INFORME FINAL ESTUDIO “DETERMINACIÓN DE IMPERFECCIONES EN...

Alonso de Córdova Nº 5670 • Piso 12 •Of. 1204 • Las Condes

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INFORME FINAL

ESTUDIO “DETERMINACIÓN DE IMPERFECCIONES EN LA

CADENA ELÉCTRICA DE PAGOS”

PREPARADO PARA

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

Octubre, 2012

1 Alonso de Córdova N° 5670, Piso 12, Of. 1204 – Las Condes – Santiago - Fonos Fax (56-2) 6287000

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INDICE

I. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 2 II. ASPECTOS CONCEPTUALES BÁSICOS ............................................................................................... 4

1. ESTRUCTURA GENERAL DE LA CADENA DE PAGOS .............................................................................. 4

2. SEGMENTO DE GENERACIÓN .............................................................................................................. 6

3. SEGMENTO DE TRANSMISIÓN ............................................................................................................ 8

4. SEGMENTO DE DISTRIBUCIÓN Y CONSUMIDORES FINALES ............................................................... 12

III. PROBLEMAS ESENCIALES DE LA CADENA DE PAGOS ...................................................................... 14

1. ESTRUCTURA TARIFARIA A CLIENTES FINALES................................................................................... 14

2. OTROS PAGOS DE LA CADENA .......................................................................................................... 21

3. CÁLCULO DEL PRECIO DE NUDO PROMEDIO ..................................................................................... 23

4. LICITACIONES DE SUMINISTRO Y PAGOS A LA SUB-TRANSMISIÓN ................................................... 32

5. TRATAMIENTO DE LA POTENCIA EN LA CADENA DE PAGOS .............................................................. 37

6. LICITACIONES DE SUMINISTRO Y PEAJES DE DISTRIBUCIÓN .............................................................. 50

7. TRATAMIENTO DE LA PÉRDIDAS EN LA CADENA DE PAGOS .............................................................. 58

8. PRECIO DE COMPRA DE ENERGÍA Y POTENCIA PARA EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CON USO DE INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN DE TERCEROS ...................................................................................... 60

IV. CONCLUSIONES ............................................................................................................................ 65 V. ANEXO N° 1: OPCIONES TARIFARIAS A NIVEL DE DISTRIBUCIÓN. ................................................... 67



I. INTRODUCCIÓN

En Chile el esquema de regulación del sector eléctrico incluye varios niveles, de forma tal que las tarifas que pagan tanto los consumidores finales como intermedios del mercado representan la convergencia de un conjunto de procedimientos establecidos tanto en la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante la ley, como en los Reglamentos vigentes. En la práctica, dichos procedimientos determinan lo que se podría denominar la cadena de pagos. La mencionada confluencia de elementos está asociada a diferentes dimensiones desde las cuales el tema puede ser abordado: los segmentos del mercado que la misma ley establece (generación, transmisión - incluyendo sub-transmisión – y distribución); el pago de las redes; el pago de energía y potencia producidas aguas arriba; y el tipo de cliente de que se trate - libre o regulado -. En la ley y los reglamentos se establece el sistema de precios y su aplicación, incluyendo el procedimiento de cálculo y la fijación de las tarifas. Además, completan las características del sistema de precios, las condiciones de aplicación establecidas en los decretos tarifarios vigentes - dictados por el Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía (en adelante, CNE o Comisión). En la formulación del sistema chileno de precios de la electricidad se contempló como objetivo central reflejar en ellos los costos reales de producir, transmitir y distribuir eficientemente los suministros eléctricos, de modo de entregar las señales adecuadas tanto a las empresas como a los consumidores. Con ello se obtiene un equilibrio eficiente desde la perspectiva de la asignación de recursos, en la medida que las decisiones de inversión y las de consumo son las socialmente óptimas. Así planteadas las cosas, se esperaría que lo que se ha denominado la cadena de pagos del sector debería responder a criterios también de eficiencia, si es que en cada uno de los nodos tarifarios la autoridad ha instaurado criterios que reflejen las mejores prácticas, en términos de que los costos efectivos de producción sean correctamente reflejados. No obstante esta visión - o deseo - a priori, la práctica muestra que el acoplamiento de las diferentes etapas tarifarias podría conducir a una cadena de pagos que mirada en conjunto no represente un mecanismo eficiente desde la óptima de la asignación económica de los recursos. De hecho, la presencia de un conjunto de criterios prácticos a utilizar, por ejemplo, las “referenciaciones” de consumos a distintos lugares, o las decisiones de “estampillar” tarifas en algunas zonas o por tipo de cliente, podría llevar a resultados no deseados. Se puede constatar que dada la separación existente entre las actividades de generación, transmisión y de distribución, la regulación de precios a nivel de clientes regulados de empresas distribuidoras concibe estos precios como la suma del precio de nudo, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, de un valor agregado por concepto de costos de distribución y de cargos por concepto del uso del sistema de transmisión troncal. Lo anterior, sin perjuicio de las modificaciones



introducidas por la Ley Nº 20.018 del año 2005, la Ley Corta II, en que el componente de precio de nudo se determina sobre la base del promedio ponderado por volumen de suministro de los precios vigentes en los contratos de compra de la distribuidora, los cuales incluyen tanto suministros abastecidos a precio de nudo como aquellos establecidos como resultado de los procesos de licitación de suministro en el marco de la mencionada ley. Por otro lado, dado que las empresas distribuidoras se conectan al sistema en subestaciones de sub-transmisión, el precio final debe incorporar el costo asociado a la sub-transmisión y a la transmisión troncal. A partir de las modificaciones introducidas por la Ley 19.940 del año 2004, la Ley Corta I, se establece un proceso de tarificación formal tanto para la obtención de los peajes de sub-transmisión como el de transmisión troncal. Por último, se debe agregar el componente de precio de distribución, entendido como un Valor Agregado por concepto de costos de Distribución (VAD), el cual representa el costo medio para la empresa distribuidora de atender a un nuevo cliente. Cabe destacar, que ya al final de la cadena, y en relación a los clientes regulados, el decreto tarifario que se dicte determinará «opciones tarifarias», que representan diferentes formas de tarificación según las características de uso y medición de potencia en los consumos. Dada la complejidad en la composición de precios finales y el conjunto de procedimientos ad - hoc que se utilizan en la cadena de pagos, existe inquietud en la autoridad respecto a que la convergencia de diferentes procedimientos en los distintos segmentos en un solo sistema de precios, pudiera tener como resultado valores que no reflejen estrictamente los costos, o recaudaciones de los agentes que no garanticen el estricto financiamiento del negocio, dado sus riesgos inherentes. En este contexto, la Comisión ha decidido realizar un estudio para analizar el adecuado funcionamiento del esquema de pagos de energía y potencia (incluyendo las redes de transmisión, sub-transmisión y distribución) a lo largo de la cadena de mercado eléctrico, determinar las imperfecciones potenciales y reales presentes en la cadena eléctrica de pagos, y plantear soluciones a los problemas detectados. En el marco de los antecedentes entregados, el presente documento constituye el informe final del mencionado estudio. Para facilitar su comprensión y en consistencia con la propuesta técnica presentada, el texto se ha estructurado del siguiente modo. En el capítulo II se presentan los aspectos conceptuales básicos asociados a la cadena de pagos, elementos que permiten tener una visión global del tema, que permita más adelante analizar dimensiones específicas sin perder de vista el conjunto. En el capítulo III se exponen los problemas centrales en la cadena de pagos detectados en conjunto con la contraparte técnica. Por último, en el capítulo IV se presentan las conclusiones del trabajo realizado.



II. ASPECTOS CONCEPTUALES BÁSICOS

1. Estructura General de la Cadena de Pagos La cadena de pagos mirada como conjunto supone revisar al menos tres perspectivas complementarias: los segmentos del mercado, es decir, generación, transmisión (y sub-transmisión) y distribución; los pagos intermedios (entre agentes por el uso de sus instalaciones) y los efectuados por los clientes finales; y la operación de los mercados de contratos y de clientes regulados, cuando sea pertinente.

En el contexto de la mencionada revisión, se debe identificar los principios conceptuales de cada nodo tarifario y determinar si la forma de establecer las tarifas, o el criterio de repartición de ingresos, es consistente con dichos principios. En el marco de este análisis será posible determinar si algún criterio práctico de aplicación pudiera generar como resultado una ineficiencia en la asignación de recursos, originada en la operación de la cadena de pagos. Entre los criterios prácticos para el establecimiento de tarifas se encuentran, entre otros, los mecanismos de referenciación, las decisiones de estampillado en el cobro (que no es lo mismo que la identificación teórica de una tarifa no estampillada), y el cálculo de precios para zonas de consumo. Es importante distinguir, en el marco del análisis de la cadena de pagos, entre los problemas que pudieran tener solución, de aquellos que son inherentes a la naturaleza del cálculo de tarifas, por ejemplo, el hecho que la eliminación completa de subsidios cruzados es impracticable, ya que en el extremo teórico implicaría tarificar a cada consumidor individual su propia contribución al costo total, lo cual es imposible. Como una forma de tener una mirada transversal a los problemas, se utilizará un solo criterio general para determinar si la cadena de pagos es la “correcta” en términos de sus definiciones y procedimiento, el cual estará compuesto por los siguientes dos principios:

Los productores deben recibir una compensación económica que coincida con los

costos eficientes de proveer sus servicios, de manera tal que las señales económicas

sean las correctas para efectos de garantizar una inversión óptima en el largo plazo.

Los consumidores deben pagar su efectiva contribución al costo de proveer el servicio,

evitando dentro de lo posible los subsidios cruzados, de manera de garantizar que los

niveles de consumo sean los eficientes desde la perspectiva de la asignación de

recursos.

En la medida en que estos dos principios se cumplan a partir de la cadena de pagos que se identifique, entonces se podrá afirmar que dicha cadena entrega las señales económicas correctas desde la óptica de la asignación de recursos en el sector. Definido el criterio de análisis, desde el punto de vista de la metodología un tema esencial es comprender a cabalidad los componentes que constituyen la cadena de pagos, por este motivo en el marco del presente informe se realizará en primer lugar un breve recorrido por dichos componentes, de manera de contextualizar los temas



específicos que posteriormente serán presentados en el capítulo IV siguiente. Por razones didácticas se realizará la descripción partiendo “desde arriba hacia abajo” en la cadena, iniciando el análisis con el generador para terminar con el consumidor final, regulado o no regulado. El siguiente diagrama muestra de modo simplificado el recorrido que debemos seguir, considerando los distintos segmentos del mercado y los mecanismos de tarificación a consumidores intermedios y finales, junto a los procedimientos de recaudación de ingresos de los distintos agentes productores.

Diagrama 1: Segmentos de Mercado y Mecanismos de Tarificación

Cabe señalar que no se incorporarán en el análisis las líneas de transmisión adicionales, ya que aunque tienen acceso abierto cuando poseen holguras, sus tarifas no están reguladas, salvo el caso excepcional en que una zona regulada de una distribuidora sea directamente abastecida desde la línea adicional.



2. Segmento de Generación El generador produce energía y potencia para venderla a los comercializadores (que en el mercado chileno actual corresponden a los mismos generadores pero en otro rol) en distintas barras del sistema a lo largo de la cadena completa, los cuales a su vez venden dicha energía y potencia a los clientes finales, sean estos regulados o no regulados. El generador, para llegar con su producción a la barra de retiro de un comercializador puede tener que utilizar diferentes redes, respecto de las cuales está regulado el precio que debe pagar. A continuación se presentan los antecedentes generales de estos pagos, los cuales serán detallados más adelante cuando se presenten las tarifas asociadas a las diferentes redes (transmisión, sub-transmisión y distribución). Específicamente el generador puede tener que pagar en las siguientes instancias:

Red de Transmisión Troncal

i. Área de Influencia Común (AIC): 80% quienes inyectan y 20% quienes retiran. Quienes inyectan pagarán un monto fijo anual al transmisor, denominado peaje de inyección. Por su parte, quienes retiran pagarán un peaje unitario de retiro, en función de la energía retirada, el cual será cobrado posteriormente aguas abajo en la forma de un cargo único troncal.

ii. Áreas Laterales: Asumiendo que el punto de referencia es el mercado que se

sitúa en el área de influencia común, el pago se reparte entre los generadores que inyectan hacia el AIC y quienes retiran el flujo que proviene del AIC, a prorrata del tiempo en que la red es usada en uno u otro sentido.

Red de Sub-transmisión:

i. Les corresponde pagar una cuota anual establecida en el decreto de tarificación de Sub-transmisión para el cuadrienio de vigencia de dicho decreto, obtenida a partir de su uso esperado de las redes

Ingresos Tarifarios:

El costo de la transmisión se define a nivel de tramos, en los que la energía que “entra” no es igual a la que “sale” debido a la presencia de pérdidas. Lo anterior implica que el costo marginal en la barra de entrada es diferente al de la barra de salida. Estas distinciones se pueden apreciar en el siguiente diagrama:



Diagrama 2: Ingreso Tarifario

En función de lo descrito, el ingreso tarifario quedará definido como:

AABB QCMgQCMgIT ** Donde:

BCMgCosto marginal en la barra B

ACMgCosto marginal en la barra A

BQCantidad retirada en el barra B

AQCantidad inyectada en el barra A

CF = Costo total del tramo, definido como el AVI + COMA (anualidad de la inversión más costo anual de operación y mantenimiento).

Cabe destacar que la diferencia entre el costo marginal en el punto B respecto del correspondiente en el punto A es un factor de penalización determinado en función de las perdidas. Asimismo, se puede constatar que los ingresos tarifarios así definidos no necesariamente cubren los costos de la línea (del tramo considerado), por dos razones copulativas: existen economías de escala en la línea, por lo cual el costo variable es una proporción muy menor del costo total; y el cálculo del costo de la línea (CF) proviene de un procedimiento independiente que no tendría por qué coincidir con la estimación de las pérdidas reales. Ahora bien, como el ingreso tarifario no cubre el costo de la línea y se asume que el operador (dueño) de la línea recibe el ingreso tarifario, entonces se define un peaje

como ITCFPPeaje , de donde el ingreso recibido por este operador ascenderá

a CFITPI , es decir, el monto exacto para cubrir su costo económico. En este

contexto debe tenerse presente que en la práctica el costo marginal horario puede tener una significativa variabilidad, por lo cual surge la pregunta respecto a cuál ingreso tarifario utilizar en el cálculo. El procedimiento establecido indica que se calcula al



inicio del año los ingresos tarifarios esperados de cada tramo del sistema y con dicho valor se estima el peaje (CF – IT). Lo anterior determina un pago anual, pagadero en mensualidades. Como el transmisor recibe el ingreso tarifario real en la operación, se realiza al final una re-liquidación para efectos que el ingreso que perciba sea exactamente equivalente a su costo del tramo (CF). Cabe mencionar que, producto que en el esquema actual, sólo los generadores y comercializadores participan en el mercado spot, les corresponde a ellos absorber los pagos generados producto de este concepto de ingresos tarifarios, lo que constituye un aspecto a analizar durante el desarrollo del estudio.

Cargos por Servicios Complementarios

Se entiende como los cargos asociados al pago de los recursos técnicos presentes en las instalaciones de generación, transmisión, distribución y de clientes no sometidos a regulación de precios, con que deberá contar cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema en los términos dispuestos en el artículo 137º de la Ley.

Además de lo ya señalado respecto de los pagos realizados por los generadores al interior de la cadena es importante indicar su relación con los clientes finales, contexto en el cual se distinguen 2 casos: (1) El de los clientes regulados abastecidos por una empresa distribuidora, que corresponde al precio de compra de energía y potencia de la empresa distribuidora, obtenido en base a sus contratos de suministro vigentes, pudiendo ser según el esquema de licitaciones de suministro de distribuidoras contemplado en la ley 20.018, precio de nudo de corto plazo u otro. A nivel de usuario final, este precio forma parte del precio de nudo a nivel de distribución para cada empresa distribuidora indicado en el decreto de precio de nudo; y (2) El de los clientes no sometidos a regulación de precios, donde el cargo depende de lo estipulado en el contrato con el proveedor.

3. Segmento de Transmisión En base a lo señalado en la Ley, las instalaciones de transmisión se clasifican según su pertenencia al sistema troncal, sub-transmisión y adicional. A continuación, se revisará el detalle de cada una de ellas.

Transmisión Troncal

Tal como fuera señalado, la transmisión troncal se divide, desde el punto de vista tarifario, en el área de influencia común y las áreas laterales. Área de Influencia Común En el caso del área de influencia común la primera decisión que asume la ley es que los que inyectan deberán pagar el 80% del costo, mientras que los que retiran serán



responsables del pago restante (20%). En principio, la lógica económica de esta diferencia se basa en la idea de que dar un peso mayor en el pago a los inyectores entregaría una mejor señal de localización de las centrales de generación. Al interior de cada grupo se determinan los pagos utilizando GGDF en el caso de los inyectores y GGLF en el caso de quienes retiran. Por último, en el caso de las inyecciones el procedimiento define un monto total de dinero anual que debe pagar cada inyector, que es un monto fijo denominado peaje de inyección que pagan los generadores a los transmisores. Del mismo modo, en el caso de los retiros, los GGLF determinan cuánto debe contribuir cada barra al costo de los diferentes tramos y se asigna un valor por unidad de energía a cada agente que retira (este cálculo podría haberse hecho con potencia y energía, no obstante probablemente la ley privilegió la facilidad para efectuar los cobros aguas abajo). Este cargo por energía asociado al retiro se repite aguas abajo en la forma de peaje unitario de retiro. Cabe destacar que a los clientes finales, tanto regulados como libres, se les traspasa el peaje de retiro como un precio estampillado, probablemente con el objetivo de evitar diferencias de precios muy significativas (al alza) en los sectores más alejados de los centros de consumo. No obstante esta decisión tiene un claro sentido distributivo, no parece ser eficiente desde la perspectiva de la asignación de recursos. En la práctica lo que ocurre es que el comercializador de energía (el generador que retira de las barras troncales) paga el precio efectivo al transmisor, pero recibe aguas abajo un precio estampillado, lo cual implica la realización de una re-liquidación para efectos de que lo recibido coincida con lo pagado por este agente (cabe señalar que el caso de los clientes libres también se establece un precio estampillado, no obstante ello ocurre hasta cierto tamaño, a partir del cual se paga precio efectivo). Por último, es importante aclarar que también se re-liquida el peaje unitario de retiro en función de la energía efectiva y la usada para efectos de calcular el peaje unitario. Tramos Laterales En los tramos laterales de la transmisión troncal se asume que el mercado se sitúa en el área de influencia común, de modo que se distinguirán dos tipos de agentes: quienes inyectan hacia el AIC y quienes consumen en puntos alejados del AIC, y por tanto en la práctica retiran desde el AIC (ver diagrama N° 3).



Diagrama 3: Área de Influencia Común

La proporción del pago del tramo que corresponda se efectuará en función del tiempo en que dicho tramo se esté utilizando para inyectar o para retirar desde el AIC. Luego de esta distinción, se reparte al interior de cada grupo mediante el uso de GGDF o GGFL según corresponda. Adicionalmente, a nivel de usuario final y según lo establecido en el Art 102º de la Ley, el cargo a aplicar depende de la capacidad conectada del cliente, diferenciándose desde un cargo único para usuarios con capacidades conectadas menores o iguales a 2 MW, hasta un valor diferenciado por barra para los usuarios con capacidades conectadas superiores a 45 MW.

Sub - Transmisión

Tal como se observa en el diagrama N° 1 el flujo tiende a ser unidireccional, motivo por el cual es razonable asumir que el costo de la red deberá pagarla el consumo aguas abajo. Cabe destacar que la sub-transmisión no está sujeta a una planificación centralizada como la transmisión troncal, lo cual implica que las señales de precio jugarán un rol más significativo para el sub-transmisor en la determinación de sus inversiones, sin embargo, en tanto servicio público tiene obligación de servicio que es un poco más compleja que la existente en el caso de la distribución eléctrica, puesto que no está asociada a una zona geográfica específica. Para efectos de establecer tarifas se definen sistemas de sub-transmisión. La ley mandata a usar como diseño una empresa eficiente que no tiene porqué coincidir con la empresa real, aspecto similar al VAD, pero diferente a lo establecido en el ámbito de la transmisión troncal. En este contexto, es importante recalcar que las inversiones las define el propio operador, no existiendo un plan ni sugerido ni mandatorio por parte de la autoridad regulatoria.



El costo total de la línea corresponde al AVI + COMA, pero a diferencia del segmento troncal al operador se le internaliza como costo la pérdida (esquema análogo al empleado en el caso de la distribución – VAD -, en que se pagan explícitamente las pérdidas). No se establecen tramos y se calcula, por tanto, un costo total del sistema, que es pagado por la demanda, transfiriéndose aguas abajo. Se define un peaje por energía y otro por potencia en las distintas barras de salida del sistema, de modo que la recaudación aguas abajo cubra los costos totales de la línea, incluida las pérdidas (es decir, AVI + COMA optimizado, más las pérdidas eficientes). La recaudación de AVI + COMA y pérdidas eficientes es distribuida entre los sub-transmisores pertenecientes a cada sistema. El diferencial entre las pérdidas eficientes y las reales es absorbido por los sub-transmisores en un balance ex – post, constituyendo un descuento de su ingreso por AVI + COMA para los operadores menos eficientes y un abono para los que registran pérdidas menores a las incluidas en la tarifa. La sub-transmisión está sometida a un riesgo asociado al volumen transado, puesto que no se re-liquida el hecho que la energía y la potencia efectiva sea diferente de la usada para calcular los pagos unitarios por energía y potencia. Este riesgo del negocio que enfrenta el sub-transmisor debe ser analizado desde la perspectiva de la asignación de recursos, para verificar si las señales (incentivos) de inversión son las correctas, teniendo presente que en este segmento no existe una planificación centralizada. Nótese que en la práctica regulatoria, la separación entre energía y potencia para efectos de pagar el AVI + COMA de las inversiones, se ha separado en dos valores definidos convencionalmente, de modo que sumen un 100%. Aunque no existe una normativa que inequívocamente indique si el precio final de la sub-transmisión se debe estampillar o no en las distintas barras de retiro del sistema, la práctica regulatoria ha establecido recargos por la distancia y los niveles de tensión, lo que elimina un estampillado estricto. Además, se ha incorporado recargos de transformación, por la presencia de subestaciones en el sistema. No obstante lo anterior, en el DS Nº14 de 2012, que corresponde al actual período tarifario, para el pago del AVI+COMA se establece un cargo único por sistema, aplicado a las unidades físicas de energía retiradas del sistema. En la aplicación actual se distinguen los siguientes aspectos: es pagada por los generadores según sus inyecciones y por quienes retiran energía y potencia; se paga por unidades de potencia y energía retiradas, con la estructura de precios indicada en el decreto tarifario correspondiente, ya sea con precios diferenciados en las distintas barras de retiro, en función de recargos por distancia y niveles de tensión (al que se suman los recargos de transformación, por la presencia de subestaciones) o un estampillado para el sistema completo; los sistemas son definidos geográficamente, pudiendo coexistir distintos operadores en cada uno de ellos; y Los cargos por potencia y energía asociados al financiamiento de la red de sub-transmisión son traspasados aguas abajo como dos cargos, uno por potencia y otro por energía.



Adicional

Estas instalaciones son pagadas por los clientes libres y generadores según lo establecido en el contrato con el propietario de las instalaciones. Su pago sólo se encuentra regulado cuando son utilizadas para el abastecimiento de clientes sometidos a regulación de precios.

4. Segmento de Distribución y Consumidores Finales Según lo estipulado en el Art 182º de la Ley, corresponde a los usuarios del sistema de distribución pagar por el valor agregado por concepto de costos de distribución, que incluye los siguientes ítems: costos fijos por gastos de administración, facturación y atención del usuario; pérdidas medias de distribución de potencia y energía; y costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada

En el caso de los clientes regulados, en el decreto tarifario correspondiente se incluyen los cargos anteriores para cada área típica de distribución. Adicionalmente, para cada empresa, se indican los factores de coincidencia y horas de uso, de modo de reflejar el aporte de cada tarifa a la potencia coincidente de la empresa, incluyendo factores de sectorización. Como recargos adicionales, se establecen los referidos a consumo reactivo y por lectura en baja tensión de consumos de clientes de alta tensión. Respecto de los clientes no sometidos a regulación de precios, y según lo señalado en el Art 115º de la Ley, les corresponde la aplicación de los peajes de distribución, que reflejan “el valor agregado de distribución vigente en la zona en que se encuentra el usuario, dentro de la respectiva área típica, ajustado de modo tal que si los clientes no regulados adquirieran su potencia y energía a los precios de nudo considerados para establecer la tarifa de los clientes sometidos a regulación de precios de la concesionaria de servicio público de distribución en la zona correspondiente, el precio final resultará igual al que pagarían si se les aplicara las tarifas fijadas a la referida concesionaria en dicha zona” En definitiva, el consumidor final regulado enfrentará: un pago de potencia de generación, que incluye su respectivo factor de coincidencia con la demanda máxima de generación aguas arriba; un pago de energía; un pago del peaje de transmisión correspondiente a la transmisión troncal (cargo único troncal), pagado en función de la energía; un pago de la sub-transmisión, pagado en función de la energía; un pago de la sub-transmisión, pagado en función de la potencia; un pago del valor de la distribución, pagado en función de la potencia, incluyendo el factor de coincidencia correspondiente, para todas las tarifas reguladas a excepción de BT1. En este último caso, el VAD se incluye en el cargo por energía, con sus respectivas horas de uso.



En síntesis, el pago a realizar por el consumidor final según su tarifa está dado por: Pago Consumidor FinalBT1 = Cargo Fijo + EnergíaBT1 + Transmisión Troncal, Pago Consumidor FinalnoBT1 = Cargo Fijo + EnergíanoBT1 + PotencianoBT1 + Transmisión Troncal Donde: Cargo Fijo: costos fijos de distribución por gastos de administración, facturación y atención del usuario e independientes de su consumo, EnergíanoBT1: (Precio de nudo + Subtransmisión) * Energía consumida* Pérdidas distribución EnergíaBT1: (Precio de nudo + Subtransmisión) * Energía consumida* Pérdidas distribución + VAD PotencianoBT1: (Precio de nudo + Subtransmisión) * Potencia consumida * Pérdidas de distribución + VAD Transmisión Troncal: Cargo único por uso del sistema troncal * Energía consumida Las fórmulas tarifarias además incluyen los factores de pérdidas correspondientes, considerándose un balance de potencia para los factores a aplicar en el pago de la potencia comprada y otro para la recaudación del valor agregado de distribución. La diferencia entre ambos está dada por la potencia coincidente buscada para la recaudación. La requerida para el pago de la compra considera sólo las horas de punta del sistema, mientras que en el caso del balance VAD se emplea la potencia máxima de la distribuidora, que es la que refleja el dimensionamiento requerido de sus instalaciones. Otro aspecto relevante en la composición del precio final, y teniendo como perspectiva la eficiencia en la asignación de recursos, es determinar si los costos de la transmisión troncal serán estampillados al consumidor final. Asimismo, es interesante analizar si el cálculo del precio equivalente, estimado para efectos de traspasar al consumidor final regulado que son provistos de electricidad por parte de las distribuidoras, incluyen estampillados que pudieran atentar contra la instauración de señales eficientes de consumo, desde la perspectiva de la eficiencia. Por último, deberá analizarse la consistencia entre la operatoria de la Ley Corta II y la forma en que se han estructurado los peajes de distribución. En particular se deberá visualizar si el traspaso de los costos de sub-transmisión es consistente con el cálculo del precio equivalente que usa como ponderadores la energía regulada.



III. PROBLEMAS ESENCIALES DE LA CADENA DE PAGOS

1. Estructura Tarifaria a Clientes Finales La presente sección tiene por objeto llevar a cabo una descripción analítica de las tarifas a público final regulado, de modo que quede claro cómo los diferentes componentes de dichas tarifas representan distintas partes de la cadena de pagos aguas arriba. La idea es mostrar cómo la cadena de pagos está reflejada en las tarifas finales, de forma que cuando se analicen en las siguientes secciones de este capítulo algunos posibles problemas en la mencionada cadena, sea fácilmente identificable la manera en que la distorsión se refleja (cuando corresponda) en la estructura tarifaria a clientes finales. En otras palabras, esta sección 1 representa un primer “mapeo” de la cadena de pagos que se manifiesta en las tarifas reguladas a clientes finales. A continuación se describirán las principales variables que componen las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros de precio regulado efectuados por las empresas concesionarias de distribución. Dichas fórmulas se encuentran descritas en el Decreto N° 385 del 11 de Noviembre de 2008 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, en adelante el Decreto. Estas tarifas han sido definidas para las diversas empresas concesionarias del país. Su aplicación considera la distribución de las empresas en diferentes Áreas Típicas de Distribución (ATD), agrupadas según la similitud en los costos medios de proveer el servicio de distribución. a) Descripción de los Componentes de las Fórmulas Tarifarias La estructura de precios se encuentra definida en el DFL 4, en adelante la ley, específicamente en los artículos N° 181 y N°182, en los cuales se establecen los distintos elementos que componen dicha estructura1. Estos artículos definen el marco legal de la estructura, de modo que una vez realizados los estudios de Valor Agregado de Distribución (VAD) la forma específica de ésta se define y explicita mediante el Informe Técnico de la CNE, el cual se ve finalmente reflejado en el Decreto correspondiente que fija las tarifas.

1

Artículo 181°.- “La estructura de los precios a nivel de distribución considerará los precios de nudo establecidos en el

punto de conexión con las instalaciones de distribución, y del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra a) del artículo 102º y el valor agregado por concepto de costos de distribución, adicionándolos a través de fórmulas que representen una combinación de dichos valores, de tal modo que el precio resultante de suministro corresponda al costo de la utilización por parte del usuario de los recursos a nivel producción transporte y distribución empleados”. Artículo 182º.- “El valor agregado por concepto de costos de distribución se basará en empresas modelo y considerará: 1.- Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientes de su consumo; 2.- Pérdidas medias de distribución en potencia y energía, y 3.- Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el Valor Nuevo de Remplazo, en adelante VNR, de instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización igual al 10% real anual”.



En términos generales, las diversas fórmulas tarifarias se encuentran compuestas por el siguiente grupo de parámetros:

Cargos Fijos de facturación: Son aquellos cargos asociados a los procesos de lecturas y facturación de los clientes adscritos a las diversas opciones tarifarias, diferenciándose según el tipo de medidor con que cuente el cliente: energía, energía – demanda o energía – horario demanda.

Costos de distribución: Representan los costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada.

Precios de nudo de la potencia y energía: Corresponden directamente a los precios de nudo aplicables a cada concesionario y sector de nudo a nivel de ingreso del sistema de distribución de la empresa. Considera el precio a nivel de subestación troncal establecido en los Decretos de precios de nudo fijados semestralmente o en los precios de nudo de largo plazo que se establezcan conforme a la Ley, según el régimen de contratos con que cuente la empresa distribuidora y los recargos para el pago del peaje de sub-transmisión.

Factores de expansión de pérdidas: Los cuales dan cuenta de cómo se reflejan en el ingreso del sistema de distribución los consumos de energía y potencia que los clientes efectúan en su punto de retiro, y que en la práctica han inducido pérdidas en el sistema de distribución AT y BT según corresponda al tipo de consumo. Con lo anterior, se busca representar el nivel de compra que la empresa distribuidora debe realizar para satisfacer el retiro de sus clientes.

Cargo Único Troncal: El cual representa el pago que debe efectuar los clientes finales por el uso que se haya hecho de las redes de transmisión troncal para poder ser provistos de la potencia y energía que demandan.

Factores de coincidencia: Dan cuenta del nivel de diversidad del consumo de potencia de los distintos tipos de clientes del sistema de distribución. Por medio de estos factores se busca reflejar el aporte de los clientes a las potencia máximas del sistema de distribución y al sistema de generación, a partir de sus potencias máximas individuales.

Número de horas de uso: Factores que permiten representar el consumo de energía de los clientes BT1 en potencia, para la aplicación de los costos de distribución definidos en unidades de potencia, producto de que los clientes BT1 sólo pagan por la energía que consumen..

Estos parámetros son utilizados, según corresponda, por los diversos clientes a los cuales provee energía y potencia la distribuidora. Es importante destacar en este contexto, que los consumidores se ven enfrentados a diferentes opciones tarifarias, las cuales se describen en el anexo N° 1. En la tabla siguiente se muestra el resumen de las diversas componentes que conforman las distintas opciones tarifarias.



Tabla 1: Componentes Opciones Tarifarias

Tarifa

Cargos Fijos (CF) Costos de Distribución Precios de Nudo (PN) de Energía y

Potencia Factores de expansión de pérdidas (FEP)

Cargo Uso S.

Troncal

CF sector.

para cliente

con medidor

de energía

CF sector. para

cliente con

medidor de

energía y medidor

de demanda.

CF sector. para

cliente con

medidor de

energía y medidor horario.

Costo de distribución

en baja tensión

Costo de distribución

en alta tensión

PN de energía en

nivel de distribución.

PN de potencia en

nivel de distribución

PN de potencia en nivel troncal

FEP de energía en baja tensión.

FEP de potencia en baja tensión, en horas de punta

del sistema

eléctrico.

FEP de potencia en baja tensión en horas de

máxima utilización

del sistema de

distribución.

FEP de energía en alta

tensión.

FEP de Perd.de potencia en alta

tensión, en horas de punta

del sistema

eléctrico.

Cargo único por concepto

de uso del

sistema troncal

CFES CFDS CFHS CDBT CDAT Pe Pp PNPT PEBT PPBT PMPBT PEAT PPAT CU

BT1a X X X X X X X X X

BT1b X X X X X X X X X X

BT2 X X X X X X X X X

BT3 X X X X X X X X X

BT41 X X X X X X X X X X X



AT2 X X X X X X X

AT3 X X X X X X X

AT41 X X X X X X X

AT42 X X X X X X X

AT43 X X X X X X X



Tabla 2: Componentes Opciones Tarifarias

Tarifa

Número de horas de uso (NDH) y factor de invierno Factores de Coincidencia (FC)

NDH de uso de la potencia

base coincidente con la punta del sistema.


base coincident

e con la punta del sistema

de distribuci

ón.

NDH de uso de la potencia adicional de invierno coincidente con la punta del sistema.

NDH de uso de la potencia adicional

de invierno

coincidente con la

punta del sistema

de distribuci

ón.


base adicional

de verano

coincidente con la punta del sistema

de distribución según la opción

BT1b.

Factor de

invierno

FC en baja

tensión de las

demandas

presentes en la punta

del sistema.

FC en baja tensión de las

demandas presentes

en la punta del sistema

de distribuci

ón.

FC en baja tensión de

las demandas parcialme

nte presentes

en la punta del sistema.

FC en baja tensión de


nte presentes

en la punta del

sistema de distribució

n.

FC en baja

tensión de las

demandas

consumidas fuera

de las horas de punta.

FC en alta

tensión de las

demandas

presentes en la punta

del sistema.

FC en alta tensión de las

demandas presentes

en la punta del sistema

de distribuci

ón.

FC en alta tensión de


nte presentes

en la punta del sistema.

FC en alta tensión de


nte presentes

en la punta del

sistema de distribució

n.

FC en alta tensión de las

demandas

consumidas fuera

de las horas de punta.

NHUNB NHUDB NHUNI NHUDI NHUDV FI FNPPB FDPPB FNDPB FDDPB FDFPB FNPPA FDPPA FNDPA FDDPA FDFPA

BT1a X X X X X

BT1b X X X X

BT2 X X X X

BT3 X X X X

BT41 X X X

BT42 X X X

BT43 X X X

AT2 X X X X

AT3 X X X X

AT41 X X X

AT42 X X X

AT43 X X X



También en el anexo N° 1 antes citado, se puede encontrar una descripción más extensa de las componentes de estas fórmulas de las opciones tarifarias BT1a y AT4.3, las cuales han sido elegidas como ejemplos paradigmáticos que permiten entender en detalle su estructura, puesto que en muchos de los otros casos las componentes se repiten en las distintas formulas. Se puede observar que la mayoría de las variables son obtenidas a partir de los estudios de VAD y del proceso de revisión que la CNE realiza de dichos estudios. Además de los valores que provienen del proceso de tarificación de la distribución (procesos VAD), están los precios de nudo de potencia y energía a considerar en las fórmulas tarifarias, los cuales de acuerdo a la normativa son definidos cada seis meses. Dada la relevancia de este componente, a continuación se describe a grandes rasgos su determinación.

b) Descripción de la Determinación de los Precios de Nudo

Precio de Nudo Promedio

Los Precios de Nudo Promedio (PNP) nacen de las modificaciones al marco regulatorio eléctrico introducidas por la Ley 20.018 (Ley Corta II). Han sido aplicados a contar de enero del 2010 y corresponden a los precios que las empresas concesionarias de servicio público de distribución deben traspasar a sus clientes regulados. Éstos se componen por el promedio ponderado de los siguientes tipos de precios de contratos de suministro:

Precios de Nudo de Largo Plazo de energía (PNELP) y potencia (PNPLP): Son aquellos que debe pagar una empresa concesionaria de distribución a su suministrador en virtud del contrato de suministro respectivo suscrito a partir de las licitaciones públicas reguladas.

Precios de Nudo de Corto Plazo de energía (PNECP) y potencia de punta (PNPCP): Son los precios a nivel de generación-transporte fijados semestralmente en los meses de abril y octubre de cada año en virtud del Artículo 160° de la Ley.

El PNP es un precio único determinado para cada distribuidora a nivel de generación-transporte. En su estimación se aplica un ajuste de modo que el PNP de cualquier distribuidora no puede exceder en más de un 5% el precio promedio de todo el sistema en un punto de comparación. Este precio es determinado por la CNE y se fija en las siguientes ocasiones: semestralmente, en los meses de abril y octubre de cada año; toda vez que se produzca la indexación del precio de algún contrato de suministro por una variación sobre el 10% respecto a su precio vigente; y con la entrada en vigencia de algún nuevo contrato de suministro licitado en el marco de la aplicación de la Ley Corta II.

Precio de Nudo de Largo Plazo (PNLP)

De acuerdo a lo dispuesto en la Ley Nº 20.018, las empresas distribuidoras deberán licitar con al menos tres años de antelación el suministro necesario para abastecer los consumos de clientes sometidos a regulación de precios situados en su zona de concesión. Este



proceso de licitación deberá ser público, transparente, abierto y no discriminatorio. Las bases de licitación serán elaboradas por las distribuidoras, con previa aprobación de la CNE. Los precios de la energía y la potencia que resultan del proceso de las licitaciones de suministro se denominan Precios de Nudo de Largo Plazo, los cuales deben utilizar ciertos criterios para referenciarlos, según se expone a continuación.

Puntos de Oferta y Puntos de Suministro

De acuerdo a la normativa, existen puntos de oferta y puntos de suministro. Los puntos de oferta son aquellas barras donde los proponentes ofertan precios y bloques de energía asociados al suministro licitado. Los puntos de suministro o puntos de compra corresponden a las barras donde las empresas distribuidoras realizan sus retiros de energía y potencia para abastecer a sus clientes regulados. En este marco, la licitación será adjudicada al oferente que presente el menor precio de energía, respetando que el valor máximo de las ofertas sea el equivalente al límite superior de la banda de precios definida en el Informe de Precios de Nudo de Corto Plazo, incrementada en un 20%2.

Precios Nudo de Largo Plazo en Puntos de Suministro Los precios de energía y potencia obtenidos de las licitaciones son los Precios Nudos de Largo Plazo Bases. Para actualizar los PNLP en los puntos de suministro o compra se realiza el procedimiento que a continuación se indica: primero, los precios bases adjudicados en el punto de oferta son indexados, utilizando los parámetros de cada contrato para estos efectos; si los puntos de oferta y los puntos de suministro no coincidieran y una vez indexado el precio de energía y potencia, el precio de compra de energía y potencia en el punto de suministro se determina como:

Donde FM es el factor de modulación vigente al momento del llamado a licitación, de acuerdo al Decreto de Precio de Nudo correspondiente, reflejando la topología y flujos del sistema de transmisión en ese instante, lo que no necesariamente coincide con la situación al momento de registrarse y facturarse los consumos en el horizonte de duración del contrato.

Precios de Nudo a Nivel Generación Transporte

Según el DFL 4 del 2006, los Precios de Nudo Promedio (en adelante PNP) son precios a nivel de generación-transporte que se obtienen a partir de los precios vigentes de los contratos de suministro, ponderados por el volumen de suministro. Estos precios deben ser traspasados a los clientes finales sometidos a regulación de precios.

2Si la licitación se declarara desierta, la distribuidora deberá convocar a otra licitación, en donde el Ministerio

de Energía podrá aumentar el límite superior de la banda hasta un 15% adicional al incremento preliminar.



Estimación del PNP a Nivel Generación-Transporte

Para obtener el precio de nudo promedio a nivel de generación transporte, a grandes rasgos se utiliza el siguiente procedimiento:

o Se calculan los precios de energía promedio por punto de suministro para cada

distribuidora; o Se calculan los precios de energía promedio para cada empresa distribuidora; o Para poder efectuar una comparación posterior, se llevan los precios de la

energía a un mismo punto de comparación con los factores de penalización del decreto de precio de nudo vigente.

o Se determina el Precio Promedio Ponderado del sistema, considerando todas las concesionarias de distribución de sistema, con sus respectivos precios ($/MWh) y su energía asociada (GWh).

o Se determinan las diferencias porcentuales de cada distribuidora, para efectos de identificar si la mencionada diferencia es superior o inferior al margen del 5% que establece la ley. Si la diferencia porcentual es mayor que el 5%, entonces el precio de esta distribuidora debe ajustarse para no superar dicho límite.

o En el caso de ajustarse el precio de una distribuidora se producirá una diferencia entre el precio real y el precio ajustado, la cual deberá ser absorbida por las demás distribuidoras que no hayan ajustado sus precios, a través de un recargo, a prorrata de sus energías.

El CDEC determinará posteriormente como traspasan lo recibido por las distribuidoras que posean recargos a aquellas que debieron ajustar el precio, de tal modo que estas últimas realicen los pagos a su suministrador.

PNP en distribución

Los PNP que se utilizan en las fórmulas tarifarias del decreto 385 y que son traspasables a clientes regulados, resultan de las siguientes expresiones:

∑[ ]

∑[ ]

Donde:

Pe: Precio nudo de la energía a nivel de distribución ($/kWh). Pp: Precio nudo de la potencia a nivel de distribución ($/kW/mes).



AC: Abono o cargo resultante del artículo 27 transitorio de la LGSE, actualizado semestralmente en el decreto de precio de nudo de corto plazo3.

AR: Ajuste o recargo aplicable a los clientes regulados resultante del artículo 157 de la LGSE.

PNEP: Precio de nudo promedio de la energía a nivel troncal. PNPP: Precio nudo promedio de la potencia a nivel troncal. PNPT: Precio nudo de la potencia a nivel troncal ($/kW/mes). Rei: Factor de recargo en el precio de la energía por pérdidas de energía desde la S/E

troncal i hasta los puntos de inyección al sistema de distribución. Rpi: Factor de recargo en el precio de la potencia por pérdidas de potencia desde la S/E

troncal i hasta los puntos de inyección al sistema de distribución. Kei: Cargo en el precio de la energía por concepto de inversión, operación y

mantenimiento desde la S/E troncal i hasta los puntos de inyección del sistema de distribución ($/kWh).

Kpi: Cargo en el precio de la potencia por concepto de inversión, operación y mantenimiento desde la S/E troncal i hasta los puntos de inyección del sistema de distribución ($/kW/mes).

N: Numero de S/E troncales consideradas en la determinación de Pe y Pp.

2. Otros Pagos de la Cadena En esta sección se mencionan otros procesos de la cadena de pago que se desarrollan entre agentes del mercado eléctrico, los cuales no se ven necesariamente reflejados en los elementos considerados en la sección anterior, que fueron visualizados desde la óptica del consumidor final regulado. Es importante mencionar estos procesos en la medida en que es posible que en el marco de alguno de ellos también se produzcan imperfecciones en la cadena de pagos, desde la perspectiva de la asignación de recursos. Estos procesos se han separado en tres grupos: en el primero, se mencionan transacciones directas entre agentes generadores y transmisores; en el segundo, se consideran transacciones que son consecuencia de la definición que se hace en la Ley de precios promedios o bandas de precios; y por último, en el tercero, se define un conjunto de transacciones asociadas a reliquidaciones.

Transacciones directas entre generadores y transmisores

Parte de las transacciones que se producen entre los agentes del sistema eléctrico se encuentran definidas en forma explícita en la Ley y son parte directa del negocio eléctrico, por ejemplo:

o Balance de transferencias de energía y potencia entre agentes generadores. o Pagos por usos de los sistemas de transmisión troncal y sub-transmisión

efectuados por los generadores.

3 En todo caso este cobro ya no regirá más, puesto que ha concluido en abril 2012.



o Distribución de ingresos en los sistemas de sub-transmisión, asociados a la anualidad del valor de inversión y a pérdidas.

o Prestaciones de servicios complementarios.

Transacciones relacionadas con definición precios promedios y bandas de precios

Otro conjunto de transacciones entre agentes se produce a consecuencia de la definición de cargos únicos o ajustes a bandas de precios que se aplican principalmente a los clientes finales del sistema.

Producto de la ejecución de los ajustes anteriores se producen excesos o déficit de recaudaciones de parte de los agentes al momento de cobrar a los clientes finales, los cuales deben ser redistribuidos. Entre este tipo de transacciones se pueden mencionar las siguientes:

o Distribución de la recaudación del cargo único por uso del sistema troncal de

los usuarios finales con potencia conectada menor a 2.000 kW que se debe llevar a cabo entre las empresas distribuidoras.

o Distribución de la recaudación del ajuste o recargo por efecto del ajuste del precio de nudo promedio de cada concesionaria a la banda del 5% de diferencia respecto del precio de nudo promedio de todas las concesionarias del sistema.

Transacciones relacionadas re-liquidaciones

Un último nivel de transacciones se producirá por el retraso o desfase que se produce en la definición de algún tipo de precio o valor que compone la estructura tarifaría. Entre ellas se encuentran:

o Re-liquidaciones entre las empresas de transmisión troncal y los usuarios del

sistema troncal por atraso de entrada en vigencia del decreto de transmisión troncal.

o Re-liquidaciones de los ingresos tarifarios en el sistema troncal, por el cobro de peajes. El propietario tendrá derecho a recibir provisoriamente los ingresos tarifarios reales que se produzcan en el sistema, mientras que la recaudación por peajes considera los ingresos tarifarios esperados del sistema. Luego se produce una diferencia que debe ser re-liquidada, asegurando que la empresa propietaria del sistema de transmisión reciban sólo el valor anual de su sistema.

En algunas de las transferencias mencionadas anteriormente, se pueden presentar distorsiones que lleven a que los ingresos no reflejen apropiadamente los costos reales que pudieran tener las operaciones para un determinado agente.



3. Cálculo del Precio de Nudo Promedio A continuación se presentará la metodología de cálculo del precio de nudo promedio, el cual tiene directa implicancia en el análisis que se lleve a cabo respecto a temas que serán posteriormente tratados en las secciones siguientes de este capítulo: el pago a la sub-transmisión, en el contexto de la implementación de la Ley Corta II, y el pago del peaje de distribución. Es importante explicitar la mencionada metodología ya que constituye parte de la práctica regulatoria que no está escrita en ningún documento oficial, razón por la cual es plenamente pertinente su presentación formal en el contexto del presente estudio. Sea el siguiente diagrama de operación:

Diagrama 4: Diagrama de Operación

El procedimiento de cálculo del precio de nudo promedio (en adelante PNP) y su consiguiente aplicación a los clientes regulados de las distribuidoras eléctricas es el que se presenta a continuación.

1. Se establece una demanda estimada de energía para cada subestación primaria de

ingreso a la distribución (i = 1, … n), de forma tal que para cada iSP existirá una

demanda proyectada SP

iE . Esta estimación se actualiza una vez al año4.

2. Las energías estimadas a nivel de las subestaciones primarias de distribución se

refieren a cada una de las subestaciones troncales jST (j = 1, …., m), obteniendo las

correspondientes demandas a nivel troncal ( ST

jE ). Lo anterior se lleva a cabo a

4 La proyección de demanda se actualiza una vez al año y el período de demanda varía en cada fijación, ya

que corresponde al período de vigencia de la tarifa (seis meses o menos, dependiendo si se produce alguna

indexación). .



través de las rutas predefinidas según el Decreto de Sub-transmisión que esté vigente, incorporando las pérdidas teóricas de sub-transmisión.

3. Las cantidades ST

jE se asignan a los contratos vigentes en cada subestación

troncal, a prorrata de sus respectivas energías contratadas a nivel mensual,

determinándose las nuevas cantidades ST

jcE (donde c = 1, …, z, contratos vigentes

en la subestación troncal j). 5 4. Se estima el precio de nudo promedio a nivel troncal como:

m

j

z

c

ST

jc

m

j

z

c

jc

ST

jc

T

E

PE

PNP

1 1

1 1

*

Donde:

jcP Precio vigente del contrato “c” presente en la subestación troncal “j”

5. En lo que sigue del procedimiento se distinguen dos casos, en virtud de los cambios establecidos por el último decreto de sub-transmisión (decreto N° 14).

5.a Antes de la vigencia del Decreto N° 14:

i. El precio de nudo promedio a nivel troncal se proyecta a cada una de las subestaciones primarias a la entrada de distribución, considerando las pérdidas teóricas de sub-transmisión, usando las rutas predefinidas (ambos aspectos determinados en el estudio de sub-transmisión que esté vigente). De este modo se obtiene un precio de nudo promedio asociado a cada

subestación primaria ( SPiPNP ).

ii. Se estima el precio de nudo promedio para toda la distribuidora - DPNP -

(aplicable a todos sus consumos regulados, con independencia de la subestación primaria desde la cual sea alimentado el cliente). Para estos

efectos se utilizan los precios SPiPNP antes definidos, y las cantidades

proyectadas SP

iE (definidas en el punto 1 anterior) como ponderadores. Es

decir:

5 En caso de existencia de Bloques Variables contratados, la prorrata es un poco distinta, puesto que se

despachan primero los bloques base y luego si lo anterior no es suficiente para cubrir el total demandado, se

despachan los bloques variables contratados.



n

i

SP

i

n

i

SP

iSPi

D

E

EPNP

PNP

1

1

*

iii. Como las empresas distribuidoras compran las cantidades “reales” que

requieren para satisfacer sus demandas, las cuales no coinciden necesariamente con las energías estimadas para el cálculo del precio de nudo promedio aplicable a los clientes regulados en sus respectivas zonas de concesión, la recaudación efectiva aguas abajo, no coincide necesariamente con los pagos que la distribuidora debe efectuar aguas arriba. Para eliminar estas posibles diferencias, se lleva a cabo una re-liquidación semestral, la cual incluye las pérdidas (tarifarias teóricas eficientes)6 de sub-transmisión (ya que lo que se re-liquida es la recaudación total, la cual puede diferir porque las cantidades usadas para estimar el precio promedio aplicable a clientes finales regulados sean distintas a las reales, o porque las pérdidas de sub-transmisión sean también diferentes a las teóricas).

5.b Después de la vigencia del Decreto N° 14:

i. El precio de nudo promedio a nivel troncal se proyecta a cada una de las subestaciones primarias a la entrada de distribución, estampillando el costo de la sub-transmisión para todo el sistema de sub-transmisión. De esta forma, se obtendrá un solo precio de nudo promedio aplicable a todas las

subestaciones primarias de distribución ( iPNPPNP SPSPi ).

ii. Como las empresas distribuidoras compran las cantidades “reales” que requieren para satisfacer sus demandas, las cuales no coinciden necesariamente con las energías estimadas para el cálculo del precio de nudo promedio (a nivel troncal) aplicable a los clientes regulados en sus respectivas zonas de concesión (una vez que se proyecta a nivel de subestaciones primarias), la recaudación efectiva aguas abajo no coincide necesariamente con los pagos que la distribuidora debe efectuar aguas arriba. Para eliminar estas posibles diferencias, se lleva a cabo una re-liquidación semestral, la cual incluye las pérdidas (tarifarias teóricas eficientes)7 de sub-transmisión (ya que lo que se re-liquida es la recaudación total, la cual puede diferir porque las cantidades usadas para estimar el precio promedio aplicable a clientes finales regulados sean distintas a las reales, o porque las pérdidas de sub-transmisión sean también diferentes a las teóricas).

6 Lo cierto es que aún no está plenamente definido si se utilizarán las pérdidas reales o tarifarias, siempre

considerando que las empresas informarán las facturaciones reales a nivel de las subestaciones primarias. 7 Ídem a nota 4 anterior.



En el contexto de la siguiente sección, dedicada al análisis de la sub-transmisión, se demostrará que el generador recibe por la venta de su energía en las subestaciones troncales un monto equivalente a:

1*EPNETPagGen

Donde:

PNET Precio de nudo de la energía a nivel de las subestaciones troncales

1E Energía inyectada al sistema de sub-transmisión, que es equivalente a la

energía comprada al generador en las subestaciones troncales. Debe notarse en el contexto descrito que de acuerdo a la norma (Decreto Supremo N° 14 del 14 de febrero de 2012), que también será presentada en detalle en la siguiente sección, el consumidor paga aguas abajo un monto equivalente a:

2*)( EPeajePNETPagoConsum

Donde:

2E Consumo real en la barra de entrada a la distribución. *)1(* VASTxFEPEPNETPeaje

*

2

** )(

E

CAVASTx Anualidad de la inversión más los costos de operación y

mantenimiento eficientes del sistema de sub-transmisión, expresados en $/Kwh.

*

2

*

1E

EFEPE

= Factor de expansión de pérdidas del sistema de sub-

transmisión.

*E Pérdidas teóricas eficientes por pasar energía a través del sistema de sub-transmisión.

*

2E Consumo teórico en la barra de entrada a la distribución.

Lo anterior significa que el consumidor final, paga lo siguiente:

2

* *))1(*( EVASTxFEPEPNETPNETPagoConsum , lo que es equivalente a:

2

*

*

2

*

*))1(*( EVASTxE

EPNETPagoConsum



Es decir, suponiendo por simplicidad (por ahora) que *

22 EE y que EE *, entonces

el consumidor además de pagar el costo eficiente de las redes de sub-transmisión (*VASTx ), paga 12 *)(* EPNETEEPNET .

En la nomenclatura antes definida respecto del cálculo del precio de nudo promedio, suponiendo que existiera una sola subestación troncal y una subestación primaria, además de un solo contrato con los generadores (en la subestación troncal), entonces en dicho

caso cc

T PE

EPPNPPNET

1

1*y )1(*)1(*

22 E

EPNET

E

EPPNP cD

.

Para lograr un mayor grado de generalidad en el análisis, pero sin que el algebra se complique demasiado, se realizará a continuación un cálculo del precio de nudo promedio suponiendo dos subestaciones primarias (i = 1,2) y dos subestaciones troncales (j = 1,2). Además, se asumirá la existencia de dos contratos de generadores con las distribuidoras en cada una de las subestaciones troncales (c = 1,2). El esquema básico se puede visualizar en el siguiente diagrama:

Diagrama 5: Esquema Precio de Nudo Promedio

Sean las siguientes definiciones:

*

2iE Energía estimada en la subestación primaria “i”.



2

1

**

2

*

1 )(i

j

i

j

ij EEE

Donde:

*

1 jE Energía proyectada a la subestación troncal “j” desde las subestaciones primarias

“i”, considerando las pérdidas teóricas8.

*

2

j

iE Energía de la subestación primaria “i” que se asume abastecida desde la

subestación troncal “j”.

*j

iE Perdidas estimadas de energía correspondiente a la energía que se asume

transportada desde la subestación troncal “j” a la subestación primaria “i”.

2

1

1

1*

1

*

1 *

c

jc

jc

jjc

E

EEE = Energía asignada al contrato “c” en la subestación troncal “j”.

Donde:

jcE1 Energía correspondiente al contrato “c” en la subestación primaria “j”.

Dada estas definiciones, el precio de nudo a nivel troncal se estimará como:

2

1

2

1

*

1

2

1

2

1

*

1 *

j c

jc

j c

jcjc

E

PE

PNET

Donde:

jcP Precio del contrato “c” vigente en la subestación troncal “j”.

Para terminar el procedimiento se debe “traspasar” el precio de nudo promedio a nivel de las subestaciones troncales (PNET), a las distintas subestaciones primarias, para finalmente estimar el precio de nudo promedio aplicable a los consumidores finales ubicados en la zona de concesión de la distribuidora. La energía total estimada para la subestación troncal 1 es

)()( *1

2

*1

22

*1

1

*1

21

*

11 EEEEE , mientras para la subestación troncal 2 será

)()( *2

2

*2

22

*2

1

*2

21

*

12 EEEEE . Por lo tanto los precios proyectados a las

subestaciones primarias 1 y 2 serán9:

*2

21

*1

21

*2

1

*1

11 1*

EE

EEPNETPNET

8 Nótese que la energía desde las dos subestaciones primarias “i” están sumadas.

9 Por simplicidad, pero sin pérdida de generalidad, no se está considerando el componente VASTx del peaje.



*2

22

*1

22

*2

2

*1

22 1*

EE

EEPNETPNET

Por último, el precio promedio global a nivel de las subestaciones primarias será10:

*

22

*

21

*

222

*

211 **

EE

EPNETEPNETPNPD

, lo cual es equivalente a:

*

22

*

21

*

22*2

22

*1

22

*2

2

*1

2*

21*2

21

*1

21

*2

1

*1

1 *1*1

*EE

EEE

EEE

EE

EE

PNETPNPD

2

1

*

2

*

2

2

1

2

1*

2

*

*1

*

i

i

i

i jj

i

j

i

D

E

EE

E

PNETPNP

Por tanto el consumidor final paga en definitiva de acuerdo a la siguiente expresión:

2

1

*

2

*

2

2

1

2

1*

2

*

2

1

2

1

*

1

2

1

2

12

1

1

12

1

**

2

*1

*

**)(

i

i

i

i jj

i

j

i

j c

jc

jc

j c

c

jc

jc

i

j

i

j

i

D

E

EE

E

E

P

E

EEE

PNP

(K)

Se puede constatar que tanto en el cálculo del precio de nudo a nivel troncal (PNET), como en la forma en que dichos precios se “trasladan” a nivel subestaciones primarias para cobrarle al consumidor final, existen un conjunto de supuestos que nada indica que se cumplan ex – post. Específicamente:

Las magnitudes de las demandas en cada subestación primaria ( *

22

*

21 ; EE ).

Las cantidades de energía que transitarán desde las subestaciones troncales hacia las

subestaciones primarias ( *2

22

*1

22

*2

21

*1

21 ; y ; EEEE ).

10

Nótese que por construcción )()( *2

1

*2

21

*1

1

*1

21

*

21 EEEEE y

)()( *2

2

*2

22

*1

2

*1

22

*

22 EEEEE



Las perdidas asociadas a las cantidades y trayectorias desde las subestaciones

troncales a las subestaciones primarias ( *2

2

*1

2

*2

1

*1

1 ; y ; EEEE ).

Debe destacarse que todos estos valores serán diferentes ex – post, respecto a las estimaciones teóricas. Después de la entrada en vigencia del DS 14 en que se estampillará la sub-transmisión en todo el sistema, el precio finalmente cobrado al consumidor quedará definido como:

*

*

1*G

GD

E

EPNETPNP

Donde:

*

GE Pérdidas estimadas promedio para todo el sistema de sub-transmisión.

*

GE Energía total estimada requerida a nivel de las subestaciones primarias

abastecidas por todo el sistema de sub-transmisión. En esta nueva circunstancia, si bien se simplifica la expresión del precio final (el lado derecho de la expresión (K)), seguirá siendo cierto que el valor dependerá de las expresiones que distinguen su comportamiento ex – ante (estimado) y el real, es decir, la energía demandada total y las pérdidas de sub-transmisión. En otras palabras, el estampillar la sub-transmisión simplifica el cálculo del precio final al consumidor, pero en nada cambia el hecho sustantivo que el precio finalmente cobrado sea el requerido para pagar aguas arriba la energía provista por los generadores a nivel troncal. Independiente de si el “pago“ al sub-transmisor es “correcto” desde la perspectiva de la eficiencia, aspecto que será tratado en la sección siguiente, se sabe que el generador recibe PNET * E1 (ver sección siguiente para la demostración). Debe destacarse el hecho que ese valor (lo que recibe el generador) es independiente de las diferencias entre variables ex – ante y ex – post, con la excepción del cálculo del valor del precio de nudo promedio a nivel troncal (PNET). Es decir, cuando se resta a la recaudación del distribuidor el “pago” al sub-transmisor, todos los términos estimados se saldan salvo los incluidos en PNET. Por esta razón, desde la perspectiva de los generadores lo único que queda por analizar es si el mecanismo de re-liquidación de sus pagos debe realizarse considerando pérdidas teóricas o reales de sub-transmisión. Para analizar este punto es conveniente volver sobre la expresión de PNET:



2

1

2

12

1

1

12

1

**

2

2

1

2

12

1

1

12

1

**

2

*)(

**)(

j c

c

jc

jc

i

j

i

j

i

jc

j c

c

jc

jc

i

j

i

j

i

E

EEE

P

E

EEE

PNET

Se puede corroborar que una estimación incorrecta de los niveles de demanda por subestaciones o de las pérdidas no necesariamente sesga el resultado en uno u otro sentido (es decir, no implica un PNET inequívocamente mayor o menor), ya que estos valores actúan como ponderadores del cálculo de un precio promedio. En la medida en que aguas abajo se cobra (PNET + Peaje)*E2, y que la parte correspondiente al “peaje” queda completamente “saldada” con el “pago” a los sub-transmisores, con independencia de cualquier diferencia entre pérdidas teóricas y reales, a todo evento el generador recibe PNET*E1. Ahora bien, por la forma en que se estima PNET (es decir, su estructura de ponderadores), la re-liquidación de la recaudación de los generadores debiese efectuarse con una estimación ex – post de PNET*E1 con la misma

estructura original pero usando los valores reales de J

iE2 y j

iE , lo que es equivalente a

utilizar las demandas y las pérdidas reales11. Esto no debiese establecer ningún efecto perverso (incentivos inadecuados) para los sub-transmisores ya que su pago no se re-liquida y ya se ha realizado a partir del PNET originalmente calculado, y los valores reales y estimados de las demandas en las subestaciones primarias y las pérdidas correspondientes. Para hacer el análisis más intuitivo y simple, si se asumiera que sólo existe una subestación primaria y una subestación troncal, una vez que se ha restado el “pago” a los sub-transmisores el generador recibe PNET*E1 con independencia de si las pérdidas reales coinciden o no con las teóricas, por lo cual la re-liquidación se hace innecesaria. En definitiva, para efectos del generador la diferencia entre las pérdidas reales y las teóricas sólo afecta la estructura de ponderadores usados para estimar el precio aguas abajo, cuando existe más de una subestación primaria o y/o troncal.

Conclusión y Recomendación Dada la forma en que se calcula el precio de nudo promedio, las pérdidas y demandas estimadas forman parte del esquema de ponderadores con que se estima el precio. De esta manera, para efectos de las reliquidaciones ex – post se recomienda la utilización no sólo de las demandas reales sino también de las pérdidas reales de sub-transmisión, ya que solo de esta forma se garantiza un pago “correcto” a los generadores. Para analizar la validez de esta recomendación debe tenerse presente que esto no establece ningún

11

De acuerdo a la información disponible, la Comisión Nacional de Energía en el pasado lo ha hecho con

pérdidas reales y se ha planteado la posibilidad de hacerlo en el futuro con pérdidas tarifarias



incentivos inadecuado para los sub-transmisores, ya que su pago no se re-liquida y ya se ha realizado a partir del PNET originalmente calculado, y los valores reales y estimados de las demandas en las subestaciones primarias y las pérdidas correspondientes.

4. Licitaciones de Suministro y Pagos a la Sub-transmisión Para efectos del análisis que se llevará a cabo en la presente sección, se usará la notación del Decreto Supremo N° 14 del 14 de febrero de 2012 (DS 14). Asimismo, se efectuará el desarrollo conceptual para el caso de la energía. Lo anterior, sin pérdida de generalidad, dado que el problema que se intenta identificar se presentará, en caso de existir, indistintamente ya sea se trate del pago de sub-transmisión por energía o potencia. La idea genérica que subyace al presente análisis es la eventual inconsistencia en la lógica de la cadena de pagos, que pudiera existir entre la manera en que se establecen los pagos al servicio de sub-transmisión y la forma en que se construyen los precio a nivel de las barras troncales, en el marco de los contratos provenientes de las licitaciones originadas en la llamada Ley Corta II. En el contexto descrito, el esquema que subyace al análisis que se llevará a cabo es el siguiente:

Diagrama 6: Entrada y Salida Sistema Subtransmisión

Donde el subíndice 1 refleja la entrada al sistema de sub-transmisión (subestaciones troncales) y el 2, la salida (subestaciones primarias). En esta circunstancia, el precio aguas abajo que paga el consumidor corresponde a:

siónSubtransmidePeajeomedioNudodeecioP Pr Pr2 ,

Donde en la nomenclatura del DS 14, el PNETomedioNudodeecio Pr Pr es el precio de nudo de la energía a nivel de las subestaciones troncales, y el peaje es definido (en el decreto) como:

*)1(* VASTxFEPEPNETPeaje

Donde:



*

2

** )(

E

CAVASTx Anualidad de la inversión ( A ) más los costos de operación

y mantenimiento eficientes del sistema de sub-transmisión

( C ), expresados en $/kWh.

*

2

*

1E

EFEPE

= Factor de expansión de pérdidas del sistema de sub-

transmisión.

*E Pérdidas teóricas eficientes por pasar energía a través del sistema de sub-transmisión.

*

2E Consumo teórico en la barra de entrada a la distribución.

Asimismo, en el DS 14 el pago unitario de sub-transmisión queda definido como:

*)1(** VASTxFAIEFEPEPNETPago , lo cual es equivalente a:

*

2

*

*

2

* )()1(*1*

E

CAFAIE

E

EPNETPago

Donde FAIE es el factor de ajuste de inyección por energía, definido como:

*

2

*

2

1

1**

*

EEEPNET

EPNETFAIE

Considerando que EEE 21 , y remplazando FAIE en la fórmula del Pago, se obtiene

la siguiente expresión (después de algunas simplificaciones):

*

2

*

2

*

2

* )(*

E

CA

E

E

E

EPNETPago

Donde E son las pérdidas reales por pasar energía a través del sistema de sub-transmisión (factor de pérdidas de energía real). Siendo éste el pago unitario, el pago total neto, es decir, restando el costo efectivo de proveer el servicio (A+C), será:

)()(*** *

*

2

2*

*

2

2 CACAE

EEE

E

EPNETetoPagoTotalN

En principio esta formulación cumpliría las condiciones de optimalidad por cuanto entregaría dos señales de eficiencia. Según el primer término, a la firma le convendrá tener pérdidas estrictamente eficientes, y de acuerdo al segundo, tendrá incentivos a producir con costos mínimos de largo plazo. No obstante lo dicho, existe un importante



riesgo de demanda, ya que si la demanda efectiva ( 2E ) es menor que la estimada (*

2E ) la

operadora de sub-transmisión tendrá un perjuicio económico, lo cual se puede constatar en el signo positivo del pago total neto respecto a cambio en la demanda efectiva12:

0)(

*)(

*

2

*

*

2

*

2

E

CA

E

EPNET

E

etoPagoTotalN

En virtud de lo expuesto, se puede constatar que el pago efectivo a la sub-transmisión depende de tres tipos de variables básicas:

El precio de nudo de energía a nivel troncal (PNET), el cual debe ser estimado a partir de datos provenientes de distintos contratos, existentes en el marco de la Ley Corta II, y diferentes subestaciones troncales en que dichos contratos están referidos (y todos los demás aspectos identificados en la sección anterior).

Variables definidas ex – ante en el contexto de los estudios de sub-transmisión, específicamente: energía proyectada que ingresa (o es demandada por) al sistema de

distribución (*

2E ); las pérdidas teóricas eficientes que la demanda aguas abajo

presupone al utilizar el sistema de sub-transmisión (*E ); y el costo anual eficiente de

proveer el servicio de sub-transmisión ((A+C)*).

Variables que sólo quedan definidas ex – post, específicamente: energía efectivamente

ingresada al sistema de distribución ( 2E ); pérdidas reales de sub-transmisión asociada

a esta energía efectiva transitada ( E ); y el costo efectivo de proveer el servicio de sub-transmisión (A+C)13.

En principio, si el precio de nudo a nivel troncal (PNET) estuviese “correctamente” determinado, el sub-transmisor recibiría un pago eficiente, desde la perspectiva de la asignación de recursos, si se cumplieran dos condiciones copulativas: que las pérdidas de

energía reales fueran igual a las eficientes, y que la energía estimada (*

2E ) fuese igual a la

transitada ex – post ( 2E ).

Según se puede constatar, las diferencias entre las pérdidas teóricas y efectivas, y de la energía transada respecto a la proyectada, es una primera fuente de posibles problemas

en la cadena de pagos. En este ámbito, cabe destacar que la posibilidad de que 2E difiera

de *

2E agrava la diferencia en las pérdidas, en una circunstancia no originada en

12

Por ahora suponiendo en términos simplificados que las pérdidas reales no son una función de la cantidad

real de energía transitada (

0

E

E), lo que no es estrictamente cierto como se verá más adelante.

13 En rigor, E se puede conocer ex - post (dado que se conocerán E1 y E2), no obstante (A+C) sólo lo

conocerá el propietario de las líneas.



ineficiencias sino en la incorrecta estimación de la demanda14. Lo cierto es que en estricto rigor el tema central estaría en las diferencias entre la demanda real y la estimada, ya que las diferencias entre las pérdidas teóricas y las reales lo que hace es incentivar la reducción permanente en las pérdidas reales, más allá del hecho que los efectos de estas diferencias se vean sobredimensionados por los errores en la estimación de la demanda.

Se debe tener presente que aunque el distribuidor recibe 2*)( EPeajePNET , entrega

al sub-transmisor el “ Pago ” (definido en el decreto como

VASTxFAIEFEPEPNETPago )1(** ) y el resto se lo entrega al generador.

Dado lo anterior, existen dos preguntas que se deben responder. Primero, ¿lo que recibe el generador es correcto desde la perspectiva de una cadena de pago consistente con una asignación eficiente de recursos? Segundo, ¿lo que recibe el sub-transmisor es lo estrictamente requerido para cubrir sus costos totales de producción? El generador recibe el remanente entre la recaudación del distribuidor aguas abajo y el “pago” al sub-transmisor. Es decir, el pago al generador será:

2

*

2 *))1(**(*)( EVASTxFAIEFEPEPNETEPeajePNETPagGen

2

** *)1(**)1(* EVASTxFAIEFEPEPNETVASTxFEPEPNETPNETPagGen

2****)11(* EFAIEFEPEPNETFEPEPNETFEPEPNETPagGen

2*** EFAIEFEPEPNETPagGen

2

*

2

*

2

1

*

2

*

*

1**

**1* E

E

EEPNET

EPNET

E

EPNETPagGen

Lo cual es equivalente a: 1*EPNETPagGen

Lo anterior significa que descontado el tema del cálculo del PNET y la re-liquidación que se realiza con la recaudación repartida a los generadores (temas tratados en la sección anterior), el generador recibe exactamente lo que requiere para remunerar la energía que inyecta al sistema de sub-transmisión. Esto significa que el “pago” realizado al sub-transmisor ha sido definido de modo tal que el generador reciba “lo correcto” luego de que el distribuidor ha pagado al sub-transmisor. Volviendo a la pregunta respecto a si el sub-transmisor recibe el ingreso que requiere y se establecen las condiciones de incentivos adecuados, conviene separar la ecuación del pago total neto en sus dos componentes:

14

Estrictamente hablando será la diferencia entre la demanda prevista y la efectiva, lo cual puede generar

incentivos a las partes para sesgar los valores en el contexto del desarrollo de los estudios.



)()(*** *

*

2

2*

*

2

2 CACAE

EEE

E

EPNETetoPagoTotalN

El segundo componente muestra con toda claridad que el riesgo de demanda es parte de la situación que enfrenta el sub-transmisor, ya que suponiendo que la firma es

plenamente eficiente, de modo que )()( * CACA , si la demanda ha sido

subestimada, la empresa tendrá rentas en la medida en que )()(* *

*

2

2 CACAE

E .

De igual manera, si las pérdidas de la empresa real fuesen equivalentes a las eficientes

EE * , la empresa tendrá rentas ya que se cumplirá que:

EE

E

E *

*

2

2 * .

Sobre este punto es conveniente hacer tres aclaraciones. Primero, el riesgo de demanda se ve matizado por el hecho que el valor efectivo del VASTx (A + C) es en algún rango endógeno a la demanda, ya que salvo por las discontinuidades propias de las funciones reales de producción, una mayor demanda supone mayor inversión, especialmente en productos sin planificación de inversiones pero sujetos a la obligación de satisfacer la demanda en sus respectivas zonas de concesión. Este fenómeno matiza la posible ganancia por una subestimación de demanda efectuada en el estudio tarifario, aunque nunca la elimina ya que tratándose de monopolios naturales con costos medios decrecientes, una mayor demanda implica un caída del costo medio (incluso en un mundo de funciones plenamente continuas en que no existiesen la holguras). Segundo, es razonable pensar que las pérdidas efectivas ( E ) también son en algún grado endógenas

a la cantidad real de energía transportada, es decir, a la demanda efectiva ( 2E ), por lo que

en el extremo si los incrementos fuesen plenamente lineales compensarían por completo la ganancias sobre-normales, haciéndolas desaparecer.15 Tercero, es común en los sectores sujetos a tarificación que exista un cierto riesgo de demanda, siempre matizado por las endogeneidades efectivas entre los incrementos de la demanda y los aumentos proporcionales en los costos (esto, por ejemplo, ocurre en el sector sanitario y de telecomunicaciones, que también corresponden a la tarificación de monopolios naturales con costos medios decrecientes, en los que no se hacen re-liquidaciones por errores ex – post en la estimación de demanda). En cualquier caso todas estas posibles ganancias sobre - normales se ven compensadas también por la posibilidad de que la demanda sea menor que la estimada, aunque en esta circunstancia es de nuevo válido el argumento de la endogeneidad (en un contexto sin planificación de inversiones, pero obligatoriedad de servicio). Un tema completamente distinto (asociado al primer término de la ecuación de pago total neto antes presentada) es el referido al hecho que las diferencias entre las pérdidas reales y teóricas, aun suponiendo la misma demanda, son multiplicadas por el precio de la energía, lo cual si bien es conceptualmente correcto, evidencia un problema adicional por

15

Naturalmente esto se refiere sólo al caso en que el aumento de las pérdidas efectivas respecto a las

estimadas esté estrictamente explicado por un aumento de la energía transportada (y además se asumiera

linealidad del incremento de pérdidas respecto al crecimiento de la demanda).



el hecho que ese precio difiere entre sus valores ex - ante y ex – post, tal como se ha mostrado en detalle en la sección anterior. Desde esta óptica, una re-liquidación del pago al sub-transmisor por este concepto podría justificarse, del mismo modo como se hace con los generadores.

Conclusión y Recomendación

De acuerdo al análisis realizado, se ha concluido que el pago que reciben los sub-transmisores genera los incentivos correctos tanto desde la perspectiva de la minimización de las pérdidas, como de búsqueda de eficiencia (minimización de costos) en la provisión del servicio. No obstante lo indicado, existe un riesgo de demanda que enfrenta el sub-transmisor en virtud de las ecuaciones tarifarias. Si bien el riesgo de demanda no es tan atípico en los modelos de tarificación de servicios regulados, en este caso se ve agravado por el hecho que asociado al primer término de la ecuación de pago total neto antes presentada, se pueden observar diferencias entre las pérdidas reales y teóricas multiplicadas por el precio de la energía, lo cual si bien es conceptualmente correcto, evidencia un problema adicional dado que ese precio difiere entre sus valores ex - ante y ex – post, tal como se ha mostrado en detalle en la sección anterior. Desde una óptica estrictamente conceptual es razonable que se establezca una re-liquidación del pago de los sub-transmisores, eliminando tanto el riesgo de demanda (que en nada contribuye a los incentivos correctos y distorsiona el pago efectivo que debiera recibir el sub-transmisor), como el riesgo asociado a las diferencias entre el precio inicial y final del precio de nudo de energía a nivel de subestaciones troncales (PNET).

5. Tratamiento de la Potencia en la Cadena de Pagos

En la estructura de mercado actual, los comercializadores deben comprar a los generadores del sistema las unidades físicas de potencia y energía necesarias para el abastecimiento de sus clientes, para proceder a venderlas según lo estipulado en cada uno de sus contratos. Adicionalmente, los clientes no compran necesariamente las unidades físicas de potencia y energía en sus puntos de conexión al sistema, generándose diferencias por las pérdidas y coincidencias al referir los consumos a los Puntos de Suministro estipulados en los contratos, producto del uso de las Instalaciones de Transmisión del Sistema Eléctrico. Finalmente, en el caso de los clientes regulados abastecidos por una empresa concesionaria de distribución, se registran diferencias entre la potencia comprada por la empresa distribuidora en el ingreso a su sistema de distribución y la potencia vendida a sus clientes, producto del ajuste de los factores de coincidencia realizado cada 4 años, con ocasión de la fijación del Valor Agregado de Distribución A continuación, se describe el detalle del tratamiento de la potencia en cada una de las etapas indicadas en el párrafo anterior, para proceder a revisar en el numeral siguiente un ejemplo de aplicación en las empresas Saesa y Chilquinta, concluyendo con una reseña de la experiencia internacional y las recomendaciones correspondientes.



5.1. Descripción del Tratamiento de la Potencia en cada etapa

El análisis se divide en las siguientes etapas:

5.1.1. Comercializador – Cliente con Punto de Suministro en el Sistema Troncal Se revisará el detalle de la metodología establecida para obtener las unidades físicas de potencia involucradas en las transacciones de compra y venta del comercializador, así como la consistencia de estos procedimientos considerando ambas etapas. a) Potencia Comprada por el Comercializador al Sistema

Lo establecido en los Artículos 64 y 65 del Decreto Nº 62/200616 y la modificación del Art 65 en el Decreto Nº 130/2011, determina el procedimiento a emplear para efectos de establecer la potencia comprada por cada generador, en su condición de comercializador17. En concordancia con lo indicado en el Reglamento, las etapas a considerar en el cálculo de la potencia comprada al sistema para el abastecimiento de un cliente serán las siguientes:

i. Determinación del promedio de los 52 registros máximos del consumo horario de cada cliente del sistema en el período de control de punta. De aquí obtiene un promedio para cada cliente y se utilizan métodos estándar para llevar hacia arriba los valores de demanda aguas abajo, según se establezca en los respectivos contratos.

ii. Cálculo del promedio de los 52 registros máximos del consumo horario del sistema. Este es un valor para todo el sistema, válido para cualquiera de las barras de retiro que conforman dicho sistema.

iii. Obtención del cuociente entre i. y ii. Éste será un valor para cada cliente de cada generador que opera en la barra.

iv. La potencia a comprar sería la resultante de multiplicar i con iii, reflejando el aporte de cada cliente a la demanda máxima del sistema. Este será un número por

16

Decreto aún no operativo, dado que se encuentra a la espera de la Publicación del Reglamento de Servicios

Complementarios 17

Art 64: “Cada DO deberá llevar un registro de la potencia promedio horaria de cada uno de los clientes de

las empresas propietarias u operadoras de medios de generación que participan de las transferencias de

potencia en cada sistema o subsistema”; y Art 65: “A partir del registro estipulado en el artículo precedente, el

Retiro de Potencia que se debe asignar horariamente a cada generador será igual a la Demanda de Punta

Equivalente de cada Cliente multiplicada por un factor único que iguale la suma de las Demandas de Punta

Equivalentes de todos los clientes, a la Demanda de Punta a que hace referencia el artículo 13 para el sistema

o subsistema, según corresponda.

Para estos efectos, la Demanda de Punta Equivalente de cada Cliente corresponderá al promedio de los 52

registros físicos máximos observados durante el período de control de punta que se establezca en el Decreto

que fija los Precios de Nudo de Corto Plazo de acuerdo a lo establecido en el Artículo 171º de la Ley y se

encuentre vigente a la fecha de realización del cálculo preliminar al que hace referencia el artículo 4º”



cliente, de modo de poder posteriormente sumar los clientes de un generador y obtener su responsabilidad en la compra de potencia.

b) Potencia Vendida por el Comercializador a sus Clientes Según lo indicado en los Decretos de Precio de Nudo de Corto Plazo, los clientes pueden optar por los siguientes sistemas de facturación:

i. Demanda Máxima Leída. Considera el promedio de las dos más altas demandas

máximas leídas18

, en horas de punta o fuera de punta, según la clasificación del tipo de consumo del cliente, en los últimos 12 meses, incluido el mes que se factura (independientemente de que en algunos de estos meses el cliente hubiere tenido otro suministrador). En los casos en los que un cliente recibe energía en dos o más puntos de entrega, cuyos precios de nudo se calculan sobre la base de los precios de nudo en la misma subestación troncal, se consideran las demandas máximas de cada punto de entrega afectadas por un factor que refleje la diversidad de los registros horarios, de modo de comprar sólo las demandas coincidentes de los puntos asociados a cada subestación troncal. Es decir, sólo se pueden considerar conjuntamente las demandas que están referidas a una misma subestación troncal.

ii. Potencia Contratada. Las empresas compradoras deberán contratar las demandas

máximas que tendrán derecho a tomar en horas de punta y/o fuera de punta, por un período mínimo de un año.

Cabe mencionar que, la mayor parte de los contratos destinados al abastecimiento de los clientes regulados consideran el régimen de Demanda Máxima Leída, por lo que a continuación se analizará la consistencia de la potencia vendida por el comercializador respecto de su compra al sistema para este caso específico. Por otro lado, el texto no se referirá explícitamente a la condición de los clientes no sometidos a regulación de precios, ya que tanto la potencia a suministrar, como las demás condiciones, son establecidas de común acuerdo entre las partes, pudiendo incluso llegar a ser la misma potencia comprada por el suministrador al sistema. c) Consistencia Entre la Potencia Comprada y Vendida: Modalidad de Demanda

Máxima Leída De lo expuesto en los párrafos anteriores se puede concluir que el comercializador compra el aporte del cliente a la demanda máxima del sistema, mientras que vende al cliente su promedio de las 2 demandas máximas leídas integradas por subestación troncal asociada. Es decir, asumiendo que fueran leídas en período de punta, vende la máxima de cada

18

Se entiende por demanda máxima leída al más alto valor de las demandas integradas en períodos sucesivos

de 15 minutos.



cliente (o el promedio de sus máximas asociadas a una subestación troncal), sin que ello implique una coincidencia con la máxima del sistema, criterio este último respecto del cual el generador compra la potencia aguas arriba. Dada esta circunstancia, es posible que el generador venda más potencia de la que compra aguas arriba. Veamos a continuación un ejemplo para visualizar este problema.

En el Gráfico 1 se incluye un ejemplo en que se presentan tres curvas, dos referidas a dos clientes, y una tercera, denominada Sistema, que representa la demanda en la barra troncal en la cual se compra la potencia aguas arriba. Para simplificar, y sin pérdida de generalidad, se asumirá que la máxima de esta última curva coincide con la máxima del sistema, de forma tal que es dicha máxima la que debe cancelar el generador – comercializador cuando compra potencia.

Gráfico 1: Ejemplo Compra y Venta de Potencia

En el contexto del ejemplo, el comercializador compra al sistema Max Sistema = Coinc Cl1 + Coinc Cl2, mientras vende a los clientes un monto diferente, igual a Max Cl1 + Max Cl2. Se puede constatar que en esta situación el generador vendería más potencia que la que compra aguas arriba, ya que se cumple lo siguiente: (Max Cl1 – Coinc Cl1) + (Max Cl2 – Coinc Cl2) > 0. Como se puede ver, el problema no surge de la forma de medición de la potencia, ya sea con dos máximas u otra manera, sino de la coincidencia incorporada en el proceso. En otras palabras, y siguiendo con el ejemplo, más allá de cómo se mida la potencia, mientras la máxima de cada cliente en período de punta (suponiendo que su contrato es de este

0

10

20

30

40

50

60

70

1 2 3 4 5

Po

ten

cia

(MW

)

Hora

Cliente 1 Cliente 2 Sistema

Max Cl1

Coinc Cl2

Max Sistema

Max Cl2

Coinc Cl1



tipo) no coincida con la máxima del sistema (según la cual compra energía aguas arriba), la recaudación no será la estrictamente correcta desde la óptica de una cadena de pagos perfectamente determinada.

5.1.2. Referencia y Coincidencia de unidades Físicas de Potencia desde el Punto de Conexión al Punto de Suministro

En la legislación actual no existe una referencia explícita de los factores a emplear para referir las unidades físicas desde el Punto de Retiro o Conexión al Punto de Suministro estipulado en los contratos, sino más bien se realizan procedimientos que den cierta coherencia a los cargos tarifarios determinados en los distintos segmentos. No obstante lo anterior, en el caso de los clientes que hacen uso del Sistema de Subtransmisión, para el pago del uso de este segmento, en el Decreto de Fijación tarifaria se indican tanto los factores de referencia teóricos como la modalidad de facturación de potencia, ya sea Demanda Máxima Leída o coincidente con la Demanda Máxima de Generación. Desde el punto de vista de la referencia y coincidencia de las unidades físicas de potencia se pueden distinguir los contratos destinados a los siguientes tipos de clientes:

Sometidos a Regulación de Precios: El procedimiento actual considera la facturación a nivel de ingreso de distribución de la potencia integrada según lo estipulado en los contratos con el comercializador, más el pago del peaje de Subtransmisión, que involucra los valores de inversión19 y pérdidas teóricos aplicados sobre las unidades físicas con la modalidad de facturación indicada en el Decreto de Fijación de Tarifas de Subtransmisión,

No Sometidos a Regulación de Precios: En cada contrato se establecen los factores necesarios para referir las unidades físicas de potencia, en los casos en los que el Punto de Suministro estipulado en el contrato no coincide con el Punto en el que el CDEC realiza el Balance del consumo de Potencia del Cliente. El pago de la Subtransmisión lo realiza el Comercializador según los valores determinados con la aplicación de lo indicado en el Decreto de Fijación de Tarifas de Subtransmisión.

5.1.3. Potencia Comprada y Vendida a nivel de Distribución

Según lo señalado en los decretos de Precio de Nudo de Corto Plazo, la potencia a considerar para la facturación según la modalidad de Demanda máxima leída en cada punto de ingreso a distribución de la empresa distribuidora, es el promedio de las dos demandas coincidentes con las dos demandas máximas en horas de punta de la Subestación Troncal asociada. El cobro del monto de potencia señalado en el párrafo anterior, para todos los puntos de ingreso a distribución de la empresa, es traspasado a sus clientes regulados, a través de los

19

La distribución de los valores de inversión entre los cargos de energía y potencia es definida en cada

Decreto tarifario



factores de coincidencia y horas de uso, aplicados sobre las unidades físicas de potencia (o energía en el caso de los clientes BT1) vendidas, con los factores de expansión de pérdidas que correspondan, según lo señalado en el Decreto de Fijación de Tarifas de Valor Agregado de Distribución. Cabe mencionar que, el ajuste de los factores señalados se realiza cada 4 años, con ocasión de dicha fijación tarifaria, lo que origina “descuadres” respecto de lo ingresado a distribución para los años de vigencia del decreto, producto que los factores son dependientes de la tarifa del cliente y no todas las tarifas registran la misma tasa de crecimiento anual, con lo que la participación porcentual de una determinada tarifa al año base es diferente a la del último año de vigencia del decreto, generándose diferencias en la recaudación de la empresa distribuidora.

5.1.4. Resumen del tratamiento de la Potencia en la Cadena de Pago

En el Diagrama 7 se ilustra un resumen de la potencia facturada en cada una de las etapas de la cadena de pago de los clientes regulados, observándose que cada segmento cuenta con una modalidad diferente. Cabe mencionar que, en el caso de la Subtransmisión, el Decreto Nº 14/2012 considera para su pago la modalidad de Demanda Coincidente de Generación, de modo de hacerlo consistente con la compra del comercializador del Sistema.



Diagrama 7: Resumen Tratamiento Potencia Facturada en la Cadena de Pago

5.2. Ejemplo de aplicación en las empresas Saesa y Chilquinta

Se calculó para las empresas Saesa y Chilquinta las unidades físicas de potencia facturadas en cada una de las etapas de la cadena de pagos, según la compra y venta informada por las empresas a SEC en los procesos de Costos e Ingresos de Explotación 2011 y lo calculado por el CDEC – SIC en sus balances de potencia de los años hidrológicos 2010 y 2011. El procedimiento realizado para ambas empresas consideró las siguientes etapas:

5.2.1. Comparación entre la potencia comprada por los comercializadores para abastecer a la distribuidora y la potencia vendida a éstas, según lo informado por ellas como Compras Reales destinadas a clientes con uso del Sistema de Distribución.

Los contratos de suministro vigentes para el abastecimiento de los clientes regulados consideran en su mayoría como Punto de Suministro las Subestaciones pertenecientes al Sistema de Transmisión Troncal, mientras que el balance de potencia realizado en la determinación de la compra de potencia por parte de los comercializadores para el abastecimiento de los clientes regulados de la distribuidora, se realiza en barras de

Sistema Comercializador

Distribuidor

Clientes Regulados

Demanda Coincidente Generación

Demanda Máxima Leída en Ingreso Dx + Facturación de Potencia según Decreto de STx

Factores de Coincidencia u Horas de Uso



tensiones inferiores a 220 kV, por lo que se empleó las pérdidas tarifarias de Subtransmisión incluidas en el DS 320/2008 para referir estos valores a 220 kV.

5.2.2. Determinación de la Potencia Comprada en Ingreso a Distribución Se determinó la Potencia Comprada en Ingreso a Distribución según las siguientes metodologías:

Plan de Cuentas SEC: Se obtiene para cada punto de ingreso a distribución, la demanda coincidente con la demanda máxima en hora de punta de la totalidad de los consumos de la distribuidora asociados a la Subestación Troncal, y se promedian en cada punto de ingreso a distribución las dos más altas de los últimos 12 meses, incluido el mes que se factura.

Integración Demanda Máxima Leída por Nudo Troncal: Se diferencia del procedimiento SEC en que, para la elección de los meses de las demandas a promediar en cada punto de ingreso a distribución, se escogen los 2 meses en los que se registraron las máximas en período de punta de los consumos de la distribuidora referidos a la Subestación Troncal. Esta metodología arroja valores menores a los obtenidos con el procedimiento SEC, producto de que se promedian los meses en los que se registró la máxima a nivel integrado por Subestación Troncal, en vez de sólo las coincidentes a nivel local.

5.2.3. Potencia vendida a clientes de Distribución:

Se aplicó a las unidades físicas de potencia vendidas por tarifa informadas en el proceso de Ingresos de Explotación 2011, los factores de coincidencia, horas de uso y de expansión de pérdidas incluidos en el Decreto de Fijación de Valor Agregado de Distribución vigente (385/2008). Cabe mencionar que, el ajuste de los factores a la potencia facturada e ingresada a distribución se realizó para el año 2007, por lo que es factible apreciar las distorsiones en el cálculo del año 2011.

5.2.4. Resultados Obtenidos

En la Tabla 3 se incluyen los resultados del análisis realizado de las unidades físicas de potencia 2011 para las empresas SAESA y CHILQUINTA. Al respecto, cabe mencionar lo siguiente:

En el Segmento Comercialización, se registra una mayor diferencia para Chilquinta producto de que en los contratos de Compra de Saesa se estableció una modalidad de integración horaria para la totalidad de los consumos de la empresa, en reemplazo de la integración cada 15 minutos a nivel de Subestación Troncal estipulada en el régimen de Demanda Máxima Leída, lo que permite a la distribuidora comprar una potencia menor por la coincidencia de sus consumos entre nudos troncales y por ser la potencia media en los intervalos de 15 minutos al interior de una hora en vez de ser el máximo entre ellos.



En el Segmento Subtransmisión, las mayores diferencias se encuentran en Saesa, por el efecto contrario a lo señalado en el Segmento Comercialización, producto de la incorporación de la metodología de demanda máxima leída en los puntos de ingreso al sistema de distribución de la empresa.

En el caso de Distribución, las diferencias se generan por la aplicación de los factores del DS385/2008 a la distribución de consumos por tarifa del año 2011, producto que dichos factores fueron ajustados a la estructura de venta del año 2007, la que ha registrado modificaciones entre el año de ajuste y el de análisis.

Tabla 3: Resultados Análisis SAESA - CHILQUINTA 2011

Segmento Operación MW - año

CHILQUINTA SAESA

Comercialización Compra Potencia al Sistema (220 kV) 3.719,5 2.809,2

Venta Potencia a Distribuidora (220 kV) 3.999,5 2.843,0

Venta/Compra – 1 7,53% 1,20%

Subtransmisión Compra Potencia a Comercializador (220 kV) 3.999,5 2.843,0

Potencia ingresada a Dx según metodología SEC 4.215,7 3.298,2

Potencia ingresada a Dx según Demanda Máxima Leída 4.079,5 3.080,7

Potencia ingresada a Dx según metodología SEC c/r a Compra 220 kV 5,4% 16,0%

Potencia ingresada a Dx según Demanda Máxima Leída c/r a Compra 220 kV 2,0% 8,4%

Distribución Potencia ingresada a Dx según metodología SEC 4.215,7 3.298,2

Potencia ingresada a Dx según Demanda Máxima Leída 4.079,5 3.080,7

Venta con factores DS385/2008 4.444,2 3.022,6

Venta c/r a Potencia ingresada a Dx metodología SEC 5,42% -8,36%

Venta c/r a Potencia ingresada a Dx Demanda Máxima Leída 8,94% -1,89%

Venta c/r a Compra Potencia al Sistema (220 kV) 19,48% 7,6%

5.3. Revisión Experiencia Internacional

Se revisó el tratamiento de la potencia en la cadena de pagos de los clientes regulados de Perú20 y de Panamá.

20

Según información disponible en sitio web de OSINERGMIN.



5.3.1. Perú: Se distinguen las siguientes etapas:

i. Comercializador – Cliente en el Punto de Suministro El suministro de los clientes regulados de las empresas distribuidoras se realiza por medio de licitaciones, al igual que el caso chileno, mientras que la operación y transacciones entre los participantes del sistema son de responsabilidad del COES, del mismo modo que los CDEC chilenos. Respecto del tratamiento de la potencia se tiene que:

Potencia Comprada por el Comercializador al Sistema Según lo señalado en el “Procedimiento Técnico del Comité de Operación Económica del SEIN, PR-27, Egresos por Compra de Capacidad”, cada mes se determina la demanda en hora de punta de los clientes coincidente con la demanda máxima del sistema en horas de punta, la que constituye el monto a comprar por el comercializador al sistema para el abastecimiento del contrato respectivo.

Potencia Vendida por el Comercializador a sus Clientes

En la Resolución OSINERGMIN Nº 688-2008-OS/CD, que establece los “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley Nº 28832”, se define los siguientes conceptos:

o Demanda Máxima Mensual: Demanda mensual de potencia de la Distribuidora integrada en períodos sucesivos de quince minutos coincidente con la máxima demanda de Horas Punta del SEIN.

o Potencia Contratada Fija: Potencia (en MW) a ser suministrada por el Adjudicatario a la Distribuidora en cada Punto de Suministro, y que la Distribuidora se compromete a garantizar como pago mínimo mes a mes al Adjudicatario, durante el Plazo Contractual.

o Potencia Contratada Variable: Potencia adicional (en MW), hasta el límite de la Potencia Contratada Fija Mensual establecido en las Bases, que el Adjudicatario se obliga a poner a disposición de la Distribuidora, en cada Punto de Suministro, durante el plazo contractual y al mismo precio de la Potencia Contratada Fija.

Para la facturación se aplican los siguientes criterios:

o La potencia a facturar es la Demanda Máxima Mensual o Si la potencia suministrada total a La Distribuidora, coincidente con la Demanda

Máxima Mensual, fuese menor o igual que la sumatoria de las Potencias Contratadas Fijas Mensuales, se factura la Potencia Contratada Fija Mensual

o Si la potencia suministrada total a La Distribuidora coincidente con la Demanda Máxima Mensual fuese mayor que la sumatoria de las Potencias Contratadas



Fijas Mensuales, se factura la Demanda Máxima Mensual hasta el límite de la Potencia Contratada.

Consistencia entre la Potencia Comprada y Vendida por el Comercializador

Tanto para la compra como para la venta, el Comercializador transa la Demanda Mensual en horas de punta de la distribuidora coincidente con la Demanda Máxima Mensual del Sistema Interconectado. No obstante lo anterior, en caso de que la Demanda Máxima Mensual sea menor que la Potencia Contratada Fija, la distribuidora debe facturar ésta última, generándose una diferencia a favor del generador, acotada por las siguientes situaciones:

o La Potencia Contratada Variable puede ser de un monto equivalente al de la Potencia Contratada Fija, por lo que se requeriría que la Demanda Máxima Mensual sea menor al 50%, lo que es de una baja probabilidad de ocurrencia.

o En caso de que clientes regulados de la distribuidora se transformen en clientes libres abastecidos por otro suministrador, se contempla una cláusula de solicitud de reducción de la Potencia Contratada de la distribuidora al comercializador, debiendo éste manifestar su consentimiento o disentimiento en un plazo de 15 días.

Punto de Suministro En el Decreto Supremo Nº 052-2007-EM, que “Aprueban Reglamento de Licitaciones del Suministro de Electricidad”, se define como Punto de Suministro a la “Barra o Barras del SEIN donde se inician las instalaciones de la Distribuidora y en las cuales se efectúan las respectivas compras de energía y potencia”, con lo que no se registran distorsiones entre las unidades físicas compradas por la distribuidora y las ingresadas en su Sistema de Distribución, por efecto del uso de los Sistemas de Transmisión.

ii. Potencia Comprada y Vendida a Nivel de Distribución

Según lo señalado en el numeral anterior, la potencia comprada por la empresa distribuidora corresponde a su demanda mensual coincidente con la demanda máxima del sistema, en el punto de ingreso a su sistema de distribución. Respecto de la potencia vendida a nivel de distribución, cada 4 años se realizan las fijaciones tarifarias de valor agregado de distribución, donde se establecen los factores de contribución y de coincidencia de las demandas de punta de generación y distribución, así como el número de horas de uso asociados a los consumos con medidor de energía. Adicionalmente, para el balance de los ingresos por distribución, se establece un factor FBP de actualización anual aplicable directamente al valor agregado de distribución y que “representa el equilibrio entre la facturación de potencia a los usuarios y la potencia coincidente con la máxima demanda del sistema de distribución eléctrica21”, obtenido a

21

Resolución OSINERGMIN Nº 150-2009-OS/CD



partir del ajuste a la demanda máxima del sistema de distribución de las unidades físicas de potencia vendidas el año anterior, afectadas por sus correspondientes factores de coincidencia – contribución, número de horas de uso y pérdidas tarifarias. Las empresas de distribución eléctrica deben solicitar anualmente al OSINERGMIN la aprobación de los resultados del FBP.

5.3.2. Panamá Se distinguen las siguientes etapas:

i. Compra de Potencia de la Distribuidora en el Mercado Mayorista

Según lo estipulado en las “Reglas Comerciales” de las “Reglas para el Mercado Mayorista de Electricidad”, aprobadas por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos en su Resolución Nº JD-605 del 24 de abril de 1998 y sus posteriores modificaciones, el requerimiento de potencia de corto plazo de cada Participante Consumidor corresponde a su participación en la demanda máxima diaria del sistema. Dicha potencia debe ser comprada a través del Mercado de Contratos, del servicio auxiliar de reserva de largo plazo y/o de compensaciones de potencia22. Tanto el Mercado de Contratos como el servicio auxiliar de reserva de largo plazo, corresponden a los requerimientos solicitados de mediano y largo plazo, definiéndose según la demanda máxima prevista en el último Informe Indicativo de Demandas vigente. Le corresponde al servicio auxiliar de reserva de largo plazo abastecer la potencia prevista que no se encuentra contratada, por medio de un procedimiento de adjudicación coordinado por el Centro Nacional de Despacho. La diferencia diaria entre la demanda prevista y la real registrada es abastecida por el mecanismo de compensaciones de potencia, que consiste en una compra de potencia al mercado spot, coordinada por el Centro Nacional de Despacho.

ii. Potencia vendida a nivel de Distribución

En el Título IV: Régimen Tarifario del Servicio Público de Distribución y Comercialización del Reglamento de Distribución y Comercialización, aprobado por Resolución JD-5863 de 17 de febrero de 2006 y sus posteriores modificaciones, se indica que las empresas prestadoras del servicio público de Distribución y Comercialización de Electricidad deben presentar, para aprobación de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, los pliegos tarifarios de aplicación a los clientes regulados y tarifas por uso de las redes de distribución, siguiendo las metodologías, fórmulas y valores señalados en el reglamento. El proceso se realiza cada cuatro años, registrando las tarifas una actualización semestral, a excepción de los cargos relacionados con los contratos térmicos de suministro que registran una indexación mensual.

22

Art. 7.1.1.3



Respecto de las unidades físicas de potencia de punta, se factura la demanda máxima leída mensual. El cargo tarifario se actualiza semestralmente y considera una proyección del costo medio por unidad de demanda del semestre p a tarificar, corregido por la desviación de costos y unidades físicas registradas de lo proyectado respecto de lo aprobado real en el semestre p-2. Para distribuir este cargo entre las distintas clases de clientes se indica que se debe analizar la coincidencia de la demanda en horas de punta de cada clase respecto de la demanda máxima en horas de punta de la distribuidora en el nivel de alta tensión. Adicionalmente, en la Resolución AN No.1912-Elec de 18 de julio de 2008, se incluyen los “Lineamientos que deben seguir las empresas concesionarias de servicio público de distribución de electricidad en las Campañas de Medición para la Caracterización de la Carga y su proceso de fiscalización”, indicándose los criterios de selección de la muestra, la instalación de los medidores, los tiempos de medición y los mecanismos de procesamiento de los resultados, de modo de obtener resultados válidos que permitan determinar el aporte de cada categoría de clientes a la demanda máxima de la empresa distribuidora.

5.4. Conclusión y Recomendación

A partir del análisis desarrollado, se observaron diferencias en las unidades físicas de potencia facturadas en cada una de las etapas de la cadena de pago, que originan que el usuario final no pague exactamente el costo para el sistema de su consumo de potencia. Al respecto, se recomienda lo siguiente:

Determinación de una metodología única para la determinación de las unidades físicas de potencia a facturar en cada una de las etapas, de modo similar a las transacciones de potencia del comercializador del sistema peruano, que si bien se factura la demanda máxima con una ventana de un mes, resulta ser consistente entre lo vendido al cliente y lo comprado al sistema para dicho suministro. La implementación de una nueva metodología de facturación de Potencia requeriría la concordancia de las unidades físicas a considerar en los siguientes documentos: o DS 62/2006: Reglamento de Transferencia de Potencia entre Empresas

Generadoras establecidas en la Ley General de Servicios eléctricos, que define las unidades físicas del balance de inyección y retiros de potencia del sistema.

o DS 327/2007: Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos. En el Art 115º se indica como modalidad de facturación de potencia demanda leída o

potencia contratada, lo que debería ser ajustado a la nueva modalidad23. Respecto de los Factores de Coincidencia de Potencia vendida a la ingresada al sistema de distribución de la empresa, en el Art 300º se señala que los factores de coincidencia y horas de utilización de la potencia reflejen la diversidad de la

23

No se requiere modificar el DS 04/2008: Reglamento de Licitaciones de Suministro, dado que lo señalado

en sus Art 14 y 67 se aplicaría a la nueva modalidad.



demanda, debiendo estar justificados. La modificación del cálculo de los factores seguiría cumpliendo con esta condición, por lo que no se considera necesaria una modificación a este artículo.

o Reglamento de Tarificación de los Sistemas de Subtransmisión, no promulgado hasta la fecha, por lo que su definición se realiza en los Decretos de Fijación de Tarifas.

Un ajuste anual de la potencia comprada y vendida por la empresa distribuidora, por medio de un factor aplicable en la fórmula de Precio de Nudo Equivalente de Potencia, incluida en los Decretos de Precio de Nudo, que relacione la potencia comprada y la vendida por la empresa distribuidora del año anterior, sustentada en las modificaciones reglamentarias indicadas en el punto anterior.

6. Licitaciones de Suministro y Peajes de Distribución El peaje de distribución se establece según el esquema que a continuación se detalla24. Un cliente no regulado provisto de energía y potencia desde la red de una distribuidora enfrentará la siguiente estructura genérica:

dxf PPP 0 , donde:

fP Precio final pagado por el cliente

0P Precio libre puesto a la entrada del sistema de distribución en la subestación

primaria que alimenta al cliente

dxP Peaje de distribución

Sin considerar las pérdidas, los costos fijos y el efecto de la coincidencia de la demanda máxima consumida por los distintos clientes, se deberá cumplir:

regeqdtnfs PVADPPPP , donde:

fsP Precio final simulado, para el cliente libre que compra energía y potencia a precio

de nudo

nP Precio de nudo a la entrada del sistema de distribución, en la subestación que

alimenta al cliente

regP Precio final regulado en el sistema de distribución en que se ubica el cliente

eqP Precio de nudo promedio en la zona de distribución

24

Ver “La Regulación del Segmento de Distribución en Chile”, CNE, 2006. Cabe señalar que la nomenclatura

y las ecuaciones básicas sobre las cuales se trabaja el problema en el presente capítulo, han sido extraídas del

referido texto.



VAD Valor agregado de distribución en la zona en que se ubica el cliente Despejando el peaje de distribución, se obtiene:

neqdt PPVADP

Remplazando este valor del peaje en la ecuación original del precio final pagado por el cliente no regulado, se llega a la siguiente expresión:

VADPPPP eqnf 0

De forma tal que si el precio pactado por el cliente libre ( 0P ) fuese igual precio de nudo en

la subestación que alimenta al cliente ( nP ), éste terminaría pagando exactamente lo

mismo que pagaría un cliente regulado, es decir, VADPeq .

Más allá de las modificaciones formales que esta estructura del peaje de distribución debe tener para efectos de incorporar los aspectos aún no precisados (pérdidas, costos fijos y efectos de la coincidencia), por simplicidad, y sin pérdida de generalidad, es razonable llevar a cabo en esta etapa un primer acercamiento al efecto de los cambios que pudieran implicar a la modelación las aplicaciones derivadas de la puesta en vigencia de la Ley Corta II, considerando los nuevos precios y cálculos que dicha normativa incluye en la cadena de pagos. Usando la nomenclatura asociada a la aplicación de la Ley Corta II, se tienen las siguientes tres definiciones: primero, el precio de nudo de corto plazo, representa el precio calculado por la CNE cada seis meses, puesto en una determinada estación base; segundo, los precios de nudo de largo plazo serán aquellos que las distribuidoras pagan a sus suministradores en virtud de los contratos licitados de suministro, en el marco de la Ley Corta II; y tercero, los precios de nudo promedio, son los precios que las distribuidoras deben pasar a sus clientes regulados, los cuales se calculan como una media ponderada de los precios de nudo de corto y largo plazo (según los contratos vigentes) para la zona que abarca la distribución. En el contexto de interpretar los cálculos post Ley Corta II, debe tenerse presente que la ley indica explícitamente en su artículo N° 115, inciso segundo: “Quienes transporten electricidad y hagan uso de estas instalaciones conforme al inciso anterior estarán obligados a pagar al concesionario un peaje igual al valor agregado de distribución vigente en la zona en que se encuentra el usuario, dentro de la respectiva área típica, ajustado de modo tal que si los clientes no regulados adquirieran su potencia y energía a los precios de nudo considerados para establecer la tarifa los clientes sometidos a regulación de precios de la concesionaria de servicio público de distribución en la zona correspondiente, el precio final resultará igual al que pagarían si se les aplicara las tarifas fijadas a la referida concesionaria en dicha zona”.



La consistencia del peaje de distribución definido formalmente del modo antes indicado,

depende de la manera en que se redefinan los conceptos que están tras los términos eqP y

nP (pertenecientes a la definición: neqdt PPVADP ), es decir, la forma en que los

nuevos conceptos determinados por la Ley Corta II (precio de nudo promedio, de largo y de corto plazo) se incorporen en la nomenclatura original. No obstante lo indicado, antes de proceder a fijar la equivalencia entre los precios originalmente considerados y los nuevos definidos en el marco del cambio en la legislación, es interesante revisar si la fórmula de estimación del peaje de distribución cumple con la idea de que las partes involucradas reciban los pagos correctos desde la perspectiva de la asignación eficiente de los recursos.

Tomando la ecuación base del peaje de distribución, es decir, neqdt PPVADP , se

sabe lo siguiente:

NRR QQ

COMAAVIVAD

n

i

RiR QQ1

n

i

NRiNR QQ1

n

in

i

Ri

Rini

eq

Q

QPP

1

1

*

nieqdri PPVADP

Donde:

COMAAVI Anualidad de la inversión más el costo anual de operación y mantenimiento25.

i Subestación “i” de entrada al sistema de distribución (se asume que existen “n” subestaciones).

RQ Cantidad total de provisión del servicio eléctrico para los clientes

regulados abastecidos por la distribuidoras (por simplicidad no se distingue entre potencia y energía).

RiQ Cantidad de provisión del servicio eléctrico para los clientes

regulados de la distribuidora, abastecidos desde la subestación de entrada “i”.

25

Se sigue asumiendo por simplicidad, y sin pérdida de generalidad, de que no existen pérdidas.



NRQ Cantidad total de provisión del servicio eléctrico para los clientes

no regulados abastecidos por la distribuidoras (por simplicidad no se distingue entre potencia y energía).

NRiQ Cantidad de provisión del servicio eléctrico para los clientes no

regulados de la distribuidora, abastecidos desde la subestación de entrada “i”.

dtiP Peaje de distribución pagado por un cliente no regulado que es

abastecido desde la subestación “i” de entrada a la distribución.

niP Precio de nudo vigente en la subestación “i” de entrada a la

distribución.

Dadas estas definiciones, el ingreso total que percibe la distribuidora ( DIT ) será el

siguiente:

n

i

n

i

RieqNRinieqD QVADPQPPVADIT1 1

**

n

i

n

i

NRini

n

i

Rieq

n

i

NRieq

n

i

RiNRiD QPQPQPQVADQVADIT1 1111

*****

n

i

NRiniNReqReqNRRD QPQPQPQQVADIT1

***)(*

Lo cual después de algunas transformaciones es igual a:

n

in

i

NRi

NRinin

in

i

Ri

Rini

NRReqNRRD

Q

QP

Q

QPQQPQQVADIT

1

1

1

1

****)(*

Es decir, la distribuidora sólo recibe lo estrictamente correcto cuando el último término es igual a cero, lo cual corresponde al precio unitario del VAD multiplicado por la energía total transitada en la red, más el precio promedio (equivalente) multiplicado por la energía de los clientes regulados (cantidad que debe pagar aguas arriba). La pregunta relevante entonces, aún antes de analizar los cambios en las definiciones de precios provenientes de la aplicación de la Ley Corta II, es qué sucede cuando este término no es igual a cero, y qué sesgos implica este hecho en relación a la existencia de una cadena de pagos eficiente. Para hacer simple el ejemplo, bastaría imaginar que existe un solo cliente libre que retira energía de la subestación de entrada a la distribución con el más grande los precios de

nudo ( niP ) utilizados para la estimación del precio equivalente. En este caso la



distribuidora no recaudaría lo necesario para financiar sus instalaciones, a pesar de que el mandato de la ley se cumpliría en el sentido de que si el precio al cual compra el servicio eléctrico este distribuidor es igual al precio de nudo definido para la mencionada subestación primaria, terminaría pagando un monto unitario equivalente al VAD más el precio equivalente (lo mismo que los clientes regulados). En otras palabras, la definición del peaje debiera ser vista, ya no desde la óptica del mandato específico de la ley al cual se hizo referencia (el cual se cumple), sino desde la mirada asociada a la cadena de pagos y la recaudación que la distribuidora obtiene en cada caso. Es decir, el mandato de la ley impone la indiferencia del cliente para evitar el sesgo sobre una de las dos opciones tarifarias (libre o regulado), pero ello implica la posible existencia de diferencias de recaudación. Si no se garantizara la indiferencia, la fórmula de cálculo de peaje sería

distinta (diferente a neqdt PPVADP ), por lo cual es muy difícil predecir el

equilibrio en recaudación que en dicha circunstancia existiría. Lo que es claro es que en la circunstancia actual, mientras más parecidas sean las proporciones de demanda de servicios regulados y no regulados en las distintas subestaciones primarias, con una mayor probabilidad el último término será igual a cero, y en caso que no lo sea, la distorsión será

mayor mientras más grande sea la demanda no regulada ( NRQ ).

Descontando el tema antes detectado, un segundo aspecto a analizar se relaciona con la homologación de los precios considerados antes y después de la Ley Corta II. A este respecto cabe destacar que según la información obtenida desde la contraparte del presente estudio, la reinterpretación sería la siguiente:

El antiguo precio equivalente ( eqP ) corresponderá al precio de nudo promedio

aplicable a los clientes en la zona abastecida por la distribuidora (precio de nudo promedio a nivel de distribución); y

El precio de nudo de la subestación primaria de entrada a la distribución desde la que

el cliente libre se abastece ( niP ), corresponderá al precio de nudo promedio calculado

para esa subestación. Es importante notar que si el precio de la subestación específica desde donde se abastece el cliente regulado fuese el promedio de los precios de nudo de corto plazo para dicha subestación, o el promedio de los precios de nudo de largo plazo para la misma subestación, y no el precio de nudo promedio correspondiente a ese punto, al problema anterior respecto al desajuste en la recaudación de la distribuidora, se sumará la posibilidad de que el mandato explícito de la ley no se cumpla, en la medida en que si el cliente libre comprara su suministro al “precio de nudo”, entendiendo por ello el precio de nudo promedio correspondiente a la subestación, no terminará, de hecho, pagando un monto equivalente al de un cliente regulado (que paga unitariamente, después del cambio de la ley, el precio de nudo promedio para la distribuidora más el VAD). En otras palabras, para que se cumpla la condición de neutralidad de la ley (que si un cliente libre paga precio equivalente esté indiferente entre pagar peaje de distribución o ser regulado), lo

consistente es que el precio en la subestación ( niP ) sea el precio de nudo calculado para

esa subestación (antes al igual que ahora, después de la Ley Corta II, el precio global para



la distribuidora será el promedio de los precios en cada una de las subestaciones primarias). Una posible variante sobre el análisis realizado es suponer que el precio equivalente, o en la nomenclatura posterior a la Ley Corta II, el precio de nudo promedio a nivel de las subestaciones primarias de distribución se calculan considerando la energía tanto de los clientes libres como regulados, provistos desde la red de distribución que corresponda. Con fines de completitud del análisis, a continuación se analizará este caso, aunque esta posibilidad no parece razonable desde la óptica de lo desarrollado en la sección 3 anterior referida al cálculo del precio de nudo promedio, ya que implicaría introducir ex – profeso una nueva distorsión al precio de nudo promedio (PNET) que debe ser re-liquidado con los datos reales para pagar a los generadores por sus contratos en las subestaciones troncales26. Partiremos desde la siguiente ecuación:

n

i

NRiniNReqReqNRRD QPQPQPQQVADIT1

***)(*

Donde ahora:

n

in

i

NRiRi

NRiRinieq

QQ

QQPP

1

1

)(

)(*, por tanto la expresión anterior queda como:

n

i

n

in

i

NRi

NRini

n

i

NRiRi

NRiRini

NRReqNRRD

Q

QP

QQ

QQPQQPQQVADIT

1 1

11

*

)(

)(***)(*

n

i

n

in

i

NRi

NRinin

in

i

NRiRi

NRini

n

i

NRiRi

Rini

NRReqNRRD

Q

QP

QQ

QP

QQ

QPQQPQQVADIT

1 1

1

1

11

*

)(

*

)(

***)(*

Lo anterior luego de algunas transformaciones se puede expresar como:

regn

eq

reg

eq

NRR

NRRReqNRRD PP

QQ

QQQPQQVADIT

*

)(

)*(*)(*

Donde:

26

De hecho la estructura de ponderadores que determinan el precio de nudo promedio a nivel de distribución

se vería distorsionada por cantidades y pérdidas que ninguna relación tienen con la provisión de energía a los

clientes regulados.



n

i R

Rinireg

eqQ

QPP

1

* y

n

i NR

NRiniregn

eqQ

QPP

1

*

Como se puede observar, al igual que en el caso anterior, en que se asumió que el precio promedio (o equivalente) sólo se estima con las energías de los clientes regulados, no hay ninguna razón para que el último término del lado derecho de la ecuación que determina

el ingreso total de la distribuidora ( DIT ) sea igual a cero, con lo cual la empresa podría

quedar o con déficit o sobre pagada desde la perspectiva de la cadena de pagos. De lo anterior se deduce que no aporta a la solución ni claridad del problema el hecho que el precio de nudo se calcule incluyendo las demandas de los clientes no regulados. Cabe destacar que si se establece un precio de nudo por subestación primaria igual para todas las subestaciones a nivel de un sistema de distribución, y por tanto iguales también al precio de nudo promedio, se producirá la siguiente situación:

regeqdtnfs PVADPPPP , será equivalente a (ya que nP será igual a eqP ):

regeqdteqfs PVADPPPP

donde:

fsP Precio final simulado, para el cliente libre que compra energía y potencia a precio

de nudo

nP Precio de nudo a la entrada del sistema de distribución, en la subestación que

alimenta al cliente

regP Precio final regulado en el sistema de distribución en que se ubica el cliente

dxP Peaje de distribución

eqP Precio de nudo promedio en la zona de distribución

VAD Valor agregado de distribución en la zona en que se ubica el cliente Por lo tanto, el peaje de distribución será estrictamente idéntico al VAD, por tanto la recaudación de la distribuidora será:

n

i

n

i

RieqNRiD QVADPQVADIT1 1

**

ReqNRRD QPQQVADIT *)(*

Es decir, la distribuidora recauda exactamente lo que requiere paga financiar sus redes y pagar aguas arriba la energía provista a los clientes regulados.



No obstante esta solución es aparentemente correcta, ya que supera el problema anterior de que no es evidente que la distribuidora reciba lo estrictamente necesario para financiar su operación, elimina por completo las señales de localización para los clientes libres, los cuales pagarán lo mismo con independencia del lugar físico en el cual se conecten con la distribuidora.

Revisión Experiencia Internacional En Perú, en julio de 2001 se establece normativa para determinar la compensación por el uso de las redes de transmisión y distribución por parte de los consumidores no pertenecientes al Servicio Público de Electricidad, según se puede visualizar en la Resolución del Consejo Directivo del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía OSINERG Nº 1089-2001-OS-CD. En la mencionada Resolución se establece que “la aplicación del Cargo de Distribución Eléctrica (VAD) se relaciona con el uso del sistema de distribución eléctrica de acuerdo a los siguientes criterios:

Si el cliente no hace uso de ningún componente del sistema de distribución eléctrica, el cliente quedará exceptuado del pago del Cargo de Distribución Eléctrica (VAD).

Si el cliente utiliza, o tiene a su disposición para utilizar de inmediato, cualquiera de los componentes del sistema de distribución eléctrica, el cliente deberá pagar el Cargo de Distribución Eléctrica (VAD)”.

Posteriormente, indica la misma Resolución, que la compensación por el uso de las redes de distribución por parte de los consumidores no pertenecientes al Servicio Público de Electricidad “se efectúa también con las tarifas reguladas vigentes y es el resultado de la aplicación de los mismos procedimientos establecidos para los usuarios regulados”. Asimismo se indica que “un Cliente Libre se le aplicarán tarifas de transmisión y/o distribución dependiendo del nivel de tensión y del uso de las instalaciones de transmisión y/o distribución”. No obstante la condición de uso del sistema de distribución a la que hace referencia la Resolución representa una condición binaria de aplicación, es decir, “usa o no usa” no haciendo distinción de grados de uso según ubicación. Todo lo indicado muestra que la norma en Perú no da señales de localización como en el caso chileno, ya que el pago por parte de los clientes libres no distingue ubicaciones, salvo respecto a la condición de uso o no uso del sistema. Esta característica hace muy difícil la comparación entre ambos métodos. En todo caso, es claro que si lo que se busca es establecer condiciones de eficiencia en la



asignación de recursos, el sistema chileno es más potente por cuanto da señales de localización a los clientes libres que usan el sistema de distribución. En el caso de Panamá, en el Reglamento de Distribución y Comercialización27, se indica que los Grandes clientes se encuentran eximidos del pago de las componentes de costos de Generación. En caso de contar con un Sistema de Medición Comercial (SMEC) se les descuenta la mitad de los costos fijos de comercialización.

Conclusión y Recomendación Si bien el peaje de distribución está correctamente definido, en el sentido de lograr el mandato de la ley respecto a la neutralidad entre quién es cliente libre y quien es regulado, nada garantiza que la recaudación que recibe la distribuidora coincida exactamente con lo que requiere para financiar sus costos totales de largo plazo. Para resolver el problema anterior podría “estampillarse” el precio de nudo promedio en cada una de las subestaciones primarias de distribución, con lo cual si bien la recaudación de la distribuidora coincidirá con la requerida teóricamente, se perderán las señales de localización de los clientes libres, ya que se les cobrará lo mismo con independencia del lugar en donde se conecten a la red de distribución. Esta circunstancia puede llevar a un encarecimiento de la red en el mediano plazo. La recomendación en este nivel de desarrollo del problema sería medir la distorsión en la recaudación de la distribuidora, ya que el único dato que se requiere es conocer las demandas de energía para clientes regulados en las diferentes subestaciones primarias (las de los clientes regulados se conocen). De esta forma, se podrá determinar si el sesgo es sistemático en alguna dirección y si los montos son significativos.

7. Tratamiento de la Pérdidas en la Cadena de Pagos Para el tratamiento de las pérdidas se distinguen los tres segmentos tradicionales de la provisión del servicio eléctrico. En el caso de la transmisión se tiene en primer lugar al sistema troncal, respecto de la cual la ley no estipula directamente el pago de las pérdidas. No obstante lo anterior, las pérdidas marginales generadas producto de la operación del sistema, son pagadas por los generadores bajo el concepto de ingresos tarifarios, de modo que el transmisor troncal sólo recibe la anualidad de la inversión de sus instalaciones y el costo de operación y mantenimiento.

27

Título IV, Sección IV.5.2



En segundo lugar, se identifica a la sub-transmisión, contenido en que el artículo 108º de la Ley indica que el valor anual de los sistemas de sub-transmisión considera las pérdidas medias de potencia y energía y los costos estándares de inversión, mantención, operación y administración anuales asociados a las instalaciones. Es así como cada 4 años se realiza un estudio de fijación de tarifas de sub-transmisión que permite obtener el valor anual eficiente de los sistemas, entregando tanto las pérdidas como los costos eficientes de cada uno de ellos. Sin perjuicio de lo señalado, al existir diferentes propietarios al interior de cada uno de los sistemas de sub-transmisión se requiere repartir la señal de pérdidas eficientes al interior de los sistemas, de modo que cada una de las instalaciones exista el incentivo para reducir sus pérdidas reales de operación. Entre los factores que dificultan esta repartición están por una parte la complejidad de la determinación de la pérdida eficiente de cada tramo, teniendo presente la necesidad de contar con mediciones de las pérdidas reales en cada uno de ellos, y la dependencia de las pérdidas reales de las condiciones de operación del sistema sobre las que el sub-transmisor no posee influencia alguna. Finalmente, todavía en el contexto de la transmisión, están los sistemas adicionales, ámbito en el cual el artículo 113º de la Ley indica que para los usuarios sometidos a regulación de precios abastecidos directamente desde el sistema de transmisión adicional, los precios a nivel de generación-transporte aplicables a dichos suministros deberán reflejar los costos que estos importan a los propietarios de dicho sistema. En este contexto, en el DS Nº14/2012 se consideran tanto los pagos de pérdidas de los sistemas adicionales por medio de factores de expansión de pérdidas adicionales como la repartición de los ingresos generados con los factores de ajuste de inyección. En el caso de la distribución, el artículo 182º de la Ley señala que el valor agregado de distribución considera los siguientes costos: fijos por gastos de administración, facturación y atención del usuario; pérdidas medias de distribución de potencia y energía; y costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución. Adicionalmente, en el artículo 183º se indica que para determinar el valor agregado de distribución eficiente se realizarán estudios cada 4 años sobre una empresa modelo para cada área típica de distribución, uno de ellos por parte de la Comisión Nacional de Energía y otro por parte de las Empresas, con una ponderación de 2/3 y 1/3, respectivamente. En el caso particular de las pérdidas, el distribuidor recibe como señal tarifaria el resultado de la ponderación de los estudios descrita anteriormente, desglosándose en: pérdidas de energía, que corresponden a la pérdida de energía comprada en las redes de AT y BT de la empresa, y pérdidas de potencia, asociadas a la componente de nudo (compra de potencia) y del valor agregado de distribución. La diferencia entre ambas está dada por la potencia coincidente empleada para su determinación. Finalmente, cabe mencionar que la diferencia entre las pérdidas de distribución reales y tarifarias son de cargo de la empresa distribuidora. Dado lo expresado anteriormente, el pago por parte del cliente final tendrá una estructura tarifaria de la siguiente forma genérica:

Tarifa cliente final = Pago Compra + Pago Valor Agregado Distribución



El tratamiento de las pérdidas al interior de cada uno de los términos de esta tarifa a cliente final es el que se muestra a continuación. Primero, el Pago Compra incluye el pago de las pérdidas tarifarias de energía y potencia, valorizadas al precio de nudo equivalente de la empresa distribuidora. En el caso de los clientes conectados en baja tensión, les corresponde el pago de las pérdidas en alta y baja tensión, por el uso de ambas redes para su suministro. Segundo, el Pago Valor Agregado Distribución considera el pago de las pérdidas de potencia en baja tensión en horas de máxima utilización del sistema de distribución.

Conclusión y Recomendación Lo indicado respecto al tratamiento de las pérdidas en la cadena de pagos puede llevar a situaciones que no necesariamente coincidan con la estructuración de señales eficientes para cada una de los agentes involucrados, que en teoría implicaría la ausencia de pérdidas o rentas, en la medida en que las pérdidas sistémicas sean las eficientes en cada tramo. Por ejemplo, en la medida en que las pérdidas tarifarias para cada área típica son las resultantes de la ponderación de 1/3 y 2/3 de los estudios tarifarios desarrollados, al igual que las inversiones y los demás costos asociados, no parece evidente que para que la señal tarifaria de pérdidas sea la adecuada su ponderación deba ser la misma que la empleada para el resto de los costos.

8. Precio de compra de energía y potencia para empresas distribuidoras con uso de instalaciones de distribución de terceros

Según lo establecido en los decretos de precio de nudo de corto plazo, los precios destinados al abastecimiento de usuarios sometidos a regulación de precios de empresas distribuidoras que para su suministro utilicen líneas en tensiones de distribución de terceros, se obtienen de la forma que a continuación se indica. En el caso de la energía, el precio de nudo de la subestación primaria se debe recargar en un 0,29% por cada kilómetro de distancia entre ésta y el punto de suministro. Por su parte, en el caso de la potencia, el precio de nudo se debe recargar según un factor por cada kilómetro de distancia entre la subestación primaria y el punto de suministro, y que depende del sistema interconectado en el que se encuentre conectado el cliente. Por otro lado, en la circunstancia de que la propietaria de las líneas de distribución sea otra empresa distribuidora, la remuneración de dichas instalaciones se obtiene de la siguiente manera. Primero, se descuenta el uso de las instalaciones por parte del cliente, según el valor agregado de distribución medio de la concesionaria. Segundo, se añade el pago de energía y potencia detallado anteriormente, por cada kilómetro de uso de las instalaciones. Desde el punto de vista de una cadena de pagos correctamente determinada, cabe mencionar que es posible que no coincidan numéricamente los valores descontados



respecto de los añadidos, pudiendo registrarse en muchos casos un margen mayor que cero para la concesionaria propietaria de las instalaciones. En el marco del análisis desarrollado, se revisó para el año 2011 el caso de la empresa Luz Osorno, que recibe el suministro en algunos de sus puntos de ingreso a su sistema de distribución a través de líneas de Saesa en niveles de tensión de distribución, simulándose la facturación bajos los esquemas de recargos y de peajes de distribución. Respecto de las unidades físicas de energía y potencia empleadas, se utilizó las informadas por Luz Osorno en el proceso de Costos de Explotación 2011. A continuación, se indica el detalle de lo obtenido en cada caso.

i. Recargos Líneas de Distribución según Decreto de Precio de Nudo de Corto Plazo: Se aplicó los coeficientes CBLPDX, indicados en los Decretos de Precio de Nudo de Corto Plazo vigentes durante el año 2011, a cada km de distancia entre el punto de ingreso a distribución y su subestación primaria correspondiente. En la Tabla 4 se incluye el detalle de las distancias empleadas en la revisión.

Tabla 4: Distancias en Líneas de Distribución Puntos de Ingreso a Distribución Luz Osorno

Pto ingreso Dx Nombre_SE_primaria Distancias en 13,2 o 23 kV (km)

Casma S/E Purranque 12

Crucero S/E Purranque 7

Frutillar Creo S/E Frutillar 2

La Cumbre S/E Osorno 35

Loncoleche S/E Osorno 3

Los Puentes S/E Aihuapi 23

Pichil S/E Osorno 19

Rupanco S/E Osorno 34

El pago total anual obtenido con esta modalidad para el año 2011 es de MM$196, MM$ 84,7 en energía y MM$ 111,8 por pago de potencia en horas de punta. No se consideraron pagos por potencia fuera de horas de punta.

ii. Tarifa de Peaje AT4.3: Considera las fórmulas tarifarias establecidas en el DS 79/2009,

con los factores de coincidencia, expansión de pérdidas y valor agregado de distribución indicados en el DS 385/2008 y su indexación correspondiente28. Se homologó cada retiro a una tarifa de peaje AT4.3, que cuenta con medidor horario de energía y demanda, distinguiéndose las unidades físicas consumidas durante las horas de punta del sistema respecto de las correspondientes a las horas fuera de punta. Se obtuvo un pago total de MM$ 226, desglosado de la siguiente forma:

28

CFHS correspondiente a valor publicado en web Saesa como SAESA1 con descuento de IVA

CDAT de archivo CNE PublicacionIndicesTarifasDistribución con ß=1, FVAD=1 y FSTCD = 1



Gráfico 2: Componentes Pago Según Tarifa Peajes AT4.3 (MM$)

En la Tabla 5 se incluye la comparación de los pagos anuales resultantes de la aplicación de ambas metodologías. Si bien los valores totales obtenidos con ambas metodologías difieren sólo en un 13%, se registran diferencias en los pagos asociados a cada concepto.

Tabla 5: Comparación Pagos Anuales 2011 Luz Osorno (MM$)

Ítem Recargos Dx Peaje AT4.3

Cargo Fijo 0,14

Energía 84,71 0,31

Demanda Máxima Suministrada 99,21

Demanda Máxima Leída en Horas de Punta 111,76 126,62

Total 196,47 226,28

Es así como se puede observar lo siguiente:

En la metodología de recargos de distribución no se consideraron pagos por potencia fuera de horas de punta.

En el caso de los peajes de distribución, el pago de la inversión está asociado a los cargos por Demanda Máxima Suministrada y Demanda Máxima Leída en Horas de Punta, mientras que en la metodología de recargos, dicho pago se distribuye entre la energía y potencia en horas de punta. Esto trae consigo las diferencias registradas en el pago de la energía, que para la tarifa de peajes incluye sólo las pérdidas en el sistema de distribución.

0,14

99,21

0,31

126,62

Cargo Fijo Demanda Máxima Suministrada

Energía Demanda Máxima Leída en Horas de Punta



Del análisis realizado, se puede señalar que se registran diferencias entre la aplicación de ambas metodologías, si bien éstas no resultan ser significativas en el caso desarrollado. Dado que, tanto la distancia del punto de conexión a la subestación primaria como el monto de potencia consumida fuera de hora de punta, son considerados en una sola metodología, la variación de dichos factores puede ocasionar diferencias en los resultados obtenidos. En el Gráfico 3 se ilustra el monto pagado anual según la variación de la distancia y de la demanda máxima suministrada, observándose una mayor sensibilidad en la metodología de los Recargos.

Gráfico 3: Pago Anual según Variación Variables (MM$)

Revisión Experiencia Internacional En el caso de Panamá, en el Reglamento de Distribución y Comercialización29, se indica que los distribuidores que hagan uso de la red de otra distribuidora, no pagan las componentes de costo de Abastecimiento, Alumbrado Público ni los costos de comercialización variable. Pagan la mitad del cargo fijo de comercialización y el resto de los componentes de costos. En caso de que el uso de la red sea por confiabilidad, el cliente debe definir un valor anual de potencia, registrándose los siguientes casos para la facturación de la demanda:

29

Título IV, Sección IV.5.2

-

50

100

150

200

250

300

70% 80% 90% 100% 110% 120% 130%

MM

$

% Variable Respecto de Caso Original

Recargos Dx según distancia

Peaje AT4.3 según Demanda Máxima Suministrada



Si la demanda leída está entre el 50 y el 120% de la demanda definida, se factura la demanda leída.

Si la demanda leída es menor al 50% de la demanda definida, se factura el 50% de la demanda definida.

Si la demanda leída es superior al 120% de la demanda definida, se factura el excedente con un recargo del 50%.

Conclusión y Recomendación No obstante el impacto resultante de la aplicación de cada una de estas metodologías, por coherencia regulatoria, se recomienda la elección de una de ellas para la estimación del pago del usuario de la red, y el reconocimiento de dichos ingresos por parte del propietario de las instalaciones. En particular, se sugiere la metodología de peajes de distribución con la opción tarifaria adecuada al perfil de consumo del usuario, producto que resulta consistente con el procedimiento de fijación de valor agregado de distribución, permitiendo a los clientes de las empresas distribuidoras más alejadas de las subestaciones primarias obtener tarifas menores según el valor agregado de distribución de la empresa propietaria de las instalaciones, al no tener que pagar un cargo dependiente de su distancia a la subestación primaria de distribución.



IV. CONCLUSIONES De modo resumido, las conclusiones centrales del trabajo realizado son las siguientes: 1. El pago a los generadores por la provisión de servicios eléctricos en las subestaciones

troncales, sin considerar ninguna distorsión en el cálculo del precio de nudo promedio a nivel troncal, coincide con aquello que se esperaría de una cadena de pagos correctamente definida, ya que obtienen una cantidad equivalente al precio de nudo promedio troncal multiplicado por la cantidad de energía provista por el generador a nivel troncal.

2. Dada la forma en que se calcula el precio de nudo promedio, éste está determinado por un conjunto de ponderadores asociados a la estructura de las demandas y las pérdidas consideradas. Por esta razón la re-liquidación a los generadores con los datos ex – post es correcta y necesaria. No obstante, para efectos de las reliquidaciones ex – post se recomienda la utilización no sólo de las demandas reales sino también de las pérdidas reales de sub-transmisión, ya que sólo de esta forma se garantiza un pago “correcto” a los generadores.

3. Usar las pérdidas reales de sub-transmisión para re-liquidar el pago a los generadores

no establece ningún incentivo inadecuado para los sub-transmisores, ya que su pago no se re-liquida y ya se ha realizado a partir del precio de nudo promedio a nivel de sub-transmisión originalmente calculado, y los valores reales y estimados de las demandas en las subestaciones primarias y las pérdidas correspondientes.

4. De acuerdo al análisis realizado, se ha concluido que el pago que reciben los sub-

transmisores genera los incentivos correctos tanto desde la perspectiva de la minimización de las pérdidas, como de búsqueda de eficiencia (minimización de costos) en la provisión del servicio. No obstante lo indicado, existe un riesgo de demanda que enfrenta el sub-transmisor en virtud de las ecuaciones tarifarias. Si bien el riesgo de demanda no es tan atípico en los modelos de tarificación de servicios regulados, en este caso se ve agravado por el hecho que se observan diferencias entre las pérdidas reales y teóricas multiplicadas por el precio de la energía, lo cual si bien es conceptualmente correcto, evidencia un problema adicional dado que ese precio difiere entre sus valores ex - ante y ex – post.

5. Desde una óptica estrictamente conceptual es razonable que se establezca una re-

liquidación del pago de los sub-transmisores, eliminando tanto el riesgo de demanda (que en nada contribuye a los incentivos correctos y distorsiona el pago efectivo que debiera recibir el sub-transmisor), como el riesgo asociado a las diferencias entre el precio promedio inicial y final del precio de nudo de energía a nivel de subestaciones troncales.

6. La estructura del peaje de distribución es coherente con el mandato de la ley, no

obstante no garantiza que el pago final a las distribuidoras coincida plenamente con lo que una cadena de pagos bien definida implicaría, es decir, que cubran en forma



estricta sus costos totales (asumiendo que el precio de nudo promedio se calcula con ponderadores sólo asociados a los consumos regulados).

7. Para resolver el problema anterior podría “estampillarse” el precio de nudo promedio

en cada una de las subestaciones primarias de distribución, con lo cual si bien la recaudación de la distribuidora coincidirá con la requerida teóricamente, se perderán las señales de localización de los clientes libres, ya que se les cobrará lo mismo con independencia del lugar en donde se conecten a la red de distribución. Esta circunstancia puede llevar a un encarecimiento de la red en el mediano plazo.

8. La recomendación en este nivel de análisis del problema del pago del peaje de

distribución, es medir la distorsión en la recaudación de la distribuidora, ya que el único dato que se requiere es conocer las demandas de energía para clientes regulados en las diferentes subestaciones primarias (las de los clientes regulados se conocen). De esta forma, se podrá determinar si el sesgo es sistemático en alguna dirección y si los montos son significativos.

9. Si a diferencia con lo indicado en el punto 6. anterior, el precio de nudo promedio se

calculara con toda la energía que transita por la distribución, es decir, la regulada y la no regulada, la conclusión no cambia, aunque sí se modifica la estructura de la diferencia entre el pago teóricamente correcto y el efectivamente implementado con las tarifas actuales. Además, suponer que el precio de nudo promedio debe estimarse con las energías reguladas y no reguladas implicaría una distorsión mayor en los procesos de re-liquidación del pago a los generadores.

10. En el ámbito de la potencia, se observan diferencias en las unidades físicas de potencia

facturadas en cada una de las etapas de la cadena de pago, lo que produce que el usuario final no pague exactamente el costo para el sistema de su consumo de potencia. En este contexto, es conveniente definir una metodología única para la determinación de las unidades físicas de potencia a facturar en cada una de las etapas, lo que podría requerir modificaciones en los reglamentos y decretos tarifarios. Asimismo, debiera llevarse un ajuste anual de la potencia vendida por la distribuidora a las unidades físicas efectivamente compradas.

11. En relación al precio de compra de empresas distribuidoras que usan instalaciones de

terceros, si bien el impacto resultante de la aplicación de cada una de las metodologías descritas arroja resultados similares en el caso analizado, por coherencia regulatoria se recomienda la elección de una de ellas para la estimación del pago del usuario de la red y el reconocimiento de dichos ingresos por parte del propietario de las instalaciones. En particular, se sugiere la metodología de peajes de distribución con la opción tarifaria adecuada al perfil de consumo del usuario, producto que resulta consistente con el procedimiento de fijación de valor agregado de distribución, permitiendo a los clientes de las empresas distribuidoras más alejadas de las subestaciones primarias obtener tarifas menores según el valor agregado de distribución de la empresa propietaria de las instalaciones.



ANEXO N° 1: OPCIONES TARIFARIAS A NIVEL DE DISTRIBUCIÓN. OPCIONES TARIFARIAS Tarifa BT1 Opción de tarifa simple en baja tensión. Para clientes con medidor simple de energía. Se consideran los siguientes casos: Caso a: 1) Aplicable a los clientes abastecidos por empresas cuya demanda máxima anual de consumos en esta opción (BT1) se produce en meses en que se han definido horas de punta; y 2) Aplicable a los clientes abastecidos por empresas cuya demanda máxima anual de consumos en esta opción (BT1) se produce en meses en que no se hayan definido horas de punta y cuyo Factor de Clasificación, calculado según se indica más adelante, sea igual o inferior a dos coma cinco. Caso b: Aplicable a los clientes abastecidos por empresas cuya demanda máxima anual de consumos en esta opción (BT1) se produce en meses en que no se han definido horas de punta, y cuyo Factor de Clasificación, calculado según se indica más adelante, sea superior a dos coma cinco. Tarifa BT2 Opción de tarifa en baja tensión con potencia contratada. Para clientes con medidor simple de energía y potencia contratada. Tarifa BT3 Opción de tarifa en baja tensión con demanda máxima leída. Para clientes con medidor simple de energía y demanda máxima leída. Tarifa BT4.1 Opción de tarifa horaria en baja tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima contratada y demanda máxima contratada en horas de punta del sistema eléctrico. Tarifa BT4.2 Opción de tarifa horaria en baja tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima contratada y demanda máxima leída en horas de punta del sistema eléctrico. Tarifa BT4.3 Opción de tarifa horaria en baja tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima suministrada y demanda máxima leída en horas de punta del sistema eléctrico.



Tarifa AT2 Opción de tarifa en alta tensión con potencia contratada. Para clientes con medidor simple de energía y potencia contratada. Tarifa AT3 Opción de tarifa en alta tensión con demanda máxima leída. Para clientes con medidor simple de energía y demanda máxima leída. Tarifa AT4.1 Opción de tarifa horaria en alta tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima contratada y demanda máxima contratada en horas de punta del sistema eléctrico. Tarifa AT4.2 Opción de tarifa horaria en alta tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima contratada y demanda máxima leída en horas de punta del sistema eléctrico. Tarifa AT4.3 Opción de tarifa horaria en alta tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima suministrada y demanda máxima leída en horas de punta del sistema eléctrico.

DETALLE DE LAS TARIFAS BT1a y AT4.3 Componentes de las Tarifas BT1a

Sólo pueden optar a esta tarifa los clientes alimentados en baja tensión cuya potencia instalada no supere los 10 kW. La estructura formal tarifaria se describe en el siguiente cuadro.

Las componentes de estas fórmulas asociadas a las tarifas BT1a son los siguientes:



a) Cargo fijo mensual (CFES)

Este cargo fijo sectorizado es independiente del consumo, incluso si es nulo, por lo cual se aplica siempre. Se expresa en [$/cliente]. Este cargo depende del Factor de asignación de cargos fijos sectorizados (FSTCF) y del Factor de reasignación de cargos fijos para clientes con medidor de energía (FCFE). Ambos factores se obtienen como resultado del proceso VAD realizado cada 4 años.

b) Cargo único por uso del sistema troncal

Se expresa en [$/kWh]. Se establece de acuerdo a lo señalado en la Ley los cargos únicos se aplicaran diferenciadamente según sea la potencia conectada de los usuarios finales. Se aplicará un cargo para aquellos usuarios cuya potencia conectada sea menor o igual a 2.000 [kW], mientras que se aplicará otro cargo distinto para aquellos que superan los 2.000 [kW] y menores que 15.000 [kW]. En aquellos usuarios que excedan los 15.00 [kW] se aplicará un peaje unitario por retiro que se establecerá por barra de retiro. El cargo único por uso del sistema troncal se determina en el Informe de Precios de Nudo que se fija semestralmente por la CNE.

c) Energía Base:

Se expresa en [$/kWh]. Se determina mensualmente según los meses en que se han definido las horas de punta:

En los meses en que se han definido las horas de punta, el consumo base será igual al límite de invierno.

En los meses en que no participan de las horas de punta, la energía base será igual al total de energía consumida.

Este cargo depende de los siguientes parámetros:

Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión y en alta tensión (PEBT y PEAT) y factores de expansión de pérdidas de potencia en baja y alta tensión (PPBT y PPAT), los cuales se obtienen como resultado del proceso VAD.

Precio nudo de la energía a nivel de distribución (Pe) y precio nudo de la potencia a nivel de distribución (Pp): Se expresan en [$/kWh] y [$/kw/mes] respectivamente, correspondiendo a los precios obtenidos de las licitaciones de suministro realizadas por las empresas distribuidoras.

Costo de distribución en baja tensión (CDBT): Se expresa en [$/kw/mes] y se obtiene del proceso de VAD.



d) Energía adicional de Invierno

Depende de los parámetros descritos anteriormente y del Factor de Invierno (FI), cuyo valor se estimará como doce dividido en la cantidad de meses de hora punta.

Componentes de la Tarifas AT4.3

Tarifa en la cual se mide la energía mensual total consumida, la demanda máxima de potencia en horas de punta y la demanda máxima de potencia suministrada. La estructura formal tarifaria se describe en el siguiente cuadro.

Esta tarifa considera los siguientes cargos:

a) Cargo fijo mensual (CFHS) Cargo fijo sectorizado para cliente con medidor de energía y medidor horario. Este cargo depende principalmente del Factor de asignación de cargos fijos sectorizados (FSTCF), proveniente del proceso VAD realizado cada 4 años.

b) Cargo único por uso del sistema troncal Se expresa en [$/kWh]. Se establece de acuerdo a lo señalado en el DFL4 del 2006 (en adelante, la Ley). Los cargos únicos se aplicarán diferenciadamente según sea la potencia conectada de los usuarios finales. Se aplicará un cargo para aquellos usuarios cuya potencia conectada sea menor o igual a 2.000 [kW], mientras que se aplicara otro cargo distinto para aquellos que superan los 2.000 [kW] y menores que 15.000 [kW]. En aquellos usuarios que excedan los 15.00 [kW] se aplicará un peaje unitario por retiro que se establecerá por barra de retiro. El cargo único por uso del sistema troncal se determina en el Informe de Precios de Nudo que se fija semestralmente por la CNE.

c) Cargo por Energía: Depende del Factor de expansión de pérdidas de energía en baja

tensión (PEAT), el cual está definido según el área típica y del precio de la energía obtenido de las licitaciones de distribución.



d) Cargo por demanda máxima suministrada: Depende del FDFPA (Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas consumidas fuera de punta) determinado por la Autoridad durante el proceso VAD y los CDAT (Costo de distribución en alta tensión).

e) Cargo por demanda máxima leída en horas de punta: Depende de los siguientes

parámetros:

Factores de coincidencia en AT de las demandas presentes en punta y parcialmente presente en punta (FNPPA y FDPPA respectivamente), determinados por la CNE.

Factor de expansión de pérdidas de potencia en AT (PPAT) en horas de punta, dependiente del área típica evaluada.

Precio de la potencia (Pp) obtenido de las licitaciones.

Costo de distribución de AT (CDAT), se expresa en [$/kW/mes] y se obtiene del VAD

INFORME FINAL ESTUDIO “DETERMINACIÓN DE IMPERFECCIONES EN...

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