CursoTarifas_PresentacionSruoga_v2011
90
1 Alejandro Sruoga Lima – julio 2011 MERCADO Y ACTIVIDADES REGULADAS DEL SECTOR ELÉCTRICO CÁLCULO DE PRECIOS Y TARIFAS PARA NO ESPECIALISTAS
-
Upload
percy-carhuachuco -
Category
Documents
-
view
29 -
download
0
Transcript of CursoTarifas_PresentacionSruoga_v2011
1
Alejandro SruogaLima – julio 2011
MERCADO Y ACTIVIDADES REGULADAS DEL SECTOR
ELÉCTRICO
CÁLCULO DE PRECIOS Y TARIFAS PARA NO ESPECIALISTAS
2
Antecedentes del Docente
Alejandro V. SRUOGA Ingeniero Electromecánico Área de Especialización: Planificación y Regulación; definición y aplicación de instrumentos regulatorios, de cálculo tarifario y calidad de
servicio. Principales Actuaciones Profesionales
Consultor: Director de SyA Consultoría y ex Director de Mercados Energéticos
* Ex Secretario de Energía y Minería de la Nación (Argentina)* Ex Presidente de CAMMESA y del Consejo Federal de Energía Eléctrica
* Asesor de Empresas y Gobiernos en Reformas Regulatorias e Implementación de nuevos modelos regulatorios, renegociación de
contratos y arbitrajes en el CIADI Principales Actuaciones Docentes
Profesor de los Cursos del CIER, del ITBA y del CEARE
3
Programa del Curso
Módulo 1: Conceptos teóricos aplicables al cálculo de precios y tarifas del sector eléctrico
Módulo 2: Organización y la formación de precios en los mercados en competencia: producción de EE
Módulo 3: Números del mercado eléctrico mayorista peruano; señales para la inversión;
Módulo 4: Organización y regulación de los monopolios naturales: distribución y transporte
Módulo 5: Determinación del VAD de distribución
Módulo 6: Cálculo del cuadro tarifario de aplicación a los usuarios finales; posicionamiento tarifario regional del Perú
4
Módulo 1
Conceptos Teóricos aplicables al Cálculo de
Precios y Tarifas de Energía Eléctrica
5
Conceptos Teóricos que sustentan las Prácticas de cálculo de Precios y Tarifas
1. La naturaleza del servicio eléctrico: su característica de Servicio Público;
2. Los roles del Estado y las Empresas: el interés público y el privado; la convergencia
3. Alternativas de organización: el mercado y los monopolios naturales;
4. Las instituciones del sector: La política, el control y la gestión; el arbitraje
5. El sentido y valor de las señales económicas: los precios y las tarifas
6
Punto de Partida
La vida moderna es electro dependiente: i) en las cuestiones básicas de la vida, ii) en los procesos de creación de valor, y iii) en el esparcimiento y ocio;
Para satisfacer las expectativas de la comunidad, el servicio debe ser: i) regular y oportuno, y ii)
general, sin discriminación;
Todos deben acceder al servicio; la incapacidad de pago no debe ser una barrera de acceso; la
regulación debe proveer a la solución vía subsidios eficientes.
7
Naturaleza y Características (1)
El servicio se presta por redes domiciliarias;
Se debe producir, transportar y distribuir exactamente lo que se demanda en cada instante
(just in time);
La industria hace uso intensivo del recurso capital, y debe expandir todos los años su
capacidad vía inversiones;
El Estado debe garantizar a la comunidad el servicio, por acción y/o regulación.
8
Naturaleza y Características (2)
El servicio eléctrico se caracteriza como Servicio Público, con las consecuentes restricciones y
privilegios;
El Estado se obliga y ejerce la regulación con el objetivo de crear y garantizar condiciones similares a la competencia en equilibrio (cantidades y precios);
En los monopolios, otorga concesiones y/o licencias, regula y controla; en los mercados, diseña incentivos y ajusta en base a las respuestas de los agentes.
9
El Estado y las Empresas
El Estado tiene el rol indelegable de organizar y regular el sector: es el responsable último del servicio de cara a la
comunidad; La prestación del servicio combina procesos técnicos, comerciales, y financieros; la optimización de cada uno
de ellos provee a la tarifa razonable, y garantiza un servicio confiable;
Las empresas contribuyen a la eficiencia con su lógica de gestión privada, tratando de maximizar la renta;
La regulación inteligente debe incentivar a la renta al tiempo que provee al interés de la comunidad.
10
Mercados y el Sector Regulado
La generación y la comercialización se prestan para la competencia: i) número de agentes ii) libertad de
entrada y salida, iii) acceso horizontal a la información;
El transporte y la distribución son monopolios naturales (no jurídicos); capital intensivo y economías
de escala;
Siendo Servicio Público, el Estado regula: a los mercados vía incentivos y ajuste a las conductas; a
los monopolios, contratos de concesión y regulación por incentivos (tarifas y calidad).
11
Monopolios Naturales y el Servicio Público
Los monopolios naturales se regulan para evitar conductas abusivas;
El Estado y una Empresa acuerdan sobre obligaciones y derechos; obligaciones sobre la prestación del
servicio, derechos sobre el cobro de una tarifa justa y razonable;
La exclusividad zonal geográfica tiene como contrapartida la obligación de atender toda la demanda,
actual y futura;
La regulación indirecta se ejerce sobre los ingresos (tarifas) y egresos (condiciones de calidad)
12
Regulaciones Alternativas:Cost Plus, Price Cap y Revenue Cap
El cost plus nació con la regulación; incentivaba fuertemente la inversión y garantizaba el recupero de
los costos operativos;
La falta de incentivos a la eficiencia colapsó al modelo de cost plus;
El price cap es una apuesta arriesgada; promueve la eficiencia vía un modelo de renta privada; exige un
diseño inteligente y un ente regulador fuerte e independiente;
El revenue cap es una variante del price cap.
13
Instituciones del Sector
Autoridad de Política Energética
Autoridad de Control, y Arbitraje
Autoridad en la Administración y
Gestión del mercado eléctrico
mayorista
14
El valor de las Señales Económicas
Un precio marca el equilibrio de voluntades entre los que producen y venden, y los que
compran y consumen En base a los precios, se toman decisiones, (de
la oferta y de la demanda); a señales ficticias, decisiones ineficientes
De existir subsidios explícitos, los límites a lo subsidios lo determinan los precios económicos
Un precio económico refleja el uso eficiente de lo existente, y el costo de falla para la expansión
15
Acuerdo de Voluntades
q
Oferta
Demanda
p
Precio de Equilibrio
Volumen de Equilibrio
Necesidad de Subsidio
Decisiones Ineficientes
16
Precios y Decisiones
q
Oferta de un Agente
p
Precio de Mercado Necesidad de Subsidio
Oferta Económica
17
Módulo 2
Organización y la Formación de Precios en los Mercados en
Competencia
Producción de Energía Eléctrica
18
Mercados en Competencia: condiciones de los Casos Típicos
La mejor regulación es la competencia;
La competencia requiere: i) multiplicidad de agentes, ii) no existencia de barreras de entrada y salida, iii) acceso
horizontal irrestricta a la información;
Pero, por sobre todo, un sistema de precios económico;
Si los precios se distorsionan, la competencia se torna ineficiente e ineficaz.
19
Mercados en Competencia: condiciones de los casos típicos
La generación y la comercialización se prestan para organizarse como mercado
en competencia; el transporte y la distribución no;
El Estado garantiza el Servicio Público diseñando incentivos, y ajustándolos a
los resultados.
20
Competencia Perfecta: algunas características
El precio de equilibrio es igual al costo marginal;
Ningún agente influye sobre el precio;
Evita el espacio a la discrecionalidad (corrupción potencial).
21
Competencia Perfecta: el Rol del Estado
El Estado es el garante del Servicio Público; por ello organiza el Mercado y ajusta por resultados;
Establece un mecanismo para que el precio refleje el costo marginal de producción;
Agregue un incentivo para invertir en expansión de la capacidad a riesgo privado: planificación o
precio de la potencia;
22
Modelo Típico de Segmentación y Organización
DISTRIBUCIONDISTRIBUCIONTRANSMISIONTRANSMISIONGENERACIONGENERACION
COMPETENCIACOMPETENCIA MONOPOLIO REGULADO
MONOPOLIO REGULADO
MONOPOLIO REGULADO
MONOPOLIO REGULADO
Clientes Cautivos<30 kW
Clientes Cautivos<30 kW
CONSUMIDORESCONSUMIDORES
TARIFA REGULADA
PrivadosPrivados
Estados Provinciales
Estados Provinciales
Estado NacionalEstado Nacional
Transportistas Extra Alta Tensión
Transportistas Extra Alta Tensión CooperativasCooperativas
ImportacionesImportaciones
Transportistas Independientes
Transportistas Independientes
DistribuidorasDistribuidoras
Transportistas Regionales
Transportistas Regionales
ComercializadoresComercializadores ExportacionesExportaciones
Clientes Libres >30
Clientes Libres >30
COMERCIALIZACIONCOMERCIALIZACION
COMPETENCIACOMPETENCIA
MERCADO LIBRE -
CONTRATOS
23
Modelo Típico de Segmentación y Organización
CAMMESAAdministrador
MERCADOSPOT
MERCADO DECONTRATOS
MERCADOELECTRICOMAYORISTA
DEMANDANTES
DISTRIBUIDORES
EXPORTACIONES(Brasil/Uruguay)
CLIENTESLIBRES
GENERADORESPRIVADOS c/contrato
GENERADORESPRIVADOS
IMPORTACIONES
GENERADORES DEL ESTADO NACIONAL
(Nucleares)
GENERADORESBINACIONALES
(Yacyretá / S. Grande)
OFERENTES
PrecioHorario
PrecioEstacional
PrecioContrato
CAMMESAAdministrador
MERCADOSPOT
MERCADO DECONTRATOS
MERCADOELECTRICOMAYORISTA
DEMANDANTES
DISTRIBUIDORES
EXPORTACIONES(Brasil/Uruguay)
CLIENTESLIBRES
GENERADORESPRIVADOS c/contrato
GENERADORESPRIVADOS
IMPORTACIONES
GENERADORES DEL ESTADO NACIONAL
(Nucleares)
GENERADORESBINACIONALES
(Yacyretá / S. Grande)
OFERENTES
PrecioHorario
PrecioEstacional
PrecioContrato
24
Materialización de la Competencia
Disponer la desintegración vertical de la industria, y crear un número importante de unidades de
negocios;
Crear un OED independiente, y establecer mecanismos de acceso a la información: base de
datos;
Favorecer la entrada/salida de agentes; open access en el transporte y no contractualizar la
generación con el Estado Concedente.
25
Modelo de Costos Marginales
Demanda
Precio
Precio de la EnergíaBasado en la
Competencia por elDespacho
$/kWh
MW
Precio de la Falla
Costo del próximo
MW
26
La Planificación y el Precio de la Potencia
El Estado puede proyectar la demanda y determinar las opciones de expansión; luego, las decisiones de
los privados deberán ser algunas de las determinadas;
O, podrá fijar un precio retributivo a la capacidad, y dejar las decisiones tácticas en manos de los
agentes;
Con el costo marginal el agente cubre los costos y con el precio de la potencia retribuye al capital.
27
Pagos por Potencia
Oferta
Demanda
MW
tiempo
Precio deAnticipaciónDe la Falla
Costo deFalla
CostosOperativos
$
28
Los casos Térmico e Hidroeléctrico
Se compite por el despacho en base a las declaraciones de los Costos Variables
Producción (CVP); se optimiza el uso del agua (por excepción se habilitan la declaraciones del
valor del agua (VA);
Si se entra en el despacho, se cobra la retribución por energía ($PE) y se percibe el
Precio de la Potencia ($PPAD);
29
Empresas Privadas y Estatales
El éxito de la competencia depende de que el objetivo que anime a las empresas: maximizar su
renta administrando riesgos;
La participación de empresas públicas en la lógica del mercado implica riesgos en cuanto a los objetivos
que persigan las mismas;
La norma y la regulación deben neutralizar los riesgos, explicitando lo que pueden hacer los no privados, y lo que no pueden hacer (por ejemplo,
recuperación de costos y contratos).
30
El Mercado Spot y los Contratos
El mercado spot debe ser un mercado de oportunidad, con declaraciones y redeclaraciones horarias de
costos/precios;
El mercado de contratos (MAT) los acuerdos se celebran entre partes; cláusulas de compromisos;
La garantía de abastecimiento la dan los contratos (MAT); el mercado spot implica oportunidades pero no
garantías;
El desarrollo del MAT depende en buena medida del rol y los incentivos del distribuidor (pass through)
31
Los Derechos de Congestión y los Contratos
a
b
GD
G
Línea de
Transmisió
n
30 $/MWh
40 $/MWh
DC=(Pa-Pb)*E
La posibilidad de administrarlos riesgos del transporte
32
El Organismo Encargado del Despacho
Un ente independiente debe coordinar la operación del sistema, ordenando el despacho y
liquidando las transacciones económicas;
Debe aplicar normas y no crearlas;
Debe ser independiente, y su gestión transparente;
No debe resolver conflictos entre los agentes;
Debe ser el estandarte de la transparencia y la no discriminación.
33
La Planificación Estratégica del Sector
El Estado debe evaluar y definir la prioridad del uso de recursos (por ejemplo entre el hidro, nuclear, carbón, GN), y los proyectos: módulos y fechas de entrada en
servicio Luego, debe definir la modalidad de comercialización,
los precios y los compradores Finalmente, debe convocar a los privados para que
asuman inteligentemente los riesgos de gestión de la obra y de funcionamiento técnico y comercial del
proyecto En definitiva, con la Planificación se deciden las
cuestiones que exceden al ámbito privado
34
Módulo 3
Números del Mercado Eléctrico Mayorista
Peruano
Señales para la Inversión
35
Modulo 3a
Números del Mercado Eléctrico Mayorista
Peruano
36
Modulo 3b
Señales para la Inversión
37
Módulo 4
Organización y Regulación de los Monopolios Naturales
Distribución y Transporte de Energía Eléctrica
38
Características de la Distribución
Monopolio natural y Servicio Público: concesión + regulación;
Exclusividad zonal y obligación de suministro a toda la demanda;
Los crecimientos de la demanda y las economías de escala;
39
Distribución y Comercialización
ACTIVIDAD DEACTIVIDAD DECOMERCIALIZACIÓCOMERCIALIZACIÓ
NNServicio Público + Servicio Público +
Actividad CompetitivaActividad Competitiva
ActividadActividad
Concesionada y/oConcesionada y/o
Organizada en Organizada en
CompetenciaCompetencia
NEGOCIO DE LOS NEGOCIO DE LOS CABLESCABLES
Servicio Público + Servicio Público +
Monopolio NaturalMonopolio Natural
ActividadActividad
ConcesionadaConcesionada
y Regulada eny Regulada en
Tarifas y CalidadTarifas y Calidad
40
Obligaciones de la concesión: operación e inversiones;
La remuneración se establece sobre las obligaciones: la remuneración de los costos
operativos y del capital.
Las alternativas para determinar la base de capital; conceptos a regular (no deuda, no
inversiones, no vida residual).
Obligaciones y Remuneraciones
41
El monopolio de la operación y de las inversiones hasta el fin del contrato;
Las obligaciones de calidad respecto al servicio prestado: servicio técnico y comercial,
más producto;
Las tarifas iniciales y los criterios de recálculo; los períodos tarifarios y los de gestión.
Los Contenidos del Contrato de Concesión
42
La Cuestión de la Calidad Económica
0102030
40506070
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Calidad del Suministro
$Costo delprestador
Costo delusuario
Costo total dela calidad
CALIDADECONOMICA
43
El modelo regulatorio determina el negocio; se asume el derecho de prestar el servicio y se obliga con las
inversiones;
Se construye un negocio de operación, gestión comercial y de obras (expansión más reposición); objetivos de
eficiencia y rentabilidad (la mirada del inversor);
La valorización del negocio: anticipación de los beneficios; la visión del inversor;
El riesgo y las garantías regulatorias.
El Modelo de Negocio
44
El Valor del Negocio
Valor Económico del NegocioValor Económico del Negocio
Estrategias yEstrategias yCalificaciónCalificación
del Operadordel Operador
Riesgos y Riesgos y OportunidadesOportunidades
CaracterísticasCaracterísticasde la Actividadde la Actividad
Ambiente RegulatorioAmbiente Regulatorio
45
Los Riesgos del Negocio
EXTERNOS
La Evolución de la Demanda
Las Revisiones Tarifarias.
INTERNOS (Gestión)
Los Costos de Explotación.
El Ciclo Comercial.
El Financiamiento.
Las Pérdidas Energéticas.
La Elección de las Inversiones.
46
Caracterización del Transporte
Monopolio Natural y Servicio Público;
Modelo Open Access; tratamiento de la
operación/mantenimiento y de las
expansiones/inversiones;
Carácter interegional de función técnica;
alternativas de concesión.
47
Obligaciones de la concesión: operación, excluida la expansión; monopolio de la operación
y mantenimiento del sistema transferido y de las expansiones del Servicio Público;
La remuneración se establece sobre las obligaciones: OyM de las instalaciones (Cargos de Conexión y Capacidad) mas la rentabilidad teórica
(RVT).
Obligaciones y Remuneración de la Operación
48
El monopolio de la operación y mantenimiento actual y futuro;
Las obligaciones de calidad respecto al activo operado;
Las tarifas iniciales y los criterios de recálculo; los períodos tarifarios y los de
gestión.
Los contenidos del Contrato de Concesión
49
El modelo regulatorio condiciona el negocio;
Se construye un modelo de negocios de Operación y Mantenimiento; objetivos de
eficiencia; la rentabilidad;
Se generan oportunidades de negocios no regulados;
El consecuente rol del ente regulador.
El modelo de Negocio
50
El modelo de los beneficiarios;
La concurrencia del Estado como
iniciador;
Un modelo en competencia: los
derechos de congestión.
Los Modelos de Expansión
51
La responsabilidad de los usuarios como iniciadores (open access); el rol de la guía de
referencia;
La evaluación de la necesidad y conveniencia; la licitación por contratos COM;
La obligación de pago del canon;
Las cuestiones ambientales y de seguridad pública; las Audiencia Públicas.
Las Expansiones: el modelo de los Beneficiarios
52
El problema del free rider (contribución a las expansiones);
La constitución de un fideicomiso con fines específicos; su administración y
financiamiento;
La oportunidad y los riesgos del modelo;
los errores de planificación.
Las Expansiones: el Estado como Iniciador
53
La noción del transporte complementario a la nueva generación o demanda;
La creación de los derechos de congestión para los constructores de líneas;
La remuneración por el uso;
La exclusión de las garantías del Servicio Público;
Las obras de confiabilidad y seguridad.
Las Expansiones: un modelo en Competencia
54
Módulo 5
Determinación del Valor Agregado de Distribución
55
Requerimiento de Ingresos de las Empresas
Naturaleza de la
Concesión
Costo Económico de
las Obligaciones
Obligaciones
REQUERIMIENTO DE INGRESOS
56
Componentes del VAD
Costos Operativos (técnicos, comerciales y de
apoyo/administración)
Costos de Capital (recursos para inversión, financiamiento, rentabilidad)
Reconocimiento del Costo de Compra mas las pérdidas
57
El Costo OperativoLa Empresa Modelo
Gcia. Ingeniería y
Subtransmición
35
Gcia. Ingeniería y
Subtransmición
35
Gcia. Comercial
14
Gcia. Comercial
14
Gcia. Distribución
94
Gcia. Distribución
94
Gcia. Recursos Humanos
7
Gcia. Recursos Humanos
7
Gcia. Control de Gestión
5
Gcia. Control de Gestión
5
Gcia. Administración
y Finanzas
19
Gcia. Administración
y Finanzas
19
Subgerencia de Legales
5
Subgerencia de Legales
5
Subgcia. Relaciones
Institucionales
1
Subgcia. Relaciones
Institucionales
1
Gerencia General
2
Gerencia General
2
Administración San Salvador
Administración San Salvador
Administración Quebrada y
Puna
Administración Quebrada y
Puna
Administración Valles y Yungas
Administración Valles y Yungas
58
La Empresa Modelo: Metodología General
RatiosTareas
Comerciales
RatiosCall Center
RatiosServ. Com. de
Terceros
RatiosPersonal MT
RatiosPersonal CT
RatiosPersonal BT
COMERCIAL TECNICA
Datos Redes
Organigrama Modelo
RemuneraciónContratación Actividades Comerciales
Vehículos
Comercial Tecnica
Empleados (N y $)
Materiales
Servicios de Terceros
(N y $)
($) ($)
($) ($)
59
Empresa Modelo: Los RatiosLectura / día 370
Distribución de Facturas / día 518Caja (Facturas Cobradas / día) 400Gestión Cobranza
Saldos / dia 330Suspensiones / día 27Verificaciones / día 27Cortes / día 15Rehabilitaciones / día 21Reconexiones / día 12Resueltas / día 20
Conexiones (Promedio / día) 12Inspecciones
Residenciales / día 120Medianas Demandas / día 30Grandes Demandas / día 4
NormalizacionesResidenciales / día 12Medianas Demandas / día 6
Call CenterLlamadas / Cliente-año
Comerciales 0.634Distribución 0.766TOTAL 1.400
Llamadas / Hombre-día
Comerciales 19Distribución 14
Ratios Actividad Comercial
Atención al ClienteAtención al Cliente 50%Conexiones 100%Call Center 100%
Lectura 100%Facturación y Reparto 100%Cobranza 100%Gestión Saldos Morosos 100%Recuperación de Energía 100%Tarifas y Grandes Clientes 0%
Participación Contratista ComercialRedes MT
Hombres-año / 100 KmLineas
Operación 0,300Mantenimiento 1,050Trabajos con Tensión 0,225CablesOperación 0,034Mantenimiento 0,576
CTHombres-año / Ud.
Cámaras
Operación 0,070Mantenimiento 0,800AéreasOperación 0,060Mantenimiento 0,500Monoposte 0,200
Redes BTHombres-año / 100 Km
Lineas 0,500Cables 1,300
Ratios Actividad Distribución
Red MT - O&M 90%Red MT - TCT 100%CT MT/BT 100%Red BT - O&M 90%Guardia Reclamos BT 75%Ingeniería y Planificación 0%
Participación Contratista Técnico
60
Empresa Modelo:Los Costos Unitarios
Costo Anual del Personal Propio
Miles de $ / año
N-1 Gerente General 391,0N-2 Gerente 210,8N-3 Subgerente 156,0N-4 Jefe Departamento 87,0N-5 Jefe Sección 62,7N-6 Profesional 41,1N-7 Supervisor/Empleado 30,1N-8 Capataz/Operario 29,0
Valor Anual Contratista Comercial$ / Hombre-año
Inspección $ 21 709Mora $ 21 709Conexiones $ 21 709Lectura $ 21 709
Valor Anual Contratista Técnico$ / Hombre-año
Línea MT $ 37 029Cable MT $ 38 470SED MT/BT $ 36 006Red BT $ 33 364Guardia de Reclamos $ 39 080Trabajos con Tensión MT $ 40 581
Costo de Actividades Comerciales Contratadas$ / acción
Call Center $ / llamada 0,595Lectura T1 zona urbana $ / lectura 0,205Lectura T1 zona rural $ / lectura 0,554Lectura MD y GD $ / lectura 2,096Impresión facturas $ / factura 0,026Distribución facturas z.urbana $ / factura 0,205Distribución facturas z.rural $ / factura 0,205Distribución facturas MD $ / factura 0,882Cobranza en bancos $ / talón 0,870Cobranza Tarjeta de Crédito $ / talón 0,686Cobranza otros canales $ / talón 0,778Cobranza en Of.Comerciales $ / talón 0,167Seg.y Transporte Caudales $ / mes 4 754Verificación de Corte $ / acción 4,22Corte suministr $ / acción 11,18Rehabilitación $ / acción 7,99Reconexión $ / acción 13,98Inspección PD zona urbana $ / acción 3,87Normalización PD urbana $ / acción 19,35Inspección zona rural $ / acción 8,06Normalización rural $ / acción 25,79Inspección MD $ / acción 9,67Normalización MD $ / acción 38,69Inspección y Normalización GD $ / acción 233,66Reparción de medidores $ / medidor 10,16
Costo Anual Vehículos (leasing)$ / año
Sedan Full Size $ 24,778Utilitario Liviano $ 25,669Pickup 4x4 doble cabina $ 43,509Camiones $ 50,652Hidroelevador $ 71,716Hidroelevador Aislado $ 92,472Equipos - excavadoras $ 73,798Equipos - grúas $ 125,687
Recorrido Valor Consumo Mant. Seg. y Imp. CubiertasKm/año $ $/año $/año $/año $/año
Sedan Full Size 60,000 30,000 12,000 3,900 1,500 250Utilitario Liviano 60,000 45,000 8,182 4,170 2,250 200Pickup 4x4 doble cabina 50,000 90,000 9,375 7,500 4,500 375Camiones 30,000 110,000 9,000 9,100 5,500 750Hidroelevador 10,000 195,000 3,000 11,010 9,750 788Hidroelevador Aislado 10,000 255,000 3,000 14,010 12,750 788Equipos - excavadoras 550 165,000 9,900 15,070 8,250 6,820Equipos - grúas 550 315,000 9,900 22,570 15,750 6,820
Tipo de Vehículo
Valores Base utilizados para el cálculo del Costo Anual de Vehículos
3.9 $ / 1 U$S
61
La Empresa ModeloPresentación de Resultados
Actividad Unidad Personal Materiales SdT Total
O&M Red MT k$ 1 526 1 208 2 768 5 501
O&M CT MT/BT k$ 352 207 527 1 087
O&M Red BT k$ 1 443 665 1 714 3 823
Ing. y Planificación k$ 1 644 35 508 2 187
Total Área Técnica k$ 4 965 2 116 5 517 12 597
Actividad Unidad Personal Materiales SdT Total
Atención a Clientes k$ 364 28 330 721
Nuevos Suministros k$ 250 18 208 476
Lectura y Facturación k$ 539 156 1 224 1 918
Cobranza k$ 278 46 858 1 182
Gestión Morosos k$ 237 22 249 507
Recup. de Energía k$ 1 276 143 1 370 2 788
Tarifas y Gdes. Cltes k$ 745 40 236 1 020
Susp. y Rehab. k$ 177 289 1 106 1 571
Total Área Comercial k$ 3 864 741 5 579 10 183
3.9 $ / 1 U$S
62
Costos de Capital del VAD
Objetivo: Generar ingresos económicos para atender inversiones, financiamiento, y
retribución al inversionista
Es económico regular el origen y no la aplicación: Base de capital y tasa
Alternativas: base de activos físicos o base financiera
63
Alternativas de Cálculo
El costo medio de la red adaptada VNR o costo incremental de largo plazo CIP;
El valor residual de los activos útiles del servicio (incluyendo el valor al inicio) mas
inversiones proyectadas;
El valor del negocio trasladado al inicio del período tarifario mas inversiones
proyectadas;
64
La Cuestión de los Rendimientos de Escala
65
Costo Medio VNR
CDMT
Clientes en AT Clientes en MTClientes en BT
CDAT CDBT
COMPRADE
ENERGIA
VNR_etapa i = Activo Óptimo_etapa i (físico) * $ValorReposición (mercado)
Activo Óptimo_etapa i (físico) : Resultado de la Optimización Técnica y Económica de la Red
66
La Cuestión de Remunerar una Activo Nuevo
Inversión I+n
Vida Útil (n) Anualidades (FRC*I)
Inversión I
Rentabilidad (tasa)
Amortización (n)
Revisión Tarifaria
Privatización
67
VNR: Justificación Matemática (supuestos)
Inversión inicial del Estado: 3,000 MM$ al momento de construir las redes;
•Vida útil de las redes 30 años;•Extensión del Contrato de Concesión, 90 años;
•Tasa, 10%;•La empresa (redes) se vende (privatiza) al inicio del año
13;•El precio de venta que se paga por la empresa (redes) se calcula como el VPN (valor presente neto) del flujo de las anualidades restantes hasta el agotamiento de la vida útil en el primer ciclo, con la tasa del 10%; luego de cumplido el año 30, se inician dos ciclos de 30 años cada uno (hasta completar el plazo del Contrato de Concesión), los que se
cierran sobre si mismos (las anualidades repagan la inversión en cada ciclo de 30 años)
3.9 $ / 1 U$S
68
VNR: Justificación Matemática (resultados)
•Siendo la Inversion Inicial 3,000.00 MM$, la anualidad a 30 años con el 10%, es de 318.24 MM$/año;
•La anualidad tiene dos partes: rentabilidad y amortización;•La parte de rentabilidad es 300.00 MM$/año y la de amortización 18.24 MM$/año;
nótese que el valor futuro a 30 años del flujo constante de las amortizaciones (18.24 MM$/año), con la tasa del 10%, es exactamente, 3,000.00 MM$;
•Si la empresa (redes) se vende al inicio del año 13, su precio (como VPN de 17 anualidades) es 2,610.00 MM$;
•Luego, la anualidad de 318.24 MM$/año se descompondrá en: 261.00 MM$/año por rentabilidad (10% sobre el precio: 2,610.00 MM$) y la diferencia con 318.24 MM$/año, o sea 57,24 MM$/año, en concepto de amortización; nótese que el valor de amortización se ha incrementado aunque el precio de venta es menor a la inversión inicial, ya que se
disponen de menos períodos (17 en lugar de 30) para recuperar el precio (2,610.00 MM$);
•El valor futuro de la serie de 17 anualidades correspondientes a la parte de amortización (57,24 MM$), con una tasa del 10%, es exactamente 2,610.00 MM$
3.9 $ / 1 U$S
69
VNR Metodología General
• Zonificación y caracterización del mercado eléctrico;• Evaluación de los valores referenciales de calidad;
• Definición de opciones tecnológicas y arquitectura de la red;
• Determinación de los costos estándares de instalación;• Adaptación y carga del modelo de optimización de la
red;• Procesamiento del modelo y determinación de las redes
técnico-económicamente adaptadas óptimas de MT y BT;• Comparación con la red existente; valorización de la red
adaptada en base a precios de mercado.• Determinación de las pérdidas técnicas estándar.
70
VNR: Zonificación y Opciones Tecnológicas
ZONA
MVA/km2
BT BAJA
TENSIÓN MEDIA TENSIÓN
Urbana alta densidad Jujuy centro
> 3 Aérea
Preensamblada en pared
13,2 KV Hormigón armado
Urbana media densidad
Jujuy centro y otras ciudades
1 a 3 Aérea
Preensamblada Madera
Aérea urbana 13,2 KV. HoAo
Urbana baja densidad
Jujuy Periferia y Otras Localidades
0,5 a 1 Aérea
preensamblada madera
Distribución aérea 13,2 KV urbana hormigón armado
y rural madera
Rural 13,2 kV Desarrollos
rurales - Aérea rural
Distribución aérea rural 13,2 KV
Rural y pequeñas localidades 33 kV
Subtransmisión y desarrollos rurales y
urbanos - Aérea rural
Distr. aérea rural 13,2 kV, 33 KV Hormigón armado y
madera
71
VNR Resultados Físicos
Jujuy alta densidad Datos Red Adaptada
ESCEN. 1 ESCEN. 2 ESCEN. 3 ESCEN. 4 ESCEN. 5 ESCEN. 6 ESCEN. 7 ESCEN. 8 ESCEN. 9Subestación AT/MTCantidad de lazos 12 12 12 8 8 8 10 10 10
Red de media tensión4 4 4 5 5 5 5 5 5
3x70 Al 3x70 Al 3x70 Al 3x95 Al 3x95 Al 3x95 Al 3x95 Al 3x95 Al 3x95 Al3 3 3 3 3 3 3 3 3
3x50 Al 3x50 Al 3x50 Al 3x50 Al 3x50 Al 3x50 Al 3x50 Al 3x50 Al 3x50 Al
Centros MT / BT6 8 7 6 8 7 6 8 7
200 KVA 500 KVA 315 KVA 200 KVA 500 KVA 315 KVA 200 KVA 500 KVA 315 KVA7 9 8 7 9 8 7 9 8
315 KVA 500 KVA 500 KVA 315 KVA 500 KVA 500 KVA 315 KVA 500 KVA 500 KVAFactor de utilización 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8Increm. pot. nuevos CT 70 100 70 70 100 70 70 100 70
Red de baja tensión3 5 4 3 5 4 3 5 4
3x50/50 Al 3x95/50 Al 3x70/50 Al 3x50/50 Al 3x95/50 Al 3x70/50 Al 3x50/50 Al 3x95/50 Al 3x70/50 Al2 2 2 2 2 2 2 2 2
3x25/50 Al 3x25/50 Al 3x25/50 Al 3x25/50 Al 3x25/50 Al 3x25/50 Al 3x25/50 Al 3x25/50 Al 3x25/50 AlNº de salidas por centro 4 4 4 4 4 4 4 4 4
COSTO TOTAL 14.425.253 10.077.492 11.505.350 13.879.729 9.440.768 10.904.334 14.158.639 9.776.234 11.217.656
Línea troncal urbana
Línea derivación urbana
Acometidas
Red general
Transformador inicial
Transformador futuro
72
VNR Resultados $$Jujuy alta densidad Resultados Red Adaptada
COSTOS ESCEN.1 ESCEN.2 ESCEN.3 ESCEN.4 ESCEN.5 ESCEN.6 ESCEN.7 ESCEN.8 ESCEN.9
Instalaciones inicialesRed media tensión $ 1.568.939 1.507.206 1.531.376 1.188.426 1.095.827 1.132.083 1.407.447 1.333.368 1.362.372 Centros de transformación $ 4.592.794 1.871.517 2.936.991 4.592.794 1.871.517 2.936.991 4.592.794 1.871.517 2.936.991 Transformadores MT/BT $ 1.245.523 897.038 1.077.601 1.245.523 897.038 1.077.601 1.245.523 897.038 1.077.601 Red baja tensión $ 915.070 927.927 932.495 915.070 927.927 932.495 915.070 927.927 932.495 Total $ 8.322.326 5.203.688 6.478.463 7.941.813 4.792.309 6.079.169 8.160.834 5.029.849 6.309.458
Instalaciones futurasRed media tensión $ 753.128 723.495 735.098 570.473 526.023 543.427 675.608 640.049 653.971 Centros de transformación $ 1.386.950 896.186 886.428 1.386.950 896.186 886.428 1.386.950 896.186 886.428 Transformadores MT/BT $ 586.501 430.596 487.693 586.501 430.596 487.693 586.501 430.596 487.693 Red baja tensión $ 109.575 92.873 81.391 109.575 92.873 81.391 109.575 92.873 81.391 Total $ 2.836.155 2.143.150 2.190.609 2.653.500 1.945.678 1.998.938 2.758.635 2.059.703 2.109.483
MantenimientoRed media tensión $ 269.330 254.790 260.483 202.199 180.390 188.929 234.539 217.091 223.923 Centros de transformación $ 1.399.238 639.664 894.281 1.399.238 639.664 894.281 1.399.238 639.664 894.281 Red baja tensión $ 143.006 143.006 143.006 143.006 143.006 143.006 143.006 143.006 143.006 Total $ 1.811.575 1.037.460 1.297.770 1.744.444 963.060 1.226.216 1.776.783 999.761 1.261.210
PérdidasRed media tensión $ 144.706 144.706 144.706 157.995 157.995 157.995 126.396 126.396 126.396 Transformadores MT/BT $ 329.383 329.383 329.383 329.383 329.383 329.383 329.383 329.383 329.383 Red baja tensión $ 242.792 420.411 309.847 242.792 420.411 309.847 242.792 420.411 309.847 Total $ 716.881 894.499 783.935 730.170 907.789 797.225 698.571 876.190 765.626
Calidad de servicioRed media tensión $ 566.796 536.198 548.178 638.282 569.436 596.392 592.295 548.234 565.485 Centros de transformación $ 110.869 110.869 110.869 110.869 110.869 110.869 110.869 110.869 110.869 Red baja tensión $ 60.651 151.628 95.526 60.651 151.628 95.526 60.651 151.628 95.526 Total $ 738.316 798.695 754.573 809.803 831.933 802.787 763.815 810.731 771.880
COSTO TOTAL $ 14.425.253 10.077.492 11.505.350 13.879.729 9.440.768 10.904.334 14.158.639 9.776.234 11.217.656
3.9 $ / 1 U$S
73
VNR Resultados Comparados
CONCEPTO Red actual Red adaptada
Redes de 33 kV (km) 592 592
ET 33/13,2 kV (MVA) 86,7 85,2
Redes de 13,2 Urbanas (km) 228,5 190,4
Redes de 13,2 Rural (km) 2179,1 2179,1
Transformadores MT/BT Urbanos (MVA) 162,7 121,5
Transformadores MT/BT Rurales (MVA) 67,8 51,4
Redes de BT Urbanas (km) 826,0 827,4
Redes de BT Rurales (km) 1220,0 1220,0
Mediciones (u) 129718 129718
COMPARACIÓN DE INSTALACIONES (dic. 2004)
74
CDMT
Clientes en AT Clientes en MTClientes en BT
CDAT CDBT
COMPRADE
ENERGIA
CD i = ( frc,i ) * CIP,i
CIP = VPN ( inversiones,i ) / VPN ( incrementos P,i )
Costo Marginal CIP
75
VNR ó CIP ?
CIP
VNR
VNR
CIP
76
La Cuestión de la Tasa
WACC = rd (1-t) D/C + re E/C WACC = rd (1-t) D/C + re E/C
WACC = costo promedio ponderado del capital de la firma después de impuesto, t = alícuota del impuesto a las ganancias pagado por las empresas,
rd = es el costo de endeudamiento de la empresa, re= costo del capital propio o costo de oportunidad ,
E= valor del capital propio, D =valor de la deuda
C = valor total de los activos o el capital total de la empresa (C = D + E). D/C= apalancamiento financiero
rd (1-t) = costo de endeudamiento después de impuestos.
re = rf + β (rm – rf)re = rf + β (rm – rf)
77
Base Financiera
Metodología general: Valor inicial de los activos transferidos + inversiones realizadas –
depreciaciones
Bk al inicio de la RQT
Valor Inicial de los Activos
Inversiones en el período
78
Base Financiera
Cuestiones a dilucidar:
Valor inicial de los activos: ¿mejor oferta, valuación o promedio de ofertas?;
el valor inicial: ¿se deprecia?;
criterio para determinar inversiones útiles al servicio;¿como calcular la anualidad y considerar las vidas útiles residuales?
79
Módulo 6
Calculo del Cuadro Tarifario de aplicación a los
Usuarios Finales
Posicionamiento Tarifario Regional de las empresas del
Perú
80
Función Integradora de la Tarifa UF
GENERACIÓNSeñales de PreciosCorto y Largo Plazo
TRANSPORTESeñales de PreciosCorto y Largo Plazo
TARIFA
Tuf=k1*Pmem+k2*CDTuf=k1*Pmem+k2*CD
DISTRIBUCIÓN
81
Las Señales de Precios
Costo Marginal de Corto Plazo (Factores de Nodo): ENERGÍACosto de Largo Plazo y Falla (Cargos fijos y factores de adaptación): POTENCIA
TRANSPORTE
Cargos FijosCargos por Capacidad
PERDIDAS de POTENCIARECONOCIDAS
Costo Marginal de Corto Plazo (Combustible): ENERGÍACosto de Largo Plazo y Falla: POTENCIA
GENERACIÓN
Cargos VariablesCargos por Energía
PERDIDAS de ENERGÍARECONOCIDAS
82
Categorías Tarifarias
Medición del consumo de energía
TARIFA 1Pequeñas Demandas
TARIFA 2Medianas Demandas
Medición deconsumo de energía ydemanda de potencia
TARIFA 3Grandes Demandas
Medición de consumo de energía ydemanda de potencia en horarios múltiples
83
Asignación Tradicional de Costos a PT
TARIFA 2Medianas Demandas
CP = k1*PPmem + k2*CD(BT) + GCCE = k3*PEmem + k4*CD(BT) + k5*PPmem
TARIFA 3Grandes Demandas
CP punta = k1*PPmemCP máximo = CD(tensión)
CE punta = k2*PEmem,punta CE resto = k2*PEmem,restoCE valle = k2*PEmem,valle
TARIFA 1Pequeñas Demandas
CF = k1*PPmem + k2*CD(BT) + GCCV = k3*PEmem + k4*CD(BT) + k5 * PPmem
CF2
CF1 CV1
CV2
kWh
$
Curvade
Costos
84
Etapas en un Procedimiento Tradicional
El estudio de las participaciones en potencia de cada grupo de usuarios;
Determinación del cuadro de responsabilidades;
Definición del formato del Cuadro Tarifario;
Cálculo de los parámetros tarifarios.
85
CUADRO AUXILIAR DEMANDAS
Categoría POT_USU NUS POT_NOSIM SIM_REDBT SIM_SET SIM_REDMT POT_SIM_REDBT POT_SIM_SET POT_SIM_REDMT
T1_S 0,21 941 199 0,940 187 187 187
T1_R1 0,21 50.281 10.618 0,940 9.981 9.981 9.981
T1_R2 0,45 67.565 30.420 0,986 29.996 29.996 29.996
T1_R3 0 0 0 0 0
T1_G1 0,41 6.034 2.500 1,000 2.500 2.500 2.500
T1_G2 1,64 6.281 10.313 1,000 10.313 10.313 10.313
T1_G3 0 0 0 0 0
T1_AP 6814,02 1 6.814 1,000 6.814 6.814 6.814
T2 12,66 619 7.828 0,781 6.115 6.115 6.115
PERD_POT_REDBT 8,10% 5.338 5.338 5.338
POT_SIM_REDBT 1 71.244 71.244 71.244
CLIENTES_T3BT 70,28 180 12.627 0,953 12.029 12.029
PERD_POT_SET 1,50% 1.249 1.249
POT_SIM_SET 1 84.521 84.521
CLIENTES_T3MT 541,07 13 6.944 0,953 6.614
PERD_POT_REDMT 4,70% 4.283
POT_SIM_REDMT 95.419
86
CUADRO DE RESPONSABILIDADES CR
CR_REDBT CR_SET CR_MT CR_TOT
17.499.139 5.174.698 11.972.902 34.646.739
T1_R 60,9% 51,5% 47,5% 54,9%
T1_G 19,4% 16,4% 15,2% 17,5%
T1_AP 10,3% 8,7% 8,1% 9,3%
T2 9,3% 7,8% 7,2% 8,4%
T3_BT 15,4% 14,2% 7,2%
T3_MT 7,8% 2,7%
100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
87
Conceptos y alcance de la tarifa social: i) universo (quienes), ii) características (consumo
y precio), iii) financiamiento (origen y limite) Factura mínima mensual con derecho a
consumo Cargos crecientes por excedentes (costos de
expansión); encuadre tarifario por consumo
Estructuras Tarifarias Alternativas
88
Estructuras Tarifarias Alternativas
FMM CV1
CV2
$/mes
kWh/mes
Por ejemplo…
89
Modulo 6a
Ejemplo de Cuadro Tarifario
90
Modulo 6b
Posicionamiento Tarifario Regional
