legal, técnica y de pricing. Coberturas. Formación. o Supervisión y proyección de liquidaciones y garantías. o ERP+CRM completo NEURO360, con distintas versiones: Facturación de todo tipo de productos, estimaciones, multiclick, batería virtual, etc. o Previsión de demanda y autoconsumo y gestión en mercado a éxito con rentabilidad en intradiarios y reducción de desvíos. o Backoffice completo y objeción de medidas. o Para PRODUCTORES y REPRESENTANTES DE PRODUCTORES: o Trámites de alta y asociación de instalaciones, consultoría y formación. Web de Productores. o Backoffice completo de mercado, liquidaciones y generación de autofacturas. o Previsión de producción solar y gestión en mercado a éxito. o Para DISTRIBUIDORES: Software con gestión de rutas y lecturas, control de abonados, switching, facturación, intercambios con OS y CNMC, etc. o Para COMERCIALIZADORAS DE GAS: Integrado con Neuro360. Consultoría y backoffice completo. [email protected][email protected]
4. Efectos de las pérdidas por elevación a barras de central. 5. Gestión activa en mercado para minimizar el desvío. 6. Apantallamiento. 7. Servicios y productos.
RAD3 + BS3 + BALX + EXD + FP1 + IN3 + IN7 + CFP + CT3 + (DSV + BS3DV + RAD3DV) + PPCC + RETOM + RETOS) * (1 + PERD) + FNEE] * [1 + TM / (1 – TM)] + CARGO + PEAJE y BS; donde: • PMD → Precio Mercado Diario. Con contratos a plazo puede conseguirse otro precio y con intradiarios. • RT3 + RT6 + RAD3 + BS3 + BALX + EXD + FP1 + IN3 + IN7 + CFP + CT3 → Costes de adquisición a la demanda. Nada que hacer. • PPCC, PERD, TM, CARGO y PEAJE → Pagos por Capacidad, Pérdidas, Tasa Municipal (TOVP), Cargos y Peajes. Según BOE. • RETOM y RETOS → Retribuciones del Operador del Mercado y del Operador del Sistema. Dependen de la energía adquirida. • FNEE → Aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética. Dependen de las ventas del año – 2, de nuestro consumo actual y del valor que queramos repercutir. • DSV, BS3DV y RAD3DV → Los propios desvíos y Banda Secundaria y Respuesta Activa a la Demanda aplicados sobre la energía desviada. • BS → Coste financiación bono social. Según los CUPS activos.
Características del Tipo de Punto Tensión / Potencia Tarifa Comentarios 1 Potencia >= 10 MW AT 6.X TD/TDVE Telemedida Registro h y Qh 2 450 kW < Potencia < 10 MW AT 6.X TD/TDVE Telemedida Registro h y Qh 3 50 kW < Potencia <= 450 kW AT 6.X TD/TDVE Telemedida/Telegestión opcional BT > 15 kW 3.0 TD/TDVE Registro h y Qh / h ó Qh / h 4 15 kW < Potencia <= 50 kW AT 6.X TD/TDVE Telegestión BT > 15 kW 3.0 TD/TDVE Registro horario si Telegestión 5 Potencia <= 15 kW AT 6.X TD/TDVE Telegestión BT <= 15 kW 2.0 TD Registro horario si Telegestión
30 35 40 45 50 1 3 5 7 9 11131517192123252729313335373941434547495153555759616365676971737577798183858789919395 Cuartohorario • Para las centrales en régimen especial, que además adquieran energía, el conjunto de la instalación se clasificará en el tipo que corresponda, conforme a la mayor de las potencias (generación o consumidor). • Si hace falta en Tipo 3, así como para los tipos 4 y 5, a medida que haga falta sustituir los equipos se irán poniendo con registro Qh. No va a haber ninguna campaña. • Aunque no hay equipos de medida con capacidad Qh para telegestión. • Interpolación lineal con los datos horarios (o con el perfilado horario) para sacar cuartohorario.
aceptación o confirmación retroactiva. Cuidado con grandes clientes. • Fecha Fin: Mismo caso que el anterior. Ojo con los peajes directos, que van por fuera de sistema. Atentos a CCH en el ftp. • Estado: Vinculado a lo anterior. Ojo los que estén pendientes de activación o baja, en proceso de anulación, desistimiento o reposición y los que estén en un proceso de corte por impago. • Ubicación (Código Postal): En el contrato, SIPS, SIMEL y en el primer F1 de peajes. Importante saber si es TNP (No Peninsular). • Tarifa de Acceso: En combinación con la potencia contratada me permite establecer los clientes más grandes. • Potencia Contratada: No tiene por qué tener vinculación directa con el consumo, pero puede ser un dato válido en la mayoría de las situaciones vinculado a perfiles propios kWh/kW en altas nuevas donde todavía no tenga histórico de CCH, ni SIPS. • Marca Pérdidas: Vía switching. No confundir con las pérdidas por elevación a barras de central. Habitualmente son pérdidas de línea desde el punto de medida hasta el punto frontera y por Alta Tensión medida en Baja Tensión. Puede haber un porcentaje de pérdidas a añadir al consumo de contador (pérdidas en carga) más una cantidad vinculada a la potencia del transformador (pérdidas en vacío).
P0 y SIMEL. Son datos que pueden no estar actualizados y que no terminen de aportar valor. Lo importante es saber reconocer a través del cliente, comercial o con los datos de consumo si, siendo un cliente (o grupo de clientes) importante para nuestra cartera, tienen comportamientos irregulares para implementar los modelos de previsión más adecuados: • Regantes. Agricultura, ganadería y pesca. • Servicios auxiliares de Producción. • Las medidas de consumo o histórico: • CCH: Telemedida (Tipos 1 y 2; opcionalmente 3), ftp de distribuidoras (medida bruta vs facturable) y SIMEL. • Cierres de contador por periodo: SIPS/P0 y facturación propia emitida al cliente. • Hándicap en estimaciones, contemplar bien facturas y medidas de rectificativas y regularizadoras, así como de las complementarias por anomalía o fraude.
desde cuándo (no sólo a efectos de ATR), porque el patrón de consumo varía además de por los procesos y usos del consumidor y por temperatura, por la irradiación, estado del cielo, sombras, etc. • Hay mucha info relevante para prever producción solar que difícilmente conoceré: Potencia del campo FV Vs Inversor, inclinación y orientación, características de los módulos, sombras, etc. Conozco la potencia de generación, pero no consigue ser útil. • Tipo de Autoconsumo: Vía switching. Necesito saber si hay excedentes y si compensan con mi cartera (Autoconsumos sin excedentes colectivos, donde puede haber excedentes individualizados, y autoconsumos con excedentes y compensación). • Esquema de Medida: Vía switching (D1) y SIMEL. Relevante para saber si la medida bruta de contador (P5D) contiene el consumo total o el consumo de red, pero es un dato opcional. • Medida bruta: Puedo tener excedentes antes de que reflejar el autoconsumo en el ATR, que no vendrán en la facturable. Como señalamos también, puede no ser la información correcta de consumo a adquirir cuando hay más de un contador y en colectivos. BATERÍAS → Siguiente reto.
de los suministros y autoconsumidores para los que hay que hacer la compra y descontar los excedentes para cada día. Puede parecer sencillo, pero: a) Existe switching en vuelo o que se recibe retroactivamente del que no tenemos certeza de la fecha de alta o baja. b) Exige sincronización con base de datos de contratos. c) Diligencia en carga y descarga de XML de Switching. d) Acceso a SIPS y/o ficheros P0 para completar la información o histórico que pueda faltar. e) Contraste contra SIMEL. f) Dependencia de que las distribuidoras hagan bien su trabajo. PONER ESPECIAL ATENCIÓN EN PEAJES DIRECTOS (TIEMPO SIN CCH o Q1), GRANDES CONSUMIDORES Y MULTIPUNTOS.
de medida posibles y fiables: a) Sistema de telemedida con alta frecuencia para los suministros de mayor tamaño. b) Acceso y descarga de los ftp de distribuidoras (Concentrador Secundario) de las medidas brutas y facturables. c) Acceso y descarga de SIMEL. Debería contener la misma información que los ftp pero hay veces que no es así y es especialmente interesante para recibir CCH de distribuidoras pequeñas de las que cuesta recibir ftp o no se ha solicitado. d) Descarga de histórico de consumos del SIPS y, en su caso, vía P0, que debería tener un menor decalaje. e) Enlace con las lecturas de los procesos F1 y Q1 en peajes directos. Menor decalaje que SIPS y probablemente que P0. f) OPCIONAL: Integración con medidores de terceros e inversores para autoconsumos. g) Dependencia de que las distribuidoras hagan bien su trabajo. Hemos visto medidas multiplicadas, entrante y saliente intercambiadas en servicios auxiliares de instalaciones de producción, retraso en la facilitación de curvas → CONTROLES.
fiables y correctos de autoconsumidores: a) Tener clasificados correctamente los autoconsumos con ATR activo y su tipo, para tener en cuenta si debemos predecir los excedentes y descontarlos de nuestra adquisición en barras de central. b) Ser capaces de, según la configuración de los equipos de medida de un autoconsumo, el histórico de medidas entrantes y salientes se corresponden o no con el consumo de red y los excedentes (ejemplo: P5D Vs F5D). c) Descartar medidas brutas cuando no se cumpla en punto anterior y, a efectos de realizar nuestra mejor estimación a pasado de nuestra medida, cuando el ATR no reflejaba el autoconsumo. d) La información de A5D y B5D, cuando exista, complementada con los coeficientes de reparto en autoconsumos colectivos, puede ser relevante para intentar montar modelos que prevean la energía generada de cara a confrontar contra la consumida, pero es importante disponer de los datos con el detalle necesario, lo cuál a veces es imposible.
red: a) Tener en cuenta patrones de consumo, particularizando aquellos consumidores con un comportamiento irregular. b) Evaluar correctamente la laboralidad: Festivos autonómicos, en las principales localidades o en las localidades donde tengamos un mayor consumo, puentes (7 de diciembre), Navidades, Semana Santa y Lunes de Pascua, verano (operaciones salida y regreso y agosto), etc. ¿partidos de fútbol y macro-eventos? c) Tener en cuenta los efectos de la temperatura y los consumidores termodependientes → Fundamentalmente hogares, oficinas y locales comerciales. d) Aplicar perfiles para aquellos donde sólo tengamos datos de cierres por periodo, mejorando los proporcionados por REE. Diferencia perfiles iniciales Vs perfiles finales. e) Aplicar otros modelos (kWh/kW) para los consumidores de los que no tengamos ningún dato. Altas de nuevo suministro.
tener herramientas más o menos sofisticadas para detectar anomalías en las medidas y desecharlas. g) Pero no debemos desechar la opción de realizar ajustes en colectivos de consumidores. Por área geográfica, tipología, etc. h) Agregar la previsión de consumo por tarifa y elevarlo a barras de central con nuestra mejor estimación de pérdidas. i) Totalizar la previsión por tarifa elevada a barras de central en las Unidades de Programación (Península más TNP en su caso). 5. Añadir excedentes de autoconsumidores: a) Tener en cuenta patrones de vertidos y su correlación con la meteorología y las variaciones que puedan existir en la energía autoconsumida. No serán los mismos vertidos produciendo la instalación lo mismo un martes que un domingo, o un martes con cielos despejados que un jueves nuboso. b) Descontar el total de excedentes (no hace falta agregar por tarifa) de la previsión de las UPR correspondientes.
varias restricciones que impiden su utilización: • Todos los tipos de día iguales tienen el mismo coeficiente K. Es decir, la H1 de cualquier lunes de un mes es exactamente igual, aunque un lunes tenga una demanda mucho mayor que la del otro lunes. • El coeficiente K estimado está limitado a un valor máximo. • Desde Neuroenergía hemos implementado modelos mediante inteligencia artificial que modelan, con un alto grado de acierto y para varios días vista: • La demanda nacional por tarifa de acceso (2.0 TD, 3.0 TD y 6.X TD). La cuál puede ser utilizada para relacionar con la demanda prevista en conjuntos de consumidores. • Las pérdidas de red y el coeficiente K, permitiendo realizar las adquisiciones de energía de un día para otro en barras de central con un valor mucho más ajustado a la que será la liquidación definitiva (C5) que el valor publicado y estimado por REE. • Los modelos se alimentan de datos de terceros y propios, como por ejemplo la estimación horaria del spot (relevante en 6.3 TD y 6.4 TD).
va a ser el sobrecoste del desvío en ambos sentidos (por comprar de más y por comprar de menos), incluso a varios días vista. • En la imagen, las conclusiones de nuestras predicciones para el día 30 de junio realizadas el 27. • En el total de las 24 horas, acertamos el sentido más costoso en más de la mitad y sólo lo fallamos en un 16,7%. • De habernos desviado un MWh en el sentido que establecimos como más económico, el coste habría sido más de un 40% inferior, pese a haber fallado la hora con sobrecoste más caro (H18). De haber tenido esa hora un sobrecoste similar a las siguientes, el ahorro habría sido del 60%. -1 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Sobrecostes por desvío 30/06/2024 SC C- SC C+ Acierto
no es representativo del coste real de una comercializadora independiente, ya que se encuentra bonificado por aquellos BRP (Sujetos de Liquidación) que apantallan desvíos entre grandes carteras de generación y comercialización (grandes eléctricas y comercializadoras y representantes con grandes carteras de consumo y producción). • Una comercializadora independiente de tamaño pequeño-medio (hasta 50 GWh de consumo anual), tienen un coste de desvíos en torno a 4-6 veces superior al coste medio que publica REE. Comercializadoras más grandes, en torno a 2-4 veces. • La horquilla anterior es amplia porque en muchos casos asistimos a previsiones de demanda muy rudimentarias, en comercializadoras con consumidores muy irregulares o con mucho autoconsumo. • Con la previsión de demanda de Neuroenergía y una gestión activa en mercado, a través de los intradiarios (optimizando el precio de compra) y reduciendo el desvío, puede lograrse un efecto nulo de los desvíos, compartiendo parte del ahorro.
que tengan otro BRP. El ahorro beneficiaría al conjunto; el cual ya se habría visto inicialmente beneficiado por el efecto de consolidación (apantallamiento) de los desvíos. • La gestión activa y los modelos de predicción (o mejora de la previsión de un tercero) son extrapolables a la actividad de representación de productores renovables, a los que también ayudamos con la participación en restricciones técnicas y, en el segundo semestre de 2024, en servicios de balance a través del Despacho Delegado que estamos habilitando con REE. • Así, una comercializadora puede decidirse a dar el paso al mundo de la representación, obteniendo importantes ventajas en cuanto a reducción de garantías y tesorería. • Sólo la consolidación de desvíos entre unas pocas comercializadoras ya logra una mayor economía de escala, reduciendo los desvíos y la exigencia de garantías en MEFF en torno a un 30%, reduciendo costes fijos y ganando en relevancia para la negociación de futuros, PPAs, garantías de origen, CAEs, etc. Todo ello manteniendo cada una de las comercializadoras su total independencia, negocio e imagen de marca.
legal, técnica y de pricing. Coberturas. Formación. o Supervisión y proyección de liquidaciones y garantías. o ERP+CRM completo NEURO360, con distintas versiones: Facturación de todo tipo de productos, estimaciones, multiclick, batería virtual, etc. o Previsión de demanda y autoconsumo y gestión en mercado a éxito con rentabilidad en intradiarios y reducción de desvíos. o Backoffice completo y objeción de medidas. o Para PRODUCTORES y REPRESENTANTES DE PRODUCTORES: o Trámites de alta y asociación de instalaciones, consultoría y formación. Web de Productores. o Backoffice completo de mercado, liquidaciones y generación de autofacturas. o Previsión de producción solar y gestión en mercado a éxito. o Para DISTRIBUIDORES: Software con gestión de rutas y lecturas, control de abonados, switching, facturación, intercambios con OS y CNMC, etc. o Para COMERCIALIZADORAS DE GAS: Integrado con Neuro360. Consultoría y backoffice completo. [email protected][email protected]
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