Cálculo del Valor Cálculo del Valor Cálculo del Valor Cálculo del Valor Agregado de Agregado de Di t ib ió (VAD) Di t ib ió (VAD) Distribución (VAD) Distribución (VAD) EL6017-1 Gestión de la Distribución de la Energía Eléctrica Fernando E Flatow Garrido Fernando E. Flatow Garrido
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Cálculo del ValorCálculo del ValorCálculo del Valor Cálculo del Valor Agregado de Agregado de
Di t ib ió (VAD)Di t ib ió (VAD)Distribución (VAD)Distribución (VAD)EL6017-1 Gestión de la Distribución de la Energía Eléctrica
Fernando E Flatow GarridoFernando E. Flatow Garrido
Caracterización del SegmentoCaracterización del Segmento
21%50%
Valor de Inversión en STx [MMUS$ 2010]
Troncal
Valor de Inversión en Subtransmisión[MMUS$ 2010)Troncal 1.871S bt i ió 2 631
29%Subtransmisión
Distribución
Subtransmisión 2.631Distribución 4.484
8.863
Caracterización del SegmentoCaracterización del Segmento$ 9.372
C t Cli t Fi l R id i l (BT1 )$ 21.232 100,0% Cuenta Cliente Final Residencial (BT1a)
EMPRESA REGION Clientes kWh1 EMELARI XV 60.089 218.251.0922 ELIQSA I 75.815 383.819.7693 ELECDA II 139.704 693.261.0784 EMELAT III 81.101 699.228.2135 CONAFE A III, IV y V6 CHILQUINTA V 465.399 2.278.476.4107 CONAFE B V 304.633 1.324.668.1818 EMELCA V 5.318 9.787.5049 LITORAL V 66.868 75.870.011
10 CHILECTRA RM 1.453.395 11.826.877.99812 COLINA RM 19.603 55.657.68113 TILTIL V y RM 3.047 11.478.01014 PUENTE ALTO RM 45.712 198.714.49615 LUZANDES RM 1.651 6.165.78917 EMELECTRIC V, RM, VI, VII y VIII 210.414 934.754.08218 CGE RM, VI, VII, VIII y IX 1.193.452 6.195.312.43320 COOPERSOL XV 232 329.71021 COOPELAN VIII 13.191 50.843.49622 FRONTEL VIII y IX 275.704 652.192.82123 SAESA IX, X y XIV 310.509 1.650.773.94924 EDELAYSEN X y XI 33.419 118.381.08825 EDELMAG XII 49.651 213.898.08926 CODINER IX 10.159 41.177.95728 E. CASABLANCA V y RM 3.509 41.102.15529 COOP. CURICO VII 11.901 78.951.14030 EMETAL VII 19.401 87.193.87031 LUZLINARES VII 21.469 67.132.01632 LUZPARRAL VII y VIII 15.950 42.150.14433 COPELEC VIII 35.982 89.660.55934 COELCHA VIII 9.378 25.292.04035 SOCOEPA XIV 5.075 21.126.36636 COOPREL X y XIV 5.168 26.937.89939 LUZOSORNO X y XIV 16.849 112.578.70540 CRELL X 13.711 40.680.34342 ENELSA IV 10.972 37.315.999
14.000
GWh
10 000
12.000
8.000
10.000
4.000
6.000
0
2.000
RA
GE TA SA E B
RIC AT DA EL SA ARI
AG TO EN NO EC AL CO AL ES NA
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SOC
ON
AFE
1 600 000
Clientes
1.200.000
1.400.000
1.600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
400.000
600.000
800 000
0
200.000
… … … …
CH
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LCA
CO
OP
RE
LS
OC
OE
PA E.
…TI
LTIL
LUZA
ND
ES
CO
OP
ER
SO
LC
ON
AFE
A
38,1%9,0% 2,1%EMPRESA GRUPO
1 EMELARI CGE2 ELIQSA CGE3 ELECDA CGE4 EMELAT CGE
GWh
CGE
4 EMELAT CGE5 CONAFE A CGE7 CONAFE B CGE17 EMELECTRIC CGE18 CGE CGE30 EMETAL CGE25 EDELMAG CGE
potencia suministrada. Los costos anuales deinversión se calcularán considerando el Valor Nuevode Reemplazo, de instalaciones adaptadas a lademanda, su vida útil (30 años), y una tasa deactualización, igual al 10% real anual.
投资计算研究提供新的价值,适应设备需要,生活事业(30岁)和一名更新速度相当于每年实际10%
, g实际10%.
El proceso de Fijación de Tarifas30/06/N0-365 XX/YY/N0-365 + 15 días
Empresas
+ 15 días
CNE t
N0
MINECON
N0 + 30 días
CNE hLa empresa presenta el
VNR a la SEC.Informe
AUDITADO !!!
Panel de Expertos
Empresas hacen
observaciones a las áreas
típicas
CNE entregaVAD ajustado
+ fórmulas definitivas
MINECON publica tarifas
CNE hace pública toda la
información
Empresas contratan estudio
Rentabilidad de la industria = 10% +/- 4%
50% mercado
31/12
N0-6meses
CNECNE publica bases
Determinaáreas típicas
Acuerdaconsultores + 15 días
30/09/N0-365
La SEC fija el VNR
+ 15 días
CNE acepta o rechaza
N0-2meses
Empresas mandan
estudio a CNE
CNE entregaVAD = 2/3 CNE + 1/3
empresas + tarifas
preliminares
N0 – 15 días
CNE entregaA MINECON
las tarifas
Determinación de Áreas Típicas
Empresa Real
Costos deinversión
Costos deOperación y
Mantenimiento
Costos deAdministración
y Ventas
Costos dePérdidasMantenimiento y Ventas
ModelosEconométricos Datos de la
industria
Valor Agregadode Distribución
Teórico
Ventas dePotencia
Criterios desegmentación
Áreas Típicas deDistribución
Determinación de Áreas Típicas
De acuerdo con lo señalado en el DFL 4/2006, elprocedimiento de definición de las Áreas Típicas deDistribución debe ser tal que queden agrupadas lasempresas o sectores de ellas, cuyos valores agregados porla actividad de distribución (Costos Medios) sean parecidosentre sí (artículo 225º letra m)
Real Real Real Real Real RealAsignado AT Asignado AT Asignado BT Asignado BTa VNR CExp a VNR CExp a VNR CExp⎡ ⎤ ⎡ ⎤ ⎡ ⎤⋅ + = ⋅ + + ⋅ +⎣ ⎦ ⎣ ⎦ ⎣ ⎦
[ ] [ ]Teórico Teórico
A i d AT A i d BTa VNR CExp a VNR CExp CPérdEyP⋅ + + ⋅ + +[ ] [ ]AsignadoAT AsignadoBTTeórico
AT BT
p p yVAD
kW kW=
+
( )( )Real RealAsignado AT Asignado AT
AT AT BT
a VNR CExpln ln km kW kW BA
⎛ ⎞⎡ ⎤⋅ +⎣ ⎦⎜ ⎟ = ⋅ ⋅ + +⎜ ⎟( ) ( )( )AT AT BT
AT AT BT
ln ln km kW kWkm kW k
BW
A⎜ ⎟ + +⎜ ⎟⋅ +⎝ ⎠
[ ] ( ) ( )( )AT AT BTTeórico ln km kW kWAT AT BTAsignado AT
A Ba VNR CExp km kW kW e ⋅ ⋅ + +⋅ + = ⋅ + ⋅
[ ] [ ]Teórico Teórico
AsignadoAT AsignadoBTTeórico
AT BT
a VNR CExp a VNR CExp CPérdEyPVAD
kW kW
⋅ + + ⋅ + +=
+
Cómo segmento el Conjunto de Empresas????
“la dispersión máxima de VAD aceptable en cada áreatípica, deberá ser tal que asegure que toda empresaeficiente dentro de cualquier área típica tenga una
t bilid d d t d l d 10% 5%”rentabilidad dentro del rango de 10% ± 5%”.
Teórico30
TIR r talque
TarProm Potencia CExp CPérdEyP
=
⎛ ⎞⎡ ⎤⋅ +⎣ ⎦( )
30Teórico
ii 1
TarProm Potencia CExp CPérdEyPVAN VNR 0
1 r=
⎛ ⎞⎡ ⎤⋅ − +⎣ ⎦⎜ ⎟= − + =⎜ ⎟+⎝ ⎠
∑
Determinación de Áreas TípicasEMPRESA GRUPO ATIPICA 2CHILECTRA ENERSIS 1ELECDA CGE 2
TIR 16%=EMELCA 5COOPELAN 5COPELEC 5SOCOEPA 5COOPREL 5COOPERSOL 6CODINER 6COELCHA 6
.kW
.. .
Determinación de Áreas Típicas
CMe ... . . .
.
.....
..
.
. ..
. ..
.
..
.. .
.. .. .. .
...
..
.. .. .
. .. .. .
..
.kW
.. .
Determinación de Áreas Típicas
2000 2004 2008 2012 2000 2004 2008 2012
↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓
2004 2008 2012 2014 2004 2008 2012 2014
GRUPO SIGLA EMPRESA 632 276 385 XXX GRUPO SIGLA EMPRESA 632 276 385 XXX
ELECDA 2 2 2 2
SAESA
SAESA 4 3 4 4
ELIQSA 2 2 3 3 FRONTEL 5 5 5 5
EMELARI 3 3 3 3 LUZOSORNO5 5 5
EMELAT 2 2 2 2 CREO 5
EMELECTRIC 4 3 3 3 EDELAYSEN 4 4 5 6
CGE
EMETAL 6 5 5 5 COOPERSOL 66 6
EDELMAG 3 3 3 3 EMELPAR 3 6
CONAFE A 2 3 33
CODINER 5 6 6 6
CONAFE B
3
2 2 COELCHA 6 6 6 6
EMEC COOP. CURICO 3 2 3 2
CGED VII 2? COOPELAN 5 6 5 5
OTRAS
CGED VII 2?
2 2
COOPELAN 5 6 5 5
CGED 2 2 COOPREL 5 6 5 5
SEP 3 2 COPELEC 6 6 5 6
RÍO MAIPO 2 2 CRELL 5 6
ELECOOP 4 44 4
EMELCA 5 6 5 5
ENELSA PUENTE ALTO 2 2 2 2
CHILECTRA 1 1 1 1 SOCOEPA 5 6 5 6
ENERSIS
CHILECTRA 1 1 1 1 SOCOEPA 5 6 5 6
COLINA 3 4 3 4 TILTIL 3 5 4 5
LUZANDES 3 2 3 2 SASIPA 6
CHILQUINTA
CHILQUINTA 3 3 3 3
LUZLINARES 5 5 5 5
LUZPARRAL 5 6 5 5
LITORAL 5 5 4 4
E. CASABLANCA 4 3 4 4
El proceso de Fijación de Tarifas
La rentabilidad de la industria
Ingresos de Costos deIngresos de Explotación
Costos de Explotación
VNR
Tasa de Rentabilidad
El proceso de Fijación de Tarifas
La rentabilidad de la industria
Ingresos deIngresos de Explotación
Son entradas de explotación, las sumas que percibirían lasempresas distribuidoras por todos los suministros efectuados
Art 193° LGSE
empresas distribuidoras por todos los suministros efectuadosmediante sus instalaciones de distribución, si se aplicaran a dichossuministros las tarifas involucradas en el estudio y los ingresosefectivos obtenidos por los servicios de ejecución y retiro deempalmes reposición de fusibles de empalmes desconexión yempalmes, reposición de fusibles de empalmes, desconexión yreconexión de servicios, y colocación, retiro, arriendo yconservación de equipos de medida.
El proceso de Fijación de Tarifas
La rentabilidad de la industria
Costos deCostos de Explotación
Son costos de explotación para las empresas distribuidoras el valorde la energía y potencia requerida para la actividad de distribución
Art 193° LGSE
de la energía y potencia requerida para la actividad de distribución,calculado con los precios de nudo que rigen en el punto deconexión con las instalaciones de distribución, los costos deoperación del sistema de distribución de la energía, los deconservación y mantenimiento administración y generalesconservación y mantenimiento, administración y generales,gravámenes y contribuciones, seguros, asesoramiento técnico ydemás que la Superintendencia considere necesarios para laexplotación del servicio en la zona de concesión.No podrán incluirse en los costos de explotación lasNo podrán incluirse en los costos de explotación lasdepreciaciones, los déficit de ganancias en ejercicios anteriores, niningún costo financiero como los impuestos y contribuciones pordividendos de acciones o el servicio de intereses y amortización depréstamos bonos y otros documentospréstamos, bonos y otros documentos.
El proceso de Fijación de Tarifas
La rentabilidad de la industria
Costos deCostos de Explotación
Todos los costos estarán referidos a los precios vigentes a la fechad li ió d l di L S i d i d á h l
Art 116° LGSE
de realización del estudio. La Superintendencia podrá rechazar loscostos que considere innecesarios o la parte de ellos que estimeexcesivos.Las empresas concesionarias enviarán anualmente a laS i t d i t d l 31 d l t dSuperintendencia, antes del 31 de marzo, los costos deexplotación correspondientes al año anterior acompañado de uninforme auditado.Dentro del plazo de diez días de recibida la resolución de laS i t d i i f l t d l t ió fij d lSuperintendencia que informa los costos de explotación fijados, lasempresas podrán presentar sus discrepancias al panel deexpertos, que resolverá en el plazo de quince días.
El proceso de Fijación de Tarifas
La rentabilidad de la industria
VNRVNR
Se entiende por Valor Nuevo de Reemplazo de las instalacionesde distribución de una empresa concesionaria, el costo de renovar
Art 193° LGSE
todas las obras, instalaciones y bienes físicos destinados a dar elservicio de distribución, en las respectivas concesiones, incluyendolos intereses intercalarios, los derechos, los gastos y lasindemnizaciones pagadas para el establecimiento de lasservidumbres utilizadas, los bienes intangibles y el capital deexplotación.
El proceso de Fijación de Tarifas
La rentabilidad de la industria
VNRVNR
El VNR se calculará cada cuatro años, en el año anterior al cualcorresponda efectuar una fijación de fórmulas tarifarias.
Art 195° LGSE
Para tal efecto, antes del treinta de junio del año respectivo, elconcesionario comunicará a la Superintendencia el VNRcorrespondiente a las instalaciones de distribución de suconcesión, acompañado de un informe auditado.
S fLa Superintendencia fijará el VNR, para lo cual podrá aceptar omodificar el valor comunicado por la empresa, en el plazo de tresmeses.De no existir acuerdo entre el concesionario y la Superintendencia,l VNR á d i d l l del VNR será determinado por el panel de expertos.
Áreas TípicasEMPRESA GRUPO REGION ATIPICAo ATIPICA 2 Clientes kWh
1 EMELARI CGE XV 3 3 60.089 218.251.0922 ELIQSA CGE I 2 3 75.815 383.819.7693 ELECDA CGE II 2 2 139.704 693.261.0784 EMELAT CGE III 2 2 81.101 699.228.2135 CONAFE A CGE III, IV y V 3 37 CONAFE B CGE V 2 2 304.633 1.324.668.181
17 EMELECTRIC CGE V, RM, VI, VII y VIII 3 3 210.414 934.754.08218 CGE CGE RM, VI, VII, VIII y IX 2 2 1.193.452 6.195.312.43330 EMETAL CGE VII 5 5 19.401 87.193.8706 CHILQUINTA CHILQUINTA V 3 3 465 399 2 278 476 4106 CHILQUINTA CHILQUINTA V 3 3 465.399 2.278.476.4109 LITORAL CHILQUINTA V 5 4 66.868 75.870.011
31 LUZLINARES CHILQUINTA VII 5 5 21.469 67.132.01632 LUZPARRAL CHILQUINTA VII y VIII 6 5 15.950 42.150.14410 CHILECTRA ENERSIS RM 1 1 1.453.395 11.826.877.99812 COLINA ENERSIS RM 4 3 19.603 55.657.68115 LUZANDES ENERSIS RM 2 3 1 651 6 165 78915 LUZANDES ENERSIS RM 2 3 1.651 6.165.78922 FRONTEL SAESA VIII y IX 5 5 275.704 652.192.82123 SAESA SAESA IX, X y XIV 3 4 310.509 1.650.773.94924 EDELAYSEN SAESA X y XI 4 5 33.419 118.381.08839 LUZOSORNO SAESA X y XIV 5 5 16.849 112.578.70540 CREL SAESA X 5 5 13.711 40.680.3438 EMELCA V 6 5 5.318 9.787.504
13 TILTIL V y RM 5 4 3.047 11.478.01014 PUENTE ALTO RM 2 2 45.712 198.714.49620 COOPERSOL XV 6 6 232 329.71021 COOPELAN VIII 6 5 13.191 50.843.49625 EDELMAG XII 3 3 49.651 213.898.08926 CODINER IX 6 6 10.159 41.177.95728 E. CASABLANCA V y RM 3 4 3.509 41.102.15529 COOP. CURICO VII 2 3 11.901 78.951.14033 COPELEC VIII 6 5 35.982 89.660.55934 COELCHA VIII 6 6 9.378 25.292.04035 SOCOEPA XIV 6 5 5.075 21.126.36636 COOPREL X y XIV 6 5 5.168 26.937.89942 ENELSA IV 4 4 10 972 37 315 99942 ENELSA IV 4 4 10.972 37.315.999
Primero hay que conocer las curvas de la distribución
Luego hay que conocer la estructura de la tarifa
Y finalmente, juntarlas
El Sistema de Distribución y el VAD
Curvas de la distribución
PagoPagoTarifa Compras en Dx
deRed Dx
de+=
23001800
El Sistema de Distribución y el VAD
Artículo 182 del DFL N°4
El valor agregado por concepto de costos dedistribución se basará en empresas modelo yconsiderará:
1.- Costos fijos por concepto de gastos deadministración, facturación y atención deladministración, facturación y atención delusuario, independientes de su consumo;
2.- Pérdidas medias de distribución enpotencia y energía;
3.- Costos estándares de inversión,t ió ió i d lmantención y operación asociados a la
distribución, por unidad de potenciasuministrada. Los costos anuales de inversiónse calcularán considerando el Valor Nuevo deReemplazo, de instalaciones adaptadas a la CDATp pdemanda, su vida útil (30 años), y una tasa deactualización, igual al 10% real anual.
CDBT
El Sistema de Distribución y el VAD
El VAD
110 [kV] 12 [kV] 12 [kV] 0,38 [kV]
A B C
Red ATPPAT
Red BTPPBT
kWAT
kWBT
CDBT
CDAT
El Sistema de Distribución y el VAD
¿Cómo se calculan los costos de distribución?
ATVACDAT =
AVNR
PPBTkWkWfrcVNRCOyMVA
BTAT
ATATAT ⋅+
⋅+=
Valor Agregado de Alta Tensión
El Sistema de Distribución y el VAD
¿Cómo se calculan los costos de distribución?
AVNR
BT
BTBTBT kW
frcVNRCOyMVA ⋅+=
PPBTVAVACDBT ATBT ⋅+=
El Sistema de Distribución y el VAD
¿Cómo se ve toda esta cháchara en la tarifa?
ECDBTEPpPPATPPBTEPPEATPEBTCF ⋅⋅$ ENHUDBCE
NHUNBpEPePEATPEBTCFBT ⋅+⋅+⋅⋅⋅+=1$
Cargo Fijo Compras de Energía Compras de Potencia AVNR y COyM
FPHPPPAT PCDATFDPPAPPpPPATFNPPAEPePEATCF ⋅⋅+⋅⋅⋅+⋅⋅+=3$R d AT R d BT
Los Factores de Coincidencia
TRASLADAN la Potencia a donde
AT
Red AT Red BT
BTote cia a do dela quiero facturar
BT
El Sistema de Distribución y el VAD
¿Y cómo se indexan?⎤⎡ DIPCUIPMNIPC( ) ( ) ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅⋅+⋅⋅+⋅+⋅+⋅+⋅⋅⋅⋅⋅=
ooooo D
DBIAIPCUIPCUBIA
IPMNIPMNOABIA
IPCIPCOABIACDATFVADFSTCDFEECDAT 432211
),,,( DOLIPCuIMPNIPCfCDAT =
( ) ( ) ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅⋅+⋅⋅+⋅+⋅+⋅+⋅⋅⋅⋅⋅=
ooooo D
DBIBIPCUIPCUBIB
IPMNIPMNOBBIB
IPCIPCOBBIBCDBTFVADFSTCDFEECDBT 432211
),,,( DOLIPCuIMPNIPCfCDBT =
Se calcula
VAD considera:•E de Escala•Aportes de Terceros•Sectorización
Se calcula cada 4 años
( ) ( ) ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅⋅+⋅⋅+⋅+⋅+⋅+⋅⋅⋅⋅⋅=
ooooo D
DBIAIPCUIPCUBIA
IPMNIPMNOABIA
IPCIPCOABIACDATFVADFSTCDFEECDAT 432211
Costo $
Dda en kW
CMe
. .. . .. .
.
. .. . .. .
.
. .. . .. .
.. .. . .
. ..
. .. . .. .
. . .. . .. .
. .. . .. .
.
. .. . .. .
. . .. . ... . . . . .. .. . . .. . ..
kW
( ) ( ) ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅⋅+⋅⋅+⋅+⋅+⋅+⋅⋅⋅⋅⋅=
ooooo D
DBIAIPCUIPCUBIA
IPMNIPMNOABIA
IPCIPCOABIACDATFVADFSTCDFEECDAT 432211
ATD2 ATD6ATD2 ATD6
( ) ( ) ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅⋅+⋅⋅+⋅+⋅+⋅+⋅⋅⋅⋅⋅=
ooooo D
DBIAIPCUIPCUBIA
IPMNIPMNOABIA
IPCIPCOABIACDATFVADFSTCDFEECDAT 432211
frcVNRCOyM +
BT
BTBTBT kW
frcVNRCOyMVA ⋅+=
( ) ( ) ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅⋅+⋅⋅+⋅+⋅+⋅+⋅⋅⋅⋅⋅=
ooooo D
DBIAIPCUIPCUBIA
IPMNIPMNOABIA
IPCIPCOABIACDATFVADFSTCDFEECDAT 432211
Lo Nuevo
Tarifas Flexibles Reguladas
Nuevos Límites de Invierno
Flexibilidad Tarifaria
Accesibles para todos
Flexibilidad Tarifaria
Accesibles para todos
Fact. Anual nunca mayor a la de la tarifa regulada preexis
Costos de entrada y salida bajos
Adicional de Invierno
<X>verano+20% / 350/430
Adicional de Invierno
500
1.410 kWh<x>=235 kWh
450
350
300
400
350
300 280
360 400 430 450 415357
325
LIUMBRAL
20
200
150
100
250300
240200
190200
280255
200
50
0SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC