Así funcionan las pérdidas de la red eléctrica

Existe un concepto fundamental en los grandes sistemas eléctricos modernos que resulta muy poco conocido a ojos del gran público, e incluso a veces genera dudas entre los profesionales del sector energético. Se trata de las pérdidas de la red de transporte y distribución de electricidad.

Se trata de un concepto inherente a las limitaciones tecnológicas de las redes a gran escala, así como a las propias leyes físicas de la corriente eléctrica; además de a un incorrecto uso de las líneas eléctricas en algunas ocasiones.

En todo caso, su tratamiento desde el punto de vista del mercado y del sistema tarifario deviene en un resultado económico que supone unos ingresos para el sistema eléctrico que en la mayor parte de los países occidentales se utiliza para el propio mantenimiento de la red.

¿Qué son las pérdidas?

Empecemos aquí por indicar que las redes de transporte y distribución de electricidad, como cualquier circuito eléctrico real, no son un sistema perfecto e ideal. Si fuesen un circuito ideal ello significaría que toda la energía que sale de las centrales de generación eléctrica llegaría a los consumidores finales sin ningún tipo de pérdida. Pero no**, como decimos no existen los circuitos ideales, sino que una parte de esa energía tiende a perderse por el camino,** es decir, por las redes de transporte y distribución por las que circula desde la central hasta el contador del consumidor.

Recordemos brevemente que las redes de transporte son las líneas de alta tensión (más de 36 kV) que cubren grandes distancias (las que solemos ver desde la carretera cuando viajamos en coche) mientras que las líneas de distribución son las líneas de media tensión (1 a 36 kV) que hacen transitar la corriente eléctrica cerca de los núcleos poblacionales o polígonos, así como dentro ya de los núcleos poblacionales o polígonos industriales, constituyen también la distribución de electricidad las líneas de baja tensión (menos de 1 kV) y que entregan la electricidad al cliente final.

Y resulta que a través de ese entramado de líneas de alta, media y baja tensión por las que circula el fluido eléctrico una parte de la energía que se inyecta desde las centrales de generación se pierde y no llega al cliente final, tal y como anticipábamos.

A esto le llamamos pérdidas del sistema eléctrico, existiendo generalmente dos tipos de pérdidas: las técnicas y las no técnicas.

¿Qué son las pérdidas técnicas?

Las pérdidas técnicas se producen principalmente por dos motivos de carácter tecnológico.

El primero de ellos es el denominado por los físicos como “efecto Joule”, por el cual parte de la energía transportada por la corriente a través de los cables eléctricos de transporte y distribución se pierde por efecto de la energía cinética generada por el movimiento de los electrones en su circulación por el interior del propio conductor. Se produce en esencia por los continuos choques entre los núcleos atómicos, disipándose en consecuencia una parte de la susodicha energía en forma de calor. En añadido al movimiento cinético, la resistencia del propio material a la corriente que circula por el mismo, aunque sea pequeña en el caso de buenos conductores, también genera calor y conlleva pérdidas.

Valga decir aquí, como apunte rápido, que cuanto mayor es el voltaje (tensión) de la línea, menores son las pérdidas producidas (algo así como que al pasar más rápido da menos tiempo a que se pierda energía en forma de calor por los comentados choques). Esta es la razón principal de que a largas distancias (transporte) se trabaje con altas tensiones, y luego se vayan reduciendo hasta llegar al consumidor final (siempre se consume en baja tensión, que es como la corriente eléctrica nos resulta útil, por supuesto**). Y otro apunte rápido: la facilidad de la corriente alterna para transformar su tensión, pasando de baja a alta y viceversa con los transformadores, es la razón de que los sistemas eléctricos modernos utilicen corriente alterna** en vez de corriente continua.

El segundo de los dos principales motivos que indicábamos es el debido a que, además de atravesar la corriente eléctrica los cables de transporte y distribución**, también transita por diferentes máquinas eléctricas y elementos, como subestaciones, centros de transformación y sistemas análogos**. Puesto que estos sistemas van transformando la tensión de la corriente a lo largo de las líneas de transporte y distribución. Y evidentemente estas máquinas eléctricas tampoco son ideales, así que en el proceso de transformación también se pierde energía (por el “efecto joule”, pero también por el denominado como efecto magnético).

¿Qué son las pérdidas no técnicas?

Por otro lado existen pérdidas en la red que no se deben a procesos físicos o tecnológicos, sino al uso a veces erróneo pero las más de las veces fraudulento de las redes. Es decir, a enganches ilegales o alteraciones de los equipos de medida, principalmente.

Por poner dos ejemplos conocidos y muy significativos de éstos, en España son famosos y suelen aparecer recurrentemente en los medios de comunicación los casos de enganches ilegales de electricidad en la zona conocida como “Cañada Real”, un poblado chabolista situado a las afueras de la ciudad de Madrid, así como los enganches en Granada para el cultivo ilegal de marihuana, que es intensivo en luz ultravioleta.

Recientemente publicaba Endesa una nota de prensa muy interesante al respecto, sobre la estimación de pérdidas no técnicas asociadas a cultivos ilegales de marihuana en España que puede consultarse haciendo click aquí, y que nos sirve para ejemplificar con datos certeros lo tratado a este respecto.

¿Cuál es el efecto económico de las pérdidas?

Los sistemas eléctricos nacionales modernos suelen tener en cuenta como decíamos al principio de este ensayo el efecto de las pérdidas de la red, sumando las pérdidas técnicas y las no técnicas. En concreto lo tienen en cuenta como efecto económico, tendiendo a generar un ingreso económico para el sistema eléctrico, y ello porque estipulan el cobro de un concepto regulado a los clientes del sistema, en base al coeficiente porcentual de pérdidas calculado para el sistema.

Es decir, si “verbi gratia” las pérdidas medidas en un momento concreto son del 5% pues los clientes tendrán que pagar un 5% adicional en factura para compensarlas.

Recordemos aquí muy rápido que la factura eléctrica incluye el precio de mercado de la energía (el pactado por el cliente con su compañía, o bien el precio que salga en el mercado mayorista si no hay pacto de precio fijo), pero a ese coste de la energía se le adicionan conceptos regulados, y las pérdidas del sistema serían uno de ellos.

Veamos a continuación, desarrollando un ejemplo muy simplificado, cómo funciona económicamente la gestión de las pérdidas.

Para nuestro ejemplo propondremos un sistema nacional de transporte en alta tensión con unas pérdidas del 2 %, un sistema de distribución en media tensión con unas pérdidas del 4 % y un sistema de distribución en baja tensión con unas pérdidas del 8%. Como ya se dijo antes cuanto menor es la tensión, mayores tenderán a ser las pérdidas técnicas. Los enganches ilegales resultarán también más habituales en las redes de baja tensión o de media tensión en todo caso.

Y tenemos en cuenta en estos promedios de pérdidas del ejemplo corresponden tanto a las líneas como cuanto a las subestaciones y transformadores. Igualmente pensaremos que corresponden tanto a pérdidas técnicas como a pérdidas no técnicas. El promedio de pérdidas de este sistema eléctrico nacional que se ha expuesto (2% en alta tensión, 4 % en media tensión y 8% en baja tensión) es del 5 % en nuestro ejemplo.

Estas pérdidas en los sistemas eléctricos nacionales occidentales suelen dar lugar a un concepto regulado en la factura del consumidor eléctrico como ya dijimos.

Para que nuestro ejemplo sea extremadamente sencillo y resulte fácil visualizar la conclusión a la que nos dirigimos, obviaremos el resto de posibles componentes regulados que puedan existir, y pensaremos que el precio de la energía en factura en este caso es solo el del coste de mercado más el 5% de recargo para cubrir las pérdidas. +

Hay que añadir en este punto que los comercializadores, que son los agentes del mercado eléctrico que compran la energía al por mayor en el mercado y luego la venden a los consumidores finales, son quienes realizan el contrato comercial con dicho consumidor final y les cobrarán en factura el precio de la energía más el precio de los componentes regulados en vigor en cada momento (vamos a suponer que no cobran ningún margen comercial, para que sea más fácil y claro ver el resultado económico de las pérdidas que vamos buscando).

Imaginemos ahora que en un día determinado la oferta casada en el mercado mayorista de electricidad para el día siguiente asciende a 100.000 MWh de energía, y que el precio marginalista del mercado es de 100 €/MWh. Los generadores que han visto casadas sus ofertas (por estar por debajo del precio marginal que casa el total de la demanda) cobrarán en este escenario 10.000.000 € este día por la energía producida. Mientras que en contrapartida los comercializadores (para comprar la energía de sus clientes, consumidores finales) que han arrojado al mercado sus ofertas de demanda de electricidad para ese día pagarán los 10.000.000 € indicados para el resultado diario del mercado de este ejemplo.

Continuando con nuestro ejercicio de comprensión, pensemos que durante la operación del sistema, el día siguiente al resultado del mercado que hemos expuesto en el párrafo que precede, se mantiene el consumo previsto y los clientes del sistema eléctrico demandan exactamente los 100.000 MWh. Siendo las pérdidas del sistema del 5% según se dijo, no van a llegar más que 95.000 MWh a sus contadores, pues el porcentaje indicado se habrá perdido en el sistema de transporte y distribución según se explicó antes.

Así que los generadores realmente tendrán que inyectar durante el día de la operación un total de 105.264 MWh para que lleguen 100.000 MWh a los contadores de los consumidores eléctricos. En los mercados de ajuste diarios del Operador del sistema (en España sería la compañía Red Eléctrica) se negociarán intradía esos 5.264 MWh adicionales, que los generadores cobrarán y los comercializadores tendrán que pagar. Imaginemos que la negociación de estos mercados del Operador esta energía adicional se valora en 6 €/MWh, con lo cual los generadores cobrarían 31.579 € y los comercializadores pagarían dicha cantidad añadida para abastecer a sus clientes.

Finalicemos ya nuestro ejemplo, para visualizar el resultado económico de las pérdidas. El cliente final tendrá que pagar en factura el precio de mercado, es decir, un total de 10.031.579 € que han resultado de coste total de la energía y, que divididos entre los 100.000 MWh que hayan medido los contadores eléctricos de sus suministros individuales, ascenderá a un precio en factura de 100,32 €/MWh. Sin embargo, el precio en factura al recargarse con el 5 % del componente regulado por las pérdidas será de 105,33 €/MWh. Así que ya podemos observar llegados a este punto que los generadores del sistema eléctrico han tenido unos ingresos de 10.031.579 € mientras que los consumidores de dicho sistema han pagado un total de 10.533.158 € (100.000 MWh multiplicados por el precio de 105,33 €/MWh de la factura).

Esa diferencia de 501.579 € aproximadamente son los beneficios económicos del sistema por la tasa de pérdidas cobrada, y como decíamos se suelen destinar por las legislaciones nacionales al mantenimiento del sistema eléctrico (igual que buena parte del resto de componentes regulados).

¿Cómo podemos conocer las pérdidas del sistema en España?

La medición de las pérdidas está encomendada en nuestro país a Red Eléctrica, el operador del sistema eléctrico. Y la realidad es que solo se conocen las pérdidas reales (técnicas más no técnicas) “a posteriori”. Así que se suele trabajar, de cara a facturar a los clientes, con estimaciones y mediciones estimadas.

Operativamente existen unas pérdidas estándar, que se aprueban normativamente por parte del Ministerio o del Regulador del mercado eléctrico. Hasta el año 2021 se encontraban estas pérdidas estándar en el Real Decreto 216/2014 y ahora en este momento se encuentran en la Circular 3/2020. Se establecen unos coeficientes de pérdidas estimadas para cada período de cada tarifa de acceso.

Para ajustar en cada momento lo mejor posible las pérdidas estándar, el operador Red Eléctrica va publicando unos ficheros con las mediciones resultantes de cada mes, en la web ESIOS (en sus archivos A2 y C2). Suelen ir publicando para cada período unos coeficientes de ajuste denominados “k estim” y que como su propio nombre apunta van siendo estimaciones derivadas de mediciones temporales. Y finalmente hay una liquidación definitiva anual que se denomina “k real” publicadas en el archivo C5 con el dato definitivo por tarifa y por período.

De esta manera el sistema intenta ajustar el cobro a los clientes a la realidad del sistema en cada momento. Valga decir como punto final que tanto el operador Red Eléctrica como las compañías de distribución eléctrica trabajan en todo momento con el objetivo de reducir tanto las pérdidas técnicas y no técnicas, para lo cual van diseñando planes y proyectos que de forma cada vez más sofisticada intentan atacar el problema.

Andrés Muñoz Barrios es Licenciado en Derecho y Máster en Economía Aplicada