TARIFAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EE.UU.

CAPITULO I

LA INDUSTRIA DE SUMINISTRO DE ENERGIA ELECTRICA EN EE.UU.:

INTRODUCCION.

1.1. INTRODUCCIÓN

Este capítulo brevemente describe las características más notables del complejo

sistema norteamericano de suministro de energía eléctrica, con el fin de proporcionar

un punto de partida desde el que puedan comprenderse mejor sus métodos de

tarificación. Los atributos físicos del sistema global estadounidense de generación,

transporte y distribución, así como el número, propiedad y estructura organizativa de

las diferentes compañías eléctricas son descritos en la sección 1.2. Las instituciones

reguladoras de la industria eléctrica y sus atribuciones, particularmente en lo que

respecta a la fijación de tarifas, son objeto de la sección 1.3. La sección 1.4 resume

las características básicas de las tarifas de energía eléctrica en EE.UU. y presenta los

temas fundamentales que serán desarrollados en los siguientes cuatro capítulos:

determinación del coste de servicio, venta de energía al por mayor, obtención de la

estructura tarifaria para cada tipo de abonado y las organizaciones de empresas

eléctricas conocidas como "Power Pools".

1.2. CARACTERISTICAS BASICAS

Las características más sobresalientes de la industria eléctrica norteamericana

pueden resumirse esquemáticamente como sigue(I):

Existen cerca de 3500 empresas de propiedad privada, pública o en régimen

de cooperativa. La Tabla 1 indica sus números respectivos y su peso

relativo en el conjunto del sistema.

( I) La fuente más autorizada de este tipo de información es el conjunto de informes estadísticos periódicos sobre la industria eléctrica en EE.UU., tales como (22, 4, 13, 18, 12).

La generación y la red de transmisión de estas empresas físicamente

pertenecen a tres grandes sistemas: oriental (76% del total), occidental

(17%) y el Estado de Tejas (7%).

El sistema eléctrico norteamericano, que realmente consiste en los tres

grandes sistemas físicamente independientes anteriormente citados,

operando cada uno en sincronismo, puede descomponerse

organizativamente en varios niveles:

i)Las 9 regiones del National Electric Reliability Council (NERC),

organización creada en 1968 y cuyo objetivo es el aumentar la

fiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en EE.UU.

Las compañías eléctricas en cada una de estas regiones coordinan sus

esfuerzos en la planificación y explotación de sus respectivos sistemas

a fin de conseguir un nivel adecuado de fiabilidad.

ii)Agrupaciones naturales de compañías eléctricas (no necesariamente

Power Pools) con estrecha interrelación (intercambios de energía,

fuertes interconexiones, proximidad geográfica, coordinación de la

explotación, etc.), habiendo sido dividido el sistema total en 26 de

estas regiones que encajan dentro de la clasificación del NERC (4).

iii)Power Pools, esto es, organizaciones formales establecidas por dos o

más compañías eléctricas con el propósito de mejorar su economía,

seguridad y/o fiabilidad a corto, medio y/o largo plazos. El nivel de

integración de las compañías puede variar desde simples acuerdos

poco explícitos sobre transacciones de energía con fines

económicos, hasta acuerdos detallados referentes a la explotación y

planificación coordinadas de las compañías que integran el pool.

Existen actualmente unos 300 Power Pools en EE.UU.

2

iv)Compañías individuales de generación, transporte y/o distribución de

energía eléctrica (ver Tabla 1). Algunas de las compañías privadas y

la mayor parte de las municipales y cooperativas son exclusivamente

sistemas de distribución de energía eléctrica, sin generación ni

transporte propios. Existen seis Agencias Federales (Tennesse Valley

Authority, la mayor compañía eléctrica de EE.UU., está entre ellas)

que generan energía eléctrica en instalaciones de propiedad federal

(hidráulicas por lo general), que venden en su totalidad al por mayor a

otras compañías eléctricas.

La capacidad combinada de generación de estos tres sistemas es de unos

590.000 MW. Alrededor del 25% de esta capacidad corresponde a las 10

empresas mayores, un 50% a las 30 mayo res y algo más del 80% a las 100

mayores (4).

Las 100 empresas mayores tienen capacidades comprendidas entre 1500 MW

y 30.000 MW. Las 100 menores con capacidad generadora no llegan en

ningún caso a 1 MW. De las restantes empresas con generación, hay cerca

de 100 con capacidad comprendida entre 250 MW y 1500 MW y alrededor

de 700 con capacidades entre 1 MW y 250 MW (4).

La demanda máxima en 1979 fue de 400.000 MW, y el consumo de 2.4 x 1012

kWh, siendo el 47% de esta energía producido con carbón, el 14% nuclear,

el 16% fuel-oil, el 12% gas y el 10% hidráulico (4).

Las ventas al por mayor entre compañías eléctricas alcanzan actualmente un

volumen considerable. En 1979 en el sector privado constituyeron el 18,5%

de la generación neta de este sector, y en el sistema completo el 30% de la

generación total neta.

Los gastos de capital en 1979 fueron de $ 34 x 109, correspondiendo el 73% a

3

generación, el 10% a transporte y el 13% a distribución. En 1969 estos

porcentajes fueron del 50%, 19% y 28%, respectivamente (4).

Se presenta a continuación un conjunto de tablas estadísticas que permiten

tener una primera impresión cuantitativa de las características más

sobresalientes de la industria eléctrica norteamericana. En su mayor parte

provienen de la referencia (18).

TABLA 1(I)

Estructura de la Propiedad del Sector Eléctrico en EE.UU. en 1980

Porcentaje de participación

Tipos de PropiedadNúmero de Empresas

Capacidad de Generación

GeneraciónTotal

Compañías privadas 237 78,0 78,0Cooperativas 960 2,5 2,8Sistemas Federales 6 9,6 10,3Compañías municipales 2.248 5,6 3,8Proyectos estatales -- 4,5 5,2

TOTAL 3.451 100,0 100,0

(I) Corresponden a 1980. Tomada de la referencia (44).

4

TABLA 2

COMPARACION DE VALORES FINANCIEROS31 de Diciembre 1980-1981

(Miles de Millones de dólares) (18)

1981 1980Porcentaje de

cambioCuenta de Explotación

Ingresos del Sector Eléctrico 118.1 100.8 17,3Gastos del Sector Eléctrico 101.2 88.4 17,0

Beneficios del Sector Eléctrico 17.0 14.4 18,5Otros Beneficios y deducciones 4.7 3.9 20,3

Beneficios Netos 12.7 10.7 19,2Orígenes de Fondos

Beneficios Netos 12.7 10.7 19,2Créditos no de caja 8.3 7.4 11,5

Fondos totales de operación 21.0 18.1 16,1Fondos exteriores 23.3 22.0 5,8Otros 3.5 3.2 11,6Total Orígenes de Fondos 47.6 47.3 10,5

Aplicación de FondosConstrucción e inversiones 28.1 26.4 6,8Dividendos 9.8 8.8 14,4Retirado de deuda 5.9 4.8 23,9Otros 3.9 3.5 11,8

Total Aplicación de Fondos 47.2 47.3 10,5

5

TABLA 3

INMOVILIZADO MATERIAL A 31 Diciembre 1981

(Miles de Millones de dólares) (18)

Centrales Térmicas 5.41

Centrales Nucleares 2.78

Centrales Hidráulicas 0.08

Otro Inmovilizado en Generación 0.09

Total Inmovilizado en Generación 8.36

Transporte 2.16

Distribución 4.06

General 0.64

Plantas Experimentales 0.03

Total Inmovilizado en Producción 15.25

Combustible Nuclear 0.65

Inmovilizado en Curso 9.00

Otros 0.89

Total Inmovilizado Material 25.79

6

TABLA 4

ESTRUCTURA DEL CAPITAL (COMPAÑIAS PRIVADAS)A 31 Diciembre 1981 (18)

(Miles de Millones de dólares) (18)

Miles de Millones dólares Porcentaje

Deuda a Largo Plazo 115.42 50.3Acciones Preferentes 26.57 11.6Capital Social 61.19 26.7Reservas Subsidiarias 21.27 0.6Reservas 24.99 10.9Total 229.47 100.0

CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACION EN EE.UU. 1972-1981 (Megavatios)

Año Sector Eléctrico Compañías PrivadasClases A y B

1972 399.606 312.0671973 439.675 345.4691974 475.888 375.3481975 508.252 394.8501976 530.999 414.2651977 557.012 434.4671978 579.157 447.4471979 598.298 456.6191980 613.546 478.2681981 634.808 480.325

7

TABLA 5

ESTRUCTURA DE INGRESOS DE LAS COMPAÑIAS ELECTRICAS PRIVADAS EN 1981 (18)

Ratios de ventas a usuarios domésticos

Porcentaje de clientes 88,2Porcentaje de ingresos 31,8Porcentaje de ventas en Kwh. 26,4

Número medio anual de ventas en Kwh. por cliente 8.277

Factura anual media por cliente ($) 513,11Ingresos medios por Kwh. vendido ($/Kwh.) 0,0629

Ratios de ventas a usuarios comerciales

Porcentaje de clientes 10,9Porcentaje de ingresos 25,9Porcentaje de ventas en Kwh. 21,3

Número medio anual de ventas en Kwh. por cliente 53.987

Factura anual media por cliente ($) 3.393,40Ingresos medios por Kwh. vendido ($/Kwh.) 0,0629

Ratios de ventas a usuarios industriales

Porcentaje de clientes 0,5Porcentaje de ingresos 26,5Porcentaje de ventas en Kwh. 32,1

Número medio anual de ventas en Kwh. por cliente 1.674.392

Factura anual media por cliente ($) 71.390.56Ingresos medios por Kwh. vendido ($/Kwh.) 0,0426

La tasa media de remuneración de la inversión neta remunerable de las

compañías eléctricas privadas norteamericanas fue en 1981 9,1%

8

1.3. REGULACION

Dentro del sistema de economía de mercado estadounidense, la industria de

suministro de energía eléctrica es una de las que están más reguladas en los

diferentes aspectos de su funcionamiento. Esta tendencia ha seguido en aumento en

la última década debido al aumento del interés público en temas como medio

ambiente, seguridad, calidad de servicio, escasez de combustibles fósiles y el coste

de la electricidad.

En EE.UU. los siguientes aspectos de la industria eléctrica son objeto de

regulación por parte de instituciones locales, estatales y federales:

Tarifas por ventas al detalle o al por mayor.

Uso del terreno, en particular en lo que se refiere al emplazamiento de

instalaciones.

Medio ambiente.

Financiación.

Combustibles.

Estructura de organización de las empresas eléctricas.

Características y emplazamiento de las redes eléctricas.

Asociaciones de compañías eléctricas (Power Pools).

siendo la regulación específica de cada uno de estos aspectos competencia de la

correspondiente autoridad a cada nivel: local, estatal o federal.

a) Federal:

El gobierno federal tiene constitucionalmente el derecho a regular el comercio

interestatal y a controlar los territorios de propiedad pública. La regulación a nivel

federal de la industria eléctrica tiene su origen en un conjunto de decretos del

Congreso: Securities Act (1933), Securities Exchange Act (1934), Public Utility

9

Holding Company Act (1935), Federal Power Act (1935) y, recientemente, Public

Utility Regulatory Policies Act (1978). El desarrollo y aplicación específica de estas

leyes se realiza a través de agencias independientes, cuyas atribuciones se describen

a continuación.

FERC (Federal Energy Regulatory Commission) es una agencia

independiente en el Ministerio de Energía con amplias atribuciones para

regular la transmisión de energía entre todos los estados y la venta al por

mayor de energía eléctrica. FERC tiene autoridad sobre tarifas para la venta

de energía eléctrica entre estados; las tarifas de energía generada en

proyectos federales han de ser aprobados por FERC. Bajo una serie de

condiciones referentes al interés público y a petición de una compañía

eléctrica o una agencia estatal, FERC puede ordenar la interconexión de

sistemas eléctricos y ven tas de energía. Asimismo FERC ha de aprobar los

acuerdos de los Power Pools, incluyendo los precios y especificaciones de

los diferentes tipos de intercambios de energía internos al pool y también

las normas de organización interna del pool. FERC es el organismo de

mayor interés en lo que respecta a la regulación a nivel federal de las tarifas

eléctricas. Detalles sobre los procedimientos legales que las compañías

deben seguir para conseguir la aprobación por FERC de tarifas de venta de

energía al por mayor pueden encontrarse en el Apéndice III.

SEC (Securities and Exchange Commission) tiene jurisdicción sobre los

holdings (un holding tiene la propiedad de varias empresas eléctricas, a las

que suele explotar conjuntamente) y regula su organización. SEC asimismo

tiene atribuciones para regular ciertos aspectos financieros de las empresas

eléctricas privadas: estructura de capital, emisión de bonos, fusiones de

empresas y control de los activos.

ERA (Economic Regulatory Administration) es una agencia del Ministerio

de Energía que regula la importación y exportación de energía eléctrica, los

10

procedimientos para situaciones de emergencia, coordinación voluntaria

entre empresas eléctricas y planificación a largo plazo de la industria

eléctrica.

EPA (Environmental Protection Agency) establece la normativa referente al

impacto medioambiental de la generación y transporte de la energía

eléctrica.

NRC (Nuclear Regulatory Commission) regula la construcción y

explotación de las centrales nucleares a través del proceso de concesión de

licencia de las mismas.

b) Estatal:

Las atribuciones de las comisiones estatales (Public Utilities Commissions) con

jurisdicción para regular la industria eléctrica, así como su desarrollo y aplicación

específico, dependen ampliamente de las leyes de cada estado. Puede sin embargo

establecerse que por lo general sus funciones principales incluyen el regular: las

tarifas de venta al detalle de energía eléctrica, el emplazamiento de nuevas

instalaciones, la fiabilidad y seguridad del servicio, el control sobre las emisiones de

bonos y la protección del medio ambiente. De las 47 comisiones estatales con

autoridad para regular las ventas al por menor de compañías eléctricas privadas, 16

tienen también autoridad sobre empresas públicas y municipales y 25 sobre

compañías de tipo cooperativa (4). En estos casos la comisión estatal tiene autoridad

para exigir su aprobación antes de que una nueva tarifa entre en efecto, para

suspender modificaciones de tarifas y para iniciar investigaciones sobre tarifas en

efecto.

Las comisiones estatales por lo general sólo autorizan subidas de tarifas cuando

la inversión neta en explotación (Bate Base) de la compañía aumenta, o cuando se

incrementan los costes de explotación. Por lo general las ampliaciones de capital y de

11

deuda a largo plazo han de ser aprobadas por la correspondiente comisión estatal,

que ha de encontrar justificada la inversión en nuevas instalaciones y aceptable la

subsiguiente situación financiera de la empresa. El procedimiento de decisión incluye

procesos orales abiertos al público.

c) Local:

La función reguladora a nivel local de la industria eléctrica es muy desigual,

oscilando desde una actividad nula hasta control estricto de aspectos tales como los

efectos sobre el medio ambiente de la transmisión y generación de energía eléctrica,

o las tarifas de venta de electricidad al detalle de compañías de propiedad municipal,

públicas de carácter local y cooperativas.

Para una exposición detallada del funcionamiento concreto del proceso

regulador de la industria eléctrica en EE.UU. puede consultarse (2). Un análisis

crítico del mismo se encuentra en (26, 44).

1.4. TARIFAS ELECTRICAS: TEMAS FUNDAMENTALES

En EE.UU., como en otros muchos países donde existe industria eléctrica de

propiedad privada, la determinación de tarifas eléctricas debe ajustarse a un conjunto

de criterios generales que son necesarios para que las tarifas puedan calificarse de

"justas y razonables". Estos criterios pueden resultar contrapuestos en la práctica. De

acuerdo con ellos las tarifas eléctricas debieran (11):

Compensar a las compañías suministradoras de electricidad por el servicio

prestado y los gastos incurridos por este motivo.

Asignar la totalidad de los costes equitativamente entre los diferentes

abonados, dentro de los límites impuestos por la practicabilidad de los

métodos disponibles.

12

Compensar adecuadamente al capital y atraer nuevos recursos para

financiar las nuevas instalaciones que se necesiten para hacer frente a la

demanda.

Recompensar la calidad de servicio y la eficacia de la explotación del

sistema.

Promover una estabilidad en el tiempo de los ingresos a fin de facilitar la

tarea de planificar el futuro tanto a los abonados como a la compañía

Ser lo suficientemente simples como para no presentar problemas en su uso

por la compañía ni en su comprensión por el abonado.

El proceso de determinación de tarifas comprende por lo general dos etapas:

obtención del nivel medio y desarrollo de la estructura de la tarifa para cada tipo de

abonados. En EE.UU. las comisiones reguladoras tradicionalmente han centrado su

atención en la determinación del nivel total de ingresos que cada compañía ha de

recibir por la venta de energía, el coste de servicio, y han tratado de garantizar que la

compañía obtenga una remuneración razonable, ni excesiva ni insuficiente, del

capital invertido. Típicamente este proceso incluye los siguientes pasos: 1)

Establecimiento de la tasa de remuneración del capital e inversión neta remunerable;

2) Determinación de los costes incurridos: operación y mantenimiento,

amortizaciones, remuneración al capital e impuestos; 3) Obtención del nivel medio

de tarifas que permite recuperar los costes citados. Este procedimiento es

denominado de los "ingresos necesarios" (Revenue Requirements). Las comisiones

reguladoras se han interesado también habitualmente por el tema de la asignación de

los costes totales a los diferentes tipos de abonados: domésticos, industriales,

comerciales, etc., sin embargo por lo general no han ejercido activamente su potestad

reguladora en lo que respecta a la determinación de la estructura tarifaria para cada

tipo de abonado.

13

El método de los ingresos necesarios para la determinación del coste de servicio

se aplica tanto para las tarifas de venta al por menor como al por mayor. Sin

embargo existen numerosos tipos de transacciones de energía al por mayor cuyas

tarifas se fijan por otros procedimientos ad hoc para cada tipo de transacción (ver

Cáp. 4 y apéndice III) de forma que no se repercuten en el precio de venta todos los

costes anteriormente citados o no con total intensidad. Este es el caso siempre que la

transacción no suponga para la compañía vendedora unas obligaciones presentes y

futuras semejantes a las que supone la demanda propia, en particular en lo que

respecta al mantenimiento de márgenes de reserva adecuados para garantizar la

firmeza del compromiso, tanto a corto como a largo plazo. Pueden citarse como

ejemplos típicos de estas transacciones las de situaciones de emergencia o las

denominadas transacciones económicas que consisten en intercambios de energía

incondicionalmente interrumpible entre dos compañías con costes incrementales de

generación distintos, generalmente durante una hora, y donde la compañía

compradora debe mantener reservas propias suficientes, dada la naturaleza

interrumpible de la prestación. Por el contrario las tarifas para las ventas de energía

al por mayor a compañías distribuidoras sin capacidad de generación propia o las

ventas de potencia en firme pueden derivarse directamente a partir del coste de

servicio.

En las dos secciones siguientes se comentan los temas más destacados referentes

a la obtención del nivel y de la estructura de las tarifas de venta directa a abonados.

1.4.1. NIVEL DE LA TARIFA.

El nivel de la tarifa determina hasta qué punto los ingresos cubren los gastos de

explotación, compensan al capital ya invertido y son adecuados para atraer nuevos

recursos financieros. En la práctica el proceso de determinación del coste de ser vicio

es de una complejidad considerable, pues un determinado nivel de ingresos puede

obtenerse de muchas formas distintas. Los aspectos más polémicos en esta

14

determinación son los siguientes, ver por ejemplo (26):

Uso de valores reales actuales (costes de combustible o del capital, por

ejemplo) o estimados para el futuro, para evitar un desfase entre la tarifa y

la realidad (Regulatory Lag), desfase que viene además incrementado por la

duración del proceso regulador.

Fijación de la tasa de remuneración "razonable y justa" (Fair Return) de los

recursos propios.

Valoración de los activos por su coste histórico (práctica habitual en

EE.UU.), o bien por su valor de reposición o por un "Valor Justo".

Inclusión o no del inmovilizado en curso en la inversión neta remunerable

(Date Base).

Tratamiento contable de los impuestos diferidos, generados cuando se

aplican métodos de amortización acelerada.

En el Apéndice I se describen las diversas soluciones estos temas que dan las

compañías eléctricas en EE.UU., así como la relativa frecuencia de cada enfoque.

1.4.2. ESTRUCTURA DE LA TARIFA.

La estructura de la tarifa determina la forma en que el coste de servicio global se

reparte entre los diferentes abonados Existe un número incontable de posibles

estructuras tarifarias, citándose a continuación los criterios tradicionalmente se han

tenido en cuenta a la hora de escoger la estructura de las tarifas (11).

Simplicidad, facilidad de comprensión, aceptabilidad pública y

practicabilidad.

15

Libres de controversia en su interpretación.

Proporcionar los ingresos adecuados.

Estabilidad en el tiempo de los ingresos y de las tarifas.

Equidad en el reparto de los costes a los abonados.

Eficacia en adecuar la estructura de la tarifa al coste verdadero de servir

a cada abonado, de forma que las tarifas orienten hacia una utilización

económicamente óptima de los recursos existentes, tanto en lo que se

refiere a la energía total consumida como al momento de su utilización.

La determinación de la estructura de las tarifas de venta al detalle en EE.UU.

sigue tradicionalmente los pasos siguientes (ver 3, 11, 6, 7):

i. Clasificación de los abonados por tipos con semejantes requisitos de

suministro y similar contribución al coste total. El número de tipos ha de ser

reducido, incluyendo típicamente abonados de uso doméstico, de uso

comercial e industrial que a su vez se divide en pequeña potencia (o

comercial, típicamente) y gran potencia (o industrial típicamente), de

alumbrado público, de venta a la administración pública, de ferrocarriles y

de venta al por mayor.

Estas categorías aún pueden subdividirse atendiendo al nivel de tensión de

suministro u otras consideraciones tales como la fiabilidad de la instalación

(ver Cáp. 3).

ii. Desglose de coste total de servicio, que incluye por una parte los gastos

anuales de operación del sistema y por otra los costes de la inversión neta

16

remunerable, en cuatro partidas: generación, transporte, distribución y otro

inmovilizado material de acuerdo a criterios muy precisos (3, 6, 7).

Únicamente se desglosarán aquellos costes que estén relacionados con estas

cuatro partidas.

iii. Desglose de cada una de las partidas anteriores en tres categorías:

componente de potencia (costes asociados a la capacidad de las

instalaciones), componente de energía (costes asociados a la cantidad de

Kwh. producidos) y componente de abonado (costes asociados al número y

tipo de abonados con independencia de su consumo). Existen también

criterios muy precisos para realizar este desglose.

iv. Reparto del importe de cada una de las partidas obtenidas en el apartado

anterior entre los diferentes tipos de usuarios. Este reparto es inmediato en

el caso de la componente de abonado por su misma definición; la

componente de energía de cada tipo de abonado se obtiene repartiendo

proporcionalmente al consumo en Kwh. de cada tipo, aunque ciertos

refinamientos, tales como tener en cuenta las pérdidas para cada tipo,

pueden considerarse. Para el reparto dula componente de potencia se han

propuesto diversos métodos (3, 6, 7, 11) sin que ninguno de ellos se

considere enteramente satisfactorio. La Asociación Nacional de

Reguladores de Servicios Públicos (NARUC) en su Manual de Asignación

de Costes (3) no especifica ningún método con exclusión de los demás,

aunque sí sugiere que se aplique el de la potencia coincidente (ver Cáp. 3)

cuando sea posible. En (6) se recomienda un método de reparto específico

para cada partida.

v. Fijación de la estructura de la tarifa para cara cada tipo de usuario a partir

de la información obtenida en los pasos anteriores. Se trata de encontrar un

compromiso entre el objetivo de adecuar la tarifa a la estructura real de

costes y las limitaciones prácticas de los sistemas de medida y facturación.

17

En (50) puede encontrarse una descripción histórica de las diferentes

estructuras de tarifas que se han ve nido utilizando en EE.UU. Actualmente,

y para abonados domésticos, la tarifa de bloques decrecientes es la más

ampliamente utilizada en EE.UU., en donde el precio del siguiente Kwh.

disminuye en escalones según el consumo total aumenta; esta tarifa suele

incluir una cantidad fija mensual independiente del consumo; la parte

variable incluye básicamente las componentes de energía y potencia. Para

abonados comerciales e industriales se usa una tarifa con componentes

separadas de energía (por lo general también en forma de bloques

decrecientes) y potencia (según la demanda máxima utilizada, pudiendo

depender la tarifa también del factor de carga), aparte de la componente fija

de abonado (ver Apéndice II).

La estructura tradicional de tarifas que acaba de describirse, ha sido

ampliamente criticada por no reflejar adecuadamente las variaciones existentes en el

precio real del Kwh. entre las diferentes estaciones del año y/o horas del día (6, 7, 39,

48). Algunas compañías eléctricas norteamericanas (6, 7, 25) han modificado la

estructura de sus tarifas para tener en cuenta estas variaciones lo que introduce un

nuevo nivel de complejidad en el procedimiento anteriormente descrito (ver

Apéndice II).

18

CAPITULO 2

TARIFAS ELECTRICAS: DETERMINACION DEL COSTE DE SERVICIO

2.1. INTRODUCCION

Este capítulo describe el procedimiento utilizado en las compañías eléctricas de

EE.UU., para determinar el coste medio del suministro de energía eléctrica o “coste

de servicio”. El coste de servicio se obtiene dividiendo los costes totales de la

compañía eléctrica entre la energía suministrada. Los costes totales básicamente

incluyen los costes de operación y mantenimiento, la remuneración del capital, las

amortizaciones y los impuestos. Tal como se indicó en el Capítulo 1 el concepto de

costes de servicio sólo se aplica directamente a aquellas ventas de energía que

puedan considerarse como demanda propia de la compañía vendedora, que son las

ventas directas a los propios abonados (esto es, las ventas al por menor) y las ventas

a compañías distribuidoras sin o casi sin generación propia. Las partidas de ingresos

y de energía suministrada en otras ventas de energía al por mayor deben sustraerse de

los respectivos valores del coste y energía totales antes de calcular el coste medio de

servicio. El coste de servicio es el punto de partida para la determinación de la

estructura de las tarifas de venta de energía eléctrica al por menor, y al por mayor a

las compañías distribuidoras sin generación.

Para la determinación del coste de servicio las compañías eléctricas

norteamericanas usan el método de los "ingresos necesarios" (revenue requirements).

Una descripción de este procedimiento puede encontrarse en numerosas referencias,

como por ejemplo (34, 41, 33, 37). Existen sin embargo numerosas variantes en la

aplicación práctica del método por las compañías eléctricas y por las comisiones

reguladoras, ver (26, 21).En el Apéndice I pueden encontrarse una descripción

detallada del método y sus principales posibilidades de aplicación; este capítulo

presenta una versión resumida del mismo

19

2.2. EL METODO DE LOS INGRESOS NECESARIOS

El concepto fundamental en el método de los ingresos necesarios es que el coste

de servicio debe ser tal que permita ala compañía recuperar todos sus costes a la vez

que obtiene unos beneficios razonables y justos (fair return). Evidentemente ha

existido mucho debate sobre qué debe entenderse por beneficios justos y razonables

y volveremos sobre ello más adelante; ver (33, 34) para una discusión en

profundidad sobre este tema.

En forma de ecuación puede expresarse que los ingresos necesarios (o coste

total de servicio) deben ser

COSTE TOTAL DE SERVICIO =

= GASTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO +

+ AMORTIZACIONES +

+ IMPUESTOS +

+ TASA DE REMUNERACION * INVERSION NETA REMUNERABLE -

- INGRESOS ADICIONALES

obteniéndose el coste medio de servicio como el cociente entre el coste total de

servicio y las ventas de energía a las que es aplicable este concepto (según se indicó

anteriormente).

A continuación se definen sucintamente cada uno de los términos de la anterior

ecuación. Para un mayor nivel de detalle puede consultarse el Apéndice I o las

normas norteamericanas para la contabilidad de las empresas eléctricas (20).

Gastos de operación y mantenimiento: Incluyen los costes de combustibles,

materiales y repuestos, compra de energía, supervisión, personal y gastos

generales.

20

Amortizaciones: Se utiliza habitualmente el método lineal(I). No se

amortizan los inmovilizados en curso.

Impuestos: Incluyen todos los impuestos que la compañía debe satisfacer,

esto es, sobre beneficios, ingresos, propiedad, seguridad social y

construcción (que no sean debidos al inmovilizado en curso, pues éstos se

acumulan sobre este inmovilizado).

Inversión neta remunerable (rate base): Inmovilizado neto (centrales,

equipos de transporte y distribución, otro inmovilizado material e

inmovilizado inmaterial y combustible nuclear, menos las amortizaciones

acumuladas de cada uno de ellos) más capital circulante (inventarios de

combustible y otros materiales y repuestos, pagos anticipados e ingresos

diferidos, gastos de investigación y desarrollo y las necesidades de capital

circulante).

Tasa de remuneración: Tipo de interés medio ponderado de los recursos

financieros a largo plazo (bonos, obligaciones, acciones y acciones

preferentes) de la compañía.

Ingresos adicionales: Gastos/ingresos derivados de ventas de elementos

patrimoniales de la compañía, los ingresos por venta de energía al por

mayor y otros ingresos no directamente relacionados con la producción de

energía eléctrica

2.3. DISCUSION

En el proceso de determinación del coste de servicio la comisión reguladora

puede cuestionar cualquiera de las cantidades presentadas por la compañía. Si la

comisión decide que un cierto gasto es excesivo o no justificado la parte

(I) Ver más adelante el comentario sobre el uso de contabilidad normalizada

21

correspondiente es eliminada de la ecuación anterior.

La inversión neta remunerable (rate base) consta del capital circulante y del

inmovilizado neto, que constituye la mayor parte de aquélla. El inmovilizado neto es

el valor de la propiedad no amortizada, en uso y utilizada para el funcionamiento de

la compañía. El tratamiento del inmovilizado neto puede diferir ampliamente de unas

comisiones reguladoras a otras, siendo las cuestiones fundamentales qué debe incluir,

cuándo debe incluirse y a qué valor. El método más generalizado de valoración del

inmovilizado es de acuerdo con su valor histórico o coste original, por lo general

muy inferior a su coste de reposición actual; sin embargo algunas comisiones

reguladoras permiten utilizar los costes de reposición (obtenidos a veces a partir de

extrapolaciones de coste incurridos, (49)), o un valor "justo" con diferentes

interpretaciones según la comisión concreta. Un tema especialmente controvertido es

la inclusión o no del inmovilizado en curso en la inversión neta remunerable. Cuando

no se permite la inclusión, el inmovilizado en curso no es remunerado, por lo que se

autoriza a la compañía a incluir como un coste el interés correspondiente al capital

invertido en la obra en curso. Si el total o parte del inmovilizado en curso es incluido

en la inversión neta remunerable se deja de cargarle estos intereses a la parte

correspondiente. Es cada vez mayor el número de comisiones reguladoras que

permiten esta inclusión del inmovilizado en curso, con lo que se evitan grandes

discontinuidades en la inversión neta remunerable, acumulaciones en el fondo de

intereses durante la construcción y excesiva premura en poner las instalaciones en

funcionamiento (26). Diversos procedimientos contables pueden utilizarse para tratar

adecuadamente las variaciones de la inversión neta remunerable a lo largo del año.

Otra variante en el tratamiento del inmovilizado neto tiene su origen en una

peculiar práctica contable estadounidense denominada contabilidad normalizada.

Básicamente consiste en llevar una contabilidad ficticia paralela que se utiliza

exclusivamente para determinar los impuestos a pagar cada año; en esta contabilidad

se utiliza un método de amortización acelerada (en vez del lineal que es práctica

habitual y se usa en la contabilidad verdadera) resultando en una reducción de

22

impuestos durante los primeros años y un aumento más adelante. Los impuestos

diferidos así generados, se acumulan en un fondo(I). La mayor parte de las compañías

eléctricas en EEUU usan contabilidad normalizada; sus efectos en la determinación

del coste de servicio y en el tratamiento contable de los impuestos se describen en le

Apéndice I. Una discusión más amplia de este tema puede encontrarse en (11) y

particularmente en (47).

Un aspecto de enorme importancia práctica para las compañías es el desfase que

frecuentemente existe entre el momento para el que es verdaderamente aplicable una

tarifa y el intervalo de tiempo durante el que de hecho se aplica. Este retraso se co-

noce como "regulatory lag" en la terminología norteamericana y tiene su origen en

los valores de costes y ventas de energía utilizados en el cálculo de las tarifas, así

como en el tiempo transcurrido entre la presentación de la solicitud de cambio de

tarifa por la compañía y la resolución de la comisión reguladora. Diversos

procedimientos tratan de aliviar este problema:

Utilización de valores estimados para el intervalo previsto de aplicación de

la tarifa. Aunque se trata de una práctica aún poco habitual, es mucho más

frecuente el permitir tarifas algo más altas para cubrir implícitamente esta

deficiencia (26).

Cláusulas de ajuste automático de las tarifas por cambios en los costes de

combustible. Críticos de este procedimiento afirman que desmotiva a la

compañía en la búsqueda de alternativas económicas al incremento en el

precio de los combustibles.

Ajuste de la inversión neta remunerable motivado por las nuevas

instalaciones que entran en explotación.

El caballo de batalla en las negociaciones entre las compañías eléctricas y las

(I) Para un tratamiento más detallado de los impuestos puede consultarse el Apéndice I

23

comisiones reguladoras para la fijación de tarifas es la determinación de la tasa de

remuneración (rate of return) de los recursos financieros a largo plazo de la compañía

(bonos, obligaciones, acciones preferentes y recursos propios: acciones normales más

reservas). Dado que, de hecho, el tipo medio de interés de la deuda (bonos y

obligaciones) y la tasa media de dividendos de las acciones preferentes son

conocidos de antemano, el problema se reduce a determinar la tasa de remuneración

de los recursos propios (rate of return on common equity). La normativa existente a

nivel general(I) establece que la tasa de remuneración de los recursos propios debe: a)

ser comparable a las de otras inversiones con similares riesgos y b) ser suficiente

para inspirar confianza en la solidez financiera de la empresa de forma que ésta

pueda atraer nuevo capital cuando sea necesario. Mucho se ha escrito sobre este

importante aspecto de la determinación de tarifas, ver por ejemplo (33, 34) para una

discusión detallada y (2, 11, 26) para un tratamiento más breve. De hecho en la

práctica las comisiones reguladoras llegan a fijar esta tasa tras escuchar la opinión de

diferentes expertos y tomando en consideración aspectos tales como el método

adoptado para valorar el inmovilizado, el desfase previsto entre el periodo de

aplicación prevista de las tarifas y el momento para el que han sido calculadas, el

tratamiento empleado para el inmovilizado en curso, etc.

(I) Tribunal Supremo, Hope Natural Gas Case, 1944.

24

CAPITULO 3

TARIFAS ELECTRICAS: ESTRUCTURA

3.1. INTRODUCCION

Las empresas eléctricas pueden suministrar energía a otras empresas y/o

directamente a sus abonados. A su vez, ambos tipos de ventas pueden subdividirse en

categorías: las ventas a abonados o al por menor de acuerdo con las características de

los mismos (domésticos, comerciales e industriales, etc.) y las ventas al por mayor o

intercambios entre empresas según el tipo de transacción que se trate (potencial firme,

intercambio económico, venta de emergencia, etc.) además de las ventas a compañías

distribuidoras. Para cada una de estas categorías ha de fijarse una tarifa, sujeta a la

supervisión de la correspondiente comisión reguladora. Este capítulo se ocupa de

describir los procedimientos utilizados en las compañías eléctricas norteamericanas

para la determinación de las tarifas. Estos procedimientos toman como punto de

partida los costes totales de suministro de la energía eléctrica cuyo cálculo fue

descrito en el capítulo anterior. En este capitulo el énfasis se pone en describir los

métodos que permiten distribuir los costes totales de la compañía entre las diferentes

categorías de ventas, de energía. (abonados, compañías distribuidoras, intercambios

entre empresas) y, en su caso, entre las diversas clases de abonados (domésticos,

comerciales, industriales, etc.). El desglose de costes se lleva a un nivel tal (se

clasifican en componentes de potencia, energía y abonado, de acuerdo con el nivel de

tensión, y pueden también clasificarse por periodos de punta, llano o valle según el

nivel de carga) que proporciona todos los elementos necesarios para poder diseñar la

estructura final de cada tipo de tarifa. En este capitulo se comentan los criterios

habitualmente utilizados para llegar a la determinación de la estructura de las tarifas

de venta a abonados. Los criterios correspondientes a los intercambios de energía

entre empresas se presentan en el próximo capítulo.

Tal como se indicó en el Capitulo 1, la determinación de la estructura de las

tarifas a partir de los costes medios de suministro de la energía (coste de servicio)

25

comprende dos tareas fundamentales: La primera; denominada asignación de costes,

consiste en repartir cada una de las partidas que componen el coste total de servicio

entre las diferentes categorías de ventas de energía (y clases de abonados), lo que se

describe en la sección 3.2. La segunda es la determinación final de la estructura de la

tarifa para cada tipo de servicio, de acuerdo con los objetivos marcados en la sección

1.4.2. para conseguir una tarifa razonable y justa. De esto se encarga la sección 3.3.

Una exposición más detallada de los aspectos tratados en este capítulo puede

encontrarse en el Apéndice II.

Las tarifas norteamericanas tienen por lo general para cada tipo de servicio o de

abonado una estructura única, esto es, que no depende del momento en que se

consume la energía. La determinación de estas tarifas se basa en los costes medios de

la compañía (average embedded costs) y resulta en un único precio para el Kwh. a lo

largo del año, a pesar del hecho de que el coste de suministrar la energía depende de

la hora del día y de la estación del año(I). Los críticos de estas tarifas tradicionales (39,

9, 48, por ejemplo) mantienen que las tarifas que no reflejan la estructura real de

costes resultan en un uso económicamente poco efectivo de la electricidad. Diferentes

compañías norteamericanas (ver 25, 7, 8) han comenzado a modificar la estructura de

sus tarifas en la dirección de ajustarlas a la estructura de variación en el tiempo de los

costes (costes marginales), aún manteniendo el nivel medio de las tarifas igual al

valor medio de los costes (este método se denomina "peak load pricing"). En la

práctica estas tarifas suelen constar de dos niveles de precios distinguiendo entre

invierno/verano y/o punta/valle. El enfoque marginalista puro fijaría las tarifas de

acuerdo con los verdaderos costes marginales, lo que llevarla a una desigualdad entre

el nivel medio de las tarifas y el de los costes.

Como se ha indicado, existe en EEUU una creciente preocupación por repercutir

en las tarifas las diferencias reales de los costes de la energía eléctrica entre diferentes

horas del día y/o estaciones del año; esto se refleja en el relativamente reciente

( I) Esta afirmación no contradice el hecho de que la tarifa de cada clase de servicio refleje su responsabilidad en la punta del sistema a través de la componente de potencia (explícita o no) de la tarifa.

26

decreto del Congreso Public Utilities Regulatory Policies Act (PURPA) de 1978 y en

la práctica de varias empresas. Este informe se hace eco de esta realidad y, además de

presentar el enfoque básico tradicional en este capitulo (ver también un ejemplo en el

anexo del Apéndice II), indica también como pueden desglosarse los costes y fijarse

la estructura de tarifas para reflejar las diferentes condiciones de demanda (ver

Apéndice II). Para ello se han utilizado referencias de carácter general que recogen

las prácticas de amplios sectores de la industria eléctrica en EE.UU. (3, 6, 7, 8, 9, 11,

15).

3.2. ASIGNACION DE COSTES

El procedimiento tradicional de asignación de costes a tipos de servicios parte de

tres bloques diferenciados de información: a) los estados contables de la compañía, de

acuerdo con el sistema uniforme contable de FERC (20), de donde se obtiene el coste

total de servicio de la compañía desglosado en las partidas habituales; b) los tipos de

servicio entre los que deben repartirse los costes, lo que puede incluir diferentes

jurisdicciones (FERC, comisiones reguladoras estatales), tipos de venta de energía

(abonados, intercambios) y tipos de abonados; c) los datos de explotación del sistema

eléctrico necesarios para el reparto de costes entre los tipos de servicio; en particular,

la contribución de cada tipo de servicio a la demanda total del sistema, así como

algunas características de cada tipo de servicio: factor de carga y factor de

simultaneidad entre ellas(I).

A continuación se describe la metodología de asignación de costes según

recomienda la National Association of Regulatory Utility Commissioners, NARUC,

(3), y que consta de las siguientes tareas: a) Clasificación funcional de los costes, b)

Clasificación de los costes en sus componentes de potencia, energía y abonados; c)

Asignación de los costes de abonado, energía y de potencia a los tipos de servicio; d)

Asignación de los costes totales a los tipos de servicio.

( I) Factor de carga: Demanda media en un intervalo/Demanda máxima en dicho intervalo.Factor de simultaneidad: Demanda global máxima de un grupo de abonados en un intervalo/Suma de las demandas máximas de cada abonado en dicho intervalo.

27

a) Clasificación funcional de los costes

La clasificación funcional de los costes simplemente consiste en una

reorganización de los costes parciales que integran el coste total de servicio en un

conjunto reducido de grupos. Estos grupos corresponden a las grandes funciones que

comprende el suministro de energía eléctrica: generación, transporte y distribución.

Esta clasificación facilita posteriormente la asignación de costes a los diferentes tipos

de servicio.

La función de generación incluye todos aquellos costes asociados a la generación

de energía o su adquisición y a la entrega de esta energía en barrar de central o en los

puntos de interconexión con las compañías vecinas, respectivamente La función de

transporte incluye todos los costes asociados a la transmisión de energía dentro del

sistema de la compañía y también hacia o desde otras compañías. La función de

distribución incluye todos los costes asociados a la transferencia de energía desde la

red de transporte a los abonados, a través de la red de distribución, en su caso (pues

ciertos tipos de servicio y abonados son suministrados directamente desde la red de

transporte).

Existen costes que no son directamente clasificables en ninguna de las tres

citadas funciones, como los gastos generales, otro inmovilizado material, gastos

contables y financieros, etc. Estos costes pueden clasificarse a base de asociarlos con

otros costes más fácilmente clasificables y utilizando para ambos el mismo método.

Los costes atribuidos a una función determinada pueden a su vez ser

subdivididos a fin de facilitar su posterior asignación a uno u otro tipo de servicio

(por ejemplo subdividir la red de distribución en primaria y secundaria).

En el Apéndice II se describe en gran detalle el procedimiento de clasificación

funcional de todas las partidas de importancia del coste de servicio.

28

b) Clasificación de los costes en sus componentes de potencia, energía y

abonados.

Esta clasificación, que se aplica a la resultante del apartado anterior, pretende

reclasificar y/o desglosar, estos costes en tres componentes (nivel de potencia,

consumo de energía y número de abonados) que son características cuantificables de

cada tipo de servicio. Esto permite avanzar un paso más hacia la asignación final de

los costes a cada tipo de servicio.

Los criterios generales de clasificación son los siguientes: La componente de

potencia depende de las inversiones efectuadas en las instalaciones y por

consiguiente tiende a permanecer constante a corto plazo, con independencia de la

magnitud de la energía realmente generada y/o transportada en el sistema. La

componente de energía tiende a variar directamente con la magnitud de la energía

generada y/o transportada. La componente de abonado tiende a variar con el número

de abonados a los que se da servicio. Esta clasificación y el uso que posteriormente

se hace de ella en rigor serían únicamente legítimos si cada grupo total de costes

(potencia, energía y abonado) variase linealmente con su correspondiente parámetro

(nivel de potencia, consumo de energía y número de abonados) y fuese independiente

de los otros dos, lo que es únicamente una aproximación a la realidad.

En términos generales puede decirse que la componente de abonado debe incluir

los costes de medida, facturación, conexión y un porcentaje de los costes de

distribución (incluyendo los costes de capital y mantenimiento de un sistema mínimo

de distribución (3, Apéndice II)). La componente de energía incluye las compras de

energía, los costes de combustible y generación, los costes de mantenimiento que

varían con la energía generada/ transportada e incluso aquellos costes de explotación

(incluyendo amortizaciones) que dependan más bien del uso que del tiempo. La

componente de potencia debe incluir los costes de capital, amortizaciones e

impuestos asociados a las centrales generadoras, líneas de transporte, subestaciones y

29

aquella parte del sistema de distribución no incluido en la componente de abonado.

De nuevo una descripción detallada de los criterios para realizar esta

clasificación puede encontrarse en el Apéndice II y en (3). Un tema de particular

interés es el de la determinación de la componente de costes de abonado en casos,

como por ejemplo, la red de distribución, donde no es obvio como desglosar la de la

componente de potencia.

c) Asignación de los costes de potencia energía y abonado a los tipos de

servicio.

La asignación de los costes totales de energía a cada tipo de servicio es

inmediata (si se admite que el precio del Kwh. no depende del momento de su uso)

una vez que se dispone del consumo total de cada tipo de servicio y del global.

La asignación de los costes totales de abonado a cada tipo de servicio se realiza

teniendo en cuenta el número de abonados en cada tipo de servicio, sopesados por

adecuados factores correctores. Estos factores correctores reflejar. las diferencias

existentes entre los abonados de los distintos tipos de servicio (ver 3, 6).

La asignación de los costes totales de potencia es el tema más controvertido de

la asignación de costes, por la dificultad de encontrar un procedimiento practicable

que valore adecuadamente la responsabilidad de cada tipo de servicio en la demanda

del sistema. Se definen brevemente los tres métodos más característicos, remitiendo a

(3, 6, 15) para información adicional. En el método de la potencia máxima

coincidente los costes se distribuyen entre los tipos de servicio en proporción a sus

respectivas demandas en el momento de la demanda máxima anual del sistema. Este

es el método sugerido por NARUC (3) siempre que sea factible su aplicación; el

método debe ser modificado usando valores promediados de demandas máximas

mensuales en caso de que el sistema tenga dos o más puntas en el año.

En el método de la potencia máxima no coincidente (en rigor, no necesariamente

30

coincidente) los costes se reparten en pro porción a las demandas máximas anuales

de cada tipo de servicio. Este método resulta en coeficientes de reparto estables y es

más barato realizar las medidas necesarias que en el anterior; se trata del

procedimiento que ha sido tradicionalmente más usado en EEUU. Tiene sin embargo

muchos detractores pues ignora el efecto de simultaneidad en la demanda (3, 15). Un

tercer método (average and excess demand method) comienza por repartir los costes

de cubrir solamente la demanda media de cada tipo de usuario, repartiendo en

proporción a las respectivas demandas medias. Los restantes costes se distribuyen

según el segundo método citado y proporcionalmente a la diferencia entre las

demandas máxima y media para cada tipo de servicio.

Independientemente del método utilizado en la asignación de los costes de

potencia, los valores de demanda que se utilicen deben estar referidos a un mismo

punto de referencia en la red. Para ello se precisa tener en cuenta aspectos tales como

tensiones y pérdidas (3).

d) Asignación de los costes totales a los tipos de servicios.

A partir de los resultados del apartado anterior pueden obtenerse los costes

totales que han sido asignados a cada tipo de servicio: Jurisdicciones reguladoras y,

donde procedan clases de abonados.

3.3. ESTABLECIMIENTO DE LA ESTRUCTURA DE LAS TARIFAS

Así como existe un esfuerzo normalizador de NARUC y otras instituciones

respecto a la asignación de costes, desconocemos la existencia de directrices en el

tema de la fijación de la estructura especifica de las tarifas.

El desglose de costes descrito en la sección anterior sugiere directamente una

estructura de tarifa para cada tipo de abonado basada en las tres componentes del

coste: potencia, energía y abonado, donde los costes unitarios de cada componente se

31

obtendrían dividiendo los costes anuales totales entre la demanda máxima anual

(Kwh.), la energía suministrada anual (Kwh.) y el número de abonados,

respectivamente. Debe advertirse que el coste unitario de potencia no puede

utilizarse sin tener en cuenta el factor de simultaneidad de los abonados del tipo

considerado. Esta corrección puede realizarse (11, Apéndice II. Anexo) utilizando

una relación empírica entre el factor de carga (que puede medirse) y el de

simultaneidad, siendo el producto de la demanda máxima por el factor de

simultaneidad lo que debe facturarse al coste unitario de potencia. El coste total de

potencia puede más cómodamente expresarse en función del factor de carga del

abonado individual. El resultado puede aproximarse con una tarifa de potencia de

incrementos decrecientes en el coste atendiendo al factor de carga (11, Apéndice II).

La anterior estructura tarifaria no resulta adecuada para abonados del tipo

doméstico, pues requeriría contadores individuales con capacidad de registrar la

demanda máxima. La demanda doméstica es lo suficientemente uniforme y estable

como para que las restantes características de la demanda puedan inferirse del

consumo total de energía. De esta forma las componentes de potencia y energía del

coste pueden ser tratadas conjunta mente como una componente ficticia de energía,

dando lugar a la típica tarifa doméstica de bloques decrecientes de energía (11,

Apéndice II).

32

CAPITULO 4

TARIFAS ELECTRICAS: VENTAS DE ENERGIA AL POR MAYOR

4.1. INTRODUCCION.

Este capítulo describe los distintos tipos de ventas de energía que se realizan

entre compañías eléctricas en EE.UU., así como los criterios más generales

empleados por las compañías para establecer las tarifas correspondientes a cada uno

de los tipos anteriores, y por último resume los trámites y procedimientos que las

compañías deben seguir ante FERC para obtener la aprobación de estas tarifas.

Como se indicó en el capítulo 1, las ventas de energía al por mayor se dividen en

dos grandes grupos: ventas a compañías distribuidoras, principalmente empresas

municipales de propiedad pública y cooperativas, y las ventas de coordinación entre

compañías eléctricas, que en gran parte se producen en un contexto de Pool. Las

tarifas de las ventas a compañías distribuidoras se fijan de igual manera que las

correspondientes a las ventas al por menor, puesto que estas ventas a empresas

distribuidoras son parte de la carga original de la compañía vendedora. Las tarifas de

los servicios de coordinación varían desde la aplicable a las ventas de potencia en

firme a largo plazo, que incluyen todos los costes fijos de la compañía, hasta los de

intercambios económicos que únicamente tienen en cuenta los costes variables

incrementales.

En la referencia (5) se encuentra una interesante descripción de las transacciones

de coordinación entre compañías eléctricas en EE.UU., y en la referencia (41) el

procedimiento completo de solicitud de tarifa para las ventas al por mayor. En el

Apéndice III se puede encontrar una descripción detallada de los tipos de ventas al

por mayor, sus tarifas, y los procedimientos de solicitud de estas tarifas. Este capítulo

presente una versión resumida del mismo.

33

4.2. CLASIFICACION DE LAS VENTAS AL POR MAYOR.

La primera división de las ventas al por mayor es en ventas a compañías

distribuidoras y ventas de coordinación. Las ventas a compañías distribuidoras son

parte de la carga original de la compañía vendedora, aunque en ocasiones pueda

asignárseles una menor prioridad, y ésta debe mantener reservas suficientes para

poder realizar estas ventas y ha de tender en cuenta su posible crecimiento a la hora

de planificar sus sistemas de generación y transporte. Es en las ventas de

coordinación donde se en cuentan variaciones relativas a fiabilidad de cada

suministro, momentos en los que se producen las transacciones, razones del

comprador y del vendedor para realizarlas y naturalmente tarifas para cada servicio.

El resto de este apartado trata de estos ser vicios de coordinación.

La clasificación establecida por FERC (4) para las ven as de coordinación es:

Potencia en firme a largo plazo.

Potencia en firme a medio plazo. Potencia en firme a corto plazo.

Potencia de un grupo.

Potencia del sistema. Intercambios por diversidad.

Reservas.

Mantenimiento.

Emergencia.

Transacciones económicas.

Conservación de combustible.

Transporte en firme.

Transporte no firme.

Hidráulica fluyente.

Almacenamiento hidráulico.

Coordinación de sistemas hidráulicos.

Muchas de estas transacciones están motivadas por la integración de las

34

compañías eléctricas norteamericanas en pooles. Por ejemplo, la compra de potencia

en firme suele deberse a deficiencias de potencia de la compañía compradora para

hacer frente a las obligaciones de potencia que conlleva la integración en el pool.

A continuación se describen brevemente los tipos de servicios prestados con

estas denominaciones.

a) Potencia en firme.

En los contratos de potencia en firme el comprador se compromete a suministrar

una determinada cantidad de potencia durante el plazo especificado en el contrato. La

compañía vendedora debe mantener las reservas precisas, puesto que este servicio

únicamente se puede interrumpir bajo condiciones muy limitadas. Estas ventas se

clasifican como de largo plazo cuando su duración es superior a un año, de medio

plazo cuando la duración está comprendida entre un mes y un año, y como de corto

plazo las de duración entre un día y una semana.

b) Potencia de un grupo.

Consiste en una cantidad especificada de potencia y la energía a ella asociada,

que se suministrará con un grupo concreto de la compañía vendedora. Es un derecho

contractual, sin participación en la propiedad, sobre una parte de la producción de

una unidad particular de generación. La fiabilidad de este servicio está unida a la

disponibilidad del grupo especificado en el contrato.

c) Potencia del sistema.

Consiste en una cantidad determinada de potencia (sin reservas) y/o energía, que

por contrato se suministrará con el sistema global de la compañía vendedora, o con

un conjunto especificado de grupos. Su fiabilidad es mayor que la de potencia de un

grupo, pero menor que la de potencia en firme.

35

d) Intercambios por diversidad.

Intercambios de potencia y/o energía entre sistemas cuyas puntas de demanda se

producen en momentos distintos, o cuyos costes de operación y/o disponibilidad de

generación difieren en períodos de tiempo. Son acuerdos recíprocos y la potencia es

firme, por tanto la compañía suministradora debe tomar las medidas necesarias para

asegurar la disponibilidad en los momentos programados para el intercambio.

e) Reservas.

Son acuerdos para compartir las reservas establecidos de forma explícita en los

pools y de manera explícita o implícita en otros contextos.

f) Mantenimiento.

Potencia y/o energía suministrada a un sistema para completar sus reservas

durante los períodos programados de mantenimiento. Las condiciones de estos

acuerdos son particulares de cada contrato, y los servicios se suelen coordinar por

adelantado, típicamente de 6 a 12 meses, siendo ventas en firme.

g) Emergencia.

Energía suministrada a un sistema para hacer frente a la repentina e inesperada

deficiencia de potencia para cubrir la demanda. En los contratos para estos servicios

es frecuente encontrar cláusulas que fijen unos niveles de reservas para cada sistema,

puesto que estos servicios son recíprocos. Su duración está comprendida entre 24 y

72 horas transcurridas las cuales, sí el sistema con problemas aún no dispone de

generación suficiente, la continuación del servicio queda a la discreción de la

compañía vendedora y las ventas se reclasifican en potencia en firme a corto plazo.

36

h) Transacciones económicas.

Energía incondicionalmente interrumpible suministrada durante un período,

generalmente una hora, en que los costes incrementales del sistema vendedor son

menores que los del sistema comprador. Este último debe mantener reservas

necesarias, dada la naturaleza interrumpible del servicio.

i) Conservación de combustible.

Energía suministrada para evitar el funcionamiento de grupos cuyo combustible

está sometido a restricciones de suministro que no pueden ser operadas por decisión

gubernamental. Su misión es resolver un problema físico, una escasez de

combustible, no económico, una subida de los precios de combustibles.

j) Servicios de transporte.

Se pueden suministrar con tres niveles de fiabilidad.

Firme: No es interrumplible, salvo en condiciones que pongan en peligro la

seguridad del sistema.

Condicionalmente interrumpible: Es interrumpible únicamente bajo las

condiciones especificadas en el contrato.

Incondicionalmente interrumpible: Interrumpible según el criterio de la

compañía que presta el servicio.

Un tipo especial de los servicios de transporte lo constituye el transporte por una

compañía que no genera la potencia, ni va a consumirla (Wheeling Services).

k) Hidráulica fluyente.

37

Ventas de la energía generada por sistemas hidráulicos, donde el agua no puede

almacenarse.

l) Almacenamiento hidráulico.

Acuerdos de intercambio de energía que permiten a una empresa con centrales

hidráulicas comprar energía y almacenar agua en los embalses, durante las horas en

que el precio de la energía es menor y turbinar durante las horas en que es mayor.

m) Acuerdos de coordinación de sistemas hidráulicos y térmicos.

Acuerdos por los que un sistema con generación térmica recibe los excesos de

energía hidráulica de otro sistema. La energía es ficticiamente "almacenada" en el

sentido de que el sistemahidráulico recibe una cantidad equivalente de energía, por

ejemplo, un día más tarde.

La clasificación del tipo de transacción que las compañías realizan y por tanto la

tarifa que se le aplica, descrita en el siguiente apartado, es negociado entre las

compañías, y es previa a la solicitud de tarifas ante FERC

4.3. TARIFAS APLICABLES A LAS VENTAS AL POR MAYOR.

Como ya se ha indicado en la introducción las tarifas de ventas a compañías

distribuidoras se calculan de la misma forma que las ventas al por menor, siguiendo

los criterios descritos el capítulo 3.

En las tarifas de ventas de coordinación aparecen típicamente tres elementos:

una componente de potencia, otra de energía y un suplemento sobre esta última.

La componente de potencia se encuentra en las ventas de potencia en firme,

38

condicionalmente interrumpibles (potencia del sistema, mantenimiento y

conservación de combustible) y ventas de la potencia de un grupo. La justificación

de esta componente es la necesidad de recuperar los costes fijos (costes de capital,

amortización, impuestos y gastos fijos de mantenimiento) que la compañía

vendedora tiene por suministrar estos servicios.

El cálculo de la componente es inmediato para las ventas de potencia de un

grupo: el coste fijo anual del grupo ponderado con su disponibilidad

Para las ventas de potencia en firme a largo plazo la componente de potencia se

calcula siguiendo el método de los costes fijos medios del sistema. En él, la

componente de potencia se obtiene dividiendo los costes fijos anuales del sistema de

generación y transporte de la compañía por la carga de punta del sistema. La

suposición subyacente es que el servicio se proporciona con todos los grupos del

sistema vendedor.

Para el resto de servicios que incluyen componente de potencia en la tarifa

(potencia en firme a medio y corto plazo, potencia del sistema, mantenimiento y

conservación de combustible) generalmente se utiliza el método de participación en

el coste medio ponderado. En él la componente de potencia se calcula multiplicando

los costes fijos anuales unitarios de los grupos, con los que se supone se suministrará

el servicio, por el número de kilowatios que se espera generar para estos servicios.

La base de este método es suponer que la potencia se proporcionará con ciertos

grupos "marginales", puesto que estos servicios tienen menor prioridad que la carga

original del sistema vendedor, y por tanto se satisfacen con grupos menos eficientes

que en general tienen menores costes fijos, pero mayores costes variables. El

resultado último de este método es la obtención de una componente de energía menor

que la resultante para los servicios de potencia en firme a largo plazo, pero una

componente de energía mayor.

Los servicios de mantenimiento, aquí considerados y que incluyen en su tarifa la

39

componente de potencia, son los que se producen fuera de los pools. Dentro de éstos,

como se describe en el capítulo 5, uno de los objetivos contemplados en sus acuerdos

es la coordinación de la programación del mantenimiento de cada uno de los sistemas

integrantes del pool, y la tarifa aplicable a la potencia y energía suministrada durante

los períodos de mantenimiento de los equipos generadores de cada una de las

compañías varía según este mantenimiento esté o no programado de acuerdo con los

objetivos del pool.

La componente de energía aparece en todas las ventas de coordinación y su

objetivo es recuperar los costes variables en que la compañía vendedora incurre por

proporcionar el servicio. La parte más importante de estos costes variables es el coste

de combustible, el resto está formado por los costes de despacho y administrativo. En

ocasiones se deben incluir también en la componente de energía los costes de

arranque y mantenimiento de-las centrales.

La base para calcular esta componente es normalmente los costes incrementales

del sistema vendedor que FERC define como "los costes en los que no se hubiera

incurrido si la transacción no hubiera tenido lugar" (5).

Los suplementos, se encuentran también en todas las ventas de coordinación,

sumándose a los costes incrementales en la componente de energía. Las compañías

utilizan tres tipos diferentes de suplementos: fijos, porcentuales y de "reparto de

ahorros".

El suplemento de "reparto de ahorros" únicamente aparece en las transacciones

económicas y su misión, proporcionar un incentivo para que estas tengan lugar, es

completamente distinta de la de los porcentuales y fijos con los que se intenta

recuperar los costes incrementales del sistema vendedor, difíciles o imposibles de

cuantificar (5).

El suplemento de reparto de ahorros se calcula como un medio de la diferencia

40

entre los costes incrementales del sistema vendedor y comprador.

Existe un movimiento generalizado de oposición a los suplementos

porcentuales, por considerar que los costes que éstos consideran no crecen al mismo

ritmo que los costes de combustibles, que constituyen la parte más importante de los

costes incrementales. En la actualidad FERC ha impuesto límites a los valores de los

suplementos porcentuales para los servicios de transporte y conservación de

combustible.

Es importante señalar que los costes correspondientes al transporte, en general,

están incluidos en la tarifa global por el servicio al por mayor. La metodología

seguida para calcularlos es:

Transporte en firme ($/Kw.)= Costes totales sistema de transporte / Carga de punta

Transporte condicionalmente interrumplible ($/Kw.) = Costes totales sistema de

transporte / Capacidad líneas interconexión - Capacidad sistema de transporte

Transporte incondicionalmente interrumpible ($/Kwh.) = Costes totales sistema

transporte - Costes generales y administrativos. / 8.760 x Carga de punta

Por último y en lo referente a los servicios de almacenamiento hidráulico y

coordinación de sistemas hidráulicos, no existe una tarifa típica, pues esta es

dependiente de los acuerdos establecidos y suele calcularse siguiendo fórmulas.

4.4. SOLICITUD DE TARIFAS PARA VENTAS AL POR MAYOR.

Las solicitudes de tarifas por creación de nuevos servicios o las de modificación

de las tarifas ya existentes deben ser aprobadas por la FERC. El mecanismo seguido

es la petición por parte de la compañía a FERC de estas tarifas entre 120 y 60 días

antes de la fecha prevista para el inicio del servicio. A partir de este momento se

41

pueden producir dos situaciones diferentes: 1ª existen reclamaciones o protestas por

parte de los grupos afectados (compañías compradoras, estados en los que están

emplazadas las compañías, etc.) caso que suele ser frecuente en las ventas a

compañías distribuidoras, y 2ª no existe ningún tipo de reclamación, situación más

usual en las ventas de coordinación. Cuando existen reclamaciones se pasa a un

proceso oral en que cada una de las partes debe aportar pruebas que apoyen sus

posturas, quedando la decisión final al criterio de FERC. Cuando las reclamaciones

no se producen la comisión estudia las solicitudes y con cede o deniega la aprobación

basándose únicamente en la documentación entregada por la compañía vendedora.

La documentación que la compañía vendedora debe entregar al hacer la solicitud

se clasifica en cuatro grupos:

1) General:

Fecha prevista de comienzo de servicio, acuerdos de ventas establecidos,

motivos del cambio o creación de la tarifa, clientes a los que afectará.

2) Efectos de la tarifa:

Comparación entre las transacciones pasadas y las previstas con la nueva

tarifa, y comparaciones con otras tarifas para servicios similares.

3) Información contable y coste de servicio.

Datos de costes y otros factores explicativos de la tarifa solicitada.

4) Estructura de la tarifa

El volumen de documentación que se debe entregar en el caso de

modificación es mucho mayor que el necesario en caso de creación de un

42

nuevo servicio, pero la comisión tiene cierta tendencia a considerar todas

las solicitudes como de modificación. En estas solicitudes de modificación

existen dos procedimientos de solicitud: uno completo y otro resumido.

Las solicitudes de tarifa para las ventas de coordinación suelen realizarse

con el procedimiento resumido, puesto que estos servicios han sido

previamente negociados y se ha llegado ya a un acuerdo sobre la tarifa, con

lo que FERC se limita a dar el visto bueno a estos acuerdos. En el apéndice

III se proporciona una solicitud, por el procedimiento resumido, de cambio

de tarifa.

43

CAPITULO 5

AGRUPACIONES DE COMPAÑIAS ELECTRICAS( POWER POOLS )

5.1. INTRODUCCION

Se puede definir una agrupación de compañías eléctricas o power pool como

aquel grupo de dos o más compañías que coordinan su explotación y planificación

para minimizar los costes de operación, ahorrar combustible y aumentar la fiabilidad

de su sistema eléctrico. Estas agrupaciones son frecuentes en EE.UU., donde en la

actualidad existen unos 30 power pools, siendo importante su participación en el

sistema estadounidense pues en 1980 eran responsables del 38% de la energía

eléctrica total generada en el país (43).

A fin de conseguir materializar los beneficios de la integración en un power

pool, las empresas deben establecer procedimientos y promover acciones que

permitan: mantener una distribución equitativa de obligaciones y beneficios entre los

participantes, compartir la utilización de la red de transporte y de las centrales,

coordinar la explotación del power pool y fijar los precios de las transacciones de

energía.

En la creación y/o en el funcionamiento de un power pool es habitual que surjan

problemas internos en las compañías miembros a causa de la pérdida de autonomía

que origina en las empresas la integración en el pool. Asimismo puede haber

conflicto con las obligaciones de cooperación entre las empresas del pool y las

posibles relaciones de competitividad entre las mismas (por lo general en lo que

respecta a ventas de energía al por mayor a terceras compañías). Cada empresa debe

por consiguiente sopesar estas desventajas con los beneficios que provienen de una

mayor coordinación con el resto de las compañías del pool.

Los tipos de acuerdos existentes en agrupaciones de estas características en

EE.UU. varían desde acuerdos informales entre compañías, hasta acuerdos formales

44

entre las empresas de un grupo, pasando por acuerdos bilaterales o multilaterales.

Los primeros no requieren aprobación legal. Los acuerdos bilaterales o multilaterales

responden a venta al por mayor de energía y requieren la aprobación de la Federal

Energy Regulatory Commission(FERC) que regula los intercambios de energía. Los

derechos para su transporte y el pago de la misma como aparece descrito en el

apéndice III de este documento. Por último, los acuerdos formales entre empresas

reglamentan el funcionamiento del grupo en conjunto y las responsabilidades de cada

miembro. También estos acuerdos caen bajo la jurisdicción de la FERC. La relación

de cada compañía en particular con la comisión reguladora de su correspondiente

estado no se ve afectada por la pertenencia a un powel pool, fijándose por tanto las

tarifas eléctricas de las ventas a abonados de cada compañía de acuerdo con los

criterios descritos anteriormente en este documento. Por consiguiente, en lo que

respecta a las tarifas eléctricas, la presencia de los power pools solamente añade al

panorama ya definido la existencia de un nuevo marco de negociación de las ventas

al por mayor intercompañías, marco que por lo general es bastante complejo.

En resumen un power pool debe contemplarse como un conjunto de compañías

eléctricas, con tarificación independiente para sus abonados (en todos los aspectos:

relación con las correspondientes comisiones reguladoras estatales, nivel y estructura

de las tarifas, etc.), que se benefician. mutuamente al coordinar su explotación y

planificación(I). Una relación de los posibles beneficios de esta coordinación debiera

incluir (17) en un pool con nivel máximo de integración:

Ahorro (compartido) en los costes de explotación por transacciones de

energía por causa económica. El ahorro se maximiza cuando el pool es

explotado como una única compañía desde un mismo centro de control (con

o sin satélites en cada compañía).

( I) En todos los casos los power pools han comenzado por la coordinaci6n de la explotación, beneficiándose de los ahorros generados al intercambiar energía y compartir reservas. La coordinación de la planificación ha ocurrido, cuando lo ha hecho, en una etapa posterior.

45

Reducción en las reservas en explotación, rodantes o no, en cada compañía

a causa de compartir las reservas requeridas para hacer frente a

contingencias.

Beneficios por diversidad en las curvas de carga de las compañías

individuales, al facilitarse la explotación conjunta (por ejemplo en el uso de

la energía hidráulica).

Mayor capacidad de respuesta ante situaciones de emergencia, al poderse

responder en forma coordinada.

Programación coordinada del mantenimiento, a fin de minimizar el coste de

sustitución de las centrales en revisión.

Reducción del margen de reserva de generación necesario a largo plazo,

aumento de la fiabilidad de la red de transporte, y uso ventajoso de las

economías de escala en la construcción de nuevas instalaciones, a causa de

una mejora en la planificaci6n al coordinarse las distintas empresas.

Este capitulo comienza con una breve descripción de las obligaciones y

derechos de las compañías miembros del pool con respecto al uso y al mantenimiento

de una adecuada capacidad conjunta de generación y transmisión (sección 5.2.). A

continuación se comentan los diversos aspectos que deben considerarse en la

coordinación de la explotación y de la planificación (sección 5.3.). Por último se

presentan algunas consideraciones sobre la fijación de precios en las transacciones de

energía entre los miembros de un pool.

La elaboración de este capitulo se ha basado primordialmente en la referencia

(43), que por su interés ha sido incluida como un apéndice de este documento

(Apéndice IV). Otras referencias que han sido utilizadas son (4, 17, 19, 40, 42).

46

Debe advertirse que, dada la enorme diversidad en los niveles de integración de

los power pools existentes en EE.UU., en este capitulo habremos de limitarnos a

exponer los grandes temas y los procedimientos adoptados a un nivel general. En el

Apéndice IV pueden encontrarse las soluciones concretas que a cada uno de estos

temas han dado cuatro pools de niveles de integración muy diferentes.

5.2. OBLIGACIONES Y DERECHOS EN LA PROPIEDAD Y EL USO DE LAS

INSTALACIONES

Las obligaciones y derechos de los miembros de una agrupación de compañías

en lo que respecta a la propiedad y el uso de sus instalaciones tienen que ver por una

parte con la red de transporte y su utilización y, por otra, con las centrales y su

producción en función de las necesidades del pool. Existen algunos aspectos de los

acuerdos que se pueden alcanzar en estos temas que deben ser revisados por la

FERC, que ha de dar la aprobación final o recomendar soluciones.

Los acuerdos relativos a la red de transporte pueden incluir desde la

especificación de su mantenimiento, su plan óptimo de crecimiento y las

responsabilidades de cada miembro en la construcción de su parte correspondiente

hasta la simple revisión por un comité del grupo de la planificación hecha por cada

participante de su red de transporte, del cálculo del coste y de sus efectos sobre la

fiabilidad del conjunto. También se debe definir los derechos de acceso de los

miembros para utilización de la red en la realización de intercambios de energía tanto

a corto como a largo plazo. Estos intercambios pueden ser de cualquiera de los tipos

que fueron definidos en el capítulo anterior.

El establecimiento de acuerdos relativos al uso de la red de transporte, tanto a

corto como a largo plazo, es esencial para un funcionamiento satisfactorio del pool.

A corto plazo las condiciones de uso de la red deben establecerse a fin de que pueda

materializarse la explotación coordinada del pool. A largo plazo la definición de los

derechos de uso de la red son previos al establecimiento de contratos de intercambio

47

de potencia en firme, participación en la propiedad de centrales, transporte de energía

para terceros (wheeling) y otros. Debe tenerse en cuenta que la cesión del uso de la

red de transporte de una compañía puede afectar negativamente la posición

competitiva de ésta en el mercado de energía al por mayor. En ocasiones la

construcción de una línea por una compañía beneficia más al pool que a la propia

compañía. En todos estos casos deben establecerse compensaciones o incentivos de

forma que nadie resulte perjudicado.

Los acuerdos relacionados con las centrales se enmarcan entre la adopción de un

plan de expansión de capacidad con - junto para el grupo y la posibilidad de que cada

miembro realice su plan para satisfacer su demanda, plan que es simplemente

revisado por un comité de planificación del pool. Si se adopta un plan de expansión

conjunto éste deberá contemplar las predicciones de crecimiento de demanda del

grupo, fijar criterios de fíabilidad y los modelos de planificación para satisfacer su

demanda global con esos criterios.

La definición de los derechos de acceso a la energía producida por las centrales

deberá considerar tanto el corto como el largo plazo. A corto plazo se realizarán las

transacciones citadas anteriormente, pudiendo todo miembro del grupo participar en

ellas. Por otra parte, se deben acordar procedimientos de interrupción de suministro

en caso de carencia de energía. Las soluciones pueden ir desde compartir la

interrupción a obligar al miembro con deficiencia de energía a restringir su carga en

el valor de su carencia. A largo plazo se fijarán criterios sobre participación en la

construcción de centrales y el acceso de su energía generada a la red conjunta de

transporte.

5.3. COORDINACION DE LA EXPLOTACION Y DE LA PLANIFICACION

5.3.1. COORDINACION DE LA EXPLOTACION

A corto plazo la coordinación entre los miembros del pool reduce el gasto en

48

combustible y los costes de producción. A largo plazo produce una expansión de

capacidad para el pool eficiente en el uso de capital y energía.

Los problemas que deben solucionarse en la explotación del sistema están

relacionados con el intercambio de energía, con las reservas, con la programación del

mantenimiento, con los procedimientos de emergencia, y con la programación

horaria de centrales, detallándose a continuación cada uno de ellos.

a) Transacciones económicas de energía

Estos intercambios de energía entre empresas con distintos costes marginales de

generación pueden realizarse bien mediante acuerdos bilaterales, bien utilizando un

intermediario o broker o a través de un despacho central, dependiendo la adopción de

uno u otro sistema de cuál sea el grado de integración del grupo.

Los acuerdos bilaterales entre compañías facilitan la programación por

adelantado de las centrales, permitiendo por ejemplo el ahorro de fuel a costa de

carbón o combustible nuclear. El precio de la transacción se obtendrá mediante un

método mutuamente aceptado y aprobado por FERC (ver Apéndice III). El

intercambio puede acabar cuando aumenta la potencia demandada del vendedor. Por

consiguiente, se requiere que el comprador tenga en reserva tanta energía como la

comprada. Por lo tanto, este intercambio le permitirá rebajar carga pero no parar una

central. Estos acuerdos son fáciles de negociar, siendo su facturación también

sencilla. No requieren sofisticación en equipo de control y comunicaciones, ni

significan una pérdida de autonomía para las compañías. Tienen la limitación de

necesitarse muchos acuerdos de este tipo para que participen todos los miembros del

grupo y obtener los mayores beneficios posibles por intercambio de energía.

El broker o intermediario es un medio de intercambiar información y permite

conocer hora a hora a todas las compañías los precios a que se vende o compra la

energía. Las transacciones de energía se realizarán ordenadamente, comenzando por

las compañías con los precios más dispares. La función del broker puede

49

desempeñarse manual o automáticamente, esto es, mediante ordenador. La función

del broker puede variar desde simplemente mostrar los precios y facilitar un acuerdo,

a ordenar al despacho de cada compañía el intercambio que debe realizar en la

siguiente hora. El broker tiene un coste de implantación relativa mente modesto y

permite a cada compañía preservar básicamente su autonomía de decisión. Asimismo

los beneficios derivados de cada transacción son fáciles de evaluar. Tiene la misma

limitación que el anterior, se necesitarían muchos acuerdos bilaterales para obtener

todos los beneficios posibles, y la explotación no es óptima.

Bajo el despacho central todas las centrales generadoras del power pool son

operadas como si todas formasen parte de un único sistema con el objetivo de

minimizar el coste total de explotación. Esta función se realiza de acuerdo con el

conocido principio del despacho de carga óptimo: igualar los costes incrementales de

producción de las centrales en funcionamiento, una vez ajustados para tomar en

consideración las pérdidas en la red.

En general el despacho centralizado de todas las centrales del pool lleva a

resultados distintos de los que se obtendrían despachando por separado las centrales

de cada compañía. En este hecho se basa el método de computar los beneficios de las

transacciones económicas de energía en el pool, pues las diferencias entre los

resultados de ambos despachos (centralizado e individual) son precisamente los

beneficios resultantes de los intercambios de todo tipo entre las compañías del grupo.

Este procedimiento, más complejo que el de los otros dos métodos citados

anteriormente, es ahora necesario pues aquí no pueden identificarse fácilmente

parejas de compañías compradoras y vendedoras. En los power pools con despacho

centralizado, el análisis comparativo de los despachos centralizado (que es el real) e

individuales (calculados) permite, en primer lugar, la identificación y clasificación

según tipos (transacción económica, reservas, mantenimiento, etc.) de los

intercambios entre las compañías. A cada uno de ellos se le aplica la tarifa

correspondiente (ver sección 5.4.). En los despachos individuales deben incluirse

como generación propia las compras de potencia en firme y participaciones en

50

centrales.

El despacho central es de los tres métodos de intercambio de energía vistos, el

que requiere equipos de control y comunicaciones más sofisticados, procedimientos

más complejos de facturación y significa mayor pérdida de autonomía de las

compañías. Sin embargo, permite la mayor generación de beneficios por intercambio

de energía. De estos beneficios obtenidos por el funcionamiento del despacho se

deben descontar los costes de inversión y explotación del mismo y por aumento de la

complejidad administrativa. El resultado deberá ser positivo para justificar la

inversión en un despacho central.

b) Reservas

A efectos de explotación la reserva puede ser tanto rodante (sincronizada a red)

como disponible (no sincronizada a la red). El objetivo de compartir las reservas es el

disminuir la cantidad necesaria de reservas de ambos tipos manteniendo el mismo

nivel de seguridad que existiría si las reservas fueran responsabilidad exclusiva de

cada compañía, lo cual es cierto con independencia del criterio de fijación de

reservas que se adopte.

En pools sin despacho central típicamente se asigna a cada compañía su

participación en la reserva total del grupo proporcionalmente a la máxima demanda

de potencia de la compañía. En pools con despacho central las reservas se programan

por éste de acuerdo con criterios globales de economía y seguridad, prescindiendo de

la propiedad concreta de las centrales. La determinación de las reservas aportadas por

cada compañía se realiza comparando los resultados reales de la explotación con los

despachos (ficticios) individuales de las compañías, tal como se indicó

anteriormente.

51

c) Programación del mantenimiento

Otra área posible de coordinación es la programación del mantenimiento de las

centrales. Una programación adecuada evitará la reducción de potencia de reserva a

niveles críticos durante los periodos de punta. Normalmente el alcance de la

programación será de 2 a 5 años para considerar los ciclos de carga de combustible

nuclear y el almacenamiento hidráulico supra-anual, aunque deberá revisarse

frecuentemente para reflejar las paradas forzosas que se convierten en programadas

así como los cambios en la disponibilidad de los equipos.

Una de las tareas más difíciles de la programación con junta del mantenimiento

será inducir a los miembros del grupo a conformarse con ella. Mediante incentivos

económicos se puede compensar a las compañías que se ven obligadas a revisar sus

centrales cuando es óptimo para el grupo pero no para ellas.

d) Procedimientos en situaciones de emergencia

Estos procedimientos incluyen acciones tales como interrupción del suministro,

disminución de la frecuencia y reducción de la tensión. La coordinación de estas

acciones permite maximizar la fiabilidad y minimizar los efectos de las situaciones

de contingencia. De acuerdo con las directrices de NAPSIC (Consejo de Seguridad

para la Industria Eléctrica) cada pool debe fijar sus opias normas internas arbitrando

las responsabilidades específicas de cada compañía. En pools con alto nivel de

integración se comparten las interrupciones de suministro.

e) Programación horaria de las centrales

El arranque y parada de las centrales puede programarse por cada compañía o

por el pool. En este último caso, y si también existe despacho centralizado, puede

afirmarse que el pool es explotado como si se tratase de un sistema único. Esta

situación, en la que se minimizan los costes de explotación lleva también a una

52

mayor pérdida de autonomía en el control del propio sistema por cada compañía.

Deben arbritarse compensaciones económicas para aquellas compañías que acoplan

centrales a la red por encima de sus propias necesidades y a requerimientos del pool.

5.3.2. COORDINACION DE LA PLANIFICACION

Los derechos y deberes de las compañías de un pool con respecto a la propiedad

y el uso de las instalaciones de producci6n (centrales y red) fueron comentadas en la

sección 5.2. Aquí insistiremos sobre este tema bajo el punto de vista especifico de la

planificación. Debe repetirse aquí que solamente en pools con elevado nivel de

integración existen obligaciones especificas de los miembros en lo que respecta a la

planificación. En pools menos integrados estas obligaciones se reducen a presentar

los planes individuales a un comité del pool para su conocimiento por el resto de los

miembros.

En lo que respecta a las centrales, la planificación con junta ayuda a los

miembros del grupo a tratar de alcanzar la estructura óptima de generación. En los

pools más integrados, según unas predicciones de carga y unos criterios de fiabilidad

establecidos se determinan las necesidades de potencia instalada para el grupo, que

luego se repartirán entre los miembros atendiendo a su potencia demandada máxima

y a la forma de su curva de carga. Por consiguiente, cada participante estará obligado

a tener potencia instalada suficiente como para satisfacer su curva de demanda y su

parte correspondiente de reserva. En caso de carencia de potencia deberá realizar

contratos de compra en firme o adquisiciones de parte de una central so pena de tener

que pagar una penalización por Kw. de defecto. Estas responsabilidades de potencia

instalada se revisarán periódicamente para considerar variaciones en demanda tanto

de una compañía como del conjunto

Las compañías pueden planificar centrales o líneas que no interesen al grupo,

pero sólo las etiquetadas como de interés conjunto recibirán beneficios de grupo. De

estas últimas centrales las compañías pueden, y a veces también deben, ofrecer a

53

otros miembros parte de su potencia y energía bajo contratos a corto o a largo plazo.

A corto plazo permiten satisfacer necesidades o deficiencias de potencia de un

miembro antes de la próxima revisión de asignación de responsabilidades de

potencia. A largo plazo, vida de central, la compañía compradora dispondrá de parte

de la potencia de esa central.

5.4. FIJACION DE PRECIOS POR INTERCAMBIOS DE ENERGIA Y USO DE

LA RED DE TRANSPORTE

Tal como se indicó anteriormente, nada distingue a las compañías que forman

parte de un power pool en lo que respecta a sus relaciones para temas de tarificación

con las comisiones reguladoras estatales y en sus intercambios de energía con

compañías ajenas al pool y que son regulados por FERC. Centrándonos ahora en las

transacciones entre empresas del pool, una primera afirmación es que para muchas de

ellas (las que no se ven afecta das por la coordinación de la explotación del pool,

como son los intercambios de potencia firme, potencia del sistema, etc.)sigue siendo

enteramente aplicable lo expuesto en el capítulo 4 sobre las características y tarifas

de las ventas al por mayor de energía. Sin embargo, en un power pool se dan dos

fenómenos que requieren ampliar lo expuesto en el capítulo 4.

a) En un power pool pueden darse nuevos tipos de transacciones a causa de las

estrechas relaciones de coordinación entre sus miembros. Este es el caso de los

intercambios de reservas y de las transacciones de energía en situación de

mantenimiento forzoso o programado.

b) En power pools con alto nivel de integración, y en particular cuando existe

despacho centralizado, no es posible identificar transacciones individuales entre

compañías y ni siquiera saber a priori si existen ni de qué tipo son, con lo que la

aplicación de los criterios de fijación de precios del capítulo 4 no puede hacerse.

Es al análisis de estos dos casos a lo que se dedicará preferentemente esta

54

sección. En todo caso hay un conjunto de principios a los que deben atenerse los

procedimientos de fijación de precios en los power pools: el pool debe identificar las

transacciones que crean beneficios y costes, diseñar métodos para calcularlos y

establecer una distribución equitativa y eficaz. Los precios calculados deberán cubrir

el coste de todas las transacciones, producir el mayor ahorro posible y una equitativa

distribución de costes y beneficios entre los miembros del grupo. Cuanto mayor es el

nivel de integración del pool, aumenta la complejidad del proceso de fijación de

precios para poder asegurar la equidad.

A fin de establecer los precios de las transacciones ir ternas al pool, éstas pueden

clasificarse en tres tipos

- Transacciones de energía.

- Transacciones de capacidad.

- Transacciones por uso de la red.

a) Transacciones de energía

Esta categoría corresponde a las transacciones económicas de energía descritas

en el capítulo 4 y que, a fin de establecer precios, se subdivide en varias categorías:

transacciones económicas propiamente dichas, por parada programada, por parada

forzosa y por defecto de capacidad. En el caso del power pools sin despacho

centralizado la identificación de estas transacciones es inmediata. Si hay despacho

centralizado debe hacerse uso del procedimiento indicado anteriormente:

comparación de la programación real a posteriori con los despachos individuales

calculados.

Las transacciones económicas corresponden simplemente a transacciones que

tienen lugar a causa de los diferentes costes incrementales de las compañías

compradora y vendedora. Las otras tres categorías corresponden a transacciones

económicas que tienen lugar en situaciones especiales. En las transacciones de

55

parada programada o forzosa el intercambio tiene lugar mientras una central, que

hubiera sido utilizada, de la compañía compradora está fuera de servicio por

mantenimiento programado por el pool o por indisponibilidad forzosa,

respectivamente. En las transacciones por defecto de capacidad la compañía

compradora está en una situación deficitaria de potencia (capacidad instalada más

compras de capacidad de otras centrales más compras de potencia firme) y no puede

hacer frente a su propia demanda más las reservas asignadas por el pool.

En todos estos casos el precio de los intercambios viene determinado por los

costes incrementales de las respectivas compañías. Los costes derivados del cálculo

de los despachos individuales se utilizarán en pools con despacho centralizado. Esto

genera un fondo de ahorro, por ser superior lo pagado por las compañías

compradoras a lo ingresado por las vendedoras. Este fon do se reparte a posteriori de

acuerdo con criterios preestablecidos, como por ejemplo proporcionalmente a la

participación de cada compañía en transacciones estrictamente económicas.

b) Transacciones de capacidad

Estas transacciones tienen lugar cuando una compañía necesita capacidad (y no

necesariamente energía) de otra compañía para poder cumplir su responsabilidad de

capacidad con el pool demanda máxima propia más reservas asignadas. Esta

situación puede solaparse con la transacción de capacidad con lo que los

correspondientes costes deben sumarse. Pueden distinguirse varias categorías: para

reservas, por parada programada, por parada forzosa y por defecto de capacidad. Las

tres últimas fueron definidas anteriormente. La transacción para reservas tiene lugar

cuan do una compañía encuentra que su cuota de reserva en el pool puede

conseguirse en forma más económica con una central de otra compañía.

Los precios de estas transacciones se obtienen nuevamente a partir de los costes

incrementales de las compañías que participan en la transacción y a causa de la

misma, debiendo por tanto aclararse que ahora estos costes incrementales no

56

incluyen la componente de energía (tenida ya en cuenta al valorar las transacciones

de energía) sino únicamente la asociada a la transacción de capacidad. Por ejemplo,

en una transacción para reservas donde la compañía compradora evita acoplar una

central que solamente hubiese utilizado para satisfacer su cuota de reservas, el precio

debe reflejar los costes evitados de arranque, operación en mínimo técnico y parada

de la central.

Un tema conflictivo es la fijación del máximo tiempo que una indisponibilidad

forzosa puede considerarse como tal, y no como un defecto de capacidad. Esta

situación puede darse cuan do una central sufre una indisponibilidad forzosa de muy

larga duración. El precio de la transacción de indisponibilidad forzosa suele ser

aumentado sobre el que reflejar. los costes incrementales, a fin de incentivar una

política de alta disponibilidad en las compañías.

Una compañía en situación de defecto de capacidad debe pagar una penalización

que típicamente debe aproximarse al coste de capital de la central más barata que

podría comprarse para satisfacer las necesidades de capacidad de la compañía. Por lo

general las compañías antes de llegar a esta situación gestionan compra de potencia

firme o capacidad de otras compañías en las condiciones habituales descritas en el

capítulo 4.

En cuanto a la red de transporte, los precios deben tener en cuenta la utilización

que hace una compañía de la red de otra. No existe método único de establecimiento

de precios dada la dificultad de compensar de forma equitativa y eficiente por el uso

de la red.

Los precios se pueden. fijar en función de las pérdidas o bien tender a precios

uniformes si hay muchos intercambios de energía a corto plazo. Si se adoptan estos

últimos el grupo deberá decidir qué intercambios son cubiertos por estos precios y

cuales no.

57

CAPITULO 6

CONCLUSIONES

6.1. INTRODUCCION

Este informe ha presentado los aspectos más significativos de la práctica de la

tarificación eléctrica en EE.UU. Tras una breve introducción a la industria eléctrica

norteamericana y una descripción de sus principales organismos reguladores

(Capitulo 1), el informe ha centrado su atención sobre cuatro temas característicos en

el establecimiento de las tarifas eléctricas estadounidenses: la determinación del

coste medio de servicio de la energía eléctrica (Capitulo 2), la asignación de costes y

obtención de la estructura tarifaria para las ventas a abonados (Capítulo 3), la

descripción de las diferentes categorías de ventas al por mayor y los criterios para la

fijación de sus precios(Capitulo 4), y las modificaciones que en todo lo anterior

deben introducirse cuando las ventas de energía tienen lugar dentro del marco de una

agrupación de empresas eléctricas o power pool (Capítulo 5). Sendos apéndices al

final de este documento presentan información adicional y/o más detallada sobre

estos cuatro temas fundamentales.

Tal como se indicó en la presentación de este informe, una característica

sobresaliente en la tarificación eléctrica norteamericana es la gran diversidad de

procedimientos actualmente vigentes y que han venido experimentando a su vez

modificaciones ya desde el comienzo de la actividad reguladora sobre esta industria

con las primeras comisiones estatales en Nueva York y Wisconsin (1907) y con la

promulgación en 1920 de la Federal Power Act que creó la Federal Power

Commission, ahora FERC. Sin embargo, a pesar de toda esta diversidad, existe una

estructura relativamente estable en el tiempo y común a la mayor parte de los

enfoques utilizados. Esta estructura común es la que se ha pretendido reflejar en el

presente documento.

Quedarla este informe incompleto si no se indicaran, aunque sea brevemente, las

58

criticas que se han formulado a diversos aspectos del enfoque norteamericano a la

tarificación eléctrica y las principales direcciones de cambio que han sido propuestas.

A este objetivo se dedicará el resto de este capítulo. Para una exposición detallada de

estos temas pueden consultarse las referencias (4, 6, 9, 25, 26, 27, 28, 32, 39, 44, 48,

49, 50). Aquí únicamente se ofrecerá una breve reseña de los mismos.

6.2. DISCUSION

Globalmente hablando, y juzgando por sus resultados indirectos puede afirmarse

que el sistema norteamericano de tarificación eléctrica ha funcionado

satisfactoriamente a lo largo de los años (49): se han evitado duplicaciones

innecesarias, el coste de la electricidad ha sido comparativamente bajo, la calidad en

el suministro de servicio ha sido excelente, se ha retribuido adecuadamente a la

inversión de capital y se han evitado discriminaciones claramente injustas en la

estructura de las tarifas.

Sin embargo, y en especial en los últimos años, se formulado críticas y/o

propuestas de modificación referentes muchos de los diversos aspectos de la

tarificación eléctrica EE.UU. A continuación se comentan las más significativas.

Tal como se ha comentado varias veces a lo largo de este informe, un aspecto

que llama poderosamente la atención en la tarificación eléctrica norteamericana es la

variedad de organismos reguladores, que pueden resultar en la aplicación de

procedimientos bien diferenciados incluso a la misma compañía (e.g., cuando ésta

opera en varios estados). Esto puede llevar de hecho a situaciones paradójicas como

la de cierta compañía del estado de Massachusetts, que se ha dividido a sí misma en

una compañía exclusivamente de generación y transporte y en otras puramente

distribuidoras a fin de evitar la acción reguladora del estado (particularmente estricta)

y pasar a depender de FERC. El caso opuesto se da en el estado de Texas, con una

comisión reguladora más proclive a favorecer a las empresas eléctricas, que se han

desconectado físicamente del resto de la red norteamericana a fin de evitar por

59

completo la jurisdicción de FERC. Numerosos intentos, por lo general patrocinados

por FERC, el Ministerio de Energía o la National Association of Regulatory Utility

Commissioners, se han realizado para conseguir una mayor homogeneidad en

criterios y métodos.

Es opinión de diversos autores (ver por ejemplo 28,26, 44, 49) que la salud

financiera de la industria eléctrica norteamericana ha decaído en los últimos años, lo

que ha resultado en retribuciones al capital demasiado bajas y consiguientemente en

dificultades para mantener un programa adecuado de inversiones en nuevas

instalaciones. Esta situación es nueva en la industria eléctrica en EE.UU., que hasta

los años 1970 había experimentado una situación de precios decrecientes de la

electricidad. Esta tendencia se ha invertido desde entonces, a causa de un conjunto de

factores entre los que se encuentra el elevado coste del dinero, las dificultades legales

para construir nuevas centrales y líneas, el aumento en el coste del combustible y la

escalada general de los costes. En esta situación el habitual desfase que el

mecanismo regulador norteamericano introduce entre la aprobación de nuevas tarifas

y el momento para el cual se diseñaron (regulatory lag) puede revestir gran

importancia, pues la tasa de remuneración del capital calculada usando costes del

pasado año resulta insuficiente para el año en curso. No se trata por consiguiente de

una dificultad intrínseca al método de los ingresos necesarios, que de hecho debe

considerarse más como una sistematización de la determinación del coste de servicio

que como un procedimiento original. Se trata más bien de un problema en la

realización práctica del método. Para su resolución se han propuesto diversos

métodos (49, 26, 4) entre los que destacan la reducción del tiempo de tramitación de

las solicitudes de cambio de tarifas y el uso de estimaciones de costes futuros en el

cálculo del coste de servicio.

Es probable que el aspecto que recientemente ha sido con más frecuencia objeto

de las críticas es la filosofía misma en que se basa el cálculo del coste de servicio y la

estructura de las tarifas. La teoría económica indica que las tarifas alcanzan el óptimo

de eficiencia económica cuando son iguales a los costes marginales de operar el

60

sistema eléctrico. Actualmente las tarifas que se basan en los costes medios

contables(embedded costs) resultan inferiores a los costes marginales, pues los costes

histéricos incluyen centrales antiguas construidas a bajo coste. Numerosos libros y

artículos se han publicado en los últimos años desarrollando los diversos aspectos

teóricos y prácticos del enfoque marginalista al establecimiento de tarifas.

Un tema estrechamente relacionado con el anterior es el de la determinación de

una estructura adecuada de las tarifas, a partir de un coste dado de servicio. Se

achaca a la estructura tarifaria en EE.UU. su incapacidad para transmitir a los abona -

dos señales por medio de los precios que tiendan a conducirles a un uso

económicamente más eficiente de la energía eléctrica (39, 50, 6, 15, 26). Las actuales

tarifas por lo general no discriminan entre horas del día y/o estaciones a pesar de que

los costes reales varían significativamente con las horas y/o estación. De esta forma

no se carga a los abonados en proporción a su responsabilidad en las nuevas

inversiones en instalaciones, ni se estimula adecuadamente a desplazar el consumo

de energía hacia las horas valle.

Los últimos años han visto el nacimiento de diversas iniciativas para resolver

este problema, entre las que destacan el estudio patrocinado por el Electric Power

Research Institute para investigar la factibilidad y conveniencia de nuevas estructuras

de tarifas (6, 7, 8, 9, 50) y la publicación de la Public Utility Regulatory Policies Act

(PURPA) en 1978. PURPA establece directrices sobre aspectos tales como

prohibición de las estructuras de bloques decrecientes de energía (que pueden

estimular indebidamente el consumo), fomento de las tarifas con discriminación

horaria, tarifas de energía interrumpible, tarifas estacionales, etc. El estudio del EPRI

se ha concentrado en cinco áreas: a) diseño, realización y evaluación de nuevas

estructuras de tarifas, b) necesidades de instrumentación y equipos para realizar

gestión de carga, c) idem para abonados bajo tarifas con discriminación horaria, d)

evaluación de la aceptación de nuevas estructuras de tarifas por el abonado, y e)

métodos para el análisis coste-beneficio de la gestión de carga y las tarifas con

discriminación horaria. Varias compañías eléctricas han comenzado ya a poner en

61

práctica algunas de estas nuevas estructuras de tarifas (25, 8). A las razones ya

señaladas para realizar una revisión de la estructura de tarifas (eliminación de

tratamientos injustos a ciertos tipos de abonados, aumento de la eficiencia

económica) se ha añadido recientemente otra de carácter tecnológico: los avances en

ordenadores y en técnicas de medición han eliminado muchas de las trabas de tipo

administrativo y de medida que dificultaban la implantación de nuevos sistemas de

tarificación.

Es escasa la atención que las comisiones reguladoras han prestado al tema de la

determinación de la estructura final de la tarifa para cada tipo de abonados. NARUC

en (3) sugiere una homogeneización de los procedimientos utilizados para asignar los

costes a cada uno de estos tipos. Es interesante reseñar que, aun dejando vía libre

para utilizar procedimientos inspirados en criterios marginalistas o de discriminación

horaria, el documento no presenta los elementos para llevarlos a cabo. Este

desarrollo si puede encontrarse en los estudios posteriores sobre tarifas del EPRI (50,

6, 7, 8, 9).

El tema de las ventas de energía al por mayor está actualmente siendo sometido

a un intenso debate (26, 27, 28, 44, 5, 32). No se trata en este caso de revisar la

estructura misma de estas ventas, es decir, su clasificación en diversas categorías y

los criterios básicos de fijación de precios para cada una de ellas, sino que es su

regulación por PERC lo que está en tela de juicio. Es generalmente reconocido que

es en el ámbito de las ventas al por mayor donde puede existir verdadera

competitividad entre las compañías eléctricas, que tratan de captar mercados para sus

excedentes de potencia y/o energía, así como de obtener compensaciones económicas

por la utilización de su red. En este sentido se han propugnado diversos posibles

esquemas de desregulación de las ventas al por mayor a fin de fomentarla

competitividad entre las empresas eléctricas y por ende la eficiencia económica del

conjunto. De hecho FERC acaba de iniciar un experimento de este tipo involucrando

6 compañías eléctricas interconectadas del suroeste de EE.UU. (32).

62

En estrecha relación con el tema anterior se encuentra el de los power pools. Se

trata de un fenómeno cualitativo y cuantitativamente de gran importancia en EE.UU.,

pero que en la actualidad ha detenido su crecimiento. Se han realizado recientemente

actividades de promoción de los power pools por FERC y el Ministerio de Energía,

por considerarlos un medio eficaz de mejorar la explotación conjunta de la industria

eléctrica, tanto económicamente como bajo el punto de vista de la fiabilidad (43, 17,

19).

63

CAPITULO 7

BIBLIOGRAFIA

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RELACION DE REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS POR TEMAS

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