UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLASTradicionalmente, la actividad de distribución eléctrica, se...

Máster en Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico Promoción 2001/02 Guillermo Alonso Castro Madrid, Julio 2003

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA

MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICO Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

TESIS DE MÁSTER

DETERMINACIÓN DEL VAD PARA UNA EMPRESA EFICIENTE. PASO DE UNA

RED REAL A UNA RED EFICIENTE

AUTOR: GUILLERMO ALONSO CASTRO MADRID, Julio de 2003

Determinación del VAD para una empresa eficiente. Paso de una red real a una red eficiente

1


A mis padres y hermana, por vuestro constante apoyo. A Diana, por tu amor y comprensión.


2


AGRADECIMIENTOS:

Quisiera agradecer a todas aquellas personas que, directa o

indirectamente, con su apoyo y colaboración han permitido que este

documento viera la luz, y en especial a mi familia y amigos.

En primer lugar, expreso mi gratitud para el Dr. D. Jesús Peco, del

Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia

Comillas (Madrid), por su labor de orientación, dirección y apoyo durante

la realización de esta tesis.

Asimismo, agradezco a D. José Ramón Salvador, de Unión Fenosa

distribución, el material e información facilitada, así como sus consejos a

la hora de abordar la temática tratada en este trabajo.

Por último, agradezco la flexibilidad demostrada por mis superiores

directos en Soluziona ingeniería, en especial D. Arturo Maestro y D.

Francisco Javier Martínez durante el periodo lectivo de este Máster, y el

constante apoyo prestado por mis compañeros de trabajo.


3


INDICE

AGRADECIMIENTOS:.................................................................................................................3

INTRODUCCION: .........................................................................................................................6

1. LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN Y SUS COSTES: ..................................................9

1.1. LA REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ............................................................................10 1.1.1. Regulación por coste de servicio.............................................................................10 1.1.2. La regulación por incentivos...................................................................................13

1.1.2.1. Escala deslizante (sliding scale): ........................................................................... 16 1.1.2.2. Ingresos máximos (Revenue Cap): ....................................................................... 16 1.1.2.3. Precios máximos (Price Cap) ................................................................................. 18 1.1.2.4. Menú de contratos.................................................................................................... 18 1.1.2.5. Empresa modelo (Yardstick Competition) ............................................................ 19

1.2. LOS COSTES DE DISTRIBUCIÓN .........................................................................................20 1.2.1. El coste de las instalaciones....................................................................................20 1.2.2. Costes de operación y mantenimiento .....................................................................22 1.2.3. Las compras de energía ..........................................................................................22 1.2.4. Coste de pérdidas ....................................................................................................24

2. ANÁLISIS REGULATORIO DE LA DISTRIBUCIÓN EN DIVERSOS PAISES: .......25

2.1. CHILE:............................................................................................................................25 2.2. ARGENTINA: ................................................................................................................28 2.3. INGLATERRA: ..............................................................................................................29 2.4. ESPAÑA: ........................................................................................................................30 2.5. GUATEMALA: LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD:.............................................33

2.5.1. Ley General de Electricidad: ..................................................................................33 2.5.2. Generalidades: ........................................................................................................33 2.5.3. Las instalaciones de Generación, Transporte y Distribución:................................34 2.5.4. Operación y Explotación de las instalaciones de Generación, Transporte y Distribución: ...........................................................................................................................35 2.5.5. Régimen de precios de la Electricidad:...................................................................37 2.5.6. Peajes por uso de los sistemas de Transporte y Distribución:................................38 2.5.7. Tarifas aplicables a consumidores finales de Distribución: ...................................39

3. CASO EJEMPLO .................................................................................................................41

3.1. DIMENSIONAMIENTO INICIAL DE LA RED..........................................................................42 3.2. CAMBIO EN EL DIMENSIONAMIENTO DE LA INSTALACIÓN ................................................46 3.3. CÁLCULO DE LA RED DE REFERENCIA...............................................................................47 3.4. VIABILIDAD DE LA DISTRIBUIDORA..................................................................................57 3.5. VARIANTE A: ...............................................................................................................65 3.6. VARIANTE B:................................................................................................................76 3.7. VARIANTE C:................................................................................................................85

4. CONCLUSIONES Y PROPUESTA DE METODOLOGÍA PARA EL CALCULO DEL VAD................................................................................................................................................94


4


5. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ..............................................................................106


5


INTRODUCCION:

Tradicionalmente, la actividad de distribución eléctrica, se

encontraba integrada como un eslabón más dentro de las empresas

eléctricas, formando parte de la cadena de actividades desarrolladas en el

sector. La distribución, al igual que el transporte, constituyen, debido a

sus peculiaridades, monopolios naturales que han de estar regulados.

Esto viene motivado por la ineficiencia que supondría duplicar las redes

de transporte y distribución, de manera que varias empresas pudieran

suministrar con redes propias al mismo cliente. La distribución se

encontraba regulada bajo un esquema de reconocimiento de los costes

del servicio, por lo que se trataba de una actividad sin riesgo, en la que

todos los costes e inversiones eran reconocidos por el regulador,

cantidades a las que se les aplicaba una tasa de retorno razonable. Las

distribuidoras, bajo este esquema, planificaban sus instalaciones para

cubrir la demanda punta en un horizonte temporal determinado, que

puede coincidir con el periodo de amortización de las mismas.

En la última década del S. XX, comienza a cambiar el paradigma

de organización de los sectores eléctricos a nivel mundial, dado que se

hacía necesario un aumento de la eficiencia para reducir los altos precios

que en muchos casos se producían, derivados del modelo tradicional.

Surge así la tendencia liberalizadora en la cual, se dejan a la competencia

las actividades de generación y comercialización, y se regula el transporte

y la distribución bajo unos esquemas nuevos.


6


La anterior política de reconocimiento de costes de servicio, (que

en muchas ocasiones podía derivar en sobreinversiones), se cambia por

una regulación que mueve a las empresas a operar de modo más

eficiente, reduciendo sus costes y sus pérdidas, e invirtiendo con más

limitaciones. Todo esto, con objeto de transmitir estas ganancias de

eficiencia al consumidor final, que se verán de esta manera,

materializadas en la tarifa.

Este trabajo, aborda la situación de las empresas que se ven

reguladas mediante estos nuevos esquemas, viniendo de un modelo

tradicional. Se analizarán las posibles discrepancias que surjan entre los

costes reales de la empresa y lo que se les va a reconocer por parte del

regulador.

En primer lugar, se analizará el concepto del Valor Agregado de la

Distribución, que no es más que el coste de la actividad para una empresa

que opera en un área determinada, coste que según los países se

determina de distintos modos. A estos efectos, se analizará la situación en

diversos países representativos por ser pioneros en el cambio de marco

regulatorio.

Finalmente, y mediante un sencillo caso práctico, se analizarán las

discrepancias que surgen al pasar de una red real, dimensionada antes

del cambio regulatorio, a un sistema en que se reconocen los costes de

una red eficiente, y si esto es viable para la actividad de distribución. A

estos efectos se prestará atención a los parámetros que, como la edad

media de las instalaciones amortizadas, influyen en lo reconocido a la


7


distribuidora. Como conclusión, se propondrá una metodología razonable

para que los costes presenten unas discrepancias asumibles que

permitan la sostenibilidad de la actividad de distribución eléctrica y

asimismo no influya en variaciones bruscas en la tarifa para el usuario

final.


8


1. LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN Y SUS COSTES:

El enfoque adoptado sobre la Distribución Eléctrica en este trabajo,

se refiere a concebirla como actividad de red, desvinculándose de su

anterior relación con la actividad comercializadora. Bien es cierto que no

sería posible comprender una red de distribución sin pensar en el fin

último que tiene encomendado, que no es otro que el de dar el servicio

necesario y de calidad a todos los usuarios a ella conectada, pero no es

menos cierto que en la actualidad, las actividades de la cadena tradicional

del sector eléctrico (Generación, Transporte, Distribución y

Comercialización), se han disgregado unas de otras, llegándose a la

separación jurídica y de propiedad.

Es claro el carácter de monopolio natural que posee la actividad de

la distribución, dado que no resulta eficiente la duplicación de las redes en

una misma zona.

Por este motivo, y para controlar el poder monopólico que pudieran

ejercer las distribuidoras, se han diseñado distintos tipos de regulación

para la distribución, mecanismos que además de limitar el poder

monopólico de las distribuidoras, deben lograr incentivar a una inversión

inteligente y justificada, a una gestión eficiente, y a la reducción de

pérdidas. Además, el diseño regulatorio ha de ser tal que estas

pretendidas mejoras de eficiencia se trasladen de alguna manera a los

consumidores.


9


1.1. La Regulación de la Distribución

Históricamente, y a grandes rasgos, se han definido dos tipos

principales de métodos para regular la distribución:

• Regulación por Coste de Servicio o Regulación Directa.

• Regulación por Incentivos o Regulación Indirecta.

La regulación por coste de servicio se basa en el reconocimiento

de los costes en que incurre la distribuidora más una tasa de retorno

razonable. Este tipo de enfoque tiene el peligro de promover

sobreinversiones de modo que no se asignen los recursos disponibles de

modo eficiente. En cuanto a la regulación por incentivos, este enfoque se

basa en forzar a las empresas a la minimización de sus costes, ya sea

mediante una limitación de precios, de ingresos, o por el reconocimiento

de los costes de una empresa eficiente.

Se analizarán a continuación en mayor detalle estos dos tipos de

enfoque regulatorio.

1.1.1. Regulación por coste de servicio

Este método, tradicionalmente empleado en muchos países, se

basa en el reconocimiento de los costes de la actividad, añadiéndose

además una tasa de retorno razonable sobre las inversiones. El método


10


se basa en la tarificación a coste medio a partir de auditorías de los costes

en que incurren las empresas para prestar el servicio.

La señal más clara que envía la regulación por coste de servicio es

el incentivo a las inversiones, al tratarse de una situación sin riesgo para

las empresas, que ven todos sus costes reconocidos. Este enfoque se ha

empleado en muchos casos para crear un sector sólido en el cual

introducir más tarde competencia.

El punto negativo de la regulación por coste de servicio es que las

inversiones acometidas, son en ocasiones ineficientes, dado que este

modelo no tiene en cuenta los efectos que produce cada inversión en los

consumidores; únicamente se le pasa al cliente el coste incurrido en la

tarifa.

Para la determinación del coste del servicio, se procede en primer

lugar a determinar los costes de inversión y operación, a encontrar el

capital remunerable, y a elegir la tasa de retorno aplicable sobre el capital.

A grandes rasgos, el coste de servicio se calcula como los costes

de operación y mantenimiento, más la depreciación, más los impuestos,

más el coste de capital y menos otros ingresos no relacionados con la

energía eléctrica.

Para hallar el coste de capital, hay que determinar la inversión neta

remunerable, que es básicamente el valor de las instalaciones en uso más

el activo circulante. En ocasiones se permite incluir las obras en curso.


11


Sobre esta inversión neta remunerable, se aplica una tasa de retorno de

las inversiones. El valor de este parámetro desde siempre ha sido objeto

de desacuerdo entre el regulador y las empresas. El criterio general es

que el valor de la tasa de retorno aplicable ha de ser parecido al de otras

actividades de riesgo similar, promoviendo la viabilidad de la distribución y

la confianza de los inversores en esta actividad para que haya capital

disponible cuando sea necesario acometer nuevas inversiones.

Para calcular la depreciación de las instalaciones se utilizan

habitualmente métodos de depreciación lineal, aunque en ocasiones se

han empleado los de depreciación acelerada, de cara a que las empresas

obtengan menores resultados operativos al principio por haber depreciado

sus activos, lo cual implica menor pago de impuestos.

Una vez determinado el coste de servicio, y como se ha dicho

anteriormente, habrá que deducir de esta cantidad los ingresos no

relacionados con la actividad eléctrica, como la venta de elementos

patrimoniales, o la prestación de servicios adicionales que no tengan que

ver con la venta de energía eléctrica.

Entrando en un nivel más detallado, se distinguen dos tipos de

métodos de regulación por coste de servicio:

• Regulación por coste de servicio con fijaciones tarifarias

frecuentes: esta metodología presenta el problema de

inversiones excesivas por parte de las empresas, dado que las

tarifas se revisan continuamente y la empresa ve reconocidos


12


todos sus costes. Por tanto este método no aporta incentivos

para una inversión inteligente que produzca ganancias de

eficiencia a nivel global. También es fácilmente comprensible

que la firma no se preocupe bajo este esquema de encontrar su

nivel de producción óptimo ni de utilizar sus recursos de manera

eficiente.

• Regulación por coste de servicio con fijaciones tarifarias poco

frecuentes: este método incentiva a las empresas a la reducción

de costes y a la maximización de beneficios, dado que durante

largos periodos de tiempo el precio va a ser fijo. Bajo este

esquema las empresas no tienen garantizado que su mejora de

eficiencia vaya a ser retribuida y tampoco saben cuando va a

ser la próxima revisión de sus costes.

1.1.2. La regulación por incentivos

En muchos países se han visto las debilidades antes comentadas

acerca de la regulación por coste de servicio, por lo que se ha decidido la

adhesión a esquemas que promuevan una mayor eficiencia en las

inversiones.

Básicamente, un modelo de regulación por incentivos se puede

sintetizar en la siguiente figura:


13


Figura 1: Síntesis de modelos regulatorios

En esta figura se pretenden plasmar los distintos modelos

regulatorios de los que se está hablando, mediante una simple expresión:

CostesbaIngresos ⋅+= (1)

Donde:

Ingresos recibidos a posteriori

a pago fijo, determinado a priori

b factor de proporcionalidad de los costes,

determinado a priori, 0<b<1

costes incurridos a posteriori


14


Por tanto, un mecanismo de regulación por incentivos es aquel que

es capaz de mover a la empresa a que minimice sus costes, dado que la

empresa que lo hace es compensada por ello. De modo que en un

modelo cuyo parámetro b es pequeño (próximo a cero), es un modelo de

alto incentivo para que la empresa minimice sus costes, pues la empresa

es prácticamente tomadora de precio y hasta la siguiente revisión tarifaria

todo el esfuerzo que haga en reducir costes redundará en su beneficio.

En el extremo contrario estarán los mecanismos de bajo incentivo, que, en

el límite, con b→1, se transforman en el método de reconocimiento de

costes comentado en el apartado anterior.

La regulación por incentivos se basa en no garantizar a la empresa

la recuperación de los gastos incurridos, si no se invierte y opera de un

modo eficiente y tendente a la reducción de costes, no significando ello

implicaciones en la reducción de la calidad del servicio (existen también

incentivos para esto). Normalmente se reconocen los costes de una

empresa eficiente de referencia, costes que obligan a las empresas reales

a tender hacia este status de eficiencia e idoneidad.

Los principales puntos positivos de la regulación por incentivos son

los estímulos a la eficiencia que este esquema promueve, de modo que al

no estar garantizada la recuperación de costes, la empresa ha de operar

al máximo rendimiento e intentando operar con costes inferiores a los

reconocidos. Asimismo, los errores en la planificación, inversión y

operación, no son íntegramente pasados a los consumidores en la tarifa,

sino que recaen en la propia empresa, lo cual constituye un incentivo de

primera magnitud al comportamiento eficiente.


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Entre los puntos negativos del enfoque de regulación por

resultados, cabe destacar que decisiones que pueden afectar a la calidad

recibida por el usuario quedan a voluntad de las empresas.

Se expondrán a continuación las principales variantes de métodos

englobados bajo el esquema de regulación por incentivos:

1.1.2.1. Escala deslizante (sliding scale):

Los precios se ajustan de manera que la tasa de retorno de la

empresa se encuentre dentro de un rango determinado. Si la situación

hace que la tasa de retorno de la empresa caiga por debajo de la banda

reconocida, los precios se aumentarían, y viceversa. Este método tiene la

desventaja de, caso de ser la banda permitida de tasas de retorno

demasiado estrecha, las fijaciones tarifarias se vuelven muy frecuentes

llegándose a la similitud con el esquema de coste de servicio.

1.1.2.2. Ingresos máximos (Revenue Cap):

Los ingresos de la empresa se proceden a limitar mediante una

expresión del tipo:

( ) ( ZXIPCClientesII ctt ±−+⋅∆⋅+= − 11 )α (2)

Donde:

It ingresos permitidos a la empresa en el año t

αc factor de proporcionalidad por aumento de

clientes


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∆Clientes cambio anual en el número de clientes

IPC índice de inflación

X factor de eficiencia

Z otros ajustes

La interpretación de este modelo es clara. El ingreso máximo

permitido a una distribuidora para un año concreto es el del año anterior

aumentado en proporción al número de clientes (si éstos aumentan

también lo hacen los costes de la distribuidora), al índice de precios

utilizado en el país, y disminuido en un factor de eficiencia X (fijado por el

regulador), que fuerza a la distribuidora a ser más eficaz en su operación

e inversiones y a reducir sus costes. En ocasiones, se utiliza un ajuste por

el incremento de energía distribuida en vez de por número de clientes, y

en otras, una combinación de los dos sistemas.

El factor Z se utiliza para corregir los ingresos debido a factores

que escapan del control de la firma, o a cambios en el entorno, o incluso

errores regulatorios.

Una empresa regulada bajo ingreso máximo buscará reducir sus

costes a base de producir menos cantidad, y a precio más alto, lo cual

entra dentro del comportamiento monopólico.

La problemática de estos métodos radica en la fijación del ingreso

máximo permitido en el primer año de aplicación, empleándose

habitualmente para su determinación un análisis de costes de servicio de

las empresas.


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1.1.2.3. Precios máximos (Price Cap)

Similar al esquema anterior, pero lo que se limitan son los precios

sin restringir los ingresos de la distribuidora. El método es similar al coste

de servicio con fijaciones tarifarias lo suficientemente largas. La expresión

para limitar el precio, es del tipo:

ZXIPCPP tt ±−+⋅= − )1(1 (3)

Donde:

Pt es el precio máximo para el año t

IPC índice de precios

X factor de eficiencia

Z otros ajustes

La interpretación de la anterior expresión es análoga al caso

expuesto de limitación de ingresos. En este caso la empresa tendrá

incentivos a maximizar sus ventas, normalmente hasta alcanzar la

igualdad entre ingreso marginal y coste marginal.

1.1.2.4. Menú de contratos

Debido al hecho de que las empresas tienen distintos niveles de

eficiencia, el regulador las ofrece la posibilidad de elegir entre distintos

contratos de precio máximo, con un pago fijo asociado a cada contrato. El

pago fijo es mayor cuanto menor sea el precio máximo del contrato, y

viceversa. De modo que las empresas que son de por sí más eficientes


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escogerán los contratos con precios máximos más bajos, y en el otro

extremo están las empresas menos eficientes, que tenderán a los

contratos de mayor precio máximo para poder cubrir sus costes. De este

modo, las empresas, escogiendo la combinación adecuada entre pago fijo

y precio máximo, pueden maximizar sus beneficios, y además revelan al

regulador sus niveles de eficiencia.

Los inconvenientes que presenta este tipo de metodología radican

en la gran cantidad de información que necesita el organismo regulador

para poder diseñar contratos con combinaciones factibles de precios

máximos y pagos, que puedan resultar atractivos a las distintas empresas.

1.1.2.5. Empresa modelo (Yardstick Competition)

En este método se determinan los precios máximos a partir de los

costes de una empresa ficticia y eficiente que se usa como modelo para

simular la competencia. La empresa modelo es una metodología para fijar

el precio máximo o también el beneficio máximo. En los países en que se

emplea este método, se suelen determinar diversas áreas típicas en

función de parámetros que influyan en los costes de distribución (como

por ejemplo la densidad de clientes), y se crea una empresa modelo para

cada área típica. La empresa modelo ha de estar adaptada a la demanda

y dar un servicio análogo al de las empresas reales, operando en cada

área típica.

Esta metodología presenta como ventajas que la empresa modelo

creada representa los costes eficientes de inversión y explotación, y el


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regulador podría incluso prescindir de la información que le facilitan las

empresas reales.

1.2. Los costes de distribución

La actividad de distribución eléctrica lleva implícitos cinco costes

principales, a saber:

• El coste de las instalaciones nuevas y existentes.

• El coste de operación y mantenimiento de la red.

• Las compras de energía.

• Las pérdidas de energía.

• El coste de capital.

1.2.1. El coste de las instalaciones

Se entiende por coste de capital de una distribuidora la

depreciación de las instalaciones más los intereses que generaría el

capital invertido, que generalmente se consideran más elevados que los

intereses bancarios usuales, para incluir el riesgo de la actividad.

A la hora de determinar el capital invertido o inmovilizado, punto de

crucial importancia en el cálculo tarifario, se plantean varias

metodologías, de las que se hace a continuación una breve revisión:

• Coste histórico: es el valor pagado por la distribuidora por sus

instalaciones, deduciendo la depreciación acumulada, mediante


20


diversos métodos de amortización. La ventaja de este método

es su simplicidad y la obtención de un valor preciso, de ahí su

amplia utilización. La edad media de las instalaciones será un

factor de primer orden en el cálculo del coste histórico, dado

que el efecto de la depreciación creará diferencias entre

empresas que pueden estar dando idéntico servicio. Este

método no promueve el alcance de una meta de eficiencia por

parte de las empresas, dado que sólo se preocupa de asegurar

una cierta rentabilidad a las empresas. Además el método

contempla un análisis de las inversiones futuras de modo que

se puedan incorporar a las tarifas en cada revisión para poder

ser remuneradas también.

• Valor Nuevo de Remplazo: es el coste actual de adquisición de

nuevas instalaciones y equipos, que permitan dar un servicio

igual al proporcionado por las instalaciones existentes,

utilizando la última tecnología y al mínimo coste. Bajo este

método subyace la idea de eficiencia, de modo que cuando a

una empresa se le retribuye su red según el VNR, se le está

comparando con una empresa nueva, con la última tecnología,

y operando con un coste de capital competitivo.

• Coste de Reposición: es el coste de construcción de las mismas

instalaciones y equipos en la actualidad, sin que importe si los

mismos están obsoletos. Este método, al igual que el de coste

histórico, no entrega mayores incentivos de cara a la inversión y

operación eficientes.


21


• Justo Valor: corresponde a un método de valoración subjetiva

del capital inmovilizado por parte del regulador. Es una especie

de media ponderada entre los costes de reposición e históricos.

De cara a incentivar la eficiencia, no presenta ventajas.

1.2.2. Costes de operación y mantenimiento

Los costes de operación y mantenimiento engloban las partidas de

remuneración del personal técnico y administrativo, los arriendos de

terrenos, las propiedades inmuebles de la distribuidora, y los costes de

mantenimiento de líneas y transformadores.

También se incluyen en esta partida de costes los consumos

propios y servicios adicionales como lectura de medidores, notificaciones,

mantenimiento de empalmes y equipos diversos, poda de vegetación o

vigilancia.

Al igual que los costes de inversión, los de operación y

mantenimiento dependerán en gran medida del área que se esté

estudiando A este respecto, es evidente intuir que en una zona rural, con

una mayor dispersión de los consumos, se requerirá una estructura que

implicará costes de inversión, operación y mantenimiento mayores que en

zona urbana, hablando en términos relativos o por unidad de potencia

distribuida.

1.2.3. Las compras de energía

Se describirá aquí, “grosso modo”, cuál es el origen de los precios


22


de la energía. Estos precios corresponden a los costes unitarios de

compra de las distribuidoras a los agentes inmediatamente aguas arriba

en el sistema eléctrico (los generadores).

En cuanto a los precios de generación, tras el proceso liberalizador

acometido en varios países a finales del S. XX que ha significado en la

mayoría de los casos la introducción de competencia en el área de

generación y la regulación de aquellas actividades reconocidas como

monopolios naturales (transporte y distribución), y obviando las

diferencias en los esquemas regulatorios, es una nota común en todos los

países que las transacciones de energía se realizarían a través de un

Pool de generadores.

Este Pool se erige como un instrumento de transacción para

comprar y vender energía de forma instantánea entre los participantes

(generadores y grandes clientes normalmente), obligando a una

operación coordinada del sistema para abastecer la demanda al mínimo

coste.

Del funcionamiento de un mercado como el descrito, resulta un

precio único, denominado precio spot, y que suele ser inestable en el

tiempo y muy dependiente de contingencias en el sistema. El cálculo del

precio spot se realiza considerando el precio ofertado por la unidad más

cara que ha de operar en el sistema, considerando un despacho óptimo

(metodología seguido en España). En otros países se utiliza una variante

a este enfoque, que consiste en calcular el precio spot como el coste

variable de la unidad más cara que ha de operar, considerando también

un despacho óptimo.


23


Adicionalmente a los precios del mercado spot, existe la posibilidad

de celebrar contratos entre los generadores y sus clientes, como

instrumento para evitar el riesgo de la volatilidad de los precios spot.

1.2.4. Coste de pérdidas

Considerando la totalidad del sistema eléctrico, el segmento de

distribución es aquel en el que se produce la mayor proporción de

pérdidas, dado que éstas aumentan conforme la tensión disminuye. De

ahí la importancia de este coste en el análisis de la distribución.

La manera usual de tratar los costes de pérdidas, es decir, la

energía comprada por la distribuidora menos la energía vendida a los

consumidores, consiste en la imputación parcial de las mismas a los

clientes; de manera que los clientes sólo pagan por un nivel de pérdidas

reconocido o permitido, que corresponde a una distribuidora eficiente en

su inversión y control de pérdidas. De esta manera se incentiva a la

distribuidora a la reducción de las pérdidas.

Normalmente, estas pérdidas reconocidas se cuantifican mediante

unos factores de pérdidas, diferentes según el nivel de tensión y

determinados mediante estudios, que multiplican el precio base de la

energía cobrado a los clientes, compensándose así las pérdidas

reconocidas en las redes.


24


2. ANÁLISIS REGULATORIO DE LA DISTRIBUCIÓN EN DIVERSOS PAISES:

En este epígrafe se pretende dar una pincelada sobre el

tratamiento regulatorio de la distribución en diversos países pioneros en la

liberalización de sus respectivos sectores eléctricos, constituyendo así

una referencia a nivel mundial.

2.1. CHILE: En el ámbito chileno, las distribuidoras sirven los consumos de

clientes de menos de 2 MW, con tarifas reguladas (los de más de este

valor negocian libremente con sus suministradores), dentro de la

denominada zona de concesión de la distribuidora. En el precio que se

cobra a los clientes, aparecen dos componentes:

• Una componente asociada a la distribución,

correspondiente al VAD.

• Otra componente de generación - transporte, que da

cuenta del precio al cual la distribuidora compra la energía a los

generadores.

La metodología empleada en Chile, pretende reflejar la estructura

de costes de distribución y a la vez, impulsar a las empresas

distribuidoras a alcanzar un status de mayor eficiencia, debido a que no

se reconocen los costes en que incurre la empresa en cuestión, sino que

se basa en los costes de una empresa modelo eficiente.


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Para el cálculo del VAD, se define una empresa modelo eficiente,

que esté adaptada a la demanda. Esta empresa tendrá los siguientes

costes:

• Costes fijos por administración, facturación y atención

al usuario, independientes de su consumo.

• Pérdidas medias en distribución, con su componente

de potencia y energía.

• Costes de inversión y operación, asociados a la

distribución, por unidad de potencia suministrada.

Para comparar las diversas empresas de modo homogéneo, se

clasifican por áreas típicas de distribución, siendo el parámetro clave el

nivel de densidad de consumo, resultando tres áreas típicas:

• Área 1: urbana de alta densidad.

• Área 2: urbana de media densidad.

• Área 3: rural de baja densidad.

El nivel de densidad de consumo viene dado por variables como la

energía anual por habitante, la capacidad instalada en transformadores de

distribución por kilómetro de línea de MT y por los kilómetros de línea de

BT por cliente. De todos modos, como se criticará más adelante, no es

esta una metodología del todo clara para la determinación de las distintas

áreas típicas.


26


A continuación, la comisión escoge la empresa más eficiente para

cada área, y partiendo de los consumos a abastecer y su localización

geográfica, se estudia teóricamente la manera más eficiente de dar el

servicio de distribución correspondiente, de donde se obtendrán unos

costes de inversión y de explotación.

Los costes de inversión se calculan utilizando una tasa de

descuento del 10% anual y basándose en el valor nuevo de remplazo

(VNR), siendo éste el coste de renovar todos los equipos destinados a dar

el servicio de distribución. Los costes de inversión y explotación, para

cada nivel de tensión (MT y BT), se dividen entre la potencia coincidente

demandada tanto en MT como en BT, resultando los valores agregados

en MT y BT.

En cuanto a los costes fijos, serán los costes necesarios para dar el

servicio, independientemente del consumo de los clientes, en que incurre

la empresa eficiente. Típicamente estos costes se refieren a los procesos

de lectura de contadores, facturación, cobro y atención al cliente.

Las pérdidas de distribución en potencia y energía, corresponden a

las pérdidas medias de distribución en la red de la empresa modelo.

Estos estudios de costes son contratados de modo independiente

por la comisión y por las empresas. Se obtiene un valor agregado final

aplicando la ponderación siguiente: 2/3 para el estudio encargado por la

comisión y 1/3 para el de las empresas.


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El VAD se calcula cada cuatro años, en los cuales se remunera a

las empresas en función de las ventas realizadas. Llevado a cabo el

estudio, hay que comprobar si el VAD no se aparta mucho de la realidad.

Con los VAD obtenidos y los precios de nudo de la energía

correspondientes, se estructuran unas tarifas iniciales, las cuales deberán

permitir obtener a las empresas una rentabilidad del 10 ± 4%. En caso

contrario se ajustarán los valores hasta alcanzar estos límites.

2.2. ARGENTINA: En Argentina, la regulación hasta los años 90, está basada en el

reconocimiento de costes mas una tasa de rentabilidad determinada. Este

modelo entra en crisis por el hecho de que el reconocimiento de los

costes implica que no siempre las inversiones acometidas son las más

eficientes.

Se tiende entonces a implantar un modelo de regulación indirecta

que logre el establecimiento de unas tarifas razonables, que asegure la

recuperación de las inversiones en el caso de que se haga una gestión

eficiente, y que premie a las inversiones que redunden en un servicio de

mayor calidad.

A nivel práctico, la metodología que se ha propuesto en Argentina,

valora la red según el Valor Nuevo de Remplazo de aquellas instalaciones

adaptadas a la demanda del periodo de revisión considerado, que

impliquen un coste de inversión y pérdidas mínimo.


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2.3. INGLATERRA: La regulación de la distribución en el Reino Unido sigue la

estrategia de la limitación de precio, por la cual el organismo regulador

autoriza un incremento máximo anual determinado de los precios que

pueden cargar las distribuidoras. El precio máximo va mayorado, estando

indexado con el índice de precios al consumo (RPI en siglas inglesas), y

disminuido con un factor X de eficiencia, que obliga a las empresas a

reducir sus costes y ser más eficientes, traspasándose esta eficiencia a

los consumidores. Luego el precio máximo que puede cargar la

distribuidora es el precio del año anterior multiplicado por (RPI-X).

El punto crucial en esta regulación es determinar el precio inicial

sobre el cual aplicar el (RPI-X). El regulador inglés ha realizado análisis

de regresión múltiple que tratan de explicar el coste de operación en

función de variables como la longitud de línea aérea, la densidad de

consumidores o la distribución de consumidores por categorías. Estos

análisis han reflejado grandes dispersiones entre unas empresas y otras,

motivadas quizá por que resulte más caro distribuir en determinadas

zonas.

En cuanto a las inversiones, no se aplicó una metodología clara, de

modo que en los estudios se consideraban inversiones inferiores a las

que las empresas estimaban necesarias. Todo ello dio lugar en 1994 a

precios base bastante inferiores a los que se tenía para el año anterior.


29


2.4. ESPAÑA: Tradicionalmente, la actividad de distribución en España ha sido

regulada según un esquema de reconocimiento de costes de servicio.

Con el cambio de entorno en el sector eléctrico español, la regulación de

la distribución ha evolucionado a un sistema de incentivos. Este sistema

de incentivos está fundamentado en España en la idea de desacoplar

durante periodos de varios años, los ingresos de los costes de la

distribuidora para así, crear un estímulo a la reducción de costes por parte

de la distribuidora.

La idea expuesta se materializa en un esquema de limitación de

ingresos, estando determinado el ingreso máximo permitido a la

distribuidora en un año determinado por una expresión similar a la (2),

concretamente:

( FDIPC

II tt

tt ⋅∆+⋅

−+⋅= − 1

1001

11 ) (5)

Donde:

It Ingreso máximo para el año t

IPCt índice de inflación del año t

∆Dt incremento de la demanda de la distribuidora

en el año t. Si el incremento es negativo, no se considera este término

F factor que relaciona los incrementos de energía

distribuida con el incremento de coste producido


30


En cuanto al factor de eficiencia que minora al IPC (el factor X), se

ha fijado en el 1% como reducción de costes anual exigida a la

distribuidora para aumentar la eficiencia del sistema y conseguir una

progresiva reducción en las tarifas finales.

El factor F que relaciona incrementos en la energía distribuida con

el aumento de costes ocasionado, se ha fijado inicialmente en el valor 0,4,

y en una segunda revisión en 0,3. Este parámetro actúa también como un

factor de eficiencia limitando el ingreso permitido por aumento en energía

distribuida (aumento del mercado), lo cual ocasiona por supuesto unos

costes.

Para determinar la red que se ha de remunerar inicialmente, y

hallar así el ingreso máximo en el primer año de aplicación de este

esquema regulatorio, se utiliza el modelo de red de referencia, el cual

diseña una red óptima que minimiza el binomio inversión más pérdidas.

Se determina de este modo el coste eficiente de la actividad de

distribución, repartiendo a cada empresa según las características de la

zona en que presten el servicio (construyendo esta red para cada zona,

con sus peculiaridades de densidad, número de clientes, etc.)

Pero finalmente, para determinar los porcentajes de reparto de la

retribución asignada a la actividad de distribución en España

(determinada ya de antemano según la normativa vigente), se ha optado

por el desarrollo de un modelo de red de referencia, basado en algoritmos

perfectamente conocidos y que caracteriza las distintas zonas en las que

se puede dividir el territorio. Como se ha apuntado anteriormente, este


31


modelo calcula una red hipotética que es eficiente en términos de

minimización del binomio inversión + pérdidas. El reparto será función de

los distintos costes de la red de referencia, que son:

• Costes de inversión: considerados como valor nuevo de

remplazo, siendo la tasa de actualización del capital de un

9,46%

• Costes de explotación de las instalaciones: operación y

mantenimiento.

• Otros costes independientes de la red de referencia.

Por tanto, se determina una red de referencia objetiva que abarca

todo el territorio nacional. Los datos necesarios para su determinación,

provienen básicamente de una base de datos obtenida de diversas

fuentes catastrales e institutos geográficos y de bases de datos

comerciales de las compañías. El modelo, además, impone restricciones

a la calidad de suministro, siendo las más destacadas la limitación en las

caídas de tensión y en el número de interrupciones.

En cuanto a la tasa de actualización del capital elegida, guarda

relación con el riesgo-país en España más el premio por riesgo a las

empresas eléctricas.

Mediante este modelo de red de referencia, se determinan

finalmente los coeficientes de reparto entre las distintas empresa de la


32


cantidad total para la retribución de la actividad de distribución,

contemplada en la Orden Ministerial del 14/06/99.

2.5. GUATEMALA: LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD:

En este epígrafe se pretende resumir y valorar cuanto contempla la

Ley General de Electricidad guatemalteca acerca del esquema retributivo

de la Distribución Eléctrica.

En primer lugar, se dará una visión general del sector eléctrico en

Guatemala, a través de lo contemplado en la legislación mencionada,

antes de hablar propiamente de la retribución de la distribución.

2.5.1. Ley General de Electricidad:

2.5.2. Generalidades:

Esta Ley, contenida en el Decreto nº 93-96 del Congreso de la

República, sienta las bases para la liberalización del sector eléctrico,

intentando paliar la precaria situación anterior en cuanto al abastecimiento

de energía eléctrica de la población. De este modo se promueve la

inversión en nuevas instalaciones que mitiguen la anterior problemática.

La Ley abarca el ámbito de las actividades de generación,

transporte, distribución y comercialización, sentando las bases habituales

en mercados liberalizados, como son:

• Carácter libre de la generación eléctrica.


33


• Carácter libre del transporte y distribución, mientras

no se usen bienes públicos. En caso contrario, es necesaria

autorización.

• Precios libres por la prestación del servicio, salvo en

los casos de transporte y distribución sujetos a autorización.

• Creación de un mercado mayorista, con

transferencias entre los diversos agentes reguladas en esta Ley.

Asimismo, por esta Ley se crea la Comisión Nacional de Energía

Eléctrica, órgano técnico del Ministerio de Energía y Minas. Las funciones

principales de la Comisión consisten en hacer cumplir las leyes en materia

de competencia, velar por los derechos de los usuarios, evitar conductas

abusivas, definir las tarifas reguladas en transporte y distribución, arbitrar

ante conflictos, emitir la normativa técnica y elaborar las disposiciones

para garantizar el libre acceso a la red.

Como suele suceder en el ámbito internacional allá donde el sector

eléctrico ha sido liberalizado, la presente Ley exige la separación jurídica

entre las actividades reguladas y liberalizadas.

2.5.3. Las instalaciones de Generación, Transporte y Distribución:

La instalación de centrales generadoras es libre, sin requerimiento

de autorización alguna, y existiendo únicamente las limitaciones


34


referentes a conservación del medio ambiente y protección de personas,

bienes y derechos. Tanto las instalaciones de generación como de

transporte de energía eléctrica han de adjuntar una declaración de

impacto ambiental emitida por la Comisión Nacional de Medio Ambiente

en base al Estudio de Impacto Ambiental del proyecto en cuestión.

En caso de afección o uso de bienes del Estado para llevar a cabo

las instalaciones, sí será necesaria una autorización del ministerio. Estas

autorizaciones facultan al adjudicatario par el uso de bienes de dominio

público, pero sin carácter de exclusividad en caso de llegada de terceros

que podrán competir con el adjudicatario, y con un plazo máximo de 50

años.

2.5.4. Operación y Explotación de las instalaciones de Generación, Transporte y Distribución:

Análogamente a otros modelos liberalizados, se crea un organismo

gestor del Mercado Mayorista, denominado Administrador del Mercado

Mayorista. Su perfil es una mezcla funcional entre el Operador del

Sistema y el Operador del Mercado en España. Es un organismo privado,

independiente y sin ánimo de lucro. Sus funciones principales son bien

conocidas, a saber:

• Coordinar la operación de centrales, red de

transporte, interconexiones internacionales, al mínimo coste, en

un marco libre de transacciones entre agentes.


35


• Establecer los precios de corto plazo para las diversas

transacciones, cuando no se trate de contratos de largo plazo.

• Garantizar la seguridad del sistema y el

abastecimiento eléctrico.

En cuanto a la Distribución, se da el derecho de suministro a todo

consumidor ubicado en el área obligatoria de servicio de un adjudicatario

(franja de 200 m alrededor de las instalaciones), o a todo consumidor que

llegue a esta área mediante líneas propias o de terceros.

El Estado podrá otorgar subsidios para proyectos de electrificación

rural, de beneficio social o de utilidad pública.

Los usuarios no podrán hacer uso de una demanda superior a la

contratada con el suministrador. En este caso se podrá llegar a la

suspensión del servicio por parte del distribuidor y cobrarse el exceso de

demanda. Se prevé también el corte del servicio en caso de clientes que

tengan pendiente el pago de dos o más facturaciones, o en caso de

condiciones de suministro alteradas por el usuario.

El adjudicatario está obligado a dar el servicio mediante líneas

aéreas. En el caso de requerirse otros medios más costosos, el

interesado o municipio pagarán la diferencia de costes de inversión al

adjudicatario.

Los distribuidores están obligados a tener contratos vigentes para

el año en curso y el vigente con los generadores, que permitan asegurar

su compromiso de potencia y energía. Se prevén indemnizaciones a los


36


clientes a tarifa, cuando se produzcan cortes de suministro no imputables

a causas de fuerza mayor.

Cuando termine el plazo de autorización comentado anteriormente

para el adjudicatario, se procederá a subasta pública de los bienes y

derechos de las autorizaciones. A esta subasta también se podrá

presentar el ex-adjudicatario siempre y cuando la autorización no haya

caducado por motivos de mala calidad de suministro.

2.5.5. Régimen de precios de la Electricidad:

Están sujetos a regulación los precios de los siguientes

suministros:

• Las transferencias entre generadores, distribuidores,

comercializadores, importadores y exportadores, que resulten de

la operación al mínimo coste del sistema, cuando no sean

transferencias pactadas libremente en contratos.

• Los peajes a que están sometidas las líneas de

transporte, subestaciones e instalaciones de distribución, si no se

han podido establecer por acuerdo entre las partes. La Comisión

determinará los mismos.

• Los suministros a consumidores finales cuya

demanda máxima no supere lo señalado en el Reglamento.

El resto de precios, se considera libre.


37


Los peajes determinados por la Comisión reflejarán los costes

medios de capital y operación de un sistema económicamente adaptado.

Los costes propios de la distribución, aprobados por la Comisión,

corresponderán a costes estándares de distribución de empresas

eficientes. Las tarifas a usuarios finales, resultarán de añadir los costes de

adquisición de potencia y energía por el distribuidor, a la entrada de su

red. No existen prestaciones de las empresas a sus empleados como

suministro gratuito de energía eléctrica.

2.5.6. Peajes por uso de los sistemas de Transporte y Distribución:

Si no hay acuerdo entre las partes, decide la Comisión. Todo

generador e importador conectado al sistema de transporte paga peaje

por el uso del sistema, por kW de potencia conectada.

Todo propietario de instalaciones de Transporte y Distribución está

obligado a permitir el uso de sus sistemas a terceros.

El Peaje en el sistema principal de Transporte resulta de dividir la

anualidad de la inversión y de los costes de operación y mantenimiento

para instalaciones óptimamente dimensionadas, entre la potencia firme

total conectada. La anualidad de la inversión será calculada sobre la base

del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones óptimamente

dimensionadas, considerando la tasa de actualización usada en el cálculo


38


de las tarifas y una vida útil de 30 años. El peaje será fijado por la

Comisión cada 2 años.

Existe un peaje secundario para el caso en que se utilicen

instalaciones de Distribución o situadas fuera del sistema principal. En

caso de tratarse de instalaciones de Distribución, el peaje secundario

corresponderá al Valor Agregado de Distribución por unidad de potencia

máxima que la Comisión determine para el cálculo de tarifas a clientes

finales.

2.5.7. Tarifas aplicables a consumidores finales de Distribución:

Se calcularán como suma del precio ponderado de todas las

compras del distribuidor, referidas a la entrada en la red de Distribución y

del VAD. Para referir los precios a la entrada de la red de Distribución, se

añadirán los peajes por subtransmisión que sean pertinentes.

El VAD corresponde al coste medio de capital y operación de una

red de Distribución de una empresa eficiente de referencia, operando en

un área de densidad determinada. Ha de contemplar al menos:

• Costes asociados al usuario, independientemente de

su demanda.

• Pérdidas medias de distribución, separadas en

potencia y energía.


39


• Costes de capital, operación y mantenimiento, por

unidad de potencia suministrada.

El coste de capital se calculará como la anualidad constante de

coste de capital correspondiente al VNR de una red dimensionada

económicamente. La anualidad será calculada con la vida útil de

instalaciones de distribución y con la tasa de actualización que se utilice

en el cálculo de las tarifas. El coste de Operación y Mantenimiento

corresponderá al de la gestión eficiente de la red de distribución de

referencia.

Cada distribuidora calculará los componentes del VAD mediante

estudio encargado a firmas precalificadas por la Comisión. Podrá ser el

mismo estudio para varias Distribuidoras de densidad semejante, y se

podrá usar el mismo VAD para la determinación de las tarifas de las

empresas calificadas en un mismo grupo.

La metodología para la determinación de las tarifas, será revisada

por la Comisión cada 5 años.

La tasa de actualización se determinará mediante estudios

contratados a empresas cualificadas en la materia, no pudiendo ser

inferiores al 7% ni superiores al 13%, casos en que se aplicarían estos

valores extremos.


40


3. CASO EJEMPLO

Para ilustrar todo lo expuesto, se planteará un sencillo caso

ejemplo en que se pretende reproducir la situación de una empresa

regulada tradicionalmente, que invierte en una instalación muy simple, y

que en un momento intermedio de la vida útil de la misma, se produce el

cambio regulatorio hacia un esquema de regulación por incentivos,

analizándose entonces lo que sucedería con la empresa.

A continuación, se realizarán ciertas variantes sobre el caso

ejemplo base, que consistirán en la variación de ciertos parámetros como

los factores de crecimiento de la demanda o las tasas de retorno, a fin de

comprobar el comportamiento de la metodología analizada en el sentido

de la correspondencia entre costes reconocidos por el regulador,

derivados de la red eficiente y costes reales incurridos por la distribuidora

y pendientes de recuperar, debidos a su instalación real.

En la siguiente tabla se resumen los parámetros empleados en el

caso ejemplo y sus variantes analizadas. Caso INICIAL VARIANTE A VARIANTE B VARIANTE C

cd (1980-2000) 2,5% 5% 4,5% 2,5%

cd (2000-2030) 2,5% 0,5% 0,5% 2,5%

i 4% 4% 4% 4%

r (1980-2000) 7% 7% 7% 4%

r (2000-2030) 7% 7% 7% 7%

Donde:


41


cd factor de crecimiento de la demanda en cada

periodo

i tipo de interés

r tasa de retorno en cada periodo

3.1. Dimensionamiento inicial de la red

Supóngase una empresa que comienza su andadura en 1980, bajo

un esquema regulatorio tradicional, de reconocimiento de costes de

servicio. La instalación a realizar es muy simple, consistiendo únicamente

en una línea aérea de media tensión (alimentador rural), que alimenta dos

cargas de 2 MVA cada una en el momento inicial (estas cargas pueden

representar dos núcleos rurales). La configuración será la recogida en la

figura 5.1.

Figura 3.1: Esquema instalación inicial


42


La empresa, bajo un esquema regulatorio basado en el

reconocimiento de los costes de servicio, dimensionará sus instalaciones

por potencia punta; es decir, que únicamente se preocupará de que las

mismas sean capaces de transportar la potencia punta prevista en todo el

horizonte temporal de vida útil de la instalación, que se va a establecer en

30 años.

A efectos numéricos, se supondrán los siguientes datos de partida

sobre la instalación:

• Demanda punta en el primer tramo de la línea en el año inicial

(D(1,0)): 2 MVA

• Demanda punta en el segundo tramo de la línea en el año inicial

(D(2,0)): 2 MVA

• Factor de crecimiento de la demanda para la primera carga (c1):

2,5 % anual

• Factor de crecimiento de la demanda para la segunda carga

(c2): 2,5 % anual

• Longitud del primer tramo de línea (l1): 5.000 m

• Longitud del segundo tramo de línea (l2): 5.000 m

• Tensión de explotación de la red (U): 20 kV

En estas condiciones, la demanda punta evolucionará en cada año

según la expresión siguiente:

t

dciDtiD )1()0,(),( +⋅= (1)


43


Donde:

D(i,t) demanda en el punto i en el año t (MVA)

cd factor porcentual de crecimiento de la demanda

Con lo cual, la demanda de punta para el año 30 será de 4,19 MVA

en cada una de las cargas. La gama de conductores que se utilizarán,

junto con sus características más destacadas, aparece en la tabla 5.1.

Conductor LA-30 LA-56 LA-110 LA-180

Intensidad admisible

por límite térmico (A) 110,00 202,00 315,00 490,00

Capacidad de

transporte (MVA) 3,81 7,00 10,91 16,97

Resistencia (Ω/km) 1,074 0,674 0,307 0,196

Coste de instalación

(€/km) 18.000 19.350 25.550 36.000

Tabla 3.1 Características de los conductores a emplear.

Los datos se han obtenido de catálogos comerciales en los que las

intensidades admisibles por límite térmico se han calculado para una

temperatura máxima del conductor de 50 ºC y una temperatura ambiente

de 20 ºC. Con estos datos de intensidad máxima admisible por el

conductor, se calcula la potencia máxima admisible por la línea mediante

la siguiente expresión:

IUS ⋅⋅= 3 (2)


44


Donde:

S potencia aparente admisible en el conductor

(kVA)

U tensión compuesta del sistema (kV)

I intensidad admisible del conductor (A)

De este modo, y bajo una regulación según esquema de

reconocimiento de costes de servicio, la distribuidora escogerá para el

primer tramo del alimentador un conductor LA-110 (demanda punta

prevista 8,38 MVA) y para el segundo un LA-56 (demanda punta prevista

4,19 MVA), asegurándose así la capacidad para suministrar en

condiciones de demanda punta durante todo el horizonte temporal

considerado, según el crecimiento previsto.

La instalación queda por tanto como sigue:

Figura 3.2: Dimensionamiento inicial de la red (1980)


45


3.2. Cambio en el dimensionamiento de la instalación

El estudio se situará ahora en 1990, imaginando una situación no

prevista en la planificación inicial de la red. Han transcurrido por tanto 10

años desde el inicio de la vida de la instalación y de su primer

dimensionamiento, y la capacidad de la misma, debería ser todavía muy

holgada para la demanda de la zona. Pero en este año se producirá la

implantación en los dos núcleos que alimenta la red de sendas plantas

industriales con un consumo inicial previsto de 2,5 MVA cada una.

Por lo tanto, se tendrá en 1990 una demanda punta de

2⋅(1+0,025)10+2,5=5,06 MVA en cada punto de consumo, valor que

resulta de aplicar la ecuación (1) con t=10 y cd=2,5%. La empresa decide

en este momento un nuevo dimensionamiento de su instalación, dado que

por el primer alimentador, la potencia que circulará en la nueva situación,

ascendería a 10,11 MVA, siendo la capacidad máxima del cable instalado

(LA-110), de 10,91 MVA. Por este motivo, la distribuidora decide instalar

en este tramo una línea con conductor LA-30 en paralelo con la ya

existente.

Quedando la instalación tal y como se representa a continuación:


46


Figura 3.3: Dimensionamiento red en 1990

Es interesante resaltar que, a partir de este momento, se

considerará englobada la nueva carga industrial en el total de la carga de

cada alimentador, creciendo al mismo ritmo que se ha establecido.

3.3. Cálculo de la red de referencia

Supóngase ahora que en el año 2000, cambia el esquema

regulatorio en el país considerado, y el regulador paga a la distribuidora

por una instalación tal que minimice el Valor Actual Neto (VAN) de los

costes de inversión mas las pérdidas de los próximos treinta años. Para

esta situación se deben hacer algunas suposiciones adicionales a las que


47


se hacían para el caso en que la distribuidora dimensionaba su red bajo el

esquema tradicional de reconocimiento de costes.

El horizonte temporal se fijará de nuevo en 30 años, y los factores

de crecimiento de la demanda serán como en el punto anterior. En esta

situación, el Regulador reconocerá el coste de una infraestructura tal que

la suma de los costes de inversión mas los costes de pérdidas durante la

vida útil llevados al momento presente sean mínimos. La instalación

resultante se valorará según el enfoque del Valor Nuevo de Remplazo.

La sistemática a seguir ahora, consiste en calcular las pérdidas en

cada año, para los distintos tipos de conductores susceptibles de ser

utilizados, pérdidas que lógicamente aumentarán con el paso del tiempo

dado que la demanda aumenta. A continuación, se valoran las pérdidas

de cada año, multiplicando la energía de pérdidas por el precio de la

energía de pérdidas, tras lo cual se procede a llevar al instante actual los

valores de los costes de pérdidas futuras. Finalmente se suman estos

valores actualizados para todo el horizonte temporal con el coste de la

inversión inicial. El Regulador pagará a la distribuidora por la instalación

que minimice el valor obtenido.

Se explica a continuación la sistemática seguida en los cálculos

subyacentes en la búsqueda de la instalación que minimiza el VAN del

coste de inversión más pérdidas.

En primer lugar, se calculan las pérdidas anuales en el tramo de

conductor considerado. Es bien conocido que las pérdidas óhmicas se

calculan, en una línea trifásica mediante la expresión siguiente:


48


32 103 −⋅⋅⋅⋅= LIRPpérd (3)

Donde:

Ppérd pérdidas de potencia en la línea (kW)

R resistencia kilométrica del conductor (Ω/km)

I intensidad circulante por el conductor (A)

L longitud de la línea (km)

Para calcular la intensidad circulante simplemente se ha dividido la

potencia aparente máxima entre la tensión de la línea, que como se ha

dicho anteriormente, es de 20 kV.

A continuación se calculan las pérdidas totales durante cada año.

Como las pérdidas de potencia se han estimado basándose en la

potencia punta prevista en cada año, y dado que la carga en las

instalaciones eléctricas no es constante en el tiempo, se han empleado

los siguientes parámetros para caracterizar la curva de carga o pauta de

consumo, que representa la variación temporal de la potencia

demandada:

Factor de Carga: definido como el cociente entre la potencia

media de la curva de carga y la potencia punta.

máxPP

F medc = (4)


49


Factor de pérdidas: definido como el cociente entre las pérdidas

medias y las pérdidas pico (las producidas por la potencia pico). Una

expresión comúnmente aceptada para estimar el factor de pérdidas a

partir del de carga, es la siguiente:

27,03,0 ccp FFF ⋅+⋅= (5)

De este modo, las pérdidas anuales que se están buscando, se

pueden calcular como las producidas por la potencia punta en un año,

multiplicadas por el factor de pérdidas. Así, las pérdidas anuales son

calculadas como sigue:

)7,03,0(8760 2ccpérdpérd FFPE ⋅+⋅⋅⋅= (6)

Donde:

Epérd energía de pérdidas anual (kWh)

Ppérd pérdidas de potencia por punta (kW), según (3)

Fc factor de carga

El siguiente paso es valorar el coste de las pérdidas que se ha

calculado para cada año, multiplicando este valor por el coste de la

energía (€/kWh).

Llegado este punto hay que pasar a valor actual los costes

calculados de pérdidas futuras, lo cual se calcula usando la expresión

siguiente:


50


tpérd

itC

VA)1(

)(+

= (7)

Donde:

VA valor actual de las pérdidas del año t

Cpérd(t) valor de las pérdidas del año t en el año t

i tasa de retorno, en tanto por uno

Sólo quedaría sumar los valores actuales de las pérdidas futuras

con el coste de inversión resultante de emplear un determinado

conductor; este valor final, es el valor actual neto de los costes de

inversión más pérdidas. Repitiendo esta mecánica para distintos tipos de

conductores que tengan capacidad de transporte suficiente para la

demanda prevista, se está en condiciones de escoger la instalación de la

cual se derive el VAN mínimo.

Para el caso concreto que se está analizando, se han empleado los

siguientes parámetros:

• Tasa de descuento para calcular los valores actuales (i): 7 %

• Coste de la energía de pérdidas (Cpérd): 0,042 €/kWh

• Factor de carga (Fc): 0,3

Los cálculos anteriormente descritos, se presentan a continuación,

en las tablas 3.2 y 3.3, en las que se determina la sección óptima para

cada alimentador.


51

Más

ter e

n G

estió

n Té

cnic

a y

Econ

ómic

a en

el S

ecto

r Elé

ctric

o P

rom

oció

n 20

01/0

2 G

uille

rmo

Alo

nso

Cas

tro

M

adrid

, Jul

io 2

003

A

ño

D(1

,t)

Prd3

0 Pr

d56

Prd1

10

Prd1

80

Cpr

d[pt

s]30

C

prd[

pts]

56

Cpr

d[pt

s]11

0 C

prd[

pts]

180

VA

(30)

V

A(5

6)

VA

(110

)V

A(1

80)

0 11

,74

2.47

9.96

8 1.

556.

330

708.

892

452.

583

104.

159

65.3

6629

.773

19.0

0810

4.15

965

.366

29.7

7319

.008

1 11

,89

2.54

2.35

4 1.

595.

481

726.

725

463.

968

106.

779

67.0

1030

.522

19.4

8799

.793

62.6

2628

.526

18.2

12

2 12

,04

2.60

6.31

0 1.

635.

618

745.

007

475.

640

109.

465

68.6

9631

.290

19.9

7795

.611

60.0

0227

.330

17.4

49

3 12

,19

2.67

1.87

5 1.

676.

764

763.

748

487.

605

112.

219

70.4

2432

.077

20.4

7991

.604

57.4

8726

.185

16.7

17

4 12

,34

2.73

9.09

0 1.

718.

945

782.

961

499.

871

115.

042

72.1

9632

.884

20.9

9587

.765

55.0

7825

.087

16.0

17

5 12

,49

2.80

7.99

5 1.

762.

187

802.

658

512.

446

117.

936

74.0

1233

.712

21.5

2384

.087

52.7

6924

.036

15.3

45

6 12

,65

2.87

8.63

4 1.

806.

517

822.

850

525.

337

120.

903

75.8

7434

.560

22.0

6480

.563

50.5

5823

.029

14.7

02

7 12

,81

2.95

1.04

9 1.

851.

962

843.

549

538.

553

123.

944

77.7

8235

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22.6

1977

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48.4

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179.

411

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13,4

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259.

393

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3.

341.

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6.92

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1239

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.372

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13,8

0

3.

425.

444

2.14

9.67

397

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.286

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2426

.255

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0037

.466

17.0

6510

.895

14

13,9

7

3.51

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5 2.

203.

751

1.00

3.78

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5926

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57.1

9835

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16.3

5010

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14,1

4

3.59

9.95

4 2.

259.

189

1.02

9.03

765

6.97

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1.19

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43.2

2027

.593

54.8

0134

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15.6

6510

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16

14,3

2

3.69

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316.

022

1.05

4.92

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297

.273

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582

17

14,5

0

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374.

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1.08

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180

18

14,6

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19

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1.13

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6.99

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20

15,0

5

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6.12

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014

1.16

5.14

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1.19

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31.2

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21

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2942

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22

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333

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23

15,6

2

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961

1.25

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1.59

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3

25

16,0

2

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5 2.

896.

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1.31

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749.

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5

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VA

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1.82

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(Cin

v+C

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) 1.

916.

159

1.24

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513.

266

Tipo

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Con

duct

or

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LA-1

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1.

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1.

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195.

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10.1

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21.

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23

7,81

1.

097.

887

688.

990

313.

828

200.

359

46.1

1128

.938

13.1

818.

415

9.72

76.

104

2.78

01.

775

24

7,91

1.

125.

505

706.

323

321.

723

205.

399

47.2

7129

.666

13.5

128.

627

9.31

95.

848

2.66

41.

701

25

8,01

1.

153.

819

724.

091

329.

816

210.

567

48.4

6030

.412

13.8

528.

844

8.92

95.

603

2.55

21.

629

26

8,11

1.

182.

845

742.

307

338.

113

215.

864

49.6

7931

.177

14.2

019.

066

8.55

55.

369

2.44

51.

561

Det

erm

inac

ión

del V

AD p

ara

una

empr

esa

efic

ient

e. P

aso

de u

na re

d re

al a

una

red

efic

ient

e 54

Más

ter e

n G

estió

n Té

cnic

a y

Econ

ómic

a en

el S

ecto

r Elé

ctric

o P

rom

oció

n 20

01/0

2 G

uille

rmo

Alo

nso

Cas

tro

M

adrid

, Jul

io 2

003

Año

D

(2,t)

Pr

d30

Prd5

6 Pr

d110

Pr

d180

C

prd[

pts]

30

Cpr

d[pt

s]56

C

prd[

pts]

110

Cpr

d[pt

s]18

0V

A(3

0)

VA

(56)

V

A(1

10)

VA

(180

)

27

8,21

1.

212.

601

760.

980

346.

619

221.

294

50.9

2931

.961

14.5

589.

294

8.19

65.

144

2.34

31.

496

28

8,31

1.

243.

105

780.

124

355.

338

226.

861

52.2

1032

.765

14.9

249.

528

7.85

34.

928

2.24

51.

433

29

8,42

1.

274.

377

799.

749

364.

277

232.

568

53.5

2433

.589

15.3

009.

768

7.52

34.

721

2.15

11.

373

30

8,52

1.

306.

435

819.

867

373.

441

238.

418

54.8

7034

.434

15.6

8510

.014

7.20

84.

524

2.06

01.

315

VA

(Cpé

rd)

456.

540

28

6.50

613

0.50

183

.316

VA

(Cin

v+C

perd

) 54

6.54

0

383.

256

258.

251

263.

316

Tipo

de

Con

duct

or

LA-3

0 LA

-56

LA-1

10

LA-1

80

Tabl

a 3.

3: C

álcu

lo d

e la

sec

ción

ópt

ima

para

el s

egun

do tr

amo

de la

líne

a

Det

erm

inac

ión

del V

AD p

ara

una

empr

esa

efic

ient

e. P

aso

de u

na re

d re

al a

una

red

efic

ient

e 55


En las tablas anteriores, se tiene:

D(a,t) demanda (MVA) en alimentador a en al año t

PrdNN pérdidas anuales (kWh) con la sección NN

CprdNN coste (€) de las anteriores pérdidas anuales

VA(NN) valor actual (€ en 2000) de las pérdidas

anteriores

De modo que, a la vista de los resultados obtenidos, la red que

presenta VAN (Cinv+Cpérd) mínimo es aquélla formada por un primer tramo

de conductor LA-180 y un segundo de LA-110.

Figura 3.4: Dimensionamiento red de referencia en 2000


56


El regulador valorará esta red según su VNR, que será, según los

precios unitarios de la tabla 5.1, 307.750 €.

Ahora queda analizar si la discrepancia entre los costes incurridos

por la distribuidora y los reconocidos por el regulador es muy acusada, y

si la distribuidora se encuentra en condiciones de acometer futuras

inversiones para satisfacer las previsiones de demanda.

3.4. Viabilidad de la distribuidora

Del análisis anterior se ha obtenido la instalación óptima por la que

el ente regulador pagará, a valor nuevo de remplazo, en 2000, momento

en que se ha supuesto el cambio de esquema regulatorio.

Como se ha determinado con anterioridad, la instalación óptima a

30 años, a partir del cambio regulatorio, está valorada en 307.750 €. La

instalación que posee la distribuidora en ese momento, tiene un valor

nuevo de remplazo de 314.500 €.

En primer lugar se debe analizar si la instalación actual está en

condiciones de soportar la demanda máxima prevista para el horizonte de

30 años habitual. El primer tramo de alimentador hasta la primera carga,

está compuesto por dos líneas en paralelo con cables LA-30 y LA-110, lo

que da una capacidad de transporte máxima de 14,72 MVA, insuficiente

para los 16,70 MVA máximos previstos en este tramo. En cuanto al la

segunda carga, el tramo que la alimenta, es actualmente una línea de


57


conductor LA-56, con capacidad máxima de 7 MVA, insuficiente también

para los 8,36 MVA de previsión máxima al final del horizonte temporal

considerado.

Por lo tanto, la distribuidora deberá acometer una reforma en su

instalación y se deberá comprobar que el pago reconocido por el

regulador (el VNR de la instalación eficiente), es suficiente para cubrir los

costes de la distribuidora (la nueva instalación mas lo que quedaba por

pagar de la antigua).

Se calculará entonces el valor actual de la instalación depreciada,

suponiéndose, como se ha apuntado anteriormente, que el método de

amortización empleado a estos efectos es lineal. Al concreto, para

calcular la parte de la instalación que ha sido pagada en los 20 años

anteriores, se procederá como sigue:

En primer lugar, y suponiendo un valor de inflación anual i = 3%, se

procede a determinar el valor nuevo en el momento de la inversión, para

cada tipo de línea que se está empleando. Simplemente aplicando la

siguiente expresión:

20)1()2000,()1980,(

ilClC+

= (5)

Donde:

C(l, 1980) coste de un determinado tipo de línea en 1980,

aplicando el efecto de la inflación

C(l, 2000) coste de esa línea en el año 2000


58


i tasa de inflación

En realidad, y dado que el coste de los materiales no aumenta

estrictamente en el tiempo según la inflación, sino que al producirse

mejoras técnicas en la fabricación, por ejemplo, los costes de materiales

tienden a ir descendiendo en relación a la inflación real. Por este motivo,

se ha empleado una reducción del 80 % del IPC supuesto para deflactar

los costes de instalación desde el año 2000 hacia el pasado. Todo ello

con objeto de contemplar este efecto de la mejora de eficiencia en la

fabricación de materiales, que se traduce en el descenso de costes

respecto a inflación.

A continuación, y para determinar el valor de las inversiones totales

acometidas en cada momento de la vida de la instalación, en valor nuevo

de ese momento (para este ejemplo, 1980 y 1990), no hay más que

multiplicar el valor nuevo en ese momento de cada tipo de línea empleado

por los kilómetros que se hayan construido. Estas inversiones van a ser

recuperadas dentro de la tarifa eléctrica mediante un pago similar a las

anualidades de un préstamo bancario con un horizonte y un tipo de

interés determinado.

Estos cálculos aparecen reflejados en la tabla 3.5.

Para calcular la anualidad de los préstamos, sólo hay que emplear

la siguiente expresión:


59


t

n

t iCInversión

)1(1 +=∑

=

(6)

Donde:

Inversión cantidad total desembolsada en las

instalaciones

C anualidad fija durante todo el horizonte

temporal

i tipo de interés del préstamo

Para este ejemplo se ha supuesto un préstamo a 30 años y un tipo

de interés del 4 %.

Cálculos que aparecen en la tabla 3.6.

Se tienen por tanto las anualidades que la distribuidora recibe

mediante la tarifa, de modo que vaya recuperando su inversión en el

tiempo. Restaría determinar el valor actual de las mismas en 2000, para

tener la cantidad real en el momento presente que la empresa ha

recuperado de su inversión inicial. Entonces se empleará la expresión:

t

ltrtlAnualidadsAnualidadeVA )1(),()( +⋅= ∑∑ (6)

Donde:

VA(Anualidades) valor actual (2000) de las cuotas de

amortización recuperadas por medio de la tarifa por la distribuidora


60


Anualidad(l, t) cuota de amortización en el año t para el tipo

de línea l

r tasa de retorno considerada

Para este caso se considera una tasa de retorno del 7 %.

Hasta el momento se ha calculado la parte de la inversión inicial

que la distribuidora ha recuperado hasta el año 2000 por medio de las

tarifas. Para conocer el valor real del coste en el momento presente y

poder proceder a su comparación con el VNR de la instalación eficiente

reconocido por el regulador, habrá que restarle al valor actual de la

inversión inicial, la parte calculada que se ha recuperado.

Por tanto, sólo hay que pasar a valor actual el coste de cada tipo

de instalación en el momento de su construcción (ya calculado al

principio), usando la tasa de retorno.

Recordando brevemente la historia de la instalación del ejemplo, se

tiene que en 1980 se instalan sendos tramos de 5.000 m cada uno, con

cable LA-110 y LA-56, y en 1990 se añade un tramo adicional de 5.000 m

con LA-30. La metodología anteriormente descrita para calcular la parte

ya pagada a la distribuidora, se resume en la siguiente tabla:


61

Más

ter e

n G

estió

n Té

cnic

a y

Econ

ómic

a en

el S

ecto

r Elé

ctric

o P

rom

oció

n 20

01/0

2 G

uille

rmo

Alo

nso

Cas

tro

M

adrid

, Jul

io 2

003

Año

C

oste

LA

-30

Cos

te L

A-5

6C

oste

LA

-110

Cos

te L

A-1

80V

A(L

A-3

0)

VA

(LA

-56)

VA

(LA

-110

)V

A(L

A-1

80)

1980

15.9

70

17.1

6822

.669

31.9

41

17.1

6822

.669

31.9

4119

8116

.066

17.2

7122

.805

32.1

3218

.370

24.2

5634

.176

1982

16.1

63

17

.375

22.9

4232

.325

19.6

5625

.954

36.5

6919

8316

.259

17.4

7923

.079

32.5

1921

.032

27.7

7039

.129

1984

16.3

57

17

.584

23.2

1832

.714

22.5

0429

.714

41.8

6819

8516

.455

17.6

8923

.357

32.9

1024

.079

31.7

9444

.798

1986

16.5

54

17

.795

23.4

9733

.108

25.7

6534

.020

47.9

3419

8716

.653

17.9

0223

.638

33.3

0627

.568

36.4

0151

.290

1988

16.7

53

18

.010

23.7

8033

.506

29.4

9838

.949

54.8

8019

8916

.854

18.1

1823

.923

33.7

0731

.563

41.6

7658

.721

1990

16.9

55

18

.226

24.0

6633

.910

16.9

5533

.772

44.5

9362

.832

1991

17.0

57

18

.336

24.2

1134

.113

18.1

4236

.136

47.7

1567

.230

1992

17.1

59

18

.446

24.3

5634

.318

19.4

1238

.666

51.0

5571

.936

1993

17.2

62

18

.556

24.5

0234

.524

20.7

7041

.372

54.6

2976

.972

1994

17.3

65

18

.668

24.6

4934

.731

22.2

2444

.268

58.4

5382

.360

1995

17.4

70

18

.780

24.7

9734

.939

23.7

8047

.367

62.5

4488

.125

1996

17.5

74

18

.892

24.9

4635

.149

25.4

4550

.683

66.9

2294

.294

1997

17.6

80

19

.006

25.0

9635

.360

27.2

2654

.231

71.6

0710

0.89

419

9817

.786

19.1

2025

.246

35.5

7229

.132

58.0

2776

.619

107.

957

1999

17.8

93

19

.235

25.3

9835

.785

31.1

7162

.089

81.9

8311

5.51

420

0018

.000

19.3

5025

.550

36.0

0033

.353

66.4

3587

.722

123.

600

VA C

OST

E IN

STA

LAC

ION

REA

L =

5*(3

3.35

3+66

.435

+87.

722)

=

937.

547

Tabl

a 3.

5: C

álcu

lo d

el v

alor

act

ual d

e la

inst

alac

ión

Det

erm

inac

ión

del V

AD p

ara

una

empr

esa

efic

ient

e. P

aso

de u

na re

d re

al a

una

red

efic

ient

e 62


Año 1/(1+i)t Inversión Anualidad correspondiente

Anualidades por la

instalación VA 2000

anualidades

1980 1,0000 199.185 10.889 10.889 42.138 1981 0,9615 10.889 39.381 1982 0,9246 10.889 36.805 1983 0,8890 10.889 34.397 1984 0,8548 10.889 32.147 1985 0,8219 10.889 30.044 1986 0,7903 10.889 28.078 1987 0,7599 10.889 26.241 1988 0,7307 10.889 24.524 1989 0,7026 10.889 22.920 1990 0,6756 79.851 4.365 15.255 30.008 1991 0,6496 15.255 28.045 1992 0,6246 15.255 26.210 1993 0,6006 15.255 24.495 1994 0,5775 15.255 22.893 1995 0,5553 15.255 21.395 1996 0,5339 15.255 19.996 1997 0,5134 15.255 18.687 1998 0,4936 15.255 17.465 1999 0,4746 15.255 16.322 2000 0,4564 2001 0,4388 2002 0,4220 2003 0,4057 2004 0,3901 2005 0,3751 2006 0,3607 2007 0,3468 2008 0,3335 2009 0,3207 2010 0,3083

TOTAL ANUALIDADES 542.191

Tabla 3.6: Cálculo del valor actual de las cantidades recuperadas

por tarifas


63


De modo que, hablando en valores actualizados en 2000, la

empresa, ha recibido, por medio de las tarifas, y en concepto de

amortización de su instalación, 542.191 €, que habrán de descontarse del

valor actual de los costes de inversión (937.547 €). Por tanto: 937.547-

542.191=395.355 €, será el coste actual incurrido por la distribuidora tras

deducir las amortizaciones, es decir, la cantidad que todavía no ha

recuperado por su instalación.

En este caso, la cantidad reconocida por el regulador (el VNR de la

red eficiente, 307.750 €), no cubre el coste pendiente de la distribuidora.

Se analizarán a continuación varios casos idénticos al anterior, con

la salvedad de que se variarán los parámetros de tipo de interés, tasa de

retorno y factores de crecimiento de la demanda, para determinar la

sensibilidad de la metodología empleada frente a estos parámetros, que

serán distintos en cada situación concreta.

Los resultados de cada caso se presentarán en forma tabular,

siendo innecesario entrar en el detalle de los cálculos internos, que ya

han sido explicados anteriormente.

Finalmente se concluirá con una discusión de los resultados

obtenidos.


64


3.5. VARIANTE A:

Se considerará un crecimiento de la demanda del 5% en el periodo

1980-2000 y del 0,5% en el 2000-2030, permaneciendo invariantes los

demás parámetros, es decir; una tasa de retorno del 7% y un tipo de

interés del 4%.

La demanda punta prevista a 30 años en 1980, es la siguiente

(valor de punta en cada carga):

MVAcDD d 64,8)1()0()30( 30 =+⋅= (7)

Ello implica dimensionar la instalación con un conductor LA-180 en

el primer tramo y un LA-110 en el segundo, desde el punto de vista de la

empresa distribuidora.

En 2000, el regulador procederá a dimensionar la instalación

óptima según los criterios anteriormente expuestos, pero considerando un

crecimento de la demanda que, debido a la coyuntura interna del país, ha

descendido al 0,5% anual. Se supondrá también que el valor base de

demanda punta para el año 2000, no coincide en absoluto a lo esperado

aplicando el crecimiento de la demanda para el periodo anterior, debido a

un estancamiento en las características de las cargas suministradas.

Luego se ha producido una sobreinversión en instalaciones de red. Se

partirá de un valor de demanda correspondiente al año 2000 de 3,25 MVA


65


por carga. De este modo, se llega a la instalación óptima a 30 años,

según lo reflejado en las tablas siguientes:


66

Más

ter e

n G

estió

n Té

cnic

a y

Econ

ómic

a en

el S

ecto

r Elé

ctric

o P

rom

oció

n 20

01/0

2 G

uille

rmo

Alo

nso

Cas

tro

M

adrid

, Jul

io 2

003

A

ño

D(1

,t)

Prd3

0 Pr

d56

Prd1

10

Prd1

80

Cpr

d[pt

s]30

C

prd[

pts]

56

Cpr

d[pt

s]11

0 C

prd[

pts]

180

VA

(30)

V

A(5

6)

VA

(110

)V

A(1

80)

0 6,

50

760.

215

477.

081

217.

305

138.

736

31.9

2920

.037

9.12

75.

827

31.9

2920

.037

9.12

75.

827

1 6,

53

767.

836

481.

864

219.

484

140.

127

32.2

4920

.238

9.21

85.

885

30.1

3918

.914

8.61

55.

500

2 6,

57

775.

534

486.

694

221.

684

141.

531

32.5

7220

.441

9.31

15.

944

28.4

5017

.854

8.13

25.

192

3 6,

60

783.

309

491.

574

223.

907

142.

950

32.8

9920

.646

9.40

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506

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151.

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153.

288

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12

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22.1

3910

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6.43

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11.2

545.

126

3.27

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11

6,87

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2.40

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2.50

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4.82

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6.50

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244.

839

3.08

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12

6,90

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156.

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284.

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2.91

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13

6,94

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5.47

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1210

.391

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312

2.75

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14

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1.12

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2.45

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7,04

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23.

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2.31

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423

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18

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0.04

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6.02

238

.209

23.9

7810

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6.97

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.305

7.09

43.

231

2.06

3

19

7,15

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6.63

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7.68

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24.2

1911

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7.04

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1.94

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12.

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5.96

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1.73

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78.

975

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32.

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23

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37.

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1.64

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441

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27.

126

4.47

22.

037

1.30

0

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187.

134

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71.

032

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474.

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v+C

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) 56

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LA-1

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2.28

21.

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25.

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51.

471

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54.

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31.

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32

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562

5.33

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345

1.52

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37.5

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9.

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1.69

23.

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9.

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22.

118

1.32

960

538

7

24

3,66

24

1.46

115

1.53

269

.021

44.0

6610

.141

6.36

42.

899

1.85

11.

999

1.25

557

236

5

25

3,68

24

3.88

215

3.05

169

.713

44.5

0710

.243

6.42

82.

928

1.86

91.

887

1.18

453

934

4

26

3,70

24

6.32

715

4.58

570

.412

44.9

5410

.346

6.49

32.

957

1.88

81.

781

1.11

850

932

5

Det

erm

inac

ión

del V

AD p

ara

una

empr

esa

efic

ient

e. P

aso

de u

na re

d re

al a

una

red

efic

ient

e 69

Más

ter e

n G

estió

n Té

cnic

a y

Econ

ómic

a en

el S

ecto

r Elé

ctric

o P

rom

oció

n 20

01/0

2 G

uille

rmo

Alo

nso

Cas

tro

M

adrid

, Jul

io 2

003

Año

D

(2,t)

Pr

d30

Prd5

6 Pr

d110

Pr

d180

C

prd[

pts]

30

Cpr

d[pt

s]56

C

prd[

pts]

110

Cpr

d[pt

s]18

0V

A(3

0)

VA

(56)

V

A(1

10)

VA

(180

)

27

3,72

24

8.79

615

6.13

571

.118

45.4

0410

.449

6.55

82.

987

1.90

71.

682

1.05

548

130

7

28

3,74

25

1.29

015

7.70

071

.831

45.8

5910

.554

6.62

33.

017

1.92

61.

587

996

454

290

29

3,76

25

3.81

015

9.28

172

.551

46.3

1910

.660

6.69

03.

047

1.94

51.

498

940

428

273

30

3,77

25

6.35

416

0.87

873

.278

46.7

8310

.767

6.75

73.

078

1.96

51.

414

888

404

258

VA

(Cpé

rd)

118.

590

74

.422

33.8

9921

.642

VA

(Cin

v+C

perd

) 20

8.59

0

171.

172

161.

649

201.

642

Tipo

de

Con

duct

or

LA-3

0 LA

-56

LA-1

10

LA-1

80

Tabl

a 3.

8: C

álcu

lo d

e la

sec

ción

ópt

ima

para

el s

egun

do tr

amo

de la

líne

a

Det

erm

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AD p

ara

una

empr

esa

efic

ient

e. P

aso

de u

na re

d re

al a

una

red

efic

ient

e 70


De la aplicación de la metodología para el cálculo de la red óptima

se deduce que la instalación por la que el regulador remunerará a la

distribuidora, a Valor Nuevo de Remplazo, estará compuesta por un

sendos alimentadores de cable LA-110, instalación valorada en 255.500

€, lo cual corrobora lo apuntado anteriormente acerca de la sobreinversión

de la distribuidora al dimensionar su red inicial con una tasa de

crecimiento de la demanda muy superior a la real.

A título comparativo, el valor nuevo de remplazo de la instalación

real será de 307.750 €.

Para calcular el coste actual de la distribuidora, se calcula como

anteriormente el coste de la instalación real en valor actualizado y se

deducen las cuotas anuales recuperadas mediante tarifa, cálculos que

aparecen reflejados en las siguientes tablas:


72

Más

ter e

n G

estió

n Té

cnic

a y

Econ

ómic

a en

el S

ecto

r Elé

ctric

o P

rom

oció

n 20

01/0

2 G

uille

rmo

Alo

nso

Cas

tro

M

adrid

, Jul

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003

Año

C

oste

LA

-30

Cos

te L

A-5

6 C

oste

LA

-110

C

oste

LA

-180

V

A(L

A-3

0)

VA

(LA

-56)

VA

(LA

-110

) V

A(L

A-1

80)

1980

15

.970

17

.168

22.6

6931

.941

17

.168

22.6

6931

.941

1981

16

.066

17.2

7122

.805

32.1

3218

.370

24.2

5634

.176

1982

16

.163

17.3

7522

.942

32.3

2519

.656

25.9

5436

.569

1983

16

.259

17.4

7923

.079

32.5

1921

.032

27.7

7039

.129

1984

16

.357

17.5

8423

.218

32.7

1422

.504

29.7

1441

.868

1985

16

.455

17.6

8923

.357

32.9

1024

.079

31.7

9444

.798

1986

16

.554

17.7

9523

.497

33.1

0825

.765

34.0

2047

.934

1987

16

.653

17.9

0223

.638

33.3

0627

.568

36.4

0151

.290

1988

16

.753

18.0

1023

.780

33.5

0629

.498

38.9

4954

.880

1989

16

.854

18.1

1823

.923

33.7

0731

.563

41.6

7658

.721

1990

16

.955

18.2

2624

.066

33.9

1016

.955

33.7

7244

.593

62.8

3219

91

17.0

57

18

.336

24.2

1134

.113

18.1

4236

.136

47.7

1567

.230

1992

17

.159

18.4

4624

.356

34.3

1819

.412

38.6

6651

.055

71.9

3619

93

17.2

62

18

.556

24.5

0234

.524

20.7

7041

.372

54.6

2976

.972

1994

17

.365

18.6

6824

.649

34.7

3122

.224

44.2

6858

.453

82.3

6019

95

17.4

70

18

.780

24.7

9734

.939

23.7

8047

.367

62.5

4488

.125

1996

17

.574

18.8

9224

.946

35.1

4925

.445

50.6

8366

.922

94.2

9419

97

17.6

80

19

.006

25.0

9635

.360

27.2

2654

.231

71.6

0710

0.89

419

98

17.7

86

19

.120

25.2

4635

.572

29.1

3258

.027

76.6

1910

7.95

719

99

17.8

93

19

.235

25.3

9835

.785

31.1

7162

.089

81.9

8311

5.51

420

00

18.0

00

19

.350

25.5

5036

.000

33.3

5366

.435

87.7

2212

3.60

0V

A C

OST

E IN

STA

LA

CIO

N R

EA

L =

5*(

87.7

22+1

23.6

00) =

1.

056.

608

Tabl

a 3.

9: C

álcu

lo d

el v

alor

act

ual d

e la

inst

alac

ión

Det

erm

inac

ión

del V

AD p

ara

una

empr

esa

efic

ient

e. P

aso

de u

na re

d re

al a

una

red

efic

ient

e 73



Anualidades por la

instalación VA 2000

anualidades

1980 1,0000 273.048 14.927 14.927 57.763 1981 0,9615 14.927 53.984 1982 0,9246 14.927 50.453 1983 0,8890 14.927 47.152 1984 0,8548 14.927 44.067 1985 0,8219 14.927 41.184 1986 0,7903 14.927 38.490 1987 0,7599 14.927 35.972 1988 0,7307 14.927 33.619 1989 0,7026 14.927 31.419 1990 0,6756 14.927 29.364 1991 0,6496 14.927 27.443 1992 0,6246 14.927 25.648 1993 0,6006 14.927 23.970 1994 0,5775 14.927 22.402 1995 0,5553 14.927 20.936 1996 0,5339 14.927 19.566 1997 0,5134 14.927 18.286 1998 0,4936 14.927 17.090 1999 0,4746 14.927 15.972 2000 0,4564 2001 0,4388 2002 0,4220 2003 0,4057 2004 0,3901 2005 0,3751 2006 0,3607 2007 0,3468 2008 0,3335 2009 0,3207 2010 0,3083



por tarifas


74


Por tanto, restando el valor actual de los costes de inversión de la

distribuidora menos los valores actuales de las cantidades recuperadas

por tarifas anualmente, se tiene que la distribuidora está pendiente de

recuperar 401.827 €, cantidad que en este caso resulta inferior a los

costes reconocidos por el regulador, que son los 255.500 € del VNR de la

instalación eficiente.


75


3.6. VARIANTE B:

Se considerará un crecimiento de la demanda del 4,5% en el

periodo 1980-2000 y del 0,5% en el 2000-2030, permaneciendo

invariantes los demás parámetros, es decir; una tasa de retorno del 7% y

un tipo de interés del 4%.



MVAcDD d 49,7)1()0()30( 30 =+⋅= (8)





óptima según los criterios anteriormente expuestos, pero considerando un

crecimiento de la demanda que, debido a la coyuntura interna del país, ha

descendido al 0,5% anual. Partiendo del valor de demanda

correspondiente al año 2000, que según la tasa de crecimiento del

periodo anterior será 4,82 MVA en cada carga, se llega a la instalación

óptima a 30 años, según lo reflejado en las tablas siguientes:


76

Más

ter e

n G

estió

n Té

cnic

a y

Econ

ómic

a en

el S

ecto

r Elé

ctric

o P

rom

oció

n 20

01/0

2 G

uille

rmo

Alo

nso

Cas

tro

M

adrid

, Jul

io 2

003

A

ño

D(1

,t)

Prd3

0 Pr

d56

Prd1

10

Prd1

80

Cpr

d[pt

s]30

C

prd[

pts]

56

Cpr

d[pt

s]11

0 C

prd[

pts]

180

VA

(30)

V

A(5

6)

VA

(110

)V

A(1

80)

0 9,

64

1.67

2.10

6 1.

049.

348

477.

967

305.

152

70.2

2844

.073

20.0

7512

.816

70.2

28

44.0

73

20.0

7512

.816

1 9,

69

1.68

8.86

9 1.

059.

868

482.

759

308.

211

70.9

3344

.514

20.2

7612

.945

66.2

92

41.6

02

18.9

4912

.098

2 9,

74

1.70

5.80

0 1.

070.

493

487.

598

311.

301

71.6

4444

.961

20.4

7913

.075

62.5

76

39.2

70

17.8

8711

.420

3 9,

79

1.72

2.90

1 1.

081.

225

492.

487

314.

421

72.3

6245

.411

20.6

8413

.206

59.0

69

37.0

69

16.8

8510

.780

4 9,

83

1.74

0.17

3 1.

092.

064

497.

424

317.

573

73.0

8745

.867

20.8

9213

.338

55.7

58

34.9

91

15.9

3810

.176

5 9,

88

1.75

7.61

8 1.

103.

012

502.

410

320.

757

73.8

2046

.326

21.1

0113

.472

52.6

33

33.0

30

15.0

459.

605

6 9,

93

1.77

5.23

8 1.

114.

069

507.

447

323.

973

74.5

6046

.791

21.3

1313

.607

49.6

82

31.1

79

14.2

029.

067

7 9,

98

1.79

3.03

5 1.

125.

238

512.

534

327.

221

75.3

0747

.260

21.5

2613

.743

46.8

98

29.4

31

13.4

068.

559

8 10

,03

1.81

1.01

0 1.

136.

518

517.

672

330.

501

76.0

6247

.734

21.7

4213

.881

44.2

69

27.7

81

12.6

548.

079

9 10

,08

1.82

9.16

6 1.

147.

912

522.

862

333.

814

76.8

2548

.212

21.9

6014

.020

41.7

88

26.2

24

11.9

457.

626

10

10,1

3 1.

847.

503

1.15

9.42

052

8.10

4 33

7.16

1

77

.595

48.6

9622

.180

14.1

6139

.445

24

.754

11

.275

7.19

9

11

10,1

8 1.

866.

024

1.17

1.04

353

3.39

8 34

0.54

1

78

.373

49.1

8422

.403

14.3

0337

.234

23

.367

10

.643

6.79

5

12

10,2

3 1.

884.

731

1.18

2.78

353

8.74

5 34

3.95

5

79

.159

49.6

7722

.627

14.4

4635

.147

22

.057

10

.047

6.41

4

13

10,2

9 1.

903.

625

1.19

4.64

054

4.14

6 34

7.40

3

79.9

5250

.175

22.8

5414

.591

33.1

77

20.8

219.

484

6.05

5

14

10,3

4 1.

922.

709

1.20

6.61

654

9.60

1 35

0.88

5

80.7

5450

.678

23.0

8314

.737

31.3

18

19.6

548.

952

5.71

5

15

10,3

9 1.

941.

984

1.21

8.71

355

5.11

1 35

4.40

3

81.5

6351

.186

23.3

1514

.885

29.5

62

18.5

528.

450

5.39

5

16

10,4

4 1.

961.

453

1.23

0.93

056

0.67

6 35

7.95

6

82.3

8151

.699

23.5

4815

.034

27.9

05

17.5

127.

977

5.09

3

17

10,4

9 1.

981.

116

1.24

3.27

056

6.29

7 36

1.54

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e 80





primer alimentador de cable LA-180 y un segundo de LA-110, instalación

valorada en 307.750 €.

Para calcular la parte de la red que ya ha sido pagada a la

distribuidora mediante la antigua metodología tarifaria, se calcula como

anteriormente las cuotas de amortización anuales, que aparecen

reflejadas en la siguiente tabla:


81

Más

ter e

n G

estió

n Té

cnic

a y

Econ

ómic

a en

el S

ecto

r Elé

ctric

o P

rom

oció

n 20

01/0

2 G

uille

rmo

Alo

nso

Cas

tro

M

adrid

, Jul

io 2

003

Año

C

oste

LA

-30

Cos

te L

A-5

6 19

80

15.9

70

17

.168

22.6

6931

.941

17.1

6822

.669

31.9

4119

81

16.0

66

17

.271

22.8

0532

.132

18.3

7024

.256

34.1

7619

82

16.1

63

17

.375

22.9

4232

.325

19.6

5625

.954

36.5

6919

83

16.2

59

17

.479

23.0

7932

.519

21.0

3227

.770

39.1

2919

84

16.3

57

17

.584

23.2

1832

.714

22.5

0429

.714

41.8

6819

85

16.4

55

17

.689

23.3

5732

.910

24.0

7931

.794

44.7

9819

86

16.5

54

17

.795

23.4

9733

.108

25.7

6534

.020

47.9

3419

87

16.6

53

33.3

06

17.9

0223

.638

27.5

6836

.401

51.2

9019

88

16.7

53

18

.010

23.7

8033

.506

29.4

9838

.949

54.8

8019

89

16.8

54

18

.118

23.9

2333

.707

31.5

6341

.676

58.7

2119

90

16.9

55

18

.226

24.0

6633

.910

16.9

5533

.772

44.5

9362

.832

1991

17

.057

18.3

3624

.211

34.1

1318

.142

36.1

3647

.715

67.2

3019

92

17.1

59

18

.446

24.3

5634

.318

19.4

1238

.666

51.0

5571

.936

1993

17

.262

18.5

5624

.502

34.5

2420

.770

41.3

7254

.629

76.9

7219

94

17.3

65

18

.668

24.6

4934

.731

22.2

2444

.268

58.4

5382

.360

1995

17

.470

18.7

8024

.797

34.9

3923

.780

47.3

6762

.544

88.1

2519

96

17.5

74

18

.892

24.9

4635

.149

25.4

4550

.683

66.9

2294

.294

1997

17

.680

19.0

0625

.096

35.3

6027

.226

54.2

3171

.607

100.

894

1998

17

.786

19.1

2025

.246

35.5

7229

.132

58.0

2776

.619

107.

957

1999

17

.893

19.2

3525

.398

35.7

8531

.171

62.0

8981

.983

115.

514

2000

18

.000

19.3

5025

.550

36.0

0033

.353

66.4

3587

.722

123.

600

VA

CO

STE

INST

AL

AC

ION

RE

AL

= 5

*(87

.722

+123

.600

) =

1.05

6.60

8

Cos

te L

A-1

10

Cos

te L

A-1

80

VA

(LA

-30)

V

A(L

A-5

6)V

A(L

A-1

10)

VA

(LA

-180

)

Tabl

a 3.

13: C

álcu

lo d

el v

alor

act

ual d

e la

inst

alac

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Det

erm

inac

ión

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ara

una

empr

esa

efic

ient

e. P

aso

de u

na re

d re

al a

una

red

efic

ient

e 82



Anualidades por la

instalación

VA 2000 anualidades

1980 1,0000 273.048 14.927 14.927 57.763 1981 0,9615 14.927 53.984 1982 0,9246 14.927 50.453 1983 0,8890 14.927 47.152 1984 0,8548 14.927 44.067 1985 0,8219 14.927 41.184 1986 0,7903 14.927 38.490 1987 0,7599 14.927 35.972 1988 0,7307 14.927 33.619 1989 0,7026 14.927 31.419 1990 0,6756 14.927 29.364 1991 0,6496 14.927 27.443 1992 0,6246 14.927 25.648 1993 0,6006 14.927 23.970 1994 0,5775 14.927 22.402 1995 0,5553 14.927 20.936 1996 0,5339 14.927 19.566 1997 0,5134 14.927 18.286 1998 0,4936 14.927 17.090 1999 0,4746 14.927 15.972 2000 0,4564 2001 0,4388 2002 0,4220 2003 0,4057 2004 0,3901 2005 0,3751 2006 0,3607 2007 0,3468 2008 0,3335 2009 0,3207 2010 0,3083



por tarifas


83





recuperar 401.827 €, siendo la cantidad reconocida por el regulador

307.750 €.


84


3.7. VARIANTE C:

Se considerará una tasa de retorno del 4% en el periodo 1980-

2000 y del 7% en el 2000-2030, permaneciendo invariantes los demás

parámetros según el primer caso analizado, es decir, un crecimiento de la

demanda de 2,5% anual en todo el horizonte temporal considerado y un

tipo de interés del 4%.



MVAcDD d 19,4)1()0()30( 30 =+⋅= (9)





óptima según los criterios antriormente expuestos, y considerando un

crecimento de la demanda que sigue al 2,5% anual. Partiendo del valor de

demanda correspondiente al año 2000, que será 3,28 MVA en cada

carga, se llega a la instalación óptima a 30 años, según lo reflejado en las

tablas siguientes:


85

Más

ter e

n G

estió

n Té

cnic

a y

Econ

ómic

a en

el S

ecto

r Elé

ctric

o P

rom

oció

n 20

01/0

2 G

uille

rmo

Alo

nso

Cas

tro

M

adrid

, Jul

io 2

003

A

ño

D(1

,t)

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d56

Prd1

10

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80

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pts]

56

Cpr

d[pt

s]11

0 C

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pts]

180

VA

(30)

V

A(5

6)

VA

(110

)V

A(1

80)

0 6,

56

774.

315

485.

929

221.

336

141.

309

32.5

2120

.409

9.29

65.

935

32.5

2120

.409

9.29

65.

935

1 6,

72

813.

514

510.

530

232.

541

148.

463

34.1

6821

.442

9.76

76.

235

32.8

5320

.618

9.39

15.

996

2 6,

89

854.

699

536.

375

244.

313

155.

979

35.8

9722

.528

10.2

616.

551

33.1

8920

.828

9.48

76.

057

3 7,

06

897.

968

563.

529

256.

682

163.

875

37.7

1523

.668

10.7

816.

883

33.5

2821

.041

9.58

46.

119

4 7,

24

943.

427

592.

058

269.

676

172.

171

39.6

2424

.866

11.3

267.

231

33.8

7121

.256

9.68

26.

181

5 7,

42

991.

188

622.

031

283.

328

180.

887

41.6

3026

.125

11.9

007.

597

34.2

1721

.473

9.78

16.

244

6 7,

61

1.04

1.36

765

3.52

129

7.67

219

0.04

543

.737

27.4

4812

.502

7.98

234

.566

21.6

929.

881

6.30

8

7 7,

80

1.09

4.08

668

6.60

531

2.74

219

9.66

645

.952

28.8

3713

.135

8.38

634

.919

21.9

149.

982

6.37

3

8 7,

99

1.

149.

475

721.

365

328.

574

209.

774

48.2

7830

.297

13.8

008.

810

35.2

7622

.138

10.0

846.

438

9 8,

19

1.

207.

667

757.

884

345.

208

220.

394

50.7

2231

.831

14.4

999.

257

35.6

3722

.364

10.1

876.

504

10

8,40

1.26

8.80

5 79

6.25

236

2.68

423

1.55

153

.290

33.4

4315

.233

9.72

536

.001

22.5

9310

.291

6.57

0

11

8,61

1.

333.

038

836.

562

381.

045

243.

273

55.9

8835

.136

16.0

0410

.217

36.3

68

22.8

23

10.3

966.

637

12

8,82

1.

400.

523

878.

913

400.

336

255.

589

58.8

2236

.914

16.8

1410

.735

36.7

40

23.0

57

10.5

026.

705

13

9,04

1.

471.

425

923.

408

420.

603

268.

528

61.8

0038

.783

17.6

6511

.278

37.1

15

23.2

92

10.6

096.

773

14

9,27

1.

545.

915

970.

156

441.

896

282.

122

64.9

2840

.747

18.5

6011

.849

37.4

95

23.5

30

10.7

186.

843

15

9,50

1.

624.

177

1.01

9.27

046

4.26

7 29

6.40

5

68

.215

42.8

0919

.499

12.4

4937

.878

23

.770

10

.827

6.91

2

16

9,74

1.

706.

401

1.07

0.87

048

7.77

0 31

1.41

0

71

.669

44.9

7720

.486

13.0

7938

.265

24

.013

10

.938

6.98

3

17

9,98

1.

792.

788

1.12

5.08

351

2.46

4 32

7.17

5

75

.297

47.2

5321

.523

13.7

4138

.656

24

.259

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.050

7.05

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18

10,2

3 1.

883.

548

1.18

2.04

053

8.40

7 34

3.73

9

79

.109

49.6

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.613

14.4

3739

.050

24

.507

11

.162

7.12

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19

10,4

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978.

902

1.24

1.88

156

5.66

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1.14

0

83

.114

52.1

5923

.758

15.1

6839

.449

24

.757

11

.277

7.19

9

20

10,7

5 2.

079.

084

1.30

4.75

159

4.30

1 37

9.42

3

87

.322

54.8

0024

.961

15.9

3639

.852

25

.010

11

.392

7.27

3

21

11,0

2 2.

184.

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91

.742

57.5

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16.7

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.260

25

.265

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294.

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96

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1.51

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.551

28.9

4718

.481

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8625

.784

11.7

447.

498

24

11,8

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2.

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.768

30.4

1219

.416

41.5

0626

.048

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647.

575

25

12,1

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2.

661.

404

1.67

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276

0.75

548

5.69

411

1.77

970

.148

31.9

5220

.399

41.9

3026

.314

11.9

867.

652

26

12,4

7

2.

796.

137

1.75

4.74

579

9.26

851

0.28

211

7.43

873

.699

33.5

6921

.432

42.3

5926

.583

12.1

087.

730

Det

erm

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efic

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e 86

Más

ter e

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n Té

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Econ

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el S

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r Elé

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oció

n 20

01/0

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M

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, Jul

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003

Año

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)

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.232

2.93

7.69

2 1.

843.

579

839.

731

536.

115

123.

383

77.4

3035

.269

22.5

1742

.791

26.8

547.

809

28

13,1

0

12

.357

3.08

6.41

3 1.

936.

911

882.

243

563.

256

129.

629

81.3

5037

.054

23.6

5743

.228

27.1

287.

889

29

13,4

2

12

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3.24

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926.

906

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771

136.

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6938

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970

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13,7

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2 2.

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831

621.

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143.

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868.

051

VA

(Cpe

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1.17

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573

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7.03

321

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4

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(Cin

v+C

perd

) 1.

269.

065

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685

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783

395.

174

Tipo

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duct

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-56

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10

LA-1

80

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15: C

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36

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379

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58.1

35

37.1

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542

5.36

12.

442

1.55

98.

213

5.15

42.

348

1.49

9

2 3,

45

213.

675

134.

094

61.0

78

38.9

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2.56

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638

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75.

207

2.37

21.

514

3 3,

53

224.

492

140.

882

64.1

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40.9

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429

5.91

72.

695

1.72

18.

382

5.26

02.

396

1.53

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4 3,

62

235.

857

148.

014

67.4

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43

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66.

217

2.83

21.

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8.46

85.

314

2.42

01.

545

5 3,

71

247.

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15

5.50

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.832

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2210

.407

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12.

975

1.89

98.

554

5.36

82.

445

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3.12

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25.

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90

273.

522

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93.

284

2.09

68.

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5.47

92.

495

1.59

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287.

369

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341

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.443

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697.

574

3.45

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203

8.81

95.

534

2.52

11.

609

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10

301.

917

18

9.47

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.302

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.681

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83.

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2.31

48.

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5.59

12.

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6

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4,20

31

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119

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390

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.322

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13.

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2.43

19.

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5.64

82.

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.997

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44.

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092

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62.

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219.

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5.15

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.132

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4.41

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9.27

95.

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2.65

21.

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14

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539

16.2

32

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479

110.

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314.

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25.

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2.67

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3.

112

2.70

7 1.

728

254.

817

116.

067

74.1

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.054

10.7

024.

875

9.46

95.

943

16

426.

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267.

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17.9

1711

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3.27

09.

566

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32.

734

1.74

6

4,99

9.

664

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1.27

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2411

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5.38

13.

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52.

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1.76

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.935

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36.

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2.79

11.

782

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1.41

690

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20.7

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5.93

93.

792

9.86

26.

189

2.81

91.

800

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5,37

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132

6.18

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21.8

3013

.700

6.24

03.

984

9.96

32.

848

1.81

8

21

5,51

54

6.08

534

2.70

115

6.09

799

.658

22.9

3614

.393

6.55

64.

186

10.0

656.

316

2.87

71.

837

22

5,65

57

3.73

036

0.05

016

3.99

910

4.70

324

.097

15.1

226.

888

4.39

810

.168

6.38

12.

906

1.85

6

23

5,79

6.44

6

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2.77

537

8.27

817

2.30

211

0.00

425

.317

15.8

887.

237

4.62

010

.272

2.93

61.

875

24

5,93

6.51

2

63

3.29

139

7.42

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1.02

411

5.57

326

.598

16.6

927.

603

4.85

410

.377

2.96

61.

894

25

6,08

66

5.35

141

7.54

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912

1.42

327

.945

17.5

377.

988

5.10

010

.483

6.57

82.

996

1.91

3

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6

4,87

12

1.94

3 77

.853

5.

122

17

Det

erm

inac

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ara

una

empr

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efic

ient

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d re

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una

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e 88

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n Té

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r Elé

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n 20

01/0

2 G

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rmo

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M

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, Jul

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003

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Pr

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pts]

30

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C

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pts]

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Cpr

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0)

VA

(56)

V

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10)

VA

(180

)

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6.64

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69

9.03

443

8.68

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712

7.57

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.359

18.4

258.

392

5.35

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.590

3.02

71.

933

27

6,39

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4.42

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0.89

520

9.93

313

4.02

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.846

19.3

588.

817

5.62

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.698

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1.95

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20.3

389.

264

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.807

6.78

23.

089

1.97

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29

6,71

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0.66

650

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1.72

714

7.94

334

.048

21.3

679.

733

6.21

410

.918

6.85

13.

121

1.99

2

30

6,88

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1.70

553

4.49

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3.45

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5.43

235

.772

22.4

4910

.225

6.52

811

.029

6.92

13.

153

2.01

3

VA

(Cpé

rd)

294.

766

18

4.98

484

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53.7

93

VA

(Cin

v+C

perd

) 38

4.76

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281.

734

212.

008

233.

793

Tipo

de

Con

duct

or

LA-3

0 LA

-56

LA-1

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Tabl

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16: C

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aso

de u

na re

d re

al a

una

red

efic

ient

e 89





primer alimentador de cable LA-180 y un segundo de LA-110, instalación

valorada en 307.750 €.

Para calcular la parte de la red que ya ha sido pagada a la

distribuidora mediante la antigua metodología tarifaria, se calcula como

anteriormente las cuotas de amortización anuales, que aparecen

reflejadas en la siguiente tabla:


90

Más

ter e

n G

estió

n Té

cnic

a y

Econ

ómic

a en

el S

ecto

r Elé

ctric

o P

rom

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n 20

01/0

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rmo

Alo

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Cas

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M

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, Jul

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Año

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LA

-30

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-110

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VA

(LA

-56)

VA

(LA

-110

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80)

1980

15

.970

17

.168

22.6

6931

.941

17

.168

22.6

6931

.941

1981

16

.066

17.2

7122

.805

32.1

3217

.855

23.5

7633

.218

1982

16

.163

17.3

7522

.942

32.3

2518

.569

24.5

1934

.547

1983

16

.259

17.4

7923

.079

32.5

1919

.312

25.4

9935

.929

1984

16

.357

17.5

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.218

32.7

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.084

26.5

1937

.366

1985

16

.455

17.6

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.357

32.9

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27.5

8038

.861

1986

16

.554

17.7

9523

.497

33.1

0821

.723

28.6

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.415

1987

16

.653

17.9

0223

.638

33.3

0622

.592

29.8

3142

.032

1988

16

.753

18.0

1023

.780

33.5

0623

.496

31.0

2443

.713

1989

16

.854

18.1

1823

.923

33.7

0724

.436

32.2

6545

.461

1990

16

.955

18.2

2624

.066

33.9

1016

.955

25.4

1333

.556

47.2

8019

91

17.0

57

18

.336

24.2

1134

.113

17.6

3326

.429

34.8

9849

.171

1992

17

.159

18.4

4624

.356

34.3

1818

.338

27.4

8736

.294

51.1

3819

93

17.2

62

18

.556

24.5

0234

.524

19.0

7228

.586

37.7

4553

.183

1994

17

.365

18.6

6824

.649

34.7

3119

.835

29.7

3039

.255

55.3

1119

95

17.4

70

18

.780

24.7

9734

.939

20.6

2830

.919

40.8

2557

.523

1996

17

.574

18.8

9224

.946

35.1

4921

.453

32.1

5542

.459

59.8

2419

97

17.6

80

19

.006

25.0

9635

.360

22.3

1133

.442

44.1

5762

.217

1998

17

.786

19.1

2025

.246

35.5

7223

.204

34.7

7945

.923

64.7

0619

99

17.8

93

19

.235

25.3

9835

.785

24.1

3236

.171

47.7

6067

.294

2000

18

.000

19.3

5025

.550

36.0

0025

.097

37.6

1749

.670

69.9

86V

A C

OST

E IN

STA

LA

CIO

N R

EA

L =

5*(

37.6

17+4

9.67

0) =

43

6.43

9

Tabl

a 3.

17 C

álcu

lo d

el v

alor

act

ual d

e la

inst

alac

ión

Det

erm

inac

ión

del V

AD p

ara

una

empr

esa

efic

ient

e. P

aso

de u

na re

d re

al a

una

red

efic

ient

e 91



Anualidades por la

instalación

VA 2000 anualidades

1980 1,0000 199.185 10.889 10.889 23.860 1981 0,9615 10.889 22.942 1982 0,9246 10.889 22.059 1983 0,8890 10.889 21.211 1984 0,8548 10.889 20.395 1985 0,8219 10.889 19.611 1986 0,7903 10.889 18.857 1987 0,7599 10.889 18.131 1988 0,7307 10.889 17.434

0,7026 10.889 16.763 1990 0,6756 10.889 16.119 1991 0,6496 10.889 15.499 1992 0,6246 10.889 14.903 1993 0,6006 10.889 14.329 1994 0,5775 10.889 13.778 1995 0,5553 10.889 13.248 1996 0,5339 10.889 12.739 1997 0,5134 10.889 12.249 1998 0,4936 10.889 11.778 1999 0,4746 10.889 11.325 2000 0,4564 2001 0,4388 2002 0,4220 2003 0,4057 2004 0,3901

0,3751 2006 0,3607 2007 0,3468 2008 0,3335 2009 0,3207 2010 0,3083


1989

2005


por tarifas


92





recuperar 99.210 €, cantidad muy inferior a la reconocida por el regulador.


93


4. CONCLUSIONES Y PROPUESTA DE METODOLOGÍA PARA EL CALCULO DEL VAD

Como síntesis de los cálculos realizados en este trabajo con la

sencilla red del caso ejemplo, se presentan los resultados más

destacados en la siguiente tabla, en la que asimismo se calculan los

incrementos tarifarios en el momento de implantación de la metodología

de red eficiente.

Caso INICIAL VARIANTE A VARIANTE B VARIANTE C

cd (1980-2010) 2,5% 5% 4,5% 2,5%

cd (2000-2030) 2,5% 0,5% 0,5% 2,5%

r (1980-2010) 7% 7% 7% 4%

r (2000-2030) 7% 7% 7% 7%

VNR (red eficiente)

307.750 € 255.500 € 307.750 € 307.750 €

Coste Actual 395.355 € 401.827 € 401.827 € 99.210 €

Anualidad por red real en 2000

15.255 € 14.927 € 14.927 € 10.889 €

Anualidad por red eficiente en 2000

17.113 € 14.207 € 17.113 € 17.113 €

Coste pérdidas en 2000 por red real

39.496 € 8.109 € 17.835 € 14.398 €

Coste pérdidas eficientes en 2000

26.451 € 11.409 € 17.835 € 8.259 €

Incremento tarifario en 2000

-20 % 11 % 6 % 0,3 %

Tabla 4.1: Síntesis de resultados


94


NOTA: el incremento tarifario se ha calculado como cociente entre

la anualidad a 30 años de un préstamo de valor el VNR de la instalación

eficiente y la anualidad que se tenía en el periodo de reconocimiento de

coste de servicio que se ha asemejado con la tarifa en los apartados

anteriores. También se han añadido las pérdidas de la red eficiente

(=pérdidas reconocidas) en el año del cambio regulatorio y las pérdidas

en ese año derivadas de la red real. Es decir, se ha comparado:

eficredPérdeficredAnualidrealrPérdrealredAnualid +⇔+ )2000(

Haciendo la suposición de que los costes de operación y

mantenimiento no varían sustancialmente de un periodo a otro, lo cual

puede ser relativamente razonable. En caso contrario habría que

introducir estos costes en la anterior comparación para determinar

exactamente el VAD. Si estos costes se calcularan realmente, es muy

probable que en el momento actual sean inferiores a los derivados del

pasado, por mejora en la eficiencia en el trabajo, uso de mejores

materiales, reducción de contingencias y calidades de servicio con el

tiempo. Traduciendo esto al resultado del incremento tarifario, implicará

que si los costes de operación y mantenimiento eficientes descienden, los

incrementos tarifarios serán todavía menores que los reflejados en la tabla

4.1, con lo cual se entraría en unos valores relativamente razonables.

En el análisis realizado se observa una extremada sensibilidad de

los resultados obtenidos finalmente (incrementos tarifarios) según el valor

utilizado para determinar los costes de materiales en el pasado (tomando


95


como dato conocido los del presente. Como ya se ha comentado, para

calcular los costes de materiales se ha deflactado usando un valor de

inflación minorado en este estudio al 80% del valor supuesto de inflación

(el 3%), para así tener en cuenta el efecto de las mejoras de eficiencia en

los procesos de fabricación de materiales, lo que implica que los precios

de los mismos no crecen al mismo ritmo que el IPC, si no que tienden a

abaratarse con el tiempo. Analizando variaciones en esta consideración,

se han observado grandes cambios en los resultados finales obtenidos,

por lo cual la estimación de precios de materiales e instalación en el

pasado es un parámetro de importancia crítica en la aplicación de esta

metodología.

En la tabla anterior, se observa que por lo general el VNR de la red

eficiente suele ser inferior al coste “pendiente” que arrastra la distribuidora

por su red real, pero hablando únicamente de inversión. No obstante, en

determinados escenarios la distribuidora puede verse muy ligeramente

sobreremunerada al considerar el total de inversión + pérdidas.

A continuación se representan las redes eficientes obtenidas en

cada caso, para su comparación con las redes reales que ha implantado

la empresa.


96


Figura 4.1: Síntesis de redes

A la vista de los resultados obtenidos, es clara la influencia de los

parámetros que intervienen en el caso ejemplo desarrollado.

Concretamente se advierte la influencia de:

a) Inflación: en el cálculo de los costes de cada tipo de línea 20 años

atrás, se ha partido del coste actual de ese tipo de línea y se ha

aplicado la tasa de inflación supuesta (minorada en un 80 % para

contemplar las mejoras en eficiencia en la fabricación de materiales lo

que redunda en que los costes tienden a descender con el tiempo en

relación al IPC). En realidad, para determinar el coste de la red en

1980, habría que consultar la contabilidad en libros de la empresa,

mientras que en este caso se han “calculado” los costes unitarios de


97


cada instalación mediante la aplicación de un valor supuesto de

inflación hacia el pasado. Este sería quizá un punto débil en esta

“simulación” teórica, que en la realidad ha de suplirse con los costes

reales en libros.

b) Crecimiento de la demanda: la influencia de este factor, según se

advierte al analizar los casos A y B, es de una gran trascendencia,

dado que un error en la planificación inicial, suponiendo un elevado

crecimiento en la demanda que en la realidad no se produzca,

conllevará sobreinversiones que la distribuidora podría no ser capaz

de recuperar mediante los pagos reconocidos por el Regulador una

vez comienza la aplicación de la regulación por incentivos, dado que la

tasa de crecimiento real de la demanda sea muy inferior a lo realmente

supuesto y el VNR de la instalación eficiente sea insuficiente para

cubrir los costes de la distribuidora. Este tipo de situaciones, cuando

se demuestre que no corresponden a una negligencia en la

planificación de la distribuidora, sino a causas de fuerza mayor por las

cuales la demanda se redujera drásticamente, habrían de ser tenidas

en cuenta por medio de unas compensaciones o términos de ajuste en

la remuneración reconocida a la distribuidora, de modo que esta

pueda recuperar sus costes.

c) Influencia de la tasa de descuento antes y después de la regulación por incentivos: el escenario en la evolución de la tasa de

descuento aplicada en la remuneración del capital, es también un

factor de primer orden que condiciona en gran manera los resultados

obtenidos. La mayor influencia observada se produce con la variación


98


de la tasa de descuento en el periodo de regulación por coste de

servicio, ya que un valor bajo de este parámetro, implicará que el valor

actual del coste de la inversión inicial no sea muy alto, con lo cual,

mediante los pagos anuales de la inversión, se llega a un coste final

para la distribuidora bastante más bajo que en el caso de valores

superiores de la tasa de descuento, como puede advertirse en el caso

C.

Vistos los resultados que se presentan en la tabla 4.1 y la figura

4.1, se advierte que existen problemas de “ajuste” entre la red real

implantada por la distribuidora aplicando el criterio de previsión de

demanda punta y la red eficiente generada por el regulador. Para criticar

la viabilidad del método de regulación por incentivos basado en el valor

nuevo de remplazo de la red eficiente, se deben analizar y cuantificar las

discrepancias entre VNR y coste reconocido, e intentar discernir entre dos

aspectos distintos:

a) Aspectos económicos en la planificación: ¿Se deben las

discrepancias mencionadas a parámetros de índole

macroeconómica como los tipos de interés, las tasas de retorno,

la inflación o el crecimiento económico que repercutirá en el

crecimiento de la demanda eléctrica?

b) Aspectos técnicos: ¿coinciden razonablemente en longitud y

tipo de conductor la red real y la teórica en los diferentes

escenarios?


99


En estas dos preguntas que se acaban de plantear reside la clave

de la viabilidad de la metodología que se ha estado analizando en este

trabajo.

Analizando en detalle cada caso, se observa lo siguiente:

• Caso Inicial: el escenario de aspectos económicos ha sido

estable, aunque, si bien se ha producido una situación no

prevista durante el periodo de regulación por coste de servicio

(que ha implicado un aumento en el dimensionamiento), el coste

finalmente reconocido por el regulador es suficiente para cubrir

los costes actuales de la distribuidora en cuanto a la inversión.

La red eficiente coincide sólo razonablemente con la real, dado

que se ha producido una situación imprevista que ha obligado a

poner un cable en paralelo en el primer alimentador. De todos

modos, al ser la red real muy poco eficiente en cuanto a

pérdidas, la cantidad reconocida por el regulador por las

pérdidas eficientes va a ser bastante inferior a las que realmente

había, y al sumar las anualidades por inversión más las

pérdidas antes y después del cambio regulatorio resultará que la

distribuidora va a estar infraremunerada en el nuevo escenario

(ver tabla 4.1).

• Caso A: en este ejemplo se ha forzado una situación

artificialmente en la cual la previsión de crecimiento inicial ha

sido muy superior a la que se produce con posterioridad, lo que

desemboca en una red eficiente reconocida por el regulador que


100


es inferior a la red real. De este modo, el VNR no llega a cubrir

los costes inversión de la red real. Añadiendo el término de

pérdidas, la distribuidora sí ve cubiertos sus costes, dado que,

paradójicamente los costes de pérdidas de la red eficiente son

en este caso mayores que los de la real, dado su

sobredimensionamiento.

• Caso B: el escenario de elementos económicos es estable,

aunque la demanda crece por debajo de lo previsto en el

periodo de regulación por incentivos. En este caso, la red real

coincide con la eficiente, y la cantidad reconocida por el

regulador cubre los costes actuales de la distribuidora. Además,

queda un remanente razonable para la distribuidora (ver tabla

4.1), con lo cual la distribuidora estará ligeramente

sobreremunerada.

• Caso C: en esta situación, se ha trabajado con una tasa de

retorno del capital durante el periodo de regulación por coste de

servicio bastante inferior a la considerada en el periodo

siguiente. Esto motiva que el coste reconocido a la distribuidora

sea muy superior a los costes reales en el momento de

transición del paradigma regulatorio, lo cual, podría inducir a la

distribuidora a comportamientos tendentes a la ineficiencia en la

inversión. De todos modos, añadidos los costes de pérdidas

eficientes y reales y hecha la pertinente comparación, resulta un

incremento tarifario más razonable que en los casos anteriores

(un 0,3%), coincidiendo prácticamente las cantidades


101


reconocidas antes y después del cambio regulatorio. En este

caso la distribuidora se ve movida a un comportamiento

eficiente, pues tendrá que acometer cambios en su red en el

futuro y apenas se ve sobreremunerada.

A modo de resumen, cabría decir que el método del VNR se

comporta razonablemente bien en caso de escenarios económicos

estables y sectores eléctricos maduros, con niveles de pérdidas

controlados (léase los tipos de interés, la tasa de retorno o el crecimiento

económico), permitiendo a la distribuidora recuperar sus costes

pendientes del periodo de regulación por coste de servicio, y con un plus,

para ir mejorando y ampliando las instalaciones ante crecimientos futuros,

cantidad no muy holgada que obliga a la empresa a comportarse de modo

eficiente. El ajuste entre red real y red eficiente en estos casos se podría

considerar razonable en cuanto a tipo de conductor y longitud de las

líneas (en este caso es obvio pues los puntos de origen y destino están

fijados y las longitudes de alimentadores siempre van a ser de 5 km).

En el extremo contrario, en países con infraestructuras eléctricas

deficientes, en que los niveles de pérdidas reales sean muy elevados,

parece claro que la aplicación de esta metodología podría no resultar

viable en algunos casos para las empresas.

Por el contrario, en escenarios inestables de los parámetros

económicos, o ante causas de fuerza mayor, se pueden producir las

situaciones como la del caso inicial, en la que la empresa se puede ver

infraremunerada. Como ya se ha apuntado, se sugiere para los casos en


102


que concurran circunstancias de fuerza mayor fuera del alcance de la

distribuidora unos mecanismos de compensación que ayuden a recuperar

los costes pendientes en caso de discrepancias graves entre la red real y

la red eficiente.

Como salvedad, y siendo conscientes que se ha analizado un caso

sencillo y teórico, hay que reconocer las posibles discrepancias con la

realidad y citar las simplificaciones realizadas:

a) La red analizada es pequeña y ficticia, con lo cual, queda la duda

de si será representativa de una red real.

b) Como se ha comentado con anterioridad, en este trabajo se ha

supuesto un “desconocimiento” del valor real en libros de los costes de

inversión iniciales (que han sido simulados con un valor de inflación,

concretamente el 3 %, minorada ésta al 80% para considerar las

mejoras en la eficiencia en fabricación de materiales).

Finalmente, es notable destacar que los modelos de red de

referencia fijando subestaciones y centros de transformación reales, dan

longitudes de red muy similares a las reales existentes.

Como se ha visto, es necesario contrastar y adecuar el modelo

teórico que se ha esbozado en este trabajo con las instalaciones reales

de la compañía, con sus niveles de pérdidas y con sus niveles de calidad

reales. De lo contrario, se obtendrían resultados que presentan grandes

desajustes entre la red real y la eficiente.


103


Por otra parte, es muy arriesgado aplicar la metodología estudiada

con un horizonte de 30 años, dada la impredecible evolución de la red, de

la demanda, y de los parámetros macroeconómicos que intervienen en los

cálculos. No se puede comparar directamente el pasado de la red con el

futuro. Sería más razonable plantear un horizonte de, por ejemplo 10 años

a futuro.

Como propuestas últimas para una metodología de cálculo de

modo que las discrepancias entre el VNR de la red eficiente y el coste real

de la empresa distribuidora sean razonables, se apuntan dos ideas

generales, para aplicar la metodología de red de referencia de un modo

más ajustado a la realidad de la empresa:

• Estudiar a fondo la contabilidad regulatoria y hacer auditorías de

costes para determinar las instalaciones reales, sus pérdidas

reales y sus niveles de calidad.

• Obtener un Valor Nuevo de Remplazo de una red que tenga

unas características de pérdidas y de calidad de servicio

análogas a las de la red real, por ejemplo cuantificando o

midiendo estas últimas. Esto dejaría ver el grado de eficiencia o

ineficiencia de la red real con respecto a la teórica. A

continuación, obtener un VNR en la situación “ideal” que el

regulador quiera exigir (horizonte temporal determinado, y con

unos buenos niveles de pérdidas y calidad). Con el coste que se

obtenga de esta red ideal, se pueden poner unas metas más

altas o más bajas.


104


Por tanto, la remuneración definitiva de la distribución, habrá de ser

un compromiso entre la contabilidad regulatoria y las auditorías de costes

(en definitiva la realidad de la empresa), entre el VNR obtenido con los

niveles de pérdidas y calidad reales, y entre el VNR obtenido fijando una

situación ideal, según se ha comentado.


105


5. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS [1] J. S. Bernstein, “Regulación en el Sector Distribución Eléctrica”,

Departamento de ingeniería Eléctrica de la Escuela de Ingeniería de la

Pontificia Universidad Católica de Chile, Santiago de Chile, 1999

[2] A. Sruoga, “El proceso de cálculo de los cuadros tarifarios de

empresas distribuidoras de electricidad”, Asociación de Distribuidores

de Energía Eléctrica de la República Argentina – Comisión de

Integración Eléctrica Regional, Buenos Aires, 2000

[3] J. J. Alba Ríos, C. Meseguer Velasco, “Regulación de la industria

eléctrica: revisión de experiencias en distintos países”, Actas del Aula

de Regulación del Instituto de Investigación Tecnológica de la

Universidad Pontificia Comillas, Madrid, 1998

[4] “Ley General de Electricidad y su Reglamento”, Comisión Nacional de

Energía Eléctrica, Guatemala, 1996

[5] J. Román, T. Gómez, A. Muñoz, J. Peco, “Regulation of distribution

network business”, Instituto de Investigación Tecnológica de la

Universidad Pontificia Comillas, Madrid, 1997

[6] P. E. Molina Muñoz; “Tarificación eléctrica chilena a nivel de empresas

de distribución”, Departamento de ingeniería Eléctrica de la Escuela de


106


Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica de Chile, Santiago de

Chile, 1998

[7] E. A. Recordon Zerwekh, “Peajes en distribución eléctrica”,

Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Escuela de Ingeniería de la

Pontificia Universidad Católica de Chile, Santiago de Chile, 2001


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