existentes en CFE que corresponden a alimentadores de MT (año 2007), transformadores de MT/BT (año 2007) y de usuarios domésticos (año 1996), éstas últimas desarrolladas en el marco de una campaña de caracterización desarrollada en el año 1996.

En el caso de las mediciones de los alimentadores de MT y transformadores de MT/BT, las mismas corresponden a mediciones agregadas de distintas cantidades de usuarios, con lo cual la estimación se realizó considerando la clasificación de los mismos con apoyo del personal de CFE, en función del conocimiento del área abastecida. En el caso de las mediciones domésticas, las mismas corresponden en su totalidad a usuarios domésticos con lo cual no cabe duda de la clase de usuario caracterizado, y adicionalmente gracias a la calidad de la información ha sido posible asignar dichos usuarios a los distintos estratos definidos en el marco de la campaña de medición que se encuentra en ejecución.

Posteriormente, en base las referencias bibliográficas y la experiencia adquirida en el desarrollo de otras campañas de caracterización de la carga en prestadoras del servicio eléctrico, se procedió a filtrar los registros cuyo perfil de carga no coincidía con el de la definición adoptada, considerando que en ese caso existió un error de información.

Las curvas resultantes a partir de las mediciones disponibles se determinaron, siempre y cuando la información así lo permitiese, para: las 7 regiones tarifarias1, las estaciones de invierno y verano, tipo de día hábil (lunes a viernes), semihábil (sábado) y no hábil (domingos y feriados), para cada clase de usuario residencial o doméstico, comercial, industrial y riego agrícola.

En función de lo expuesto se presentan en la siguiente Tabla 1 los parámetros correspondientes a los días hábiles obtenidos a partir de las distintas fuentes de información:

1 1-Baja California, 2-Baja California Sur, 4-Noreste; 5-Noroeste, 6-Norte, 7-Peninsular y 8-Sur


Tabla 1: Valores resultantes.

Resultados de las mediciones en usuarios domésticos (1996)

Región Tarifaria USUARIO ESTACIÓN FC EP EI EB

1-2 E1 I 0.60 26% 56% 18%

3 E1 I 0.49 27% 49% 24%

4 E1 I 0.59 25% 45% 30%

5 E1 I 0.53 28% 44% 28%

6 E1 I 0.48 27% 46% 27%

7 E1 I 0.57 27% 44% 29%

8 E1 I 0.57 28% 49% 23%

1-2 E1 V 0.55 25% 60% 15%

3 E1 V 0.51 29% 52% 19%

4 E1 V 0.54 25% 48% 27%

5 E1 V 0.59 25% 45% 30%

6 E1 V 0.56 24% 45% 31%

7 E1 V 0.58 26% 48% 26%

8 E1 V 0.53 28% 51% 21%



1-2 E2 I 0.48 31% 48% 21%

3 E2 I 0.58 24% 49% 27%

4 E2 I 0.58 25% 48% 27%

5 E2 I 0.42 33% 41% 26%

6 E2 I 0.54 24% 44% 32%

7 E2 I 0.59 26% 44% 30%

8 E2 I 0.54 27% 45% 28%

1-2 E2 V 0.55 28% 43% 29%

3 E2 V 0.55 28% 53% 20%

4 E2 V 0.64 23% 49% 27%

5 E2 V 0.61 24% 45% 31%

6 E2 V 0.58 23% 47% 30%

7 E2 V 0.61 25% 49% 26%

8 E2 V 0.54 27% 48% 25%



1-2 E3 I 0.62 24% 49% 27%

3 E3 I 0.54 26% 46% 28%

4 E3 I 0.55 26% 48% 26%

5 E3 I 0.56 27% 43% 30%

6 E3 I 0.56 24% 50% 26%

7 E3 I 0.62 25% 44% 31%

8 E3 I 0.56 26% 46% 27%

1-2 E3 V 0.81 20% 53% 28%

3 E3 V 0.57 27% 53% 20%

4 E3 V 0.59 25% 49% 26%

5 E3 V 0.65 22% 44% 34%

6 E3 V 0.62 23% 52% 25%

7 E3 V 0.64 24% 48% 27%

8 E3 V 0.59 26% 50% 24%


Donde:

E1 – E5: corresponde a los estratos 1 a 5 según la siguiente definición:

La misma coincide con la presentada en el Informe N°1 del presente estudio tarifario.

I: corresponde a la estación de invierno

V: corresponde a la estación de verano

Para una mejor comparación entre los valores obtenidos se determinaron los factores promedio por región tarifaria, para las estaciones de verano e invierno y para los días hábiles.



1-2 E4 I 0.66 24% 51% 25%

3 E4 I 0.68 23% 48% 29%

4 E4 I 0.57 26% 48% 26%

5 E4 I 0.60 26% 46% 28%

6 E4 I 0.67 23% 50% 27%

7 E4 I 0.57 24% 42% 33%

8 E4 I 0.65 23% 53% 23%

1-2 E4 V 0.78 21% 51% 28%

3 E4 V 0.67 23% 55% 22%

4 E4 V 0.65 23% 52% 25%

5 E4 V 0.66 22% 46% 32%

6 E4 V 0.71 22% 54% 24%

7 E4 V 0.63 23% 48% 29%

8 E4 V 0.69 21% 57% 21%



1-2 E5 I 0.64 25% 48% 27%

3 E5 I 0.50 25% 43% 32%

4 E5 I 0.62 24% 51% 24%

5 E5 I 0.66 24% 48% 28%

6 E5 I 0.71 21% 49% 30%

7 E5 I 0.59 26% 37% 37%

8 E5 I 0.65 23% 44% 33%

1-2 E5 V 0.71 22% 51% 27%

3 E5 V 0.51 29% 49% 22%

4 E5 V 0.72 21% 56% 23%

5 E5 V 0.73 21% 50% 30%

6 E5 V 0.70 21% 54% 25%

7 E5 V 0.61 22% 39% 39%

8 E5 V 0.65 23% 49% 28%

Tarifa estrato intervalo según consumo mensual1 1 hasta 100 kWh

1 2 más de 100 y hasta 150 kWh



1 5 más de 450 kWh


De los valores obtenidos y presentados en las tablas precedentes, se evidencia en general un factor de carga superior en verano respecto de invierno, siendo las regiones de Baja California y Noroeste las de mayor diferencia, Noreste, Norte y Peninsular con una variación menor y finalmente la región tarifaria Sur con muy poca diferencia entre verano e invierno.

Respecto de la participación de la energía por bloque horario, se evidencia en general una menor participación de la energía en el bloque de punta, mayor participación en el bloque intermedio en la estación de verano respecto del invierno. Respecto del bloque de base, las zonas con mayor incremento de factor de carga, es decir Baja California y Noroeste, presentan un incremento en el porcentaje de energía de dicho bloque, mientras que para el resto de las regiones tarifarias disminuye.

De la misma manera que para el caso de las mediciones a nivel de usuarios domésticos, se procesó información de mediciones en cabeceras de alimentadores, los cuales fueron clasificados según su uso en residenciales o domésticos, comerciales, industriales y riego agrícola.

Los resultados obtenidos del procesamiento de las mediciones en cabecera de alimentadores de MT clasificados como domésticos se muestran en las siguientes tablas:

Región Tarifaria ESTACIÓN FC EP EI EB

1-2 Baja California Invierno 0.60 26% 50% 24%

4 Noreste Invierno 0.58 25% 48% 27%

5 Noroeste Invierno 0.55 28% 44% 28%

6 Norte Invierno 0.59 24% 48% 28%

7 Peninsular Invierno 0.59 26% 42% 32%

8 Sur Invierno 0.59 25% 48% 27%


1-2 Baja California Verano 0.68 23% 51% 25%

4 Noreste Verano 0.63 24% 51% 26%

5 Noroeste Verano 0.65 23% 46% 31%

6 Norte Verano 0.64 23% 50% 27%

7 Peninsular Verano 0.61 24% 46% 30%

8 Sur Verano 0.60 25% 51% 24%


1-2 Baja California %Verano/Invierno 13% -11% 2% 7%

4 Noreste %Verano/Invierno 8% -7% 6% -4%

5 Noroeste %Verano/Invierno 17% -17% 3% 12%

6 Norte %Verano/Invierno 8% -5% 5% -4%

7 Peninsular %Verano/Invierno 5% -6% 10% -8%

8 Sur %Verano/Invierno 1% -2% 7% -12%

Resultados de las mediciones en Alimentadores MT - Domésticos



4 Noreste Invierno - - - -

5 Noroeste Invierno - - - -

6 Norte Invierno 0.71 22% 53% 25%

7 Peninsular Invierno - - - -

8 Sur Invierno 0.81 20% 51% 29%


1-2 Baja California Verano - - - -

4 Noreste Verano - - - -

5 Noroeste Verano - - - -

6 Norte Verano 0.79 20% 58% 22%

7 Peninsular Verano - - - -

8 Sur Verano 0.84 19% 54% 27%


En la tabla anterior se evidencia un factor de carga superior al observado en las mediciones en usuarios domésticos del año 1996, y en el límite superior de los valores razonables para esta clase de usuarios. Dado que la información de base pertenece a puntos de medición agregada, no ha sido posible extraer conclusiones acerca de la representatividad de los valores resultantes. Sin embargo se repiten los efectos de mejora del factor de carga, disminución del porcentaje de energía en el bloque de punta e incremento en el bloque intermedio en la estación de verano respecto de invierno.

Los resultados del procesamiento de las mediciones en cabecera de alimentadores de MT clasificados como comerciales se muestran en las siguientes tablas:

De los resultados obtenidos, se evidencia un factor de carga representativo para los consumos comerciales, con cierta tendencia a valores que se ubican en el límite superior para esta clase de usuarios. Dado que la información de base pertenece a puntos de medición agregada, no es posible sacar alguna conclusión acerca de la razonabilidad de los valores resultantes. Sin embargo, se repiten los efectos de mejora del factor de carga, disminución de energía en el bloque de punta e incremento en el bloque intermedio en la estación de verano respecto de invierno en las regiones Norte, Peninsular y Sur, y en el caso de la región Noreste, el porcentaje de la energía del bloque de punta se mantiene constante, mientras que se reduce el porcentaje del bloque intermedio e incremento en el bloque de base.

Los resultados del procesamiento de las mediciones en cabecera de alimentadores de MT clasificados como industriales se muestran en las siguientes tablas:

Resultados de las mediciones en Alimentadores MT - Comerciales


1-2 Baja California Invierno - - - -



6 Norte Invierno 0.81 18% 54% 28%

7 Peninsular Invierno 0.72 18% 60% 23%

8 Sur Invierno 0.70 22% 56% 22%


1-2 Baja California Verano - - - -

4 Noreste Verano 0.67 24% 52% 24%


6 Norte Verano 0.88 16% 53% 31%

7 Peninsular Verano 0.73 15% 65% 20%

8 Sur Verano 0.75 19% 62% 19%

Resultados de las mediciones en Alimentadores MT - Industriales





6 Norte Invierno 0.76 14% 57% 29%


8 Sur Invierno 0.85 19% 53% 28%



4 Noreste Verano 0.84 16% 59% 25%


6 Norte Verano 0.74 14% 64% 22%


8 Sur Verano 0.86 17% 58% 25%


De los resultados obtenidos, se evidencia un factor de carga representativo para los consumos industriales, sin diferencias apreciables entre las estaciones de verano e invierno. Respecto de los bloques de consumo de energía para las regiones tarifarias analizadas, se evidencia una leve disminución del porcentaje en punta, un incremento de la participación de la energía en el bloque intermedio y una disminución de la participación de la energía en el bloque de base, del verano respecto del invierno.

Finalmente, los resultados del procesamiento de las mediciones en cabecera de alimentadores de MT clasificados como riego agrícola se muestran en las siguientes tablas:

Se puede apreciar que no todas las fuentes de información contienen todos los usuarios ni se pudo evaluar la estacionalidad. Esto se debe a que se han eliminado mediciones que presentaban inconsistencias o no representaban a un grupo homogéneo de usuarios.

Finalmente, es necesario destacar que los valores presentados en el presente estudio no tienen la misma validez que los que se obtienen a partir de una campaña de medición de perfiles de usuarios por el sustento estadístico que requiere la selección de la muestra, la estratificación de los usuarios según su consumo y posterior medición a nivel de cada usuario y procesamiento de los registros.

Sin embargo, luego de la selección de las mediciones procesadas en función de su representatividad de los patrones de consumo, se han obtenido valores que se encuentran en el entorno esperado, evidenciándose en el caso de las mediciones asociadas a los alimentadores de MT, que el factor de carga se ubica en el límite superior de la banda de valores esperados. Esta razón podría residir en que los alimentadores tengan algún componente de consumo comercial, lo cual mejoraría el factor de carga sustancialmente.

Los valores son sólo un elemento referencial en el marco de la definición de las categorías tarifarias que se definan en la Tarea 2 - Tarifas teóricas, y deberán ser ajustados utilizando sus mejores criterios este consultor de acuerdo a las categorías tarifarias que se definan oportunamente.

Un elemento a considerar es la validación de estos ajustes cuando se analice la curva agregada por división-, mediante la elaboración de un balance de energía agregando las curvas horarias de cada categoría, y ajustándolas hasta obtener la curva de carga total agregada de la región o división en estudio.

Resultados de las mediciones en Alimentadores MT - Riego Agrícola





6 Norte Invierno 0.90 17% 52% 31%


8 Sur Invierno 0.83 17% 56% 26%



4 Noreste Verano 0.84 18% 57% 25%


6 Norte Verano 0.93 17% 56% 27%


8 Sur Verano 0.87 18% 58% 24%


ANÁLISIS PRELIMINAR DE LOS PERFILES DE CARGA DE

DIFERENTES CLASES DE USUARIOS DE CFE

1. INTRODUCCIÓN

Los sistemas de distribución de la energía eléctrica, obviamente existen para abastecer a los usuarios finales, de modo que sus modalidades de consumo son importantes a la hora de la definición de las características de dicho sistema.

Las prestadoras del servicio de energía eléctrica, abastecen a un rango muy amplio de clases de usuarios que van desde zonas rurales de bajas densidades hasta zonas urbanas de alta densidad. Con un alimentador de MT se pueden abastecer cargas domésticas que consumen 1kVA/usuario y a su vez cargas comerciales o industriales de 20kW hasta 50kW.

La carga agregada de un sistema será la suma de todas las cargas individuales conectadas, las que hora a hora, según las modalidades de cada tipo de consumo se complementarán o adicionarán, dependiendo el horario, para definir la demanda que dimensione el sistema.

El presente informe corresponde a la Tarea 1.1.1 – Informe N°2 “Análisis preliminar de los perfiles de carga de diferentes clases de usuarios de CFE” dentro de la cual se requiere realizar un primer análisis, previo al desarrollo de la campaña de medición, a partir de información disponible en la empresa, que corresponde a mediciones en salidas de alimentadores de MT, transformadores MT/BT y mediciones en usuarios domésticos.

Dentro del informe se desarrollaron los siguientes puntos:

Balance de Energía y Potencia - Empleo de los perfiles de carga

Características típicas de los perfiles de carga

Análisis de la información disponible

Enfoque Metodológico

Resultados del procesamiento

Conclusiones

Este informe se complementa con el análisis desarrollado en el Informe N°10 – Análisis de las curvas de cargas de la demanda de CFE para la determinación de los periodos horarios estacionales, en los que se definen las horas de punta, intermedio y base y los meses de verano e invierno.

A continuación se detalla el contenido de cada los puntos mencionados.

2. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA Y EMPLEO DE LOS PERFILES DE

CARGA

La definición de un sistema de tarifas para remunerar los servicios de suministro de electricidad se apoya en dos enfoques de análisis que se complementan:

(a) la determinación de los costos asociados al servicio: el de abastecimiento de energía, el del servicio de redes y el de la atención comercial a los usuarios.

(b) el modo en que esos costos son repartidos o atribuidos a los usuarios de modo que cada quien responda por la fracción que le incumbe en la inducción de esos costos, lo que es directa consecuencia de su particular modalidad de utilización del servicio.


Tres principales cualidades básicas, entre otras, son las que debe tener un sistema de tarifas con racionalidad económica:

Neutralidad: que la estructura de cada tarifa refleje una directa relación con los costos generados, acorde con las variables que miden la cuantía de servicio utilizado.

Equidad: que a modalidades de consumo similares y cuantía de servicio medida de igual modo, se apliquen tarifas iguales, sin discriminación.

Eficiencia: que la estructura de las tarifas y la modalidad de medición de la cuantía de servicio informen correctamente y con claridad al usuario sobre los costos que su consumo ocasiona, de modo que se lo induzca a adoptar un comportamiento económico racional que redunda en una mejor asignación de los recursos.

Así pues, el análisis de las modalidades de consumo mediante los patrones temporales que revelan las curvas de carga horaria, tiene una estrecha relación con las categorías tarifarias, los tipos de cargos y la asignación de costos que se definan en el marco del estudio tarifario. Por tal motivo se presentan los criterios generales para la conformación de la estructura del sistema de tarifas con el fin de definir los factores utilizados en las fórmulas tarifarias.

El balance de energía y potencia y la definición de los factores de caracterización representan la espina dorsal del cálculo tarifario, ya que los mismos permiten evaluar cómo se distribuye la energía en las distintas etapas de la red, las demanda máxima que cada una de las etapas aporta al total del sistema y el comportamiento individual de los distintos grupos de usuarios o categorías tarifarias.

Este conocimiento de las “responsabilidades” de cada componente de la red en el desarrollo del sistema, permitirá el aporte de información valiosa para la definición posterior de la tarifa final mediante la asignación de los costos del servicio a las distintas categorías tarifarias.

En este sentido, se presentan en los siguientes puntos:

Balances energéticos

Balances de potencia

Criterios de agregación de los patrones de consumo

A continuación se detallan cada uno de los conceptos mencionados.

2.1. Balances energéticos

Como parte del proceso de cálculo para la asignación de los costos es necesario construir un modelo de balance anual de energía y potencia, distinguiendo todos los niveles de red y agrupamientos de consumos a considerar en la estructura de las tarifas. Se hace primero un balance de los volúmenes de energía considerando la ingresada a la red, la vendida o facturada y las pérdidas (técnicas y no técnicas) en las distintos etapas del sistema.

El siguiente esquema representa el típico flujo de energía de un sistema integrado, a partir del cual se definirán las demandas requeridas por cada nivel de tensión, los niveles de pérdidas técnicas y no técnicas, considerando los consumos agregados de las categorías de de usuarios con el propósito de definir la estructura de un sistema de tarifas reguladas.


Este es un diagrama de flujos de interpretación simple. Cada bloque representa un agregado al que está asociada una cantidad de energía transferida a lo largo del año; a las líneas se asocian cantidades de energía transferidas de un bloque a otro en la dirección de la flecha; el bloque ENERGÍA ELÉCTRICA BRUTA, del que solo salen flechas, es la fuente; los sumideros son los bloques a los que solo llegan flechas; en los demás bloques, la suma de las energías asociadas a las flechas que llegan iguala la suma de las que salen.

Partiendo de este diagrama general, el balance energético se puede ampliar en detalles, por ejemplo desagregándolo en las zonas tarifarias de distribución que se desean considerar a partir del bloque DISPONIBLE EN SISTEMAS (REDES) DE DISTRIBUCIÓN y separando además en cada sistema de distribución los balances parciales de redes primarias (MT) y secundarias (BT).

Cabe señalar que de los saldos de este balance en distintos niveles resultan las pérdidas que se han de reconocer en las tarifas reguladas.

Una vez definido el balance energético anual, se puede asignar o transferir el costo de energía desde el nivel de generación a cualquier bloque “aguas abajo”, en forma directamente proporcional a la energía asociada al bloque en cuestión, con una salvedad:

ENERGÍA ELÉCTRICA

BRUTA

(generación+importación)

SISTEMA DE

TRANSMISIÓN

DISPONIBLE EN

SISTEMAS (REDES) DE

DISTRIBUCIÓN

(MT+BT)

AUTOCONSUMOS

(auxiliares de generación)

CONSUMOS FUERA DEL

MERCADO Y DE LA

DISTRIBUCIÓN

GRANDES CONSUMOS EN

TRANSMISIÓN

GRANDES CONSUMOS

PÉRDIDAS EN

RED DE TRANSMISIÓN

PÉRDIDAS TÉCNICAS Y

NO TÉCNICAS EN REDES

DE DISTRIBUCIÓN

USUARIOS DE

DISTRIBUCIÓN

(MT+BT)

RE

SID

EN

CIA

LE

S

OT

RO

S

AL

UM

BR

AD

O. P

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IND

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ES

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IAL

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ESQUEMA DE RELACIONES PARA EL BALANCE DE ENERGÍA

EN SISTEMAS ELÉCTRICOS

SISTEMA DE

SUBTRANSMISIÓN

GRANDES CONSUMOS EN

SUBTRANSMISIÓN

PÉRDIDAS EN

RED DE SUBTRANSMISIÓN


agregar la parte proporcional del costo de las pérdidas en los distintos niveles “aguas arriba” del bloque.

En forma similar al balance general anual, se pueden considerar balances energéticos parciales referidos a períodos de tiempo específicos, de interés para el análisis tarifario; por ejemplo, para las horas de punta de todos los días de una estación del año.

Cualquiera de estos balances energéticos es fácil de construir debido a la propiedad fundamental de aditividad directa de la energía, inherente a su naturaleza física conservativa.

2.2. Balances de potencia

Ya sea por mediciones directas propias del sistema eléctrico (como las existentes en las subestaciones de distinto tipo) o por inferencia derivada de campañas de mediciones específicas, se puede conocer (o se estima) la demanda máxima del año de un sistema (potencia) asociada a cada agregado de consumos considerado en el balance anual, además de la energía.

Los costos de desarrollo de las redes en cada nivel de tensión se relacionan justamente con la máxima demanda anual operada (ingresada), expresándolos en forma unitaria en términos de [$/kW] por año. Otro tanto sucede con el costo de capacidad al nivel de la generación.

Pero al asignar esos costos “aguas abajo” (entendiéndose a las distintas categorías tarifarias de cada nivel de tensión) no es tan sencillo y directo como resulta para los costos de energía basándose en un balance energético, porque el concepto ingenieril de demanda máxima no goza de la propiedad aditiva que sí tiene la energía, ya que las demandas máximas ocurren en distintos momentos y están asociados a variables discretas o momentáneas, mientras que en el caso de la energía nos referimos a valores integrados en un periodo de tiempo.

No obstante, recurriendo a los conceptos de “simultaneidad” o “responsabilidad” es posible relacionar las potencias de la demanda máxima asociada a la energía de cada bloque del balance energético, de tal manera que, por extensión de concepto, se entiende como un balance de potencia. La base para elaborar ese peculiar balance de potencia es el conocimiento de los patrones de consumo de diferente clase que se encuentran “aguas abajo” del bloque (agregado) que se considera.

Así, a partir del balance de energía se determina la máxima demanda simultánea en cada nivel de tensión, que resulta de agregar los patrones de consumo de todos los que son abastecidos desde ese nivel y los de “aguas abajo”.

2.3. Factores característicos de las curvas de carga

En función del análisis de las alternativas para la asignación de los costos a las distintas categorías tarifarias se deben determinar los factores adecuados, de manera tal que al definir las fórmulas tarifarias asociadas a los distintos cargos, y luego se facturen considerando las variables físicas medidas, se recuperen los costos de prestación del servicio incluidos en la tarifa.

Estos factores surgen de los perfiles de carga de las distintas clases de usuarios, las cuales tienen muchas características similares, entendiendo por características a valores típicos de las curvas como son el módulo de la demanda, los factores de forma y los factores de responsabilidad, los cuales se detallan a continuación.

2.3.1. DEMANDA

La demanda asociada a una curva de carga corresponde a la promedio en un determinado periodo de tiempo, que generalmente puede ser de 15, 20 o 30 minutos. Esta demanda se puede utilizar para caracterizar la potencia activa, reactiva, total o la corriente. Una de las características principales es la máxima demanda de una clase de usuarios en un periodo


de tiempo, cuya utilización se refleja en el análisis de la expansión de los sistemas en función de los requerimientos futuros de demanda, y en el análisis de políticas de manejo de la demanda (Demand Side Management).

2.3.2. FACTORES DE FORMA

Los factores de forma corresponden a relaciones de la curva o perfil de carga de una determinada clase de usuario, los cuales comprenden:

Factor de carga – se define como la relación entre la demanda promedio y la demanda máxima en un periodo determinado de tiempo. Desde el punto de vista de la prestación del servicio eléctrico cuanto más alto sea este factor se obtendrá un factor mejor utilización de las instalaciones. El factor de carga varía de cero (0) a uno (1).

Factor de participación en punta, intermedio y base – se define como el porcentaje de energía consumida en cada bloque horario respecto del total de la energía. La suma de los factores es igual al 100%.

Factor de carga

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

Ho

ra_1

Ho

ra_2

Ho

ra_3

Ho

ra_4

Ho

ra_5

Ho

ra_6

Ho

ra_7

Ho

ra_8

Ho

ra_9

Ho

ra_1

0

Ho

ra_1

1

Ho

ra_1

2

Ho

ra_1

3

Ho

ra_1

4

Ho

ra_1

5

Ho

ra_1

6

Ho

ra_1

7

Ho

ra_1

8

Ho

ra_1

9

Ho

ra_2

0

Ho

ra_2

1

Ho

ra_2

2

Ho

ra_2

3

Ho

ra_2

4

PO

TE

NC

IA [

%]

PmaxPmed


2.3.3. FACTORES DE RESPONSABILIDAD

Los factores de responsabilidad varían en su definición según la bibliografía y las normas y procedimientos asociados a la definición de las tarifas, la forma más común utilizada es la siguiente, la que considera dos factores principales:

Factor de coincidencia interna – o simultaneidad interna, se define como la relación entre la demanda máxima de un grupo de usuarios (Pmax) y la suma de la máxima individual de cada usuario del grupo (Pmaxi). Este factor es menor o igual a la unidad, siendo generalmente mucho menor a la unidad ya que resulta muy difícil que la máxima de todos los usuarios se produzca a la misma hora. El recíproco del factor de coincidencia se denomina factor de diversidad.

Factor de coincidencia externa - se define como la relación entre la demanda de la categoría o nivel de tensión correspondiente a la hora de máxima del sistema, y la demanda máxima de la categoría. Este factor es menor o igual a la unidad, siendo igual a la unidad cuando el máximo de la categoría coincide con el máximo del sistema

Como se mencionó anteriormente en el marco de análisis, estos factores son una fuente de información de suma importancia a la hora de definir la asignación de los costos a las distintas categorías tarifarias, por lo que su definición y aplicación debe guardar una estrecha relación con la definición de las categorías y las fórmulas tarifarias. En función de lo expuesto no es posible adelantar un valor para los factores de simultaneidad y coincidencia en la etapa preliminar, y sobre la base de información de mediciones agregadas.


Sin embargo, el valor de este análisis preliminar reside en consensuar la metodología para el procesamiento de los registros de las mediciones que será aplicado a la campaña de medición, y adicionalmente presenta un marco de valores de referencia para la definición futura de los factores tarifarios.

2.4. Perfiles de carga de las distintas clases de usuarios

Las prestadoras de servicio de electricidad abastecen diferentes tipos de consumos, que en general se asocian a las categorías de usuarios domésticos o residencial, comercial, e industrial. Adicionalmente otro consumo típico es de alumbrado público, que depende de las horas de iluminación natural y el resto de las horas del día. En general, estas clases de usuarios están asociadas a las categorías tarifarias definidas en el esquema tarifario.

Los usuarios pertenecientes a una determinada categoría se comportan en forma similar y tiene asociados un determinado perfil de carga, el cual resulta diferente entre las distintas categorías. Estas curvas típicas, describen los comportamientos o modalidades de consumo más importantes de los usuarios, como la potencia media y a la hora del día y parte del año en el que se produce la demanda máxima, la duración de los bloques de punta, intermedio y base y la energía total (área debajo de la curva). Esta curva de carga para las diferentes clases de usuarios es aproximadamente universal y se ejemplifican en los siguientes gráficos2:

2 “Power Distribution Planning Reference Book”, H. Lee Willis, ABB Power T&D Company – 1997 y Electric Power Distribution Handbook”, T.A. Short - 2004


Mas allá de la aplicación que se le dará en este estudio a los fines tarifarios, esta información es de mucha importancia para el planificador del sistema, ya que permite realizar estudios del sistema como estimar las demandas máximas futuras en función del crecimiento de la demanda discriminada por clase de usuario y luego agregada, o bien definir acciones de manejo de la demanda (Demand Side Management).

Como se mencionó anteriormente, diferentes clases de usuarios tendrán comportamientos diferentes en lo que respecta a la modalidad de consumo, que responden al desarrollo de las actividades típicas que desarrolla cada uno de ellos durante el día hábil, sábado y domingos y feriados. En este sentido, los consumos domésticos generalmente tienen su máximo de demanda entre las horas 18hs y 21hs, y un factor de carga generalmente menor a 0.85, dependiendo del estrato de consumo en el que se encuentra. Los consumos comerciales están asociados a los horarios de apertura y cierre de los comercios, que en general abren sus puertas alrededor de las 9hs y cierran a las 18hs para el caso de los comercios pequeños y medianos, y pueden llegar hasta las 22hs en grandes centros comerciales, con lo cual el perfil de carga seguirá este patrón, con un factor de carga que puede variar entre 0.65 y 0.80. Finalmente, los consumos asociados a procesos industriales como grupo, tienden a ser más constantes evidenciándose un incremento en el horario laboral diurno, y un factor de carga que puede variar entre 0.75 y 0.9.

3. METODOLÓGIA PARA LA DEFINICIÓN DE LAS CURVAS TÍPICAS

Para determinar las características de la carga agregada que representa un grupo dado de usuarios de la distribuidora se selecciona una muestra aleatoria de usuarios sobre los cuales se realizan mediciones periódicas de su carga a lo largo de un año. Para ello se definen grupos homogéneos de usuarios, denominados estratos, en base al tipo y nivel de consumo (por ejemplo, para el conjunto de usuarios con consumos residenciales se definen 5 estratos de acuerdo al consumo promedio mensual de energía).

A partir de estas mediciones, el análisis habitual consiste en identificar patrones periódicos en la variabilidad de consumo a lo largo del año que varían por época del año, tipo de día y momento del día. Estos patrones de consumo se asumen relativamente estables para los usuarios que pertenecen a un mismo grupo pero se esperan diferencias entre usuarios de distintas características. Por ejemplo, para los usuarios domésticos es habitual concluir que aumentan su demanda durante las horas de tarde o noche mientras que los usuarios comerciales reducen su demanda en ese momento ya que finaliza la actividad comercial. En el mismo sentido se podrá encontrar que algunas clases de usuarios incrementan su demanda en verano por los requerimientos de refrigeración mientras que otros usuarios disminuirán su demanda por efecto de las vacaciones.

A continuación se presentan los lineamientos generales de la metodología de caracterización de la demanda a través de un modelo de factores de modulación en sus dos versiones. En primer término se presenta el modelo general y luego se describe el modelo simplificado utilizado en este estudio.

Esta metodología ha sido ampliamente utilizada y sus resultados han probado ser satisfactorios para el propósito de aplicaciones en la definición de una estructura tarifaria, acorde con la responsabilidad en los costos de la distribución de electricidad según las modalidades típicas de consumo de los usuarios de distintos grupos. Se puede encontrar una referencia temprana que describe en detalle una aplicación del método en Landry (1983).


3.1. El modelo estadístico básico.

Consideremos que se cuenta con una muestra de sn usuarios que pertenecen al mismo

grupo homogéneo s para los cuales se realizan mediciones horarias de la carga individual

durante el transcurso de un año.

A partir de esta información es posible realizar una primera caracterización de la carga a lo largo de un ciclo anual conformado por la potencia media del grupo para cada una de las horas t que comprenden un año típico ( 1,...,8760t ):

i

si

ts

s

t pn

p ,1

Donde ,i stp es la potencia (media horaria) registrada en la hora t para el usuario i de

muestra del estrato s y sn es el número de usuarios que constituyen la muestra del estrato

s .

Ahora bien, es notorio que en el ciclo anual de 8760 horas característico de la gran mayoría de las cargas se distinguen una “modulación” estacional (variación de la potencia media del consumo semanal a lo largo del año), “modulaciones” semanales (variación de la potencia media diaria en los distintos días que componen la semana) y “modulaciones” diarias (variación de la potencia media horaria en las 24 horas de cada día). Así, para una mejor descripción y análisis es conveniente caracterizar el ciclo anual completo de la carga promedio representativa de cada grupo s componiéndolo a partir de la potencia media

anual añop mediante tres series de “factores de modulación”3:

kjhkjkañokjht cbappp ,,,,, (1)

Donde

t corresponde a la hora h del día de semana j en la k -ésima semana del año. En

total se obtienen 8760 horas al año.

a representa el factor de modulación estacional ( 1,...,52k semanas al año)

b representa el factor de modulación semanal ( 1,...,7j días por semana)

c representa el factor de modulación diario ( 1,...,24h horas por día)

añop representa la potencia promedio de las horas del ciclo anual y se obtiene como:

8760

s

ttaño

pp

En principio, los factores de modulación se definen de la siguiente manera:

24/;

168/

24/;

8760/

168/

,

,,

,,

,

,

kj

kjh

kjh

k

kj

kj

año

kk

w

pc

w

wb

w

wa

O lo que es equivalente:

kj

kjh

kjh

k

kj

kj

año

kk

p

pc

p

pb

p

pa

,

,,

,,

,

, ;;

3 se omite el supraíndice s para simplificar la notación.


En todos los casos, w representa el consumo de energía en el período considerado y p la

potencia media (consumo dividido por el número de horas del período).

Los factores de modulación son adimensionales en el sentido que no tienen asociados una unidad de medida y verifican:

52 7 24

1 1 1

1 1 11

52 7 24k jk hjkk j h

a b c

Esta composición mediante “factores de modulación” tiene interés porque se observa empíricamente una notable regularidad o constancia de los factores de modulación en amplios rangos de los subíndices, y una relativa independencia de los tres factores entre sí, lo cual permite finalmente simplificar sustancialmente el modelo conceptual anterior en términos de la cantidad de factores de modulación a , b y c que caracterizan el ciclo anual.

Esta simplificación del modelo permite además una mejora en términos de la estimación de cada uno de los factores mencionados dado que se reduce la cantidad de factores a estimar a partir de una muestra dada.

3.2. El modelo de aplicación

A partir de la experiencia empírica, puede inferirse que en varias semanas k consecutivas

de una misma estación (digamos 13 semanas del verano, por ejemplo) los factores c para

cierta hora h (sea por ejemplo la hora 18:00) de los días j de cada semana (sean los

laborables: de lunes a viernes) tienden prácticamente a un mismo valor esperado, aunque sea apreciablemente diferente la potencia media propia de cada uno de esos días; es decir, aunque los factores a muestren en esas 13 semanas una modulación estacional

apreciable.

Simétricamente entonces, en el ejemplo referido, el valor esperado de hjkc a las 18:00 horas

de todos los días hábiles del verano, se puede estimar por la media estadística de mediciones en la muestra registradas en los días hábiles de dicha estación a esa hora.

De forma similar, los factores b tienden a mantener valores relativamente constantes

durante varias semanas consecutivas, por ejemplo aquellas que corresponden a la misma estación climática.

En base a estas consideraciones se plantea una simplificación del modelo básico (1) como sigue a continuación:

, , ,t año e d e h d ep p a b c

Donde los factores de modulación están definidos como:

, , , ,

, , ,

, ,

//; ;

/ 8760 / /

d e d e h d ee ee d e h d e

año e e d e d e

w horas pw horasa b c

w w horas w horas

Siendo,

a son los factores de modulación por estación climática ( , e Invierno Verano )

b son los factores de modulación por tipo de día ( , - , d hábil semi hábil no hábil )

c son los factores de modulación diaria ( 1,...,24h horas por día)

añop es la potencia promedio del ciclo anual y está definida como se expresó antes.

Los términos ehoras y ,d ehoras representan la cantidad de horas acumuladas en cada

estación del año y la cantidad de horas acumuladas a través de los días tipo d de cada

estación climática e respectivamente.


En resumen, considerando como referencia el año 2007 y clasificando los días por tipo y de acuerdo a la estación climática, el anterior modelo de descomposición de la potencia horaria en factores de modulación dará por resultado el siguiente conjunto de factores de modulación:

Tabla 2: Factores de modulación por hora, tipo de día y estación climática.

Estación y

tipo de día

Factores de modulación por hora y tipo de día Factores de modulación por estación

Días hábiles (H=lunes a viernes)

Días semi-hábiles (SH=sábados)

Días no hábiles (NH=domingos y

feriados)

Invierno (I)

, ,h H Ic (h=1,…,24)

,H Ib

, 2424H Ihoras

, ,h SH Ic (h=1,…,24)

,SH Ib

, 528SH Ihoras

, ,h NH Ic (h=1,…,24)

,NH Ib

, 672NH Ihoras

Ia

3624Ihoras

Verano (V)

, ,h H Vc (h=1,…,24)

,H Vb

, 3576H Vhoras

, ,h SH Vc (h=1,…,24)

,SH Vb

, 696SH Vhoras

, ,h NH Vc (h=1,…,24)

,NH Vb

, 864NH Vhoras

Va

5136Vhoras

La simplificación que introduce esta representación con respecto a la primera es sustancial en cuanto son necesarios menos factores de modulación para representar el comportamiento característico de la carga de cada grupo homogéneo de usuarios a lo largo del año.

En el modelo básico, los factores de modulación estacional son en principio 52 coeficientes

ka asociados a cada semana del año. El modelo simplificado considera para todas las

semanas pertenecientes a la misma estación del año un único factor de modulación ea .

Del mismo modo, el modelo básico considera para cada semana del año, un total de 7 factores de modulación diarios para representar las variaciones de la carga media en cada día de la semana. En el modelo simplificado se considera que los días lunes a viernes tendrán un comportamiento similar, y por lo tanto pueden representarse con un único factor asociado a días hábiles.

En resumen, este último enfoque permite caracterizar la carga de cada grupo homogéneo de usuarios a lo largo de un año típico mediante 2 factores estacionales (factores de modulación tipo “ a ”), dos juegos de 3 factores por tipo de día para cada estación climática

(6 factores de modulación tipo “ b ”) y 6 conjuntos de 24 factores de modulación horarios

para cada tipo de día y estación (144 factores de modulación tipo “ c ”).

El siguiente gráfico ejemplifica el cálculo de los factores descriptos anteriormente:


4. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DISPONIBLE

En este punto se describe el análisis de la información de base utilizada para el análisis preliminar de las curvas de carga de las diferentes clases de usuarios. Este análisis se desarrollo a partir de datos suministrados por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) de mediciones realizadas durante el año 2007 en alimentadores de MT y transformadores MT/BT, y adicionalmente para el caso de la tarifa doméstica se complementó con mediciones realizadas en el año 1996 con el objeto de un estudio de caracterización de la demanda.

El objetivo del análisis es identificar y evaluar la información de base para posteriormente caracterizar los tipos curvas de cargas que representan el consumo típico de grupos usuarios de la red en las distintas divisiones y zonas de concesión de CFE.

4.1. Mediciones en usuarios domésticos (año 1996)

Las mediciones de los usuarios domésticos que se realizaron en el año 1996 en el marco de una campaña de medición de los perfiles de consumos, fueron procesadas siguiendo los mismos criterios mencionados en la metodología.

En este caso contamos con mediciones de 489 usuarios pertenecientes a 12 localidades con un total de 1884 meses de medición, que equivalen a aproximadamente 40,000 días hábiles caracterizados, según el siguiente detalle:


Tabla 3: Cantidad de Usuarios y meses medidos por localidad

Localidad Cantidad de Usuarios

Meses Medidos

Coatzacoalcos 39 161

Culiacán 34 134

Guadalajara 26 101

Hermosillo 38 165

Juárez 26 83

Mérida 38 135

Mexicali 39 158

Monterrey 34 126

Potosí 36 121

Puebla 37 137

Torreón 32 141

TOTAL 489 1844

Los mismos fueron agrupados por Región Tarifaria según se presentó anteriormente, y posteriormente estratificados considerando los límites definidos en el Informe N1 – Plan para la elaboración de la campaña de medición. El resumen se muestra a continuación:

Tabla 4: Cantidad de Usuarios por estrato

Región Tarifaria Estrato 1

Hasta 100kWh

Estrato 2

Mayor a 100kWh

hasta 150kWh

Estrato 3

Mayor a 150kWh

hasta 250kWh

Estrato 4

Mayor a 250kWh

hasta 450kWh

Estrato 5

Mayor a 450kWh

TOTAL

1 y 2 – Baja California 1 1 6 17 14 39

4 – Noreste 6 6 20 18 20 70

5 – Noroeste 7 9 24 22 10 72

6 - 8 12 20 14 4 58

7 – Peninsular 8 8 11 6 5 38

8 – Sur 28 24 27 15 8 102

TOTAL 86 84 135 107 69 481


4.2. Mediciones en Alimentadores MT y transformadores MT/BT

El análisis se realizó sobre registros obtenidos en alimentadores MT y transformadores MT/BT con información de demanda horaria a partir de las muestras mensuales de un año con estacionalidades típicas.

4.2.1. ANÁLISIS DE DATOS

A partir de los datos suministrados por la CFE, que describen consumos de demanda en alimentadores de MT y transformadores MT/BT, se realizó una primera evaluación de los datos. En primera instancia, se proceso la información con el sentido homogeneizar los datos entre los distintos registros correspondientes a distintas divisiones de CFE. Este punto favoreció los tiempos de procesamiento en que se determinaron parámetros característicos de las curvas ya que permitió sistematizar el cálculo y agrupar en función de características similares. Para ello se determinaron tipos de plantillas con etiquetas de los principales atributos de la información suministrada, con los siguientes campos:

Alimentador – nombre del alimentador de MT medido

Año

Mes

Día

Hora

MW – demanda máxima promedio en 15minutos

En cuanto a la principal información que contienen los registros, los datos están agrupados por los aspectos que describen el punto de medición, tales como nombre característico (siglas del punto de medición de alimentador MT o transformador MT/BT), zona y división a la que corresponde, clase de alimentador o transformador, número de usuarios conectados y cantidad de mediciones como se ejemplifica en la siguiente tabla:

Tabla 2: Registro de las mediciones de alimentadores MT

Los porcentajes expresados en las columnas Residencial, Comercial, Industrial y Agrícola corresponden a la clasificación del alimentador de MT y se refieren a la cantidad de usuarios estimada que posee dicho alimentador de las distintas clases de usuarios analizados.

De los archivos recibidos, se observan valores de demanda con periodicidad de 15 minutos que incluyen información del año, mes y número de día. En los casos en que los registros tenían muestras cada 5 minutos, se tomaron solo aquellos valores que correspondían a la muestra de 15 minutos. Asimismo, en algunos casos se presentó la energía cada 15 minutos o la demanda promedio en kW. Todas estas variantes en las mediciones se llevaron a un formato y unidades comunes con el objeto de poder aplicar la metodología propuesta. Respecto del nivel de tensión de los alimentadores, el mismo se encuentra entre 13,2 kV y 34,5 kV, siendo predominante el primer nivel de tensión.

División Zona Alimentador Subestación Tensión (Kv) Clientes Residencial Comercial Industrial Agricola Meses Medicion

DA DA16 CUR 4115 CUERVOS 13.8 0% 0% 0% 100% 4

DA DA08 4115 GPE GUADALUPE 13.2 1709 40% 0% 0% 60% 1

DA DA08 4115 ONG OJOS NEGROS 13.2 984 20% 0% 0% 80% 1

DA DA08 4115 TRI TRINIDAD 13.2 387 20% 0% 0% 80% 1

DA DA08 4125 GPE GUADALUPE 13.2 1309 10% 0% 0% 90% 1

DA DA08 4125 MND MANEADERO 13.2 3344 20% 20% 0% 60% 1

DA DA08 4125 TRI TRINIDAD 13.2 1807 40% 0% 0% 60% 1

DA DA08 4165 MND MANEADERO 13.2 3083 80% 20% 0% 0% 1

DA DA08 5110 SMN SAN SIMON 34.5 4625 20% 0% 0% 80% 1

DA DA08 5110 SVE SAN VICENTE 34.5 1096 10% 0% 0% 90% 1

DA DA08 5120 SMN SAN SIMON 34.5 2732 10% 10% 0% 80% 1

DA DA15 4155 CTY CETYS 13.8 2880 70% 30% 0% 0% 1

DA DA15 5310 CTY CETYS 34.5 52 0% 0% 100% 0% 1

DA DA15 5320 CTY CETYS 34.5 56 0% 0% 100% 0% 1


4.2.2. CANTIDADES DE REGISTROS

Las cantidades de registros – archivos analizados por tipo, ya sea alimentador o transformador, y división se resumen en la siguiente tabla:

Tabla 5: Cantidades de registros por División CFE

CLAVE NOMBRE Cantidad de

alimentadores Cantidad de

transformadores

DA BAJA CALIFORNIA 32 -

DB NOROESTE 31 -

DC NORTE 15 -

DD GOLFO NORTE 21 -

DF CENTRO OCCIDENTE 48 9

DG CENTRO SUR 72 6

DJ ORIENTE 39 8

DK SURESTE 41 15

DP BAJIO 7 1

DU GOLFO CENTRO 25 -

DV CENTRO ORIENTE 105 13

DW PENINSULAR 6 -

DX JALISCO - 3

Total 442 55

Una vez unificadas las mediciones, se procedió a analizar la consistencia de los datos con el objeto de eliminar distorsiones, errores o faltantes, a partir de la aplicación de filtros, de manera de conseguir-alcanzar datos auténticos-consistentes que representen el consumo de los diferentes clase de usuarios y describan el real patrón de consumo de los mismos.

Para tal fin se excluyó de la muestra registros diarios con valores que contengan ceros y lugares vacíos con mas del 50% del total de la muestra diaria (96 datos diarios, uno cada 15 minutos). Por otro lado se excluyó curvas con demanda máxima fuera de horarios estándares para esta práctica, los horarios establecido como no válidos son entre 00:00 AM y 06:00 AM.

Con la información de las principales curvas de carga de los archivos (alimentadores MT y transformadores MT/BT) se identificaron y formularon los principales parámetros característicos que la determinan para su posterior procesamiento. Entre los parámetros que se obtuvieron o atributos que se identificaron podemos mencionar:

Energía diaria [MWh]

Máxima potencia [kW] del día

Hora de la máxima potencia diaria [hh:mm]

Estacionalidad

Zona

Numero de Usuarios por alimentador [#]


Composición por tipo de demanda [R-C-I-A]

Tipo de demanda que prevalece en el alimentador

Número de medición [#]

Tipo de tarifa

Consumo mensual del alimentador

Consumo medio mensual del alimentador

En términos generales de la información obtenida sobre alimentadores MT, y de acuerdo con la clasificación presentada por CFE, se puede citar que se registraron 35 alimentadores con demanda 100 % residencial, 34 de ellos con demanda 100 % comercial, 32 con demanda 100% industrial y 24 con 100% demanda agrícola, los restantes son porcentajes de demanda combinados.

Para el caso de los transformadores, nos encontramos con una situación similar, en la que de todas las muestras de mediciones hemos tenido que filtrar aquellos en los que la clasificación de los mismos no estaba dentro de los parámetros previstos para cada clase de usuarios, y adicionalmente se detectaron en muchos de ellos inconsistencias y faltantes en la información.

4.2.3. CARACTERIZACIÓN PRELIMINAR DE LAS MEDICIONES

Dado que las mediciones en alimentadores MT y transformadores MT/BT fueron tomadas en la salida de los mismos, deben ser leídas como una curva agregada de distintos consumos simultáneos. En el caso que los consumos sean similares, es decir que correspondan a una misma clase de usuarios, el error en considerar y procesar esta curva agregada se puede aceptar para un ejercicio preliminar hasta el desarrollo de la campaña de medición específica, en la que se registrarán las modalidades de consumo a nivel de usuario y para cada categoría tarifaria.

Sin embargo, como se mencionó en el capítulo anterior, cada clase de usuario tiene un comportamiento particular que depende de la modalidad de consumo, que se repite dentro de un entorno entre los usuarios de distintas prestadoras del servicio eléctrico. Es decir que en general los usuarios residenciales, comerciales e industriales, cada uno de ellos tiene una modalidad de consumo típica que es necesaria chequear contra las mediciones de los alimentadores y transformadores, de manera de no arribar a conclusiones erróneas. Respecto de los consumos para riego agrícola, es difícil encontrar un patrón de consumo entre prestadores del servicio de electricidad, ya que en general existen políticas especiales para estos consumos como restricciones en ciertos horarios, generalmente en la punta, y descuentos en horarios nocturnos o fuera de punta, lo cual modifica las modalidades de consumo. Estas cuestiones referidas a la modificación o distorsión de los comportamientos de los consumos se deberán considerar y profundizar en la Tarea 4 en el marco del análisis de los subsidios para ciertos sectores.

Para el análisis preliminar se procesará la información de los alimentadores de MT y de los transformadores de MT/BT, considerando una mayor certeza en cuanto a la modalidad de consumo para estos últimos.

En función de lo expuesto, se aplicaron filtros adicionales a los alimentadores MT y transformadores MT/BT, teniendo en cuenta dos variables que caracterizan las curvas de cada clase de usuario: la relación entre el promedio en las horas de finalización de la actividad laboral cercanas a las horas de punta del sistema (19hs-21hs) y horas coincidentes con la actividad comercial y laboral coincidentes con las horas intermedias del sistema (9hs-18hs) y la relación entre la potencia media y la máxima (factor de carga). En tal


sentido se consideraron los siguientes valores en función de la experiencia y resultados de otras campañas de medición de la modalidad de consumo de los usuarios:

Tabla 6: valores típicos de las curvas de carga

Clase de consumo Relación promedio ( 19-21hs / 9-18hs )

Factor de carga

Residencial > 1.2 < 0.80

Comercial < 1 0.65 – 0.80

Industrial < 1 > 0.80

En el ANEXO I se presentan algunos de los casos que fueron definidos como mixtos, ya que no pertenecen a un patrón típico de consumo, en función de lo expuesto anteriormente.

5. RESULTADOS DEL PROCESAMIENTO

A partir del procesamiento de la información correspondiente a los registros de las mediciones que resultaron aplicables a los fines de determinar el perfil de carga característico de diferentes clases de usuarios, se obtuvieron los siguientes resultados:

Mediciones a usuarios domésticos del año 1996: se logro procesar las mediciones y estratificar la muestra por región tarifaria, obteniéndose los perfiles de carga según la clasificación de estación (invierno y verano), tipo de día hábil (lunes a viernes), semihábil (sábados) y no hábil (domingos y feriados)

Mediciones en alimentadores MT del año 2007: se logró procesar las mediciones previo análisis de consistencia y normalización4 de las mediciones, obteniéndose los perfiles de carga para los consumos domésticos, comercial, industrial y riego agrícola, por región tarifaria, estación (invierno y verano), tipo de día hábil (lunes a viernes), semihábil (sábados) y no hábil (domingos y feriados)

Mediciones en transformadores MT/BT: se logró procesar las mediciones previo análisis de consistencia y normalización (ver nota al pie) de las mediciones, obteniéndose los perfiles de carga para los consumos domésticos, comercial, industrial y riego agrícola, para la región tarifaria 8, por estación (invierno y verano), tipo de día hábil (lunes a viernes), semihábil (sábados) y no hábil (domingos y feriados)

Cabe aclarar que en el caso del procesamiento de las mediciones asociadas a los transformadores de MT/BT, no fue posible determinar los perfiles de carga típicos para todas las regiones tarifarias por distintos motivos, entre los que podemos mencionar que la información no estaba clasificada por clase de usuario, o existían inconsistencias en las unidades, o los registros no correspondían a mediciones quinceminutales, entre otras.

En función de lo expuesto se muestran a continuación los perfiles de carga de las distintas clases de usuarios analizados en forma preliminar, sobre la base de mediciones existentes de las fuentes mencionadas.

5.1. Usuarios Domésticos

Los usuarios domésticos se lograron caracterizar a partir de las tres fuentes de información. Como se mencionó anteriormente, a partir de las mediciones realizadas en el año 1996 se

4 La normalización se aplica debido a la heterogeneidad de la muestra, ya que las mismas no fueron seleccionada en base a grupos homogéneos. La normalización consiste en dividir las mediciones quinceminutales por la demanda promedio del alimentador MT.


logró estratificar los consumos por región tarifaria y por día típico obteniendo los siguientes perfiles.

5.1.1. MEDICIONES DE 1996

a) Región Tarifaria 1 y 2 – Baja California

REGION TARIFARIA 1 - E1 I REGION TARIFARIA 1 - E1 V

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

Ho

ra_

1

Ho

ra_

2

Ho

ra_

3

Ho

ra_

4

Ho

ra_

5

Ho

ra_

6

Ho

ra_

7

Ho

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c) Región Tarifaria 5 - Noroeste


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