proyectos de fin de carrera y su evaluacin

Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno:
Juan Carlos Hernández Muñoz
………………………………………………….
EL DIRECTOR
Luis Maqueda Hernando
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
EL TUTOR
Tomás Gómez San Román
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
Vº Bº del Coordinador de Tesis
Tomás Gómez San Román
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
UNIVERSIDAD PONTIFICIA DE COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERIA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
MÁSTER EN SÉCTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
ANÁLISIS COMPARATIVO DE
METODOLOGÍAS PARA LA RETRIBUCIÓN
DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA Y EL
SALVADOR
AUTOR: JUAN CARLOS HERNANDEZ MUÑOZ
MADRID, Julio de 2007
“Con el apoyo del Programa Alȕan, Programa
de Becas de Alto Nivel de la Unión Europea
para América Latina, beca nº E06M103018SV”
Resumen
La actividad de distribución se ha mantenido regulada como monopolio natural, a
pesar de las reformas que sufrió el sector eléctrico en muchos países.
La necesidad de reducir los costes de distribución sin desmejorar la calidad ha llevado
a muchos cambios en la retribución de la actividad de distribución. La mayoría de los
países ha optado por un cambio de la regulación por costes de servicio a regulación
por incentivos, poniendo especial atención a la calidad del suministro.
El contenido de esta tesis se basa en el estudio de la retribución de la distribución en
España y El Salvador. Ambos países no han sido la excepción al cambio a una
regulación por incentivos.
Se han seleccionado dicho países por las siguientes razones:
España, aplicar los conceptos desarrollados en el máster respecto al tema y
aprovechar la oportunidad brindada dentro del máster para la realización de prácticas
en la Comisión Nacional de la Energía. El Salvador, aprovechar los conocimientos del
autor respecto tema y la posible aplicación práctica de los resultados obtenidos en su
país de origen.
A modo de antecedentes, en España la metodología ha sido ampliamente criticada
entre otras cosas por: la utilización de parámetros globales para cada una de las
empresas (factores de eficiencia, crecimiento de la demanda, etc), utilización de
factores que se fijan sin ningún criterio o método establecido, la forma como se
reparten los ingresos totales entre las empresas distribuidoras, la falta de incentivos a
la mejora de la calidad y reducción de pérdidas.
Esto ha motivado a plantearse una serie de cambios a dicha metodología orientados a
corregir las deficiencias señaladas. Existe a la fecha un borrador de metodología de la
retribución que aún esta en fase de aprobación, dicho borrador se apoya en una
propuesta hecha por la CNE en el año 2006. Las propuestas se basan principalmente
en la utilización de herramientas regulatorias (contabilidad regulatoria y modelo de red
de referencia).
Por otra parte en El Salvador, con la privatización se esperaba reducción en las tarifas
y mejoras en la calidad del suministro, a la fecha ninguna de las dos cosas ha
sucedido. Esto da la oportunidad de realizar un análisis de que aspectos han influido
negativamente para alcanzar dichas mejoras
Los objetivos buscados con la realización de este estudio han sido: Analizar y
comprender la metodología de retribución de los países bajo estudio. Evaluar las
ventajas y desventajas de cada metodología de tal forma que pueda haber un
intercambio de experiencias. Evaluar la aplicación práctica del modelo de red de
referencia en la metodología de retribución propuesta en España.
Para el desarrollo del estudio fue necesario recopilar información relacionada con los
temas: antecedentes de la actividad de distribución, situación actual de la distribución
y metodologías de remuneración y las herramientas regulatorias utilizadas por ambos
países.
Posteriormente se clasificó y analizó la información, la cual sirvió para establecer el
marco teórico del estudio. El siguiente paso fue la realización de un caso práctico de
una provincia de España utilizando el modelo de red de referencia.
Todo lo anterior dio como resultado el documento de esta tesis, el cual se dividió en 6
capítulos.
Los primeros dos capítulos están dedicados a El Salvador. En el primero de ellos se
estudió el antes y después del proceso de privatización. Esto con el objetivo de
conocer los antecedentes que dieron origen a la estructura actual de las distribuidoras
y su remuneración.
En este sentido se describe el proceso de privatización, el marco institucional y
regulatorio y la estructura del sector eléctrico en esa época. Posteriormente se hace
una descripción de los aspectos más relevantes de la actividad de distribución actual:
estructura de las redes, niveles de pérdidas técnicas, calidad del suministro, licencias,
accesos y tarifas.
En el capítulo 3 se describe la metodología actual de la retribución de distribución. En
la actualidad se esta llevando a cabo la tercera revisión tarifaria. El análisis presentado
en este capítulo corresponde a dicha metodología. La metodología esta contenida en
el Acuerdo No. 328-E-2006, emitido por SIGET. Este Acuerdo ha sido el resultado de
la modificación de las metodologías empleadas en la primera (período 1998-2002) y
segunda revisión (2003-2007). Dicho Acuerdo da los parámetros generales de la
metodología, por lo que existen ciertas consideraciones de detalle que el regulador
aprueba a lo largo de la ejecución del estudio.
El tipo de regulación empleado es una regulación por incentivo del tipo price cap,
actualizada año tras año (durante el período regulatorio) únicamente por el índice de
precios al consumidor (IPC), el período regulatorio es de 5 años.
La metodología se basa en el cálculo del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las
instalaciones. Prácticamente es como tomar una fotografía a la situación de cada una
de las distribuidoras en un año base de estudio. Se calcula la anualidad que le
correspondería pagarle en cada año del período regulatorio.
El año base generalmente es un año antes del inicio del nuevo período. No se
considera la evolución de la distribución en el período regulatorio sino únicamente el
año tomado como base.
Tanto el regulador como cada uno de los distribuidores realizan su propio estudio,
basándose en la misma metodología y criterios de detalle aprobados por SIGET. Cada
empresa distribuidora tiene diferentes montos reconocidos, por lo que los cargos por
uso de red aplicados en sus tarifas son diferentes.
La metodología establece que los montos a reconocer en la remuneración se deben
basar en el cálculo de los costos medios de inversión, operación y mantenimiento de
una red de distribución eficientemente dimensionada y operada.
Para la determinación de la retribución se emplean los siguientes conceptos y
herramientas:
Empresa Modelo: Creación de una empresa ideal, con el fin de comparar eficiencias y
apoyo en la determinación de costos indirectos.
Programas de simulación de redes: con los cuales se hacen simulaciones de las redes
en las cuales se tiene la información georeferenciada y datos de las demandas. Este
análisis se realiza principalmente en las redes de alta y media tensión. Se toman como
datos dados la traza de los circuitos y la ubicación de los transformadores.
ii
Metodología de los Sistemas Eléctricos Representativos (SER): la cual consiste en
agrupar porciones de la red con iguales características, seleccionar una muestra de
ese conjunto y extrapolar los resultados. Para la muestra seleccionada se realiza un
análisis detallado con los programas de simulación de redes mencionados
anteriormente.
Se calcula una anualidad tanto de los activos como de los costos de operación y
mantenimiento. Se utiliza un factor de recuperación de capital que toma en cuenta los
años de vida útil y una tasa de remuneración para dicha actividad (fijada por Ley en
10%).
Finalmente de la aplicación de la metodología se obtienen los valores o cargos de red
($/kW) diferentes para cada empresa y por nivel de tensión (BT y MT).
Luego en el cuarto capítulo se estudia la remuneración de la actividad de distribución
en España. Haciendo mayor énfasis en las nuevas metodologías propuestas, debido a
que la metodología actual ha sido ampliamente criticada.
Los motivos que han impulsado a proponer cambios en la metodología actual son:
deficiencia en el método de repartición de la bolsa única de ingresos, utilización de
parámetros globales para cada una de las empresas (crecimientos de demanda, factor
de economía de escala), falta de incentivos a la mejora de la calidad y reducción de
pérdidas.
Las propuestas analizadas en este capítulo son: la efectuada por la CNE en el año
2006 y el borrador de Acuerdo emitido por el MITYC en el presente año.
Las propuestas básicamente tratan de corregir errores detectados en la metodología
actual. Los aspectos más relevantes de las propuestas son: El cálculo de costes de
distribución por empresa, actualización de los montos calculados utilizando parámetros
por empresa, inclusión de incentivos a la mejora de la calidad y reducción de pérdidas,
metodología de cálculo del factor de eficiencia, determinación del monto asociado al
incremento de la actividad y la utilización de herramientas regulatorias (contabilidad
regulatoria y modelo de red de referencia).
Se mantienen de la actual metodología: la regulación por incentivos del tipo revenue
cap, el período regulatorio de 4 años.
En el capítulo 5 se presenta un estudio de una provincia de España utilizando el
modelo de red de referencia. Este estudio se pudo llevar a cabo debido al convenio
entre la Universidad de Comillas y la CNE, con el cual permiten la realización de
prácticas laborales durante el máster.
El estudio se realizó utilizando una herramienta desarrollada por el Instituto de
Investigaciones Técnicas (IIT) en conjunto con la CNE. El estudio consistió en el
análisis de la actividad de distribución de una provincia de España, utilizando
información proporcionada por la distribuidora de esa zona.
Se utilizó la herramienta del modelo de red de referencia en su modalidad base cero.
La cual utiliza únicamente como datos iniciales, información de los usuarios (ubicación
y demanda) y la ubicación de las subestaciones de AT. A partir de esos datos
construye la red de alta, media y baja tensión. El diseño de la red optimiza el trinomio
de inversiones, operación y mantenimiento y pérdidas, sujeto a las restricciones de
calidad.
iii
Se analizó la aplicación práctica del modelo en la determinación de parámetros que
están incluidos en la nueva metodología de cálculo como son: término de incremento
de costes de la distribuidora debido al incremento de la actividad, incentivos a la
mejora de la calidad y reducción de pérdidas.
Para ello el estudio se dividió en dos partes:
a) Variación de la demanda dejando fijos los indicadores de calidad.
Se realizaron 30 simulaciones con variaciones de incremento de demanda que van
desde 0 al 10%, respecto a los datos de demanda actuales. Se obtuvo una relación
matemática entre la demanda y los costes de distribución. La cual haciendo algunas
manipulaciones matemáticas permite determinar el factor de economía de escala.
Dicho factor expresa la relación que guarda la variación de costes con la variación
de la demanda. Para el caso de la provincia estudiada se obtuvo un valor de 0,54.
Es decir si la demanda crece un 10%, los costos de distribución crecen un 5,4%.
Este análisis permite determinar el parámetro incluido en la nueva fórmula de
retribución, denominado como “Y”.
Del mismo escenario de análisis se obtuvo la relación de las pérdidas de energía y
los costes de distribución (no debe perderse de vista que son los costes óptimos).
Realizando una manipulación de la expresión encontrada, similar a la comentada
anteriormente, se obtuvo la relación entre la variación de la demanda y las pérdidas
de energía (el valor encontrado fue de 0,75). Es decir por ejemplo si la demanda
crece un 4%, las pérdidas de energía crecen un 3%.
Esto se realizó con el objetivo de determinar el parámetro de incentivos de
reducción de pérdidas, incluido en la nueva fórmula de la metodología (término
denominado como “P” en la fórmula).
b) Variación de los parámetros de calidad dejando constante la demanda.
Se realizaron 15 simulaciones variando los indicadores base actuales (TIEPI y
NIEPI), las variaciones van desde 50% hasta el 200%.
El objetivo de este análisis era determinar la relación de los índices de calidad con
las inversiones asociadas para mejorarlos. Buscando establecer los incentivos a la
mejora de la calidad incluida en la nueva fórmula de retribución propuesta en
España. En el estudio se desarrolla un ejemplo utilizando el concepto de
minimización del Coste Social Neto descrito en [Rivi00].
De los resultados obtenidos del análisis de dicha provincia, el director de las prácticas
laborales en la CNE, encomendó al estudiante la realización de un estudio similar para
otra provincia.
Para la nueva provincia se realizaron los mismos análisis anteriormente descritos.
Encontrando un valor de factor de economía de escala de 0,35. Debido a la variación
en el factor de economía de escala encontrado en ambos análisis, se decidió hacer un
estudio global para todas las provincias.
En este último caso se utilizaron los resultados obtenidos de simulaciones realizadas
por personal de la CNE en el mes de diciembre de 2006. Para cada una de las
provincias de España se tenía un dato de demanda y su correspondiente coste de
distribución. Haciendo una regresión de los datos y manipulando la fórmula resultante
se obtuvo un valor de factor de economía de escala global para la actividad de
distribución de España con un valor de 0,6.
iv
Finalmente en esa parte de la tesis se presentan las conclusiones de dicho estudio.
En el capítulo 6 se presenta un análisis comparativo de ambas metodologías, así
como también las recomendaciones para mejorar cada una de las metodologías.
Para el caso de España básicamente las recomendaciones son las siguientes:
Mantener el parámetro X de la fórmula, ajustar los indicadores de calidad base con la
retribución base, mantener el parámetro de ajuste de la fórmula propuesta (término
denominado como “D”).
Para el caso de El Salvador: Cambiar a un esquema regulatorio del tipo revenue cap,
incluir en la fórmula de ajuste factores que incentiven a la eficiencia (factor X y de
economía de escala), ajustar la calidad del suministro con la remuneración base,
realizar una revisión de la tasa de remuneración de las empresas distribuidoras.
Al final de la tesis se presenta las conclusiones de todo el trabajo realizado, a
continuación se presentan las más importantes.
a) Las metodologías propuestas a la fecha, básicamente tratan de corregir los errores
señalados por la aplicación de la metodología actual. Los aspectos más relevantes
encontrados en las propuestas se presentan a continuación:
9 Realizar un estudio por empresa distribuidora considerando las particularidades de
la zona de suministros y considerando la evolución del mercado de esa región
especifica y no utilizar valores globales. Esto elimina la necesidad de utilizar los
porcentajes de reparto, con los cuales se asignaba la parte de los ingresos totales
del sistema a cada distribuidor.
9 Se plantean alternativas viables para realizar una depuración ó actualización de la
remuneración base.
9 Se propone una metodología para el cálculo del factor de eficiencia económica
(término conocido como factor X).
9 El factor de evolución del mercado (factor de economía de escala) ha sido incluido
en la fórmula como un parámetro independiente, utilizando para su cálculo el
modelo de red de referencia en su modalidad incremental.
9 En cuanto a los incentivos a la mejora de calidad y reducción de pérdidas, se están
considerando alternativas para determinar dichos incentivos utilizando para ello la
herramienta regulatoria del Modelo de Red de Referencia.
9 Uno de los aspectos fundamentales en los que se basa la nueva metodología
propuesta es la implementación de las herramientas regulatorias. El regulador con
estas herramientas tendrá los siguientes beneficios: i) Una visión clara de la
situación actual de la distribución. ii) Orientar mejor la medidas regulatorias en
temas fundamentales como son: eficiencia en la gestión de las distribuidoras,
inversiones óptimas, niveles de calidad y pérdidas técnicas óptimas, etc. iii)
Reduce las asimetría de información.
b) Las observaciones a la metodología de retribución en El Salvador son las
siguientes:
9 La base de la remuneración (asset base, por el término en inglés), es obtenida por
la aplicación de la metodología de Valor Nuevo de Reemplazo (VNR). Se utiliza
como año base de estudio un año antes de la aprobación de los cargos. La
aplicación del método consiste básicamente en tomar una fotografía de los costos
de distribución en el año base y aplicarlo al período regulatorio. Esto puede
generar incentivos perversos al distribuidor retrasando inversiones importantes
v
para realizarlas en dicho año. Con lo cual sus ingresos en el período regulatorio se
verían incrementados.
9 No existen incentivos a la mejora de eficiencia ya que la actualización de los
precios establecidos únicamente se actualizan con el IPC. Tampoco se ha tomado
en cuenta que el incremento de demanda no supone un incremento igual en los
costes (factor de economía de escala).
9 La metodología del price cap aplicado tiene los siguientes problemas: i) No esta
acorde con los programas de ahorro energético. ii) Debido al diseño tarifario las
distribuidoras pueden obtener ingresos superiores a los determinados en la
revisión tarifaria.
9 El nivel de remuneración no se corresponde con la calidad base. Los consultores
que han realizado los estudios tarifarios siempre comentan en sus informes que la
retribución calculada esta acorde con los niveles de calidad. Para el caso de los
indicadores registrados actualmente (tabla No. 1.10 del capítulo No.1) se puede
observar que estos están muy alejados de los indicadores base.
En este sentido es difícil que el regulador conozca si en realidad el monto de
remuneración que se les reconoció fue acorde a la calidad esperada o si los
distribuidores han sido ineficientes en las inversiones que han realizado.
9 El regulador tiene una actitud pasiva en el cálculo de las tarifas, únicamente
supervisando el trabajo y siendo facilitador del mismo, esto tiene las siguientes
desventajas:
i) Debido a que los lineamientos que da la metodología son generales, los
aspectos de detalle que se utilizan están basados en la experiencia de los
consultores contratados y herramientas empleadas en otros estudios.
ii) La experiencia ganada en cada uno de los procesos de revisión se pierde en
cierta manera ya que generalmente las licitaciones para la realización de los
estudios no son ganados por las mismas empresas consultoras.
iii) Siempre quedan algunos aspectos subjetivos, los cuales el regulador tiene
que afrontar durante el período regulatorio, por ejemplo el tema de la calidad
del servicio.
9 La tasa de remuneración de capital, esta determinada por Ley a un valor del 10%,
posiblemente en la fecha que se estableció iba acorde con la situación económica,
pero a la fecha se tiene que hacer un estudio para actualizar dicho valor. De tal
forma de no estar proporcionando beneficios extraordinarios a la distribuidoras o
por el contrario poniendo en riesgo financiero la actividad.
9 Según la regulación actual las pérdidas técnicas se deben actualizar con el IPC.
Esta situación no parece tener ninguna relación con la naturaleza de la variación
de costes de las pérdidas, pues la variación de éstas depende del coste de la
energía.
c) La utilización de la herramienta del modelo de red de referencia en la metodología
del cálculo de la retribución de El Salvador tendría los siguientes beneficios.
9 Disminuye la asimetría de información.
9 Permite establecer valores base y objetivos de pérdidas y calidad del suministro.
9 Puede permitir al regulador mejorar la metodología de cálculo en cada revisión
tarifaria.
9 Permite dar seguimiento anual a la evolución de la calidad y los niveles de
pérdidas y tomar acciones correctivas con mayor flexibilidad.
vi
9 permitiría validar la eficiencia técnica de las inversiones realizadas por cada uno de
los distribuidores, así como también la estimación de las inversiones necesarias
para atender el incremento previsto de actividad a lo largo del período regulatorio.
9 Permitiría analizar el sistema eléctrico nacional en conjunto (transporte y
distribución) apoyando también al regulador en lo que concierne a la retribución de
la transmisión. Además de realizar una coordinación y niveles de responsabilidad
de la participación de ambos sistemas de red, por ejemplo en la calidad del
suministro.
d) Del ejemplo práctico realizado y presentado en el capítulo 5 las conclusiones más
importantes son las siguientes:
i) Para el caso de España se encontró un factor de economía de escala de 0,6. Es
decir que si por ejemplo la demanda crece un 10%, los costos únicamente
incrementarían un 6%.
ii) Existe la posibilidad de duplicar la remuneración asociada al crecimiento
horizontal. Esto puede darse por ejemplo si en el cálculo del aumento de la
remuneración debido a la evolución de la actividad se consideran los crecimientos
horizontales, y por otra parte dicho costos de inversión son cobrados por los
distribuidores a los nuevos usuarios cuando estos soliciten el suministro.
iii) Para el caso de la provincia bajo estudio, se encontró que la relación de la
variación de las pérdidas de energía con la variación de la demanda tiene un factor
con valor de 0,75. Es decir que si la demanda crece un 4%, las de pérdidas de
energía crecerán un 3%
iv) Del análisis realizado a la provincia bajo estudio se observa que los indicadores
de TIEPI medidos por las distribuidoras, tienen aproximadamente el mismo valor que
los indicadores objetivos propuesto y esto a su vez corresponde al nivel de
retribución calculado (ver gráfica 4.21). Lo que significa que la retribución de los
costes de distribución están ajustados a los tiempos de interrupción exigidos.
v) La situación anterior no se cumple para el TIEPI, pues los indicadores objetivos
están muy por arriba de los indicadores medidos por las empresas distribuidora y no
se corresponden con el nivel de costes calculado en este estudio (ver gráfica 4.22).
Esto supone un problema al momento de diseñar la fórmula para el incentivo. Debido
a que dicha situación pueden dar beneficios a la distribuidora sin que ésta haya
realizado ningún proyecto de inversión para mejorarlos.
vi) El Modelo de Red de Referencia Base Cero, a pesar de tener sus limitaciones en
cuanto a que no considera la historia de las redes, es una herramienta valiosa,
debido a que los resultados obtenidos depende únicamente de una fuente de
información prácticamente poco manipulable y relativamente fácil de auditar.
vii) En la comparación de los resultados de las instalaciones declaradas por las
empresas distribuidoras y el modelo de red de referencia base cero se encontraron
diferencias sustanciales en lo que respecta a líneas y centros de transformación.
Esto puede deberse a:
x
Para el caso del MRRSE se considera que las cargas están ya todas
instaladas, pero en realidad las cargas fueron aumentando poco a poco y en
forma desordenada esto puede causar que las líneas declaradas por los
distribuidores sean mayores.
vii
x
x
x
x
En dicha zona se ubican pequeños distribuidores que en algún tiempo pudieron
competir en distribución duplicando instalaciones.
Aunque en menor medida la cantidad de líneas pudo haberse visto afectada
por la metodología antigua de retribución. La cual pagaba costos de servicio a
las instalaciones >36 kV., y remuneraba por energía circulada a las
instalaciones < 36 kV.
Hubo migración de empresas que se ubicaban en el centro de la ciudad.
Algunas de estas se trasladaron a las afueras creando la necesidad de más
infraestructura eléctrica para proveer el suministro.
Errores en la predicción de la demanda, usuarios que tenían expectativas
grandes de crecimiento y no las cubrieron, etc.
e) Finalmente no puede dejarse de lado la influencia política en el tema de la
remuneración de las actividades del sector eléctrico y las tarifas eléctricas. Muchas
veces el monto resultante del estudio termina siendo un parámetro de negociación.
En el peor de los casos se establece por parte de la autoridad competente un monto o
una variación determinada antes del cálculo, es decir “fijando la tarifa no calculándola”.
Esta situación se ha visto favorecida por la asimetría de información, pues cuando la
distribuidora hace alguna propuesta basada en ciertas hipótesis razonables al
gobierno (quien es el que en la mayoría de casos tiene la última palabra), éste muchas
veces tentado por la idea de “la distribuidora siempre incrementa los valores porque
sabe que le voy a reducir” termina siendo una justificación para fijar la tarifa o montos
a retribuir. Teniendo en mente que de todos modos no existen valores de referencia
obtenidos de una metodología detallada.
Esta situación puede cambiar con la utilización de herramientas regulatorias como el
modelo de red de referencia que ha sido objeto de estudio en este trabajo.
viii
Índice
LISTA DE GRÁFICAS..........................................................................................................................XII
LISTA DE TABLAS ............................................................................................................................ XIII
1. INTRODUCCIÓN..................................................................................................................................1
1.1 ANTECEDENTES ..................................................................................................................................1
1.2 OBJETIVOS DE LA TESIS ......................................................................................................................2
1.3 ESTRUCTURA DE LA TESIS ...................................................................................................................2
2. LA PRIVATIZACIÓN DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA Y DESCRIPCIÓN
DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SALVADOR. ..............4
2.1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................................4
2.2 EL PROCESO DE PRIVATIZACIÓN.........................................................................................................4
2.2.1 Marco Institucional y Regulatorio .............................................................................................5
2.2.2 La Estructura del Sector Eléctrico en esa época .......................................................................6
2.2.3 La Venta de las Empresas Distribuidoras de Energía Eléctrica ...............................................7
2.3 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ACTUAL DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN EL
SALVADOR. ..............................................................................................................................................8
2.3.1 Generación.................................................................................................................................8
2.3.2 Sistema de Transmisión .............................................................................................................8
2.3.3 Mercado Eléctrico Mayorista ....................................................................................................9
2.3.3.1 Demanda de Potencia y Energía ......................................................................................................... 9
2.3.3.2 Los Precios en el MRS ....................................................................................................................... 9
2.3.4 Sistema de Distribución ...........................................................................................................11
2.3.4.1 Estructura de Redes .......................................................................................................................... 12
2.3.4.2 Nivel de Pérdidas Técnicas .............................................................................................................. 14
2.3.4.3 Nivel de Cobertura de Electrificación Eléctrica ............................................................................... 14
2.3.4.4 Calidad del servicio .......................................................................................................................... 15
2.3.4.4.1 Responsabilidad de la Distribuidora......................................................................................... 15
2.3.4.4.2 Objeto y Alcance de la Normativa de Calidad ......................................................................... 15
2.3.4.4.3 Etapas de Regulación ............................................................................................................... 15
2.3.4.4.4 Sistema de Control ................................................................................................................... 16
2.3.4.4.5 Niveles de Calidad Permitidos ................................................................................................. 16
2.3.4.4.6 Compensación por Calidad de Servicio de Distribución .......................................................... 20
2.3.4.4.7 Niveles de Calidad Actuales y Montos Compensados ............................................................. 20
2.3.4.5 Funciones de la Actividad de Distribución....................................................................................... 21
2.3.4.6 Regulación de la distribución: Licencias, Acceso y Tarifas ............................................................. 22
2.4 CONCLUSIONES.................................................................................................................................26
3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE
DISTRIBUCIÓN EN EL SALVADOR. .................................................................................................27
3.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................27
3.2 ANTECEDENTES ................................................................................................................................28
3.3 MARCO REGULATORIO APLICABLE ...................................................................................................29
3.3.1 Ley General de Electricidad (LGE) .........................................................................................29
3.3.2 Reglamento de la Ley General de Electricidad. ......................................................................30
3.3.3 Acuerdo 328-E-2006................................................................................................................31
3.4 Descripción de la Metodología para el cálculo de la retribución de la Actividad de Distribución
de Energía Eléctrica en El Salvador.................................................................................................31
3.4.1 Normativa para la determinación de los cargos por el uso de las redes de distribución. .......31
3.4.2 Cálculo de la Remuneración de la Actividad de Distribución .................................................32
3.4.2.1 Costo de Capital Anual ó Anualidad del Activo Fijo Bruto (CCA).................................................. 33
3.4.2.1.1 Activo Bruto de Servicio (ABS). ............................................................................................. 34
3.4.2.1.2 Activos Generales de Distribución (AGD)............................................................................... 43
3.4.2.1.3 Factor de Recuperación de Capital (FRC)................................................................................ 44
3.4.2.2 Costo Total de Operación y Mantenimiento (CTOM)...................................................................... 44
3.4.2.2.1 Costo Anual de Operación y Mantenimiento (CAOM)............................................................ 44
3.4.2.2.2 Costo del Capital de Trabajo (CCT)......................................................................................... 49
3.4.2.2.3 Determinación de los Costos Indirectos (CInd)........................................................................ 50
3.4.2.2.4 Determinación del Valor de Compensación por Fallas (VECF)............................................... 52
3.4.2.3 Capacidad Total de Transferencia (CTT) ......................................................................................... 53
ix
3.5 CONCLUSIONES.................................................................................................................................53
4. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE
DISTRIBUCIÓN EN ESPAÑA...............................................................................................................56
4.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................56
4.2 DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA ACTUAL ...................................................................................56
4.3 PROPUESTAS DE LA METODOLOGÍA PARA LA RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN EN
ESPAÑA. .................................................................................................................................................60
4.3.1 Propuesta de nueva metodología para la retribución de la actividad de distribución en
España, propuesta por la Comisión Nacional de la Energía en el año 2006. ..................................60
4.3.1.1 Elementos de la Retribución de la Actividad de Distribución. ......................................................... 60
4.3.1.2 Retribución de la Actividad de Distribución de cada Sujeto Distribuidor. ....................................... 60
4.3.1.2.1 Retribución Inicial de la Actividad de Distribución de cada Distribuidor................................ 62
4.3.1.2.2 Factor de Ganancia de Eficiencia ............................................................................................. 67
4.3.1.2.3 Incremento Previsto de la Actividad ........................................................................................ 70
4.3.1.2.4 Incentivos a la Mejora de la Calidad del Servicio .................................................................... 71
4.3.1.2.5 Incentivo a la Reducción de Pérdidas....................................................................................... 72
4.3.1.2.6 Desvíos de la Retribución por Revisión de las Previsiones de Ejercicios Anteriores............... 72
4.3.2 Borrador de Real Decreto para Establecer la nueva Metodología de Retribución de la
Actividad de Distribución en España................................................................................................72
4.4 HERRAMIENTAS REGULATORIAS .......................................................................................................76
4.4.1 La Información Regulatoria de Costes ....................................................................................76
4.4.2 El Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Español (MRRSEE)...........................77
4.5 CONCLUSIONES.................................................................................................................................79
5. LA HERRAMIENTA REGULATORIA DEL MODELO DE RED DE REFERENCIA Y SU
APLICACIÓN EN LA DETERMINACIÓN DE LA RETRIBUCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ...80
5.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................80
5.2 MODELO DE RED DE REFERENCIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO ............................................................81
5.2.1 Información Básica para la Realización del Análisis ..............................................................82
5.2.2 Parámetros Analizados en el Estudio ......................................................................................82
5.3 METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS ..........................................................................................................84
5.4 DESCRIPCIÓN DEL MERCADO Y LAS INSTALACIONES DE LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
PARA ATENDER EL MERCADO EN LA PROVINCIA BAJO ESTUDIO Y LOS INDICADORES DE CALIDAD
REGISTRADOS ACTUALMENTE.................................................................................................................85
5.4.1 Clientes y Demandas................................................................................................................85
5.4.2 Descripción de las instalaciones de la distribución de energía eléctrica existentes para
atender el mercado en la provincia bajo estudio..............................................................................88
5.4.2.1 Líneas de Distribución...................................................................................................................... 88
5.4.2.2 Transformadores de Distribución. .................................................................................................... 88
5.4.2.3 Pequeños Distribuidores................................................................................................................... 90
5.4.2.4 Generación Distribuida..................................................................................................................... 90
5.4.2.5 Equipos de Protección y Mejora de la Calidad del Servicio ............................................................. 90
5.4.3 Nivel de Calidad en la Provincia Bajo Estudio .......................................................................91
5.5 COMPARACIÓN ENTRE LOS RESULTADOS DEL MRRSE BASE CERO Y LOS VALORES DECLARADOS POR
LA DISTRIBUIDORA EN LA PROVINCIA BAJO ESTUDIO ..............................................................................92
5.6 CASOS DE SIMULACIÓN VARIANDO ALGUNOS PARÁMETROS EN EL MODELO DE LA RED DE
REFERENCIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL BASE CERO. ............................................................95
5.6.1 Simulaciones con Incremento de Demanda, manteniendo fija la Calidad del Suministro.......96
5.6.1.1 Análisis de los resultados en los elementos de Red y Calidad del Servicio...................................... 96
5.6.1.2 Variación de los Costes con el Incremento de la Demanda (factor de economía de escala):............ 98
5.6.1.3 Variación de las Pérdidas con el Incremento de la Demanda ......................................................... 101
5.6.2 Simulaciones Manteniendo la Demanda con un Crecimiento igual para todos los Escenarios,
y Variando los Objetivos de Calidad del Suministro .....................................................................105
5.7 ANÁLISIS DE LA PROVINCIA “Y”, Y RESULTADOS GLOBALES..........................................................109
5.8 CONCLUSIONES...............................................................................................................................110
6. COMPARACIÓN DE LAS METODOLOGÍAS RETRIBUTIVAS DE LA DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA DE ESPAÑA Y EL SALVADOR..............................................................113
6.1 INTRODUCCIÓN...............................................................................................................................113
6.2 RESUMEN DE LAS METODOLOGÍAS DE RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA DE EL SALVADOR Y ESPAÑA. .............................................................................113
x
6.2.1 El Salvador ............................................................................................................................113
6.2.2 España ...................................................................................................................................118
6.2.3 Resumen de la comparación de ambas metodologías............................................................120
6.3 RECOMENDACIONES PARA MEJORAR LA METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE
DISTRIBUCIÓN.......................................................................................................................................121
6.3.1 España ...................................................................................................................................121
6.3.2 El Salvador ............................................................................................................................122
6.4 CONCLUSIONES...............................................................................................................................124
6.4.1 España ...................................................................................................................................124
6.4.2 El Salvador ............................................................................................................................128
7. CONCLUSIONES ..............................................................................................................................132
BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................................136
xi
Lista de Gráficas
Capítulo No. 1
Capítulo No. 2
GRÁFICA NO. 2.1 ESTRUCTURA DE GENERACIÓN NETA EN EL SALVADOR PARA EL AÑO 2005.....................8
GRÁFICA NO. 2.1 ÁREA DE INFLUENCIA DE CADA UNA DE LAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN
EL SALVADOR ...................................................................................................................................11
Capítulo No. 3
Capítulo No. 4
GRÁFICA NO. 4.1 DEFINICIÓN DE FRONTERAS DE EFICIENCIA.....................................................................70
Capítulo No. 5
GRÁFICA NO. 5.1 CANTIDAD DE USUARIOS POR RANGO DE CONSUMO ANUAL. ...........................................86
GRÁFICA NO. 5.2 CURVA DE REGRESIÓN QUE RELACIONA LA POBLACIÓN CON LA ENERGÍA.......................88
GRÁFICA NO. 5.3 CURVA DE REGRESIÓN QUE RELACIONA LA POTENCIA INSTALADA Y LA POBLACIÓN. .....90
GRÁFICA NO. 5.4 RESUMEN DEL MERCADO DE LA PROVINCIA X. ...............................................................91
GRÁFICA NO. 5.5 EVOLUCIÓN DEL TIEPI EN LA PROVINCIA.......................................................................94
GRÁFICA NO. 5.6 EVOLUCIÓN DEL NIEPI EN LA PROVINCIA. .....................................................................94
GRÁFICA NO. 5.7 KILÓMETROS DE LÍNEA Y COSTES ASOCIADOS A LAS LÍNEAS...........................................96
GRÁFICA NO. 5.8 PORCENTAJE DE COSTES ASOCIADOS A CADA SECCIÓN DE LA RED EN FUNCIÓN DEL COSTE
TOTAL DE DICHO ÍTEM. ......................................................................................................................99
GRÁFICA NO. 5.9 % DE COSTES DE CADA PORCIÓN DE LA RED RESPECTO AL TOTAL DE COSTES..................99
GRÁFICA NO. 5.10 REQUERIMIENTOS DE COSTES RESPECTO A LA DEMANDA ...........................................100
GRÁFICA NO. 5.11 EVOLUCIÓN DEL FE EN CADA AÑO DE ESTUDIO. ..........................................................101
GRÁFICA NO. 5.12 VARIACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA RESPECTO AL CRECIMIENTO DE DEMANDA 101
GRÁFICA NO. 5.13 COSTES DE DISTRIBUCIÓN VRS. % DE PÉRDIDAS ........................................................102
GRÁFICA NO. 5.14 COSTE SOCIAL NETO DE LAS PÉRDIDAS. .....................................................................103
GRÁFICA NO. 5.15 INCENTIVO DE PÉRDIDAS PROPUESTO PARA LA PROVINCIA BAJO ESTUDIO. .................104
GRÁFICA NO. 5.16 RESULTADOS DE LA ECUACIÓN DE COSTES DE INVERSIÓN EN FUNCIÓN DE LA VARIACIÓN
DE PÉRDIDAS Y VARIACIÓN DE LA DEMANDA. ..................................................................................105
GRÁFICA NO. 5.17 CURVA DE REGRESIÓN DEL TIPO POTENCIAL (TIEPI VRS. INVERSIÓN).......................106
GRÁFICA NO. 5.18 COSTE SOCIAL NETO DE LA CALIDAD. ........................................................................107
GRÁFICA NO. 5.19 CURVA DE REGRESIÓN POLINÓMICA DE GRADO 2 .......................................................107
GRÁFICA NO. 5.20 VARIACIÓN DE LOS INCENTIVOS EN FUNCIÓN DE LOS INDICADORES OBJETIVOS..........108
GRÁFICA NO. 5.21 INDICADORES TIEPI VRS. COSTES ..............................................................................108
GRÁFICA NO. 5.22 INDICADORES NIEPI VRS. COSTES. ............................................................................109
GRÁFICA NO. 5.23 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA ECUACIÓN DE REGRESIÓN OBTENIDA PARA LA
PROVINCIA Y. ..................................................................................................................................109
GRÁFICA NO. 5.24 ECUACIÓN DE REGRESIÓN OBTENIDA DE LAS SIMULACIONES DE TODAS LAS PROVINCIAS
DE ESPAÑA. .....................................................................................................................................110
Capítulo No. 6
GRÁFICO NO. 6.1 DIAGRAMA ESQUEMÁTICO QUE RESUME LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO EN EL
SALVADOR.......................................................................................................................................117
GRÁFICO NO. 6.2 INCENTIVOS A LA CALIDAD DE LA PROVINCIA X CON LA METODOLOGÍA PROPUESTA EN EL
BORRADOR DE REAL DECRETO. ......................................................................................................126
GRÁFICO NO. 6.3 CURVAS DE INCENTIVOS OBTENIDAS CON LAS FÓRMULAS DEL BORRADOR DE ACUERDO Y
FÓRMULAS MODIFICADAS DANDO UN PESO AL TIEPI DE 0,9 Y AL NIEPI DE 0,1..............................126
GRÁFICO NO. 6.4 INCENTIVO OBTENIDO DE LAS FÓRMULAS DEL BORRADOR DEL REAL DECRETO Y
UTILIZANDO ÚNICAMENTE LOS VALORES DE TIEPI. ........................................................................127
GRÁFICO NO. 6.5 COMPARACIÓN INCENTIVOS A LA CALIDAD SEGÚN BORRADOR DE REAL DECRETO Y
METODOLOGÍA DE MINIMIZACIÓN DEL COSTE SOCIAL NETO. .........................................................127
GRÁFICO NO. 6.6 TTIK RURAL 2006 .......................................................................................................130
Capítulo No. 7
xii
Lista de Tablas
Capítulo No.1
Capítulo No. 2
TABLA NO. 2.1 ESTRUCTURA DE CLIENTES, NÚMERO DE EMPLEADOS Y VENTAS DE LAS DISTRIBUIDORAS DE
ELECTRICIDAD DE EL SALVADOR EN EL AÑO 1996. .............................................................................7
TABLA NO. 2.1 RESUMEN DE LA ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA DE ELECTRICIDAD. ..................................10
TABLA NO. 2.2 INDICADORES DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN POR EMPRESA DISTRIBUIDORA PARA EL
AÑO 2005...........................................................................................................................................12
TABLA NO. 2.3 NIVEL DE PÉRDIDAS TÉCNICAS REGISTRADAS EN EL AÑO 2005..........................................14
TABLA NO. 2.4 EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE DE ELECTRIFICACIÓN EN EL SALVADOR .......................................14
TABLA NO. 2.5 INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO. ...........................................................17
TABLA NO. 2.6 LÍMITES DE NIVEL DE TENSIÓN. ..........................................................................................17
TABLA NO. 2.7 INDICADORES DE CALIDAD COMERCIAL GLOBALES...........................................................19
TABLA NO. 2.8 INDICADORES DE CALIDAD COMERCIAL INDIVIDUALES. ....................................................20
TABLA NO. 2.9 NIVELES DE CALIDAD REGISTRADOS POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS PARA EL AÑO
2006. .................................................................................................................................................21
TABLA NO. 2.10 MONTOS ESTIMADOS A COMPENSAR POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS POR
INCUMPLIMIENTOS DE LO NIVELES DE CALIDAD EL AÑO 2005............................................................21
TABLA NO. 2.11 ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE PARA EL PERÍODO DE 1 DE ENERO AL 10 DE JUNIO DE
2007. .................................................................................................................................................26
Capítulo No. 3
Capítulo No. 4
TABLA NO. 4.1 NIVELES DE RETRIBUCIÓN DE REFERENCIA PROPUESTOS EN EL BORRADOR DE REAL
DECRETO. ..........................................................................................................................................74
TABLA NO. 4.2 VALORES OBJETIVOS DE CALIDAD ZONAL ACTUALES. .......................................................76
TABLA NO. 4.3 DESAGREGACIÓN DE COSTES DE LA INFORMACIÓN REGULATORIA DE COSTES ...................77
Capítulo No. 5
TABLA NO. 5.1 NÚMERO DE USUARIOS, POTENCIA CONTRATADA Y ENERGÍA POR NIVEL DE TENSIÓN........85
TABLA NO. 5.2 INDICADORES RELACIONADOS A PARÁMETROS DE POBLACIÓN, ÁREA Y PARÁMETROS
ELÉCTRICOS. ......................................................................................................................................86
TABLA NO. 5.3 PORCENTAJE DE MUNICIPIOS EN CADA ZONA DE DISTRIBUCIÓN..........................................87
TABLA NO. 5.4 CORRELACIÓN ENTRE DIFERENTES VARIABLE E INDICADORES. ..........................................87
TABLA NO. 5.5 RESUMEN DE LÍNEAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN. .........................................................88
TABLA NO. 5.6 NÚMERO DE TRANSFORMADORES POR RANGOS DE CAPACIDAD Y NIVEL DE TENSIÓN. ........88
TABLA NO. 5.7 MUNICIPIOS QUE REPRESENTAN EL 75,10% DE LA CAPACIDAD TOTAL INSTALADA EN LA
PROVINCIA BAJO ESTUDIO. ................................................................................................................89
TABLA NO. 5.8 RESUMEN DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN INSTALADOS. ..................................................90
TABLA NO. 5.9 INDICADORES DE CALIDAD PROVINCIA PERÍODO 2003-2005. .............................................91
TABLA NO. 5.10 COMPARACIÓN ENTRE LOS RESULTADOS DEL MRRSE BASE CERO Y LAS INSTALACIONES Y
PARÁMETROS DECLARADOS POR LA EMPRESA DISTRIBUIDORA PARA LA PROVINCIA BAJO ESTUDIO. .93
TABLA NO. 5.11 TIEPI Y NIEPI DE LA PROVINCIA BAJO ESTUDIO..............................................................94
TABLA NO. 5.12 DATOS DE DEMANDA UTILIZADOS PARA LAS SIMULACIONES. ...........................................96
TABLA NO. 5.13 RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES EN RELACIÓN A LAS SUBESTACIONES......................97
TABLA NO. 5.14 COMPARACIÓN DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN RESULTANTES EN CADA CASO DE
SIMULACIÓN. .....................................................................................................................................98
TABLA NO. 5.15 INDICADORES DE CALIDAD RESULTANTES DE LAS SIMULACIONES. ...................................98
Capítulo No. 6
TABLA NO. 6.1 VALORES DE RETRIBUCIÓN DE REFERENCIA PRESENTADOS EN EL BORRADOR DE REAL
DECRETO DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE RETRIBUCIÓN DE DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS. .120
TABLA NO. 6.2 COMPARACIÓN ENTRE LAS METODOLOGÍAS DE CÁLCULO DE LA RETRIBUCIÓN DE AMBOS
PAÍSES..............................................................................................................................................121
TABLA NO. 6.3 NIVELES DE CUMPLIMIENTO OBTENIDOS EN EL AÑO 2006. ...............................................130
Capítulo No. 7
xiii
1. Introducción
1.1 Antecedentes
A pesar de los cambios en el sector eléctrico debido a la liberalización, la actividad de
distribución de energía eléctrica sigue considerándose como monopolio natural. La
regulación de la distribución en la mayoría de casos ha pasado de regulación del tipo
regulación de costes a regulación por incentivos.
Las entidades reguladoras están reaccionando a la evolución de la regulación,
impulsando cambios para mejorar el método de cómo se establece la retribución de la
actividad de distribución.
El desarrollo de la tesis se centra en el análisis de la retribución de la actividad de
distribución en España y El Salvador. Esto motivado para el caso de España por la
oportunidad de aplicar los conceptos y conocimientos desarrollados en el máster
respecto al tema y la oportunidad brindada para realizar prácticas en la Comisión
Nacional de la Energía. El Salvador se ha elegido, debido al conocimiento de la
metodología de dicho país por parte del autor y en la posible aplicación práctica de los
resultados.
En España la metodología implantada a la fecha ha sido muy cuestionada debido a las
siguientes causas: la utilización de parámetros globales para cada una de las
empresas (factores de eficiencia, crecimiento de la demanda, etc.), utilización de
factores que se fijan sin ningún criterio o método establecido, la forma como se
reparten los ingresos totales entre las empresas distribuidoras, la falta de incentivos a
la mejora de la calidad y reducción de pérdidas.
Esto ha motivado a plantearse una serie de cambios a dicha metodología, orientados a
corregir las deficiencias señaladas. Existe a la fecha un borrador de metodología de la
retribución que aún esta en fase de aprobación, dicho borrador se apoya en una
propuesta hecha por la CNE en el año 2006. Las propuestas se basan principalmente
en la utilización de herramientas regulatorias (contabilidad regulatoria y modelo de red
de referencia).
En esta tesis se hace énfasis al análisis de las propuestas para la retribución de la
distribución en España, ya que la actual metodología ha sido ampliamente estudiada y
criticada por los problemas mencionados anteriormente.
En El Salvador los cambios en la actividad de distribución se dieron a finales de 1997,
fecha en que se iniciaron las actividades que propiciarían la venta de las distribuidoras.
Las condiciones en que se dio la privatización de las empresas distribuidoras marcan
un aspecto muy importante de la retribución actual de la distribución, razón por la cual
ha sido sujeta de estudio en la presente tesis.
Con la privatización de las empresas distribuidoras se esperaba la reducción de las
tarifas y la mejora en la calidad del servicio. En la actualidad ninguna de las dos cosas
ha sucedido, por lo que es una buena oportunidad estudiar que aspectos han fallado y
que cosas se pueden mejorar.
1
A la fecha se han realizado dos revisiones tarifarias completas, correspondientes a los
períodos 1998-2002 y 2003-2007, actualmente se esta llevando a cabo la revisión
tarifaria correspondiente al período 2008-2012.
Las metodologías de ambos países difieren grandemente. Cada una tiene sus propios
antecedentes y sería difícil uniformizarla en una sola.
Las críticas realizadas a ambos países dan la oportunidad de realizar un estudio, para
determinar que aspectos de las metodologías se pueden mejorar.
1.2 Objetivos de la tesis
Uno de los objetivos de esta tesis es analizar el método de retribución de la actividad
de distribución de España y El Salvador, para encontrar aspectos que puedan
mejorarse en cada una de las metodologías. Se pretende estudiar los aspectos más
importantes como son: parámetros de eficiencia, incrementos en los costos de
distribución debido a los incrementos de la demanda, incentivos a la mejora de la
calidad del servicio y reducción de pérdidas técnicas.
Otro de los objetivos es analizar mediante el desarrollo de un ejemplo práctico la
aplicación de la herramienta regulatoria del modelo de red de referencia en la
metodología de remuneración de la actividad de distribución.
Para poder lograr los objetivos se estudiaron los siguientes tópicos: i) Antecedentes y
cambios sufridos en la actividad de distribución como resultado de las reformas en el
sector eléctrico. ii) Situación actual de la actividad de distribución en los aspectos
técnicos, económicos y regulatorios. iii) Metodología de cálculo de la retribución. iv)
herramientas utilizadas en cada país para la realización de los estudios.
Para el desarrollo del estudio fue necesario recopilar información relacionada con los
temas antes mencionados. Posteriormente se clasificó y analizó la información, la cual
sirvió para establecer el marco teórico del estudio. El siguiente paso fue la realización
de un caso práctico de una provincia de España utilizando el modelo de red de
referencia. Finalmente, de todo el trabajo realizado se obtuvieron las conclusiones y
recomendaciones del estudio.
1.3 Estructura de la tesis
El documento de esta tesis esta dividido en 7 capítulos donde se describe el trabajo
desarrollado.
El capítulo 2 describe los antecedentes y la situación actual de la actividad de
distribución en El Salvador. Primero se describen las etapas previas y posteriores a la
privatización de las distribuidoras; el marco institucional y estructura del sector
eléctrico en la época de la privatización. Luego se describe la situación actual de la
actividad de distribución: La estructura de las redes, la calidad del suministro, pérdidas
técnicas, licencias, accesos y tarifas.
En el capítulo 3, se presenta la metodología actual de la retribución de la actividad de
distribución en El Salvador. Estudiando los antecedentes que han dado origen a la
metodología actual, el marco regulatorio aplicable, y el detalle de la metodología en sí.
El capítulo 4, recoge las propuestas de regulación de la retribución de la actividad de
distribución en España. Primero se describen los antecedentes que han impulsado los
cambios en dicha metodología. Posteriormente se detallan las propuestas de
2
metodología de retribución elaboradas por la Comisión Nacional de la energía en el
año 2006 y el borrador de Acuerdo emitido por el MITYC emitido en al año 2007. Otro
aspecto que se describe en este capítulo son las herramientas regulatorias
desarrolladas en España para tal fin.
En el capítulo 5, se presenta un estudio utilizando la herramienta del modelo de red de
referencia en la modalidad base cero. Se estudia la aplicación práctica de dicha
herramienta en temas claves de la metodología de retribución como son: incremento
de los costos de distribución como resultado del crecimiento de la demanda, incentivos
a la mejora de la calidad y a la reducción de pérdidas. Se parte de una descripción de
la herramienta, luego se presenta la metodología utilizada para el la realización del
estudio y al final las conclusiones obtenidas del mismo.
En el capítulo 6, se realiza un análisis comparativo de ambas metodología. Se
presenta una descripción breve de las metodologías y un cuadro resumen que
compara los principales aspectos. Finalmente se presentan las recomendaciones y
conclusiones para mejorar ciertos aspectos en cada una de las metodologías.
En cada uno de los capítulos se presentan al final las conclusiones respecto a lo
estudiado y en el capitulo 7 se recogen las principales conclusiones y resultados del
trabajo.
3
2. La privatización del servicio de distribución de
energía y descripción del sistema de distribución de
energía eléctrica en El Salvador.
2.1 Introducción
En el año de 1996 se aprueba la Ley del Sector Eléctrico, la cual estableció una serie
de reformas al sector. En la actividad de distribución dicho cambios provocaron que las
compañías distribuidoras pasaran de las manos del estado a empresas privadas.
Las principales razones que motivaron estos cambios fueron principalmente: la
tendencia de privatización del sector público (la banca, ingenios, cementeras),
atendiendo a la idea que la administración del estado siempre es “ineficiente”, pero
principalmente a la falta de la capacidad inversora del estado.
Para conocer y analizar la remuneración de la actividad de distribución en El Salvador,
es necesario realizar un estudio de los antecedentes que han dado origen a la
situación actual de la actividad. En ese sentido este capítulo estudia como se dio el
proceso de privatización de la actividad de distribución, en los aspectos regulatorios,
técnicos y económicos.
Finalmente se presenta en este capítulo el estado actual de la actividad de distribución
en sus aspectos más relevantes: descripción general de la actividad de distribución,
estructura de las redes, niveles de pérdidas técnicas, nivel de electrificación, calidad
del suministro, licencias, accesos y tarifas.
2.2 El Proceso de Privatización
El proceso de privatización en El Salvador dio inicio en 1989, con la “reprivatización de
la banca”, posteriormente a la privatización de la banca se inauguro lo que se
denomino, la primera generación en los procesos de reforma económica. En este
contexto, y desde el enfoque que desarrollaron las administraciones de los presidentes
Cristiani (1989-1994) y Calderón (1994-1999), la privatización propuso reducir el
tamaño del Estado, disminuir el déficit fiscal, prestar mejores servicios y proveer al
Estado recursos inmediatos, los cuales serían utilizados para cancelar la deuda a corto
plazo e invertir en infraestructura social o gasto social.
Desde 1993 se comienza a preparar el marco legal y el diseño de los mecanismos de
implementación de la tercera generación de reformas, aunque es a partir de 1996
cuando se inicia con la privatización de los servicios públicos como la distribución de
energía eléctrica, las telecomunicaciones y las pensiones.
En este contexto llamó poderosamente la atención que dichas reformas propuestas
coincidieran con el interés expresado por las compañías transnacionales
especialmente en el ámbito de las telecomunicaciones y energía en la adquisición de
las empresas públicas salvadoreñas, y el énfasis puesto en los organismos financieros
multilaterales (Banco Mundial, Fondo Monetario Internacional y Banco Interamericano
de Desarrollo) en la necesidad de privatizar dichos servicios.
4
2.2.1 Marco Institucional y Regulatorio
Dentro de la denominada tercera generación de reformas, el primero de los servicios
considerados en el proceso de privatización fue la distribución de la energía eléctrica.
Desde 1991 se comienza a establecer el marco legal y las condiciones institucionales
que posibilitarían la venta de estas empresas públicas, el primer paso se da con la
formulación del Anteproyecto de Ley para privatizar el servicio, que termina en 1993.
A manera de precedente, en 1986 La Ley Transitoria de la Administración de
Empresas Eléctricas [DELE86] determinó a favor de la devolución de las empresas
distribuidoras de energía eléctrica al Sector Público (CEL) después de 50 años de
haber estado concesionadas a empresas privadas. Sin embargo, ocho años después
la misma CEL prepara las bases para la reconversión de la administración del servicio
de distribución de energía eléctrica, a través de la creación de un Plan Integral de
Gestión del Servicio Público de Distribución.
Se estableció la necesidad de que las empresas retornasen al sector privado y se
establecía el mecanismo a través del cual se podría transferir a los trabajadores,
empleados y funcionarios del sector, parte del capital de las sociedades distribuidoras.
Esto se plasmó en las posteriores legislaciones para legitimar la participación
accionaria de los/as trabajadores/as del sector.
En este contexto, la Central Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), constituía el principal
ente generador, transmisor y distribuidor de energía eléctrica en el país, seguido por la
Compañía de Alumbrado Eléctrico de San Salvador (CAESS) (cuya función básica era
la distribución de energía eléctrica). Los pasos fundamentales para llevar a cabo la
privatización del servicio se iniciaron con la reestructuración de CAESS, que consistió
en la creación de dos empresas: la Empresa Eléctrica de Oriente (EEO) y Del Sur, que
inicialmente se desarrollaron sin activos propios y subsidiadas desde CAESS. A finales
de 1996 que se crearon condiciones para que éstas se independizaran.
Por otra parte, se creó una empresa para la zona occidente del país denominada
Compañía de Luz Eléctrica de Santa Ana (CLESA) y se constituyó la Superintendencia
General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) [DELE96a], como el ente
público responsable de asegurar el cumplimiento de las leyes aplicables y
regulaciones relacionadas con los sectores electricidad y telecomunicaciones en el
país.
La SIGET se define como una institución autónoma cuya máxima autoridad es el
Superintendente General, nombrado por el Presidente de la República, el cuál serviría
por un período de 7 años. Las responsabilidades de la SIGET incluyen la aprobación
de las tarifas establecidas por los distribuidores en sus propias áreas, hacer cumplir
los requisitos regulatorios del sector de electricidad y penalizar por el incumplimiento a
dicha regulación, así como resolver conflictos entre los operadores y presentar los
correspondientes Reglamentos a su Ley de creación a fin de que fueran aprobados
por la Presidencia de la República.
Posterior a la Ley de creación de la SIGET, se aprueba la Ley General de Electricidad
[LGE96] que viene a sustituir a la Ley de Servicios Eléctricos de 1936. La nueva Ley,
según se suscribe, tiene como principal objetivo "promover un mercado de electricidad
competitivo en El Salvador".
En abril de 1997 se aprueba la Ley para la venta de acciones de las Sociedades
Distribuidoras de Energía Eléctrica [DELE97], en base de la cual se distribuye en
porcentajes la participación accionaria por cada empresa, siendo un 80% para
5
inversores mayoristas, y el resto para trabajadores/as del sector, con otro porcentaje
para la bolsa de valores local (permitiendo que en caso que los trabajadores del sector
no cubran el porcentaje asignado los accionistas mayoritarios pudiesen hacerse de
esas acciones).
2.2.2 La Estructura del Sector Eléctrico en esa época
El Ministerio de Economía era el ente responsable a nivel normativo de la conducción
del sector energía. Y la CEL la institución autónoma responsable de generar y
distribuir la energía eléctrica en el país. La CEL poseía y operaba las plantas
generadoras de energía eléctrica más grandes del país, operaba el sistema de
transmisión. Además, administraba las empresas públicas de distribución que fueron
retomadas en 1986, cuando terminó la concesión que había sido dada a compañías
privadas. La CEL estuvo encargada del establecimiento de las tarifas eléctricas, la
definición de los límites de autoridad de las empresas de servicios y problemas
relacionados eran manejados por el Comité Económico del Gobierno.
CEL administraba las otras redes de distribución del país constituidas por 7 empresas,
que participaban con el 87.5% de la distribución total de energía eléctrica, siendo el
12.50% restante distribuido directamente por CEL.
A mayo de 1993 el sector de la distribución de energía eléctrica estaba compuesto por
cinco empresas, cuatro de las cuales (CAESS, CLESA, CLES, CLEA) estaban
constituidas como sociedades anónimas, siendo su accionista mayoritario CEL, y una
quinta empresa, DISCEL, encargada de la distribución rural, esta última se articulaba
como una de las siete gerencias de CEL y, por tanto, estaba sometida al régimen de
instituciones autónomas del sector público.
Las empresas que quedaron al final del proceso de reestructuración del sistema de
distribución de energía eléctrica fueron: Compañía de Alumbrado Eléctrico de San
Salvador S.A. de C.V. (CAESS), Compañía de Luz Eléctrica de Santa Ana S.A. de
C.V. (CLESA), Distribuidora de Electricidad del Sur S.A de C.V (DELSUR) y Empresa
Eléctrica de Oriente S.A. de C.V. (EEO). Finalmente, cada una de estas cuatro
empresas era propietaria de una red de distribución orientando su servicio
regionalmente: CAESS en la región centro-norte, DELSUR en la región centro-sur,
CLESA en la región occidental y EEO en la región oriental; y en su conjunto
absorbieron las diferentes zonas de electrificación rural de CEL.
A fines de 1996, las cuatro empresas reestructuradas en el servicio de distribución de
la energía eléctrica quedaron funcionando con perfiles muy específicos a partir de sus
radios de acción y sus antecedentes. En cuanto a la cobertura de los clientes figura en
primer lugar CAESS, luego DEL SUR, CLESA y EEO respectivamente; el mismo
patrón se repite con el número de personal empleado, con la particularidad de que
CAESS brindaba la mayor parte de su cobertura a población rural y al ámbito industrial
del país.
6
RUBRO
CAESS
DELSUR
CLESA
EEO
Número de clientes
369.535
182.713
178.326
119.826
624
266
336
179
Número de empleados
Millones de US $
Nivel de ventas
56,9
40,3
46,5
14,2
Ganancias netas
5,2
2,3
2,9
1,7
% de ventas por sector de consumo de energía eléctrica
Residencial
35,14
39,91
33,11
57,53
Comercial
15,18
16,21
11,39
17,05
Industrial
43,37
31,21
42,3
14,62
Otros
6,31
12,67
13,2
10,8
Tabla No. 2.1 Estructura de Clientes, número de empleados y ventas de las distribuidoras de
electricidad de El Salvador en el año 1996.
En cuanto al nivel de ventas, durante 1996, CAESS registró el mayor nivel de
facturación seguida por CLESA, luego DELSUR y finalmente EEO; y sus ganancias
netas también mantenían la relación, CAESS registra el mayor monto, representando
el 42.97% de la suma de las ganancias netas de las cuatro empresas, seguido por
CLESA con un 23.96%, DELSUR con un 19% y EEO con un 9.09% [SAPR00].
En lo que a venta por sector de consumo se refiere, en el sector residencial, EEO
registraba la mayor cobertura en términos relativos, con un 57.53%, también
sobresalía en su cobertura al sector comercial; mientras que en el sector industrial,
CAESS registraba la mayor cobertura con un 43.37% de su distribución de energía,
dada su presencia preeminente en la zona urbana del país.
2.2.3 La Venta de las Empresas Distribuidoras de Energía Eléctrica
En abril de 1997 se abrió el proceso de licitación de las empresas, el 20% de las
acciones de las empresas distribuidoras serían reservadas para los trabajadores del
sector o bien para “inversionistas prioritarios”. La firma Dresdner Kleinwort Benson
distribuyó información a las partes que podrían estar interesadas en adquirir
participaciones mayoritarias en EEO, CAESS, CLESA y DELSUR y realizó las
sesiones de venta el 20 de enero de 1998, su precio base fue conocido solamente por
las 6 firmas interesadas en la compra.
Los montos de las ventas facturadas en el ejercicio del último año (1996) y las
ganancias netas de las empresas, que ascendían entre las cuatro a 12.1 millones de
colones, representaban un enorme atractivo para los inversionistas; pero a la vez
dejan una imagen en proyección de las ganancia que CEL dejaría de percibir con la
privatización de estas empresas.
Finalmente, se consumó la venta de las cuatro distribuidoras de Energía Eléctrica, por
un total de US $ 586 millones de dólares, siendo adquiridas de la siguiente forma:
CAESS y EEO, comprada por ENERSAL C.A. de Venezuela, por US $ 297 millones;
DELSUR, comprada por Electricidad de Centroamérica S.A. de C.V., de Chile, por US
$180 millones; CLESA, comprada por AES El Salvador Limited, de Estados Unidos,
por US $ 109 millones. El restante 25% de acciones de las tres distribuidoras
eléctricas se vendieron de la siguiente manera: trabajadores de CEL el 20%, Bolsa de
Valores el restante 5%.
7
2.3 Caracterización del mercado Actual de la Actividad de
Distribución Eléctrica en el Salvador.
A continuación se hace una breve descripción del sistema eléctrico salvadoreño
actual, para luego describir con más detalle la actividad de distribución (los datos
estadísticos presentados han sido obtenidos de los boletines estadísticos emitidos por
SIGET para el sector eléctrico [SIGE05]:
2.3.1 Generación
El sistema de generación que forma parte del mercado mayorista está compuesto por
la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), quien opera las centrales
hidroeléctricas; LaGeo, que opera las centrales geotérmicas y de la cual es de
propiedad conjunta entre el Gobierno y ENEL de Italia; Duke Energy Internacional El
Salvador, Nejapa Power Company, Generadoras privadas, que compraron parte de las
plantas térmicas de CEL en la privatización y finalmente CESSA, y CASSA, éstas dos
últimas empresas la energía es utilizada en parte para consumo propio y el excedente
lo venden a en el mercado mayorista.
En el año 2005 la capacidad instalada presentó un crecimiento de 2.2% respecto al
nivel reportado en el año 2004. Es decir, pasó de 1,095.5 MW a 1,119.4 MW. Por otra
parte, cabe destacar que de ésta capacidad instalada solamente el 86.75% se
consideró como disponible al 31 de diciembre de 2005.
La estructura de la generación neta total por tipo de recurso, se presenta en la
siguiente gráfica, en la cual refleja que durante el año 2005 el 38.4% de la demanda
en el mercado mayorista fue cubierta mediante generación térmica, el 35.0% con
hidráulica, el 20.6% con geotérmica y 6.0% con importaciones netas.
Estructura de Generación Neta
Importacines netas
6%
Hidroeléctrico
35%
Hidroeléctrico
Geotérmico
Térmico
Importacines netas
Térmico
38%
Geotérmico
21%
Gráfica No. 2.1 Estructura de Generación Neta en El Salvador para el año 2005
2.3.2 Sistema de Transmisión
La Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. (ETESAL), es la responsable
del mantenimiento y expansión del sistema de transmisión nacional, incluyendo las
líneas de interconexión con Guatemala y Honduras.
A diciembre de 2005, el sistema de transmisión en El Salvador estaba compuesto por
36 líneas de 115 kV., que tienen una longitud total de 1.021,52 Km., 23 subestaciones
de potencia y dos líneas de 230 kV., que interconectan el sistema de transmisión de El
Salvador con el de Guatemala y Honduras, cuya longitud en el caso de la línea hacia
8
Guatemala es de 14.6 Km. y hacia Honduras es de 92.9 Km., longitudes que
corresponden al tramo que pertenece a El Salvador.
El sistema salvadoreño está directamente interconectado con los países de Guatemala
y Honduras, e indirectamente con los demás países Centroamericanos, Costa Rica,
Nicaragua, y Panamá. Una interconexión con México está en construcción bajo un
convenio firmado entre Guatemala y México. Hasta hoy, la comercialización de
energía entre los países ha estado limitada por restricciones físicas asociadas con los
enlaces existentes a 230kV; el proyecto SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica
de los Países de América Central) proveerá un refuerzo considerable (300 MW entre
los países), el cual consiste en una línea de transmisión y subestaciones asociadas
que interconectan todos los países centroamericanos desde Panamá en el sur hasta
Guatemala en el norte, la cual actualmente esta en la fase de construcción.
2.3.3 Mercado Eléctrico Mayorista
La Unidad de Transacciones (UT) es la entidad responsable de la operación del
Mercado, así como de asegurar la calidad del suministro y administrar el mercado
mayorista de energía eléctrica. Este último se subdivide en Mercado de Contratos y
Mercado Regulador del Sistema (MRS). Siendo la UT un ente privado, sus accionistas
son los generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y usuarios finales
y su capital social esta constituido por cinco clases o series de acciones.
Durante el año 2005, en el mercado mayorista participaron como generadores, la
Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), LaGeo, Duke Energy
Internacional El Salvador, Nejapa Power Company, CESSA y CASSA; como
distribuidores, CAESS, DELSUR, AES CLESA y Cía, EEO, y DEUSEM; como
comercializadores, EXCELERGY, El Paso Technology, Mercados Eléctricos de
Centroamérica, ORIGEM, Duke Energy Comercializadora y Poliwatt y como usuarios
finales ANDA e INVINTER.
2.3.3.1 Demanda de Potencia y Energía
La demanda máxima del sistema eléctrico mayorista fue de 829 MW, y se presentó el
miércoles 7 de diciembre de 2005, a las 18:30 horas. En el mercado eléctrico
mayorista, la demanda de energía para el año 2005 fue de 4,679.2 GWh, observando
un crecimiento de 5.0% especto al volumen 4,454.6 GWh reportado en el 2004; el
mercado de contratos representa 60.98% y el MRS 39.02%.
2.3.3.2 Los Precios en el MRS
A partir de las estadísticas publicadas por la Unidad de Transacciones, el precio
promedio ponderado anual de la energía demandada en el Mercado Regulador del
Sistema (MRS) para el año 2005 reflejó un valor de US$ 68.91 por MWh, el precio
máximo observado se registró en el mes de noviembre, el cual alcanzó un valor de
US$ 226.25 por MWh y el mínimo ofertado fue de US$ 1.59 por MWh, el cual se
registró en enero de 2005.
Varias comercializadoras privadas operan en el mercado, pero representan menos del
8 por ciento del total de transacciones del mercado. La tabla 2.3 brinda una
descripción detallada del sector.
9
GENERACIÓN
Nombre
Descripción
Capacidad
Instalada MW
Participación de mercado
2004 (% de producción
interna)
CEL
Antiguo operador nacional. Se convirtió
en el único operador hidroeléctrico. Es
propiedad del estado.
448.6
36.4%
La Geo
Organizada como inversión conjunta
entre el Gobierno y ENEL de Italia para
desarrollar recursos geotérmicos.
151.2
12.3%
Duke Energy
Generadora privada, compró parte de
las plantas térmicas de CEL en la
privatización.
318
25.8%
Nejapa Power (El Paso)
Generadora privada, compró parte de
las plantas térmicas de CEL en la
privatización.
144
11.7%
32,6
2.6%
25,0
2.0%
100,1
8.1%
12,3
1.0%
Cemento de El Salvador (CESSA)
Compañía Azucarera Salvadoreña
S.A. (CASSA)
Centrales Termoeléctrica Mercado
Minorista
Pequeñas Centrales Hidroeléctricas
Auto-proveedor,
participa
en
el
mercado mayorista.
Ingenio azucarero produce electricidad
con bagazo de caña.
Varias centrales térmicas pequeñas
Pequeñas centrales Hidroeléctricas,
mayormente en la zona occidental
TRANSMISIÓN
Compañía nacional de transmisión.
Propiedad pública
ETESAL
Opera líneas a 115kV y dos líneas a 230kV de
interconexión (Guatemala y Honduras).
Responsable del sistema de planificación.
DESPACHO Y OPERADOR DEL MERCADO
Unidad de Transacciones (UT)
Organizada como compañía privada
(generadores, distribuidoras,
comercializadoras, compañía de
transmisión)
Responsable del despacho del sistema y de
liquidación de transacciones
DISTRIBUCIÓN
Descripción
Número de
usuarios Dic’05
Ventas de Energía (2005) y
Participación de mercado
479.038 (38%)
1,798.7 GWh, 38.4%
AES-CLESA
Suministra al área de San Salvador,
propiedad de AES
Propiedad de AES Corp.
262.589 (21%)
769.7 GWh, 16.4%
EEO
Propiedad de AES Corp.
194.677 (15%)
454.2 GWh, 10%
DEUSEM
Propiedad de AES Corp.
52.200 (4%)
110.4 GWh, 2.36%
DELSUR
Subsidiaria de Pennsylvania Power &
Light (PPL)
268.621 (22%)
993 GWh, 21.2%
Ventas
(2005)GWh
Participación de mercado (%
de total)
215
4.60%
Nombre
CAESS
COMERCIALIZADORES
Descripción
Nombre
Excelergy
Privada
CONEC-ES
Privada
-
0.00%
La Geo
Rama del grupo LaGeo
13
0.29%
CEL Comercializadora
Rama del grupo CEL
81
1.72%
El Paso Technology
Rama del grupo El Paso
62
1.32%
ORIGEM
Privada
90
1.92%
Mercados Eléctricos S.A.
Privada
7
0.14%
Tabla No. 2.1 Resumen de la estructura de la industria de electricidad.
10
2.3.4 Sistema de Distribución
La actividad de distribución en El Salvador la realizan cinco compañías privadas con
zonas no-exclusivas de suministro, DELSUR, S.A. de C.V. y el Grupo AES El
Salvador, conformado por las empresas distribuidoras CAESS, S.A. de C.V.; AESCLESA, S. en C. de C.V.; EEO, S.A. de C.V. y DEUSEM, S.A. de C.V.
El área de influencia y la distribución en el porcentaje de ventas se presenta en el
siguiente gráfico:
Gráfica No. 2.1 Área de influencia de cada una de las Distribuidoras de energía eléctrica en El
Salvador
La condición de no exclusividad en el área de servicio creó la condición que pudiese
creerse que existiría competencia entre las distribuidoras. Esto provocó una lucha de
capturas de clientes, generando instalaciones redundantes, se construyeron líneas
denominadas de “bloqueo” para tratar que el distribuidor en supuesta competencia no
pudiese tener acceso a construir redes.
También se construyeron redes en zonas donde no existían suministros, pero las
expectativas de nuevos usuarios a instalarse en el lugar eran grandes. Esto tal y como
la teoría y la práctica lo han demostrado, es ineficiente ya que se trata de actividades
con fuertes economías de escala. Otro elemento que generó mayor distorsión en este
sentido fue que tanto los costos de tarifa de acceso como la energía es tiene un
diferente valor para cada distribuidor.
Actualmente no existe una normativa o algún reglamento que delimite las zonas de
influencia de las distribuidoras, pero existen acuerdos no formales de respetar los
territorios delimitados entre distribuidoras.
A diciembre de 2005, el sistema de distribución en El Salvador tenía una longitud total
de 36.241 Km., el número total de usuarios ascendió a 1.293.270 dispersos en un área
geográfica de 21.404,8 Km2, con una venta final de energía igual 4.054.670,6 MWh,
estos valores se resumen por empresa distribuidora en la siguiente tabla:
11
INDICADOR
Área Servida (Km2)
No. de empleados
No. de Abonados
Baja Tensión
Media tensión
Kms de línea
Baja Tensión
Media tensión
Venta Final de energía
(MWh)
EEO
DEUSEM
4,286.8
277
277,762
275,497
2,265
7,294
3,084
4,210
AESCLESA
4,696.0
228
273,163
271,732
1,431
8,786
4,113
4,673
6,270.0
178
200,721
199,823
898
9,708
4,910
4,798
1,580.0
34
53,953
53,746
207
2,585
1,687
897
1,007,926.9
722,235.8
405,022.0
94,645.0
CAESS
DELSUR
4,572.0
502
487,671
484,901
2,770
7,868
3,848
4,020
1,824,840.9
Tabla No. 2.2 Indicadores de la actividad de distribución por empresa distribuidora para el año
2005.
2.3.4.1 Estructura de Redes
La estructura de la red de distribución se divide en zonas funcionales por nivel de
tensión. Estos niveles de tensión van desde los denominados Subtransmisión hasta
niveles de voltaje adecuados para los usuarios finales denominado de baja tensión,
estos se describen a continuación
Niveles de Subtransmisión o Redes de Reparto:
46 kV.: Nivel de tensión considerado como de sub transmisión. Las redes con este
nivel de tensión son construidas y operadas por las compañías distribuidoras, es un
sistema en configuración Delta Aislado. El cual genera muchos problemas para
detectar fallas monofásicas en este sistema.
Este nivel de voltaje se utiliza mayormente para conectar subestaciones de
transmisión (115/46 kV) con subestaciones de distribución 46/13.2-23 kV en zonas
rurales. Existen pocos usuarios conectados directamente a este nivel de tensión, de
éstos la mayor parte se concentran en las zonas de AES-CLESA, S. en C. de C.V. y
de DELSUR, S.A. de C.V.
34.5 kV: Este nivel de tensión al igual que el de 46 kV, se considera como de
subtransmisión. Este tiende a ser eliminado y actualmente la única distribuidora que lo
tiene es AES-CLESA, S. en C. de C.V. Es un nivel de voltaje con puesta a tierra
disponible (Estrella Aterrizado), pero es explotado como si fuese aislado. Este nivel de
voltaje mayormente esta siendo utilizado para alimentar a usuarios finales a este nivel
de voltaje.
Los estándares constructivos de líneas en este nivel de voltaje son los mismos que el
nivel de 46 kV.
Subestaciones de Distribución Alta ó Media/Media tensión:
Son los puntos de la red denominada transmisión desde donde se toma la energía
para alimentar una zona extensa de consumo o zonas de elevado consumo. Para el
caso de algunas subestaciones se reduce directamente el nivel de voltaje de
Transmisión (115 ó 230 kV) a niveles de distribución. Existen otros casos por ejemplo
en las zonas rurales, donde estos puntos de transformación disminuyen el nivel de
voltaje de transmisión a niveles denominados de subtransmisión 46 y 35.4 kV, de ahí
parten los circuitos a esos niveles de voltaje y alimentan subestaciones que reducen el
este nivel de voltaje a niveles de distribución.
12
Red de media Tensión (MT):
Está constituida por alimentadores principales y derivaciones, en El Salvador, los
niveles de tensiones nominales más utilizados se mencionan a continuación:
Existe una gama de niveles de voltaje aunque la idea actual es hacer desaparecer
algunos, generalmente los de menor valor, la gama de dichos niveles son:
23 kV: Utilizado en las zonas urbanas de la capital del país y en algunas cabeceras
departamentales de la zona oriental.
13.2 kV: Nivel de voltaje utilizado prácticamente en las zonas rurales de todo el país, y
en ciertas poblaciones urbanas del oriente y occidente del país.
4.16 kV: Voltaje de media tensión utilizado en zonas rurales y actualmente una parte
de la zona metropolitana de San Salvador, este voltaje tiende a desaparecer
gradualmente a niveles de voltaje de 23 ó 13.2 KV.
2.4 kV: Voltajes utilizado en redes de distribución antiguas que no han sido renovadas
por años, la tendencia es ha realizar proyectos de inversión para la conversión de este
nivel de voltaje a niveles de 23 ó 13.2 kV.
Existe un único estándar constructivo para las redes de distribución para el nivel de
voltaje de 23 kV. Para el nivel de 13.2 kV, existen dos estándares A y B, para la
construcción de dichas redes 1.
Las redes de distribución en su gran mayoría son redes aéreas, aún en los centros
urbanos, últimamente se han construido algunas pequeñas redes subterráneas, pero
sus longitudes no son considerables comparadas con las redes aéreas.
También en la zona oriental existen alguno tramos de líneas de distribución se puede
decir del tipo submarino para alimentar pequeñas islas. Su tamaño es despreciable
respecto al de las redes aéreas.
Centros de transformación media/baja tensión (MT/BT)
Se conectan a lo largo de la red de MT para alimentar un conjunto de consumidores
finales, estos centros de transformación son monofásicos, en conexión individual o en
grupo para formar bancos trifásicos, o directamente transformadores trifásicos. La
mayoría de los centros de transformación son del tipo poste, sin protección interna.
Estos centros de transformación en el caso de suministros de baja tensión en su
mayoría son propiedad del distribuidor de la zona. En el caso de usuarios que han
optado por tarifas en media tensión, los centros de transformación son propiedad de
los usuarios finales.
Red de Baja Tensión (BT)
Está constituida por líneas radiales que salen del centro de transformación y llegan a
los clientes finales, en El Salvador, la tensión nominal de esta red es 240 V entre
fases, 120 V entre fase y neutro y frecuencia de 60 Hz.
1
Existe una normativa denominada estándares para la construcción de líneas aéreas de distribución de
energía eléctrica.
13
Al igual que las líneas de media tensión, estas son en su mayoría líneas aéreas a
veces en conductores “Entorchados”, es decir un hilo concéntrico con mucha
resistencia mecánica (Utilizado como conductor de neutro) y alrededor de éstos,
conductores de aluminio cubiertos con algún material aislante ó líneas abiertas es
decir líneas separadas por fase.
Para el caso de redes de baja tensión existen un porcentaje de redes consideradas
como propiedades de terceros, pero que a partir del 2003, se ha considerado en la
tarifa eléctrica una cantidad de dinero para que las empresas distribuidoras
gradualmente operen y mantengan dichas redes.
2.3.4.2 Nivel de Pérdidas Técnicas
Los niveles de pérdidas técnicas dependen básicamente del nivel de área de
suministro. Las distribuidoras con centros de consumo más concentrados y menor
dispersión de cliente tienen menores pérdidas técnicas de distribución, estas se
presentan a continuación:
INDICADOR
CAESS
DELSUR
Pérdidas Totales (%)
7.40%
9.41%
AESCLESA
9.92%
EEO
DEUSEM
11.25%
13.83%
Técnicas
6.49%
6.50%
9.84%
10.88%
11.82%
No Técnicas
0.91%
2.91%
0.08%
0.37%
2.01%
Tabla No. 2.3 Nivel de pérdidas técnicas registradas en el año 2005.
Se consideran pérdidas técnicas a las provocadas por la circulación de la energía por
los conductores y equipos que forman parte de las redes, y la pérdidas no técnicas se
asocian a fraudes, hurtos de energía, condiciones anómalas de los medidores de
energía eléctrica, etc.
2.3.4.3 Nivel de Cobertura de Electrificación Eléctrica
A partir del año 1998 se han realizado esfuerzos considerables en la ampliación del
suministro de energía eléctrica en las zonas rurales del país. Esta iniciativa esta
apoyada por el gobierno a través de la institución llamada Fondo de Inversión Nacional
de Electricidad y Comunicaciones (FINET). A continuación se presenta la evolución del
nivel de electrificación de los últimos años.
Año
Población
Habitantes
por vivienda
Total de
viviendas
Clientes
residenciales
Índice de
electrificación
1985
1990
1995
Miles
4759
5 110
5 669
5
4.9
4.8
Miles
950
1046.1
1193.4
Miles
391.9
544.7
767
(%)
41.3
52.1
64.3
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
5 787
5 908
6 031
6 154
6 276
6 397
6 518
4.8
4.8
4.8
4.8
4.8
4.8
4.8
1218.3
1243.9
1269.7
1295.6
1321.3
1346.7
1372.2
808.9
852.1
898.7
948.1
1001.5
1041
1070.3
66.4
68.5
70.8
73.2
75.8
77.3
78
2003
2004
2005
6 638
6 757
6 875
4.8
4.8
4.8
1397.5
1422.6
1447.3
1121.4
1157.4
1191.3
80.2
81.4
82.3
Tabla No. 2.4 Evolución del índice de electrificación en El Salvador
Fuente CEPAL [CEPA06]
14
2.3.4.4 Calidad del servicio
Actualmente existe una Normativa específica para la calidad de los sistemas de
distribución de energía eléctrica, la cual se encuentra contenida en el Acuerdo 192-E2004 [SIGE04] emitido por la Superintendencia General de Electricidad y
Telecomunicaciones (SIGET), a continuación se presentan los aspectos más
relevantes de la normativa actual:
2.3.4.4.1 Responsabilidad de la Distribuidora
El distribuidor, dentro de su zona de servicio, está obligado a:
a) Prestar a sus usuarios, un servicio de energía eléctrica que cumpla con los índices
o indicadores de calidad exigidos en las Normas;
b) Cumplir en lo que le corresponde con lo consignado en dichas Normas y
procedimientos aprobados por SIGET;
c) Responder ante otros operadores, por el pago de las compensaciones ocasionadas
por las interrupciones ocasionadas por él o por un Usuario conectado a su red, que
afecten el servicio de Terceros;
d) Mantener un archivo histórico, por un período no inferior a dos años, de toda la
información procesada y de los valores medidos de cada parámetro para todos los
puntos que establecen las Normas.
2.3.4.4.2 Objeto y Alcance de la Normativa de Calidad
Las Normas tienen por objeto regular los índices e indicadores de referencia para
calificar la calidad con que las empresas distribuidoras de energía eléctrica suministran
los servicios de energía eléctrica a los usuarios de la Red de Distribución, tolerancias
permisibles, métodos de control y compensaciones respecto de los siguientes
parámetros igualmente considerados e incorporados en la tarifa:
a) La calidad del suministro o servicio técnico prestado, que está relacionado
principalmente con las interrupciones del servicio;
b) La calidad del producto técnico suministrado, que implica los elementos siguientes:
i) Niveles de Tensión;
ii) Perturbaciones en la onda de voltaje (flicker y tensiones armónicas);
iii) Incidencia del Usuario en la calidad.
c) La calidad del servicio comercial que está relacionado con los elementos siguientes:
i) La Atención al usuario;
ii) Los medios de atención al usuario;
iii) La precisión de los elementos de medición.
Están sujetos a las disposiciones de la Normativa todos los distribuidores y usuarios
que hacen uso de las redes de distribución de energía eléctrica.
2.3.4.4.3 Etapas de Regulación
Implementación de la Etapa de Régimen
Con la finalidad de posibilitar una adecuación gradual de los operadores y usuarios a
las exigencias de las Normas de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución,
el proceso de implementación de la etapa de Régimen se tiene previsto, se realizará
15
en tres períodos con niveles de exigencia crecientes, cuyas fechas de implementación
propuestas son las siguientes:
a) 1 de enero de 2005 – 31 de diciembre de 2005. Durante este período la SIGET
requirió a las empresas distribuidoras que durante el periodo del 1 de enero de 2005 al
31 de diciembre de 2005, desarrollara Planes de Inversión comprometidos para
adecuar su infraestructura eléctrica, para cumplir de las exigencia de las Normas de
Calidad del Servicio, con el fin de mejorar la calidad de servicio de sus sistemas de
distribución.
Se estableció compensar en dicho período las transgresiones a los límites individuales
en la Calidad del Servicio Comercial y Producto Técnico.
b) 1 de enero de 2006 – 31 de diciembre de 2007: En este período, entrarán en
vigencia las compensaciones por Calidad de Servicio Técnico, además de continuar
las compensaciones individuales en las Calidades de Servicio Comercial y Producto
Técnico. Las empresas distribuidoras continuarán desarrollando el plan de inversiones
comprometido para dicho período, con el fin de mejorar la calidad de servicio de sus
sistemas de distribución.
c) 1 de enero de 2008 en adelante: En este período se aplicarán todas las
compensaciones individuales y globales por las transgresiones a los límites
establecidos en la norma de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución.
Además entraran en vigencia las compensaciones por perturbaciones. Las empresas
distribuidoras continuarán desarrollando las inversiones que consideren necesarias
para el cumplimiento de las exigencias de Calidad del Servicio Técnico, Calidad del
Producto y Calidad del Servicio Comercial.
2.3.4.4.4 Sistema de Control
El objeto de establecer un Sistema de Medición y Control de la Calidad del Servicio de
los Sistemas de Distribución, es que todo Distribuidor disponga de un sistema
auditable que permita el análisis y tratamiento de las mediciones realizadas para la
verificación de la Calidad del Servicio Técnico y la Calidad del Producto, sistema se ha
previsto que debe contemplar al menos, lo siguiente:
a) La interrelación entre los registros de mediciones y las tolerancias previstas
respecto de los parámetros que intervienen en el cálculo de los índices o
indicadores de Calidad del Servicio Técnico y de Calidad del Producto,
establecidos en la Normativa correspondiente;
b) El cálculo de las compensaciones;
c) El establecimiento del número y localización de los beneficiados por las
compensaciones;
d) La adecuación y actualización de los sistemas informáticos existentes respecto de
las exigencias que las Normas especifican;
2.3.4.4.5 Niveles de Calidad Permitidos
Índices de Calidad para las Interrupciones
La Calidad del Servicio Técnico es evaluada mediante los siguientes índices:
Indicadores globales: Frecuencia Media de Interrupción por kVA (FMIK); Tiempo Total
de Interrupciones por kVA (TTIK); Energía No Suministrada (ENS).
16
Indicadores individuales: Índice de Frecuencia de Interrupción Promedio por usuario
(interrupciones /usuarios / año, SAIFI); Índice de Duración de Interrupción Promedio
por usuario (horas/ usuarios/año, SAIDI); Índice de Frecuencia de Interrupción
Promedio al Consumidor Afectado (interrupciones /usuarios afectados/ año) CAIFI;
Índice de Duración de Interrupción Promedio por Consumidor (horas /interrupción del
consumidor) CAIDI.
Las tolerancias en los Indicadores de Calidad del Servicio Técnico de energía eléctrica
son:
IMPLEMENTACIÓN ETAPA DE RÉGIMEN
Indicador
Urbano
Unidad
Rural
Período año
2005 al 2007
Período a partir
del año 2008
Período año
2005 al 2007
Período a partir
del año 2008
FMIK
Global Int/año/kVA
8
5
14
12
TTIK
Global
horas/año/kVA
14
10
30
24
SAIFI
Global Int./año
9
7
15
12
SAIDI
Global horas/año
18
14
30
24
SAIFIus
SAIDI us
CAIFI
Individual
10
8
20
Int./año/usuario
Individual
20
16
40
horas/año-usuario
Individual Int./año16
14
22
usuario afectado
Tabla No. 2.5 Indicadores de calidad del servicio técnico.
15
30
18
Índices de Calidad del Producto Técnico.
Se exige a la empresa distribuidora mantener sus niveles de tensión, dentro de los
rangos señalados en la norma, de manera que los equipos eléctricos de los usuarios
puedan operar eficientemente dentro de las tensiones normalizadas para el sistema de
distribución eléctrica.
Niveles de Tensión: el indicador de calidad para evaluar la tensión de entrega en un
intervalo de medición k, es la diferencia ¨Vk entre la media de los valores eficaces
(RMS) instantáneos medidos en el punto de entrega Vk y el valor de la tensión nominal
VN del mismo punto. Este indicador está expresado como un porcentaje de la tensión
nominal del punto:
'Vk (%)
Vk VN
*100% (2.1)
VN
Límites Admisibles. Los niveles máximo y mínimo de tensión, según las zonas de
servicio, en el punto de suministro o entrega al usuario, se indican en la siguiente
Tabla:
¨Vk
NIVEL DE TENSIÓN
Régimen período año 2005 en adelante
Urbano
Rural
Aislado
Baja Tensión (” 600 V)
± 7%
± 8%
± 8.5%
Media Tensión (600 V < V<115
kV)
± 6%
± 7%
± 8.5%
Tabla No. 2.6 Límites de nivel de tensión.
17
Las empresas distribuidoras son responsables del cumplimiento de los límites
permisibles de tensión en redes de distribución de terceros que son operadas por el
distribuidor. Es decir, aquellas sobre las que hayan asumido su responsabilidad de la
operación, mantenimiento y reposición de conformidad al plan de trabajo que hubiere
sido presentado y aprobado por el regulador. Esta condición no se aplica a aquellas
líneas de terceros cuando por cualquier medio se obstaculice, dificulte o impida al
distribuidor realizar las labores de operación, mantenimiento y reposición de las
mismas.
Indicadores Globales del producto técnico.
Para evaluar el conjunto de mediciones realizadas a lo largo de la Campaña de
Medición por parte de las distribuidoras se determinan los indicadores globales,
independientes de las mediciones que puedan surgir por los apartamientos registrados
en cada una de las mediciones realizadas. Estos indicadores se calculan
semestralmente considerando una ventana móvil anual que contempla las mediciones
realizadas en el semestre bajo análisis "n" y el anterior "n-1".
Límites admisibles para el indicador del Efecto de Parpadeo (Flicker)
El indicador del efecto de parpadeo en el sistema de distribución, deberá ser medido
por el índice de severidad de efecto de parpadeo de corto plazo Pst. El Pst deberá ser
menor o igual a 1.00 para todos los niveles de tensión de distribución.
Límites admisibles para los indicadores de Armónicas
Las empresas distribuidoras, deberá limitar la distorsión armónica en los niveles de
Media y Baja tensión de acuerdo a lo especificado en la Norma respectiva. Dichos
niveles de referencia para las armónicas de tensión en Baja Tensión, no deben ser
superados durante más del cinco por ciento (5 %) del período de medición.
Indicadores de la Calidad Comercial.
Se establecen dos tipos de indicadores relacionados con la medición de la Calidad del
Servicio Comercial que prestan las Empresas Distribuidoras:
a) Niveles Globales de Calidad Comercial: Son aquellos que se corresponden con
metas globales para toda la empresa distribuidora.
b) Niveles de Calidad Comercial Garantizados a cada Cliente: Son aquellos vinculados
a prestaciones garantizadas a cada usuario final del servicio de energía eléctrica en
forma individual.
A efectos de la determinación de los indicadores de Calidad del Servicio Comercial, un
Área Geográfica es considerada como de:
Densidad demográfica alta: más de 5,000 habitantes/km2
Densidad demográfica media: de 1,001 a 5,000 habitantes/km2
Densidad demográfica baja: de1 a 1000 habitantes/km2
Un resumen de los diferentes indicadores de los Niveles Globales de Calidad del
Servicio Comercial se presenta a continuación:
18
Indicador
COSE
USRE
IPE
IFE
PRUi
PRUt
PRUc
TPA
PARA
RCSU
RCUS
Límite admisible
DDA
DDM
DDB
Descripción
Porcentaje de conexiones de servicio a los usuarios finales que no requieran
de ampliación o modificación de la red de distribución, y debe realizarse
97%
97%
95%
dentro de los plazos máximos garantizados a cada usuario final, establecidos,
después de la fecha de pago del derecho de conexión.
Usuarios reconectados después de una interrupción dentro de los plazos
máximos garantizados a cada usuario, siempre y cuando la interrupción del
97%
97%
95%
suministro se de por razones técnicas
Porcentaje de errores en la facturación, y es el cociente de dividir el número
3%
3%
3%
de cuentas ajustadas con motivo de corregir un error de lectura o facturación
por el número total de facturas emitidas
Porcentaje de Facturación Estimada
2%
3%
5%
Porcentaje de Reclamos procedentes por interrupciones de servicio en el año
3%
3%
3%
Porcentaje de Reclamos procedentes por variaciones en los niveles de
3%
3%
3%
tensión
Porcentaje de Reclamos procedentes por problemas comerciales en el año
2%
2%
2%
Tiempo promedio de procesamiento para resolver cada reclamo o queja
10 Días 10 Días 10 Días
Porcentaje de Resolución
95%
95%
95%
Reconexión de Suministro, porcentaje de reconexiones de suministros
suspendidos por falta de pago que, como mínimo, deben ser realizados por el
distribuidor dentro de los plazos garantizados a casa usuario final, esto es
97%
97%
95%
después que el usuario haya cancelado la deuda o en su defecto haber hecho
un arreglo de pago.
Respuesta a las consultas de los Usuarios, se considera el porcentaje de
98%
98%
98%
consultas que como mínimo, deben ser respondidas por escrito por la
distribuidora dentro del plazo establecido
Tabla No. 2.7 Indicadores de Calidad Comercial Globales.
Niveles de Calidad Comercial Garantizados a cada Cliente: Estos niveles de calidad se
resumen en el siguiente cuadro:
Indicador
Plazo Máximo admitido para cada cliente
Descripción
DDA
DDM
DDB
Tiempos máximos de conexiones de servicio
a los usuarios finales que no requieran de
COSE (sin
ampliación o modificación de la red de
Modificación de distribución, y debe realizarse dentro de los
plazos máximos garantizados a cada usuario
Red
final, establecidos, después de la fecha de
pago
3 días
4 días
6 días
COSE (Con
Igual que el anterior pero considerando
modificación de
modificaciones en la red de distribución
la Red)
20 días
30 días
45 días
3 Horas
4 Horas
8 Horas
2 Facturas
3 Facturas
3 Facturas
TRRC
Indicador que toma en consideración los
tiempos en que el distribuidor deberá resolver
los reclamos de los usuarios finales por
cuestiones comerciales, contados a partir del
momento en que sean recibidos por esta.
7 Días
10 Días
15 Días
RCSU
Reestablecimiento del servicio suspendido
por falta de pago que, como mínimo, deben
ser realizados por el distribuidor dentro de los
plazos garantizados a casa usuario final, esto
es después que el usuario haya cancela
10 Horas
15 Horas
24 Horas
RCUS
Indicador que establece el tiempo máximo, en
que el distribuidor debe dar respuestas
escrita a las consultas de los usuarios,
tomando como punto de partida el momentos
desde que éste la recibe
3 días
3 días
3 días
USRE
CFFE
Usuarios reconectados después de una
interrupción dentro de los plazos máximos
garantizados a cada usuario, siempre y
cuando la interrupción del suministro se de
por razones técnicas
Corresponde al límite máximo admisible en
los casos que es distribuidor tenga que
estimar la facturación de un usuario final
19
Plazo Máximo admitido para cada cliente
Indicador
Descripción
DDA
DDM
DDB
INPR
Información a los Usuarios Finales a cerca de
las
Interrupciones
Programadas,
el
distribuidor deberá informar a los usuarios
acerca de las interrupciones programadas de
suministro, con una anticipación no inferior al
plazo máximo establecido
48 Horas
48 Horas
48 Horas
RETE
Reclamos por Inconvenientes con el Nivel de
Tensión Suministrado, establece el tiempo
máximo permitido para efectuar una
inspección técnica al lugar, después de
recibido el reclamo.
Inspección técnica al
lugar a más tardar dentro
de dos (2) días hábiles; y
respuesta por escrito a
más tardar dentro de
treinta
(30)
días
calendario.
Inspección técnica al
lugar a más tardar
dentro de tres (3) días
hábiles; y respuesta
por escrito a más
tardar dentro de treinta
(30) días calendario.
Inspección técnica al
lugar a más tardar
dentro de cinco (5)
días
hábiles;
y
respuesta por escrito a
más tardar dentro de
treinta
(30)
días
calendario.
Inspección técnica al
lugar a más tardar dentro
de tres (3) días hábiles; y
respuesta por escrito a
más tardar dentro de
treinta
(30)
días
calendario.
REME
Reclamos
por
Inconvenientes
Funcionamiento del Medidor
en
Inspección técnica al
lugar a más tardar dentro
de tres (3) días hábiles; y
el
respuesta por escrito a
más tardar dentro de
treinta
(30)
días
calendario.
Inspección técnica al
lugar a más tardar dentro
de cinco (5) días hábiles;
y respuesta por escrito a
más tardar dentro de
treinta
(30)
días
calendario.
Tabla No. 2.8 Indicadores de Calidad Comercial Individuales.
2.3.4.4.6 Compensación por Calidad de Servicio de Distribución
Dentro de las normas de calidad del servicio se define como Compensación por
Calidad de Servicio de Distribución, al valor monetario que cada empresa Distribuidora
debe compensar a sus usuarios, por todo aquel incumplimiento a las tolerancias
establecidas en los índices definidos en las Normas de Calidad de Servicio Técnico,
Calidad del Producto Técnico y Calidad del Servicio Comercial, existen
compensaciones a la calidad en los siguientes aspectos:
a. Compensación por Energía no Entregada (ENS)
b. Compensación por incumplimiento a las tolerancias establecidas para la Calidad
de servicio técnico tanto individual como global.
c. Compensación por Regulación de Tensión (individual y Global)
d. Compensación por Flicker en la Tensión y Armónicos
e. Compensación por Incumplimiento de la Calidad Comercial (Global y por
Incumplimiento a los Niveles de la Calidad de Servicio Comercial Garantizado a
Cada Cliente.
La metodología del cálculo de las compensaciones se encuentra contenida en las
Normas de Calidad de los Sistemas de Distribución [SIGE04].
2.3.4.4.7 Niveles de Calidad Actuales y Montos Compensados
Actualmente todas las empresas distribuidoras no han alcanzado los niveles de
calidad establecidos a excepción del caso de Delsur para el indicador del TTIK
Urbano, un resumen de los indicadores registrados por empresa se muestra a
continuación:
20
FMIKurb
(Int/Año)
FMIKrur
(Int/Año)
TTIKurb
(Hrs/Año)
TTIKrur
(Hrs/Año)
8
14
14
30
Indicador 2006
9.41
23.17
15.15
65.37
% Alejamiento
17.6%
65.5%
8.2%
117.9%
Límite
CAESS
DELSUR
AES CLESA
EEO
DEUSEM
Indicador 2006
8.4
15.5
12.4
47.4
% Alejamiento
5.0%
10.7%
-11.4%
58.0%
Indicador 2006
16.86
21.56
29.95
63.46
% Alejamiento
110.8%
54.0%
113.9%
111.5%
Indicador 2006
19.7
37.25
17.25
68.08
% Alejamiento
146.3%
166.1%
23.2%
126.9%
Indicador 2006
11.22
20.21
19.41
58.89
% Alejamiento
40.3%
44.4%
38.6%
96.3%
Tabla No. 2.9 Niveles de Calidad registrados por las empresas distribuidoras para el año 2006.
Los montos estimados a compensar el año 2006 (correspondiente a los indicadores de
2005), se presentan a continuación:
Empresa
Monto a Compensar
CAESS
$223,098.30
DELSUR
$232,254.71
CLESA
$242,008.76
EEO
$180,734.79
DEUSEM
$31,734.25
Total
$909,830.81
Tabla No. 2.10 Montos estimados a compensar por las empresas distribuidoras por
incumplimientos de lo niveles de calidad el año 2005.
2.3.4.5 Funciones de la Actividad de Distribución
Las empresas distribuidoras realizan una serie de funciones técnicas relativas a las
actividades de red que pueden clasificarse en:
9 Planificación de redes
9 Desarrollo y realización de obras
9 Explotación y mantenimiento de instalaciones y equipos
Planificación de redes
La planificación de la red comienza por la estimación del crecimiento de la demanda
que la distribuidora deberá suministrar en el futuro. A partir de la demanda existente, y
en el horizonte considerado, se deben tener en cuenta los crecimientos vegetativos de
la demanda, los planes de desarrollo urbanísticos para el sector residencial e
industrial, y el impacto que sobre el crecimiento de la demanda tendrán los planes de
ahorro y eficiencia energética, calidad del servicio, pérdidas y la posible conexión de
generación distribuida en la red.
Para el caso de las distribuidoras de El Salvador en la cual el grupo AES es propietario
mayoritario de 4 de las cinco distribuidoras (CAESS, AES CLESA, EEO y DEUSEM),
la planificación se realiza en forma centralizada. En los últimos años se han realizado
fuertes inversiones en herramientas para las diferentes gestiones de la actividad de
distribución y la integración de estas, a continuación se presentan las más relevantes:
21
Bases de datos comerciales: Todos los distribuidores utilizan el sistema de Gestión
Comercial llamado OPEN SGC.
Call Center: tanto el grupo AES como Delsur, utilizan un sistema de call center para
atender todas las solicitudes, avisos y reclamos de los usuarios finales.
Georeferenciación: Se tiene inventariados todos los activos de las redes de
distribución en los niveles de media tensión, esto comprende ubicación espacial de los
elementos y características más importantes a través de sistemas GIS específicos.
Modelos eléctricos: Tanto el grupo AES como Delsur, tiene modeladas las redes de
media tensión utilizando el programa de simulación de redes eléctricas llamado
Windmil, esta herramienta es la utilizada para crear los planes de inversión para hacer
frente al crecimiento de demanda, mejoras en la Calidad y reducción de pérdidas.
Herramientas para la gestión de la Calidad: Debido a las exigencias en esta área y que
fueron mencionadas en la parte de la calidad de los sistemas de Distribución las
empresas han desarrollado programas informáticos para recopilar y procesar la
información de calidad, cumpliendo tanto con los requerimientos de gestión de las
respectivas administraciones como de la normativa regulatoria aplicable.
Finalmente todas las herramientas antes mencionadas estas siendo vinculadas entre
sí, el grado de avance en dicha actividad esta más adelantada en la empresa
DELSUR.
Desarrollo y realización de obras
Para esta actividad las obras nuevas se utilizan personal propio de las empresas y
personal subcontratado, principalmente la ingeniería y diseño se realiza con personal
propio y la construcción en sí se realiza mediante empresas subcontratistas, aunque
existen excepciones en las cuales los proyectos son licitados con la modalidad llave en
mano.
Las tareas de explotación y mantenimiento
Existen centros de control en cada una de las empresas, desde los cuales se realiza la
coordinación de maniobras y despacho de cuadrillas de trabajadores que atienden las
fallas.
El nivel de automatismo en la red es bajo y más bien únicamente los equipos de
protección de cabecera de los alimentadores pueden ser controlados a distancia.
Aunque cada vez más se están realizando inversiones para instalar equipos
telemandados intermedios en los circuitos o en interconexiones entre circuitos.
Al igual que las tareas de desarrollo y realización de obras se realiza tanto con
personal propio como personal subcontratado
2.3.4.6 Regulación de la distribución: Licencias, Acceso y Tarifas
Licencias
El ejercicio de la actividad de distribución no esta limitado a zonas exclusivas de
suministro, esto llevó a pensar que podría haber competencia en esta actividad, así,
las distribuidoras iniciaron acciones para “ganar” clientes en las zonas de distribución
22
vecina. Pero una vez más quedo demostrado que esto es ineficiente desde cualquier
punto de vista, esto además se vio agravado por que cada empresa distribuidora tiene
diferentes costos tanto de tarifa de acceso.
Dichas prácticas han cesado, no por el hecho de que se haya regulado esa situación,
sino más bien por posibles acuerdos entre las empresas distribuidoras.
La Ley General de Electricidad salvadoreña es muy excepcional en la libertad que
ofrece a los agentes del mercado. El Artículo 8 autoriza explícitamente la integración
vertical en la generación, transmisión, distribución y suministro del servicio, toda vez
que establezca sistemas de contabilidad separados para cada una de ellas y se
encuentren registrados como tales en la SIGET. La única limitación consiste en
prohibir que las compañías de generación, distribución y suministro posean acciones
de ETESAL.
Accesos
A la generación
La ley de Electricidad en el Art. No.2 literal b) establece que uno de los preceptos
contenidos en la Ley, es el libre acceso de las entidades generadoras a las
instalaciones de transmisión y distribución, sin más limitaciones que las señaladas por
la Ley.
A transmisores
La Ley de Electricidad establece en su Artículo No. 27, que los transmisores y
distribuidores estarán obligados a permitir la interconexión de sus instalaciones y la
utilización de las mismas para el transporte de energía eléctrica, excepto cuando esto
represente un peligro para la operación o seguridad del sistema, de instalaciones o de
personas.
A Usuarios Finales y otros distribuidores
En la ley General de Electricidad en el artículo No. 105 literal i) establece que una de
las infracciones catalogadas como muy graves es no permitir el uso de las redes de
transmisión o distribución, sin justa causa para ello; en el Reglamento de la Ley de
Electricidad [RLGE97] amplia más, estableciendo que tanto los transportistas como los
distribuidores deben de permitir el acceso a terceros y menciona que únicamente
puede negar el acceso a sus redes cuando esto represente un peligro para la
operación o la seguridad del sistema, de las instalaciones propias, las de tercero, o de
personas.
Tarifas
Las tarifas eléctricas son diferentes para cada empresa distribuidora tanto la tarifa de
acceso como el precio de la energía.
En la tarifa de acceso los precios varían dependiendo de la dispersión de los clientes y
la composición de tipos de clientes. Para el caso de los usuarios que consumen
menos de 100 kWh. al mes, existe un subsidio dado por el gobierno a través de la
FINET, la estructura tarifaría se presenta a continuación:
23
I. PEQUEÑAS DEMANDAS (0 < kW < 10)
BAJA TENSION
Residencial (consumo < 200 kWh)
Cargo de Comercialización
Cargo Fijo
Cargo por Consumo:
Cargo por Uso de Red:
Cargo Fijo
Cargo Variable
$ / Usuario
CAESS
0,714355
DEL SUR
0,714355
AES CLESA
0,714355
EEO
0,714355
DEUSEM
0,714355
$ / kWh
0,103606
0,105290
0,104930
0,105124
0,104164
$ / Mes
$ / kWh
0,845713
0,030678
1,097934
0.041906
1,152228
0.044162
1,288115
0.049624
1,206590
0.051027
$ / Usuario
CAESS
0,714355
DELSUR
0,714355
CLESA
0,714355
EEO
0,714355
DEUSEM
0,714355
$ / kWh
0,103282
0,104959
0,104607
0,104801
0,103827
$ / Mes
$ / kWh
1,190715
0,030290
1,564365
0.040807
1,643343
0.042955
1,839548
0.048209
1,763757
0.048406
$ / Usuario
CAESS
0,714355
DELSUR
0,714355
CLESA
0,714355
EEO
0,714355
DEUSEM
0,714355
$ / kWh
0,104679
0,106279
0,105898
0,106004
0,105038
$ / Mes
$ / kWh
1,945276
0,028860
2,617281
0.038827
2,754617
0.040867
3,091213
0.045858
3,096494
0.045934
$ / Usuario
CAESS
0,714355
DELSUR
0,714355
CLESA
0,714355
EEO
0,714355
DEUSEM
0,714355
$ / kWh
$ / kWh
0,094479
0,038585
0,096197
0.051917
0,096063
0.054644
0,096445
0.061317
0,095220
0.061414
EEO
0,714355
0,104381
DEUSEM
0,714355
0,103387
20,142620
20,176244
EEO
0,714355
0,096026
DEUSEM
0,714355
0,095116
10,494958
12,146759
Residencial (consumo > 200 kWh)
Cargo de Comercialización:
Cargo Fijo
Cargo por Consumo:
Cargo por Uso de Red:
Cargo Fijo
Cargo Variable
Uso General
Cargo de Comercialización:
Cargo Fijo
Cargo por Consumo:
Cargo por Uso de Red:
Cargo Fijo
Cargo Variable
Alumbrado Público
Cargo de Comercialización:
Cargo Fijo
Cargo por Consumo:
Cargo por Uso de Red:
II. MEDIANA DEMANDA (10 < kW < 50)
BAJA TENSION CON MEDIDOR ELECTROMECANICO (Con Medición de Potencia)
Cargo de Comercialización:
Cargo por Consumo:
Cargo por Uso de Red:
$ / Usuario
$ / kWh
$ / kWmes
CAESS
0,714355
0,102871
DEL SUR
0,714355
0,104533
12,676212
17,054429
AES CLESA
0,714355
0,104193
17,950163
MEDIA TENSION CON MEDIDOR ELECTROMECANICO (Con Medición de Potencia)
Cargo de Comercialización:
Cargo por Consumo:
Cargo por Uso de Red:
$ / Usuario
$ / kWh
$ / kWmes
CAESS
0,714355
0,094642
4,969776
DEL SUR
0,714355
0,096166
8,524464
AES CLESA
0,714355
0,095853
9,407321
24
III. MEDIANA DEMANDA (10 < kW < 50)
BAJA TENSION CON MEDIDOR HORRIO
CAESS
DEL SUR
AES CLESA
Cargo de Comercialización:
$ / Usuario
0,714355
0,714355
0,714355
Atención al Cliente
Cargo por Consumo:
Energía en Punta
$ / kWh
0,110181
0,112111
0,111566
Energía en Resto
$ / kWh
0,105839
0,107363
0,106959
Energía en Valle
$ / kWh
0,082117
0,083727
0,083912
Cargo por uso de Red:
$ / kW17,950163
mes
12,676212 17,054429
EEO
0,714355
DEUSEM
0,714355
0,111850
0,106981
0,084420
0,111205
0,106016
0,082764
20,142620
20,176244
MEDIA TENSION CON MEDIDOR HORARIO
Cargo de Comercialización:
Cargo Fijo
Cargo por Consumo:
Energía en Punta
Energía en Resto
Energía en Valle
Cargo por uso de Red:
$ / Usuario
$ / kWh
$ / kWh
$ / kWh
$ / kWmes
CAESS
0,714355
DEL SUR
0,714355
AES CLESA
0,714355
EEO
0,714355
DEUSEM
0,714355
0,101366
0,097372
0,075547
4,969776
0,103138
0,098770
0,077025
8,524464
0,102637
0,098398
0,077196
9,407321
0,102898
0,098418
0,077663
0,102308
0,097535
0,076143
10,494958
12,146759
EEO
0,714355
DEUSEM
0,714355
0,111850
0,106981
0,084420
0,111205
0,106016
0,082764
20,142620
20,176244
IV. GRANDES DEMANDAS ( >50 kW )
BAJA TENSION CON MEDIDOR HORARIO
CAESS
DEL SUR
AES CLESA
Cargo de Comercialización:
$ / Usuario
0,714355
0,714355
0,714355
Atención al Cliente
Cargo por Consumo:
Energía en Punta
$ / kWh
0,110181
0,112111
0,111566
Energía en Resto
$ / kWh
0,105839
0,107363
0,106959
Energía en Valle
$ / kWh
0,082117
0,083727
0,083912
Cargo por uso de Red:
$ / kW17,950163
mes
12,676212 17,054429
MEDIA TENSION CON MEDIDOR HORARIO
Cargo de Comercialización:
Cargo Fijo
Cargo por Consumo:
Energía en Punta
Energía en Resto
Energía en Valle
Cargo por uso de Red:
CAESS
DEL SUR
AES CLESA
EEO
DEUSEM
$ / Usuario
0,714355
0,714355
0,714355
0,714355
0,714355
$ / kWh
$ / kWh
$ / kWh
$ / kWmes
0,101366
0,097372
0,075547
4,969776
0,103138
0,098770
0,077025
8,524464
0,102637
0,098398
0,077196
9,407321
0,102898
0,098418
0,077663
0,102308
0,097535
0,076143
10,494958
12,146759
EEO
0,714355
0,104381
DEUSEM
0,714355
0,103387
20,142620
20,176244
BAJA TENSION CON MEDIDOR ELECTROMECANICO
CAESS
Cargo de Comercialización:
$ / Usuario
0,714355
Cargo por Consumo:
$ / kWh
0,102871
Cargo por Uso de Red:
$ / kWmes
12,676212
DEL SUR
0,714355
0,104533
17,054429
AES CLESA
0,714355
0,104193
17,950163
25
MEDIA TENSION CON MEDIDOR ELECTROMECANICO
CAESS
Cargo de Comercialización:
$ / Usuario
0,714355
Cargo Fijo
Cargo por Consumo:
$ / kWh
0,094642
Cargo por Uso de Red:
$ / kW4,969776
mes
DEL SUR
0,714355
AES CLESA
0,714355
EEO
0,714355
DEUSEM
0,714355
0,096166
8,524464
0,095853
9,407321
0,096026
0,095116
10,494958
12,146759
Tabla No. 2.11 Estructura tarifaria vigente para el período de 1 de enero al 10 de junio de 2007.
2.4 Conclusiones
Las principales razones que motivaron la reforma del sector eléctrico en El Salvador
fueron: la tendencia de privatización del sector público (la banca, ingenios,
cementeras), atendiendo a la idea que la administración del estado siempre es
“ineficiente”, pero principalmente a la falta de la capacidad inversora del estado.
Las reformas del sector eléctrico consistieron en la separación de la empresa estatal
verticalmente integrada. Se separó en actividades que se pueden realizar en
condiciones de competencia (generación y comercialización) y las actividades de red
(transporte y distribución de energía eléctrica) que son tratadas como monopolios
naturales regulados.
Las empresas distribuidoras pasaron de manos del estado a empresas privadas. La
venta de dichas empresas generó ingresos superiores a los que el estado esperaba.
Dichos ingresos adicionales pasaron a formar parte de los costes reconocidos de las
empresas distribuidoras, por lo que el beneficio obtenido por la venta, está siendo
pagado por los usuarios en el cargo por uso de la red.
La actividad de distribución se trata como un monopolio regulado, por lo que se creó
una entidad gubernamental a la cual se le encargó la supervisión de dicho monopolio.
Dicha entidad es independiente y dentro de sus actividades principales están la
aprobación de las tarifas eléctricas y resolver conflictos de acceso a las redes.
El proceso de privatización de las empresas distribuidoras llevó a la conformación de 5
empresas distribuidoras. De las cuales actualmente 4 tienen un mismo accionista
mayoritario.
Cada empresa distribuidora tiene diferentes cargos por uso de red, debido a las
diferentes condiciones geográficas, tipos de clientes en la zona de distribución, etc. La
Ley del sector eléctrico no determina franquicias territoriales para cada una de las
distribuidoras. Los dos aspectos anteriores llevaron a que las empresas distribuidoras
compitieran en la captura de clientes.
La metodología del control de la calidad del suministro ha tomado como base la
metodología implantada en Argentina. Se han agregado algunas mejoras a la
metodología, por ejemplo la consideración que las penalizaciones globales e
individuales son complementarias y la zonificación de las áreas de distribución.
El mecanismo implantado para incentivar a la mejora de la calidad es por medio de
penalizaciones a la violación de límites establecidos. De los montos calculados para
las penalizaciones (los cuales pueden verse en la tabla 2.11), se observa que éstos no
son suficientes para justificar económicamente inversiones de gran impacto para la
mejora de la calidad como son por ejemplo nuevas subestaciones. Los indicadores de
calidad registrados están muy por arriba de los valores de referencia.
26
3. Metodología de cálculo de la remuneración de la
actividad de distribución en El Salvador.
3.1 Introducción
La eficiencia económica es uno de los temas de mayor preocupación en el diseño de
los modelos y esquemas regulatorios que intervienen, controlan e incentivan las
actividades de los servicios públicos prestados por empresas monopólicas.
Los reguladores tienen esta responsabilidad dentro de sus funciones, para lo cual
incluyen dentro de sus objetivos centrales, que los distintos agentes participantes en
estos procesos deben lograr la eficiencia económica: los productores logrando mejores
niveles de productividad y eficiencia productiva al generar servicios al menor costo
posible, con una calidad adecuada; y los consumidores pagando la menor tarifa
gracias a la eficiencia asignativa.
Otras responsabilidades asignadas a los entes reguladores, son: la garantía de la
suficiencia financiera, el logro de la viabilidad y la sostenibilidad de la empresa
regulada en el largo plazo, la búsqueda de una mejor equidad y la redistribución de los
beneficios sociales de los avances tecnológicos.
La eficiencia económica es un tema de importancia primordial en la teoría de la
regulación económica que justifica la intervención, con el objeto de corregir el
incumplimiento de los supuestos normativos.
Dada la importancia teórica del concepto de eficiencia dentro del modelo de equilibrio
general y la teoría del bienestar social, los reguladores adoptan distintos mecanismos
regulatorios. Pero estos agentes, según las nuevas corrientes de pensamiento
económico, actúan dentro de un contexto de información asimétrica e incertidumbre,
enfrentándose a presiones de los políticos, los empresarios y los consumidores.
En este capítulo se describe la metodología para el cálculo de la retribución de la
actividad de distribución de energía eléctrica en El Salvador. Dicha metodología es el
resultado del proceso de las revisiones anteriores. La primera revisión tarifaria se dio
en 1997 para determinar la retribución en el período 1998-2001.
La segunda revisión tarifaria se realizó en el año 2002, en la cual se determinó la
remuneración para el período 2003-2007. Actualmente se esta llevando a cabo la
tercera revisión, los resultados de esta nueva revisión serán aplicables para el periodo
2008-2011.
La metodología aplicable en El Salvador, crea las bases y los lineamientos generales
para el cálculo de la retribución. Dicha metodología esta contenida en el Acuerdo 328E-2006 emitido por SIGET. La metodología establece que los montos a reconocer en
la remuneración se deben basar en el cálculo de los costos medios de inversión,
operación y mantenimiento, de una red de distribución eficientemente dimensionada y
operada.
En el desarrollo de este capítulo se presentarán con detalle los criterios y parámetros
utilizados para el cálculo. Describiendo inicialmente los antecedentes que han hecho
evolucionar la metodología actual, posteriormente se presenta el marco regulatorio
aplicable y finalmente un detalle de la metodología en sí.
27
3.2 Antecedentes
En el capítulo 2, se hizo mención a los antecedentes de la privatización de las
empresas de distribución de energía eléctrica, para el año 1997 se dio la primera
revisión tarifaria (aplicable para el período 1998-2002) y para ello se elaboró un
Acuerdo que contenía la Normativa aplicable para el Cálculo de las tarifas, esta estaba
contenida en el Acuerdo No.1 de 1997 emitido por SIGET [SIGE97].
La metodología para el cálculo del cargo por uso del sistema de distribución
establecida se debía basar en las etapas de cálculo que se resumen a continuación:
Etapa 1: Cálculo del Activo Bruto de Servicio (ABS) correspondiente a los
subsistemas de MT y BT
Etapa 2: Determinación de las pérdidas de energía y potencia y confección de un
balance de potencia y energía
Etapa 3: Cálculo de los costos de operación y mantenimiento para los subsistemas
de MT y BT
Etapa 4: Cálculo del costo indirecto de administración de las instalaciones
Etapa 5: Cálculo del Costo total de Operación y Mantenimiento.
Los aspectos más relevantes de esta metodología eran:
Para la fijación de los Cargos de Distribución de 1998 no se aplicaron algunos factores
(por ejemplo los factores de adaptación y porcentajes máximos aceptables indicados
en la metodología aplicable). La SIGET no disponía de las herramientas
computarizadas requeridas para los correspondientes cálculos. Tampoco serían
aplicadas las compensaciones a los usuarios por energía no entregada provocada por
las falla de las instalaciones de distribución, ya que la SIGET no disponía en ese
momento de un Reglamento del Mercado Minorista. Sin embargo se estableció que
dichos procedimientos entrarían en vigencia, para la fijación de los Cargos de
Distribución a partir del año 1999.
Para el año 2002, se realizó una revisión de la metodología tratando de mejorar ciertos
aspectos. Dicha metodología está contenida en el Acuerdo 60-E-2002 [SIGE02], entre
las modificaciones más relevantes respecto a la metodología basada en el Acuerdo 1
1997 destacan:
La metodología de cálculo se basa en una regulación por incentivos basado en
limitación de precios. Para el cálculo se realiza una comparación de costos e
infraestructura con una empresa modelo optimizada. Se establece un desacople
regulatorio entre los costos y los ingresos por un período de 5 años.
El estudio se realiza tomando como año base un año anterior al período regulatorio ha
establecer. Se hace una fotografía de esa condición, la cual es aplicada a los años
siguientes del período regulatorio, ajustados por una fórmula establecida en el
Reglamento de la Ley General de Electricidad, tomando en cuenta únicamente un
ajuste por el Índice de Precios al Consumidor (IPC).
En la revisión del año 2002 se establecen los cargos de distribución a ser aplicados
por las distribuidoras para el periodo 2003-2007.
Actualmente se esta realizando la revisión tarifaría correspondiente al periodo 20082012 y nuevamente se han realizado algunos pequeños cambios respecto a la
28
metodología empleada para establecer los cargos en el período 2003-2008, pero estos
no son cambios muy significativos.
Puede decirse que la base de la metodología actual esta basada siempre en la
primera metodología enunciada en el año de 1997, pero ha sufrido varias
modificaciones tratándose de apegar cada vez más a la realidad de las empresas
aprovechando los avances tecnológicos para procesamiento de información.
3.3 Marco Regulatorio aplicable
En este apartado se describe la legislación Salvadoreña vigente, haciendo énfasis en
aquellos temas relativos al cálculo del cargo por uso del sistema de distribución.
3.3.1 Ley General de Electricidad (LGE)
En este apartado se presentan aquellos artículos de la Ley General de Electricidad
que inciden directamente sobre el cálculo de los cargos por uso del sistema de
distribución.
Artículo 67
La metodología prevista por la Ley para la determinación de los cargos por uso del
sistema de distribución es del tipo de precios máximos (“price cap”). Esta metodología
consiste básicamente en reconocer a la empresa distribuidora un nivel de gastos
asociados a una gestión eficiente, a partir de los cuales se definen los cargos unitarios
máximos que cada operador puede trasladar a las tarifas.
Según se establece en este Artículo de la Ley, el método para la determinación de los
cargos por el uso de sistemas de distribución, deberá tomar en cuenta lo siguiente:
a. Los cargos se basarán en el cálculo de los costos medios de inversión, operación y
mantenimiento de una red de distribución eficientemente dimensionada y operada.
Dichos costos medios no incluirán costos de mercadeo, comercialización y demás
servicios al usuario final;
b. Como costo de inversión se utilizará la anualidad del valor nuevo de reemplazo de
una red de distribución eficiente dimensionada al mercado. La anualidad será
calculada considerando la vida útil típica de instalaciones de distribución y la tasa de
descuento real definida en la presente Ley para tal efecto;
c. Como costos de operación y mantenimiento se utilizarán los costos anuales de
operación, considerando costos locales y estándares internacionales de eficiencia,
pérdidas medias de distribución en potencia y energía y el valor esperado de las
compensaciones por fallas correspondientes a una red de distribución dimensionada y
operada eficientemente.
d. Los cargos serán calculados con base a la potencia entregada por nivel de tensión
sin considerar la energía a suministrar; y,
e. Si el distribuidor hubiese recibido subsidios, subvenciones o donaciones para la
expansión y ampliación de su red, se deberá excluir del valor nuevo de reemplazo, el
valor de dichas aportaciones. Este ajuste se efectuará con base en la vida útil típica de
las instalaciones y la tasa de descuento establecida en la presente ley para este
efecto.
29
La metodología y los conceptos considerados para el cálculo de los costos de
distribución son los que típicamente se observan en regulaciones del tipo limitación de
precios máximos. Solo se observan algunas particularidades en lo que concierne a:
x Pérdidas técnicas de distribución reconocidas en tarifa
x Valor esperado de compensación por falla reconocido en tarifa
En ambos casos, la Ley establece que deben ser considerados dentro de los costos
de operación y mantenimiento, y actualizados según la metodología establecida.
Artículo 68
Este artículo define la tasa real de descuento a aplicarse sobre los activos eficientes
para el cómputo del cargo de distribución la cual tiene una valor del 10%.
3.3.2 Reglamento de la Ley General de Electricidad.
En este apartado se presentan aquellos artículos del Reglamento de la Ley General de
Electricidad que inciden directamente sobre el cálculo de los cargos por uso del
sistema de distribución.
Artículo 77
Se establece la obligación de los distribuidores de instalar, mantener y leer los equipos
de medición, con lo cual dichos costos deberán ser incluidos dentro de los costos de
operación y mantenimiento de la distribuidora.
Artículo 78
Este Artículo establece que deberá considerarse dentro de los costos de operación y
mantenimiento los pagos que cada empresa debe realizar a la UT (Unidad de
Transacciones)
Artículo 90
En este Artículo se definen las fórmulas de ajuste tarifario, y establece que una vez
aprobado el pliego tarifario, los precios, cargos y costos incluidos en el mismo, serán
ajustados por los distribuidores que actúen como comercializadores en el área
geográfica donde se ubican sus redes, con el objeto de mantener su valor real,
utilizando para ello la siguiente fórmula:
Literal b) para los cargos de distribución
CDn
§ a * TCn b * IPCn ·
CDo * ¨
¸ (3.1)
IPCo ¹
© TCo
Donde:
CDn : Cargo de distribución ajustado;
CDo : Cargo de distribución en el pliego tarifario vigente;
a : Proporción de los cargos de distribución correspondiente a costos en moneda
extranjera;
b : Proporción de los cargos de distribución correspondientes a costos locales;
TCn : Tipo de cambio vigente a la fecha de ajuste;
TCo : Tipo de cambio vigente a la fecha de aprobación del pliego tarifario;
30
IPCn : Índice de precios al consumidor en el mes inmediato anterior del ajuste; e,
IPCo : Índice de precios al consumidor en el mes en que se realizó el último ajuste al
pliego tarifario.
Se establece además que los ajustes para los cargos de distribución podrán ajustarse
por medio de la fórmula, siempre y cuando el aumento o disminución del valor
ajustado con respecto al valor vigente exceda el diez por ciento (10%) de este último.
Todo ajuste a los precios, cargos y costos a que hace referencia dicho Artículo, deberá
ser publicado por lo distribuidores en un periódico de amplia circulación nacional, el
día que entre en vigencia.
3.3.3 Acuerdo 328-E-2006
Debido a que este Acuerdo es el que contiene la metodología del cálculo de la
retribución de la actividad de Distribución del Sector Eléctrico en El Salvador, en la
siguiente sección se realiza una descripción detallada del mismo.
3.4 Descripción de la Metodología para el cálculo de la retribución de la
Actividad de Distribución de Energía Eléctrica en El Salvador.
3.4.1 Normativa para la determinación de los cargos por el uso de las
redes de distribución.
La metodología descrita esta contenida en el Acuerdo No. 328-E-2006 [SIGE06] el
cual contiene las denominadas “Normas para la determinación de los cargos por el
uso de las redes de distribución”, a continuación se detalla la descripción de dicha
normativa:
La norma se emplea para el cálculo de los cargos por el uso del sistema de
distribución de energía eléctrica, también denominados cargos de distribución. Éstos
se utilizan para establecer el componente de distribución en los precios al consumidor
final que son incluidos en el pliego tarifario. Estos son presentados por cada empresa
distribuidora, para la aprobación de la SIGET, y para ser incluidos en los contratos de
distribución que se suscriban. Cabe aclarar que cada empresa distribuidora tiene
cargos diferentes y se realiza un estudio separado para cada una de ellas.
En ese sentido cada una de las empresas deben presentar un estudio tarifario
conteniendo todos los aspectos indicados en dicha normativa. Los cuales deben estar
dentro de los márgenes establecidos por la Ley General de Electricidad, su
Reglamento y Acuerdos emitidos por la SIGET relativos al cargo de distribución. Para
lo cual todas las empresas contratan servicios de consultoría para llevar a cabo dichos
estudios.
La SIGET por su parte debe realizar sus propios estudios tarifarios, a los efectos de
validar o indicar modificaciones a los cálculos presentados por la empresa. De modo
de asegurar que se cumplan con las metodologías y procedimientos establecidos en la
Ley General de Electricidad, su Reglamento y Acuerdos emitidos por ésta relativos al
cargo de distribución. La SIGET contrata los servicios de consultoría para la
realización de dichos estudios y análisis. Para cada revisión tarifaria la SIGET
realizada con antelación de un año la estrategia a seguir para la revisión tarifaria, en
dicho estudio se revisa la metodología empleada y posibles correcciones a realizar a la
misma.
31
Cuando se está llevando a cabo la revisión y en los casos en que la SIGET haya
indicado modificaciones a los estudios presentados por la empresa y estas no hayan
sido evacuadas a satisfacción de la SIGET, corresponde a ésta, establecer los valores
finales y definir el cargo por uso de red del sistema de distribución dentro de los
márgenes establecidos por la Ley General de Electricidad, su Reglamento y Acuerdos
emitidos por la SIGET relativos al cargo de distribución.
Para la realización de dicho estudio, la SIGET solicita a las empresas información
sobre las características de sus sistemas de distribución y del mercado atendido, tanto
información contable como física de las redes de distribución.
La SIGET, sobre la base de un análisis técnico de la información suministrada por la
empresa, y en los casos que estas hayan realizado alguna observación, define para
cada una de ellas, sí las misma debe ser incorporadas o no, de todas formas la
decisión final respecto de cada observación es informada a cada empresa.
El desacople regulatorio entre los costos y los ingresos se establece en 5 años. Luego
de ser aprobados dichos cargos para el primer año del quinquenio, éstos podrían ser
actualizados anualmente de conformidad a lo establecido en el Art. 90 del Reglamento
de la Ley General de Electricidad, el cual fue mencionado anteriormente.
3.4.2 Cálculo de la Remuneración de la Actividad de Distribución
Los ingresos del primer año, se calculan para redes e instalaciones de la empresa y
sus ventas correspondientes al año inmediatamente anterior al de aprobación de los
nuevos cargos de distribución, denominado año base del estudio. Por ello, el
dimensionamiento de activos y gastos de operación y mantenimiento deberá
corresponderse con la Capacidad Total de Transferencia (CTT) de dicho año. Esta es
una modificación presentada en esta nueva metodología ya que en la revisión de los
cargos correspondiente a los años 2003-2007, dio lugar a controversias.
Los Cargos de Distribución (CDistr) se calculan en base al Costo de Capital Anual
(CCA) y al Costo Total Anual de Operación y Mantenimiento (CTOM), dentro del cual
se incluyen los costos de pérdidas y el valor estimado por Compensación de fallas.
Los cargos de distribución se calculan en forma separada para las redes de Media
Tensión (MT) y Baja Tensión (BT). Dichos cargos se obtienen dividiendo los costos
anuales de estos rubros para el subsistema correspondiente a cada nivel de tensión,
entre la Capacidad Total de Transferencia (CTT) de dicho subsistema. Y son
expresados en valores monetarios unitarios por mes, específicamente en Dólares de
los Estados Unidos de América (US$) por kilovatio (kW) y mes.
Según la definición dada en el Acuerdo se consideran como redes de MT aquéllas
cuyas tensiones sean superiores a 600 Voltios e inferiores a 115,000 Voltios, y de BT
a aquéllas con tensiones iguales o inferiores a 600 Voltios.
El CCA, el CTOM, las pérdidas técnicas y el valor estimado de compensación por falla,
deben corresponder a redes eficientemente dimensionadas, operadas y mantenidas.
Se hace la aclaración que los cargos de distribución no incluirán los costos de
facturación, cobranza y similares, los cuales están asociados a la actividad de atención
al cliente y esta se calcula en forma separada.
La valorización de los activos y la determinación de los costos de operación y
mantenimiento deben ser realizadas a precios de mercado del año base. En el
momento de la aprobación de los cargos de distribución, SIGET establece las
32
proporciones en que dichos cargos están compuestos por recursos nacionales o
extranjeros, para ser utilizadas en las fórmulas de actualización de los cargos de
distribución.
Las anualidades CCA y CTOM, son expresadas en las monedas de curso legal; y
CTTMT y CTTBT en kW, por lo que CDistr estará dado en US$/kW/año. Para efectos
de los contratos, los cargos de distribución son expresados en valores mensuales
iguales a un doceavo (1/12) del CDistr anual determinado por medio de las fórmulas.
Las fórmulas mediante las cuales se calculan los cargos de distribución, con exclusión
de las pérdidas de energía son las siguientes:
CDistrMT
CCAMT CTOMMT
(3.2)
CTTBT CTTMT
CDistrBT
CCABT CTOMBT
(3.3)
CTTBT
Donde:
CDistrMT: Cargo de distribución de la red de MT.
CDistrBT: Cargo de distribución de la red de BT.
CCAMT: Costo Anual de Capital de la red de MT.
CCABT: Costo Anual de Capital de la red de BT.
CTOMMT: Costo Total de Operación y Mantenimiento de la red de MT.
CTOMBT: Costo Total de Operación y Mantenimiento de la red de BT.
CTTMT: Capacidad Total de Transferencia de la red de MT.
CTTBT: Capacidad Total de Transferencia de la red de BT.
A continuación se presenta con más detalle cada uno de los términos de la fórmula.
3.4.2.1 Costo de Capital Anual ó Anualidad del Activo Fijo Bruto (CCA).
El Costo Anual de Capital (CCA) también llamado Anualidad del Activo Fijo Bruto
(AAFB) se calcula de acuerdo a la fórmula siguiente, considerando que dicho
procedimiento separa siempre los cálculos por nivel de tensión MT y BT:
AAFBMT CCAMT
AAFBBT CCABT
ABSMT AGDMT * FRCMT
ABSBT AGDBT * FRCBT
(3.4)
(3.5)
Donde:
AAFBMT : Anualidad del Activo Fijo Bruto de la Red de MT.
AAFBBT : Anualidad del Activo Fijo Bruto de la Red de BT.
CCAMT : Costo Anual de Capital de la red MT.
CCABT : Costo Anual de Capital de la red BT.
ABSMT : Activo Bruto de Servicio de la red MT.
ABSBT : Activo Bruto de Servicio de la red BT.
AGDMT : Activos Generales de Distribución de la red MT.
AGDBT : Activos Generales de Distribución de la red BT.
FRCMT : Factor de Recuperación de Capital de la red MT.
FRCBT : Factor de Recuperación de Capital de la red BT.
33
3.4.2.1.1 Activo Bruto de Servicio (ABS).
El ABS de la empresa está definido como la suma del Valor Nuevo de Reemplazo
(VNR) de los activos eléctricos necesarios para la prestación del servicio. Para el
cálculo, se considera que el ABS está compuesto por las instalaciones eficientemente
dimensionadas para la prestación del servicio, esto es, que cumplan con las siguientes
condiciones:
i) La cantidad de los activos incorporados es la adecuada para prestar el servicio con
la calidad requerida.
ii) El dimensionamiento de los activos resulta óptimo desde el punto de vista
económico, es decir que minimiza el costo total (costos de inversión, más pérdidas de
energía, más inversiones por calidad de servicio) y;
iii) Los costos de los activos incorporados son justificables en comparación con los
precios de mercado.
La valorización del ABS se realiza sobre la base del análisis y optimización del sistema
de distribución en operación al finalizar el año base del estudio. Para cada segmento
del sistema de distribución (red de MT, módulos de transformación y red de BT) se
requiere que la empresa entregue la totalidad de la información referida a las
instalaciones existentes en el año base del estudio.
Dependiendo de la información disponible por la distribuidora, la valorización del ABS
o más concretamente la optimización de las redes de distribución, puede definirse
utilizando uno de los dos procedimientos siguientes:
a) Cuando se tiene toda la información necesaria para modelar las redes de
distribución
b) Cuando únicamente se tiene una parte de la información.
Ambas metodologías se presentan a continuación
a) Determinación del Activo Bruto de Servicio (ABS), cuando la
distribuidora poseer toda la información necesaria para realizar el análisis
de la red completa.
Este procedimiento para el cálculo del ABS de los corrientes subsistemas MT y BT
consiste en el análisis completo de las instalaciones eléctricas reales de la empresa.
No obstante, no se reconocen y valorizan todos los activos reales de la empresa, sino
que estos son sometidos a un proceso de optimización “parcial”.
El proceso de optimización se dice “parcial” porque no todos los parámetros y
características de los activos son sometidos a un proceso de optimización. No se
incluye como parte del proceso de optimización el ajuste de la traza de las redes de
MT y BT, esta información se denomina información de base. Uno de los objetivos
buscados en la aplicación de esta metodología es el de reconocer a la empresa ciertas
particularidades asociadas al desarrollo de su sistema eléctrico en el ámbito
geográfico que se trate, para ello se asume la siguiente hipótesis: El diseño de la traza
de la red es realizado bajo criterios de eficiencia y racionalidad económica.
El proceso de optimización mencionado anteriormente se realiza en virtud de lo
establecido por la Ley General de Electricidad respecto de que los activos se deben
corresponder con una red de distribución eficiente dimensionada al mercado.
La metodología adapta el resto de las características de dichas instalaciones (p.e.: tipo
de red, sección de conductor, cantidad y tipo de equipos de protección y maniobra,
34
etc.) para que estas permitan prestar el servicio de distribución con niveles adecuados
de calidad y al mínimo costo.
La información requerida para el desarrollo de la metodología es:
1. Información georeferenciada de la red completa de media tensión, definiendo
en cada caso como mínimo lo siguiente: nivel de tensión, potencia máxima
coincidente de cada alimentador con la máxima del sistema, tipo y sección de
conductor, cantidad de fases, tipo de postación, tipo de instalación
(aérea/subterránea, urbana/rural) y toda aquella documentación que SIGET
considere necesaria para el adecuado desarrollo de las tareas.
2. Información georeferenciada de la red de baja tensión, definiendo en cada caso
como mínimo lo siguiente: nivel de tensión, tipo y sección de conductor,
cantidad de fases, tipo de postación, tipo de instalación (aérea/subterránea) y
toda aquella documentación que SIGET considere necesaria para el adecuado
desarrollo de las tareas.
3. Información georeferenciada de los módulos de transformación, definiendo en
cada caso como mínimo lo siguiente: los niveles de tensión primaria y
secundaria, potencia nominal, cantidad de salidas de baja tensión, tipo de
instalación (aérea, subterránea, etc.) y toda aquella documentación que SIGET
considere necesaria para el adecuado desarrollo de las tareas.
4. Información relativa a la demanda tanto de baja como de media tensión.
Especificando como mínimo lo siguiente: las coordenadas georeferenciadas del
punto de conexión, identificación del cliente de acuerdo al código de la base de
datos comercial, categoría tarifaria, nivel de tensión de suministro,
identificación de la vinculación eléctrica al módulo de transformación MT/BT,
alimentador de MT y subestación AT/MT y toda aquella documentación que
SIGET considere necesaria para el adecuado desarrollo de las tareas.
El resto de las instalaciones necesarias para la prestación del servicio con la calidad
requerida (equipos de protección y maniobra, capacitores, etc.), así como también las
características de las instalaciones no consideradas como información de base
(sección de conductor, tipo de poste, vano, potencia nominal, etc.), serán resultado del
proceso de optimización descrito a continuación.
Caracterización de las instalaciones.
Las instalaciones eléctricas son caracterizadas de acuerdo al tipo de área de servicio
en la cual se encuentran instaladas. Tomando en consideración el tipo de
2
instalaciones definidas en el manual de costos unitarios de instalaciones , se
reconocen dos tipos de instalaciones: urbanas y rurales.
La caracterización de cada instalación se realiza con la metodología de clasificación
3
de las áreas de servicio contenida en la Norma de Calidad .
i) Proceso de optimización técnico económica de las instalaciones
Estimación de las demandas por alimentador y por subestación de distribución (sed)
Las demandas son estimadas considerando la siguiente información: Base de datos
4
comercial, resultados del estudio de caracterización de la demanda (factor de carga,
2
El Manual de Costos Unitarios es obtenido por medio de una consultoría y dicho estudio es
consensuado con todos los distribuidores.
3
Acuerdo 194-E-2004 “Normas de Calidad de los Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica”
4
El estudio de Caracterización de la Demanda es realizado por cada una de las distribuidoras y
supervisado por la SIGET, usualmente se utiliza la Metodología del Muestreo Aleatorio Estratificado.
35
factor de estacionalidad, factor de coincidencia, etc.) y la información georeferenciada
de los clientes.
En consecuencia la demanda correspondiente a cada usuario, se determina
considerando su consumo anual de energía, el factor de carga y simultaneidad
definidas para cada categoría tarifaria, esto es el caso de las demandas sin medición
de potencia horaria, según la siguiente fórmula:
t
EUSU i j * f coinc
MT
PUSU i j
H año * f ctarga
(3.6)
j
PUSU i : Potencia coincidente del usuario i del nivel de tensión j con la máxima
demanda en media tensión.
j
EUSU i : Energía anual registrada para el usuario i del nivel de tensión j.
t: Categoría tarifaria correspondiente al usuario i.
t
f coin
MT : Factor de coincidencia de la categoría tarifaria t con la máxima demanda en
media tensión.
f ctarg a :
H año
Factor de carga de la categoría tarifaria t.
: Cantidad de horas del año base.
El agregado de las demandas de los clientes, de acuerdo a la expresión definida
anteriormente, a nivel de transformador MT/BT, alimentador de MT y subestación
AT/MT se utiliza para calcular la máxima demanda anual de dichas instalaciones.
Optimización técnico económica del sistema eléctrico
Se establece que el proceso de optimización debe considerar información relativa a:
límites de carga, costo unitario de las instalaciones, precio de la energía del año base,
límites de calidad establecidos por la normativa de calidad técnica y comercial,
capacidades de reserva y frecuencia y duración de falla.
Para el análisis se realizan estudios de flujos de carga, en los cuales se modelan las
características reales de los conductores en media y baja tensión, y transformadores.
Utilizando como información base las demandas definidas anteriormente. Los
resultados de los análisis son utilizados para definir la red óptima para cada tipo de
zona, considerando, las pérdidas de energía (y su costo) y el costo unitario de las
instalaciones.
Además para definir la red óptima se realiza un análisis de confiabilidad, para el cual
se emplean los valores de tasa y duración de falla informados en el “Manual de
5
Confiabilidad y Calidad de Servicio ” (MCC).
Uno de los datos adicionales para el análisis de confiabilidad es el costo de la ENS, el
cual es calculado en base a lo definido por la Ley y su Reglamento.
Cantidad y sección de los circuitos
Como resultado del análisis anterior se selecciona para cada tramo del circuito objeto,
el conductor más adecuado para el transporte económico de la energía eléctrica. La
5
Básicamente este Manual es la información Aportada por los distribuidores en base a estadísticas de
información obtenidas en los respectivos centros de control y actualmente información recopilada en los
registros de Calidad del servicio establecidos por SIGET.
36
definición dada por la metodología para el conductor económico seleccionado es aquel
que minimiza el costo total de materiales e instalación, más las pérdidas de energía
durante su vida útil, actualizadas a valor presente.
Además en dicha metodología se hace la consideración que los equipos y materiales
que componen el sistema de distribución tienen capacidades discretas. Define que la
reserva de capacidad de los mismos será aquella que resulte necesaria al considerar
en el proceso de optimización y el factor de crecimiento vegetativo de la demanda para
el período tarifario.
Agregando además que los factores de crecimiento vegetativo podrán ser diferentes
para distintas áreas de servicio no obstante, será posible agrupar distintas regiones o
zonas que presenten tasas de crecimiento vegetativo semejantes y considerar un
único valor medio para todas ellas. De igual forma cuando la información no esté
disponible por área de servicio o la misma no sea confiable podrá utilizarse un único
factor de crecimiento para toda la empresa.
Potencia de Transformación MT/BT
Para cada módulo de transformación se selecciona la potencia de transformación
económica, utilizando para ello la base de potencias nominales disponibles en el
mercado. Al igual que en el caso de las líneas la metodología define potencia
económica a aquella que minimiza el costo total de materiales e instalación más las
pérdidas de energía durante su vida útil, actualizadas a valor presente. Haciendo la
misma consideración de las línea en cuanto a considerar reserva de capacidad en
función del crecimiento de la demanda para el periodo tarifario.
Evaluación de la calidad de servicio resultante.
Se determina que durante el proceso de construcción de la empresa modelo se debe
incorporar en su diseño, el equipamiento e infraestructura de red que le permitan
cumplir con los estándares de calidad definidos en las normas respectivas.
La verificación de que los objetivos de calidad de servicio son alcanzables por el
diseño de red adaptada, se debe obtener a través del siguiente proceso de análisis y
cálculo:
x
x
x
x
x
Representación mediante un modelo de la red eléctrica adaptada de MT y BT;
Consideración de las tasas de falla y los tiempos medios de reparación
indicados en el Manual de Confiabilidad y Calidad de Servicio;
Cálculo de los indicadores de calidad definidos en el acuerdo 192-E-2004
(FMIK, TTIK, SAIFI y SAIDI) para la red eléctrica adaptada;
En caso de resultar necesario, para cumplir con los niveles de calidad objetivo
definidos en las Normas de Calidad del Servicio de los Sistemas de
Distribución, se deberán incorporar las instalaciones necesarias para alcanzar
dichos niveles que sean convenientes técnica y económicamente
(reconectadores, seccionadores, desconectadores, subestaciones de
distribución, alimentadores, etc.);
El punto de inicio para la optimización de las redes de distribución respecto de
la calidad de servicio, serán los circuitos de las redes de distribución
analizadas. Considerando que sobre ellos se realizan mantenimientos
37
convenientes y que el único equipo de protección y maniobra existente es un
interruptor instalado sobre la cabecera del alimentador de media tensión 6.
Costeo de las instalaciones
Los costos unitarios de las obras, instalaciones y equipos son proporcionados por la
SIGET en el “Manual de Costos Unitarios”. Dicho manual debe ser empleado por la
empresa distribuidora y SIGET, para valorizar los activos eficientes en sus respectivos
estudios.
Ajuste de las instalaciones
El VNR del ABS calculado de acuerdo a la metodología definida anteriormente será
ajustado en función de los resultados obtenidos a partir de la verificación en campo de
las instalaciones reales (la metodología completa del método de ajuste de las
instalaciones se encuentra contenido en el Anexo No. 3 del Acuerdo 328-E-2006
[SIGE06a].
La verificación de la cantidad de instalaciones informadas por las empresas
distribuidoras será llevada a cabo por la SIGET a partir de la realización de una
auditoria de activos, diseñada sobre la base de un muestreo aleatorio estratificado de
las mismas. Una breve descripción de dicho proceso se presenta a continuación:
El objetivo principal de la auditoria es el de efectuar un relevamiento físico de los
bienes eléctricos afectados exclusivamente a la prestación del servicio de distribución
con el objetivo de validar la información suministrada por las empresas.
El alcance de las tareas a realizar está destinado a determinar la verosimilitud de los
registros de bienes informados por la empresa, mediante la aplicación de técnicas de
auditoria apropiadas a tales efectos.
Se define que las instalaciones a verificar son las siguientes:
x Subestaciones AT/MT y MT/MT
x Redes de Media Tensión
x Subestaciones de distribución
x Redes de baja tensión
Para realizar dicha verificación se definen tres tareas principales:
x
Análisis de información de respaldo: En esta tarea se incluyen las actividades
relativas a la constatación de la documentación existente, análisis del inventario
físico existente y verificación de documentación.
x
Relevamiento físico de las condiciones de red existente: En esta tarea se
incluyen las inspecciones en campo, verificaciones, relevamiento y evaluación
del estado de las instalaciones.
x
Validación de la información: Esta tarea tiene que ver con el procesamiento de
la información obtenida en campo a partir de la cual se determinará el factor de
ajuste de instalaciones.
A partir de la evaluación de la información proporcionada por la empresa, inventario
físico de instalaciones, se inician las tareas referidas a las actividades de selección de
la muestra y de inspección y verificación del estado de las instalaciones.
6
Esta situación ya no es el caso pues los sistemas de distribución en la actualidad cuentan con diferentes
dispositivos de protección instalados a lo largo de los circuitos.
38
A partir de los resultados obtenidos en campo se corrige la información suministrada
por la empresa a partir del cómputo de los factores de adaptación de instalaciones
(FAI) para cada estrato, de acuerdo a lo siguiente:
Los estratos se definen por el tipo del sistema de distribución (red de MT,
subestaciones de distribución, red de BT), pudiéndose además estratificar en cada
caso considerando distintas unidades constructivas (por ejemplo para la red de MT red
de tipo urbana, red de tipo rural).
La variable definida para el cálculo del FAI para cada estrato de la red de distribución,
independientemente de que la SIGET defina el relevamiento de otras características,
son las siguientes:
1. Red de MT: Longitud de red
2. Sub estación de distribución (SED): Potencia instalada
3. Red de baja tensión: Longitud de de red
Sobre la base de esto, los FAI para cada estrato de la muestra se definen como sigue:
FAI Re d _ MT , j
¦ Long
¦ Long
relevada ,i , j
(3.7)
inf ormada
Donde:
Long relevada,i , j
Longitud relevada en campo correspondiente al alimentador de media
tensión i, del estrato j
Long inf ormada ,i , j
Longitud informada por la empresa distribuidora correspondiente a la
alimentador de media tensión i, del estrato j
FAI SED ,n
¦ kVA
¦ kVA
relevado ,h ,n
(3.8)
inf ormado ,h ,n
kVArelevada,h ,n
Potencia nominal en kVA relevada en campo correspondiente a la SED
h, del estrato n.
kVAinf ormado,h,n
Potencia nominal en kVA informada por la empresa distribuidora
correspondiente a la SED h, del estrato n
FAI Re d _ BT , z
¦ Long
¦ Long
relevada ,k , z
(3.9)
inf ormada ,k , z
Long relevada,k , z
Longitud relevada en campo correspondiente al alimentador de baja
tensión k, del estrato z
Long inf ormada,k ,z Longitud informada por la empresa distribuidora correspondiente al
alimentador de baja tensión k, del estrato z
Se define que para los resultados obtenidos, estos factores no pueden ser superiores
a la unidad.
39
b) Determinación del Activo Bruto de Servicio (ABS), aplicando la
metodología de los SER, cuando la distribuidora no poseer toda la
información necesaria para realizar análisis de la red completa.
En el caso que la empresa no cuente con la totalidad de esta información para algún
segmento del sistema de distribución, el método de optimización para ese segmento
específico consistirá en el análisis de Sistemas Eléctricos Representativos (SER)
descrito a continuación (Esta misma metodología se empleo en la revisión tarifaria
realizada en 2002 [SIGE02a] y [SIGE02b]).
Este procedimiento de cálculo se basa en la aplicación de la metodología de los
Sistemas Eléctricos Representativos (SER) [SIGE06b] para el diseño de los activos
eléctricos y como se vera más adelante también se obtienen los costos de operación y
mantenimiento. El diseño optimizado de estos activos y costos, debe ser tal que
permita brindar el servicio de distribución eléctrica en El Salvador a mínimo costo y
brindando los niveles de calidad definidos en la regulación.
El área de cobertura de la empresa distribuidora se compondrá a partir de los SER.
Cada SER esta compuesto de un grupo de unidades operativas, las cuales presentan
características semejantes. Para el diseño de cada SER se deberá realizar el análisis
de instalaciones reales representativas las cuales deben ser optimizadas para que
resulten técnica y económicamente eficientes. Utilizando para ello la misma
metodología empleada en el caso de que se posea toda la información, la cual fue
explicada en la sección anterior. Los resultados obtenidos para estas instalaciones
representativas se deben expandir a la totalidad del SER tal como se indica a
continuación:
El ABS correspondientes a las instalaciones representativas que se definan para cada
SER se expanden a la totalidad del SER de acuerdo a la siguiente expresión:
ABS k n
ABS k i n
* Pmax k n (3.10)
Pmax k i n
Donde:
ABSk n = Activo bruto de servicio correspondiente al SER k en el nivel de tensión n
ABSk in = Activo bruto de servicio correspondiente a la instalación representativa i del
SER k en el nivel de tensión n.
P max k in = Suma de la potencia máxima no coincidente correspondiente a la
instalación representativa i del SER k en el nivel de tensión n
P max k n = Suma de las potencias máximas no coincidentes de todas las unidades
operativas que componen el SER k en el nivel de tensión n.
La determinación del ABS aplicable a la empresa se obtendrá como la suma del ABS
de cada SER que la compone.
Como se ha mencionado antes, la metodología de los SER, consiste en agrupar
unidades operativas semejantes a fin de poder analizar con mucho detalle dichas
unidades y posteriormente extrapolar dichos resultados a cada uno de los grupos
(denominados cluster) y posteriormente encontrar los resultados de todo el sistema
analizado por este metodología. Para poder caracterizar y agrupar unidades
operativas homogéneas se utilizan una serie de indicadores los cuales se presentan a
continuación:
40
Indicadores para la caracterización de los SER
Los siguientes indicadores son en primera instancia, los utilizados para la definición de
los SER:
x
Índice 1: nº clientes BT / km2, donde la superficie corresponde a aquella
efectivamente electrificada.
x
Índice 2: kWh / nº clientes-año, es decir, energía anual consumida por cliente.
x
Índice 3: nº clientesBT / kmBT, o lo que es lo mismo, número de clientes en baja
tensión dividido por el número de kms de línea de baja tensión.
x
Índice 4: kVAinstaladosMT-BT / nº clientesBT, o lo que es lo mismo, potencia instalada
en centros de transformación MT-BT dividido por el número de clientes en baja
tensión.
x
Índice 5: nº clientesBT / nº CMT-BT, o lo que es lo mismo, número de clientes
en baja tensión dividido por el número de centros de transformación MT-BT.
x
Índice 6: kWh / kmBT-año, es decir, energía anual consumida por km de línea
BT.
x
Índice 7: kWh / kmMT-año, es decir, energía anual consumida por km de línea
MT.
x
Índice 8: (nº clientesBT + nº clientesMT)/ kmMT, o lo que es lo mismo, número de
clientes en baja tensión más clientes en media tensión dividido por el número
de kms de línea de media tensión.
x
Índice 9: (kVAinstaladosMT-BT + kW ClienteMT ) / kmMT, es decir, potencia instalada en
transformadores MT/BT más potencia contratada por los clientes en MT,
dividida por los kms de línea de media tensión.
Identificación de los SER
Posterior a la caracterización de los SER, la SIGET selecciona los indicadores más
adecuados para clasificar cada una de las unidades operativas en los distintos SER
resultantes.
Asimismo, la SIGET determina los rangos de validez de cada uno de los indicadores
para cada SER y definirá el flujograma condicional para clasificar todas las unidades
operativas contenidas en las áreas de cobertura de la empresa.
La empresa agrupa las unidades operativas en conjuntos homogéneos mediante
técnicas de reconocimiento de patrones, como análisis de nubes dinámicas o clases
jerárquicas. Estos grupos resultantes constituyen los sistemas eléctricos
representativos (SER) que caracterizarán al universo de unidades operativas de cada
distribuidora.
Se contempla, como un criterio más para realizar el agrupamiento, cualquier limitación
o regulación vigente sobre suministro eléctrico, por ejemplo, instalaciones
subterráneas para zonas céntricas o de alta densidad. Cada una de las unidades
operativas de la empresa será clasificada dentro de un SER. Luego se compondrá las
41
mismas a nivel de la empresa, cuya área de cobertura quedará caracterizada por uno
o más SER.
Aplicación de la metodología SER
La aplicación de la metodología SER depende exclusivamente de la disponibilidad de
información de las instalaciones de la empresa, con lo cual solo constituye una
metodología alternativa de cálculo.
El proceso de cálculo para la determinación del Activo Bruto de Servicio es el mismo
utilizado en el caso de poseer toda la información necesaria para realizar la
modelación de la red. La única diferencia que para este caso la información requerida
corresponde a las unidades operativas que se seleccionan y para ellas se solita la
misma información necesaria como si se tratase del análisis de la red completa.
Luego de realizada la optimización de las unidades operativas tomadas como muestra
y que representan cada uno de los grupos homogéneas, se extrapolan los resultados
primeramente a todo el grupo y posteriormente a todo el sistema.
La metodología SER se aplica solo a el/los segmentos del sistema de distribución que
SIGET defina oportunamente de acuerdo a lo indicado en el Artículo No. 6 de las
“Normas para la determinación de los cargos por uso de red del sistema de
distribución”.
La SIGET define, sobre la base de su propio análisis, qué metodologías se aplicarán
para el cálculo del ABS de cada empresa basándose en lo indicado en los apartados
anteriores. La SIGET puede definir para cada empresa una metodología distinta en
función de la información disponible para cada una de ellas y de igual manera para
una misma empresa. Se podrán definir metodologías distintas para cada segmento del
sistema de distribución en función de la información disponible para cada uno.
Se establece que la empresa y la SIGET deberán aplicar en sus respectivos estudios
la misma metodología para el cálculo del ABS para cada segmento del sistema de
distribución. En aquellos casos en que SIGET haya decidido la aplicación de la
metodología SER se procede de la siguiente manera:
Los SER preliminares, que la SIGET analiza para establecer los Cargos de
Distribución de referencia, son informados a la empresa a los efectos que ésta
presente sus observaciones y los antecedentes que la respaldan, éstas son analizadas
por la SIGET, y en base a ello determina los SER sobre los cuales estará basado el
estudio de determinación de los valores de referencia para los Cargos de Distribución.
Independiente que la SIGET reciba toda la información solicitada procede a determinar
los valores de referencia de los Cargos de Distribución con los antecedentes
disponibles y efectúa los supuestos relativos a la información faltante necesarios para
la continuidad de los estudios. Teniendo en cuenta que la SIGET, puede aplicar una
penalización a la empresa por no suministrar la información solicitada.
Independientemente de la metodología adoptada para la determinación del ABS, la
SIGET verifica por medio de una auditoria las cantidades de instalaciones informadas
por la empresa. Como resultado de esta verificación se calcula el Factor de Ajuste de
Instalaciones (FAI). Esta metodología se describió en el apartado anterior.
Otro aspecto importante a tomar en cuenta independiente de la metodología de
optimización de las redes utilizadas para determinar el ABS, es que para las
42
instalaciones construidas con fondos de terceros, que hayan sido cedidas antes del
treinta y uno de diciembre del año base a la empresa, se aplica el tratamiento
siguiente:
• Se optimizan de conformidad a la metodología especificada en la metodología.
• Como se presentara más adelante en el documento se reconocen como parte del
CTOM, las actividades de operación y mantenimiento requeridas para dichas
instalaciones.
• Se reconoce como parte del CAC, la amortización del capital, con el objetivo de que
la empresa cuente con los recursos necesarios para su renovación al término de la
vida útil.
• No se reconoce remuneración sobre el capital correspondiente a dichas
instalaciones.
Para el cálculo del ABS para instalaciones construidas con fondos de la empresa y de
terceros, que hayan sido cedidas antes del treinta y uno de diciembre del año base a
la empresa, se aplica el tratamiento siguiente:
• Se optimizan de conformidad a la metodología especificada en esta metodología.
• Se reconoce como parte del CAC la amortización del capital para la totalidad de
dichas instalaciones, con el objetivo de que la empresa cuente con los recursos
necesarios para su renovación al término de la vida útil.
• Se reconocerá remuneración de capital sólo sobre el porcentaje del VNR
correspondiente al aporte realizado por la empresa. Este porcentaje se calculará como
el resultado de dividir el aporte realizado por la empresa distribuidora y el costo total
de la instalación.
3.4.2.1.2 Activos Generales de Distribución (AGD).
Los Activos Generales asignados a Distribución (AGD) corresponden al VNR de
instalaciones que, no siendo parte de las redes de distribución, están directamente
afectadas al servicio eléctrico. Están compuestos por los Activos Generales (edificios
administrativos y otras instalaciones de uso general), Activos Muebles (vehículos,
equipos de oficina y otros activos similares) y Activos Intangibles (estudios generales,
material de capacitación, material de publicidad y otros gastos similares). El cálculo de
los AGD se realizará con base en el concepto de empresa modelo, a través del
procedimiento y criterios descritos en el “Manual de Diseño de Distribución” 7
Para calcular el costo anual de los activos generales de distribución necesarios para la
prestación eficiente de las tareas relativas a la distribución de energía eléctrica se
considera aquella alternativa que represente menor costo entre:
1. La anualidad del VNR de los activos calculada según la metodología definida
en el acuerdo 38-E-2000.
2. El alquiler de los activos (por ejemplo edificios, vehículos, etc.)
Cuando no es posible considerar alguna de las metodologías mencionadas, ya sea
porque no existe mercado líquido o porque no resulte conveniente para la empresa, y
en consecuencia no resulte posible realizar tal comparación, la empresa debe explicar
detalladamente los motivos que la llevaron a descartar alguna de ellas.
7
Dicho Manual es el Anexo No. 2 del Acuerdo 328-E-2006
43
Tanto para el cálculo de los Activos Generales de Distribución como otros aspectos de
la remuneración que se comentan más adelante la información contable necesaria
ésta contenida en el Sistema Uniforme de Cuentas. 8
3.4.2.1.3 Factor de Recuperación de Capital (FRC).
El costo de Capital Anual ó la Anualidad de los Activos Fijos Bruto de las instalaciones
de distribución se calcula mediante la aplicación del Factor de Recuperación del
Capital (FRC) sobre la suma de los Activos Brutos de Servicio y loas Activos
Generales.
El FRC se calculado considerando la vida útil promedio ponderada del total de los
activos incluidos en el Activo Fijo Bruto de conformidad a lo dictaminado por la Ley
General de Electricidad. Las vidas útiles que se utilizan, así como también la
metodología de cálculo del factor de recuperación de capital son las definidas en el
Acuerdo No. 38-E-2000.
3.4.2.2 Costo Total de Operación y Mantenimiento (CTOM).
El Costo Total de Operación y Mantenimiento para cada nivel de tensión (CTOM) esta
compuesto por el Costo Anual de Operación y Mantenimiento de la Red (CAOM), más
el Costo del Capital de Trabajo (CCT), el Costo Indirecto de Administración de las
Instalaciones (Cind) y el Valor Esperado de las Compensaciones por Falla (VECF) (en
la revisión tarifaria de 2002 se utilizó prácticamente la misma metodología [SIGE02c]).
CTOMMT
CAOMMT CCTMT CIndMT VECFMT (3.11)
CTOMBT
CAOMBT CCTBT CIndBT VECFBT (3.12)
Donde:
CTOMMT Costo Total de Operación y Mantenimiento de la red de MT.
CAOMMT Costo anual de operación y mantenimiento de la red de MT.
CCTMT Costo del capital de trabajo de la red de MT;
CIndMT Costo Indirecto de Administración de las instalaciones de MT;
VECFMT Valor Esperado de Compensación por Fallas de la red de MT;
CTOMBT Costo Total de Operación y Mantenimiento de la red de BT.
CAOMBT Costo anual de operación y mantenimiento de la red de BT;
CCTBT Costo del capital de trabajo de la red de BT;
CIndBT Costo Indirecto de Administración de las instalaciones de BT;
A continuación se presenta un detalle de los componentes que forman parte de los
costos totales de Operación y Mantenimiento:
3.4.2.2.1 Costo Anual de Operación y Mantenimiento (CAOM).
Al igual que para el caso de los Activos Brutos de servicio la determinación de los
Costos Anuales de Operación y Mantenimiento, dependen de tipo de análisis que se
realice dependiendo de la información disponible de la empresa distribuidora así se
8
Mediante el Acuerdo No. 17-E-2000, La SIGET emitió el Sistema Uniforme de Cuentas (SUC) y su
respectivo Manual de aplicación, el cual ha sido revisado nuevamente mediante la consultoría “Servicios
de Consultoría para la revisión y armonización del sistema uniforme de cuentas (SUC) a las Normas
Internacionales de Contabilidad (NIC)”, la cual fue finalizada en el año 2006.
44
pueden distinguir entre el análisis completo de la redes y aplicando la metodología de
los SER.
a) Cálculo del Costo Anual de Operación y Mantenimiento, en caso de
poseer toda la información necesaria para realizar una optimización de la
redes.
El Cálculo de los costos de operación y mantenimiento para los subsistemas de MT y
BT, se interpretan como actividades de Operación y Mantenimiento (O&M), aquellas
en las que incurre la empresa modelo al realizar el mantenimiento correctivo y
preventivo de los equipos e instalaciones que constituyen las redes de distribución y
las operaciones necesarias ante tareas programadas y para reponer la continuidad del
servicio (también denominados costos directos de operación y mantenimiento).
El cálculo de los costos de operación y mantenimiento toman en cuenta las siguientes
consideraciones:
i) Deben tener como marco de referencia los estándares de ingeniería, el tipo de
instalación y las características físicas de la zona donde se encuentran instaladas.
ii) Las erogaciones que constituyen los costos de O&M, surgen de valorar a precios de
mercado todas las tareas en las que debe incurrir la empresa distribuidora. Los costos
indirectos correspondientes a las actividades dirección, control y estrategia
empresarial no constituyen un componente que deba ser incluido como parte de los
costos directos de O&M.
iii) Los Costos de Operación y Mantenimiento son calculados a partir de un análisis de
los procesos involucrados de acuerdo a la siguiente secuencia:
x Se reconocen inicialmente las procesos constitutivos de las tareas propias de
O&M.
x Se dividen las instalaciones por tipo: red de baja tensión aérea y subterránea,
centros de transformación MT-BT aéreos y subterráneos, red de media tensión
aérea y subterránea, subestaciones MT-MT y aparatos de maniobra y
compensación y toda otra división que resulte conveniente con el objetivo de
diferenciar los costos en los que la empresa debe incurrir. Todo ello
considerando que las redes correspondientes son las optimizadas según el
análisis descrito en el apartado del cálculo del ABS.
x Se detallan las tareas a desarrollar para cada división, atendiendo a las tareas
de: operación, reparación, revisión y adecuación de cada uno de los
componentes de la división, asignándose frecuencia de ejecución para cada
una.
x Una vez cuantificadas las tareas por el agregado de sus procesos, se valorizan
en función de los costos de materiales, personal y transporte, asignados
eficientemente y a precios de mercado. Particularmente para cada una de las
tareas se asignarán cuadrillas eficientes, tanto en número de integrantes, como
el nivel de preparación de los mismos, medio de transporte necesario,
herramientas, tiempo estimado de duración de las tareas y un tiempo razonable
de improductivos, obteniendo así los costos de personal y transporte.
x Finalmente se agregan dichos montos, indicando su incidencia por división y
determinando la dotación de personal necesaria.
Los costos unitarios de materiales, personal y transporte son acorde a la situación
particular del mercado salvadoreño.
45
b) Costo Anual de Operación y Mantenimiento, mediante la utilización de
los SER.
No se repetirá todo el procedimiento ya que es el mismo que se utiliza para el cálculo
del ABS, el cual se presentó en detalle en dicho apartado.
Los costos directos de operación y mantenimiento (O&M) se calculan para cada
instalación representativa de cada SER tomando como base las instalaciones
optimizadas diferenciando el nivel de tensión de suministro (MT y BT).
Los costos de O&M correspondientes a las instalaciones representativas que se
definan para cada SER se expanden a la totalidad del SER de acuerdo a la siguiente
expresión:
CAOM k n
CAOM k in
* P max k n (3.13)
P max k in
Donde:
CAOM k n = Costo anual de operación y mantenimiento correspondiente al SER k en el
nivel de tensión n
CAOM k in = Costo anual de operación y mantenimiento correspondiente a la
instalación representativa i del SER k en el nivel de tensión n
El CAOM aplicable a la empresa se obtendrá como la suma de los costos de O&M de
cada SER.
P max k i n = Suma de la potencia máxima no coincidente correspondiente a la
instalación representativa i del SER k en el nivel de tensión n
P max k n = Suma de las potencias máximas no coincidentes de todas las unidades
operativas que componen el SER k en el nivel de tensión n.
La determinación del Costo Anual de Operación y Mantenimiento aplicable a la
empresa o a parte del subsistema bajo análisis por esta metodología se obtendrá
como la suma del CAOM de cada SER que la compone.
Cálculo de las pérdidas técnicas.
En la metodología se incluyen la evaluación de las pérdidas. Tanto la Ley General de
Electricidad y el Reglamento de la Ley General de Electricidad habla a cerca de la
inclusión de las pérdidas técnicas en el rubro de Operación y Mantenimiento, por lo
que a continuación se presenta la metodología de cálculo que se emplea. Para
encontrar las pérdidas se plantea la elaboración de un balance de potencias. El
balance de potencias y pérdidas se utiliza para el cálculo de la Capacidad Total de
Transferencia de la cual se habla más adelante en este capítulo.
Para los efectos del cálculo de las pérdidas medias de distribución en energía, la
SIGET reconoce porcentajes máximos de pérdidas obtenidos de los estudios de
optimización del sistema de distribución ya sea obtenidos del análisis completo de las
instalaciones o de la aplicación de los SER. A continuación se presenta el detalle de la
metodología de cálculo:
46
Determinación de las pérdidas de energía y potencia y confección de un balance
de potencia y energía
Determinación de las pérdidas de energía y potencia
Los cargos de distribución incluyen un recargo por pérdidas de potencia totales
(técnicas más no-técnicas) correspondientes a redes eficientemente dimensionadas,
operadas y mantenidas. Las pérdidas comerciales (errores de facturación y mora, etc)
no sen incluidas en los cargos de distribución, ya que se consideran responsabilidad
de los comercializadores.
Tal como se ha mencionado anteriormente, la metodología establece que es necesario
definir los niveles de pérdidas técnicas de potencia y energía de la empresa, los
niveles de pérdidas a considerar son los obtenidos a partir del proceso de optimización
del sistema de distribución, estos niveles se discriminan por nivel de tensión.
Para el nivel de MT se consideran las pérdidas en las redes de distribución de Media
Tensión y cuando corresponda las correspondientes a la etapa de transformación
AT/MT o MT/MT. Para el nivel de BT, se consideran las pérdidas en transformadores
MT/BT, líneas, acometidas y medidores.
A continuación se presenta la expresión que se emplea para el cómputo de las
pérdidas totales de potencia por nivel de tensión:
PPn
¦ PPn * P
¦P
n i
i
(3.14)
n i
Donde:
n = nivel de tensión (MT, BT)
i = instalación analizada (transformación AT/MT y MT/MT, red de MT,
transformación MT/BT, red de BT..)
PPn = Pérdida de potencia del nivel de tensión n
PPni = Pérdida de potencia de la instalación i del nivel de tensión n
Pni = Potencia asociada a la instalación i del nivel de tensión n
Para las pérdidas de potencia correspondientes a acometidas y medidores establece
que se pueden calcularse considerando un modelo simplificado que considere grupos
de usuarios con niveles de consumo semejantes cuyas instalaciones eléctricas
presenten características similares y acometidas típicas para cada grupo.
Las pérdidas de energía (PEMT y PEBT) se calculan multiplicando el valor de pérdidas
de potencia obtenidas, por el número de horas del período en análisis y el factor de
pérdidas correspondiente.
Confección del balance de potencia y energía
La metodología exige que se debe calcular un balance de potencia horario
correspondiente al día de máxima demanda anual, dicho balance de potencia es
validado frente a condiciones reales de operación del sistema de distribución de la
empresa. Para realizar la validación se hace lo siguiente:
1. La hora de máxima demanda del balance debe corresponder con la hora del día de
máxima demanda anual de la empresa.
47
2. La demanda máxima en media tensión debe ser igual a la registrada el día de
máxima demanda anual.
3. Se deberán validar que los niveles totales de pérdidas de energía (técnicas y no
técnicas) obtenidos en el balance de energía sean similares a los niveles reales de
la empresa.
Se estable que la información base que debe emplearse para la confección del
balance de potencia es la siguiente:
x Curvas de carga correspondiente a cada categoría tarifaria obtenidas de la
campaña de medición 9.
x Niveles de pérdidas técnicas de potencia reales para cada nivel de tensión.
x Niveles de pérdidas no técnicas de potencia reales para cada nivel de tensión.
x Curva de carga real agregada de cada empresa.
El balance de potencia debe ser confeccionado siguiendo una metodología del tipo
bottom up, es decir desde el nivel de baja tensión hasta el de media tensión de
acuerdo al siguiente esquema:
1)
2)
3)
Curvas de carga de las categorías tarifarias de baja
tensión
Curvas de carga de las pérdidas no técnicas en baja
tensión
Curvas de carga de las pérdidas técnicas en baja
tensión
4)
Curvas de carga total de baja tensión
5)
Curvas de carga de las categorías tarifarias de
media tensión
6)
Curvas de carga de las pérdidas técnicas en media
tensión
7)
Curvas de carga total de media tensión
Con base en los porcentajes de pérdidas se calculan los valores:
FPEMT
FPEBT
1
(3.15)
1 PEMT 1
(3.16)
1 PEBT Donde:
PEMT = Nivel de pérdidas técnicas eficientes de energía del subsistema de MT
PEBT = Nivel de pérdidas técnicas eficientes de energía del subsistema de BT
FPEMT = Factor de pérdidas de energía para la red de MT;
FPEBT = Factor de pérdidas de energía para la red de BT.
9
Dentro del Desarrollo de la metodología se incluye el procedimiento para la Caracterización de la Carga,
el cual es ejecutado por cada empresa distribuidora y supervisado por SIGET.
48
Los valores de las pérdidas medias de energía (VPME) por banda horaria son
calculados de la siguiente manera:
VPMEMTh
VPMEBTh
FPEMT 1* CEMRSh (3.17)
FPEMT * FPEBT 1* CEMRSh
(3.18)
Donde:
VPMEMTh : VPME en MT para el bloque (h) de consumo (punta, resto, valle),
expresado en US$/kWh.
VPMEBTh : VPME en BT para el bloque (h) de consumo (punta, resto, valle),
expresado en US$/kWh.
CEMRSh : Costo promedio ponderado de compra de energía, considerando los
precios y cantidades de energía de contratos de largo plazo que haya autorizado
SIGET y de las compras directas en el MRS aplicado para el cálculo del pliego tarifario
vigente del distribuidor en el bloque (h).
Para los clientes sin medición de consumo horario, el VPMEBT es un valor único. Será
determinado como la suma para los tres bloques, de los productos entre el VPMEBT
del bloque (h) y el porcentaje de consumo de energía en el bloque (h) para la
categoría de clientes considerada, como se muestra a continuación:
VPMEBT
¦ kh, t ( FPEMT * ( FPEBT 1)) * CEMRSh
(3.19)
h pico restovalle
kh, t = Es el porcentaje de energía consumido por la categoría tarifaria t para el bloque
(h) de consumo (punta, resto, valle). Estos valores se obtienen de la curva
característica de consumo de la categoría tarifaria en cuestión del balance de potencia
tarifario definido en anteriormente.
El valor de las pérdidas adicionales a las reconocidas y calculadas mediante esta
metodología descrita, serán pagadas por la empresa. Las pérdidas no técnicas
(errores de facturación, hurto, incobrabilidad, etc.) no son incluidas en la tarifa al
consumidor final.
3.4.2.2.2 Costo del Capital de Trabajo (CCT)
El cálculo del Costo del Capital de Trabajo (CCT) corresponde al costo financiero
necesario para cubrir el desfase de facturación y recaudación respecto de los gastos
operativos del primer año de operación de la Empresa. La tasa de interés que se
utiliza para calcular el costo del capital de trabajo es la tasa de interés básica activa
(TIBA) para préstamos de hasta un año para el año base del estudio.
El cálculo del CCT se debe realizar a partir de una simulación de la operación típica de
la empresa considerando lo siguiente:
x Se determinan los flujos de ingresos y egresos y la necesidad de financiamiento
que de ello se deriva. De esta manera se considera el desfase producido entre la
cobranza de ventas y los desembolsos que la empresa debe realizar para su
operación considerando lo siguiente:
o El período de facturación a los usuarios;
o Plazos de pago de remuneraciones, servicios de terceros y otros gastos.
49
x
x
Para ello se estima el flujo de ingresos y egresos desde el primer día de periodo
tarifario (considerando como si se iniciasen las operaciones en ese momento)
hasta el 31 de diciembre de dicho año.
Durante ese periodo, se determinan los saldos diarios negativos, se calcula el
interés diario y, este es actualizado al final del año, de esa manera la sumatoria de
la actualización de los intereses diarios será el costo del capital de trabajo.
3.4.2.2.3 Determinación de los Costos Indirectos (CInd)
La metodología establece que se deben determinar los Costos Indirectos eficientes
(administración y finanzas, planificación e ingeniería, etc.) que requiera la empresa
para el desarrollo de sus actividades. Para ello se realiza un estudio de optimización
de recursos y costos. Adicionalmente, las empresas que poseen escala similar se
compararán entre sí, como una forma expeditiva de detectar ineficiencias en la
asignación de recursos.
Para esta parte del estudio también es utilizada como referencia la información
contable obtenida del Sistema Uniforme de Cuentas (SUC).
Los costos indirectos eficientes se estiman mediante un enfoque de análisis de
procesos, relevando todas las actividades en que la empresa debe incurrir para poder
desarrollar el servicio.
Se identifican las siguientes sub-etapas de cálculo de los costos indirectos:
a) Definición de Procesos Básicos de Gestión
b) Dimensionamiento y costeo de cada uno de los Procesos Básicos de Gestión
c) Determinación del esquema remuneratorio de los recursos humanos
involucrados
d) Deducción de ingresos no regulados
e) Deducción de costos asociados con la actividad de atención al cliente
Seguidamente se desarrolla cada una de estas sub-etapas:
a) Definición de Procesos Básicos de Gestión
Se definen tres procesos básicos:
Administración y Finanzas: incluye las tareas de administración y contabilidad general,
control y gestión del presupuesto, compras y licitaciones, procedimientos y control,
administración del financiamiento, soporte y desarrollo de sistemas de información,
etc.
Planificación e Ingeniería: incluye las tareas de supervisión técnica de inversiones y
proyectos, control y planificación de calidad técnica, estrategias de abastecimiento,
coordinación de tareas de O&M, ingeniería de desarrollo, etc.
Dirección, Estrategia y Control: incluye los costos de la dirección, gerenciamiento
general, auditoría externa e interna, asesoría legal, relaciones institucionales, etc.
Cada uno de estos procesos básicos se dimensionan en base a los recursos
necesarios, valorizándolos a precios de mercado local y considerando las condiciones
particulares pertinentes, por ejemplo: nivel local de las remuneraciones, costos de
determinados servicios empresariales, etc.
b) Dimensionamiento y costeo de cada uno de los Procesos Básicos de Gestión
50
Para cada uno de los procesos básicos de gestión se analizan los rubros que se
presentan a continuación, considerando además que estos se ejecutan en una única
unidad, correspondiente a la sede central de la empresa.
Recursos Humanos: La estructura óptima de recursos humanos resultará de definir el
personal de una organización eficiente. Los valores obtenidos se compararán con los
de otras empresas operando eficientemente a través de indicadores de productividad,
tales como empleados/cliente, etc.
Servicios Contratados: Los servicios específicos que se contraten a terceros se
valorizarán a precios de mercado. Algunos servicios que actualmente realiza la
empresa podrán contemplarse para su tercerización, contrastando su costo actual con
el que se obtendría como producto de la tercerización.
Bienes de Uso: incluyen instalaciones y equipamientos de oficina, software,
automotores, infraestructura edilicia, etc. Se considerarán las inversiones en bienes de
uso que resultan necesarias para poder ejecutar las tareas, identificando dentro de las
subcuentas del Sistema Uniforme de Cuentas (SUC), aquellos bienes de uso
asociados a los procesos de administración y finanzas.
Servicios Generales: incluyen telefonía y comunicaciones, correo, fletes, seguridad,
aguas, limpieza de las instalaciones, mantenimiento y reparación de las instalaciones y
vehículos, etc. Para su valorización se tienen en cuenta valores eficientes.
Otros Egresos: tales como bienes de consumo varios, útiles, papelería, fotocopias,
representación, viáticos y movilidad, combustibles y lubricantes, etc. Para su
valorización se tiene en cuenta valores eficientes.
c) Determinación del esquema Remuneratorio de los Recursos Humanos
involucrados
Para esta parte se definen categorías para los recursos humanos, basadas en la
capacidad, experiencia y nivel remunerativo. Según la metodología deben resultar
suficientes para que engloben las características de los recursos humanos necesarios
y deberán basarse en un pormenorizado análisis de factores discriminantes partiendo
de la base de datos de recursos humanos de las empresas de cada grupo de
empresas de escala similar.
La empresa provee información acerca de políticas laborales y categorías salariales
actuales, niveles de formación educativa, años de servicio y cualquier otro factor que
permita caracterizar el conjunto de recursos humanos necesarios para llevar a cabo
los procesos. Esta información constituye la base para la optimización de recursos que
deriven en el cálculo de los costos eficientes de gestión. Debe considerarse un estudio
de remuneraciones de mercado, realizado por empresas especialistas del rubro
Sobre la información proporcionada por dicho estudio se valorizarán los recursos
necesarios para el dimensionamiento de la estructura eficiente.
d) Deducción de ingresos no regulados.
En el caso de que la empresa realice tareas adicionales a las necesarias para el
desarrollo de la actividad de distribución y que compartan instalaciones y/o recursos
de la empresa regulada (por ejemplo alquiler de postes de las redes). Se establece
que los ingresos reales producidos por estas actividades deben “compartirse” con los
usuarios del sistema de distribución. Estos ingresos se “compartirán” descontando de
51
los costos de operación y mantenimiento el 50 % de los ingresos recibidos por las
actividades identificadas como no reguladas para el año base del estudio.
e) Deducción de costos asociados con la actividad de atención al cliente.
En cumplimiento a lo que establece la Ley General de Electricidad y su reglamento, los
cuales mencionan que las tareas de atención al cliente vinculadas a la actividad de
comercialización son consideradas en su diseño empresarial como desarrolladas por
una empresa autosuficiente capaz de gestionarse eficientemente en todos los
aspectos relativos a su organización (dirección, administración y finanzas, sistemas,
etc.).
No obstante, SIGET toma en consideración que las empresas distribuidoras ejercen
además la actividad de atención al cliente/comercialización y que en consecuencia,
cuentan con costos asociados. Los costos asociados con la actividad de atención al
cliente/comercialización, son analizados y cuantificados por SIGET sobre la base del
análisis de la información contable suministrada por la empresa y define un factor de
ajuste de los costos indirectos con el objetivo de que estos reflejen el nivel de costos
asociados.
Para la determinación de los costos de Operación y Mantenimiento, debido a la
existencia de un grupo empresarial (Holding) que agrupa a cuatro de las cinco
distribuidoras, se ha determinado que las mismas deben ser tenidas en consideración
en el desarrollo de la metodología de cálculo y en la definición de los cargos de
distribución.
3.4.2.2.4 Determinación del Valor de Compensación por Fallas (VECF).
El Valor de Compensación por Fallas (VECF) representa el costo de la energía no
entregada a los consumidores finales de la red. Se establece que para su cálculo se
considera la probabilidad de salida forzada de los elementos correspondientes a
sistemas eficientemente operados y mantenidos. Debido a que los VECF se incluyen
en los Cargos de Distribución, los usuarios deben ser compensados por todas las
fallas reales que el sistema tenga, de acuerdo a lo establecido en el Artículo 93 del
Reglamento de la Ley General de Electricidad.
El VECF se calcula mediante la siguiente expresión:
VECFMT
VECFBT
EAVBT EAVMT * FSFEMT * CENS
EAVBT * FSFEBT * CENS (3.21)
(3.20)
Donde:
VECFMT VECF de la red de MT (US$ /año);
VECFBT VECF de la red de BT (US$ /año);
EAVMT = Energía anual vendida en MT obtenida del balance de energía definido en
el apartado correspondiente al cálculo de las pérdidas;
EAVBT = Energía anual vendida en BT obtenida del balance de energía definido en el
apartado correspondiente al cálculo de las pérdidas;
CENS = costo económico de la energía no servida (US$/kWh);
FSFEMT : Factor de salida forzada equivalente de la red de MT;
FSFEBT : Factor de salida forzada equivalente de la red de BT.
52
El valor CENS está fijado por el Reglamento de la Ley General de Electricidad y
corresponde al 200% del valor de la energía. El valor de la energía que se utiliza para
cuantificar el CENS se calcula como el cociente entre el ingreso total anual facturado
en el cargo por energía, por la distribuidora a sus usuarios finales (excluyendo
comercializadores) y el total de la energía facturada a los mismos, en el año base del
estudio.
Dentro del Manual de Confiabilidad y Calidad de Servicio se establece para las redes
de MT y BT, los Factores de Salida Forzada (FSF) admisibles. Estos FSF están
definidos con base en el número de fallas por año, tiempos medios de reparación y
tiempos de indisponibilidad programada. El Factor de Salida Forzada Equivalente
(FSFE) de una red corresponde al valor ponderado de los FSF sobre la base de la
capacidad nominal de los elementos de la red.
3.4.2.3 Capacidad Total de Transferencia (CTT)
La Capacidad Total de Transferencia CTT, para el caso de Media Tensión es la suma
de las potencias máximas de los clientes de media tensión. En el caso de las
categorías tarifarias que requieran de medición de potencia máxima se considera, para
el cálculo de la CTTMT, la suma del promedio de las potencias máximas registradas a
los usuarios comprendidos en estas categorías tarifarias para el año base del estudio.
En el caso de aquellas categorías que no cuenten con medición de potencia máxima
se considera, para el cálculo de la CTTMT, la potencia máxima obtenida (para toda la
categoría tarifaria) del balance de potencia tarifario el cual se presentó anteriormente.
CTTBT es la suma de las potencias máximas de los clientes de baja tensión. En el
caso de las categorías tarifarias que requieran de medición de potencia máxima se
considerará, para el cálculo de la CTTBT, la suma del promedio de las potencias
máximas registradas a los usuarios comprendidos en estas categorías tarifarias para
el año base del estudio. En el caso de aquellas categorías tarifarias que no cuenten
con medición de potencia máxima se considera, para el cálculo de la CTTBT, la
potencia máxima obtenida del balance de potencia tarifario.
3.5 Conclusiones
SIGET emite un Acuerdo donde está contemplada la metodología de cálculo. Dicha
metodología da los parámetros generales. Los aspectos de detalle son determinados
por SIGET a lo largo de la realización del estudio. La metodología de cálculo
establecida en la revisión actual trata de corregir los problemas encontrados en las dos
anteriores revisiones.
La metodología de cálculo se basa en una regulación por incentivos del tipo limitación
de precios, para un período regulatorio de 5 años. El monto calculado se actualiza
anualmente, únicamente por el índice de precios al consumidor (IPC).
La base de la remuneración (asset base, por el término en inglés), es obtenida por la
aplicación de la metodología de Valor Nuevo de Reemplazo (VNR). Se utiliza como
año base de estudio un año antes de la aprobación de los cargos. La aplicación del
método consiste básicamente en tomar una fotografía de los costos de distribución en
el año base y aplicarlo al periodo regulatorio.
Para la determinación de los cargos tanto el regulador como cada uno de los
distribuidores realizan un cálculo independiente, pero siguiendo la misma metodología
y aspectos definidos por el regulador. Los cálculos son realizados por auditores
53
independientes. Los resultados del regulador determinan el límite inferior de los cargos
(floor) y los resultados del distribuidor el límite superior.
En el mejor de los casos los cargos se determinan ponderando los resultados dando
mayor peso a los resultados del regulador. En el peor de los casos los cargos son el
resultado de negociaciones entre las máximas autoridades de las empresas
distribuidoras y las autoridades regulatorias.
Se observan tres deficiencias al hecho de que el estudio tarifario se realice por un
consultor independiente y no por el regulador:
a) Debido a que los lineamientos que da la metodología son generales, los
aspectos de detalle que se utilizan están basados en la experiencia de los
consultores contratados y herramientas que éstos han empleado en otros
estudios.
b) La experiencia ganada en cada uno de los procesos de revisión se pierde en
cierta manera ya que generalmente las licitaciones a la realización de estudios
no son ganados por las mismas empresas consultoras.
c) Siempre quedan algunos aspectos subjetivos, los cuales el regulador tiene que
afrontar durante el período regulatorio, por ejemplo en el caso de El Salvador el
tema de la calidad del servicio.
Pero, la realización del estudio por parte del regulador tiene el inconveniente que este
no tiene los recursos necesarios para realización del mismo.
En general la metodología tiene muchos puntos en los cuales existe posibilidad de
mejorarla a continuación se hace una pequeña descripción:
La limitación de precios hace que los distribuidores se vean motivados a incentivar a
que los consumidores incrementen su demanda. Debido a que a mayor crecimiento de
demanda mayores serán los ingresos obtenidos por la aplicación del price cap. Esto al
mismo tiempo va en contra de las políticas de ahorro energético que pueda impulsar el
gobierno.
No existen incentivos a la mejora de eficiencia, debido a la forma de actualización de
los precios establecidos. Tampoco se ha tomado en cuenta que el incremento de
demanda no supone un incremento igual en los costes (factor de economía de escala).
Los consultores que han realizado los estudios tarifarios siempre comentan en sus
informes que la retribución calculada esta acorde con los niveles de calidad. Para el
caso de los indicadores registrados actualmente (tabla No. 1.10 del capítulo No.1) se
puede observar que estos están muy alejados de los indicadores base. Esta situación
hace que los distribuidores soliciten al regulador ajuste de los indicadores para
adecuarlos a los reales y así evitar penalizaciones o que se le aprueben mayores
ingresos para mejoras de calidad.
El regulador ante las peticiones realizadas por los distribuidores termina cediendo ya
que no tiene del todo claro que aspectos son los que se han considerado en la
retribución asociados a la calidad del suministro. Es difícil para el regulador saber si en
realidad el monto de remuneración que se les reconoció fue acorde a la calidad
esperada o si los distribuidores han sido ineficientes en las inversiones que han
realizado.
Tal y como lo estable la Ley y su Reglamento de Electricidad las pérdidas técnicas se
deben de actualizar con el IPC. Esta situación no parece tener ninguna relación con la
54
naturaleza de la variación de costes de las pérdidas, pues la variación de éstas
depende del coste de la energía.
El price cap, determina un valor de cargo por uso de red en ($/kW) como resultado de
dividir el monto de retribución total encontrado entre la demanda máxima registrada en
el año base. Los ingresos de las distribuidoras se pueden ver beneficiados debido a la
forma del cobro del uso de la red a usuarios de las categorías tarifarias de mediana y
grandes demanda (se cobra para la mayor demanda ya sea la contratada o la
registrada).
La tasa de remuneración de capital, esta determinada por Ley a un valor del 10%,
posiblemente en la fecha que se estableció iba acorde con la situación económica,
pero a la fecha se tiene que hacer un estudio para actualizar dicho valor. De tal forma
de no estar proporcionando beneficios extraordinarios a la distribuidoras o por el
contrario poniendo en riesgo financiero la actividad.
Finalmente decir que a pesar de que actualmente se esta trabajando en la tercera
revisión tarifaria, las anteriores revisiones no han dado mejoras significativas, y las
tarifas aprobadas finalmente difieren de los cálculos realizados.
55
4. Metodología de cálculo de la remuneración de la
actividad de distribución en España.
4.1 Introducción
La metodología actual de la retribución de la actividad de distribución ha sido
ampliamente criticada [RYAN03],[ASÍN03] principalmente por los siguientes aspectos:
la retribución se calcula para factores de evolución del mercado globales y no por
empresa, no existen incentivos claros para los temas de calidad del suministro y
pérdidas, el valor del factor denominado de eficiencia no tiene un sustento válido, el
factor de economía de escalas es fijado con un valor que se considera bajo.
De lo anterior mencionado y considerando la experiencia acumulada en estos últimos
años, así como los avances en los sistemas de gestión de los distribuidores, tanto en
su aspecto económico y técnico. Todo esto ha llevado a que se proceda en estos
momentos a la anunciada revisión de los criterios de retribución a la actividad de
distribución
En la actualidad existe un borrador de Acuerdo emitido por el Ministerio de Industria,
Turismo y Comercio, que toma en cuenta dichos cambios. El borrador se basa en la
propuesta desarrollada por la Comisión Nacional de la Energía (CNE) en el año 2006.
Las nuevas propuestas para mejorar la actual metodología se apoyan en las
herramientas desarrolladas para tal fin (contabilidad regulatoria y modelo de red de
referencia).
En este capítulo se hace una revisión de la metodología actual y sus antecedentes.
Haciéndose mayor énfasis en las nuevas propuestas y las herramientas regulatorias
desarrolladas en las que se apoya la implementación de la nueva metodología.
4.2 Descripción de la Metodología Actual
A continuación se presenta una descripción de la metodología actual como un
preámbulo de lo que ha originado la nueva propuesta.
Remuneración actual de la actividad de distribución
La Ley 54/1997 [BOE97], de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, reconoce la
actividad de distribución de energía eléctrica con carácter de monopolio natural,
liberalizando la misma a través de la generalización del acceso de terceros,
estableciendo además que la retribución de dicha actividad de distribución de energía
eléctrica continuaría siendo fijada administrativamente.
Debido a que la tendencia y la propuesta de regulación objeto principal de estudio de
este capítulo es que todos los distribuidores sean remunerados teniendo la misma
metodología no se tomará en cuenta lo contemplado en la Disposición Transitoria
Undécima de la Ley 54/1997.
En la citada Ley en su Artículo 16, establece que la retribución de la actividad de
distribución que haya de corresponder a cada sujeto se establecerá
reglamentariamente y atendiendo a los siguientes criterios: Costes de inversión,
operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada, modelo que
caracterice las zonas de distribución, los incentivos que correspondan por la calidad de
56
servicio y la reducción de pérdidas, así como costes necesarios para desarrollar la
actividad.
Además, en el Real Decreto 2819/98 [BOE98] por el que se regulan las actividades de
transporte y distribución de energía eléctrica, define de forma precisa la actividad de
distribución, los elementos constitutivos de la red de distribución, así como también la
metodología de la remuneración de la actividad, utilizándose para calcular la
retribución global de cada año un sistema de revenue cap.
Se establece reglamentariamente el nivel global de retribución de la actividad. Sin
embargo, la retribución que le corresponde a cada agente que ejerce la actividad de
distribución eléctrica quedó establecida por el Ministerio de Industria y Energía a
través de la OM de 14 de junio de 1999, basado en el modelo de red de referencia
[BOE99].
En lugar de proceder a su aplicación inmediata, la propia normativa y tratando de
respetar los derechos adquiridos, instauró un periodo transitorio de 16 años de
adaptación paulatina de la situación anterior entre el modelo de reparto consecuencia
del Marco Legal Estable y el modelo de red de referencia. Lo que hace que los
problemas que mantenía el modelo de retribución del Marco Legal Estable 10, persistan
aún en el actual sistema retributivo, introduciendo nuevos problemas provocados por
la introducción del modelo de red de referencia.
Por otra parte, el apartado 2 del artículo 8 del Real Decreto 3490/2000 [BOE00], de 29
de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para el 2001, establece que el
Ministerio de Economía revisará los criterios de retribución a la distribución
establecidos en la Orden Ministerial de 14 de junio de 1999, citada anteriormente.
Modelo de Red de Referencia.
A continuación se presenta un pequeño resumen de la metodología utilizada según la
Orden Ministerial de 1999.
En el título III de la ley 54/97, en el apartado sobre retribución de actividades y
funcionamiento del sistema, la ley española indica que la retribución de la actividad de
distribución se establecerá reglamentariamente y permitirá retribuir a los agentes,
atendiendo entre otras cosas la utilización de un modelo que caracterice las zonas de
distribución.
En consecuencia de entre todos los modelos que se podían haber utilizado para
caracterizar las zonas de distribución, (modelos contables, modelos de zonas de
referencia, modelos de unidades físicas, etc.) el regulador optó en su momento por el
mejor modelo disponible para realizar esa labor. Dicho modelo se denominó modelo
de red de referencia, el cual consistía en unos algoritmos que tratan de determinar de
forma óptima la red que pueda dar suministro a todos los clientes, enlazando la red de
transporte con los clientes finales, utilizando criterios de planificación para desarrollar
esa red de referencia, introduciendo parámetros indicadores de calidad (caídas de
tensión y número de interrupciones) así como también indicadores del crecimiento
vegetativo.
Para realizar dicho diseño se subdividió la red de referencia por zonas con idénticas
características (red urbana, polígonos, red de baja tensión rural, red de media tensión
10
Surge en el año 1987 como fin del proceso de reformas del sector eléctrico en España, y que fue
sustituida por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico.
57
rural, red de transporte, red de distribución) y se calcularon los costes de suministro de
cada una de estas redes. Por lo tanto hay que tener presente que aunque se parte de
datos reales para elaborar el modelo (ubicación GPS de clientes, datos sobre
características del terreno, curvas de carga, superficies reales de distribución, etc.) el
modelo acaba siempre siendo irreal.
Las ventajas de este tipo de modelo fueron suficientemente atractivas como para
justificar su uso por parte del regulador. Su principal virtud es que se trata de un
método objetivo, que incluye requisitos legales, con el que se determinan las redes
para todos los clientes, proporcionando un marco estable de funcionamiento. Sin
embargo el modelo de red de referencia utilizado no tenía en cuenta la historia de la
red, ni tampoco consideraba los costes actuales de distribución ya que no se
contrastaba el modelo con la realidad, con lo cual el análisis era incompleto (aspectos
que se ha corregido en el nuevo Modelo de Red de Referencia del que se hablará con
mayor detalle en el siguiente capítulo).
Los algoritmos de ese modelo de red de referencia fueron fuertemente discutidos por
las empresas sujetas a la regulación, fundamentalmente por su gran alejamiento de la
realidad en determinadas zonas (sobredimensionamiento de la red rural,
infraestimación de la red urbana, forma de reparto, etc.).
Del modelo de red de referencia, se obtuvieron resultados distintos a los que se
obtenían de la aplicación del Marco Legal Estable. No obstante, al no considerar el
modelo de red de referencia los costes de operación y mantenimiento dentro de la
función objetivo a maximizar, los resultados que se obtenían de su utilización no eran
los adecuados para los objetivos del mismo.
Asimismo, el empleo de un catálogo electrotécnico muy limitado por parte del modelo
de red de referencia, la deficiente caracterización de la demanda y la no inclusión de
los pequeños distribuidores en el modelo final, dio como resultado que aunque el
modelo de red de referencia aplicado suponía un avance respecto al marco anterior,
éste avance era insuficiente.
Procedimiento retributivo actual
El sistema retributivo general se establece de acuerdo con el artículo 16.3 de la Ley
54/1997. El volumen actual de la retribución total de las empresas distribuidoras
acogidas al sistema retributivo general se deriva de la retribución total que se obtenía
del anterior modelo regulatorio. Es decir, del Real Decreto 1538/1987 [BOE87], con las
modificaciones introducidas a consecuencia del Protocolo Eléctrico y de una
reasignación posterior de retribución, en el año 1999. Una vez establecida la
retribución total de la actividad de distribución en lo referente al negocio de "redes", el
problema que se planteó fue cómo repartir la misma entre las distintas empresas
distribuidoras.
Para ello, la regulación optó en su momento por asignar a cada empresa un porcentaje
sobre el total, porcentaje que se obtiene, a su vez, como un mix de los porcentajes
derivados del anterior marco regulatorio (MLE) y de los obtenidos mediante el modelo
de red de referencia (modelo BULNES desarrollado por Hidrocantábrico Distribución
Eléctrica (HC)).
De año en año, la cantidad a repartir mediante los porcentajes derivados del MLE
disminuye, aumentando la cantidad a repartir mediante el modelo BULNES. Al cabo de
16 años, toda la retribución se repartiría entre las distintas empresas distribuidoras
58
mediante el modelo BULNES. No obstante, este esquema, que ha sido el aplicado
durante los ejercicios de 1998 y 1999, se vio truncado a partir del año 2000.
El volumen total de retribución de la actividad correspondiente a cada año evoluciona
sobre la base de lo dispuesto en el artículo 20 del Real Decreto 2819/98, basándose
en la evolución de la demanda y en un parámetro de eficiencia del sistema. En cuanto
a la forma del revenue cap, éste esta establecido de la siguiente forma:
Dn
Dn 1 * (1 ( IPC 1)
) * (1 (%'D * Fe )) (4.1)
100
Donde:
Dn1 El coste de distribución a tarifa reconocido en el año anterior.
IPC = variación del índice de precios al consumo en el año para el que se determina
las liquidaciones.
%'D Aumento de la demanda entre años. En el caso de una disminución de la
demanda el valor será cero.
El revenue cap se aplica al volumen total de retribución de la distribución que se
establece a través de reglamento, repartiéndose posteriormente entre las empresas
sujetas a este mecanismo. El cálculo de la retribución correspondiente a cada
empresa derivaría de multiplicar el volumen global de retribución reconocido para esta
actividad con la ponderación de los porcentajes derivados por el modelo de red de
referencia y del marco legal estable, a través de un mecanismo que incrementa el
peso de este último.
Resultados de esta regulación
En lo que se refiere a las empresas incluidas en el procedimiento retributivo de la
distribución general se puede observar que como consecuencia de esta regulación no
hay una relación directa entre las actuaciones de las empresas (encaminadas a
mejorar la eficiencia de las empresas y por ende del sistema) y la remuneración que
perciben por esas actuaciones. Así como tampoco se realiza una actualización
individual del volumen total de retribución que perciben sobre la base de los
incrementos de demanda que se producen en las zonas que atienden.
Existe por tanto un desincentivo a las empresas a operar zonas en las que los
incrementos de demanda, superan a la media nacional (las cuales necesitarán
mayores inversiones). Por tanto, con la regulación actual se pueden dar situaciones
tan paradójicas como el que se le incremente la demanda por encima de la media a
una de las empresas, provoca un incremento en la retribución de las empresas
competidoras, o que como consecuencia de la utilización de porcentajes del MLE, se
este retribuyendo de manera inadecuada a las empresas distribuidoras.
Todo ello da como resultado una regulación que no da incentivos claros a la gestión
eficiente de la empresa, al no estar condicionada directamente la evolución y el
importe de la retribución a las actuaciones de las empresas, ni a su estructura de
costes.
Si a ello añadimos la falta de actualización de los parámetros de eficiencia (factor X de
la regulación de revenue cap), falta de incentivos a la mejora de la calidad y pérdidas
técnica y la utilización de una base inadecuada procedente en gran parte del MLE y en
la que se empleaba la energía circulada en baja tensión como parámetro remunerador,
tenemos un sistema de retribución inadecuado para la actividad de distribución.
59
De lo anterior mencionado y considerando la experiencia acumulada en estos últimos
años, así como los avances en los sistemas de gestión de los distribuidores, tanto en
su aspecto económico y técnico, han llevado a que se proceda en estos momentos a
la anunciada revisión de los criterios de retribución a la actividad de distribución, una
descripción mas detallada de la propuesta metodológica se presenta en el siguiente
apartado.
4.3 Propuestas de la Metodología para la Retribución de la
Actividad de Distribución en España.
A continuación se presentan a detalle las propuestas de la metodología para la
retribución de la actividad de distribución en España, inicialmente se presenta la
propuesta realizada por la Comisión Nacional de la Energía en el año 2006 y luego un
borrador de Real Decreto no oficial emitido en el año 2007.
4.3.1 Propuesta de nueva metodología para la retribución de la actividad
de distribución en España, propuesta por la Comisión Nacional de la
Energía en el año 2006.
4.3.1.1 Elementos de la Retribución de la Actividad de Distribución.
Tal y como se ha mencionado anteriormente la retribución de la actividad de
distribución de cada sujeto distribuidor se determinará tomando en consideración los
siguientes elementos:
9 Coste de inversión, operación y mantenimiento de las redes de distribución de su
titularidad.
9 Energía circulada por las redes de distribución de su titularidad.
9 Un modelo que caracterice para todo el territorio nacional las zonas donde ejercen
la actividad de distribución cada uno de los sujetos distribuidores. Entendiendo por
tal, una red de referencia de distribución, necesaria para enlazar la red de
transporte, o en su caso de distribución, con los consumidores finales de
electricidad representados por su ubicación geográfica, su demanda de potencia y
la tensión de alimentación. De tal forma que se minimicen los costes de inversión,
operación y mantenimiento y las pérdidas técnicas, y se verifiquen los requisitos de
calidad del suministro establecidos reglamentariamente para todo el territorio
nacional. La metodología para determinar la red de referencia deberá atender a
criterios de planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a
suministrar en cada zona.
9 Incentivos para la mejora de calidad del suministro y la reducción de las pérdidas.
9 Costes de gestión comercial por atención a consumidores acogidos a tarifas de
suministro y de acceso.
9 Otros costes necesarios para desarrollar la actividad de distribución.
4.3.1.2 Retribución de la Actividad de Distribución de cada Sujeto
Distribuidor.
Se propone una regulación por incentivos para la determinación de la retribución anual
de la actividad de distribución de cada sujeto distribuidor. Su cálculo, para cada
período regulatoria, se supone puede ser la siguiente fórmula:
Rin1
Rn i´ * 1 IPCn1 X i Y in1 Qin Pin Din,n1 (4.2)
60
Donde:
Rin´
i
Rin Qn1 Pin1
Siendo:
R in 1 Retribución reconocida para el año n+1 a la empresa i.
R in
Retribución reconocida para el año n a la empresa i.
IPCn1
Tasa de variación porcentual del índice de precios al consumo prevista para
el año n+1.
X i Factor de ganancia de productividad requerido a la empresa i durante el período
regulatorio.
Y in 1 Retribución correspondiente a inversiones y gastos de operación y
mantenimiento necesario para atender el incremento previsto de la actividad en el año
n+1 a la empresa i.
Qin Incentivo/penalización derivado del grado de cumplimiento de la calidad estándar
establecida en el año n a la empresa i.
Pn i
Incentivo/penalización derivado del grado de cumplimiento de la reducción de
pérdidas establecidas en el año n a la empresa i.
D in , n 1 Desvíos de la retribución por revisión de las previsiones de los parámetros en
los años n y n-1 a la empresa i.
Estableciéndose que dicha formulación permitirá retribuir a cada sujeto distribuidor i
durante un periodo regulatorio, que se establece en 4 años, en función de una
retribución inicial Rn i , actualizada mediante una tasa del IPC-X, esto es, X puntos
porcentuales por debajo del Índice de Precios al Consumidor previsto.
Al finalizar el citado período regulatorio de 4 años, se revisarían, para cada sujeto
distribuidor, las distintas variables de la anterior fórmula, para lo cual cada distribuidor
presentaría a la Comisión Nacional de Energía el plan de nuevas inversiones y los
gastos de operación y mantenimiento asociados a las mismas, necesarios para
atender el incremento previsto de su actividad en el periodo regulatorio. Así como la
información relativa a los costes incurridos durante cada uno de los ejercicios del
periodo regulatorio vencido.
La Comisión Nacional de Energía evaluaría los resultados obtenidos en el anterior
período regulatorio y el plan de inversiones y gastos presentados por cada sujeto
distribuidor y propondría a la Dirección General de Política Energética y Minas los
parámetros a considerar para el nuevo periodo regulatorio y la retribución a reconocer
a cada sujeto distribuidor. La Dirección General de Política Energética y Minas
aprobará mediante Orden Ministerial la retribución correspondiente a cada sujeto
distribuidor, así como su evaluación prevista para el período regulatorio.
Para el cálculo tanto del valor de la retribución inicial como del valor del factor de
ganancia de productividad (factor x) requerido durante el periodo regulatorio a cada
uno de los sujetos distribuidores, cada uno de ellos deberá remitir anualmente a la
Comisión Nacional de Energía la Información Regulatoria de Costes, una ampliación
de este concepto se realizará más adelante.
Así mismo, para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de cada
sujeto distribuidor, en lo que a los activos eléctricos se refiere, se utilizará como
herramienta un Modelo de Red de Referencia (del cual se hablará más en detalle en el
61
siguiente capítulo). El cual permitirá validar la eficiencia técnica de las inversiones
realizadas por cada uno de los sujetos distribuidores, así como la estimación de las
inversiones necesarias para atender el incremento previsto de actividad a lo largo del
periodo regulatorio.
Para ello, cada sujeto distribuidor deberá remitir anualmente a la Comisión Nacional de
Energía la información actualizada del Inventario de Instalaciones de Distribución y de
la localización de los consumidores conectados a sus redes para la utilización del
referido modelo de red de referencia, de acuerdo a los requisitos establecidos en la
Circular 1/2006 [BOE06]. El referido Modelo de Red de Referencia incorporará los
costes unitarios que, en su caso, se deriven de la Información Regulatoria de Costes
anteriormente referida.
A continuación se detalla cada uno de los elementos considerados en la fórmula (4.2)
4.3.1.2.1 Retribución Inicial de la Actividad de Distribución de cada
Distribuidor.
La retribución inicial a reconocer a cada sujeto distribuidor, correspondiente al primer
año del período regulatorio, incluirá la correspondiente a los costes de capital y a los
costes operativos asociados.
Costes de Capital asociados a la retribución inicial de cada sujeto distribuidor.
Los costes de capital asociados tanto a las redes de distribución como a los otros
activos necesarios para el desarrollo de la actividad de distribución de energía
eléctrica, se determinaran aplicando una tasa de remuneración a la valoración de los
activos de cada sujeto distribuidor. Para el cálculo de los costes de capital a reconocer
inicialmente a cada distribuidor, se tendrán en consideración tanto los activos reales
de cada sujeto distribuidor como los que resulten para cada uno de ellos de la
aplicación del Modelo de Red de Referencia.
Los activos reales de cada sujeto distribuidor VAireales , obtenidos a partir del Inventario
de Instalaciones de distribución a remitir por cada sujeto distribuidor, se valorarán
conforme a la opción que finalmente adopte el Ministerio.
En todo caso la valoración de los activos reales para cada distribuidor no podría ser
superior al valor del inmovilizado bruto que figura en la contabilidad financiera de dicho
distribuidor.
Por su parte, la aplicación del Modelo de Red de Referencia dará lugar para cada
distribuidor a unos activos cuya valoración VAiMRR diferirá de la calculada para los
activos reales.
A los efectos de cálculo de los costes de capital a reconocer inicialmente a cada
distribuidor, la valoración de activos VAi que se propuso fue la siguiente expresión:
VAi
VAireales k * VAiMRR
2
(4.3)
62
Donde:
k
¦ VAireales
i
¦ VAiMRR
i
(4.4)
No existe un inventario de las instalaciones de la red de baja tensión (redes con
tensión inferior a 1 kV.). Para valorar dichas redes se propuso que se realice por
medio de la aplicación del Modelo de Red de Referencia, fijando para tal fin los centros
de transformación existentes en su actual ubicación.
El cálculo de la tasa de remuneración al capital se basará en la metodología del coste
medio ponderado del capital (WACC). En base a ello, y teniendo en cuenta que el
capital invertido a retribuir proviene tanto del capital propio de los sujetos distribuidores
como de las deudas contraídas por los mismos. La tasa de retorno del capital,
después de impuestos, se calculará como la media ponderada del coste de los
recursos propios y de la deuda, de acuerdo con la siguiente expresión:
WACCdi
§ D ·
§ E ·
Rd u ¨
¸ Reu ¨
¸ (4.5)
© ED¹
© ED¹
Donde:
Rd rf Pr d u 1 t (4.6)
Re rf E u Pr m (4.7)
Siendo:
Rd = Coste de la deuda
Re= Coste de los fondos propios
D= Valor de la deuda
E= Valor de los fondos propios
rf= tipo de interés libre de riesgo
Prd = prima de riesgo que soporta la deuda
(1-t) = factor de desgravación impositiva
Ǻ = Parámetro que cuantifica el riesgo sistemático de la inversión
Prm= prima de riesgo del mercado
La tasa de retorno del capital antes de impuestos, se calculará de acuerdo con la
siguiente expresión:
WACC ai
WACCdi
1 t (4.8)
Coste de la Deuda
El coste de la deuda se fijará a partir del rendimiento de mercado ofrecido sobre Bonos
y Obligaciones del Estado a largo plazo, más una prima de riesgo. Así mismo, para el
cálculo del coste de la deuda se tendrá en cuenta un factor de desgravación impositiva
(1-t), que refleja el efecto “escudo fiscal” por la deducción de los pagos de intereses de
la base gravable.
Coste de Fondos Propios
El retorno esperado de un activo financiero se define como la suma de una tasa libre
de riesgo más la prima de mercado por el riesgo sistemático del activo. La tasa libre de
63
riesgo viene dada por el tipo de interés de Bonos y Obligaciones del Estado a largo
plazo. La prima de riesgo del mercado se explica por la rentabilidad a largo plazo de
un determinado índice bursátil, generalmente de títulos de renta variable. La ȕ es un
factor que cuantifica el riesgo sistemático del activo financiero y mide la sensibilidad
relativa del negocio, en el presente caso de activos de distribución eléctrica, respecto a
los movimientos del mercado.
Propuestas de revisión de la remuneración base al inicio de cada período
regulatorio.
Durante el último año de cada periodo regulatorio por parte de la Comisión Nacional
de Energía se procederá a analizar, tanto económicamente como técnicamente, los
resultados obtenidos hasta esa fecha por cada sujeto distribuidor. Comparando lo
inicialmente previsto con lo realmente realizado por cada uno de ellos. De este modo
se ajustarán, para el siguiente período regulatorio, los costes reconocidos y se
trasladarán a los consumidores parte de las ganancias de eficiencia alcanzadas por
cada sujeto distribuidor en el período regulatorio vencido.
Como resultado del referido análisis se determinará el nuevo valor de la retribución
i
inicial de cada sujeto distribuidor ( Rn ) y el factor de ganancia de productividad ( X i )
aplicable en el nuevo período regulatorio. Se calculará, para cada uno de ello, la
retribución correspondiente al incremento previsto de la actividad ( Y i ) para cada uno
de los años del nuevo periodo regulatorio.
Alternativas para la valoración de los activos reales
En la propuesta se plantean tres alternativas para la valoración de los activos reales, a
continuación se enumeran cada una de ellas:
a) Una primera alternativa parte de reconocer el inmovilizado bruto en servicio
como capital a remunerar.
El inmovilizado bruto, a su vez, puede ser calculado bien directamente de la
contabilidad que figura en los libros, o bien a través de la valoración de los activos a
coste de reposición.
Valoración a coste de reposición
Valorar los activos existentes a coste de reposición introduce cierto riesgo en la
actividad dado que si se producen mejoras o cambios tecnológicos significativos, los
distribuidores pueden verse afectados en su retribución al valorarse los activos en
base a dicha nueva tecnología y, como consecuencia de ello, no recuperar los costes
de inversión incurridos. De la misma forma, si se produce un incremento en la
valoración de los costes de inversión con respecto a los costes reales en los que
incurrió en el pasado el distribuidor, se estará retribuyendo en exceso la inversión
realizada. No obstante, la experiencia indica que en la actividad de distribución no se
han producido cambios tecnológicos significativos en los últimos tiempos, por lo que
no es previsible que no se puedan recupera los costes de inversión incurridos.
Valoración de Libros
Valorar el inmovilizado bruto a partir de los libros supone reconocer los costes de
inversión reales que afrontaron, en su momento, cada uno de los distribuidores. Dentro
de esta alternativa caben a su vez dos posibilidades. La primera es tomar el valor del
64
inmovilizado bruto de libros a la fecha de evaluación, correspondiente al último
ejercicio cerrado y, la segunda, tomar el valor de inmovilizado bruto de libros a 31 e
diciembre de 1996, año en el que se efectuó la última actualización de activos, y
añadir al mismo, año con año, las instalaciones puestas en servicio desde el año 1997
hasta la fecha, con el mayor desglose posible en cuanto al tipo de instalación,
valoradas con criterios homogéneos para todos los distribuidores.
Tanto en el caso de valorar el inmovilizado bruto a coste de reposición como a valor de
libros, en un esquema en el que la remuneración de un año a otro se actualiza con el
IPC, la tasa con la que se debe remunerar al capital debe corresponder con una tasa
real, de acuerdo con la siguiente expresión:
TRr
1 TMr
1 (4.9)
1 IPC
Siendo:
TMr= Tasa Monetaria de remuneración, calculada utilizando la metodología del coste
medio ponderado del capital (WACC).
IPC= Tasa interanual del Índice de Precios al Consumo.
El costo del capital invertido, atendiendo al criterio de retribuir el inmovilizado bruto, se
calculará de acuerdo con la siguiente fórmula.
Coste _ Capital _ Invertido
Inmovilizado _ Bruto u TRr (4.10)
b) Una segunda alternativa parte de reconocer el inmovilizado neto como capital
a remunerar.
Al igual que la alternativa anterior podría utilizarse el coste de reposición para valorar
los activos o utilizar el valor de libros, con las mismas implicaciones mencionadas para
el caso del inmovilizado bruto.
En el caso de calcular el inmovilizado neto actual, a partir de los activos a 31 de
diciembre de 1996, se podría calcular restando del inmovilizado neto a dicha fecha,
una amortización acumulada desde ese año aplicando reglas homogéneas para todos
los distribuidores, ello con objeto de laminar el efecto que tendría, en la determinación
de la base de partida de la retribución, las diferentes políticas de amortización que
hayan podido seguir los distintos distribuidores. Además, a dicho inmovilizado neto
actualizado se le añadiría, año con año, el correspondiente a los activos puestos en
servicio desde el año 1997 hasta la fecha, con el mayor desglose posible en cuanto al
tipo de activo, valorados y depreciados hasta la fecha aplicando criterios homogéneos
par todos los distribuidores.
Para lo relacionado a la vida residual media de los activos eléctricos existentes a 31 de
diciembre de 1996, dato necesario para calcular la actualización del inmovilizado neto
a dicha fecha, la misma podría establecerse en 17 años, cifra que fue utilizada en la
Orden Ministerial de 14 de junio de 1999, para establecer, a partir de 1998, el paso de
la retribución vía Marco Legal Estable a la retribución vía modelo de red de referencia.
El coste de capital invertido, atendiendo al criterio de retribuir el inmovilizado neto, se
calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Coste _ Capital _ Invertido
Amortizaci ón Inmoviliza do _ Neto u TRr
(4.11)
65
c) Base Regulatoria de activos (BRA)
Cabe plantearse una tercera alternativa consistente en calcular unos activos
regulatorios netos, o base regulatoria de activos (BRA), como punto de partida. Una
posibilidad para calcular este valor es partir de la retribución percibida en el ejercicio n
por cada sujeto distribuidor i ( R in )
Rin
TRr u BRAin OPEX in Din (4.12)
Siendo:
TRr
Tasa real de remuneración
BRAin
OPEX in
Din
Base regulatoria de activos del ejercicio n del distribuidor i.
Gastos operativos del ejercicio n del distribuidor i.
Depreciación del ejercicio n del distribuidor i.
Dado que tanto BRAin como D in están relacionados, proporcionalmente, con las
correspondientes magnitudes contables del sujeto distribuidor i, ya que si VCL in es el
valor contable en libros de los activos netos en el año n del sujeto distribuidor i, y
DCL in es la depreciación que figura igualmente en los libros de contabilidad en el año n
del sujeto distribuidor i, se tiene que:
BRAin
K u VCLin
(4.13)
Din
K u DCLin (4.14)
Por tanto:
Rin
TRr u K u VCLin OPEX in K u DCLin (4.15)
De donde se puede obtener el valor de K de cada sujeto distribuidor i, ya que son
conocidos los valores del resto de variables. Conocido K se puede calcular el valor de
BRAin y de D in .
La ventaja que presenta el cálculo de la base regulatoria de activos netos (BRA) es
que el punto de partida de la retribución base ( Rin ), que se establecería para cada
sujeto distribuido, quedaría determinado sin que se produzca importantes
modificaciones respecto al nivel de la retribución actual. No obstante, podría
determinarse el valor de BRA partiendo de la retribución de los sujetos distribuidores
en cualquiera de los ejercicios anteriores.
Una vez calculada la base regulatoria de los activos netos (BRA) con esta
metodología, que pretende reducir el efecto de las distintas políticas de amortización
seguidas por las empresas, y que podrían dar lugar a situaciones muy distintas de lo
que son las retribuciones actuales. El tratamiento que se debe dar a los activos netos
así calculados, al inicio de cada periodo regulatorio, deben considerar una vida
residual media para todos los activos del sector para poder contemplar a futuro las
depreciaciones correspondientes de los valores netos iniciales. Al respecto, como se
mencionó en el apartado anterior se debería tomar en cuenta la vida residual media de
las instalaciones existentes, según lo mencionado en la Orden Ministerial de 14 de
junio de 1999.
66
4.3.1.2.2 Factor de Ganancia de Eficiencia
El concepto de eficiencia económica
El factor de ganancia de eficiencia (factor X) constituye una variable de gran
importancia en la determinación de la tarifa, la cual afectará tanto a los productores
como a los consumidores. De ahí la importancia que tiene para el regulador establecer
un valor apropiado para los distintos agentes económicos. Se requiere tener claridad
teórica del concepto de eficiencia económica como también sobre la metodología para
su estimación.
Algunas de las consideraciones que se tiene en cuenta para su cálculo y aplicación
reguladora están relacionadas con la evolución histórica de la eficiencia, la proyección
o potencial crecimiento de la productividad para la empresa regulada, las diferencias
de productividades entre empresas y tamaños, entre los sectores y de la economía en
su conjunto. Además la evolución de los costos de los insumos y de los precios de los
bienes que se generen también inciden en la valoración de este factor.
Una de las metodologías mayormente empleadas en el cálculo del factor X es a través
de la estimación de un factor de productividad total de la economía (FPT o TPF por
sus siglas en inglés) [TOWNXX], fundamentada en la metodología de la contabilidad
del crecimiento.
Otras de las metodologías que han sido ampliamente estudiadas [NÚÑE04], [FARS05]
se mencionan a continuación:
a) Las técnicas de programación no paramétrica (Data Envelopment Analysis), que
emplea la programación lineal (PL). Esta metodología estima la eficiencia relativa de
una empresa en el uso de insumos para obtener el producto.
b) El método de fronteras estocásticas (SFA), señala las desviaciones como resultado
de los errores aleatorios y de la ineficiencia productiva.
Si el factor X aplicado es demasiado bajo, la empresa obtiene beneficios excesivos: la
tarifa es superior a los costos efectivos. Contribuye, como mecanismo de incentivo, a
favorecer la tasa de retorno y beneficios extraordinarios (rentas de monopolio) para la
empresa regulada. Lo cual desfavorece intereses particulares de políticos y de
reguladores si tales ganancias extras no se redistribuyen socialmente. Si este factor de
eficiencia es demasiado alto, la empresa puede tener dificultades financieras, pues la
tarifa no cubriría los costos y gastos operativos.
Específicamente para el caso Español se ha planteado una propuesta de metodología
para el cálculo de la ganancia de productividad a requerir a las empresas
distribuidoras de energía, dicha metodología se presenta a continuación:
El esquema retributivo que se propone para la actividad de distribución está basado en
una fórmula retributiva de regulación por incentivos para cada una de las empresas
(revenue Cap individualizado) en el que se introduce un factor de eficiencia económica
denominado factor x.
El período regulatorio propuesto es de cuatro años, de manera que se permite a las
empresas distribuidoras realizar ganancias en eficiencia adicionales a las requeridas y
apropiarse de parte de las rentas generadas por esas ganancias durante ese período.
67
Modelo de cálculo de los indicadores de eficiencia económica a utilizar.
La propuesta realizada por la Comisión contempla la utilización de dos metodologías
que se describen a continuación:
a) Modelo de cálculo de la productividad promedio del sector (TFPd).
Una de las metodologías que se propuso utilizar, es la de productividad total de
factores (TFP). Esta se calculará sobre la base de los datos individuales aportados por
las empresas. Y contrastando con dos fuentes que permitan evaluar la bondad de los
mismos, la Estadística de la Industria Eléctrica elaborada por el Ministerio y la
contabilidad de las empresas distribuidoras disponible en esta Comisión de las Circular
de la CNE 1/2006 [CNE06]. Escogiéndose los índices que permitan evaluar el
crecimiento de los inputs necesarios para realizar la actividad de distribución en el
sector eléctrico y outputs que se obtienen como resultado de realizar dicha actividad
de distribución en el sector eléctrico. El cociente entre ambos índices, índice de output
entre índice de input, indica la evaluación de la productividad total de factores (TFP)
del sector.
En lo que se refiere a la forma de realizar el cálculo de la productividad total de
factores se plantea utilizar el modelo de estimación directa.
En dicha propuesta se pretende utilizar el método de agregación para la evolución de
los inputs totales y para los outputs totales el método de números índice ideal de
Fisher [CNE04], [CAND01].
Las variables input y output a considerar se presentan a continuación:
Variables Input
9 Coste Laboral.
Mano de obra utilizada por la empresa cada año, desglosando como mínimo el
número de trabajadores sujetos a convenio colectivo y número de trabajadores
compartidos con otras empresas del grupo.
Salario promedio anual del personal a convenio, así como el salario promedio anual
del personal compartido con otras empresas y beneficio sociales promedio anual del
personal de convenio anteriormente detallado.
Promedio respecto al coste total que supone cada una de las partidas anteriormente
detalladas.
9 Capital Utilizado.
Se considera como capital utilizado, el flujo de servicios derivados de los inmovilizados
utilizados para realizar la actividad de distribución.
9 Materiales y servicios.
Se obtendrá como diferencia entre los costes ordinarios de realizar la actividad,
declarados en las contabilidades de las empresas, y los importes reconocidos para
cada año como costes de mano de obra y costes de capital utilizado.
68
De estas magnitudes habrá de ser detallada la cuota que las mismas suponen en el
coste total de realizar la actividad para los materiales y servicios.
Variables Output.
Se definirán como variables output los servicios por los que la empresa recauda
ingresos o por facturación de tarifas y peajes, desglosándose, para cada tipo de tarifa,
lo que se percibe por término de potencia y lo que se percibe por energía, y detallando
también para cada uno de ellos cuánto suponen en la recaudación total de la empresa.
Así mismo, habrán de ser detallados los otros servicios por los que percibe ingresos la
empresa, y cuantificar el volumen toral de dichos ingresos hasta completar el total de
ingresos ordinarios que forma parte de la cuenta de resultados (por ejemplo
acometidas, derechos de enganche, derechos de extensión, alquiler de contadores,
etc.)
Valor del incremento de la productividad.
Una vez calculado el índice de crecimiento de los inputs y el índice de crecimiento de
los outputs, se obtiene el crecimiento de la productividad total como resta de ambos:
Ei
índice _ de _ Outputs índice _ de _ inputs (4.16)
b) Modelo de cálculo de la relación entre la empresa más eficiente y el resto de
empresas (DEA)
Al objeto de evaluar la eficiencia relativa a cada una de las empresas con respecto a la
más eficiente, se propone utilizar un modelo DEA, cuya formulación se presenta a
continuación.
¦ u r y rj 0
r
MaxE
¦ vi xij 0
(4.17)
i
Sujeto a:
¦ u r y rj
r
¦ vi xij
d1
j 1,, n( para _ todo _ j ) (4.18)
i
u r , vi t H
Donde u y v representan los pesos de las variables del problema (y son los outputs y x
son lo inputs), y tienen asociadas restricciones para ser mayores o iguales a una
cantidad positiva pequeña İ, con la finalidad de evitar que una de las variables sea
olvidada o ignorada en el cálculo de la eficiencia. La solución de la ecuación es el valor
de la eficiencia E.
Si E=1, significa que la empresa es eficiente con relación a otras empresas de la
industria, pero si E<1, significa que existen otras empresas más eficientes.
Se pueden descomponer la eficiencia en eficiencia técnica, eficiencia asignativa y
eficiencia total, tal como se presenta en el siguiente gráfico:
69
Gráfica No. 4.1 Definición de Fronteras de eficiencia.
Definiendo la eficiencia técnica como OJ/OR, la eficiencia asignativa como OM/OJ y la
eficiencia total como OM/OR (Donde K/Y representa por ejemplo capital por unidad de
output y L/Y puede representar Mano de Obra por Unidad de Output)
Las variables que van a ser consideradas en la aplicación del modelo DEA para la
actividad de distribución, en principio, se propone que sean las siguientes:
Variables Input:
x
x
x
Potencia instalada en las subestaciones.
Factor de carga de las subestaciones.
Energía adquirida destinada a los clientes propios.
Variables Output.
x
x
x
x
x
Número de clientes, potencia contratada para cada tarifa y zona.
Población y renta media de los municipios suministrados.
Niveles de calidad observados, por aplicación del procedimiento de medida y
control de la continuidad de suministro dado por la Orden ECO/797/2002 [BOE02],
para cada una de las zonas.
Dispersión de los suministros para cada una de las zonas.
Superficie suministrada en cada tipo de zona.
Una vez se obtengan todos estos datos, se resolverá mediante programación la
función objetivo 4.17, sujeta a las restricciones 4.18.
Obteniéndose, para cada una de las empresas, un valor correspondiente al indicador
referencial de eficiencia de la misma.
4.3.1.2.3 Incremento Previsto de la Actividad
El término Y incluido en la fórmula de cálculo de la retribución de la actividad de
distribución, que está asociado al incremento previsto de la actividad durante el
periodo regulatorio, será el resultado de multiplicar, para cada uno de los años de
dicho periodo, el incremento previsto de cada inductor de costes de la actividad de
distribución, entendiendo por tales la demanda de potencia y de energía, el número de
70
clientes y la ubicación de los mismo, por su correspondiente coste eficiente obtenido
de la Información Regulatoria de Costes a presentar por los sujetos distribuidores.
El incremento previsto de la actividad para cada sujeto distribuidor durante el periodo
regulatorio se basará en los planes de desarrollo de la actividad (planes de negocio)
aportados por los mismos, así como en los incrementos de la actividad observados
para cada distribuidor durante el anterior periodo regulatorio. De esta manera se
obtendrá, para cada año, una retribución asociada al incremento de la actividad de
cada sujeto distribuidor.
Para la determinación anual del factor Y para cada sujeto distribuidor, se utilizará, así
mismo, como herramienta de análisis de la eficiencia técnica de las inversiones
previstas ejecutar, el Modelo de Red de Referencia. Un ejemplo de la utilización del
modelo de red de referencia para realizar dicho cálculo se presenta en el siguiente
capítulo.
Cuando el incremento previsto de la actividad de un sujeto distribuidor se refiera a
mercados situados fuera de la zona de distribución habitual de dicho distribuidor, la
retribución correspondiente a dicho incremento de actividad no podrá ser superior a la
que le hubiese correspondido al sujeto distribuidor de la zona.
4.3.1.2.4 Incentivos a la Mejora de la Calidad del Servicio
La retribución de la actividad de distribución de cada sujeto distribuidor incluirá
i
anualmente un incentivo o una penalización ( Qn ) derivado del grado de cumplimiento
o incumplimiento, respectivamente, en el ejercicio anterior, de los valores de los
índices de calidad de servicio TIEPI y NIEPI reglamentariamente establecidos para las
zonas donde ejerza la actividad de distribución.
Para cada sujeto distribuidor, el importe máximo de este incentivo, o en su caso
penalización, en lo que se refiere al índice de calidad de servicio TIEPI, se determinará
como un porcentaje Į de la retribución (Rin) establecida para el ejercicio anterior, sin
considerar en dicha retribución las partidas correspondientes al propio incentivo a la
i
mejora de la calidad de servicio Qn y al incentivo a la reducción de pérdidas Pin1 .
Dicho incentivo alcanzará el valor del +Į% si se obtiene un valor del índice de calidad
de servicio TIEPI menor o igual al X% del valor fijado reglamentariamente y tomará el
valor del – Į%, tratándose por tanto de una penalización si se obtiene un valor del
índice de calidad de servicio TIEPI mayor o igual al Y% del valor fijado
reglamentariamente, variando linealmente el porcentaje Į entre dichos valores X e Y.
Así mismo, para cada sujeto distribuidor, el importe máximo de este incentivo, o en su
caso penalización, en lo que se refiere al índice de calidad de servicio NIEPI, se
i´
determinará como un porcentaje ȕ de la retribución ( Rn ) establecida para el ejercicio
anterior, sin considerar en dicha retribución las partidas correspondientes al propio
i
incentivo a la mejora de la calidad de servicio Qn1 y al incentivo a la reducción de
i
pérdidas ( Pn 1 ). Dicho incentivo alcanzará el valor del +ȕ% si se obtiene un valor del
índice de calidad de servicio NIEPI menor o igual al X% del valor fijado
reglamentariamente y tomará el valor del – ȕ%, tratándose por tanto de una
penalización, si se obtiene un valor del índice de calidad de servicio NIEPI mayor o
igual al Y% del valor fijado reglamentariamente, variando linealmente el porcentaje ȕ
entre dichos valores X e Y. Los valores de Į, ȕ, X e Y serán establecidos mediante
71
Orden Ministerial; al igual que para el incremento previsto de la actividad, en el
siguiente capítulo se presenta un ejemplo práctico de dicho cálculo)
4.3.1.2.5 Incentivo a la Reducción de Pérdidas.
La retribución de la actividad de distribución de cada sujeto distribuidor incluirá
i
anualmente un incentivo o una penalización ( Pn ) derivado del grado de cumplimiento
o incumplimiento, respectivamente, en el ejercicio anterior, del objetivo de reducción
de pérdidas establecido para las zonas donde se ejerza la actividad de distribución.
El objetivo anual de reducción de pérdidas para cada empresa distribuidora se
establece en un Z% de la diferencia entre el porcentaje de pérdidas reales,
i
correspondiente al ejercicio anterior ( Lr ,n 1 ) y el porcentaje de pérdidas obtenido, para
i
dicho ejercicio anterior, por aplicación del Modelo de Red de Referencia ( Lm ,n 1 ).
Para cada sujeto distribuidor, el importe máximo de este incentivo, o en su caso
penalización, se determinará como un porcentaje į de la retribución de la retribución
i´
( Rn ) establecida para el ejercicio anterior, sin considerar en dicha retribución las
partidas correspondientes al propio incentivo de pérdidas y a la mejora de la calidad de
i
servicio ( Qn 1 ).
Dicho incentivo alcanzará el valor del + į% si se producen decrementos del porcentaje
de pérdidas reales iguales o superiores al objetivo fijado y tomará el valor de – į%,
tratándose por tanto de una penalización, si se producen incrementos del porcentaje
de pérdidas reales iguales o superiores al Z% de la diferencia entre el porcentaje de
pérdidas reales correspondientes al ejercicio anterior. El porcentaje de pérdidas para
el ejercicio anterior se calculara por medio del Modelo de Red de Referencia. Los
valores de į, Z serán establecidos mediante Orden Ministerial.
4.3.1.2.6 Desvíos de la Retribución por Revisión de las Previsiones de
Ejercicios Anteriores.
La retribución de la actividad de distribución de cada sujeto distribuidor incluirá
anualmente en su importe los desvíos de la retribución que resulten, en más o en
menos, por revisión de las previsiones de los parámetros correspondientes a los dos
ejercicios anteriores. Dicha revisión afectará, en su caso, al IPC, a la tasa de
remuneración al capital, al incremento de actividad, así como a los incentivos o
penalizaciones relativos a los valores definitivos de la calidad de servicio y de la
reducción de pérdidas.
4.3.2 Borrador de Real Decreto para Establecer la nueva Metodología de
Retribución de la Actividad de Distribución en España.
A la fecha de la realización del presenta trabajo no existe un Real Decreto en el que se
establezcan las reglas claras de la nueva metodología de retribución de la actividad de
distribución de energía eléctrica, únicamente existe un borrador de Acuerdo elaborado
por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio [MITY07], donde se plasman
algunas de las ideas planteadas por la Comisión Nacional y que fueron descritas en el
apartado anterior, a continuación se resumen los aspectos más relevantes de dicha
propuesta sin ahondar en los temas ya que la base es la propuesta presentada
anteriormente:
72
El nivel de retribución de referencia para el cálculo de la retribución de la distribución
se determinara para un período regulatorio de 4 años, y tomara en cuenta las
siguientes consideraciones:
I. Costes de Inversión: Los cuales incluirán un término de amortización lineal del
inmovilizado correspondiente a instalaciones de distribución y un término de
retribución del activo neto de cada distribuidor correspondiente a instalaciones de
distribución y al activo circulante necesario para el desarrollo de su actividad de
distribución.
El término de retribución se determinará en base a una tasa de retribución
calculada según el coste de capital medio ponderado representativo de la
actividad de distribución.
II. Coste de Operación y Mantenimiento de las instalaciones que gestione cada
distribuidor. Para dicha retribución se tomara en cuenta la tipología y
características de las instalaciones de distribución de cada distribuidor.
Estableciendo además que este coste será determinado apoyándose en el
modelo de red de referencia en su versión incremental es decir que tome en
cuenta como punto de partida las instalaciones inventariadas.
III. Otros costes necesarios para desarrollar la actividad de distribución: los cuales
incluirán costes de gestión comercial vinculados a la actividad de distribución
El nivel de retribución de referencia de cada distribuidor podrá ajustarse
atendiendo a la desviación que pudiera producirse entre los costes obtenidos de
la contabilidad y los calculados utilizando el modelo de red de referencia
representativo de la red de distribución eficiente.
En dicho borrador se hace mucho énfasis a la utilización del modelo de red de
referencia como herramienta de ayuda para el cálculo de la retribución (por ello el
siguiente capítulo se dedica a tratar dicho tema), a continuación se menciona los
posibles aspectos en lo que se piensa emplear:
I. Permitirá caracterizar para todo el territorio nacional las zonas donde ejercen la
actividad de distribución cada uno de los distribuidores.
II. Podrá determinar la red de referencia de distribución necesaria para enlazar la
red de transporte, o en su caso de distribución, con los consumidores finales de
electricidad caracterizados por su ubicación geográfica, su tensión de
alimentación y su demanda de potencia.
III. El modelo se utilizará para minimizar los costes de inversión, operación y
mantenimiento, y las pérdidas técnicas, manteniendo los requisitos de calidad
del suministro establecidos reglamentariamente. Estableciendo además que la
metodología para determinar la red de referencia deberá atender a criterios de
planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a suministrar
en cada zona.
IV. El incremento en la actividad de distribución incluida en la retribución
reconocida en lo que se refiere a costes de inversión, costes de operación y
mantenimiento se calculará utilizando el modelo de referencia incremental. Se
utilizará como impulsor de costes la demanda de los consumidores conectados
a las redes de cada distribuidor.
En cuanto a la retribución anual de la actividad de distribución, se plantea que el
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio establecerá anualmente la retribución, que
se calculará de acuerdo a lo siguiente:
La retribución anual de la actividad de distribución reconocida a cada distribuidor en el
año n será determinada de acuerdo con la siguiente fórmula:
73
i
i
i
i
i
R0 1 IPC0 0,01 Y 0 Q0 P0 (4.19)
i
i
i
i
i
i
i
Rn1 Qn2 Pn2 1 IPCn1 0,01 Y n1 Qn1 Pn1 (4.20) Para valores de n=2, 3, 4.
R1
Rn
En donde:
R1n1 Retribución reconocida por la actividad de distribución al distribuidor i-ésimo en
el año anterior. En el primer año de cada periodo regulatorio será el nivel de
retribución de referencia del distribuidor i-ésimo calculado de acuerdo con lo
mencionado anteriormente y no se de detraerán los incentivos a la calidad y reducción
de pérdida del año precedente.
Qin1 Incentivo del distribuidor i-ésimo a la calidad del servicio asociado al grado de
cumplimiento durante el año anterior de los índices de calidad de servicio objetivos. A
estos efectos, se consideraran índices de calidad del año anterior los que
correspondan a los doce mese anteriores al 30 de junio del año anterior. El referido
incentivo a la calidad será una función lineal acotada de la diferencia entre los índices
de calidad que se calculen para cada distribuidor y los respectivos valores objetivos.
Dichos valores se presentan en el anexo 1 de ese borrador y serán presentados más
adelante en este capítulo.
P in 1 Incentivo para el distribuidor i-ésimo por la reducción de pérdidas lograda
durante el año anterior, dicho incentivo se describe en el anexo 2 de dicho documento
y será tratado en este capitulo más adelante.
IPC n1 Variación del índice de precios al consumo durante el año anterior.
Y= Variación de la retribución reconocida al distribuidor i-ésimo asociada al aumento
de la actividad de distribución de dicho distribuidor durante el año anterior.
Sin entrar en más detalle en dicho borrador se recomiendan los niveles de retribución
de referencia. A continuación se presentan los niveles de retribución de referencia
propuestos para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de cada
distribuidor para el período regulatorio 2007-2010.
Empresa
R2007 Miles de Euros
Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U.
1.297.585
Unión Fenosa Distribución, S.A.
603.888
Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A.
123.142
Electra de Viesgo Distribución, S.L.U.
116.750
Endesa(Peninsular)
1.429.484
Endesa (Extrapeninsular)
283.382
FEVASA
133
SOLANAR
111
Total
3.854.475
Tabla No. 4.1 Niveles de retribución de referencia propuestos en el borrador de Real Decreto.
El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio aprobará el método de cálculo de la
variación de retribución reconocida a cada distribuidor asociada al aumento de la
actividad de distribución. Mientras eso no suceda, se propone su cálculo de acuerdo a
la siguiente fórmula:
74
Y in1
R
i
i
n 1 Q n 2 Pin2 1 IPCn1 0,01' Din1 u 0,3 (4.21)
Dónde:
i
Y in1 , Rin1 , Qn2 , Pin2 , IPC n1 Son los parámetros antes definidos.
' Din1 Es el aumento de demanda en las instalaciones de distribución gestionadas por
el distribuidor i-ésimo durante el año n-1 expresado en tanto por ciento.
En el anexo No. 1 de dicho borrador se presenta la fórmula propuesta para el incentivo
de calidad incluida en la nueva metodología de retribución de la actividad de
distribución, ésta se presenta a continuación:
i
Q n1 0,01u Rin1 u D in1 (4.30)
SU
U
RC
RD
D in1
X in1 u iU X in1 u i SU X in1 u i RC X in1 u i RD (4.22)
D n1
D n1
D n1
D n1
i
X in1
X in1
X in1
X n1
j
D in1
ª NIEPI Obj
º
º
ª TIEPI Obj
0,5«10
9
0
,
5
10
9
«
» (4.23)
»
Re al
Re al
TIEPI
NIEPI
¬
¼
¬
¼
j
X in1 ¦ X in1 (4.24)
j
Donde:
D in1 Es el índice de cumplimiento del objetivo de calidad del distribuidor i-ésimo
durante el año n-1.
U
SU
RC
RD
D in1 ,D in1 ,D in1 ,D in1 Son los índices de cumplimiento del objetivo de calidad del
distribuidor i-ésimo durante el año n-1 en las zonas urbanas, semiurbana, rural
concentrada y rural dispersa, definidas en el Artículo 99, apartado No. 4 del Real
Decreto 1955/2000, dichos índices se calcularan según se indica en la fórmula
anterior. Pero se establece que el valor de cada uno de los sumandos será como
máximo 3,0 y mínimo -1,0.
U
X in1 Es la energía suministrada durante el año n-1 a través de las instalaciones de
distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo en zona urbana.
SU
X in1 Es el doble de la energía suministrada durante el año n-1 a través de las
instalaciones de distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo en zona
semiurbana.
RC
X in1 Es tres veces la energía suministrada durante el año n-1 a través de las
instalaciones de distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo en zona rural
concentrada.
75
RD
X in1 Es cuatro veces la energía suministrada durante el año n-1 a través de las
instalaciones de distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo en zona rural
dispersa.
TIEPI Re al , NIEPI Re al Son el TIEPI y NIEPI que se observen en las instalaciones de
distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo pertenecientes a la zona de tipo j
(Urbana, Semiurbana, Rural Concentrada y Rural Dispersa).
TIEPI Obj , NIEPI Obj Son el TIEPI y NIEPI definidos en el Real Decreto 1955/2000, que
y que fueron redefinidos en el Real Decreto 1634/2006 para cada una de las
instalaciones de distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo pertenecientes a la
zona de tipo j (Urbana, Semiurbana, Rural Concentrada y Rural Dispersa). A
continuación se presenta dichos valores:
Zona
TIEPI
NIEPI
Urbana
1,5
3,0
SemiUrbana
3,5
5,0
Rural Concentrada
6,0
8,0
Rural Dispersa
9,0
12,0
Tabla No. 4.2 Valores objetivos de calidad zonal actuales.
En cuanto a los incentivos para la disminución de pérdidas aún no existe ninguna
propuesta en el borrador de Real Decreto.
4.4 Herramientas regulatorias
Para la aplicación, en toda su extensión, de la nueva metodología retributiva propuesta
tanto por la Comisión Nacional de Energía y lo contemplado en el borrador de Real
Decreto se propone la utilización de las siguientes herramientas regulatorias:
4.4.1 La Información Regulatoria de Costes
Información de los costes de inversión y operación incurridos por cada una de las
empresas distribuidoras que permitirá a la Comisión Nacional de Energía efectuar los
análisis necesarios para evaluar la eficiencia económica de cada una de las empresas
distribuidoras. La información necesaria para esta herramienta se ha definido en la
Circular 1/2006, a continuación se presenta un resumen de dicha información sin
entrar en mayor detalle:
Justificación: Los requerimientos de información regulatoria de costes, es necesaria
para cubrir buena parte de las necesidades del regulador de cara a la implementación
del nuevo modelo retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica. Dicha
propuesta de información regulatoria de costes surge como resultado de varias
reuniones efectuadas por la CNE y las empresas distribuidoras.
Una desagregación de los costes hasta sus últimos extremos podría llegar a permitir
conocer los costes en lo que incurre las empresas distribuidoras para la prestación del
servicio de distribución de energía eléctrica para todos y cada unos de los
consumidores conectados a sus respectivas redes. Tal grado de desagregación
únicamente quedaría justificado si se pretendiese aplicar tarifas o peajes distintos para
cada consumidor, que no es el caso. Por el contrario, una desagregación de costes
76
nada o poco exigentes, impediría al regulador acometer cualquier tipo de análisis
sobre la eficiencia de los mismos.
Por tanto, se propuso por la CNE diseñar una información regulatoria de costes que
cubrieran las necesidades de información del regulador con el menor grado de
desagregación posible, evitando recurrir a un desglose artificial de los costes.
La propuesta de información regulatoria de costes en la circular 1/2006, es tal que
permite al regulador obtener, para todas y cada una de las empresas distribuidoras,
información homogénea, objetiva y comparable en cuanto a los costes incurridos por
cada una de ellas se refiere.
Por otra parte, la propuesta de información regulatoria de costes no debe significar,
necesariamente, una doble imputación financiera y analítica, sino que una única
imputación debería ser suficiente para alimentar ambas contabilidades, de modo que
sea posible, también realizar un análisis de coherencia entre una y otra.
La información solicitada en la circular 1/2006 comprende tanto información contable
como información técnica que describe las instalaciones existentes, los crecimientos
de demanda y planes de inversión futuros, estos últimos requerimientos están
relacionados con el desarrollo del modelo de red de referencia, el cual se describirá en
el siguiente apartado. A continuación se presenta los requerimientos de información
relacionada con la información regulatoria de costes, incluida en dicha circular:
9 Información económico-financiera que permita estimar los costes a los que se
enfrentan las empresas distribuidoras en el ejercicio de su actividad.
9 Información de carácter contable que permita homogeneizar, a efectos retributivos,
el inmovilizado a considerar para cada una de las empresas distribuidoras. Esto
con el objeto de evaluar adecuadamente el reconocimiento de su nivel retributivo
inicial.
La desagregación de la información regulatoria se presenta a continuación:
Actividad de Redes
Por Tipo de
Actividad
Actividad de Gestión Comercial y otras actividades realizadas por el Distribuidor
Actividad de operaciones intragrupo
Instalaciones > 36 kV
Por tipo de
Instalaciones
Instalaciones entre 1 y 36 kV
Instalaciones < 36 kV
Otros elementos del inmovilizado
Por Ámbito
Geográfico
A nivel de empresa
Nivel Provincial
Tabla No. 4.3 Desagregación de costes de la información regulatoria de costes
4.4.2 El Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Español
(MRRSEE)
Este se define como el Modelo de optimización de redes de distribución que permitirá
a la comisión Nacional de Energía efectuar los análisis necesarios para, en su caso,
77
evaluar la eficiencia técnica de las redes de distribución existentes de cada una de las
empresas distribuidoras (MRRSEE básico) [IIT06]. También se utilizará para
determinar el incremento de inmovilizado correspondiente a las nueva instalaciones
eléctricas necesarias para atender el incremento previsto de la actividad de cada
empresa distribuidora durante el periodo regulatorio fijado (MRRSEE Incremental).
Igualmente, la utilización del MRRSEE permitirá la fijación de los objetivos de mejora
de calidad de servicio y de reducción de pérdidas. El MRRSEE deberá cumplir los
siguientes requisitos:
a) Deberá determinar la red de referencia fijando únicamente las subestaciones
de transporte existentes y los consumidores.
b) Ser capaz de determinar la red de referencia de tensión inferior a 1 kV fijando
los CCTT existentes y los consumidores.
c) Determinar la red de referencia de tensión entre 1 y 36 kV fijando las
subestaciones de distribución y los CCTT existentes.
d) Determinar la red de referencia de tensión superior a 36 kV fijando las
subestaciones de transporte y de distribución existentes.
e) Deberá determinar la calidad de servicio y el nivel de pérdidas de las redes
existentes.
f) Poder determinar la red de referencia para cualquier nivel de calidad de
servicio.
g) Deberá determinar la red incremental necesaria para atender el crecimiento de
la actividad partiendo de la red existente.
h) En todos los casos, deberá tener en consideración la generación distribuida.
Ambas herramientas regulatorias se apoyarán, así mismo, en el Inventario de
Instalaciones de Distribución y en la Georeferenciación de la Demanda a facilitar por
cada empresa distribuidora con el formato y detalle que se precisa para su utilización
en el MRRSEE. Además de la información disponible del proceso de liquidaciones que
lleva a cabo la CNE, la información resultante del proceso de liquidaciones del
mercado realizado por el OMEL, la información económica financiera remitida por las
empresas eléctricas en cumplimiento de la Circular 1/2006 de la CNE, de la
información sobre continuidad del suministro emanada de la aplicación de la Orden
Eco/797/2002 de 22 de marzo, así como también cualquier otra información disponible
por la CNE en el ejercicio de las funciones que legalmente tiene asignadas.
La información requerida en la circular 1/2006 se refiere tanto a la información
regulatoria de Costes como a información necesaria para elaborar los escenarios de
simulación en el modelo de red de referencia tanto en su versión base cero como en el
caso incremental.
A continuación se enumera la información solicitada en dicha circular relacionada con
el Modelo de Red de referencia:
9 Información que permita la caracterización del mercado de cada una de las
empresas distribuidoras.
o Información relativa a la georreferenciación de la demanda.
o Información de la generación distribuida conectada a sus redes de
distribución.
9 Información que permita la caracterización de las infraestructuras empleadas para
atender dichos mercados.
o Información del inventario de instalaciones de distribución existentes.
o Información relativa a las instalaciones normalizadas.
78
9 Información debidamente justificada sobre las nuevas demandas previstas para el
período regulatorio, detallando la georreferenciación de la nueva demanda, el
volumen de inversión previsto para atenderla y el inventario de instalaciones.
o Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos
horizontales singulares y agregados de demanda).
o Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos
verticales o vegetativos agregados y singulares de demanda).
o Información relativa a las nuevas inversiones e instalaciones destinadas a
atender los crecimientos horizontales y verticales de la demanda.
Uno de los objetivos de esta tesis es como la utilización de los modelos de red de
referencia pueden emplearse para la determinación de parámetros importantes en el
establecimiento de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica.
Por lo que el siguiente capítulo se dedica a la descripción mas detallada del Modelo de
Red de Referencia y se presenta la realización de un ejemplo práctico.
4.5 Conclusiones
Las metodologías propuestas a la fecha, básicamente tratan de corregir los errores
señalados por la aplicación de la metodología actual. Los aspectos más relevantes
encontrados en las propuestas se presentan a continuación:
a) Realizar un estudio por empresa distribuidora considerando las particularidades de
la zona de suministros y considerando la evolución de la actividad de distribución de
esa región especifica y no utilizar valores globales. Esto elimina la necesidad de
utilizar los porcentajes de reparto, con los cuales se asignaba la parte de los ingresos
totales del sistema a cada distribuidor.
b) Se plantean alternativas viables para realizar una depuración ó actualización de la
remuneración base.
c) Se propone una metodología para el cálculo del factor de eficiencia económica
(término conocido como factor X).
d) El factor de evolución del mercado (factor de economía de escala) ha sido incluido
en la fórmula como un parámetro independiente, utilizando para su cálculo el modelo
de red de referencia en su modalidad incremental.
e) En cuanto a los incentivos a la mejora de calidad y reducción de pérdidas, se están
considerando alternativas para determinar dichos incentivos utilizando para ello la
herramienta regulatoria del Modelo de Red de Referencia.
f) Uno de los aspectos fundamentales en los que se basa la nueva metodología
propuesta es la implementación de las herramientas regulatorias. El regulador con
estas herramientas tendrá los siguientes beneficios: i) tendrá una visión clara de la
situación actual de la distribución. ii) podrá orientar mejor la medidas regulatorias en
temas fundamentales como son: eficiencia en la gestión de las distribuidoras,
inversiones óptimas, niveles de calida y pérdidas técnicas óptimas, etc. iii) Reduce las
asimetría de información.
79
5. La Herramienta Regulatoria del Modelo de Red de
Referencia y su aplicación en la determinación de la
retribución de la distribución
5.1 Introducción
Como se mencionó en el capítulo anterior la metodología propuesta para el cálculo de
la retribución de actividad de distribución se apoyara en dos herramientas
fundamentales por una parte la Contabilidad Regulatoria de Costes, utilizada
básicamente para determinar la eficiencia económica y por otra parte el Modelo de
Red de Referencia, la cual será la que se aborde en este capítulo.
Se ha dado mucha importancia a esta herramienta tanto en la propuesta realizada por
la CNE como en el borrador de Real Decreto, en el cual se ha planteado su utilización
para:
I. Permitirá caracterizar para todo el territorio nacional las zonas donde ejercen la
actividad de distribución cada uno de los distribuidores.
II. Podrá determinar la red de referencia de distribución necesaria para enlazar la
red de transporte, o en su caso de distribución, con los consumidores finales de
electricidad caracterizados por su ubicación geográfica, su tensión de
alimentación y su demanda de potencia.
III. El modelo se utilizará para minimizar los costes de inversión, operación y
mantenimiento, y las pérdidas técnicas, manteniendo los requisitos de calidad
del suministro establecidos reglamentariamente. Estableciendo además que la
metodología para determinar la red de referencia deberá atender a criterios de
planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a suministrar
en cada zona.
IV. El incremento en la actividad de distribución incluida en la retribución
reconocida, en lo que se refiere a costes de inversión, costes de operación y
mantenimiento se calculará utilizando el modelo de referencia incremental.
Utilizando como impulsor de costes la demanda de los consumidores
conectados a las redes del distribuidor.
En este capítulo se presenta la realización de un caso práctico analizando la actividad
de distribución una de provincia de España, que por efectos de confidencialidad
únicamente se hará referencia a la provincia “x” ó provincia bajo estudio.
Para la realización del análisis fue necesario realizar un estudio de la situación actual
de la distribución de la provincia, con el objeto de tener una mejor comprensión de los
resultados del análisis.
Básicamente se estudian tres temas asociados con la remuneración propuesta y la
cual fue detallada en el capítulo anterior, estos tres temas son: Los parámetros
asociados al crecimiento de la demanda (Y), los incentivos de pérdidas técnicas (P) y
los incentivos a la calidad de suministro (Q).
El análisis se dividió en dos partes: a) Realizando simulaciones variando la demanda y
dejando fijos los requerimientos de calidad (índices TIEPI y NIEPI) y b) Variando los
índices de calidad y manteniendo constante la demanda. En ambos casos se analizan
como dichos cambios afectan los costes de distribución y las pérdidas.
80
Para la realización de las simulaciones se utilizó la herramienta del modelo de red de
referencia. Esta ha sido desarrollada por investigadores del Instituto de Investigación
Tecnológica, en conjunto con personal de la CNE.
Su desarrollo comprende dos modalidades de análisis. Una el modelo de red de
referencia denominado base cero, el cual diseña las redes a partir de la demanda y su
ubicación geográfica. La otra modalidad es un modelo que parte de las redes de
distribución declaradas por las distribuidoras. En el desarrollo de este capítulo se
describirá con mayor detalle estos aspectos.
5.2 Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico
Para poder realizar el estudio se utiliza el programa informático desarrollado por El
instituto de Investigaciones Técnicas de la Universidad Pontificia de Comillas en
conjunto con personal de la CNE, el cual tiene el objetivo de ser una herramienta
válida en el diseño de una retribución adecuada para la actividad de distribución,
construyendo los MRRSE (Modelo de la Red de Referencia Eléctrico) para diferentes
escenarios. Dicho modelo debe ser capaz de diseñar la red necesaria para abastecer
la demanda en BT, MT y AT desde aquellos puntos de inyección de la red de
transporte con niveles de tensión iguales o superiores a 220 kV.
El MRRSE debe diseñar la red cumpliendo con los requisitos técnicamente exigibles a
las redes de distribución, y minimizando el coste. Las variables fundamentales de las
que depende la función objetivo a minimizar son los costes de inversión, operación y
mantenimiento, y las pérdidas. Además, la optimización está sujeta a restricciones de
calidad (Nivel de tensión y continuidad).
El Modelo de Red de Referencia se ha diseñado para realizar dos tipos de análisis el
Modelo de Red de referencia denominado Base Cero y el otro un Modelo Incremental.
El Modelo de Red de Referencia Base Cero
El MRRSE Base Cero, es capaz de diseñar redes de distribución sin tener en cuenta
la red ya existente. La red teórica se diseñara partiendo de la ubicación, potencia
contratada y energía consumida por los usuarios, de la ubicación de las subestaciones
de transporte y de una librería de instalaciones normalizadas. Esta modalidad de
análisis es la que se ha utilizado para la realización de este ejemplo, por entre otras
causas que el modelo de red Incremental esta aún en fase de pruebas.
El Modelo de Red de Referencia Incremental
El MRRSE, Incremental parte de la red existente junto con las cargas existentes y las
cargas previstas y diseña las ampliaciones y adaptaciones necesarias en la red de
distribución. Tal como se mencionó anteriormente no se hará mayor énfasis en esta
modalidad del Modelo debido a que aún esta en fase de prueba.
A continuación se presenta una pequeña descripción de la información con la cual se
alimenta o es necesaria para realizar los análisis de la modalidad base 0 del MRRSE.
81
5.2.1 Información Básica para la Realización del Análisis
Datos de Entrada
El MRRSEN0 realiza el diseño de las redes tomando una cantidad importante de datos
de entrada: datos de clientes y subestaciones de transporte, una librería de
instalaciones normalizadas y una serie de parámetros técnicos.
El modelo también toma en cuenta las zonas de restricción que se puedan presentar
en ciertas zonas. El modelo intenta cumplir una doble finalidad: i) Reflejar fielmente el
mercado de distribución de energía eléctrica, y; ii) Dar una señal de eficiencia
adecuada en volumen de inversiones, calidad y pérdidas.
Los datos de entrada básicos son:
Datos de clientes y subestaciones de transporte: estos constituyen el conjunto de
datos de entrada básicos para el MRRSEN, la base de datos de clientes esta
georeferenciada e incluye como datos fundamentales la potencia contratada y energía
consumida anual de cada cliente, para el caso de la subestaciones de transporte se
utilizan sus coordenadas georeferenciadas, tensión de salida, potencia instalada y
firme.
Librería de Instalaciones Normalizadas: Para este análisis se utiliza la librería de
instalaciones normalizadas desarrollada por la CNE, tomando como base los datos
concensuados por el sector eléctrico para el modelo de red de referencia Bulnes I.
Parámetros Técnicos y Económicos: Parámetros necesarios para modelar
adecuadamente el mercado servido, entre estos podemos mencionar: parámetros
asociados a las funciones de identificación y modelado de los clientes, coeficientes
técnicos (carga, simultaneidad, pérdidas), coste de la energía, valor de la tasa de
descuento, etc.
Factores de Coste Geográficos: Son factores de costes o restricciones,
fundamentalmente de origen geográfico, por ejemplo orografía, salinidad, etc.
5.2.2 Parámetros Analizados en el Estudio
A continuación se presenta una breve descripción de los parámetros de la propuesta
de retribución de la actividad de distribución, analizados en este capítulo.
Incremento de Demanda (Término Y de la retribución): Uno de los elementos que
fue cuestionado ampliamente a la metodología actual fue el factor de economía (fijado
a un valor de 0,3) de escala que representaba el porcentaje de costes en que incurría
la distribuidora para hacer frente al incremento de demanda (inductor de coste que en
la fórmula de retribución actual es la demanda de energía eléctrica). Además porque
se consideraba un crecimiento de demanda a nivel de país lo cual generaba una señal
errónea y beneficiaba a unos distribuidores que crecían a menor ritmo que la media
nacional y perjudicaba a los que crecían más.
Uno de los objetivos de la utilización del Modelo de red de referencia es entonces la
obtención de un factor basado en un estudio y considerando las particularidades de
cada uno de los distribuidores. En el presente capítulo se muestra el cálculo de este
factor para la provincia x.
82
Incentivos para la reducción de pérdidas técnicas (Parámetro P): Otras de las
críticas a la fórmula de la metodología actual de la retribución es la falta de incentivos
a la reducción de pérdidas, en la actual propuesta se ha incluido un término
denominado “P” asociado a dar incentivos en este tema.
Incentivos para la mejora de la calidad del suministro (Parámetro Q): Al igual que
las pérdidas anteriormente no había ningún incentivo, pero en la actual propuesta
existe un término en la fórmula denominado Q. A continuación se describe con un
poco de mayor detalle este tema dada su relevancia en la tendencia de las nuevas
metodologías de retribución basadas en incentivos, utilizada tanto en España como en
El Salvador.
La continuidad de suministro está íntimamente ligada a las inversiones y a las
prácticas de operación y mantenimiento que realiza la Distribuidora, es por tanto
imprescindible que la regulación de la continuidad de suministro se encuentre ligada a
la regulación y retribución de la Distribuidora por inversiones y costes de explotación.
Debido a que la calidad del servicio tiene un impacto económico en cada uno de los
usuarios finales, es necesario llegar a un compromiso entre los costes para los
usuarios debido a esas causas, y los costes para la distribuidora que supone disminuir
el número de las interrupciones y su duración.
Lo anterior tomando en cuenta, que toda regulación debe cumplir una serie de
objetivos, los cuales se enumeran a continuación:
1. Debe controlar que el nivel de calidad del suministro brindado sea acorde con
la remuneración percibida por la distribuidora.
2. Conseguir que el nivel de calidad de suministro ofrecido sea el óptimo tanto
para los usuarios como para la Empresa.
3. Conseguir que los usuarios se vean beneficiados por las mejoras en la calida,
sin perjudicar a las Distribuidoras.
4. Garantizar que todos los usuarios tengan un mínimo de calidad del suministro.
Debido a que en el nuevo esquema de remuneración propuesto la distribuidora tendrá
incentivos y/o penalizaciones en función de la calidad ofrecida a los usuarios, se hace
necesario también desligar los costes incurridos por la distribuidora en inversiones y
en operación y mantenimiento, estos incentivos/penalizaciones deben además
conseguir que se cumplan los demás objetivos de una regulación de calidad.
Otro objetivo es que el nivel de calidad ofrecido sea el óptimo social. Los
incentivos/penalizaciones que se diseñen deben conseguir que las Distribuidoras,
buscando maximizar su beneficio, inviertan hasta alcanzar el nivel óptimo social. El
Nivel de calidad óptimo social es aquél para el cuál se minimiza el Coste Social Neto
de la calidad [RIVI00]. Estos costes son, por una parte, los costes de inversión y
operación y mantenimiento de las distribuidoras, a los cuales hay que sumar los costes
soportados por los clientes debido a las interrupciones del suministro.
Tomando en consideración lo antes mencionado a cerca de la calida del servicio. El
presente trabajo, pretende mostrar la sensibilidad de la calidad del servicio ante
distintos escenarios de calidad (indicadores de referencia y valores objetivos), fijando
niveles exigibles de calidad y evaluando las inversiones óptimas necesarias para
lograrlos. Es decir que se quiere determinar la relación entre los costes de inversión y
la mejora de la calidad, para tratar de obtener algunos criterios básicos a considerar en
la determinación de los valores a incluir en una remuneración de la distribución basada
en incentivos.
83
Lo anterior mencionado tiene mucha importancia ya que en la mayoría de
remuneraciones actuales casi siempre se encuentra desacoplado el tema de la calidad
con el de la retribución. Por lo que al momento de definir las tarifas o cuando se les
piden cuentas a los distribuidores por las mejoras de calidad, éstas siempre solicitan
más dinero, o que se prorroguen las penalizaciones un período más, argumentando
que no han llegado a niveles aceptables. Esto no ocurriría si el tema de
remuneraciones y la calidad estuviesen ligadas, pues el regulador sabría con
seguridad como contestar a los argumentos de los distribuidores.
Para la realización de este análisis se crearan distintos escenarios variando los niveles
de calidad y manteniendo fija la demanda. Esto con el fin de determinar la sensibilidad
de ésta, en función de los niveles de inversión. Es decir lo que se pretende es construir
la curva de mejora de un indicador de la calidad como puede ser el TIEPI ó el NIEPI,
en función de las inversiones realizadas.
5.3 Metodología del Análisis
Para la realización del estudio se utilizó la siguiente metodología:
a) Caracterización del Mercado de la provincia bajo estudio: En una primera
instancia se realizó una caracterización del mercado necesario para suplir la demanda
eléctrica en la provincia x, esto con la finalidad de conocer las particularidades de la
distribución en dicha zona y poder tener una mejor comprensión de los resultados
obtenidos.
b) Obtención del Modelo de la Red de Distribución Eléctrica Actual:
Los datos utilizados para este ejemplo han sido obtenidos de la información
presentada por las empresas distribuidoras según lo contempla la Circular 1/2006, de
la Comisión Nacional de Energía, sobre la petición de información a remitir por las
empresas distribuidoras de energía eléctricas, para el establecimiento de una nueva
metodología de retribución a la actividad de distribución. En cuanto al tema de los
costos de las inversiones se utilizaron los datos de las instalaciones normalizadas más
actualizadas que se tenían.
c) Modelo de la Red variando algunos parámetros:
Luego de tener la red de referencia se realizaran algunas simulaciones, para tratar de
determinar como afectan dichas modificaciones a la estructura de la red y su
respectiva variación en el costo, las variables modificadas en las simulaciones fueron:
i) Incrementos en la demanda: haciendo este incremento como un porcentaje de la
carga actual, esto con el fin de determinar las inversiones necesarias para hacer
frente al crecimiento de dicha demanda, manteniendo fijos los parámetros de calidad
del suministro.
ii) Variando los objetivos en cuanto a la calidad del Servicio: Se realizaron
simulaciones para determinar los requerimientos de inversión necesarios para
obtener una calidad de servicio objetivo. Con dicha información se pueden obtener
valores de referencia a tomar en cuenta en la fijación de incentivos en el tema de la
calidad del servicio.
d) Análisis de los escenarios: Análisis comparativo de los resultado obtenidos a fin
de establecer curvas típicas de costo de inversión por incrementos de demanda y
curvas de costos de inversión por valores porcentuales en al reducción de indicadores
de calidad.
e) Conclusiones del análisis: Resultados y recomendaciones del análisis
84
A continuación se desarrolla cada uno de los tópicos mencionados en la metodología
empleada:
5.4 Descripción del Mercado y las instalaciones de la
distribución de Energía Eléctrica para atender el mercado en la
Provincia bajo estudio y los indicadores de calidad registrados
actualmente.
Debido a que los costos de la red de distribución depende tanto del mercado servido
por ejemplo nivel de concentración de clientes, zonas geográficas, etc. Y la calidad del
servicio no solo depende del número y tipo de los elementos que constituyen la red,
sino también de su estructura, se hace necesario caracterizar el mercado y las
instalaciones que serán la base del análisis.
Antes de iniciar la descripción de la red de distribución de la provincia bajo estudio, se
debe mencionar que esta descripción inicial se basa en los datos proporcionados por
la empresa distribuidora con cobertura mayoritaria en la zona, por medio de la circular
1/2006.
La zona es distribuida principalmente por una sola empresa distribuidora la cual cubre
un 98,8% del total de los usuarios, el resto es distribuido por pequeñas distribuidoras.
Para la caracterización se seguirá el siguiente orden: Información relacionada a la
demanda, líneas eléctricas de distribución, transformadores de distribución, pequeños
distribuidores y generación distribuida y por último equipos de mejora de la calidad de
servicio.
5.4.1 Clientes y Demandas
Para caracterizar esta parte del mercado se utilizó información proporcionada por la
distribuidora en los formularios correspondientes (según los requerimientos de la
Circular 1/2006), en la cual se incluye únicamente información relacionada con dicha
empresa sin considerar los clientes conectados en la pequeñas distribuidoras, las
cuales se consideran como usuarios finales pero de una tarifa determinada.
La cantidad total de usuarios en dicha provincia son 541.936, de los cuales el 99,90%
corresponde a usuarios en el nivel de baja tensión. Pero, para el caso de la potencia
contratada éstos únicamente representa el 76%. La siguiente tabla muestra los
usuarios y la energía por nivel de tensión:
Nivel de
Tensión
CAT
CBT
CMT
Total
No. de
Usuarios
Potencia
Contratada MW
Energía
Anual MWh
Energía Anual
/ Usuario
[MWh]
Potencia
Contratada/
Usuario [KW]
20
541.372
544
541.936
361
2.915
560
3.836
1.443.003
2.263.761
2.377.236
6.084.000
7.2150,17
4,18
4.369,92
11,23
18.034,00
5,39
1.028,72
7,08
Tabla No. 5.1 Número de Usuarios, Potencia contratada y energía por nivel de tensión
La siguiente gráfica muestra la cantidad de suministros por nivel de consumo para el
nivel de baja tensión.
85
Suministros por Nivel de Consumo
140000
120000
No. Usuarios
100000
80000
60000
40000
20000
>10000
9500-10000
9000-9500
8500-9000
8000-8500
7500-8000
7000-7500
6500-7000
6000-6500
5500-6000
5000-5500
4500-5000
4000-4500
3500-4000
3000-3500
2500-3000
2000-2500
1500-2000
1000-1500
500-1000
0-500
0
Rango de Consumo KWh
Gráfica No. 5.1 Cantidad de usuarios por rango de consumo anual.
Como puede verse en la gráfica anterior el rango que más clientes tiene es el de 0-500
kWh. En este nivel de consumo 36.305 usuarios tienen registrado consumo cero. Para
el resto de los usuarios existe un nivel de consumo mensual promedio de 15 Kwh. Lo
cual se considera que son casas deshabitadas o viviendas que son utilizadas como
dormitorios. Pueden considerarse como una instalación vacía ya que dicho nivel de
consumo es inferior por ejemplo al consumo de una nevera. Esta cantidad de usuarios
con bajo consumo puede modificar sustancialmente los indicadores de factores de
utilización y factores de carga que se presentaran más adelante.
De la información obtenida se han calculado algunos indicadores, para compararlos
con valores promedio de toda España.
Las hipótesis generales consideradas al momento de calcular los indicadores son:
x La información proporcionada por la distribuidora únicamente corresponde a
los suministros propios.
x Para los indicadores se ha considerado únicamente la energía circulada en el
nivel de baja tensión.
x El coeficiente de simultaneidad utilizado para calcular el factor de carga es de
0,4
x Los transformadores con reportados con capacidad instalada igual a cero, se
consideran transformadores propiedad de terceros es decir no son propiedad
de la distribuidora principal.
A continuación se presenta un resumen de los indicadores obtenidos
Zona
Densidad
No.
Hab/Km2
Habitantes/
Suministro
Suministros
/CCTT
KWH/
Suministro
Mensual
Provincia
111,84
1,30
87,26
348,46
España
79
2,00
50,00
375,00
Tabla No. 5.2 Indicadores relacionados a parámetros de población, área y parámetros eléctricos.
86
Como conclusión de la tabla anterior se hacen las siguientes observaciones:
x
x
El indicador de habitantes / suministro es menor que el valor promedio para
España, esto en cierta medida puede explicarse a la gran cantidad de
suministro en el rango de consumo de 0-500 Kwh., lo cual supone que son
casas vacías o que se utilizan como dormitorios.
El indicador de suministros por CCTT es superior a la media de España, esto
puede deberse a que el 99,986% de los usuarios están conectados al nivel de
baja tensión, además al considerar los criterios descritos en el Real Decreto
1955/2000, en relación a la zonificación de las áreas de distribución los
resultados son los siguientes:
Zonificación
% Municipios
Rural Concentrada
32,48%
Rural Dispersa
62,42%
Semi Urbano
4,46%
Urbano
0,64%
Tabla No. 5.3 Porcentaje de municipios en cada zona de distribución.
Lo cual puede interpretarse que son municipios muy dispersos entre si pero
que los usuarios están muy concentrados en el centro de dicho municipio.
x
x
El indicador de factor de utilización es alto, cuando se calcula en base a la
potencia contratada, esto supone que la red esta subdimensionada. Pero
ajustando esta potencia con el factor de simultaneidad el factor de utilización
tiene un valor del 52,42%, lo cual hace pensar que la red esta
sobredimensionada.
El indicador de consumo mensual por usuarios esta próximo al valor medio de
España.
Se realizó un análisis de correlación entre las variables e indicadores, encontrándose
los siguientes resultados:
0,94
Potencia
Contratada
[KW]
Suministros
2
/Km
KWH/Km
Mensual
0,96
0,56
0,67
2
Variables
Población
Población
Densidad
2
[Hab/Km ]
1,00
0,81
0,81
1,00
0,78
0,87
0,88
0,85
0,87
0,90
0,95
No. CCTT
Pot Instalada
[KW]
0,94
0,78
1,00
0,96
0,94
0,96
0,95
0,60
0,69
0,97
0,87
0,96
1,00
0,99
0,99
0,99
0,70
0,79
Clientes
Energía Anual
[Kwh.]
Potencia
Contratada [KW]
0,95
0,88
0,94
0,99
1,00
0,99
1,00
0,75
0,82
0,98
0,85
0,96
0,99
0,99
1,00
0,99
0,66
0,76
0,96
0,87
0,95
0,99
1,00
0,99
1,00
0,72
0,81
2
0,56
0,90
0,60
0,70
0,75
0,66
0,72
1,00
0,97
0,67
0,95
0,69
0,79
0,82
0,76
0,81
0,97
1,00
Suministros/Km
2
KWH/Km
Mensual
No.
CCTT
Pot
Energía
Instalada
Anual
Clientes [Kwh.]
[KW]
Densidad
2
[Hab/Km ]
0,97
0,95
0,98
Tabla No. 5.4 Correlación entre diferentes variable e indicadores.
Como puede verse de la tabla anterior, existe una fuerte correlación entre las variables
de población y los parámetros relacionados con variables eléctricas tales como No. de
transformadores, potencia instalada, clientes y energía consumida, dichas
consideraciones serán útiles al momento de crear los escenarios de análisis futuros.
87
Correlación entre población y Energía
500
450
1,0517
Energía [GWH]
400
y = 1964,9x
2
R = 0,9467
350
300
250
200
150
Energía Anual
100
50
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
Población [Miles]
Gráfica No. 5.2 Curva de regresión que relaciona la población con la energía.
5.4.2 Descripción de las instalaciones de la distribución de energía
eléctrica existentes para atender el mercado en la provincia bajo estudio.
5.4.2.1 Líneas de Distribución
El total de kilómetros de líneas de distribución en la provincia son 5.841, de los cuales
el 78,1% son líneas de distribución aéreas y el 21,9% son subterráneas, todas las
líneas tienen una configuración de un solo circuito. Se hace la aclaración que no se
incluyen las redes de BT. A continuación se presenta una tabla resumen de las líneas
de distribución:
Nivel de
Tensión kV
6
11
25
66
110
Total
% del total
Línea subterránea,
un circuito [Km.]
0,01
53,53
1.226,85
1,2
0
1.281,59
21,9%
Línea Tensada sobre
poste, un circuito [Km.]
0
19,58
3.817,79
11,76
710,33
4.559,46
78,1%
Total general
% del total
0,01
73,11
5.044,64
12,96
710,33
5.841,05
100,0%
0,0%
1,3%
86,4%
0,2%
12,2%
100,0%
Tabla No. 5.5 Resumen de líneas eléctricas de distribución.
5.4.2.2 Transformadores de Distribución.
La cantidad total de transformadores instalados son 6.204. El porcentaje de
transformadores en función de la capacidad instalada y nivel de tensión se presenta
en la siguiente tabla:
Capacidad
Instalada
<15 KVA
>1000 KVA
100-250 KVA
15-25 KVA
250-400 KVA
25-50 KVA
6
Tensión KV
11
Total
25
5
673
1.265
13
706
140
0,08%
11,20%
20,65%
0,21%
11,75%
2,26%
31
664
11,20%
50-100 KVA
4
1.070
17,31%
630-1000 KVA
49
1.087
18,31%
6
428
7,03%
22
16
23
400-630 KVA
No Disponible
% del Total
2
0,03%
2,43%
97,53%
6204
Tabla No. 5.6 Número de transformadores por rangos de capacidad y nivel de tensión.
88
Del total de transformadores el 34,03% esta instalados al intemperie, el 65,96% en
caseta y únicamente el 0,02% es subterráneo.
La capacidad total instalada asciende a 2.224.836 KVA, de los cuales el 75.1% de
dicha capacidad esta instalada en 23 municipios de la provincia que se muestran a
continuación
No. Municipio
No. CCTT
Potencia
Instalada
[KW]
% de la
Potencia
Total
% de la Pot
Acumulada
1
560
307.940
13,84%
13,84%
2
495
236.175
10,62%
24,46%
3
208
116.560
5,24%
29,70%
4
193
115.180
5,18%
34,87%
5
197
101.170
4,55%
39,42%
6
209
90.835
4,08%
43,50%
7
157
85.725
3,85%
47,36%
8
119
82.120
3,69%
51,05%
9
294
75.650
3,40%
54,45%
10
240
58.515
2,63%
57,08%
11
82
51.285
2,31%
59,38%
12
139
48.990
2,20%
61,58%
13
105
37.285
1,68%
63,26%
14
61
35.730
1,61%
64,87%
15
94
35.315
1,59%
66,45%
16
56
29.740
1,34%
67,79%
17
84
28.015
1,26%
69,05%
18
56
26.345
1,18%
70,23%
19
102
25.035
1,13%
71,36%
20
89
21.700
0,98%
72,33%
21
75
21.195
0,95%
73,29%
22
59
21.045
0,95%
74,23%
23
61
19.205
0,86%
75,10%
2469
554.081
24,90%
100,00%
Los demás Municipios
Tabla No. 5.7 Municipios que representan el 75,10% de la capacidad total instalada en la Provincia
bajo estudio.
De los datos analizados por municipios se observa que existe una fuerte correlación
(0.9654) entre las variables de número de habitantes por municipio y la potencia
instalada, lo cual confirma que dicha provincia tiene más clientes del tipo residencial
que industriales.
Otra correlación analizada fue entre la potencia instalada y la densidad de población
por Km2, el valor encontrado fue de 0.8807. Finalmente se realizó la correlación entre
las variables de potencia instalada y área, obteniendo el menor valor de la correlación
0.1778.
A continuación se presenta el gráfico entre la correlación de la potencia instalada y la
población:
89
Correlación entre la Potencia Instalada y la Población
Potencia MVA
Población
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Potencial (Población)
y = 1,8019x 1,0607
R2 = 0,8807
0
20
40
60
80
100
120
140
Población 000
Gráfica No. 5.3 Curva de regresión que relaciona la potencia instalada y la población.
5.4.2.3 Pequeños Distribuidores.
Actualmente existen tres pequeñas distribuidoras de energía eléctrica:
Empresa A: empresa distribuidora de energía eléctrica que tiene actualmente su zona
de distribución en tres de las comarcas de uno de los municipios, ésta distribuidora
tiene registrado aproximadamente 14.703 usuarios, con un consumo de energía total
de 62.825 kWh.
Empresa B: Sobre esta empresa distribuidora no se tiene mayor información,
únicamente datos aproximados de número de usuarios 839 y energía 3.166 kWh.
Empresa C: Al igual que la empresa anterior únicamente se tienen los siguientes datos:
número de usuarios 2.470, energía circulada 6.490 kWh.
5.4.2.4 Generación Distribuida
En la provincia bajo estudio existe en total 52 puntos de generación distribuida.
Instaladas tanto en baja tensión como a nivel de media tensión. La potencia instalada
total de generación distribuida tiene un valor de 676.910 kW. Existen inconsistencia en
los datos de energía por lo cual no se presentan dichos datos.
5.4.2.5 Equipos de Protección y Mejora de la Calidad del Servicio
En relación a este tema la distribuidora ha agregado un código adicional a la
clasificación de equipos de protección descritos en la circular 1/2006. Este nuevo
código asociara los siguientes dispositivos: “interruptor- seccionador”, “interruptor” e
“interruptor - seccionador - reconectador” de cabecera de líneas en la subestación.”
Tomando ésta consideración se presenta un cuadro resumen de los equipos
instalados en la provincia:
Tipo
110kV<=U<=220 36kV<=U<=110 1kV<=U<=36 Total
kV
kV
kV
general
Fusible
Int-Secc-Reco
Seccionador
70
5
1.041
9.272
2.395
1.041
9.347
2.395
Total
70
5
12.708
12.783
Tabla No. 5.8 Resumen de los equipos de protección instalados.
90
Llama la atención que el número de elementos declarados del tipo 6 (nuevo código
agregado), sean el 73,12% del total de los equipos instalados, cuando por lo general
los equipos de protección más utilizados en los sistemas de distribución son los
fusibles. Además considerando lo mencionado en la nota explicativa proporcionada
por la distribuidora respecto al tema, dicho dispositivo corresponde a equipos de
cabeceras de los circuito.
Del total de los equipos relacionados con la fiabilidad se extraen que la longitud
promedio de línea seccionada por equipo de protección son 0,46 Km., y la potencia
promedio por tramo tiene un valor de 300,1 Kw.
No fue posible obtener el valor del inmovilizado actual de la provincia bajo estudio, a
partir de datos contables.
A continuación se presenta el resumen del mercado de la provincia bajo estudio.
Gráfica No. 5.4 Resumen del Mercado de la provincia X.
5.4.3 Nivel de Calidad en la Provincia Bajo Estudio
A continuación se presentan los indicadores de calidad TIEPI y NIEPI registrados
desde el año 2003 al 2006.
TIEPI
NIEPI
Zona
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
U
2,11
1,44
1,06
2,36
1,98
1,49
1,84
2,40
S
3,19
2,08
2,08
3,16
2,48
1,78
2,43
2,36
RC
5,81
3,68
3,34
3,89
3,91
2,6
3,37
3,15
RD
8,98
4,47
4,19
5,45
4,52
2,58
3,15
3,01
Tabla No. 5.9 Indicadores de Calidad provincia período 2003-2005.
Fuente: https://oficinavirtual.mityc.es/CEL/indiceCalidad/provincias.aspx?a=2006&p=43
91
5.5 Comparación entre los resultados del MRRSE base cero y
los valores declarados por la distribuidora en la provincia bajo
estudio
Antes de realizar las simulaciones variando parámetros de demanda y calidad se
realiza una comparación de los resultados del modelo de red de referencia sin
considerar crecimiento de demanda y los declarados por la distribuidora, para ello se
hacen las siguientes aclaraciones:
x
x
x
En el análisis del MRRSE base cero no se ha considerado generación
distribuida.
Las líneas en baja tensión no han sido declaradas por los distribuidores por lo
que dicha información solo se proporciona para los resultados del MRRSE
base cero.
Se ha agradado una nueva categoría de equipos de protección, según lo
declarado por la distribuidora en la nota explicativa correspondiente.
En la siguiente tabla se muestra un resumen de la comparación entre dichos datos:
Equipos
Protección
CCTT
Líneas Subterra
Líneas Aéreas
Energía Anual
Potencia
contratada
Clientes
Elementos de la Red
Instalaciones declaradas
MRRSE0
BT
541.372
541.697
MT
544
546
AT
20
18
Total
541.936
542.261
BT
2.915
2729,13
MT
560
759,1
AT
361
400,86
Total
3.836
3.889
BT
2.263.761
2.446.770,80
MT
2.377.236
1.604.249,88
AT
1.443.003
1.053.460,08
Total
6.084.000
5.104.481
BT
Variación
-0,06%
-1,38%
16,10%
4920,64
MT
3.837
2391,21
AT
722
592,44
Total
4.559
2.984
BT
34,55%
1588,7
MT
1.280
813,64
AT
1
5,06
Total
1.282
819
36,14%
Cantidad
6.204
2.805
45.21%
Potencia Instalada MVA
2.225
1.259
56.58%
Fusibles
1.041
Reconectadotes
10
Teleseñalizadores
271
92
Elementos de la Red
Instalaciones declaradas
MRRSE0
Seccionadores
2.395
3.463
Int-Secc-Reco
9.347
Total
12.783
3.473
Variación
72,83%
Tabla No. 5.10 Comparación entre los resultados del MRRSE base cero y las instalaciones y
parámetros declarados por la empresa distribuidora para la provincia bajo estudio.
Como era de esperar la variación de los datos iniciales relacionados con la demanda
no tienen mucha diferencia. Por ejemplo para el caso del número de usuario existe un
0,06% menos usuarios reportados por las distribuidoras, que los utilizados en el
MRRSE, y la potencia contratada únicamente varía en 1,39%.
Para el caso de la energía existe una diferencia del 16,1% es decir existe más energía
declarada por las distribuidoras que la utilizada en el modelado, encontrando la mayor
diferencia en el segmento de la red de MT.
En cuanto a las líneas solo se comparan las de nivel de MT y AT debido a que no se
tiene información proporcionada por las distribuidoras para las líneas de BT. La
diferencia para el dato de las líneas aéreas es de 34,55%, esto entre otras cosas
puede deberse a:
x
x
x
x
Para el caso del MRRSE se considera que las cargas están ya todas
instaladas, pero en realidad las cargas fueron aumentando poco a poco y en
forma desordenada esto puede causar que las líneas declaradas por los
distribuidores sean mayores.
En dicha zona se ubican pequeños distribuidores que en algún tiempo pudieron
competir en distribución duplicando instalaciones.
Aunque en menor medida la cantidad de líneas pudo haberse visto afectada
por la metodología antigua de retribución. La cual pagaba costos de servicio a
las instalaciones >36 kV., y remuneraba por energía circulada a las
instalaciones < 36 kV, por ejemplo en las líneas con este nivel de tensión (>36
kV) reportadas por las distribuidoras representan el 12.4% del total de las
líneas.
Otros aspectos que pueden influir en el sobredimensionamiento son errores en
la predicción de la demanda, usuarios que tenían expectativas grandes de
crecimiento y no las cubrieron, etc.
Cabe mencionar que para el caso de la simulación del MRRSN base cero, los voltajes
en MT se han normalizado a 20 kV, que para el caso de la provincia bajo estudio, no
afectaría mucho debido a que en MT el 98.3% de las líneas de distribución
corresponde a redes de 20 kV.
Debido a que las redes de BT tienen un porcentaje de participación elevado en los
costes de distribución (alrededor del 20% de todos los costes) se hace muy crítico en
el análisis.
En relación al número de centros de transformación y potencia instalada existe
prácticamente dos veces el número reportado por las instalaciones con respecto al
MRRSE, considerando que este rubro representa un 19% de los costos de las redes
de distribución propiamente dichas, este diferencia puede hacer variar en un 9.5% los
resultados totales del análisis.
93
Estas diferencias en los resultados obtenidos por el MRRSEN puede deberse a los
mismos aspectos comentados para las líneas, agregando además que en el municipio
bajo estudio ha habido migración de empresas que se ubicaban en el centro de la
ciudad, algunas de estas se trasladaron a las afueras creando la necesidad de más
infraestructura eléctrica para proveer el suministro.
La diferencia en la cantidad de equipos de protección es de 78.71%, esta diferencia
prácticamente es debido a la nueva categoría de equipos agregada por el distribuidor
de la zona (Int-Secc-Reco)
Debido a que por el momento el modelo incremental aún esta en fase de prueba, el
cual pudiese ajustar el modelo a las condiciones reales reportadas por los
distribuidores. Se utilizara el MRRSE base cero, considerando este como una
aproximación a las condiciones de red ideales, y encontrando sensibilidades que
pueden aplicarse por comparación a las condiciones reales.
Comparación de los Indicadores de Calidad registrados y los encontrados
con el MRRSEN base 0
A continuación se presentan los indicadores de calidad TIEPI y NIEPI registrados en el
período comprendido de 2003-2005, además se incluye los valores obtenidos por el
MRRSN base cero.
TIEPI
NIEPI
Zona
2003
2004
2005
MRRSEN
2003
2004
2005
MRRSEN
U
2,11
1,44
1,06
1,35
1,98
1,49
1,84
0,78
S
3,19
2,08
2,08
2,22
2,48
1,78
2,43
1,37
RC
5,81
3,68
3,34
4,47
3,91
2,6
3,37
2,1
RD
8,98
4,47
5,82
4,52
2,58
3,15
2,83
4,19
Tabla No. 5.11 TIEPI y NIEPI de la Provincia bajo estudio.
Evolución del TIEPI en la Provincia de Tarragona
2003
2004
2005
Límites
MRRSEN
14
12
TIEPI
10
8
6
4
2
0
U
S
RC
RD
Zona de servicio
Gráfica No. 5.5 Evolución del TIEPI en la Provincia.
Evolución del NIEPI en la Provincia de Tarragona
2003
2004
2005
Límites
MRRSEN
16
14
12
NIEPI
10
8
6
4
2
0
U
S
RC
RD
Zona de servicio
Gráfica No. 5.6 Evolución del NIEPI en la Provincia.
94
En el caso del TIEPI todos los valores encontrados en modelo base cero están por
arriba de los valores de los indicadores registrados en el 2005, con variaciones que
van desde el 7% para el caso semiurbano hasta un 39% para el caso de la zona rural
dispersa. Esto no se cumple para el NIEPI ya que los valores encontrados en la
simulación están por debajo de los indicadores reales variando desde un -10% (RD)
hasta un -58% (U), lo cual nos lleva a suponer que los valores de referencia del NIEPI
están muy altos respecto a los valores registrados actualmente.
No se encontró una correlación fuerte entre las variables de número de
transformadores, potencia contratada, población, área, densidad de suministros por
habitantes, densidades de consumo, etc. con los indicadores de calidad.
5.6 Casos de Simulación variando algunos parámetros en el
Modelo de la Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional
Base Cero.
En el momento del análisis no estaba operativo el modelo de red de referencia
incremental con el cual pudiesen reproducirse las condiciones actuales de la red. Por
lo que el análisis se realizó con el modelo base cero, el cual es válido para obtener
resultados aceptables aún y cuando se consideren condiciones ideales.
Además una de las ventajas de usar el MRRSEN Base 0, es que prácticamente son
datos vírgenes y fáciles de auditar al contrario del modelo incremental.
Los resultados buscados con las diferentes simulaciones son: como afectan al
inmovilizado de las redes y a las pérdidas técnicas, las variaciones de crecimiento de
la demanda y las variaciones en los objetivos de calidad. Esto con el objeto de enlazar
dichos tópicos con en el cálculo de la remuneración de la distribución.
Se plantearon los siguientes escenarios de simulación:
1. Iniciar las simulaciones incluyendo la generación distribuida, esto para ver el
impacto que esta tiene en el costo de las redes de distribución. de dichos
resultados se tomaría la decisión de si las simulaciones se realizan para ambos
escenarios (con y sin GD) o se toma como válido uno de los dos escenarios. La
alternativa de incluir la generación distribuida se descartó por inconsistencias
en la información proporcionada por la distribuidora.
2. Realizar varias simulaciones incrementando la demanda en un x% en cada
simulación, dejando constante los objetivos de calidad. Se recomendó realizar
los incrementos de demanda tomando en cuenta las siguientes
consideraciones:
x Posibilidad de obtener la información de la simulación anterior con el
modelo Bulnes. Esto sería de mucha utilidad ya que puede hacerse
comparaciones de incrementos de demanda reales (dicha información
no pudo obtenerse).
x Para realizar los incrementos de demanda, se propuso utilizar la
información proporcionada por la distribuidora contenida en los
formularios del 4-8 de la circular 1/2006. Tampoco pudo adaptarse
dicha modificación al modelo base cero.
x Por último si no era posible realizarlo de ninguna de las alternativas
anteriores, se propuso aplicar un factor de crecimiento a toda la
demanda, que fue como finalmente se realizó.
3. Dejar constante la demanda y variar los objetivos de calidad.
95
5.6.1 Simulaciones con Incremento de Demanda, manteniendo fija la
Calidad del Suministro
Para las simulaciones se hicieron las siguientes consideraciones:
x
x
x
x
x
Variaciones de demanda desde 0 al 10%, con incrementos de demanda de
0.33% en cada simulación, considerando que todos los usuarios actuales
incrementarían su consumo en la misma proporción.
No se consideró la generación distribuida.
El período de crecimiento de la demanda son tres años, es decir el
inmovilizado necesario para mantener un crecimiento de demanda analizado
por un período de tres años.
Período de vida útil de las instalaciones 40 años.
Tasa de remuneración 5,6%.
Se partió de los siguientes datos de demanda
BT
MT
AT
TOTALES
Número
inicial
Número
puntos
suministro
Potencia
contratada
(MW)
Demanda
pico
(MW)
Energía
consumida
año 0 (MWh)
Factor de
potencia
medio
541697
546
18
542261
203989
783
19
204791
2759,95
728,28
400,86
3889,09
941,71
585,79
400,86
1928,36
2474819,49
1539447,77
1053460,08
5067727,35
0,96
0,96
0,96
0,96
Tabla No. 5.12 Datos de demanda utilizados para las simulaciones.
5.6.1.1 Análisis de los resultados en los elementos de Red y Calidad del
Servicio.
Líneas de de distribución
En cuanto a las líneas los resultados se muestran a continuación (por efectos de
visualización de la gráfica únicamente se presentan los resultados de los escenarios
con un 3, 5 y 10% de variación de demanda):
Km. de línea y costes para cada simulación
10000
9000
Red BT
Red MT
Red AT
Km y Miles €.
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
Aérea
Subterr
3%
Aérea
Subterr
5%
Aérea
Subterr
10%
3%
5%
10%
Costes Miles €
Gráfica No. 5.7 Kilómetros de línea y costes asociados a las líneas.
Cabe aclarar que los costes presentados en el gráfico incluyen coste de inmovilizado,
mantenimiento predictivo y correctivo.
96
Como puede verse en el gráfico anterior la longitud de las líneas construidas por el
modelo se mantiene constante en las simulaciones realizadas. Esto nos indica que los
costes asociados al mantenimiento correctivo y predictivo son prácticamente los
mismos. Pero, se nota un incremento en los costes totales, lo cual se asocia
únicamente al incremento en la sección de los conductores, ya que la longitud de los
circuitos se mantiene prácticamente constante.
Centros de transformación
Para el caso de los centros de transformación hubo incrementos considerables. Por
ejemplo para el caso de la simulación con el 5% se observa que hubo un incremento
del 21% en el número de subestaciones AT/MT respecto a las obtenidas en el análisis
con el 3%. Para el caso de la simulación del 10% del incremento de demanda se
obtuvo un 10%. En el caso de la capacidad instalada como era de esperar en el
escenario de 10%, el incremento fue mayor que con el crecimiento de 5%.
La tabla siguiente presenta los resultados obtenidos (al igual que para el caso de las
líneas únicamente se presentan los resultados de los escenarios de crecimiento del
3,5, y 10%):
Simulación
3%
5%
10%
Número
2.805
2.890
3.119
CCTT
Inmovilizado
5.257
5.449
5.920
Pot Instal MVA
1.260
1.317
1.468
Número
28
34
31
Sub AT/MT
Inmovilizado
Pot Instal MVA
6.805
1520
7.848
1665
8.905
1900
Tabla No. 5.13 Resultados de las simulaciones en relación a las subestaciones.
En las simulaciones de los escenarios del 5% y 10% de variación de demanda, hubo
un incremento considerable en la etapa de la red correspondiente a subestaciones
AT/MT. Este incremento crea una mejora de calidad ya que estos componentes de la
red presentan una fiabilidad muy grande. Además promocionan una mejora en los
indicadores, mayor que cualquier otro proyecto por ejemplo comparándolo con
proyectos de instalación de equipos de protección.
El incremento sustancial de la calidad con la instalación de nuevas subestaciones se
asocia a:
9 Se pueden acortar la longitud de los circuitos de distribución disminuyendo la tasa
de fallos totales, lo cual repercute tanto en la potencia como los usuarios afectados
en cada falla.
9 Se presentan nuevas opciones de mallado.
9 Alternativas de recuperación de cargas entre diferentes circuitos.
Equipos de protección, brigadas y opciones de mallado y Calidad del Servicio.
En el análisis de la calidad del servicio se presentara más adelante, pero en esta parte
se menciona como ha variado la cantidad de equipos, brigadas y mallas para tres
escenarios distintos de incremento de demanda, estos resultados se resumen en la
siguiente tabla.
Ítem
Reconectadotes
3%
5%
10%
Cantidad
10
5
11
Teleseñalizadores
271
241
280
Seccionadores
3463
3282
3962
Total Protecciones
3744
3528
4253
97
3%
Ítem
5%
10%
Cantidad
Brigadas (corr)
12
12
15
Brigadas (prev)
12
12
13
Km. Aéreas
153
138
172
Km. Subter
100
78
113
Mallas
Tabla No. 5.14 Comparación de los equipos de protección resultantes en cada caso de simulación.
Como puede observarse y tal como se esperaba se han incrementado los
requerimientos en equipos de mejora de la calidad esto a pesar de que los indicadores
de calidad se han dejado invariantes como parámetro de la simulación. Por el efecto
del incremento de la demanda existe una parte de inversión considerada como
“Mantenimiento de la Calidad con el incremento de la demanda”, esto no debe verse
como parte de los incentivos de calidad sino más bien como una inversión asociada al
incremento de demanda.
A pesar que los parámetros de calidad se dejaron invariantes en la simulación estos
sufrieron cambios debido a que estos valores fijados corresponden a valore mínimos
exigidos.
Zona
Objetivos de
Calidad
3%
5%
10%
Respecto a objetivos
5%
10%
TIEPI
NIEPI
TIEPI
NIEPI
TIEPI
NIEPI
TIEPI
NIEPI
TIEPI
NIEPI
TIEPI
NIEPI
1,5
2,5
-1,35
-0,78
-0,96
-0,67
-1,42
-0,62
-36%
-73%
-5%
-75%
Semi-Urbana
3
5
-2,22
-1,37
-2,15
-1,36
-2,42
-1,2
-28%
-73%
-19%
-76%
Rural
Concentrado
Rural
Disperso
Polígonos
5
8
-4,47
-2,1
-4,43
-2,27
-4,64
-2,34
-11%
-72%
-7%
-71%
7
11
-5,82
-2,83
-5,99
-3,17
-6,02
-2,73
-14%
-71%
-14%
-75%
1,5
2,5
-0,74
-0,5
-1,24
-0,44
-0,89
-0,28
-17%
-82%
-41%
-89%
Urbana
Tabla No. 5.15 Indicadores de calidad resultantes de las simulaciones.
Los porcentajes de variación de calidad obtenidos variando la demanda no siguen un
patrón definido, en todos los casos disminuyen, pero no en la misma proporción. Lo
que si se cumple en todos los casos es, que están por debajo de los límites
establecidos.
5.6.1.2 Variación de los Costes con el Incremento de la Demanda (factor
de economía de escala):
Análisis de los costes totales
El porcentaje de los costes totales de cada actividad dividida por etapas de la red se
mantiene casi sin variaciones, esto se puede ver en la siguiente gráfica (únicamente
se presentan 3 escenarios):
98
% Respecto al Total de cada Actividad
Red BT
CCTT
Red MT
Subest, AT/MT
Red AT
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
3%
5%
10%
3%
Inm ovilizado (Anual)
5%
10%
Man, Preventivo (anual)
3%
5%
10%
Man, Correctivo (anual)
Gráfica No. 5.8 Porcentaje de Costes asociados a cada sección de la red en función del coste total de
dicho ítem.
De la gráfica anterior se puede observar lo siguiente:
9 Los porcentajes de inmovilizado permanecen casi constantes con una
tendencia a bajar en el caso de la red de BT y un incremento en la red de AT.
9 Como es habitual en la práctica el mantenimiento preventivo en la red de baja
tensión es casi nula, en este rubro la etapa de la red que tiene más porcentaje
es la red de media tensión tanto en líneas como en centros de transformación.
9 Para el caso del mantenimiento correctivo los mayores porcentajes son de las
líneas de MT y AT.
El porcentaje de costes respecto al total obtenidos por cada simulación son
presentados en el siguiente gráfico:
% de Aporte de cada actividad al coste Total
25,0%
Red BT
CCTT
Red MT
Subest, AT/MT
Red AT
20,0%
15,0%
10,0%
5,0%
Crecim iento 3%
Crecim iento 5%
Man,
Correctivo
(anual)
Man,
Preventivo
(anual)
Inmovilizado
(Anual)
Man,
Correctivo
(anual)
Man,
Preventivo
(anual)
Inmovilizado
(Anual)
Man,
Correctivo
(anual)
Man,
Preventivo
(anual)
Inmovilizado
(Anual)
0,0%
Crecim iento 10%
Gráfica No. 5.9 % de costes de cada porción de la red respecto al total de costes.
La gráfica anterior muestra como el inmovilizado de la red de baja tensión representa
el mayor coste, seguido por la red de media tensión para el caso del análisis con
crecimiento del 3%, pero esta situación cambia para los escenarios simulados de
incremento de la demanda, ya que incrementa el costo de las subestaciones AT/MT, y
llegan a ser la sección de la red que posee el segundo lugar en cuanto a costes.
99
De los datos obtenidos en las simulaciones se observó que los costes en las redes de
distribución incrementan con incrementos de demanda. Se hace la aclaración que los
incrementos en los costes corresponden a redes eficientemente desarrolladas, a
continuación se presenta el siguiente gráfico con lo antes mencionado:
MM€
Ecuación de Regresión
70
y = 0,0096x0,5488
CosteAnualMM
60
50
40
Gráfico de la potencia dem andada vrs. la
Inversión
MM€
55
54
53
52
51
50
49
48
47
46
45
44
30
20
10
GWh
0
0
2000
4000
y = 0,0096x0,5488
R2 = 0,9127
4 5 06000
0
C o st eA nualM M
Po t encial ( C o st eA nualM M )
5000
8000
5 5 0 0 M Wh 6 0 0 010000 6 5 0 0
12000
7000
Gráfica No. 5.10 Requerimientos de Costes respecto a la demanda
Al realizar una regresión a los datos se obtiene la ecuación que se muestra a
continuación Costes 0,0096 * D 0.5488 (5.1)
Donde D, representa la demanda.
Si se manipula dicha ecuación podemos obtener la relación de la variación de los
costes respecto a la variación de la demanda:
Costes K * D Fe (5.2)
Ln(Costes) Ln( K * D Fe ) (5.3)
Ln(Costes) Ln( K ) Fe * Ln( D) (5.4)
w ( Ln(Costes)) w ( Ln( K )) w ( Fe Ln( D)) (5.5)
'Costes
'D
(5.6)
Fe *
D
Costes
El exponente de la demanda representa el factor de economía de escala Fe, el cual
significa por ejemplo que para un incremento de demanda del 10% los costos
únicamente incrementan en este factor, que para el caso sería de 5.48%
Para el incremento se han considerado tanto los incrementos en inmovilizado Neto
como los costes de mantenimiento asociados a los mismos por lo que se considera
que dicho monto corresponde a lo que el regulador debería incrementar en la
remuneración en concepto de incremento de la demanda.
El factor de escala encontrado se evaluó tanto haciendo la comparación con la
anualidad de los costes y la demanda, así como también el Valor Actual Neto de los
costes y la demanda. Además se realizó una comparación de cómo evoluciona este
100
factor de escala con la demanda prevista para cada año de estudio (para el caso de
crecimiento de 3%), la gráfica siguiente muestra dichos resultados:
Evolución del Fe respecto a los años en evaluación
2
1,8
1,6
Fe
1,4
Fe
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
1
Años
2
3
Gráfica No. 5.11 Evolución del Fe en cada año de estudio.
Como era de esperar y considerando que el MRRSE encuentra una red que soporte
un crecimiento de demanda considerado y además las restricciones de calidad
impuestas para un horizonte de tiempo especificado (en este caso un horizonte de
tiempo de 3 años). Esto emula como se realizan la planificación de la expansión de las
redes por parte de las distribuidoras. Todas las inversiones para soportar el
crecimiento del período se realizan el primero año. Esto hace que si evaluamos los
costes para la demanda del primer año encontramos un factor de economía de escala
de 1,724.
5.6.1.3 Variación de las Pérdidas con el Incremento de la Demanda
Con respecto a las pérdidas se ha tratado de encontrar la relación entre el incremento
de demanda y las pérdidas, pero además esta involucrada la variable de coste
reconocido, es decir que las pérdidas en este caso no solo dependen del incremento
de la demanda sino también de la cantidad de dinero que se le asocie a la inversión
para suplir dicho incremento.
Se ha realizado un análisis similar al de los costos haciendo la siguiente
consideración: “Los costes reconocidos son lo obtenidos de realizar una optimización
de los recursos en función del crecimiento de la demanda”.
Tomando en consideración lo anterior se obtiene la siguiente gráfica
GWhLosses
Curva de regresión encontrada
800
MWhloss
700
y = 2,3254x0,7518
600
G Whlo s s
Gráfico de kWh de pérdidas vrs. Energía
340
500
320
400
300
300
280
y = 2,3254x 0,7518
R2 = 0,939
260
200
240
100
220
0
P érdidas de Energía
P o tencial (P érdidas de Energía)
21000
20000
19000
18000
17000
16000
15000
14000
13000
GWh Energía
12000
11000
10000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
200
E ne rgí a G Wh
Gráfica No. 5.12 Variación de las pérdidas de energía respecto al crecimiento de demanda
101
La mejor regresión para los datos obtenidos es la función que se muestra en el gráfico
anterior, dada la forma de la curva se ha realizado nuevamente el análisis similar al de
los costes:
kWloss K * D Floss (5.7)
Ln( MWhloss) Ln( K * D Floss ) (5.8)
Ln( MWhloss) Ln( K ) Floss * Ln( D) (5.9)
w ( Ln( MWhloss)) w ( Ln( K )) w ( Floss Ln( D)) (5.10)
'MWhloss
'D
(5.11)
Floss *
D
MWhloss
Que para el caso el Floss 0.7512 , la aplicación de dicho factor se puede ver en un
ejemplo presentado más adelante.
Cabe mencionar que en el análisis la información de pérdidas se obtiene como
resultado de fijar ciertos parámetros, pero que en el modelo de red de referencia no
existe un parámetro en donde se pueda fijar el nivel de pérdidas objetivo, a
continuación se presenta la relación de costes de red en función del porcentaje de
pérdidas.
MM€
Gráfico de kWh de pérdidas vrs. Energía
55
InversionAnualMM
54
Polinómica
53
52
51
50
49
y = -4897,5x 2 + 1132,4x + 1,6555
R2 = 0,79
48
47
46
45
6,4%
6,2%
6,0%
5,8%
5,6%
5,4%
5,2%
5,0%
44
% Pérdidas
Gráfica No. 5.13 Costes de Distribución Vrs. % de pérdidas
La gráfica anterior no tiene que llevar a conclusiones erróneas pues de primera vista
se ve que a medida que se incrementan los costes las pérdidas también incrementan.
Esto es por la forma en que se obtienen las pérdidas, ya que en cada escenario la
demanda se incrementa.
Otros de los aspectos que se pueden notar en la gráfica, es una especia de diente de
sierra que describen los datos, esto esta apegado a la lógica pues a medida que
incrementa la demanda se realizan inversiones las cuales son discretas, estas
inversiones soportan hasta un determinado crecimiento y luego nuevamente es
necesario realizar otras inversiones.
Para efectos de realizar un ejemplo práctico de cómo se pueden formular los
incentivos de pérdidas, se ha tomado la consideración que para el caso anterior el
coste asociado al crecimiento de 10% de la demanda corresponde a mantener las
102
pérdidas con el nivel de inversión de un crecimiento de 0% de la demanda, es decir los
valores de inversión se invierten.
Se estudiaron dos metodologías para los incentivos de la reducción de pérdidas una
basada en el concepto de maximización del Beneficio Social Neto y el otro tratando de
encontrar correlación y regresión entre variables (el cual esta más asociado a la
remuneración a coste de servicio).
Método No.1 Minimizar el Costes Social Neto de las pérdidas.
Existe una metodología de incentivo a la reducción de pérdidas, en el cual lo que se
busca es minimizar el Coste Social Neto. En la gráfica siguiente se muestra lo antes
comentado:
Costes
Coste Social Neto de las pérdidas
1
7
CD(p)
CG(p)
CSN
6
1
1
5
1
1
4
1
3
0
2
Cp
-Cp
0
0
1
0
0
0
0
10
Póptim a 20
30 P(Pérdidas
40)
Gráfica No. 5.14 Coste Social Neto de las Pérdidas.
MinCG ( p) CD ( p) Ÿ
wCG ( p)
wp opt
wCD( p)
wp opt
Cp (5.12)
Donde:
CG(p) Es el coste para el sistema de Generación de producir mayor energía debido a
las pérdidas.
CD(p) Es el costes de inversiones en instalaciones a realizar por la distribuidora para
disminuir las pérdidas.
El valor de Cp corresponde al incentivo para la disminución de pérdidas. En nuestro
caso no es objeto de estudio la parte de los costes de generación, por lo que
únicamente nos centraremos en el análisis de los costes de las inversiones asociadas
a las pérdidas. El hecho que no conozcamos en realidad el punto óptimo para realizar
el análisis no es muy relevante, pues dicho punto lo tiene que encontrar el distribuidor.
Lo que si es de suma importancia en este caso es determinar el punto base y el nivel
objetivo de pérdidas deseado. A continuación se presenta los resultados del análisis
realizado para la provincia bajo estudio. Se a considerando un valor de pérdidas base
de 5.2% (obtenido de la simulación) y pérdidas objetivo de 4%:
103
Gráfico de MM€ vrs. % Pérdidas
MM€
64
InversionAnualMM
Pbase
Derivada en Pérdidas objetivo
59
K
Polinóm ica (InversionAnualMM )
54
2
y = 2188,2x - 860,7x + 91,238
2
R = 0,8888
49
3,0%
3,5%
4,0%
4,5%
5,0%
5,5%
6,0%
6,5%
7,0%
44
% Pérdidas
Gráfica No. 5.15 Incentivo de pérdidas propuesto para la provincia bajo estudio.
Método No.2
simulaciones.
Correlación
y regresión
entre
valores
obtenidos
de
las
Siempre con el objetivo de encontrar una metodología para intentar determinar la
relación que guarda los tres temas analizados hasta el momento: crecimientos de los
costes, demanda y pérdidas.
Como ya se mencionó antes el análisis tanto de las pérdidas como del incremento en
la retribución en inversión varían con el incremento de demanda, por lo que se buscó
una relación entre estas variables. A través de la regresión de los datos se encontró la
siguiente expresión que relaciona tanto los incrementos de demanda como las
pérdidas:
Ln (Costeanual ) 0.91878 u Ln ( EnergíaMWh ) 0.507814 u Ln ( MWhLoss ) 4.03265 (5.13)
Con un R2=0.8; luego manipulando esta expresión llegamos a lo siguiente
wLn (Costeanual ) w (0.91878 u Ln ( EnergíaMWh ) 0.507814 u Ln ( MWhLoss ) 4.03265) (5.14)
'Coste
Coste
'MWhloss ·
'MWh · §
§
¸ (5.15)
¸ ¨ 0.507814 u
¨ 0.91878 u
MWh ¹ ©
MWhloss ¹
©
Esta fórmula puede utilizarse para calcular el incremento en los costes en función del
incremento de demanda y de la disminución o crecimiento de las pérdidas.
El regulador podría verse tentado a determinar una reducción de pérdidas con
respecto a la situación actual, pero no debe de perderse de vista que por el incremento
de demanda hay un incremento de pérdidas (Floos encontrado anteriormente) que
como se dijo antes para un incremento de x% de demanda las pérdidas varían un
0.7512x%, esto es para el caso de la provincia bajo estudio.
A continuación se presenta un ejemplo para explicar lo anterior, supongamos que
queremos determinar el delta de inversión considerando un incremento del 3% durante
3 años y sin incentivos a las pérdidas (es decir que aumenten únicamente por el efecto
del crecimiento de la demanda), la evaluación de la fórmula sería la siguiente:
104
'Coste
Coste
0.91878 u 1 3% 3 1 0.507814 u 1 (0.75) u 3% 3 1
'Coste
= 5.014%
Coste
El cual corresponde aproximadamente al mismo valor que obtendríamos al aplicar la
fórmula que relaciona la demanda y los costes utilizando el factor de economía de
escala (¨Costes / Costes = 0.5488 (¨D / D))=0.5488*9.27%=5.089%) obteniendo una variación en
los resultados del 1.4%.
A continuación se presenta un gráfico con los resultados obtenidos para el caso de un
incremento de demanda del 3%, variando los requerimientos de pérdidas respecto a
las actuales.
MME
Incentivos relacionados con las pérdidas
53
Remuneración obtenida a traves de las
52
¨Inv / Inv = 0.91878*(¨D / D) - 0.507814 (¨MWHLoss / MWHLoss)
51
50
49
48
8 punto significa que para el caso del
Este
incremento de demanda sin ejecutar
otros proyectos orientados a la
reducción de pérdidas estas se
incrementarían
47
46
45
Remuneración con Pérdidas
Remuneración sin perdidas
-11%
-10%
-9%
-8%
-7%
-6%
-5%
-4%
-3%
-2%
-1%
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
9%
10%
44
% variación de pérdidas
Gráfica No. 5.16 Resultados de la ecuación de costes de inversión en función de la variación de
pérdidas y variación de la demanda.
Esta última metodología descrita trata de establecer el costo que generan las pérdidas
para intentar retribuir a las distribuidoras con el monto justo, es decir tratando de
aplicar una especie de coste de servicio para las pérdidas. Se recomienda la
utilización del primer método propuesto, no obstante es importante retomar un
concepto muy importante que puede extraerse de este último método. El regulador no
debe de perder de vista que al incrementar la demanda también las pérdidas
incrementaran. Con los incremento en los costes de distribución asociados a la
variación de la demanda, las pérdidas no llegarían al mismo porcentaje de pérdidas
que se tenían antes.
5.6.2 Simulaciones Manteniendo la Demanda con un Crecimiento igual
para todos los Escenarios, y Variando los Objetivos de Calidad del
Suministro
Para las simulaciones de calidad se realizaron las siguientes consideraciones
105
x
x
x
x
Simulaciones con un crecimiento de demanda de 3% durante un periodo de
tres años, variando los objetivos de calidad respecto a los indicadores bases
actuales.
No se consideró la Generación distribuida.
Período de vida útil de las instalaciones 40 años.
Tasa de remuneración 5,6%.
Las simulaciones se realizaron inicialmente variando el parámetro de NIEPI y dejando
constante el TIEPI, con lo cual se obtuvieron como resultados variaciones tanto en el
NIEPI como en TIEPI, debido a la correlación de los indicadores, los mismos
resultados se obtuvieron al variar el TIEPI y mantener constante el TIEPI.
Finalmente se decidió realizar variaciones en ambos indicadores. Los porcentaje de
variación fueron, 200, 120, 115, 110, 105, 100, 95, 90, 85, 80, 70, 60, 50 %, respecto
a los valores objetivos actuales descritos en el Real Decreto 1634/2006 [BOE06]. De
los resultados obtenidos se estudiaron dos metodologías para el cálculo de incentivos
para la mejora de la calidad:
Método No. 1: Búsqueda de Correlación y regresión de los resultados de las
simulaciones
Al realizar el análisis de regresión a los datos obtenidos se obtuvo una curva del tipo
potencia, con valor de R2 de 0,86. Se obtuvo un factor que relaciona la variación de los
indicadores de calidad (TIEPI y NIEPI) con la variación del costo de distribución.
Siendo este factor la pendiente de la curva que se utilizaría para los incentivos, dichos
resultados tratan de mostrarse en la siguiente gráfica.
MM€
TIEPI Urbano Vrs Inversión
56
54
-0,1442
y = 49,542x
2
R = 0,864
52
50
48
46
44
Costo Anual
Tiepi Objetivo
42
Potencial (Costo Anual)
3
2,5
2
1,5
Tiepi Urbano
1
0,5
40
0
Gráfica No. 5.17 Curva de Regresión del tipo potencial (TIEPI Vrs. Inversión)
Dicho método básicamente lo que describe es como varían los costes de inversión en
función de la variación del indicador utilizado, por lo que no da una idea de los
incentivos que pueden proponerse.
Método No.2: Minimización del Coste Socia Neto.
Este método se basa en [RIVI00]. Los conceptos son similares a los descritos en el
método No. 1 de los incentivos de pérdidas. En el siguiente gráfico se muestra los
componentes involucrados en la minimización del Coste Social Neto:
106
Costes
Coste Social Neto de la Calidad
7
1
I(CAL)
C(CAL)
CSN
6
5
1
1
1
1
4
K
3
1
0
0
2
-K
0
1
0
0
0
30Calidad (CAL)
40
Nivel Óptim o
10 de Calida NOC
20
0
Gráfica No. 5.18 Coste Social Neto de la Calidad.
MinI (CAL) C (CAL) Ÿ
wI (CAL)
wCAL
NOC
wC (CAL)
wCAL
K (5.16)
NOC
Donde:
I(CAL) Es el coste de inversiones de mejora de la calidad por parte de las
distribuidoras.
C(CAL) Es el costes de la falta de calidad para los clientes.
El valor de K corresponde al incentivo óptimo para la mejora de la calidad. En nuestro
caso no es objeto de estudio la parte del coste de la falta de calidad para los usuarios,
por lo que únicamente nos centraremos en el análisis de los costes de las inversiones
asociadas a las mejoras de la calidad. Para este método es de suma importancia
determinar el punto base y el nivel objetivo de calidad. A continuación se presenta los
resultados del análisis realizado para el caso de la provincia bajo estudio para el caso
del TIEPI Urbano, en donde el valor base es 1.5 (valor actual según la normativa
aplicable) y el valor objetivo 0,5:
TIEPI Urbano Vrs Inversión
M M€
56
PROM TIEPI URBANO
2005-2006 = 1,71
54
52
50
y = 3.9145x2 - 16.765x + 62.528
R2 = 0.8872
48
46
Costo Anual
Tiepi Objetivo
Derivada en Tiepi Obj
K
Polinómica (Costo Anual)
44
42
40
3
2.5
2
1.5
Tiepi Urbano
1
0.5
0
Gráfica No. 5.19 Curva de Regresión polinómica de grado 2
La importancia de fijar un nivel objetivo adecuado se muestra en el siguiente gráfico,
en el cual se presenta la sensibilidad de los resultados respecto a diferentes objetivos
de calidad.
107
MM€
TIEPI Semi Urbano Vrs Inversión
60
TIEPI OBJ 1
58
TIEPI OBJ 1,5
56
TIEPI OBJ 2
2
y = 0,7182x - 7,5498x + 63,372
R2 = 0,9139
54
TIEPI OBJ 2,5
TIEPI OBJ 3
52
50
48
46
Costo Anual
Tiepi Base
TIEPI OBJ 3
TIEPI OBJ 2,5
TIEPI OBJ 2
TIEPI OBJ 1,5
7
6
5
4
3
Tiepi Sem i Urbano
2
44
42
40
1
0
Gráfica No. 5.20 Variación de los Incentivos en función de los indicadores objetivos.
Finalmente se encuentra la relación que guardan los indicadores objetivos actuales
con los costos asociados para lograr dichos objetivos, los resultados se muestran a
continuación:
TIEPI
Indicadores de calidad TIEPI Vrs Inversión Tarragona
Urbana
Semi-Urbana
Rural Concentrado
Rural Disperso
12
10
8
6
4
2
0
40,00
42,00
44,00 MM€ 46,00
48,00
50,00
52,00
Gráfica No. 5.21 Indicadores TIEPI Vrs. Costes
Como puede verse para el caso de la provincia de bajo estudio, los valores actuales
de TIEPI están bastante alineados con un único valor de costo de la distribución para
el escenario sin crecimiento de demanda es decir la situación actual
(aproximadamente 47 MM de euros). Además los valores obtenidos son cercanos a
los valores registrados para el 2006.
A continuación se presentan los mismos resultados anteriores pero para el indicador
de NIEPI:
108
NIEPI
Indicadores de calidad NIEPI Vrs Inversión Tarragona
12
Urbana
Semi-Urbana
Rural Concentrado
Rural Disperso
10
8
6
4
2
0
37,00
MM€
39,00
41,00
43,00
45,00
47,00
49,00
51,00
Gráfica No. 5.22 Indicadores NIEPI Vrs. Costes.
Para el caso del NIEPI, los valores registrados están muy desalineados, respecto a un
al monto de inversión que resulto del análisis (aproximadamente 47 MM de euros). De
la gráfica podemos concluir que los indicadores de TIEPI objetivo propuestos son
demasiado altos.
5.7 Análisis de la Provincia “Y”, y resultados globales
Como resultado del análisis realizado a la provincia, la CNE, se intereso en el análisis
de otra provincia Y, con la finalidad de comparar algunos resultados específicamente
lo relacionado con el factor de economía de escala,
Se realizó un análisis para la provincia Y, únicamente para el caso de incrementos de
demanda, manteniendo constante los objetivos de calidad. La curva siguiente muestra
los resultados obtenidos:
MM€
Ecuación de Regresión
160
y =0,4109x0,3548
Coste Anual MM
140
120
100
MM€
12 8
80
60
Gráfico de la potencia dem andada vrs. la
Inversión
12 6
y = 0,4109x0,3548
12 4
R2 = 0,7917
12 2
12 0
40
118
20
116
GWh
0
2000
4000
Coste Anual MM
Potencial (Coste Anual MM )
114
0
6000
8000
112
10000
750
0
12000
8 50 0
M Wh
14000
9 50 016000
18000
10 50 0
Gráfica No. 5.23 Representación gráfica de la ecuación de regresión obtenida para la provincia Y.
109
Realizando un análisis similar al de la provincia descrita anteriormente para la
ecuación obtenida de la regresión
Costes K * D Fe (5.17)
Ln(Costes) Ln( K * D Fe ) (5.18)
Ln(Costes) Ln( K ) Fe * Ln( D) (5.19)
w ( Ln(Costes)) w ( Ln( K )) w ( Fe Ln( D)) (5.20)
'Costes
'D
(5.21)
Fe *
D
Costes
Se obtuvo un factor de economía de escala de 0,3548, el cual esta por debajo del
encontrado para el caso de la provincia analizada inicialmente.
La utilización de dos únicos valores no da una idea clara del posible valor del factor de
economía de escala a nivel de distribución de España. Se pudo utilizar los resultados
de las simulaciones de todas las provincias (al menos una simulación para cada
provincia), realizadas por personal de la CNE en el mes de diciembre de 2006. Los
resultados obtenidos se presentan a continuación:
Regresión de 50 Provincias
250
200
MMEuros
0,608
y = 0,005x
2
R = 0,8338
150
100
50
Inversión
Potencial (Inversión)
0
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
MWh
Gráfica No. 5.24 Ecuación de regresión obtenida de las simulaciones de todas las provincias de
España.
Con lo anterior puede verse que para España, el factor de economía de escala como
promedio tiene un valor de 0.6
5.8 Conclusiones
Las principales conclusiones del estudio presentado en este capítulo son las
siguientes:
9 El diseño de la tarifa eléctrica para clientes residenciales ha sido diseñada
consideran que el valor promedio de consumo por usuario es de alrededor de los
4.500 kWh./mes. Este criterio puede ser erróneo ya que como se puede ver en la
gráfica No.5.1, solo existe un 3.2% del total de los usuarios que realmente tiene
ese consumo.
110
9 Para la provincia x se encontró un factor de economía de escala de 0.54, lo cual
significa que por ejemplo si la demanda crece en un 10%, los costes de
distribución únicamente crecerán un 5.4%.
9 El incremento de los costos debido a la evolución del mercado debe tomar en
cuenta tanto los costes de inmovilizado necesarios para hacer frente al crecimiento
como los costes asociados a la operación y mantenimiento asociados a ese
incremento de red.
9 Existe la posibilidad de duplicar la remuneración asociada al crecimiento horizontal.
Esto puede darse por ejemplo si en el cálculo del aumento de la remuneración
debido a la evolución de la actividad se consideran los crecimientos horizontales, y
por otra parte dicho costos de inversión son cobrados por los distribuidores a los
nuevos usuarios cuando estos soliciten el suministro.
9 Para el caso de la provincia bajo estudio, se encontró que la relación de la
variación de las pérdidas de energía con la variación de la demanda tiene un factor
con un valor de 0,75. Es decir que si la demanda crece un 4%, las de pérdidas de
energía crecerán un 3%
9 La porción de la red que presenta mayores incrementos en los costos al
incrementar la demanda, son las subestaciones de AT/MT. Esto es debido a que
para mantener la calidad del servicio en los valores mínimos establecidos, lo más
lógico es incrementar la porción de la red con menos tasas de fallas.
9 Debido a la importancia del costo de las redes de BT, y lo difícil que resulta tener el
inventario de esas instalaciones, es necesario hacer un análisis detallado la red
utilizando el modelo de red de referencia en su modalidad base cero.
9 El modelo de red de referencia no considera los costes asociados al material
necesario para realizar las reparaciones ni los gastos de los centros de despachos
de órdenes. Es necesario agregar estos rubros a los costos de mantenimiento
correctivo y preventivo (que si son considerados en el modelo) para poder
denominarlos como costes de operación y mantenimiento.
9 El modelo de red de referencia es una herramienta útil para encontrar los valores
base y objetivos tanto de los indicadores de calidad como de pérdidas, así como
también para establecer los incentivos asociados a dichos temas.
9 Para la determinación de los incentivos de calidad adecuados es de suma
importancia tomar en cuenta el nivel de calidad objetivo. Ya que de ello depende la
pendiente de la curva de incentivos. Al utilizar valores objetivos de calidad riguroso
(es decir valores muy bajos), debido a la forma de curva que relaciona los
indicadores con el coste asociado, se obtienen valores de la pendiente de la curva
(que representa el incentivo) elevados, lo cual genera incentivos considerables
para las distribuidoras. Una forma de limitar este problema sería crear un Cap de
remuneración a cierto nivel de calidad.
9 Del análisis realizado a la provincia bajo estudio se observa que los indicadores de
TIEPI medidos por las distribuidoras, tienen aproximadamente el mismo valor que
los indicadores objetivos propuesto y esto a su vez corresponde al nivel de
retribución calculado (ver gráfica 5.21). Lo que significa que la retribución de los
costes de distribución están ajustados a los tiempos de interrupción exigidos.
111
9 La situación anterior no se cumple para el TIEPI, pues los indicadores objetivos
están muy por arriba de los indicadores medidos por las empresas distribuidora y
no se corresponden con el nivel de costes calculado en este estudio (ver gráfica
5.22). Esto supone un problema al momento de diseñar la fórmula para el
incentivo. Debido a que dicha situación pueden dar beneficios a la distribuidora sin
que ésta haya realizado ningún proyecto de inversión para mejorarlos.
9 Los factores de economía de escala encontrados en el análisis realizado a las
provincia estudiadas, tiene valores por debajo de los que normalmente se
presentan teóricamente (por ejemplo en [RYAN03] cuyos valores propuestos son
alrededor del 0.63~0,74), pero si coinciden con el factor encontrado globalmente.
9 El valor del factor de economía de escala global para España encontrado en el
estudio fue de 0,6. Para el caso de la metodología de la retribución propuesta
dicho factor debe ser calculado por empresa distribuidora. Para ello sería
necesario realizar el mismo análisis, considerando únicamente las provincias en
las cuales cada empresa tiene presencia.
9 El Modelo de Red de Referencia Base Cero, a pesar de tener sus limitaciones en
cuanto a que no considera la historia de las redes, es una herramienta valiosa,
debido a que los resultados obtenidos depende únicamente de una fuente de
información prácticamente poco manipulable y relativamente fácil de auditar.
9 Dentro del incremento de los costos de distribución asociados al incremento de
demanda, existen algunos proyectos que están relacionados con la calidad del
suministro, dichos proyectos no deben considerarse como proyectos a la mejora de
la calidad sino como inversiones necesarias para el “mantenimiento de la calidad”.
9 En la comparación de los resultados de las instalaciones declaradas por las
empresas distribuidoras y el modelo de red de referencia base cero se encontraron
diferencias sustanciales en lo que respecta a líneas y centros de transformación.
Esto puede deberse a:
x
x
x
x
x
Para el caso del MRRSE se considera que las cargas están ya todas
instaladas, pero en realidad las cargas fueron aumentando poco a poco y en
forma desordenada esto puede causar que las líneas declaradas por los
distribuidores sean mayores.
En dicha zona se ubican pequeños distribuidores que en algún tiempo pudieron
competir en distribución duplicando instalaciones.
Aunque en menor medida la cantidad de líneas pudo haberse visto afectada
por la metodología antigua de retribución. La cual pagaba costos de servicio a
las instalaciones >36 kV., y remuneraba por energía circulada a las
instalaciones < 36 kV.
Hubo migración de empresas que se ubicaban en el centro de la ciudad.
Algunas de estas se trasladaron a las afueras creando la necesidad de más
infraestructura eléctrica para proveer el suministro.
Errores en la predicción de la demanda, usuarios que tenían expectativas
grandes de crecimiento y no las cubrieron, etc.
112
6. Comparación de las Metodologías Retributivas de la
Distribución de Energía Eléctrica de España y El
Salvador.
6.1 Introducción.
Desde hace más o menos una década, muchos países han llevado a cabo las
reformas del sector eléctrico. Muchas de estas reformas tienen su base en la
separación de actividades de generación y las actividades de red, además de la
introducción de competencia en generación y suministro. Además un número creciente
de países también ha optado por la regulación por incentivo para promover la mejora
de eficacia en las actividades de monopolio tales como la transmisión y distribución.
El Salvador y España, no son la excepción a esta regla. Por una parte España ha
implementado y continúa proponiendo una retribución del tipo limitación de ingresos
(revenue cap por el término en inglés) con una participación activa por parte del
regulador en la determinación de la retribución. Por otra parte, en El Salvador se ha
optado por una metodología del tipo limitación de precios (price cap en inglés), la cual
se va modificando antes de cada revisión tarifaria.
La forma de calcular la base retributiva es distinta en ambos países. En España la
metodología propuesta se apoya fuertemente en las herramientas regulatorias de la
contabilidad regulatoria y el modelo de red de referencia. En El Salvador se aplica una
metodología basada en la conformación de una empresa ideal y la utilización de
programa de simulación de redes eléctricas o la utilización del método de los Sistemas
Eléctricos Representativos (SER). Y que en términos generales dicha metodología se
basa en la experiencia del consultor al que se le encomienda dicho estudio.
El objetivo principal del presente capítulo es tratar de hacer una comparación analítica
entre ambas metodologías, encontrando debilidades y fortalezas de cada una y en la
medida de lo posible realizar recomendaciones.
Primero se hace un breve resumen de las metodologías de ambos países, luego se
presenta una comparación de las mismas y por último se dan algunas
recomendaciones para mejorar dichas metodologías.
6.2 Resumen de las metodologías de Retribución de la
Actividad de distribución de Energía Eléctrica de El Salvador y
España.
6.2.1 El Salvador
La metodología para determinar la retribución esta contenida en el Acuerdo No. 328-E2006 “Normas para la Determinación de los Cargos por el Uso de las Redes de
Distribución”, que fue descrita en el capítulo No. 2, y aquí se presenta un breve
resumen.
a. La SIGET debe realizar sus propios estudios tarifarios, a los efectos de validar o
indicar modificaciones a los cálculos presentados por las empresas, de modo de
asegurar que se cumpla con las metodologías y procedimientos establecidos en la
Ley General de Electricidad, su Reglamento y Acuerdos emitidos por la SIGET
relativos al cargo de distribución.
113
b. El cálculo de los cargos de distribución utilizados para la determinación de los
precios incluidos en los pliegos tarifarios al consumidor final, son revisados y
aprobados por la SIGET cada cinco años, éstos son actualizados de conformidad a
lo establecido en el Art. 90 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, de
acuerdo a la siguiente fórmula:
CDn
§ a * TCn b * IPCn ·
CDo * ¨
¸ (6.1)
IPCo ¹
© TCo
Donde:
CDn : Cargo de distribución ajustado;
CDo : Cargo de distribución en el pliego tarifario vigente;
a : Proporción de los cargos de distribución correspondiente a costos en moneda
extranjera 11;
b : Proporción de los cargos de distribución correspondientes a costos locales;
TCn : Tipo de cambio vigente a la fecha de ajuste;
TCo : Tipo de cambio vigente a la fecha de aprobación del pliego tarifario;
IPCn : Índice de precios al consumidor en el mes inmediato anterior del ajuste; e,
IPCo : Índice de precios al consumidor en el mes en que se realizó el último ajuste
al pliego tarifario.
c. Los cargos de distribución se calculan para las redes e instalaciones de la empresa
y sus ventas correspondientes al año inmediatamente anterior al de aprobación de
los nuevos cargos de distribución, denominado año base del estudio. Por ello, el
dimensionamiento de activos y gastos de operación y mantenimiento deberá
corresponderse con la Capacidad Total de Transferencia (CTT) de dicho año. La
valorización de los activos y la determinación de los costos de operación y
mantenimiento son realizadas a precios de mercado del año base.
d. Los Cargos de Distribución (CDistr) se calculan en base al Costo de Capital Anual
(CCA) y al Costo Total Anual de Operación y Mantenimiento (CTOM). Los CDistr
se obtienen dividiendo los costos anuales de estos rubros para el subsistema
correspondiente a cada nivel de tensión (BT y MT), entre la Capacidad Total de
Transferencia (CTT) de dicho subsistema.
Los cargos de distribución son calculados en forma separada para las redes de
Media Tensión (MT) (600 V<V<115 kV) y Baja Tensión (BT) (V<600 V), y son
expresados en valores monetarios unitarios por mes, específicamente en dólares
de los Estados Unidos de América (US$) por kilovatio (kW) y mes.
El CCA, el CTOM, las pérdidas técnicas y el valor estimado de compensación por
falla, corresponden a redes eficientemente dimensionadas, operadas y
mantenidas. Además los cargos de distribución no incluyen los costos de
facturación, cobranza y similares, los cuales son considerados como parte de los
costos de atención al cliente asociados a la actividad de comercialización.
Los cargos de distribución, con exclusión de las pérdidas de energía son
calculados mediante las expresiones siguientes:
11
A fines de 2000 se aprobó la Ley de Integración Monetaria, que otorga al dólar de los Estados Unidos
curso legal irrestricto con poder liberatorio ilimitado para el pago de obligaciones, y dispone además que
el tipo de cambio será fijo e inalterable, a razón de 8.75 colones por dólar.
114
CDistrMT
CDistrBT
CCAMT CTOM MT (6.2)
CTTBT CTTMT
CCABT CTOM BT (6.3)
CTTBT
Donde:
CDistrMT es el cargo de distribución de la red de MT.
CDistrBT es el cargo de distribución de la red de BT.
CCAMT ,CCABT es el Costo Anual de Capital de la red MT y BT respectivamente.
CTOMMT, CTOMBT es el Costo Total de Operación y Mantenimiento de la
porción de la red MT y BT respectivamente.
CTTMT es la suma de las potencias máximas de los clientes de media tensión.
CTTBT es la suma de las potencias máximas de los clientes de baja tensión.
Las anualidades CCA y CTOM, son expresadas en dólares de los Estados
Unidos; y CTTMT y CTTBT en kW, por lo que CDistr están dados en
US$/kW/año. Para efectos de incluir los cargos en los contratos, los cargos de
distribución son expresados en valores mensuales iguales a un doceavo (1/12)
del CDistr anual determinado por medio de las fórmulas anteriores.
e. El Costo de Capital Anual CCA, también denominado Activo Fijo Bruto (AFB) se
calcula de acuerdo a la siguiente fórmula:
AAFBi
CCAi
ABS i AGDi * FRCi
(6.4)
Donde:
AFBi = Activo Fijo Bruto de la porción de la red i (MT ó BT)
ABSi = Activo Bruto de Servicio de la porción de la red i (MT ó BT)
AGDi = Activos Generales de Distribución de la porción de la red i (MT ó BT)
FRCi = Factor de Recuperación de Capital.
El Activo Bruto de Servicio (ABS) de la empresa está definido como la suma del
Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de los activos eléctricos necesarios para la
prestación del servicio.
El ABS está compuesto por las instalaciones eficientemente dimensionadas para la
prestación del servicio, esto es, que cumplan con las siguientes condiciones: (i) la
cantidad de los activos incorporados es la adecuada para prestar el servicio con la
calidad requerida, (ii) el dimensionamiento de los activos resulta óptimo desde el
punto de vista económico, es decir que minimiza el costo total (costos de inversión,
más pérdidas de energía, más inversiones por calidad de servicio) y (iii) los costos
de los activos incorporados son justificables en comparación con los precios de
mercado.
La valorización del ABS se realiza sobre la base del análisis y optimización del
sistema de distribución en operación al finalizar el año base del estudio.
Para cada segmento del sistema de distribución (red de MT, módulos de
transformación y red de BT) se requiere que la empresa entregue la totalidad de la
información referida a las instalaciones existentes al finalizar el año base del
estudio, de tal forma que pueda aplicarse la metodología de optimización de la red
que SIGET determine.
115
En el caso, que la empresa no cuente con la totalidad de la información
mencionada anteriormente para algún segmento del sistema de distribución, se
utiliza el método de optimización basado en el análisis de Sistemas Eléctricos
Representativos (SER).
Cada empresa y la SIGET aplican en sus respectivos estudios la misma
metodología para el cálculo del ABS para cada segmento del sistema de
distribución.
Independientemente de la metodología adoptada para la determinación del ABS, la
SIGET verifica por medio de una auditoría las cantidades de instalaciones
informadas por la empresa. Como resultado de esa verificación se calcula el Factor
de Ajuste de Instalaciones (FAI), el cual resulta del cociente entre las cantidades
de instalaciones relevadas por la auditoría y las informadas por la empresa. El FAI
se utiliza para ajustar el VNR de las instalaciones eléctricas de la empresa.
El otro componente del Costo de Capital Anual es el término denominado Activos
Generales asignados a Distribución (AGD).
Los AGD corresponden al VNR de instalaciones que, no siendo parte de las redes
de distribución, están directamente afectadas al servicio eléctrico. Ellos están
compuestos por los Activos Generales (edificios administrativos y otras
instalaciones de uso general), Activos Muebles (vehículos, equipos de oficina y
otros activos similares) y Activos Intangibles (estudios generales, material de
capacitación, material de publicidad y otros gastos similares). El cálculo de los
AGD se realiza con base en el concepto de empresa modelo, a través del
procedimiento y criterios establecidos por SIGET.
El FRC es calculado considerando la vida útil promedio ponderada del total de los
activos incluidos en el Activo Fijo Bruto de conformidad a lo dictaminado por la Ley
General de Electricidad. Las vidas útiles que se utilizan, así como también la
metodología de cálculo del factor de recuperación de capital es la definida en el
Acuerdo No. 38-E-2000 (dicho Acuerdo sigue vigente a la fecha).
f.
El Costo Total de Operación y Mantenimiento para cada nivel de tensión (CTOM)
esta compuesto por el Costo Anual de Operación y Mantenimiento de la Red
(CAOM), más el Costo del Capital de Trabajo (CCT), el Costo Indirecto de
Administración de las Instalaciones (Cind) y el Valor Esperado de las
Compensaciones por Falla (VECF).
CTOM i
CAOM i CCTi CInd i VECFi (6.7)
Donde:
CTOMi = Costo Total de Operación y Mantenimiento para cada nivel de tensión.
CAOMi = Costo anual de operación y mantenimiento de la porción de la red i
CCTi = Costo del capital de trabajo de la porción de la red i;
Cindi = Costo Indirecto de Administración de las instalaciones de la red i;
VECFi = Valor Esperado de Compensación por Fallas de la red i;
A raíz de que en cuatro empresas distribuidoras tienen el mismo accionista
mayoritario, se ha establecido que en aquellos casos que se presenten economías
de escala ligadas a la estructura de propiedad de las empresas las mismas
deberán ser consideradas en el desarrollo de la metodología de cálculo y en la
definición de los cargos de distribución.
116
El CAOM, el CCT y el CInd son calculados según la metodología que se determine
para el cálculo del ABS, que se describió antes. El VECF es determinado según se
describe a continuación.
El Valor Esperado de Compensación por Fallas (VECF), representa el costo de la
energía no entregada a los consumidores finales de la red. Para su cálculo se
considera la probabilidad de salida forzada de los elementos correspondientes a
sistemas eficientemente operados y mantenidos, se obtiene del análisis de las
redes de distribución de energía eléctrica.
Al incluirse los VECF en los cargos de distribución, los usuarios deben ser
compensados por todas las fallas reales que el sistema tenga, de acuerdo a lo
establecido en el Artículo 93 del Reglamento de la Ley General de Electricidad.
g. El cálculo de las pérdidas técnicas medias de distribución corresponden a redes
eficientemente dimensionadas, operadas y mantenidas. Serán consideradas en el
cálculo del precio de la energía de la tarifa eléctrica al consumidor final.
La SIGET reconoce porcentajes máximos de pérdidas obtenidos de los estudios de
optimización del sistema de distribución.
A continuación se presenta un diagrama esquemático que resume la metodología
de cálculo.
COSTES DE DISTRIBUCIÓN
Coste de Capital Anual (CCA)
+
Costo Total de Operación y
Mantenimiento (CTOM)
Capacidad Total de Transferencia (CTT)
Activo Bruto de Servicio (ABS)
-Cantidad de Activos
Necesarios para la prestar el
servicio con la calidad
requerida
-Dimensionamiento de los
Activos óptimos desde el
punto de vista económico
-Utilización de Precios de
Mercado
Costo Anual de Operación y Mantenimiento
(CAOM)
- Según Metología utilizada
para calcular El ABS
- Modelo
Incremental
- Sistemas
Eléctricos
Representativos
(SER)
- Redes eficientemente
dimensionadas
- Modelo
Incremental
- SER
- Empresa Modelo
+
Costo de Capital de Trabajo (CCT)
- Desfase de Facturación
- Factores de Ajustes
+
+
Activos Generales de Distribución (AGD)
Costos Indirectos (Cind)
-Concepto de
Empresa Modelo
- Sistema
Uniforme de
Cuentas
- Activos Generales
- Activos Muebles
- Activos Intangibles
x
Factor de Recuperación de Capital
- Tasa de descuento fijada por Ley al 10%
-Concepto de
-Costes de Administración
Empresa Modelo
-Otros Costes 35% del Gasto
-SUC
de Personal
+
Valor Esperado por Compensación por Fallas
(VECF)
- Modelo
- Representa el Costo de
Incremental
Energía No Suminstrada
- SER
- Valoración de la ENS al
200% por Ley
Gráfico No. 6.1 Diagrama esquemático que resume la metodología de Cálculo en El Salvador
117
6.2.2 España
Se continúa con el resumen de la metodología de retribución de España, la cual como
se ha mencionado en el capítulo No. 3, nos centraremos en la propuesta de la nueva
metodología ya que la que actualmente esta vigente ha sido ampliamente cuestionada.
Actualmente no existe un Real Decreto que determine a ciencia cierta como será la
nueva metodología, por lo que en cuanto a este tema en esta tesis se consideran o
evalúan las alternativas planteadas por la Comisión Nacional de la Energía y el
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
En el borrador de Real Decreto se sigue proponiendo una regulación por incentivos del
tipo limitación de ingresos, por un período regulatorio de 4 años. La metodología se
basa en la utilización de dos herramientas que son la Contabilidad Regulatoria de
Costes y el Modelo de Red de Referencia descritos en los capítulos No.3 y 5.
La Contabilidad Regulatoria de Costes es la información de los costes de inversión y
operativos incurridos por cada una de las empresas distribuidoras. Esta permitirá a la
CNE efectuar los análisis necesarios para evaluar la eficiencia económica de cada una
de las empresas distribuidoras. La información necesaria para esta herramienta se ha
definido en la Circular 1/2006.
El Modelo de Red de Referencia, es el Modelo de optimización de redes de
distribución que permitirá a la CNE efectuar los análisis necesarios para evaluar la
eficiencia técnica de las redes de distribución existentes de cada una de las empresas
distribuidoras. Es decir debe evaluar de forma óptima del trinomio de inversiones de la
red de Distribución, Costes de Operación y Mantenimiento y la reducción de pérdidas,
sujeto a las restricciones de calidad del suministro.
La nueva metodología se apoya mucho en el modelo de Red de Referencia, previendo
su utilización en los siguientes aspectos:
a. Permitirá caracterizar para todo el territorio nacional las zonas donde ejercen
la actividad de distribución cada uno de los distribuidores.
b. Podrá determinar la red de referencia de distribución necesaria para enlazar
la red de transporte, o en su caso de distribución, con los consumidores
finales de electricidad caracterizados por su ubicación geográfica, su tensión
de alimentación y su demanda de potencia.
c. El modelo se utilizará para minimizar los costes de inversión, operación y
mantenimiento, y las pérdidas técnicas, manteniendo los requisitos de calidad
del suministro establecidos reglamentariamente. Estableciendo además que
la metodología para determinar la red de referencia deberá atender a criterios
de planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a
suministrar en cada zona.
d. El incremento en la actividad de distribución incluida en la retribución
reconocida, en lo que se refiere a costes de inversión, costes de operación y
mantenimiento. Utilizando como impulsor de costes la demanda de los
consumidores conectados a las redes de cada distribuidor.
118
Los aspectos más relevantes de la nueva propuesta respecto a la actual son:
I. Determinación de los costes de la distribución por empresa distribuidora.
II. La utilización de las herramientas regulatorias.
III. La inclusión de incentivos a la mejora de la calidad y reducción de pérdidas
técnicas.
IV. Cálculo en forma individual del monto asignado al incremento de la actividad para
lo cual se propone utilizar para dicho cálculo el incremento de demanda de
energía.
La retribución anual de la actividad de distribución reconocida al distribuidor i-ésimo en
el año n será determinada de acuerdo con la siguiente fórmula:
R1i
Rin
i
R i0 1 IPC0 0,01 Y i0 Q 0 P i0
i
Rin1 Qn2 (6.8)
Pin2 1 IPC n1 0,01 Y in1 Qn1 Pin1 (6.9) Para valores de n=2, 3, 4.
i
En donde:
R
i
n 1
Retribución reconocida por la actividad de distribución al distribuidor i-ésimo en el
año anterior. En el primer año de cada periodo regulatorio será el nivel de retribución
de referencia del distribuidor i-ésimo y no se de detraerán los incentivos a la calidad y
reducción de pérdida del año precedente.
Qin1 Incentivo del distribuidor i-ésimo a la calidad del servicio asociado al grado de
cumplimiento durante el año anterior de los índices de calidad de servicio objetivos. A
estos efectos, se consideraran índices de calidad del año anterior los que
correspondan a los doce mese anteriores al 30 de junio del año anterior. El referido
incentivo a la calidad será una función lineal acotada de la diferencia entre los índices
de calidad que se calculen para cada distribuidor y los respectivos valores objetivos.
P1n1 Incentivo para el distribuidor i-ésimo por la reducción de pérdidas lograda
durante el año anterior.
IPC n1 Variación del índice de precios al consumo durante el año anterior.
Y Variación de la retribución reconocida al distribuidor i-ésimo asociada al aumento
de la actividad de distribución de dicho distribuidor durante el año anterior.
Como puede verse en la fórmula el término de eficiencia económica sigue
manteniendo un valor fijo de 1%, a pesar de lo recomendado por la Comisión Nacional
de la Energía, la cual planteaba una metodología para el cálculo de dicho factor
(Modelo de cálculo de la productividad promedio del sector (TFPd) y Modelo de cálculo
de la relación entre la empresa más eficiente y el resto de empresas (DEA)).
En el borrador del Real Decreto se han presentado valores de retribución de referencia
iguales a los establecidos para la retribución de la actividad de distribución del año
2007 (Real Decreto 1634/2006), con la única diferencia que se ha incluido a Endesa
(Extrapeninsular).
119
Las alternativas planteadas para la determinación de dichos montos de referencia
pueden dar resultados muy apartados de los valores actuales por lo que se presume
que dichos valores propuestos nos serán cambiados drásticamente.
Los valores de referencia propuestos en dicho borrador de Real Decreto para el
período regulatorio 2007-2010 son los siguientes:
Empresa
R2007 Miles de Euros
Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U.
1.297.585
Unión Fenosa Distribución, S.A.
603.888
Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A.
123.142
Electra de Viesgo Distribución, S.L.U.
116.750
Endesa(Peninsular)
1.429.484
Endesa (Extrapeninsular)
283.382
FEVASA
133
SOLANAR
111
Total
3.854.475
Tabla No. 6.1 Valores de retribución de referencia presentados en el borrador de Real Decreto de la
nueva metodología de retribución de de las empresas distribuidoras.
En cuanto a los incentivos para la mejora de calidad, en el mencionado borrador se
propone una metodología de cálculo, la cual fue descrita en el capítulo No.4, aquí solo
se mencionan los aspectos más relevantes.
I. Los incentivos se plantean como un porcentaje de la retribución de la actividad
de distribución.
II. Debido a la existencia de 4 indicadores zonales, para la determinación de los
incentivos para la mejora de la calidad, se propone ponderar el peso de cada
una de las calidades zonales, utilizando las proporciones de energía circulada
por cada una de las zonas.
III. Los incentivos toman en cuenta los valores de TIEPI y NIEPI de referencia y
los valores de TIEPI y NIEPI alcanzados por los distribuidores.
Para el caso de las pérdidas técnicas de energía, en el borrador de acuerdo no se han
dado valores indicativos o propuesta de metodología.
6.2.3 Resumen de la comparación de ambas metodologías
A continuación se presenta un cuadro resumen que compara las metodologías de
ambos países.
120
Aspectos de
comparación
Entidad Reguladora
España
El Salvador
- Ministerio de Industria, Turismo
y Comercio
- Comisión Nacional de la Energía
(Consultiva)
-Ministerio de Economía
-SIGET
Método de Regulación
Revenue Cap
Price Cap
Período Regulatorio
4 Años
5 Años
Tarifas por Empresa
Distribuidora
Se calcula un monto para cada
una de las distribuidoras, pero al
final es una tarifa de acceso igual
para todo el país
Utilización de la contabilidad
Regulatoria y Modelo de Red de
Referencia
Cada empresa distribuidora tiene
sus propios cargos de acceso
Cálculo de la Base
Retributiva de referencia
Cálculo del Costo de
Capital
Utilizando el Coste Medio
Ponderado de Capital
Inversiones por
Incrementos de la
actividad
Incentivos a la eficiencia
Tratamiento de la
Calidad
Tratamiento de las
pérdidas Técnicas
Utilización de Empresa Ideal,
modelo de Red y metodología de
los Sistemas Eléctricos
Representativos
Fijado por Ley a 10%
Inclusión de un término en la
metodología actual
Price Cap actualizado únicamente
por IPC
Factor de Eficiencia utilizado de
1%
Incentivos a la mejora de la
calidad en la fórmula propuesta
No se incluye
En la nueva metodología
propuesta se incluye un incentivo
para la reducción de pérdidas
Fórmula de actualización
R R
de la retribución
i
i
n
n 1
i
Q
n 2
i
Pn2 1 IPCn1 0,01 Y n1 Q Pn1
i
i
n1
i
No se incluyen y la calidad esta
prácticamente desacoplada de la
base retributiva
El Regulador fija un valor de
pérdidas que se incluirán en la
tarifa si la distribuidora, dicho
valor es propuesto sin tener una
idea clara de las pérdida reales
CDn
b * IPCn ·
§ a * TCn
CDo * ¨
¸
IPCo
© TCo
¹
Tabla No. 6.2 Comparación entre las metodologías de cálculo de la retribución de ambos países.
6.3 Recomendaciones para mejorar la metodología de
remuneración de la actividad de distribución.
6.3.1 España
Para el caso de España se hacen las siguientes recomendaciones:
La metodología propuesta por la CNE y que fue descrita en el capítulo 4, corrige en su
mayoría los problemas que adolece la fórmula retributiva actual, por lo que se
recomienda que esa sea la base para determinar la nueva metodología.
En el Borrador de Acuerdo también presentado en capítulo No. 4, se ha tomado como
base la propuesta de la CNE, pero existen algunos aspectos que se consideran
necesarios y que se han omitido o se les ha asignado a priori un valor prácticamente
arbitrario, las recomendaciones al respecto son la siguientes:
a) A pesar de no tener un valor calculado para el factor X, se recomienda que dicho
factor sea mantenido como una variable o parámetro a determinar aunque para el
primer período se establezca un valor de 1%, pues en el futuro es una variable que
puede ser utilizada para realizar ciertos ajustes o correcciones ó en su caso incentivos
a las empresas distribuidoras.
121
b) Otro de los términos suprimidos en el borrador del Real Decreto, es el de ajustes
por desvíos en las revisiones anteriores. No se sabe el objetivo de eliminarlo, pero
para poder realizar ajustes en lo que se refiere a estimaciones de crecimiento del
mercado, IPC, y otros factores imprevistos que pueden afectar la actividad de
distribución pueden ser contemplados por dicho término.
Para el caso de los incentivos a la calidad, es algo que refuerza mucho la metodología
propuesta en España. En la mayoría de casos donde se aplica regulación por
incentivos, se ha tenido muchos problemas para ser integradas. En el caso de España
se prevé su integración gracias a la utilización del Modelo de Red de Referencia.
Pero se debe tener mucho cuidado al establecer las fórmulas para los incentivos ya
que al no estar acoplado el estudio tarifario con el establecimiento de los indicadores
base, pueden existir ingresos extraordinarios por las empresas distribuidoras o falta de
recursos para invertir en calidad.
Específicamente para el caso de España, y según el estudio hecho para una provincia,
considerando los incentivos propuestos en el borrador de acuerdo, se beneficiarían a
la empresa distribuidora de dicha provincia sin tener que hacer prácticamente nada
para mejorar la calidad.
Para el caso de los incentivos de reducción de las pérdidas técnicas se recomienda
tener en cuenta que por el incremento de la demanda, las pérdidas técnicas
incrementan. Es decir el monto de costo de redes óptimas que se le asignaría a la
distribuidora por incremento de la demanda no es suficiente para llevar las pérdidas al
mismo nivel que se tenían antes. Por lo que es necesario tomar esto en cuenta al
momento de fijar el incentivo a las empresas distribuidoras.
Finalmente, la herramienta del Modelo de Red de Referencia, es una herramienta
fundamental en el desarrollo de la nueva metodología. Esta debe utilizarse
inicialmente para establecer la base o el punto de partida de la situación actual y luego
para dar las directrices o el rumbo de hacia donde se quiere orientar temas
fundamentales en la distribución como lo son la eficiencia, pérdidas técnicas, calidad
del servicio, etc.
No debe perderse de vista que a pesar de que el programa esta dotado de una
cantidad considerables de parámetros que tratan de emular los criterios de un
planificador, siempre esta sujeto a tomar hipótesis erróneas que pueden influir
grandemente en los resultados.
6.3.2 El Salvador
Como un resumen de los aspectos tratados anteriormente y tomando como soporte el
estudio realizado en España utilizando la Herramienta Regulatoria de la Red de
Referencia presentado en el capítulo No. 5, se hacen las siguientes recomendaciones:
9 Cambiar el modelo de regulación por incentivos del tipo limitación de precios al de
limitación de ingresos, observándose las siguientes ventajas: i) Permitiría controlar
de mejor manera la proyección de ingresos en el periodo regulatorio; ii) Permitiría
adecuarse de mejor manera a los planes de ahorro energético que el Gobierno de
El Salvador quiere implementar; y iii) Esto no supondría mayor esfuerzo en el
cálculo ya que en la metodología actual se calcula el ingreso total a retribuir.
9 Introducir incentivos a la disminución de pérdidas técnicas y mejoras en la calidad
del suministro, usando la metodología de minimización de Coste Social Neto.
122
9 Introducir los factores de eficiencia y economía de escala a las fórmulas de
actualización de la retribución.
9 Desarrollo por parte del Regulador de Herramientas Regulatorias como el Modelo
de Red de referencia desarrollado en España. Con las que como pudo mostrarse
en el capítulo No. 5, es posible establecer los parámetros y directrices necesarios
para implementar los cambios propuestos anteriormente. Esto genera los
siguientes beneficios para el regulador:
i) Disminuye la asimetría de información.
ii) Permite establecer valores indicativos de pérdidas y calidad del Suministro
sobre los que puede apoyarse para responder a posibles argumentos de parte
de los distribuidores.
iii) Al dotarse de herramientas como estas, el regulador puede en un proceso
continuo afinar la metodología en cada revisión tarifaria.
iv) Darle un seguimiento anual a la evolución de la calidad y los niveles de
pérdidas y tomar acciones correctivas con mayor flexibilidad que si se espera a
finalizar el período regulatorio. Esto no supone un cambio regulatorio que
genere incertidumbre al distribuidor sino más bien evaluar por ejemplo la
efectividad de las inversiones realizadas por el distribuidor en lo que respecta a
la calidad; y
v) Debido a que es un país pequeño, en donde la transmisión de electricidad es
también como en la mayoría de países del mundo un monopolio natural
regulado, permitiría analizar el sistema nacional en conjunto apoyando también
al regulador en lo que concierne a la retribución de la transmisión. Además de
realizar una coordinación y niveles de responsabilidad de la participación de
ambos sistemas de red por ejemplo en la calidad del suministro.
9 Revisar el valor de la tasa de remuneración de capital. Utilizando para ello el
sistema uniforme de cuentas, estados de resultados y toda la información
financiera necesaria para realizar dicha revisión.
9 Adecuar la base retributiva al nivel de calidad de referencia. Siempre se asocia a la
remuneración una red de referencia que cumpla con los indicadores de calidad
establecidos por el regulador. Dicha condición considera que la remuneración es
suficiente para que las distribuidoras lleguen a los niveles de calidad indicada sin
más recursos que los aprobados en esta revisión.
Sin embargo, siempre quedan cabos sueltos en relación a este tema e
incertidumbre en la metodología de cálculo de dicha remuneración. Luego de
aprobados los cargos las distribuidoras presentan cuanto han invertido y los
indicadores y estos siempre sostienen o argumentan que en lugar de que sean
penalizados, dicho monto sea reinvertido en las redes, esto supone dos fallos:
a) Si ya se le reconocieron los recursos adecuados para que pueda llegar a los
niveles de calidad exigidos, no puede seguir tolerándose este tipo de argumentos.
b) Esto parece contradictorio ya que al permitírseles reinvertir lo que
supuestamente era la penalización por no haber hecho los esfuerzos necesarios
para mejorar la calidad, se les esta incentivando a tener indicadores que difieren
mucho de los niveles exigidos ya que entre más alejados estén aparentemente
más dinero tendría que “volvérseles a dar”.
123
El tema de la relación de la calidad y la remuneración no se puede ver como temas
separados. De la revisión tarifaria se debería establecerse los niveles de calidad
objetivos y estos deben estar acorde con los niveles de calidad actuales y agregar
incentivos para llegar a los niveles objetivos.
6.4 Conclusiones
6.4.1 España
La metodología propuesta básicamente trata de mejorar los aspectos por los cuales la
metodología actual fue ampliamente criticada, a continuación se trata de hacer un
análisis crítico de los aspectos fundamentales tratados:
a. La utilización de un porcentaje de incremento de demanda global para todas
las empresas distribuidoras: Esto trata de ser corregido utilizando una
metodología que propone la realización de cálculos separados para cada empresa
utilizando crecimientos de la actividad de distribución de cada una de las zonas
servidas por el distribuidor. Además esto evitaría la utilización de los porcentajes
de reparto usados actualmente.
b. Determinación de los montos de retribución de referencia ó puntos de partida
del periodo regulatorio: A pesar de que se han propuesto tres alternativas para
dicho cálculo por parte de la CNE, en el borrador de Real Decreto, se mantienen
los valores establecidos en el Real Decreto 1634/2006, por medio del cual se
establece la tarifa eléctrica para el año 2007, esto hace suponer que el Ministerio
no pretende cambiar sustancialmente estos montos. Esto es razonable pues
crearía una incertidumbre regulatoria a los distribuidores.
Otra razón podría ser que el cálculo de dichos valores de referencia utilizando las
herramientas regulatorias, aún no están del todo operativas, y además llevaría un
tiempo considerable realizar los cálculos, lo cual podría retrasar los planes de
implementación de esta nueva metodología. Se prevé que para posteriores
revisiones los cálculos de dichos valores de referencia serán el resultado de
cálculos basados en las herramientas propuestas.
c. Utilización de las Herramientas regulatorias: Esto supone un gran avance en la
disminución de la asimetría de información pues permite al regulador tener
parámetros o límites de por donde va la tendencia de la actividad de distribución, o
crear las sendas por donde quiere que la distribución en España vaya. Esto no
significa que el regulador tiene que jugar el papel de planificador de las redes
puesto que es el Distribuidor quien tiene tanto el personal como la experiencia
necesaria para saber que hacer con sus redes.
Los beneficios por parte del regulador es que puede tener parámetros indicativos
de hacia donde quiere llevar temas claves de la actividad de distribución, por
ejemplo en el tema de calidad de servicio, pérdidas técnicas, eficiencia económica,
etc., lo cual redundaría en un beneficio para todos los consumidores y el país en
general.
d. Determinación de los incrementos de remuneración asociados al incremento
en la actividad de distribución: Con la utilización de las nuevas herramientas
regulatorias y el cálculo de costes por empresa, se puede enviar señales de
eficiencia en cuanto a este tema. Reduciendo el posible riesgo por una parte de
dar menor incremento de retribución que el que el distribuidor realmente necesita
124
para hacer frente a los crecimientos de demanda, y en el caso contrario se puede
detectar más fácilmente si el distribuidor esta obteniendo beneficios extraordinarios
en este tema.
e. Incentivos a la reducción de pérdidas: Esta parte de la metodología de la
retribución es muy bien vista debido a que puede permitir obtener ganancias tanto
al distribuidor como al consumidor, es decir se maximiza el beneficio social.
f.
Incentivos a la mejora de la Calidad del Servicio: Este es uno de los principales
avances de la metodología propuesta, en la cual contempla objetivos para mejora
de la calidad, ya que este es uno de los puntos que se critica a los modelos
regulación por incentivos, en la cual el distribuidor puede incrementar sus costos
(mejorando sus beneficios) a costa de desmejorar la calidad de sus instalaciones.
Dichos incentivos deben ser tales que como se mencionó para la pérdidas
permitan maximizar el beneficio social. Además este es un tema que esta bajo
estudio en la mayoría de los países que han adoptado la regulación por incentivos
ya que la determinación de tarifas tomando en cuenta los valores reales de calidad
es muy difícil de determinar, y es un tema que hace más evidente el problema de
la asimetría de información.
Tal y como se describió en el capítulo 5, los incentivos de mejora de la calidad,
pueden establecerse utilizando la herramienta de Modelos de Red de Referencia,
con los cuales se puede encontrar una curva que relacione los costes de
distribución asociados a una mejora de la calidad, y valores de referencia o valores
actuales de donde se parte en cada período regulatorio.
A continuación se hace un análisis de la fórmula propuesta en el borrador de
Acuerdo que ha sido descrito en el capítulo No. 4:
I. La actual propuesta contempla la utilización de ponderación de la energía
circulada en cada una de las zonas para obtener el índice de cumplimiento
del objetivo de calidad del distribuidor i-ésimo durante el año n-1. Este
término es muy importante, pero no se presenta mayor detalle de cómo
fueron calculados dichos factores de ponderación.
II. Los valores de la retribución asociados a la mejora de la calidad deben estar
acorde a la calidad registrada en ese momento en las redes. En el análisis
realizado a la provincia mencionada en el capítulo No.4, los valores de NIEPI
objetivo están por arriba de los valores registrados actualmente por el
distribuidor. Esto supondría según la fórmula propuesta un incentivo a favor
del distribuidor sin que el distribuidor tenga que hacer ninguna inversión.
La metodología propuesta en [RIVI00], se apega mucho a la utilización de los
modelos de red de referencia. Esta tesis recomienda utilizar dicha metodología
para la determinación del incentivo. A manera de ejemplo se han utilizado
datos de la actividad de distribución de la provincia x para determinar los
valores de incentivos que correspondería a dicha provincia utilizando la fórmula
del borrador de Real Decreto y posteriormente se muestran los resultados que
se obtendría aplicando la metodología de minimización del coste social neto.
La gráfica siguiente muestra los incentivos de calidad que se tendría para
diferentes escenarios de variación de los índices de calidad según la fórmula
propuesta en el borrador del Real Decreto.
125
MM€
Incentivos a la calidad según la fórmula del Real
Decreto
9.0
Qn-1
7.0
5.0
3.0
1.0
-1.0
-3.0
% Variación de los inidicadores en las simulaciones
-5.0
30%
55%
80%
105%
130%
155%
180%
Gráfico No. 6.2 Incentivos a la calidad de la provincia X con la metodología propuesta en el
Borrador de Real Decreto.
Como puede verse en la gráfica el incentivo es siempre positivo es decir que
aunque la distribuidora desmejore la calidad se le daría un incentivo, esto tiene
la explicación en el término de los índices de cumplimiento del objetivo de
calidad en las zonas urbanas, semiurbanas, rural concentrado y rural disperso,
asociados al NIEPI, debido a que están muy altos respecto a los valores
objetivos. Esto da lugar a que prácticamente en cualquier escenario el valor de
este índice de cumplimiento de la calidad sea siempre acotado por el valor
máximo (3).
A continuación se trata de disminuir dicho efecto sin modificar los valores
objetivos del NIEPI, haciendo para ello, un cambiando en los pesos del TIEPI y
NIEPI de la fórmula, dando por ejemplo un peso de 0,9 al TIEPI y 0,1 al NIEPI,
la gráfica que obtendríamos sería la siguiente:
MM€
Incentivos a la calidad según la fórmula del Real
Decreto
9.0
7.0
5.0
3.0
1.0
Qn-1 Mod
-1.0
Qn-1 actual
-3.0
% Variación de los inidicadores en las simulaciones
-5.0
30%
55%
80%
105%
130%
155%
180%
Gráfico No. 6.3 Curvas de incentivos obtenidas con las fórmulas del Borrador de Acuerdo
y fórmulas modificadas dando un peso al TIEPI de 0,9 y al NIEPI de 0,1.
Como puede verse el valor del NIEPI sigue afectando los resultados, a pesar
de darle un peso del 10%, lo que significa que los valores objetivos de los
reales son muy dispares, a continuación se simula el caso que el incentivo se
de únicamente en función del TIEPI.
126
MM€
Incentivos a la calidad según la fórmula del Real
Decreto
9.0
7.0
5.0
3.0
1.0
-1.0
Qn-1 Solo TIEPI
Qn-1 Borrador
-3.0
% Variación de los inidicadores en las simulaciones
-5.0
30%
55%
80%
105%
130%
155%
180%
Gráfico No. 6.4 Incentivo obtenido de las fórmulas del borrador del Real Decreto y
utilizando únicamente los valores de TIEPI.
Como puede verse en la gráfica los incentivos logrados con el cambio
propuesto se apegan a los objetivos buscados con los incentivos.
Aunque se insiste que para el cálculo del incentivo lo mejor es utilizar la
metodología propuesta en [RIVI00], una comparación de las curvas del gráfico
No.6.4 y las obtenidas con la metodología propuesta en esta tesis se presentan
en el siguiente gráfico:
MM€
Incentivos a la calidad según la fórmula del Real
Decreto y Minimización del Coste Social Neto.
Qn-1 Solo TIEPI
9.0
Qn-1 Borrador
TIEPI Obj 1,5
TIEPI Obj 2
7.0
5.0
TIEPI Obj 2.5
3.0
1.0
-1.0
-3.0
% Variación de los inidicadores en las simulaciones
-5.0
30%
55%
80%
105%
130%
155%
180%
Gráfico No. 6.5 Comparación Incentivos a la Calidad según Borrador de Real Decreto y
metodología de Minimización del Coste Social Neto.
En la gráfica se puede ver los beneficios de dicha metodología. Cabe mencionar
que las gráficas de la metodología de Minimización del Coste Social Neto
únicamente se han tomado en cuenta el TIEPI Semi Urbano.
g. Determinación del Nivel de Referencia de la Retribución de la Actividad de
distribución y factor de eficiencia: Uno de los principales usos de la herramienta
regulatoria de la Contabilidad Regulatoria es precisamente de lo que trata este
literal, y si en un determinado caso el Ministerio fija administrativamente estos
valores sin ninguna metodología de cálculo, el incentivo de las distribuidoras se
vera disminuidos para poner a punto esta herramienta.
h. Participación Activa del Regulador: La participación del regulador en el proceso
de cálculo en España es fundamental tanto en la realización de los cálculos como
en la propuesta de la metodología que finalmente es aprobadas por el Ministerio,
esto hace que este proceso complicado tenga retroalimentaciones, lo cual lleva
consigo la mejora continua del proceso.
127
6.4.2 El Salvador
La metodología utilizada es un híbrido de otras metodologías desarrolladas en otros
países de Sur América que van más adelante en temas de regulación del sector
eléctrico como lo son Chile y Argentina. A continuación se trata de hacer un análisis
crítico de los aspectos fundamentales tratados:
a. Determinación de los montos de retribución de referencia ó puntos de partida
del periodo regulatorio: Debido a que la metodología usada en El Salvador se
plantea como un borrón y cuenta nueva para cada período regulatorio, esto puede
crear incertidumbre regulatoria para las empresas distribuidoras. Pero en la
práctica siempre se toma en cuenta el valor calculado en el período anterior para
fijar el monto del siguiente período.
Otro de los aspectos cuestionable en este punto es que se utiliza como base para
los estudios las inversiones y gastos de la distribuidoras un año anterior al estudio.
Lo cual puede llevar a que las distribuidoras realicen inversiones y gastos
importantes en ese año a fin de que el la remuneración sea mayor que la que en
realidad correspondería. Para evitar ese problema se considera necesario basarse
en los datos de detalle del año base, así como también analizar los datos de todo
el período regulatorio, con el fin de poder ajustar en cierta manera los valores del
año base.
b. Actualización de los montos determinados en el año base: La metodología se
basa en tomar una fotografía de los costes de distribución del año elegido como
base. Dicho monto se actualiza únicamente por el índice de precios al consumidor,
esto presenta los siguientes problemas:
I. La actualización no toma en cuenta ningún incentivo a mejora de la eficiencia
en la actividad de distribución, típico de esquemas regulatorios del tipo
regulación por incentivos.
II. El tipo de Regulación por incentivo del tipo limitación de precios, motiva a que
las distribuidoras incentiven el incremento de consumos de energía eléctrica
por parte de los usuarios. Ya que esto generaría mayores ingresos para el
distribuidor. Esto va en contra de los planes de ahorro energético que el
gobierno de El Salvador ha implementado.
III. Otro de los inconvenientes observados para la aplicación de la limitación de
precios es que este determina un valor de $/kW, como resultado de la división
del monto total a retribuir entre la capacidad total de transferencia (demanda
máxima). Esto implica que si no se hace una revisión minuciosa de los
ingresos obtenidos por las distribuidoras, éstas pueden obtener ingresos
extraordinarios. Esto debido a que el cargo por uso de las redes aplicado a los
usuarios de las tarifas medianas y grandes demandas, se aplica a la mayor de
la demanda contratada o registrada por el usuario.
Se da el caso que muchos usuarios sobreestiman su demanda (por ejemplo
con datos obtenidos de [SIGE05] la potencia facturada es un 15% mayor que la
facturada para las tarifas de medianas y grandes demandas). Esto causa que
la distribuidora recaude más ingresos que los costes reconocidos. En este
sentido debido a que ya se ha calculado el monto global a remunerar a las
empresas distribuidora sería fácil migrar de una limitación de precios a una
limitación de ingresos.
c. Sistema Uniforme de Cuentas, Metodologías de Empresa Modelo y Sistemas
eléctricos Representativos: Comparándose esta metodología con la de España,
el equivalente de estas serían para el caso del Sistema Uniforme de Cuentas la
128
Contabilidad regulatoria con un grado menor de detalle. Para el caso de la
empresa modelo y los sistemas eléctricos representativos el equivalente sería el
modelo de red de referencia. Las herramientas utilizadas en El Salvador, tiene las
siguientes desventajas:
I. Los análisis de redes se realizan según la información disponible para cada
distribuidor. Se realizan análisis por separado para los diferentes niveles de
tensión (Subtransmisión, Media tensión y baja tensión). Debido al desarrollo
de herramientas GIS y programas de simulación de redes, la red de
Subtransmisión y Media Tensión se simulan en su totalidad con la información
proporcionada por los distribuidores. Pero, dicho análisis se realiza en forma
separada, con lo cual se pierde detalle de mejoras en calidad por la posibilidad
de mallado y otras características que pueden verse únicamente si se simulan
las redes simultáneamente.
Para la red de baja tensión al igual que España no se tienen inventariadas las
instalaciones. Por lo que para determinar el inmovilizado, las pérdidas y la
calidad del suministro se ha optado por la utilización de los sistemas eléctricos
representativos (SER). Dicho método es bastante subjetivo y puede llevar a
errores grandes en caso de no disminuirse el problema de asimetría de
información. Para la realización del análisis de la red sería de mucho beneficio
utilizar el modelo de red de referencia en su modalidad Base Cero.
II. La metodología utilizada en El Salvador para la simulación de las redes
únicamente toma en cuenta los requerimientos de inversión para satisfacer la
demanda del año base. Pero en la realidad las inversiones son discretas y la
planificación de las empresas se realiza para un horizonte de tiempo
(generalmente de 3 a 5 años).
d. Determinación de los incrementos de remuneración asociados al incremento
en la actividad de distribución: Debido a que la regulación aplicada es una
regulación de precios los incrementos en la remuneración asociados al incremento
de la actividad de distribución están implícitos con el incremento de demanda. Para
el caso de El Salvador, dichos precios únicamente se actualizan año con año por el
Índice de Precios al Consumidor.
No existe un incentivo a la eficiencia económica de las distribuidoras ni tampoco se
toma en cuenta el factor de economía de escala (es decir que los costes no
incrementan en la misma proporción que el incremento de la demanda).
e. Incentivos a la reducción de pérdidas: Existe en cierta manera un incentivo a la
reducción de pérdidas. En la tarifa se considera un valor estándar de pérdidas
reconocidas en la actividad de distribución. Si las pérdidas reales están por arriba
de dichos valores las empresas tienen una penalización, pero si las pérdidas reales
están por debajo obtienen una bonificación.
La metodología es simple y en realidad puede ser funcional, ya que pueden darse
valores de referencia basados en el balance energético de las compras y ventas.
Lo cual hace más sencillo su cálculo, el problema estriba en que únicamente se
reconocen las pérdidas técnicas y en el balance se obtienen las pérdidas totales,
pérdidas técnicas y no técnicas (llamadas también pérdidas administrativas) al no
tener una separación de ellas, el límite de pérdidas técnicas termina siendo
subjetivo.
129
f.
Incentivos a la mejora de la Calidad del Servicio: Este es uno de los puntos
débiles de la metodología empleada en El Salvador, por las siguientes razones:
I. Los montos calculados para la retribución están desacoplados de los
indicadores de calidad exigidos a las distribuidoras. Esto supone
innumerables discusiones entre el distribuidor y regulador, por una parte el
distribuidor presenta los resultados de los indicadores argumentando que
esta muy alejado de los límites establecidos. Por lo cual solicita que se le
apruebe mayor inversión ó que se prorrogue la entrada en vigencia de las
penalizaciones ó en otros casos que se establezcan valores menos
restrictivos a la calidad.
Por otra parte y según los estudios realizados por parte del regulador
(desarrollados por consultores) dichos índices ya han sido tomados en cuenta
en el estudio tarifario. Pero como los estudios utilizan metodologías poco
concluyentes, el regulador en la mayoría de los casos termina aceptando
algunas de las peticiones del distribuidor. Esto debido a que no tiene bases
sólidas para contrarrestar los argumentos de las distribuidoras. Un ejemplo
de dicha discrepancia en los indicadores de calidad registrados se puede ver
en la siguiente gráfica:
105.00
90.00
92.65
79.97
71.43
75.00
60.00
68.08
66.77
64.11
61.64
65.37
63.46
58.89
60.06
45.00
30.00
49.13
47.40
50.00
31.68
15.00
0.00
2004
CAESS
2005
DELSUR
CLESA
2006
EEO
DEUSEM
LIMITE
Gráfico No. 6.6 TTIK Rural 2006
A continuación se presentan los resultados obtenidos en la calidad del servicio
para el año 2006.
FMIKurb
(Int/Año)
Límite
CAESS
DELSUR
AES CLESA
EEO
DEUSEM
FMIKrur
(Int/Año)
TTIKurb
(Hrs/Año)
TTIKrur
(Hrs/Año)
8
14
14
30
Indicador 2006
9.41
23.17
15.15
65.37
% Alejamiento
17.6%
65.5%
8.2%
117.9%
Indicador 2006
8.4
15.5
12.4
47.4
% Alejamiento
5.0%
10.7%
-11.4%
58.0%
Indicador 2006
16.86
21.56
29.95
63.46
% Alejamiento
110.8%
54.0%
113.9%
111.5%
Indicador 2006
19.7
37.25
17.25
68.08
% Alejamiento
146.3%
166.1%
23.2%
126.9%
Indicador 2006
11.22
20.21
19.41
58.89
% Alejamiento
40.3%
44.4%
38.6%
96.3%
Tabla No. 6.3 Niveles de cumplimiento obtenidos en el año 2006.
130
II. Una de las propuestas de esta tesis para la evaluación de la calidad es
siguiendo la metodología de minimización del coste social neto, pero para ello
es necesario que el regulador se dote de herramientas como los modelos de
red de referencia. Por medio del cual se puede obtener una expresión que se
relacione la cantidad de inversión asociada a una mejora de calidad.
g. Participación Activa del Regulador: La participación del regulador en el proceso
de cálculo de la retribución en El Salvador, es más bien pasiva, acontinuación se
hacen comentarios al respecto:
i) Los estudios tarifarios son desarrollados por consultores y la SIGET
únicamente supervisa y facilita todo lo necesario para llevar a cabo el estudio.
Debido a que la metodología de remuneración, únicamente da los lineamientos
generales a seguir para la realización del estudio, cada consultor propone
criterios de detalle de cómo realizar el estudio. En cierta manera a
conveniencia de la experiencia o herramientas desarrolladas en otros estudios
que ellos han ejecutado.
ii) La SIGET debería dotarse de herramientas que permitan en un proceso por
fases llegar al grado de poder realizar por medios propios los estudios
tarifarios. Esto sería de mucha ayuda no solo para el calculo tarifario sino
también para llevar una supervisión minuciosa de por ejemplo los temas de
incremento de actividad, calidad del suministro y pérdidas, lo cual podría
realizarse anualmente.
iii) Que cada estudio tarifario sirva de retroalimentación para ir corrigiendo
errores cometidos en estudios previos, es decir que se le de continuidad al
proceso.
iv) Por último dotarse de herramientas de análisis también servirían para
reducir la asimetría de información entre distribuidor y regulador.
h. Tasa de Remuneración: En El Salvador por Ley dicha tasa esta fijada en 10%,
dicho valor debería obtenerse de un estudio actualizado, para evitar por una parte
poner en riesgo la actividad de distribución y por otra parte dar ingresos
extraordinarios a los distribuidores.
Finalmente no puede dejarse de lado la influencia política en el tema de la
remuneración de las actividades del sector eléctrico y las tarifas eléctricas. Muchas
veces el monto resultante del estudio termina siendo un parámetro de negociación en
el mejor de los casos.
En el peor de los casos se establece un monto o una variación determinado antes del
cálculo, por parte de la autoridad competente, es decir “fijando la tarifa no
calculándola”. Esta situación se ha visto favorecida por la asimetría de información
pues cuando la distribuidora hace alguna propuesta basada en ciertas hipótesis
razonables al gobierno (quien es el que en la mayoría de casos tiene la última
palabra), éste muchas veces tentado por la idea de “la distribuidora siempre
incrementa los valores porque sabe que le voy a reducir” termina siendo una
justificación para fijar la tarifa o montos a retribuir. Teniendo en mente que de todos
modos no existen valores de referencia. Esta situación puede cambiar con la
utilización de herramientas regulatorias del modelo de red de referencia que ha sido
objeto de estudio en este trabajo.
131
7. Conclusiones
En este capítulo se presentan las principales conclusiones del trabajo realizado.
a) En España las metodologías propuestas a la fecha, básicamente tratan de corregir
los errores señalados por la aplicación de la metodología actual. Los aspectos más
relevantes encontrados en las propuestas se presentan a continuación:
9 Realización de un estudio por empresa distribuidora considerando las
particularidades de la zona de suministros y considerando la evolución del
mercado de esa región especifica y no utilizar valores globales. Esto elimina la
necesidad de utilizar los porcentajes de reparto, con los cuales se asignaba la
parte de los ingresos totales del sistema a cada distribuidor.
9 Se plantean alternativas viables para realizar una depuración ó actualización de la
remuneración base (remunerar los activos brutos, los activos netos o la base
regulatoria de activos como el capital a remunerar).
9 Se propone una metodología para el cálculo del factor de eficiencia económica
(término conocido como factor X). Para lo cual se plantea utilizar el método del
TFP para determinar una eficiencia global y el DEA para una eficiencia individual)
9 El factor de evolución del mercado (factor de economía de escala) ha sido incluido
en la fórmula como un parámetro independiente, utilizando para su cálculo el
modelo de red de referencia en su modalidad incremental.
9 En cuanto a los incentivos a la mejora de calidad y reducción de pérdidas, se están
considerando alternativas para determinar dichos incentivos utilizando para ello la
herramienta regulatoria del Modelo de Red de Referencia.
9 Uno de los aspectos fundamentales en los que se basa la nueva metodología
propuesta es la implementación de las herramientas regulatorias. El regulador con
estas herramientas tendrá los siguientes beneficios: i) Una visión clara de la
situación actual de la distribución. ii) Orientar mejor la medidas regulatorias en
temas fundamentales como son: eficiencia en la gestión de las distribuidoras,
inversiones óptimas, niveles de calida y pérdidas técnicas óptimas, etc. iii) Reduce
las asimetría de información.
b) Las observaciones a la metodología de retribución en El Salvador son las
siguientes:
9 La base de la remuneración (asset base, por el término en inglés), es obtenida por
la aplicación de la metodología de Valor Nuevo de Reemplazo (VNR). Se utiliza
como año base de estudio un año antes de la aprobación de los cargos. La
aplicación del método consiste básicamente en tomar una fotografía de los costos
de distribución en el año base y aplicarlo al período regulatorio. Esto puede
generar incentivos perversos al distribuidor retrasando inversiones importantes
para realizarlas en dicho año. Con lo cual sus ingresos en el período regulatorio se
verían incrementados.
9 No existen incentivos a la mejora de eficiencia ya que la actualización de los
precios establecidos únicamente se actualizan con el IPC. Tampoco se ha tomado
en cuenta que el incremento de demanda no supone un incremento igual en los
costes (factor de economía de escala).
132
9 La metodología del price cap aplicado tiene los siguientes problemas: i) No esta
acorde con los programas de ahorro energético. ii) Debido al diseño tarifario las
distribuidoras pueden obtener ingresos superiores a los determinados en la
revisión tarifaria.
9 El nivel de remuneración no se corresponde con la calidad base. Los consultores
que han realizado los estudios tarifarios siempre comentan en sus informes que la
retribución calculada esta acorde con los niveles de calidad. Para el caso de los
indicadores registrados actualmente (tabla No. 1.10 del capítulo No.1) se puede
observar que estos están muy alejados de los indicadores base.
En este sentido es difícil que el regulador conozca si en realidad el monto de
remuneración que se les reconoció fue acorde a la calidad esperada o si los
distribuidores han sido ineficientes en las inversiones que han realizado.
9 El regulador tiene una actitud pasiva en el cálculo de las tarifas, únicamente
supervisando el trabajo y siendo facilitador del mismo, esto tiene las siguientes
desventajas:
i) Debido a que los lineamientos que da la metodología son generales, los
aspectos de detalle que se utilizan están basados en la experiencia de los
consultores contratados y herramientas empleadas en otros estudios.
ii) La experiencia ganada en cada uno de los procesos de revisión se pierde en
cierta manera ya que generalmente las licitaciones para la realización de los
estudios no son ganados por las mismas empresas consultoras.
iii) Siempre quedan algunos aspectos subjetivos, los cuales el regulador tiene
que afrontar durante el período regulatorio, por ejemplo el tema de la calidad
del servicio.
9 La tasa de remuneración de capital, esta determinada por Ley a un valor del 10%,
posiblemente en la fecha que se estableció iba acorde con la situación económica,
pero a la fecha se tiene que hacer un estudio para actualizar dicho valor. De tal
forma de no estar proporcionando beneficios extraordinarios a la distribuidoras o
por el contrario poniendo en riesgo financiero la actividad.
9 Según la regulación actual las pérdidas técnicas se deben actualizar con el IPC.
Esta situación no parece tener ninguna relación con la naturaleza de la variación
de costes de las pérdidas, pues la variación de éstas depende del coste de la
energía.
c) La utilización de la herramienta del modelo de red de referencia en la metodología
del cálculo de la retribución de El Salvador tendría los siguientes beneficios.
9 Disminuye la asimetría de información.
9 Permite establecer valores base y objetivos de pérdidas y calidad del suministro.
9 Puede permitir al regulador mejorar la metodología de cálculo en cada revisión
tarifaria.
9 Permite dar seguimiento anual a la evolución de la calidad y los niveles de
pérdidas y tomar acciones correctivas con mayor flexibilidad.
9 permitiría validar la eficiencia técnica de las inversiones realizadas por cada uno de
los distribuidores, así como también la estimación de las inversiones necesarias
para atender el incremento previsto de actividad a lo largo del período regulatorio.
9 Permitiría analizar el sistema eléctrico nacional en conjunto (transporte y
distribución) apoyando también al regulador en lo que concierne a la retribución de
la transmisión. Además de realizar una coordinación y niveles de responsabilidad
de la participación de ambos sistemas de red, por ejemplo en la calidad del
suministro.
133
d) Del ejemplo práctico realizado y presentado en el capítulo 5 las conclusiones más
importantes son las siguientes:
i) Para el caso de España se encontró un factor de economía de escala de 0,6. Es
decir que si por ejemplo la demanda crece un 10%, los costos únicamente
incrementarían un 6%.
ii) Existe la posibilidad de duplicar la remuneración asociada al crecimiento
horizontal. Esto puede darse por ejemplo si en el cálculo del aumento de la
remuneración debido a la evolución de la actividad se consideran los crecimientos
horizontales, y por otra parte dicho costos de inversión son cobrados por los
distribuidores a los nuevos usuarios cuando estos soliciten el suministro.
iii) Para el caso de la provincia bajo estudio, se encontró que la relación de la
variación de las pérdidas de energía con la variación de la demanda tiene un factor
con valor de 0,75. Es decir que si la demanda crece un 4%, las de pérdidas de
energía crecerán un 3%
iv) Del análisis realizado a la provincia bajo estudio se observa que los indicadores
de TIEPI medidos por las distribuidoras, tienen aproximadamente el mismo valor que
los indicadores objetivos propuesto y esto a su vez corresponde al nivel de
retribución calculado (ver gráfica 4.21). Lo que significa que la retribución de los
costes de distribución están ajustados a los tiempos de interrupción exigidos.
v) La situación anterior no se cumple para el TIEPI, pues los indicadores objetivos
están muy por arriba de los indicadores medidos por las empresas distribuidora y no
se corresponden con el nivel de costes calculado en este estudio (ver gráfica 4.22).
Esto supone un problema al momento de diseñar la fórmula para el incentivo. Debido
a que dicha situación pueden dar beneficios a la distribuidora sin que ésta haya
realizado ningún proyecto de inversión para mejorarlos.
vi) El Modelo de Red de Referencia Base Cero, a pesar de tener sus limitaciones en
cuanto a que no considera la historia de las redes, es una herramienta valiosa,
debido a que los resultados obtenidos depende únicamente de una fuente de
información prácticamente poco manipulable y relativamente fácil de auditar.
vii) En la comparación de los resultados de las instalaciones declaradas por las
empresas distribuidoras y el modelo de red de referencia base cero se encontraron
diferencias sustanciales en lo que respecta a líneas y centros de transformación.
Esto puede deberse a:
x
x
x
x
Para el caso del MRRSE se considera que las cargas están ya todas
instaladas, pero en realidad las cargas fueron aumentando poco a poco y en
forma desordenada esto puede causar que las líneas declaradas por los
distribuidores sean mayores.
En dicha zona se ubican pequeños distribuidores que en algún tiempo pudieron
competir en distribución duplicando instalaciones.
Aunque en menor medida la cantidad de líneas pudo haberse visto afectada
por la metodología antigua de retribución. La cual pagaba costos de servicio a
las instalaciones >36 kV., y remuneraba por energía circulada a las
instalaciones < 36 kV.
Hubo migración de empresas que se ubicaban en el centro de la ciudad.
Algunas de estas se trasladaron a las afueras creando la necesidad de más
infraestructura eléctrica para proveer el suministro.
134
x
Errores en la predicción de la demanda, usuarios que tenían expectativas
grandes de crecimiento y no las cubrieron, etc.
e) Finalmente no puede dejarse de lado la influencia política en el tema de la
remuneración de las actividades del sector eléctrico y las tarifas eléctricas. Muchas
veces el monto resultante del estudio termina siendo un parámetro de negociación.
En el peor de los casos se establece por parte de la autoridad competente un monto o
una variación determinada antes del cálculo, es decir “fijando la tarifa no calculándola”.
Esta situación se ha visto favorecida por la asimetría de información, pues cuando la
distribuidora hace alguna propuesta basada en ciertas hipótesis razonables al
gobierno (quien es el que en la mayoría de casos tiene la última palabra), éste muchas
veces tentado por la idea de “la distribuidora siempre incrementa los valores porque
sabe que le voy a reducir” termina siendo una justificación para fijar la tarifa o montos
a retribuir. Teniendo en mente que de todos modos no existen valores de referencia
obtenidos de una metodología detallada.
Esta situación puede cambiar con la utilización de herramientas regulatorias como el
modelo de red de referencia que ha sido objeto de estudio en este trabajo.
135
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[CNE06]
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[CNE04]
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[CAND01]
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CAPÍTULO IV
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