ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

"METODOLOGÍA PARA EL CALCULO DE LOS COSTOS MARGINALESDE DISTRIBUCIÓN URBANA"

TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO

ELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZACION DE POTENCIA

FRANCISCO VICENTE GARCÍA TORRES

QUITO, MAYO DE 1981

Certifico que el presentetrabajo ha sido elaborad-oen su totalidad por el S

ñor Francisco García T.

A G R A D E C I M I E N T O

.En primer lugar qu is ie ra dejar cons tanc ia de

un e s p e c i a l ag radec im ien to al Ing. Alfredo Nte

na D i rec tor de T e s i s , por su ace r tada di rec_

c ión s así como también qu is ie ra hacen extejí

s iva mi grat i tud al pe rsona l de Es tud ios Ec£

nómicos de la D . O . S . N . I . , a la Bnpresa INELIN»

y a la Empresa E léc t r i ca de Ambato S . A . por

l a s " f a c i l i d a d e s que me dieron para obtener la

información necesaria para este trabajo.

Mi imperecedera gra t i tud a todas las personas

que de una u otra forma han contr ibu ido para

la r ea l i zac ión de es ta t es i s .

Grac ias a todos

Al amors al sacrificio

a la abnegación y dulzura infinitos

a mi Madre.

Al trabajo, al esfuerzo diario

al cariño grande para su familia

a mi Padre.

A mis hermanos de sangre,

Asdrúbal y A l i c i a ; y a los otrosa mis amigos

a mis Abuelos, a todos

en espec ia l a mi abuelo ausen te .

Í N D I C E

pág

Capí tu lo I

1. Objet ivos 1

Capí tul o II.

2.1. Definición del Costo Marginal 5

Costo 5

Costo Margi nal . . . -. 7

2.2. Anál'isis teórico para establecer el precio igual

al Costo Marginal 9

2.3. Parámetros que intervienen en el Costo Marginal a

Largo Plazo» de Distribución 12

Costos de Capital 12

Costos por capacidad 12

Costos por energía 13

Costos de Administración, Mantenimiento y Genera_

les 13Costos de operación ^ 15

Capítulo III.

EXPERIENCIAS EN EL ANÁLISIS DEL COSTO MARGINAL Y DISEÑO DE

TARIFAS A BASE DE ESTOS COSTOS» EN OTROS PAÍSES.

3. Experiencias en el análisis del Costo Marginal y

diseño de tari fas a base de estos costos, en otros

países , . , . 17

3.1. Metodología empleada en Colombia 183.2. Metodología empleada en Tailandia 25

3.3. Metodología empleada en Kenya 38

3.4. Comparación de las metodologías 49

Capítulo 4.

METODOLOGÍA PARA EL CALCULO DE LOS COSTOS MARGINALES

4.1. Introducción 554.2. Metodología 564,2.1 Cálculo de los costos por capacidad 57

Costos de Administración y Generales 61Costos de Operación y Mantenimiento , 63

4.2.2Cá1cu1o de los costos por energía 64

4.2.3 Cálculo de los costos por consumidor 65

4.2.4 Costos marginales totales 66

4.3. Asignación de los costos de capacidad y energía

entre los consumidores de dentro y fuera del pj_

co 67

Diagrama de la metodología 714.4. Api i cae ion de la metodología a la Empresa Eléc-

trica Ambato S.A 72

Capítulo 5.

5.1. Conclusiones 89

5.2. Recomendaciones ...., 94

Anexos:

Anexo 1.- Información sobre la metodología empleada.-:

en Colombia. Tablas 96

Anexo 2.- Información sobre la metodología empleada en

Tailandia. Tablas 100Anexo 3.- Información sobre la metodología empleada en

Kenya. Tablas 106

C A P I T U L O

1.- O B J E T I V O S

Uno de los problemas más graves que tiene que afrontar lo S£ciedad actual, a nivel m u n d i a l , es precisamente el problemade la energía, se dice que a nivel mundial puesto que no esun problema único de los países desarrollados, si no tambiénun problema de los países en desarrolio o de bajos ingresos.

Uno de los campos que en la cuestión energética juega un pa-pel muy importante es justamente el relacionado con el consj¿mo de la energía y su tarifación adecuada. Siendo la ener-gía eléctrica una de las formas de energía de mayor consumo anivel mundial y nacional, es necesario obviamente enfocar es_te problema de las tarifas para tratar u e dar "sol ución en cier_ta forma al problema de la energía en el país; y es necesa-rio hacerlo desde un punto de vista tal que las tarifas quese obtengan del a n á l i s i s , permitan real i zar un cobro más jus_to y adecuado por el consumo de energía eléctrica. Justo enlo que respecta al tipo de consumidor y los beneficios que este obtenga de la energía eléctrica y adecuado en el sentidode que las tarifas deben proporcionar los "incentivos" nece-sarios al consumidor, para evitar un consumo irresponsable yun desperdicio de energía, además de que debe proporcionarlos recursos suficientes para financiar los costos de opera-ción, cubrir la deuda y proporcionar un razonable ingreso pa_ra financiar la expansión.

Actualmente la elaboración de tari fas s;e re al iza a través delo que se conoce como el esquema tradicional 4 que empieza conun inventario y evaluación de todos los bienes de capital,viejos y nuevos, de los cuales a través de ciertas reglas de

depreciación los .costos anuales relacionados a capacidad (kw)son deducidos. Luego hay una evaluación de varios costos; de operación,combustible, y otros costos relacionados a energía (kwh). Al_gunos costos tal es corno los d^ mantenimiento tienen componer^tes variables y fijas, y son asignados de acuerdo a los cos_tos relacionados a capacidad y a energía respectivamente. Fj_nalmente hay algunos costos tales como los de sistemas de me_dida y los de facturación, que son relacionados con el tipode consumidor y no son correlacionados ya sea con la demandade capacidad o de energía, El procedimiento luego es localj_zar estos costos tan "equitativamente" como sea posible, en-tre los consumidores a través de la estructura de la tarifa,donde el concepto de equidad es el que los consumidores sonresponsables de los gastos que han impuesto a la empresa, yque los deben cubrir,

El esquema tradicional tiene tres limitaciones fundamentalesque la verecos e continuación:

La primera limitación de este esquema es que, excepto porcoiiicidencia, los costos de contabilidad prorrateados son muy djferentes de los costos relevantes a la asignación de recur-sos. Una razón para esto es que el contador está interesadoen recobrar los costos pasados ó "históricos", mientras quepara una eficiente asignación de recursos, son los bienes u-sados o ahorrados por el consumídor los que son importantes.Otra razón por la cual los costos de contabilidad prorratea-dos difieren de los relevantes a la asignación de recursos esque los planes de tarifa y las varias simplificaciones, son obtenidas repartiendo los costos de contabi1idad entre los co]isumidores. (5)

La segunda l i m i t a c i ó n del esquema tradicional es que justi-cia o equidad están d i r i g i d a s más bien en términos muy estre

chos: los consumidores deben pagar por su participación en

los costos contables. Estos costos asignados al consumidor

pueden diferir de los costos que este está causando a la empresa. Por otro lado es evidente que en la asignación de co_s_

tos pueden interven ir juicios arbitrarios. Además justicia

es un atributo de las tarifas consideradas en relación a los

consumidores, no de los costos considerados aisladamente.Como tal depende de por ejemplo, si un consumidor es rico o

pobre, y de si merece concesiones especial es. (5)

La tercera limitación del esquema de c o n t a b i l i d a d y quizá la

mas importante, es la falta de "incentivos" que la tarifa a_

sí obtenida tiene para los consumidores. (5)

Después de haber analizado el problema o problemas que con-

llevan la's tari fas actuales, surge necesariamente la pregují

ta: ¿Cuál es el método que debería aplicarse para la estru£

turación de tari fas?. La respuesta a esta pregunta es la que

da origen precisamente a esta tesis, y la definición de sus

objetivos.

A pesar de que la teoría del costo marginal ha sido discu-

rrida desde muchos años atrás por los economistas, el "con-

cepto ha ganado aceptación muy lentamente, excepto en paí-

ses como Francia, Gran Bretaña y Suecia, que desde hace al-

gunos años tienen tarifas a base del costo marginal.

Es este concepto del costo marginal el que se va a utilizar

para la elaboración de una metodología que pueda ser u t i l i -

zada en el cálculo de los costos marginales de distribución

urbana. El concepto del costo marginal se basa en que losprecios (para una eficiente asignación de recursos), debenser relacionados a costo de los servicios el éctricospor cam-bios en el consumo.

Esta metodología fundamentalmente estará orientada, primera-

mente el sentido de a p l i c a b i l i d a d a las características de

las Empresas Eléctricas Regionales pequeñas, considerando queen el futuro estas» de acuerdo al Plan Maestro de Electrifi-

cación de INECEL pasarán a ser únicamente empresas de admi-

nistración y distribución, y que la generación propia que es_

tas poseen pasará a ser generación de reserva. (1)

La metodología que en este trabajo se desarrollará, será pa-

ra calcular los costos marginales de distribución urbana a

largo plazo. Es necesario anotar que la falta de modelos deoperación en el caso de las redes de subtransmisión y distri^

bución no permite cal.cu lar los costos marginales a corto pl a_zo. (9)

Es también un objetivo de esta tesis el mostrar la necesidad

de iniciar un estudio de costos a base del concepto del eos-to marginal, y el analizar los estudios hechos en otros paí-

ses, y de este análisis poder obtener métodos o técnicas que

podrían aplicarse a nuestro medio. Es además un propósito de

esta tesis el ilustrar acerca del costo marginal a largo pla^

zo, y de los parámetros que deben tomarse en cuenta para el

cálculo del mismo, especialmente en lo que se refiere a' cos-tos marginales de distribución.

Finalmente se tratará de hacer una aplicación práctica del m<§

todo que se diseñe, específicamente a la Empresa Eléctrica Arnbato Sociedad Anónima, para así poder apreciar el valor delmétodo y poder sacar conclusiones.

Esta te sis en ningún momento pretenderá sentar un procedimien^

to definitivo para el cálculo de los costos marginales de dis_tribución, pero si dar un aporte para que en el futuro se rea_

lice un estudio más detenido, con el fin de optimizar la m ¡e

todología, propósito fundamental de esta tesis.

I I

2.1 DEFINICIÓN DEL COSTO MARG I N A L

Para llegar a la definición del costo marginal se partirá pri_

meramente de una definición de lo que es en sí un coste, pa-

ra luego avanzar al concepto del costo marginal en el campo

de los servicios eléctricos.

COSTO: todo lo que una empresa debe pagar por los recursos

que usa, es un desembolso por costo o una obligación

por costo.. El Costo -de una unidad de cualquier recurso usa-

do por una empresa es su valor en su mejor uso" alternativo.

Desembolsos evidentes por recursos adquiridos o a l q u i lados se

11 aman costos explícitos, y los costos implícitos son los que

no son tan evidentes; estos últimos se evalúan a partir del

valor de los recursos en su mejor uso alternativo. (3)

Dentro de la clasificación de los costos deben hacerse otras

clasificaciones como las siguientes: costos de corto plazo y

costos de largo plazo. Los conceptos de corto plazo y largo

plazo no son en realidad conceptos cronológicos. Al planear

su producción y al estimar sus costos, las empresas proceden

generalmente a lo largo de dos líneas, por una parte conside^

ran las diferentes producciones por unidad de tiempo que pue-den obtenerse con su presente complemento de unidad y equipo

esto se llama planeación a corto plazo. Por otra parte consj_

deran posibilidades de cambiar el complemento de planta y e-quipo ó escala do planta que usan. Consideran una variedad

más amplia de producción que la que cualquier escala de plar^ta puede producir esto se llama planeación a largo plazo. (3)

Para el a n á l i s i s económico de la planeación a corto plazo es

conveniente dividir los recursos en dos clasificaciones: fi-

jos y variables. Recursos fijos son los que comprenden 1 a es^

cala de planta de la empresa, y en la planeación a corto pla_

zo cambios de estos recursos no se consideran. Recursos va-

riables a corto plazo son aquellos que se aplican en la plan_

ta para obtener la producción, cuanto mayor la cantidad de re^

cursos variables usada mayor la producción hasta los límites

impuestos por la escala de planta presente. (3)

Costos a corto plazo de una empresa consisten en sus o b l i g a -

ciones de costos de todos los recursos usados, fijos y vari a

bles.

Para el análisis económico a largo plazo por ot^o lado deben

considerarse las p o s i b i l i d a d e s de cambio en la escala de plan_

ta, lo que nos llevaría únicamente a un análisis de recursos

variables y su costo.

Luego tenemos el concepto de lo que es el costo promedio que

co.nsi ste en el costo encontrado de dividir el costo total de

los recursos variables o fijos para el número de unidades de

producción, para obtener el costo variable promedio y el cos_

to fijo promedio respectivamente. De la suma de estos dos cos^

tos promedio* se obtiene el costo promedio total.

En la planificación a largo plazc se tiene lo que se conoce

como costo medio a largo plazo.

COSTOS TOTALES: los costos totales de producción a corto pla^

zo de la empresa son simplemente la suma de

los costos fijos totales y de los costos variables totales en

cada nivel de producción. Por otro lado los costos totalesa largo plazo son los costos en los cuales incurre la ompre-

sa por la variación en la escala de planta y por la variación

de la producción.

COSTO MARGINAL: Dentro .del concepto de costo marginal debemos

después de dar su definición hacer una clasi-

ficación con respecto al corto y al largo plazo.

Costo marginal: se entiende como costo marginal el cambio en

los costos totales resultante de un cambio u_

ni tari o en la producción. (3) Si el cambio en la producción

es dx y el cambio correspondiente en el costo es dCT, el cos^

to marginal es:

rí P T= CM (costo margi nal)dx

Costo marginal a corto plazo seria el costo que se produce al

variar la producción en una unidad en el período de corto pl a^zo.

Costo marginal a largo plazo por otro lado seria el costo que

se produce al variar la producción en una un i dad en un períp_

do de largo plazo, o lo que es lo mismo variando la escala de

planta.

Introduciendo este concepto del costo marginal dentro del carnpo de la producción y suministro de energía eléctrica, ten-

dremos que para costos marginal es de ccrto plazo se tomaríanen cuenta principalmente los costos por combustible, y los

costos de operación y mantenimiento para la producción de ener^

gía eléctrica. No queriendo decir con esto que las tari fasque periódicamente se el aburarían en las ampresas deben re-

flejar únicamente estos costos. Esto se mostrará más adelan^te con mayor ciari dad.

En cuanto se refiere a los costos marginales a largo plazo

estos estarían constituidos principalmente por los costos enque incurre la empresa para la construcción de nuevos proye£tos, ya sea para aumentar la capacidad de generar KwH o sucapacidad en potencia Kw.

En realidad dentro del campo eléctrico la clasificación delcosto marginal se hace en la mayoría de las veces que se re_a_lizan estudios en: costos marginales por capacidad y costosmarginales por energía. Algunas veces se agrega lo que se co^noce en costos marginal es por consumídor. Estas el as ificae io^nes dependen en la mayoría de los casos del tipo de sistemabajo estudio, y de la p o s i b i l i d a d de aplicación de las tarj^fas diseñadas a base de estos costos marginales.

El sistema tradicional de cálculo de tarifas esta interesadoúnicamente en la recuperación de costos pasados, mientras queel método de calculo de tari fas utilizando los costos margj_nales se interesa en los programas de expansión y en como elsistema va ha ser operado conforme la demanda crece.

La justificación del costo marginal supone que puesto que losprecios son las cantidades pagadas por el incremento en elconsumo, o el ahorro producido por la disminución de este;e^tos precios deberían reflejar los costos increméntales en losque se ha incurrido, de esta manera (4). Además que ya queel aumento de costos se produce por el aumento de consumido-res o de demanda de los consumidores existentes, los preciosque actúan como una señal para los consumidores deben estarrelacionados al valor económico de los recursos a utilizarseen el futuro, para igualar tales cambios en el consumo.(4).

2.2 ANALIS.IS TEÓRICO PARA ESTABLECER EL PRECIO IGUAL AL COS.

TO MARGINAL. (4)

El análisis puede ser aclarado con la ayuda de la figura 2.1Sea EFGDo la curva de. demanda (la cual determina el kwh de electricidad demandado por año, a cualquier precio promedioda_do), mientras AGS es la curva de suministro ( representada porlos costos marginales CM de suministrar unidades extra de pro^ducción. )

Al precio p, y demanda Q, el beneficio total es representadopor la disposición de los consumí dores a pagar, esto es3 elárea bajo la curva de demanda OEFJ. El costo de suministrarla energía es el área bajo la curva OAHJ. Por lo tanto el be_neficio neto o beneficio total menos costos de sumí ni stro , es_ta dado por el área AEFH. Se ve claramente que el beneficiomáximo AEG se alcanza cuando el precio es fijado i g u a l al cos_to marginal en el punto óptimo de clarificación del mercadoG, esto es , (po, Qo) .

En términos matemáticos el beneficio neto (BN) esta dado por

donde p(q) y CM(q) son las funciones de la demanda y del suministro de energía respectivamente.

Max imizando el beneficio neto tenemos:

dy} = p(Q) - CM(Q) = O

por lo tanto p(Q) = CM(Q)

Este el punto de intersección de la curva de demanda y de cuva de suministro, (po, Qo)

10

Este anal i sis mostrado aquí, es Únicamente para un caso est^5tico, se lo.." ha mostrado solamente con el fin de ilustrar aunmás el concepto del costo marginal. En real i dad este análj[sis debe hacerse tomando en cuenta la din a m i c i d a d de la d¿manda .

11

(cm)

Fig. 2.1. Diagrama de suministro y demanda para el consumo de electricidad.

12

2.3 PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL COSTO MARGINAL A LARGO

PLAZO DE DISTRIBUCIÓN

Para el análisis de los parámetros que intervienen en el cos^

to marginal a largo plazo empezaremos haciendo un análisisde

lo que son los costos de capital.

Costos de Capital: estos costos constituyen las inversiones

causadas por las demandas de capacidad y

energía. Se asume que estos costos son los asociados con los

proyectos que se hayan definido en el plan de expansión duran^

te el período a estudiarse.

Costos por capacidad: se asume como costos por capacidad a

los causados por una variación en la

demanda de potencia.

Dentro de estos se podría ubicar de una manera general los co$_tos de capacidad comprada en barras a INECEL, costos por ge-

neración térmica, costos por generación h i d r á u l i c a , costos de

líneas de interconexión, costos de centros de control, cos-

tos de distribución, costos de alumbrado público.

Para la détermi nación de los costos de los proyectos de ge-

neración, transmisión, subtransmisión, centros de control,d£ben considerarse en forma general los siguientes insumos:

- mano de obra calificada

- mano de obra semicalificada- equipos

- maquinaria

- materiales- obras civi 1 es- transporte (fletes y seguros)

- terrenos, servidumbre e indemnizaciones

13

No se detalla cada uno de estos en sus diferentes partes con£titutivas de costo, puesto que sería demasiado largo ademásde innecesario.

Costos por energía: se consideran como costos marginales de £nergía a esos en los cuales se incurre por

aumentar la producción de energía. Como parte integrante deestos costos por energía se tienen los costos producidos porel almacenamiento de combustibles, los costos por pérdidas alos diferentes niveles de voltaje además se tendría los cos-tos de la energía comprada en barras. Se incluyen dentro deestos costos por energía a los costos de operación por ener-gía, cuando la empres.a tiene generación propia.

Costos de administración, mantenimiento y_ general es : usual-mente

se acostumbra a ubicar dentó de los costos de cap i tal por cpacidad a los costos producidos por la administración, mante_nimiento y generales de los diferentes proyectos, otras ve-ces se los relaciona al consumidor. Esto depende del siste-ma. en el cual s e h a g a e l estudio.

Se considera como costos de administración» mantenimi.en'to ygenerales (A.M.G.) a los costos producidos por la administra_ción de los proyectos, el costo de la mano de obra que se em_plea en mantenimiento, sea esta calificada, semicalificada ono calificada. Además se tendría el costo de las piezas dereposición que se emplean en el mantenimiento. A estos cos-tos de A.M.G. se los podría clasificar en los siguientes gnjpos específicos r, saber:

- Costos de A.M.G. de generación hidráulica.- Costos de A.M.G. de generación térmica.- Costos de A.M.G. de líneas de interconexión.

- Costos de A.M.G. de líneas de subtransmisión.- Costos de A.M.G. de subestaciones.

- Costos de A.M.G, de centros de control.- Costos de A.M.G. de alumbrados.

- Otros.

Estos costos se asignan de acuerdo a la metodología,ya sea a

cada nivel de vol taje, o" se los considera en bloque, dependien^

do del sistema bajo estudio y de las facilidades para obtener

la información necesaria. Para dar una mejor idea de lo queson los costos de administración, mantenimiento y general es,

se hace un detalle de los insumos que intervienen o forman

parte de estos costos.

- Sueldos

- jo rna les

- contratos por servicios personal es- subsidio familiar

- subsidio de antigüedad

- sobretiempos y horas extras

- subrogaciones y honorarios- sobresueldos- o t r o s sue ldos y benef ic ios

- d é c i m o tercer sue ldo

- décimo cuarto sueldo- décimo quinto sueldo

- aportes patronales y seguro de cesantía- fondos de reserva

- materiales- suministros y enceres menores

- repuestos y accesorios de equipos eléctricos

- repuestos y accesorios de vehículos- combustible y lubricantes para vehículos

- servicios de energía eléctrica, agua potable y teléfono

15

- p u b l i c i d a d y propaganda

- servicios externos legales y aduanas- servicios diversos

- contratos de obras y mantenimiento y construcción- viáticos y subsistencia en los proyectos- viáticos y subsistencia en el exterior

- servicios de transporte- becas- seminarios y cursos de capacitación de personal- costos de representación- costos de residencia

- alimentación y refrigerios

- tasa de servicios y

- seguros

- contribuciones voluntarias y donaciones

- diversos

Costos de Operación: se tiene como costos de operación a a -

quellos que son causados por la produc-

ción misma del sistema. O sea que tendríamos costos de opera_

ción por energía, que vendrían a ser en definitiva los cos-

tos de combustible y de la mano de obra empleada en la gene-

ración y otros; generalmente a estos 2 últimos rubros no se

los considera determinantes en el cálculo de la tarifa margj_

nalista puesto que son un porcentaje muy pequeño comparadocon el costo de los combustibles (inclusive en nuestro país

que los combustibles están altamente subsidiados). (5)

Generalmente a estos costos de operación por energía se los^.guala a los costos marginales de energ:íaa una vez más se de-

be anotar que esta asignación depende del sistema.

Por otro lado se tienen los costos de operación por capacidadestos en general constituyen los costos de operar fundamental

16

mente los .proyectos que tienen que ver con la demanda de ca-pacidad.

En realidad 1 a asignación de estos costos de operación especial

mente en lo que se refiere a la mano de obra, ya sea a capacidad o

a energia,depende mucho de las consideraciones finales que sehagan para el diseño de la tarifa.

En cuanto a los insumos que intervienen en los costos de ope_

ración son básicamente los mismos que intervienen en los co£

tos de A.M.G. , aunque las cantidades invertidas en cada uno

de ellos son diferentes, diferencia que se hace más notoria

especialmente en lo que se refiere a las inversiones en com-

bustible y lubricantes.

Finalmente como otro de los parámetros consti tuyente de los

costos marginales se tiene los costos pur alumbrado p ú b l i c o .

Usualmente a estos costos de alumbrado público se los ubica

dentro de los costos por capacidad, y se los asigna a todoslos usuarios.

17

C A P I T U L O I I I

EXPERIENCIAS EN EL ANÁLISIS DEL COSTO MARGINAL Y DISEÑO DE T£

RIFAS A BASE DE ESTOS COSTOS, EN OTROS PAÍSES

El propósito fundamental de este capítulo es el de dar un re-sumen más o menos detallado de lo que constituyen las metodo^logias aplicadas en los diferentes países y analizar en pri-mer término las aproximaciones que se utilizan para cumplircon la filosofía básica del costo marginal, puesto que muchasveces no es pos i ble la api i cae ion estricta del concepto delcosto marginal por m ú l t i p l e s razones.

Los países que se han tomado en cuenta para este resumen y a_nal i sis son : Colombia, Tai 1 and i a y Kenya. Se han tomado es-tos en primer lugar por la facilidad que ha habido para obte_ner la información, en segundo lugar se presenta un estudiomás o menos detallado, lo que facilita el análisis. Ademásse debe anotar que se han tomado estos tres estudios por quepresentan diversidad de características, lo que va ha permi-tir tener diferentes ponencias para diferentes circunstan-cias de donde se podrían extraer ideas para la aplicación enel sistema ecuatoriano.

El análisis de las metodologías se hace considerando todo elsistema, a pesar que el propósito de esta tesis es el de ela^borar una metodología para el establecimiento del costo a nj_vel de Distribución. Se hace el a n á l i s i s de todo el sistemaporque se considera que existen aspectos interesantísimos es_peeialmente en lo que se refiere a la asignación de costos acapacidad o a energía.

18

3.1 METODOLOGÍA EMPLEADA EN COLOMBIA

Este resumen se extrajo de una publicación presentada en el

PRIMER SEMINARIO LATINOAMERICANO Y DEL CARIBE SOBRE TARIFAS

DE ELECTRICIDAD,que fue organizado por el BANCO MUNDIAL, en

MEDELLIN-COLOMBIA, del 29 de Octubre al 2 de Noviembre de 1979;

esta publicación se intitula ESTRUCTURA DE COSTOS MARGINALES EN EL $EC

TOR ELÉCTRICO COLOMBIANO - RESULTADOS PRELIMINARES -, este e$_

tudio fue realizado por: Mauricio Rodríguez, Francisco J. 0-

choa, Carlos E. Vélez, y Jaime A. Osorio.

El estudio en Colombia parte del hecho de que se cumplirá conel programa de inversiones que se obtuvo después de real i zarun estudio de optimización de inversiones. El plan de e x p a rsión de generación y líneas de interconexión para el período1979-1984 se muestra en los cuadros 1.6, 1.7, 1.8, donde sepresentan las principales características eléctricas de lascentrales, embalses y líneas de interconexión que comprende elplan de expansión.

Los cálculos de los costos marginal es se hacen considerandoun periodo de cinco años partiendo de 1979 a 1984. El estu-dio de costos se hace en primer lugar para generación e in-terconexión, tomando como partes constitutivas los costo decapital, administración, mantenimiento y generales, yloscos^tos de operación. En la presentación de los resultados sedistinguen los costos relacionados con el servicio de ener-gía y los costos relacionados con el servicio de capacidad,evaluados en precios de mercado y en precios frontera 1_ . _Atendiendo a condiciones de estacional i dad los resultados sepresentan para dos períodos durante el año, el primero que po^dría denominarse seco comprende desde el primero de Enero al30 de Junio, y el segundo que se podría denominar húmedo coinprende desde el primero de J u l i o al 31 de Diciembre. Anota-

19

se además que los cálculos se hicieron atendiendo a dos s u p <Dsiciones respecto al costo de oportunidad de la demanda deservicios eléctricos en el tiempo, la primera considera quela demanda no se debe descontar y la segunda que se debe des-contar a una tasa del 12%,

Hay que mencionar que los autores al i n i c i o del estudio afi£man que uno de sus principales propósitos es el de generar po-lémicas y escuchar opiniones acerca de lo planteado en esteestudio, lo que nos da una idea de que no se considera al es_tudio determinante y definitivo.

Se elimina del estudio el problema inflacionario por conside^rar que al hacerlo se permitirá una ciari dad de interpreta-ción y una precisión en determinar los agentes de costo, utj_1 izando una moneda constante que se definió como pesos colombi anos al primero de Enero de 1979. Los descuentos y anualj^zaciones se real izan con una tasa del 12% anual que corres-ponde al costo de oportunidad del capital en Colombia, segúnestudios que concuerdan con los que sobre la materia ha rea-lizado el Banco M u n d i a l .

Para el estudio de costos se considera que la demanda e"s i n elástica es decir que no se ve influenciada en su variaciónpor los precios a los cuales se vende la energía eléctrica.

En cuanto a la asignación de costos, se debe decir que estase hace asumiendo los criterios que se utilizan para asignarestos costos en sistemas predominantemente térmicos, crite-rios que se toman de trabajos realizados en este tipo de si s_temas. En los sitemas térmicos los costos de presas y des-viaciones de ríos se los asemeja a costos relacionados concombustible y por lo tanto se los asigna a energía. Este cri_terio se basa fundamentalmente en la idea de que si se man-

20

tiene para todo momento del tiempo la potencia media (ener-gía) constante y se incrementa en una unidad la demanda depotencia máxima, es necesario agregar capacidad de planta,y que si embargo si se incrementa en una unidad la demandade potencia media, y se mantiene constante la demanda de p£tencia máxima no hay necesidad de aumentar capacidad. Estoes equivalente a afirmar que en un sistema térmico sino seaumenta la capacidad de generación en cu a l q u i e r instante deltiempo se tendría primero un racionamiento de potencia queun racionamiento de energía. Un análisis semejante se rea-liza y lleva a asignar los costos de combustible en su tot£Ti dad al servicio de energía.

Para el cálculo de los costos de capital marginal.es prome-dio anualizados se considera una vi a útil promedio de 36 a-ños.

En cuanto a los costos deA.M.G. se los clasifica en tres gn¿pos para c a l c u l a r los costos de A.M.G. de generación hidráu^Tica, costos de A.M.G. de generación térmica, y costos deA.M.G. de interconexión. Esto en cuanto se refiere a gene-ración e interconexión a nivel de todo el sistema. Se asu-me que estos costos no dependen de la producción de energíasino de la capacidad instalada, por lo tanto son asignados acapacidad. Para el cálculo de los costos marginales se im-puso que estos eran proporcional es a la capacidad instalada,y se consideró además un crecimiento vegetativo del 2% anual,y que para el año en que entren los proyectos los costos sonproporcionales al mínimo de meses que operen.

Para la evaluación de los costos de operación se procedió acalcular estos basándose en el modelo de planeamiento opera_tivo agregado, el cual da las políticas en la toma de deci-siones respecto a la utilización de los recursos disponibles

21

de generación que representen para el sistema global el míni_

mo costo de operación a ni v e l de interconexión, para satisfa_

cer con una adecuada d i s p o n i b i l i d a d los requerimientos de po_

tencia y de energía. Basándose en este planeamiento SP dise_

ño el despacho óptimo de carga mes a mes, para el período de

1979-1984.

Dada la diferencia de las plantas marginales a lo largo de ca^

da una de las curvas de carga se considera conveniente dis-

tinguir dos períodos de tiempo en ellas, el período pico cu-yo intervalo se tomó desde el 80% de potencia máxima a poten_

cia máxima y el período .no pico que es el restante intervalo.

Con base en esta definición se determinaron mes a mes las

plantas marginales en cada uno de estos períodos, (cuadro

2.3). Se definió como costo marginal para el período el correspon-

diente a 'la planta marginal. En caso de existir más de una

planta marginal durante el período se definió como costo ma_r

ginal al promedio ponderado, con respecto al tiempo de uti 1 j_

zación de los costos de las plantas definidas como marginales.

Hay que agregar a todo lo anterior que en Colombia no existe

una estacional i dad con respecto al consumo de los servicios

eléctricos y que las condiciones de estacional i dad presenta-

das obedecen a motivos de producción, íntimamente ligados con

los aportes hidráulicos que se tengan en los períodos.

En cuanto a los costos marginales de distribución y transmi-sión el estudio se enfocó hacia ciudades representativas de 1 a

realidad colombiana en materia de distribución y transmisión,estas ciudades son M e d e l l í n , Bogotá, Bar r a n q u i l l a y Cal i. El

estudio se lo hizo específicamente para la ciudad de Medellin.

Para el estudio de los costos de capital la totalidad de los

proyectos a construirse se agruparon de la siguiente manera:

22

- centro de control

- líneas de transmisión a di ferentes voltajes

- subestaciones- redes de distribución

- m a l l a secundaria (parrilla)

- programa de h a b i l i t a c i ó n de viviendas

Para consumidores suburbanos se hizo una subdivisión semejar^

te basándose en el diagrama unifilar. Luego se buscó deter_minar a cuales de los usuarios correspondía cada uno de los

distintos proyectos antes enumerados. El criterio de asigna_

ción consistió en preguntarse cual categoria de usuarios eraresponsable de que se adelantara cada i no de los proyectos.

En todos los casos se pudieron establecer estas responsabilj_

dades a excepción de las subestaciones con reí aciones de trans_

formación 220/110/44 kv., y 110/44/13.2 kv.9 dada la existen^

cia de costos comunes en cada una de ellas. Como criterio pa_

ra la asignación de costos entre los niveles de voltaje en los

cuales se da servicio en las subestaciones, se optó por en-contrar la razón entre la capacidad máxima de transformación

en cada uno de los niveles y la capacidad máxima de transfor.mación total, estos factores así obtenidos se utilizaron pa-

ra la asignación de costos.

Es muy importante anotar que dentro del estudio de costos se

incluyó un programa especial que se denomina de H a b i l i t a c i ó n

de Vivienda, este programa tiene como objetivo electrificaraesos barrios que se levantaron sin el visto bueno de la ofi-cina de Planeación M u n i c i p a l , ya sea porque se levantaron en

terrenos invadidos o porque se levantaron sin cumplir con 1 osrequisitos de ley. Teniendo en cuenta que el programa com-

prende desde la red primaria hasta el contador y la caja deseguridad de cada una de las viviendas, y que a cada una de

ellas se le puede asignar inequívocamente el costo en que hi

23

cieron incurrir a la empresa para lograr su electrificaciónse decide considerar a este ultimo como un costo por clien-tela, a t r i b u i b l e a las viviendas beneficiadas del programaH.V., y adicional a los costos de capacidad y energía.

Debido a que al momento de presentar el estudio no se conta_ba con un estudio de pérdidas se optó por obtener estimati-vos de pérdidas de acuerdo a los di fe rentes niveles de vol-taje a los cuales existen usuarios. Estos estimativos se LJ_ti Tizaron tanto en el cálculo de los costos asociados con ca^pacidad, como en el cálculo de los costos asociados con e-nergía.

Se útil iza esta consideración de igualar las pérdidas de p£tencia a las de energía, únicamente por presentar resultadosa pesar de que se está consciente de lo burdo de esta aproxj^mación.

Para el cálculo de los costos se asumió una vida útil de 25años, a excepción del centro de control para el cual se asj¿mió una vida útil de 15 años.

En cuanto a los costos increméntales de mantenimiento y op£ración se distinguen los costos atribuibles a transmisión ylos atribuibles a distribución, se asignaron di rectamente enbloque los costos de transmisión (110 kv.}, y para los de-más niveles de voltaje se asignaron los costos de acuerdo alnúmero de kms. de línea en cada n i v e l .

A los costos increméntales de administración en los cuales seincluyen los generales, se los obtuvo en bloque debido a sunaturaleza conjunta y las diferenciaciones por ni vel es de voj_taje se obviaron. Se asignó el total de los costos incre-mentales de administración al ni v e l de 110 kv., para así lo^grar que todos los consumidores paguen por estos costos pro

24

porcionalmente a su demanda máxima.

Los costos incrementa!es total es se obtienen de la sumatoriade todos los costos siguientes: capi tal s a d m i n i s t r a c i ón, op£

ración y mantenimiento, para cada n i v e l de voltaje. Ajusta-

dos estos posteriormente al multiplicarlos por el factor de

pérdidas acumulado respectivo para cada uno de los niveles de

voltaje.

La totalidad de los costos de capital se asignaron a los u-

suarios de pico por considerar que son estos abonados los quehacen incurrir en este tipo de gastos.

Los costos de administración, operación y mantenimiento de

distribución se asignaron a capacidad en consideración de los

siguientes aspectos:

1.- que los costos de operación y mantenimiento están rela-

cionados con los activos fijos en operación, y son oca-

sionados principalmente por la exposición del sistema a la na_

turaleza, a la inclemencia del tiempo y del c l i m a . Son va-

riables con respecto a la demanda máxima y por lo tanto ver-

daderos costos marginal es de capacidad.

2. - Que los costos de administración son causados por el nú-

mero de usuarios y por la demanda máxima de cada uno de

ellos. Se asignan a capacidad porque se cree que así se ha-

ce su asignación más e q u i t a t i v a y simple que si se hiciera co^mo costos por el i ente!a.

En cuanto se refiere a los costos de energía se obtuvo como

tales a los costos de combustible de las plantas m a r g i n a l e s a _

justados por el factor de pérdidas considerado para cada ni-

vel de voltaje.

25

3.2 METODOLOGÍA EMPLEADA EN TAILANDIA

El resumen de esta metodología se extrajo del libro ELECTRI-

CITY ECONOMICS Essays anda Case Studies, cuyos autores son

Ralph Turvey y Dennis Anderson, este libro fue publicado por

el Banco Mundial The Jhons Hopkins University Press, Bal timo^

re and London, en 1977.

El propósito del estudio es fundamentalmente el de llegar a

establecer una política tarifaria que promueva el buen uso de

los recursos empleados en la generación de energía eléctrica,

al mismo tiempo que considere aspectos sociales y fi nacieres.

Se analizan los costos y tari fas de EGAT (Electri ci ty Genera_ting Authority of Thailand), de MEA (Metropolitan' Electric^

ty Authority), y de PEA (Provincial Electricity Authority).Para el resumen y comentario se tomará únicamente la filoso-

fía empleada para la elaboración de las tari fas de EGAT y de

MEA, pues estos dos aspectos son los que están mas reí aciona^

dos con el propósito de esta tesis.

Uno de los principales aspectos que se logra determinar a lo

largo del estudio es que la extructura de los costos de lastres instituciones de servicio es bastante simple. Es una ta_

rifa básica en la cual el costo de energía está relacionado

fundamentalmente al costo del combustible, más un costo de ca_

pacidad relacionado con la demanda en el período de pico, cos_to que varía con el nivel de voltaje.

La aproximación de este estudio empieza con un análisis eco-

nómico de costos y luego sugiere una política de tarifas y un

método de medida que refleje mejor estos costos. Este proc£dimiento lleva a obtener lo que se l l a m a "tarifa Ideal", el

siguiente paso introduce factores financieros, social es y o-tros de tal manera que distorsionen la "tarifa ideal" lo me-nos posible.

001^32

26

Tarifas £n EGAT

Los costos de EGAT comprenden cuatro elementos fundamentalmen_

te; estos son los costos marginales de :a) energía,

b) aumento de capacidad de generación,

c) aumento de capacidad de transmisión y

d) mantenimiento y operación

a) Para el a n á l i s i s de los costos de energía, se observa prj_

mero que el patrón de demanda consiste de un pico al ano-checer, un plato en el día con pequeños valles al medio-

día y al final de la tarde, y un período de carga pequeñoen la madrugada. Además se observa que en Sábados y Do-

mingos la carga durante el día baja y que la carga noctur^na es un poco más pequeña. Se détermi na o se llega a es-

tablecer que para satisfacer esta demanda, toda la capacj_

dad dispon i ble opera las 24 horas del día, excepto por las

plantas a diesel y a gas, y que las plantas de l i g n i t o y

pequeñas plantas hidráulicas se operan más o menos conti-

nuamente. Las dos plantas más importantes de vapor ope-

ran a plena capacidad durante el pico, a un nivel más o

menos bajo durante la noche y a nivel intermedio constan-

te durante el día. Una de las plantas hidráulicas impor-

tantes hace lo mismo, mientras que Bhumibol, otra planta

hidráulica importante, provee el resto de carga a ser ser.

vida, su salida de potencia varía para seguir los cambiosde carga durante el día. La reserva en giro es proporci£nada por la capacidad no usada de las dos plan tas hidráu-

licas principales: Sirikit y Bhumibol. El rol que juegan

las plantas de Sirikit y Bhumibol puede ser cambiado, sien^

do estas dos p l a n t a s l a s que proveen la mayor parte de laf l e x i b i l i d a d minuto a minuto.

27

Las características de operación de EGAT son básicamentelas mismas durante todo el año a pesar de que en Diciem-bre aumenta bastante la reserva hidráulica. A pesar deesto no existe un exceso de agua en la estación húmedapues se emplea el agua para irrigación, basándose en un programa semanal, este hecho no permite reemplazar la genera_ción térmica por hidráulica.

Debido a todas las razones expuestas en el horario de des^pacho se ha previ sto:1.- Una operación más o menos estable de las plantas tér-

micas durante los tres períodos del día,2.' La generación térmica esta p l a n i f i c a d a en tal forma

que satisfaga todos los requerimientos en exceso so-bre la d i s p o n i b i l i d a d de generación h i d r á u l i c a .

Este aspecto lógicamente tiene como consecuencia que encualquier momento que un extra kwh es necesitado, este escubierto con generación térmica. Si es que es requeridoen el día o en el pico y este es cubierto en esos preci-sos momentos por generación hidráulica, en tales circuns-tancias tiene que haber correspondí'ent emente menos genera^ción h i d r á u l i c a y más generación térmica en el período depoca carga. Por lo tanto en cualquier momento que u'n kwhes requerido o ahorrado durante las 24 horas del día, elcosto marginal en el que se incurre, o el costo que se a-horra, es el costo marginal de generación térmica duranteel período de poca carga. Como se puede observar de aquíel costo marginal de energía va a ser constante durante 1 as24 horas del día. Esta situación se mantiene durante to-do el año, a excepción de las veces en que se produce unasalida de alguna de las plantas térmicas. Se toma comocosto re fe rene i al el costo de energía de una de las plan^tas térmicas (la más grande 700 Mw.)

28

b) Para el cálculo de los costos marginales por capacidad se

considera como los programas de expansión tienen que ser

cambiados de acuerdo a un crecimiento en la demanda de pj_

co, otro aspecto que se considera es el cambio en la compo^

sición de las inversiones en el tiempo en respuesta a un

cambio relativo de precios y dispon i b i l i d a d de recursos,

en cuanto a EGAT se refiere el programa de inversiones es

introducir una serie de esquemas hidráulicos y térmi eos.

Todos los proyectos planificados para los 6 años siguier^

tes al año de i n i c i o de los estudios, eran más o menos fi_r

mes aunque podían variar en el tiempo de construcción (vertabla 3.1)

En el a n á l i s i s que se hace al plan de expansión para 11 e-

gar a la obtención de los costos marginales debidos al a^

mentó de capacidad de generación, se llega a la conclu-

sión de que a pesar que el sistema se orienta hacia una

expansión en generación h i d r á u l i c a y nuclear, los costosde satisfacer la demanda van a ser necesariamente los cos_

tos debidos al aumento en capacidad de generación a base

de fuel-oil. Para afirmar esto se argumenta lo siguiente:1.- Hay un l i m i t e superior para la tasa a la cual la ener^

gia nuclear puede ser introducida en el sistema.-

2. - Hay un limite superior para la extensión en la explo-

tación de los recursos hidráulicos y hay también un 1^

mite superior para la tasa de crecimiento en la explo_

tacion de estos recursos.3.- Si la demanda crece más rápido de lo previsto la de-

manda extra será probabl emente satisfecha con una pl an_ta de fueloil, o por unidades más grandes en los gru-

pos térmicos ya construidos; y contrariamente, si lademanda crece más lentamente de lo previsto seria uno

de los proyectos térmi eos el que sería pospuesto.

29

4.- Si desperdicio de la energía ya sea hiráulica o nu-

clear ocurre, la alternativa principal va a ser nue-

vamente fuel oi1 .5.- Que se podrían utilizar turbinas a gas, pero que ya

hay suficientes en el sistema,

6,- Que sin considerar el gran aumento en los precios del

petróleo, este todavía constituye una alternativa e-

conómica para cargas de pico, y para cargas de cortaduración.

Este último punto se afirma basándose en un estudio rea-

lizado en Tailandia, donde se comprueba que realmente pa_

ra períodos de corta duración resulta más económica la al_

ternativa de utilizar energía eléctrica producida por fuel

oil (Todo esto al tiempo de realización del estudio.)

Basándose en todo lo anteriormente expuesto se llega a a

firmar que a no ser que hubieran cambios mayores en elcampo de la energía en Tailandia, el costo marginal de ca^

pacidad corresponderá aproximadamente al costo de las plari^

tas térmicas que queman fuel-oil. Se toma como base el

costo de la planta térmica que se tomó como base para es^

tablecer el costo del kwh. Se hizo el cálculo del c'osto

del kw por mes, pues se considera el aspecto de que en la

curva de carga de EGAT se observa una variación mensualde la demanda.

A este cálculo del kw mensual se lo somete a ciertos ajustes en consideración:

1.- De un porcentaje de pérdidas que EGAT lo ha estable-cido en el 3%.

2.- Se Considera un factor para satisfacer el costo de

la capacidad de reserva que EGAT tiene para utiliza^la en contingencias como demandas sobre el valor es-

30

perado, salidas de generadores o demora en la constru£ción de proyectos. Para el período en estudio la rela^ción de la capacidad pla n i f i c a d a al pico de demanda esde 1.27 y este factor se u t i l i z a para obtener (despuésde i n c l u i r el 3% de pérdidas) el valor por Kw al mes.

c) Aumento de capacidad de transmisión.- El cal culo de estoscostos se basa en el criterio de que un aumento en la de-manda de pico, i m p l i c a adelantar los proyectos de transm^sión, y una disminución atrazarlos, y que por lo tanto p¿ra calcular el costo incremental de por ejemplo adelantarun proyecto n años, es necesario calcular las anualidadesextra invol -icradas. Pero al mismo tiempo se hace una con^sideración de que los proyectos de transmisión son desor-denados, y que en consecuencia se hace necesario general-mente tomar un promedio de los costos marginales. En es-

te caso se toma un promedio durante 15 años (ver tabla3.3) de aquí con una tasa del 11% se obtiene una anual i-dad que luego se convierte a un costo mensual por kw.

d) Mantenimiento y operación.- A estos costos se los analizade una forma general en principio sin considerar los cos-tos de operación y mantenimiento de las estaciones de po-tencia. Simplemente se dice que un incremento de demandaprovoca costos fijos ya sea por el mantenimiento de líneaso administración y control del sistema. Se muestran algu^nos de estos valores (ver tabla 3.4), excl uyendo los valjDres de mantenimiento y operación de las estaciones de po-tencia. Se llega a un valor estimativo de kw de demandapico por aro.

Para analizar los costos de operación y mantenimiento delas estaciones de potencia, se considera que estas tienenun costo variable relacionado al kwh y un costo fijo rela-cionado al kw. Para la estimación de estos valores se to

31

ma como., base la misma planta de generación que se tomó an_ten" o rm ente. Se estima un costo variable por manten i mi er^to basado e una apreciación del costo v a r i a b l e por año ydel número de kilovatios-hora que se generarán» este va-lor resulta ser muy pequeño y se lo descarta. En cuanto alos costos fijos se hace de igual forma una estimación decostos fijos anuales de operación y mantenimiento, y se con_sidera en el c á l c u l o el porcentaje de pérdidas y el fac-tor de corrección por capacidad de reserva. A este valorse agrega el valor apreciado por operación y mantenimien-to de líneas, administración» etc., y así finalmente seobtiene un valor por kw de demanda pico al mes.

Finalmente tendríamos un' costo por suministro del servi-cio por parte de EGAT obtenido en la forma b i n a r i a » un co£to por energía que ya se ha analizado, y un costo por po-tencia obtenido de la suma de los costos producido por elaumento de capacidad de generación, aumento de capacidadde transmisión y por los costos fijos de administración,mantenimiento y operación. Este costo sería lo que se p£dría llamar un costo marginal puro.

Las tarifas son finalmente fijadas de acuerdo y estricta-mente al costo marginal:

Fundamentalmente se tiene una tarifa relacionada al kwh,con dos valores, un valor para horas fuera de pico igualal costo de la energía y un segundo valor para horas picoque se obteiene de d i v i d i r el valor del kw para el númerode horas pico al mes (para esto se toma únicamente 26 díasy 3 horas de duración del pico por día), más el valor deenergía para horas de no pico. Se puntualiza que este ti_po de tarifa no requiere un cambio en el sistema de medi-da puesto que EGAT cuenta con medidores digitales regis-

32

tradore?, que cada 15 o 30 minutos pueden registrar la de^

manda.

Las razones que se arguyen para haber fijado la tarifa i-

gual a estos costos son las siguientes:1.- En primer lugar la simplicidad de tener una tarifa de

este ti po.

2.- Que el tener una tarifa de este tipo reflejará los cos_tos de suministrar el servicio.

3.- Que es necesario la fijación de una tarifa más alta

puesto que los costos de suministrar energía se habían

elevado marcadamente debido al aumento en los costos

del petróleo, y puesto que EGAT ,10 podía evitar el que

mar fuel-oil para satisfacer la demanda extra, esta e-ra razón más que suficiente.

Por otro lado se tiene que altos costos delfuel-oil ha.

cen los recursos hidráulicos más val i osos y por lo tan^

to se hace necesario establecer una tarifa más alta pa_ra consérvalos y evitar al mismo tiempo tener que qu¿mar fuel-oi1.

COSTOS MARGINALES DE MEA Y TARIFAS.-

MEA que es la autoridad metropolitana de energía, y que sir-

ve al área metropolitana de Bangkok, tiene una demanda demás

o menos el 70% en T a i l a n d i a y un consumo de más o menos el70% de la energía vendida por EGAT.

Para el tiempo en el cual se hizo el estudio MEA compraba e-

nergía a EGAT en bloque en 4 subestaciones que estaban inter^conectadas por líneas de subtransmisióri de 69 y 115 kv., adei

más se tenía redes de subtransmisión a 12 y 24 kv. Un núme-

ro de industrial es grandes conectados al voltaje de subtrans

m i s i ó n » y pequeños industriales a los voltajes de 12 y 24 kv.

Los pequeños negocios y viviendas eran servidos con voltajes

de 220 y 440 voltios.

MEA para este tiempo tenía que mantener un ritmo de crecimien_

to de más o menos el 20% a n u a l , por lo tanto en anticipacióna tal crecimiento la capacidad en las subestaciones estaba

con 40% sobre el Mw de demanda.

Costos marginales de capacidad: los costos marginales de di£

tribución y subtransmisión por aumento de capacidad, se estj_

man a partir de los gastos planificados para reforzar el si s_

tema y pa.ra su ampliación, relacionándolos al crecimiento de

demanda esperado. El crecimiento esperado para el período deestudio se muestra en la tabla 3.5. El crecimiento esperado

durante él pico del sistema que se muestra en la tabla se ca¿

cula multiplicando el crecimiento diario promedio por una re_

lación dada por la demanda al momento de pico del sistema dj_

vi di da para el consumo de energía diario. Este crecimiento

en demanda es luego m u l t i p l i c a d o por el factor de pérdidas a_cumulado apropiado, para encontrar la demanda que debe ser sa_tisfecha por EGAT.

El factor de pérdidas mostrado en la tabla 3.5 refleja pérdj_

das promedio no pérdidas marginal es, pero se considera que las

pérdidas promedio del sistema en el momento de pico del sis-

tema son relevantes porque la capacidad esta creciendo al mi£mo tiempo que la demanda, y que las pérdidas marginales se-

rían de usarse con mayor propiedad cuando la demanda servidapor una capacidad dada aumenta.

La tabla 3.6 muestra el gasto de capital propuesto para cada

nivel de voltaje. Estos datos y los aumentos en demanda es-perados a la hora de pico son usados para calcular los eos-

tos incrementales por cada kw en cada nivel de voltaje. Es-tos costos son convertidos a a n u a l i d a d e s útil izando un por-centaje de 11%, los costos anuales de mantenimiento son agre^gados para obtener el costo marginal anual por cada kw y encada nivel de voltaje. Estos resultados se los muestra en latabla 3.7. A estos resultados en la tabla 3.7 se los corri-ge por el factor de pérdidas a la hora de pico y luego se dj_vide estos valores para doce meses, y se obtiene el costo porkw al mes para cada nivel de voltaje, a la hora de pico delsistema. El autor hace mención al hecho de que se puede pen_sar que a estos costos asi obten i dos se los debería muí ti plj_car por un factor calculado d i v i d i e n d o la demanda de pico pa_ra la propia demanda máxima del consumidor, para obtener cos^tos con respecto a la demanda máxima del consumidor, pero seasevera que esto es erróneo pues lo que se quiere obtenerson los costos con respecto al pico del sistema, ya que es elcrecimiento del pico del sistema el que o b l i g a a la auton dada incurrir en gastos para aumentar su capacidad. La excep-ción para la aplicación de esto sería en el caso de un áreaindustrial, donde el si stema local se di seña para satis facerun pico local de demanda que no coincide con el pico del sis^tema, y que en este caso el costo marginal de capacidad dedistribución se relaciona a la contribución del consumidor alpico de demanda en el sistema local de d i s t r i b u c i ó n , y quelos costos marginal es "aguas arriba" se relacionan a su con-tribución al pico del sistema general. Esta situación requi£re un análisis más complicado del que se presenta aquí.

Por otro lado se dice que el hecho de poder medir más fácil-mente la demanda máxima del consumidor, antes que su demandaa la hora de pico no debe obscurecer el principio antes men-cionado. Los costos marginales totales se obtienen de agre-gar al costo de distribución el costo que se debe al hecho decomprar energía y capacidad a EGAT. Esto se muestra en las tablas 3.8y 3.9.

35

En cuanto a los costos marginales de energía se anota que siendo los co¿tos margínales de energía da EGAT Iguales durante las horasde pico y no pico (a pesar de que son apenas diferentes), noes necesario hacer una diferenciación de estos costos en re-lación al pico del sistema, y únicamente se hace la correc-ción para los diferentes valores de voltaje u t i l i z a n d o el fac^tor de pérdidas,

A continuación se sugieren tarifas basadas en los costor mar^ginales ya establecidos. En primer lugar se establecen lastarifas para consumidores grandes y se di ce que a lo sumo u-na tarifa debe tener tres componentes básicos:

a) Un' cargo básico por costo de energía de acuerdo a lo cal-culado,

b) Un cargo por kw para reflejar el costo de compra de servj_cios eléctricos a EGAT, más un cargo por pérdidas, para seraplicado a la demanda máxima durante el pico de EGAT de6:30 p.m. a 9:30 pin, ,

c) La u l t i m a componente sería un cargo por kw, para cubrir loscostos de capacidad de MEA, para ser aplicado durante elpico de trece horas de MEA de 8:30 a.m. a 9:30 p.m. Se a-grega que si los períodos de pico de EGAT y MEA coincidí^ran sería fácil agrupar los dos 01 timos ítems en uno solo.

Luego se propone una alternativa a esta tarifa asi compuesta,que en opinión del autor sería una mejor opción, y es: mant£ner las tres componentes pero repartir los costos por capa-cidad sobre los kwh consumidos durante las horas de pico. Seafirma que esta es una alternativa más adecuada porque losconsumidores entienden mejor los cargos por kwh que los car-gos por kw de demanda máxima, además de que altos cargos porkwh proporcionan un incentivo más persistente a los consumi-dores para economizar durante los períodos de pico, del que

36

proporcionan los cargos por kw de demanda máxima. Esta al-ternativa se descompondría de la siguiente manera;

a) durante horas fuera de pico la tarifa básica por energía,b) durante el pico de trece horas de MEA en 26 días del mes

este primer cargo se incrementaría con el costo por kw men-sual d i v i d i d o para el número de horas de pico al mes. Pe-ro durante el pico de EGAT de tres horas se agregaría ade_más un cargo para reflejar los costos de comprar capacidada esta institución, incluyendo el factor de pérdidas.

En cuanto a los consumidores residencial es y pequeños loca-les comerciales se refiere, se sugiere una tarifa monomia re_lacionada al kwh. Puesto que el diseño de una tarifa bino-mia implicaría incurrir en gastos de medición innecesarios d^da la poca cantidad de energía consumida; gastos que el au-tor afi rma podrían ser afrontados únicamente en el "Reí no delos Estados Unidos. "

Para el cálculo mismo de las tarifas primero se ll e g a a esta_blecer un costo mensual para cada nivel de voltaje, luego sem u l t i p l i c a este costo por una relación que toma en cuenta elcrecimiento en kws con respecto a cada kwh diario (este fac-tor se muestra en la tabla 3.5.), dividido para 30,5 días delmes, a este valor obtenido se agrega el costo de kwh.

Así se llega a establecer una tarifa para consumidores resj_denciales y pequeños comercial es, obteniendo costos margina-les promedio. El autor denota que esta tarifa no es confia-ble ya que los factores mostrados en la tibia 3.5 no son exac-tos, puesto que para obtener val ores confiables es necesariodisponer de curvas de carga diarias para cada clase de consj¿midor de tal forma que la contribución de cada uno al picopueda ser determinada. Se recomienda que tomando en cuenta

37

la distribución de los ingresos se debería establecer una t¿

rifa basada en lo siguiente:

a) utilizando los valores obtenidos en la investigación de

carga, el n i v e l marginal promedio deberá calcularse en la

forma sugerida antes,

b) Este promedio e información acerca de costos de consumidor

deberán ser usados cuando se decida por tarifas relaciona^

das a kwh que reflejen los costos aunque se pueden hacer

ajustes sobre o bajo los costos marginales, o se pueden

introducir tarifas por bloques de energía, en base a con-

sideraciones sociales. Estas recomendaciones deben ser £

plicadas únicamente para tarifas de kwh di señadas para con-

sumidores pequeños.

Para consumidores grandes conectados a bajo voltaje una ta_

rifa opcional considerando el instante del día se conside_

ra como una buena alternativa.

38

3.3. METODOLOGÍA EMPLEADA EN KENYA

El resumen de este estudio se obtuvo de una publicación hj?

cha por INTERNATIONAL BANK FOR RECONSTRUCCIÓN AND DEVELO^

MET, INTERNATIONAL DEVELOPMENT ASSOCIATION - ENERGY, WATER

AND TELECOMMUNICATIONS DEPARMENT - PUBLIC UTILITIES NOTES ,

su título es KENYA, ELECTRICITY TARIFF STUDY, p u b l i c a d o en

Junio de 1978, este estudio fue preparado por R.W. Bates.

Fundamentalmente los objetivos del estudio son:

1.- Anal i zar los costos increméntales de generación, tran^_

misión y distribución en Kenya, en diferentes lugares

tiempo y voltajes; y para diferentes consumidores en elper-odo 1977-1986.

2. - Derivar una tarifa que refleje estos costos» y

3. - Introducir un número de condiciones y metas que puedenhacer necesario el modificar esta tarifa de acuerdo alas circunstancias de cualquier país.

Para el análisis se empieza con un estudio de lo que const_i_tuye el sistema interconectado en Kenya. En este estudio fu_n

damentalmente se observan las variaciones en las demandas deenergía y capacidad» a partir de curvas de carga y de info_r

mación acerca de los kilovatios - hora consumidos. En elsistema interconectado de Kenya se observa una variación

mensual tanto en el consumo de energía como en la demanda de

capacidad. La variación estacional se le considera de pocasignificancia.

La capacidad instalada en la actual i dad de las plantas degeneración es de 325 Mw, consistentes de 163 Mw en unidades

hidráulicas, 97 Mw en turbinas de vapor, 30 Mw en turbinas

de gas y 35 Mw en diesel.

39

En cuanto a líneas de transmisión y distribución se tiene

1440 kms de líneas de alto voltaje (275, 132, 66 kv),

5870 kms de líneas de voltaje medio (40, 33, 11 y 10 kv),

1900 kms de líneas de bajo voltaje y 4100 transformadores de

distribución con un total de capacidad instalada de 445 MVA.

Estos datos son totales combinados del sistema interconecta-

do y de los sistemas aislados.

En cuanto al volumen de almacenamiento se dice que es muy pe^

queño y por lo tanto el grado de regulación es muy limitado.

Existen dos estaciones de aguada (Abril-Junio y Noviembre

Diciembre), y dos estaciones secas (Enero-Marzo y Julio-0ctu_

bre), cada año.

El pico de flujo del Rio Tana que es donde están ubicadas la

mayoria de las plantas hidráulicas, ocurre en Mayo, este flj¿

jo tiene un volumen mucho mayor que el que se tiene en Noviem-

bre. Por esta razón las plantas h i d r á u l i c a s son operadas detal manera que la generación térmica es mantenida en un mínj_

mo y al mismo tiempo se asegura con un grado aceptable de pro

habilidad que el reservorio principal se vuelva a llenar complétame^te antes del comienzo de la estación seca.

De las tari fas existentes mostradas en l a t a b l a 3.1 se des-

taca; que existe una amplia variación en los ingresos prome^

dio recolectados de las diferentes categorías de consumidoresComo resultado se tiene que los grandes consumidores doméstj^

eos y los grandes industriales son subsidiados mientras que

los pequeños consumidores, y posiblemente más pobres, paganmás por el kwh que todos los demás abonados. La clasifica-

ción de los consumidores en muchos casos es arbitraria y nocorresponde a los costos del suministro. La ausencia comple^ta de precios relacionados al instante del día significa que

40

haya pocos incentivos para consumir en las horas de fuera

de pico.

Las tarifas existentes no toman en cuenta la variación de

los costos de acuerdo a la posición geográfica.

Para el estudio mismo de las tarifas se señala un marco de

referencia que se describe a continuación:

Método A: (para consumidores con un consumo mensual de me_

nos de 7000kwh)

Un cargo fijo mensual debido a costos por consumidor y un

cargo simple por enegía.

Método B_: (para consumidores con un consumo mensual de

7000 a 100000 kwh)

Como en el método A hay un cargo fijo para ref1 ejar cos-

tos por consumidor, no obstante los grandes consumidores

deberán pagar un cargo por kVA de máxima demanda y una ta_

rifa única por kwh. Se considera además un descuento de

acuerdo al nivel de voltaje al que este conectado el con-sumidor, y una multa relacionada con el factor de poten-cia.

Método C_: (para consumidores con un consumo mensual que e,x

cede 100000 kwh)

Estos consumidores serán sujetos a sistemas de medida que

tomen en cuenta el instante del día. Durante el pico delsistema habrá un cargo mensual por kVA de máxima demanda,y un cargo por kwh de máxima demanda. Durante las horas

de no pico habrá únicamente un cargo por energía mas bajo

haya pocos .i n cent i vos para consumir en las horas de fuera

de pico.

Las tari fas existentes no toman en cuenta la variación de

los costos de acuerdo a la posición geográfica.

Para el estudio mismo de las tarifas se señala un marco de

referencia que se describe a continuación:

Método A: (para consumidores con un consumo mensual de me_

nos de 7000kwh)

Un cargo fijo mensual debido a costos por consumidor y un

cargo simple por enegía.

Método B: (para consumidores con un consumo mensual de

7000 a 100000 kwh)

Como en el método A hay un cargo fijo para reflejar cos-

tos por consumidor, no obstante los grandes consumidores

deberán pagar un cargo por kVA de máxima demanda y una ta_

rifa única por kwh. Se considera además un descuento de

acuerdo al nivel de voltaje al que este conectado el con-sumidor, y una multa relacionada con el factor de poten-

cia.

Método C_: (para consumidores con un consumo mensual que ex^

cede 100000 kwh)

Estos consumidores serán sujetos a sistemas de medida quetomen en cuenta el instante del día,, Durante el pico del

sistema habrá un cargo mensual por kVA de máxima demanda,

y un cargo por kwh de máxima demanda. Durante las horasde no pico habrá únicamente un cargo por energía mas bajo

y el medidor de máxima demanda no registrará. Estos con-

sumidores también pagarán un cargo por consumidor y esta-

rán sujetos a descuentos de acuerdo al n i v e l de voltaje

también, tendrán multas de acuerdo al factor de potencia.

Método D: (suministro fuera de pico especialmente para ca^

lentamiento de agua y para bombas de riego)

Este método será similar al presente método, con un car-

go simple por energía y un cargo fijo por consumidor. Se

eliminará el cargo mínimo.

Método £: ('- 1 umi nací ón pública)

Se api i cara una tarifa única por kwh para toda la 11 umi na_

ción publica.

No se recomiendan variaciones estacional es en la nueva t¿rifa puesto que no hay una significativa variación esta-

cional en la demanda, y la terminación de un nuevo reser-

vorio ya en construcción permitirá la regulación de flujo

del RIO TANA, lo que significará un costo marginal de e-

nergía que no variará con las estaciones.

Las tarifas que se cobran por la energía eléctrica sumi-

nistrada al personal de la empresa no serán examinados.

Este aspecto se considera como un problema interior de laempresa.

La tasa por energía estará sujeta a una cláusula de ajus-

te por el costo de combustible, al menos hasta que el si£

tema de finane i amiento de EAP&L (East African Power and

Lighting) ]_/ sea menos vulnerable al aumento en los pre-

cios del petróleo.o en caso de producirse un aumento en

l/ EAP&L es la compañía que suministra los servicios eléctricos enKenya

la generación térmica debido a una variación impredeci-ble en los flujos del río.

Cálculo de los costos i ncrementales:

Los costos de proveer la demanda adicional de electricj_dad se clasifican como costos incrementales por energía,costos increméntales por capacidad y costos increménta-les por consumidor. Puesto que los costos totales de-penden del voltaje al cual el consumidor recibe el ser-vicio, se definen tres voltajes de suminsitro: voltajeextra alto (132 kv, y 66kv), alto voltaje (33 kv, y kv) ybajo voltaje para suministros a 0.4 kv o menos. Todoslos costos de cap i tal son expresados en precios de 1976y los costos del intercambio internacional se los ha pues^to en precios sombra con una tasa de 1.2 veces el cam-bio oficial. El precio del petróleo que se toma es elde Abril de 1977.

Costos de energía:

Para el establecimiento de los costos marginales de ener^gía se tiene como base el hecho de que los costos margi-nales de energía en Kenya dependerán de las condicioneshidrológicas en cu a l q u i e r año. Después de la terminaciónde un nuevo reservón'o en el Río Tana, únicamente las plartas térmicas más eficientes (de las que operan en Momba-sa, la región más industrializada, y donde se utiliza lamayor parte de la energía térmica), serán utilizadas endeterminados años secos, el resto de plantas térmicas permanecerán como "standby" !_/. Un estudio que se hizo enun modelo de simulación sugirió que la p r o b a b i l i d a d de u

l/ standby: Reserva

tilizacion-.de energía térmica durante cualquier año seria a-proximadamente del 30%. La variación estacional no se toma

en cuenta porque es muy pequeña. Por lo tanto de esto se de-

duce que el valor esperado de los costos marginales de ener-

gía, a largo plazo, sería el valor del combustible sopesadopor la probabilidad de u t i l i z a c i ó n de la energía térmica.

El cálculo de los costos se hizo utilizando los precios de

mercado y los precios sombra, para los diferentes niveles devoltaje, ajustando los valores obtenidos por un porcentaje de

pérdidas en el cual se incluye el consumo de los servicios

auxiliares para generación. Estos porcentajes son: 6%, 4.4%para EHV. HV, y LV respectivamente. 2_/

En cuanto al cálculo mismo de los costos marginales selorea^

liza de la manera siguiente:

Se toma como referencia el costo del combustible por tonela-

da métrica en una de las estaciones térmicas, precios refe-

renciales que se toman en precios de mercado y precios som-

bra. Luego tomando en cuenta el rendimiento de las plantas

trabajando al 75% de carga, y considerando el plan de genera_

ción futura se real iza un promedio de la cantidad de combus-

tible necesario por kwh. Teniendo este último v a l o r y e l cos_

to por tonelada métrica de combustible se muí tiplica estos en-

tre si, y a su vez el resultado de esta multiplicación por laprobabilidad de utilización de la energía térmica al año. Es_to para precios de mercado y precios sombra.

Costos de Capacidad

Para la determinación del costo por capacidad se utiliza la

información de los planes de expansión tanto en generación co-

44

mo en líneas de transmisión, y de acuerdo a este programa y al incremen^

to de la demanda para cada nivel de voltaje se obtienen los

costos. Puesto que los costos varían con el tiempo se en-

cuentra un promedio anual izado de la manera siguiente:

Cd, . "Cdo (Td, , cdn(1+rJ (1+r)* (l+r)s + (1+rjn

Donde:

C = costo incremental promedio por kw

dt = demanda incremental en cualquier año

n = número de años incluidos en el cálculo

r = tasa de descuento tomada como el costo de oportu

nidad del capital (asumida como 11%)

C = costo de capital actual en cualquier año t.

n d+ ' n r*C I í = £ -— í

(l*r)t_ Valor presente corriente cost. capacd.

^ / 14. y. \ Valor presente corriente deman. incre.t=l u r;

A estos costos de capital se agregan los costos de operación

y mantenimiento, los cuales se consideran ser un porcentaje

de los costos increméntales por Kw a los diferentes niveles

de voltaje. Porcentajes que se han establecido en los valo-res siguientes: para generación 0.7%, para extra alto volta-

je 0.55%, para alto voltaje 2%, y para bajo voltaje 4%.

Se considera que los costos de operación y mantenimiento son

principalmente (aunque no totalmente'una función de la inver-

sión del capital, y que la función misma depende del tipo de planta.

Los costos obtenidos se corrigen por un factor de pérdidas

que se asigna así: 2% para generación, 6% para extra alto vol-

taje, para alto voltaje 4%, y 6% para bajo voltaje.

Costos reíacionados al consumí dor

Se trata como Costos increméntales por consumidor a los cos_

tos de proveer medidores, medidores de lectura» tarifación y

administración. El costo del medidor depende fundamentalmer^

te del tipo de medidor y del voltaje de suministro al consu-

midor. Los costos de lectura de los medidores, tarifación y

administración son aproximadamente los mismos para todos los

tipos de medidor.

Los costos de medición han sido determinados directamente pa_

ra cada método de tarifa, y en ausencia de información ade-

cuada para calcular los otros costos increméntales reí aciona^

dos con el consumidor, se estima únicamente los costos conta_bles promedio para toda EAP&L y se considera que no variarán

durante el periodo bajo estudio. Por lo tanto relacionando

en cada año fundamentalmente sueldos, jornales y almacenamien-

to; tanto del departamento comercial como administrativo, conel número de medidores, se obtiene un costo promedio en lo que

respecta a la administración y otros.

Consi deraciones que se hacen para 11egar £ 1 a tari fa

Se dice que aunque todos los costos de capital han sido expre

sados como costos por kw, hay una considerable d i f i c u l t a d enel contexto del sistema de Kenya en atribuir la componente

de los costos debidos a generación, a kw ó a kwh. Aún más la

expansión en generación, durante el periodo de estudio se es-

pera sea totalmente geotérmica o hidráulica, en tal forma que

los costos di rectos de energía son bajos.

No obstante la proyección de la demanda y del consumo de ener.

gía en el sistema i n d i c a n que las limitaciones energéti cas ac_

tualmente preceden en un año o dos a las limitaciones de ca-pacidad, en tal forma que el cronograma de inversiones es di_

rígido usualmente a los requerimientos de energía. Claramen_

te no sería apropiado el asignar todos los costos de capital

por generación a energía pues esto probablemente sobre esti-

mularía el crecimiento de la demanda máxi.ma.

Se dice ademas en este estudio» que en teoría si se tuviera

información detallada de la elasticidad de la demanda sobre

un rango de precios, se podría calcular los costos incremen^

tales de energía o de demanda máxima a diferentes precios. Es_

to sería el costo de adelantar (o la ganancia de retrazar)el

programa de inversiones en plantas de generación de acuerdo

a como la demanda máxima o consumo de energía varían a tra-

vés de estos diferentes precios. A través de un proceso ite_

ratitivo se podrían establecer eventualmente precios e q u i l i -

brados para energía y máxima demanda, esto es una combinación

de demanda máxima a precios increméntales. En la prácticanose conoce la elasticidad de la demanda a precios hipotéticos(ni siquiera a los precios actuales); por lo tanto la siguien^

te aproximación se ha adoptado, la cual se considera prácti-

ca y prudente: mantener el cargo por la demanda máxima a sunivel presente, puesto que se conoce la demanda máxima y la

tasa de crecimiento que este produce. El cargo por demandamáxima cubrirá todos los gastos de capital, mantenimiento, yoperación de las líneas de transmisión y parte de los gastos

de capital, mantenimiento y operación de generación. Los co¿

tos restantes de generación son convertidos luego a tasas unitarias y combinados con los costos directos de energía. E j

to corresponde a un primer paso del proceso iterativo,el cual

puede ser enfrentado a nivel teórico y tiene la ventaja que

el impacto del cambio de tarifas puede ser observado sin dejs

balancear seriamente al sistema.

A parte de lo enunciado anteriormente se hace referencia a

dos cláusulas especiales que deben tomarse en cuenta. En prj[mer lugar se recomienda la a p l i c a c i ó n de una c l á u s u l a que pejmite el ajuste de los costos de acuerdo a la variación de los

precios y la cantidad de energía térmica que se genere en el

contexto total de todo el sistema; y se desarrolla una fórmjj

la que permite hacer este tipo de ajuste. No obstante se an_o

ta que el uso de la cláusula para el ajuste de costos por la

variación de los precios del combustible puede, traer como co_n

secuencia la distorsión de la tarifa a través del tiempo ypor lo tanto se recomienda la re v i s i ó n periódica de las t5rj_

fas. Esto se produce porque el ajuste opera únicamente en los

cargos por unidad, por lo tanto deteriora el equilibrio en-

tre costos por capacidad y costos por energía, exagera la

significancia de la componente de los costos por combusti -

ble en los costos totales, en un período de largo plazo.

La cláusula de ajuste por costo de combustible debe aumentar

la tasa de energía de la tarifa en la diferencia entre el ODS_to actual por unidad generada en cualquier período de medida

.y la tasa base de energía utilizada en la tarifa, esto es:

__ v_Ci GÍ1-L

A8

Donde:

Cj = costo actual de combustible para la planta tipo i.

Gj = generación actual por la planta tipo i.S^ = consumo específico de combustible por la planta tj_

po i.G = total de todas las unidades generadas por las esta_

ciones conectadas al sistema, incluyendo estacio-

nes h i d r á u l i c a s e importaciones.

eb = tasa base de energía en la tarifa antes de las pér_

di das.L = proporción de unidades pérdidas entre el generador

y el consumidor. Para extra alto voltaje 6 %, para

alto voltaje 9%,' para bajo voltaje 13%.

La segunda cláusula es una que permite el ajuste de acuerdo

al factor de potencia de los consumidores. Con respecto a es_to se dice que aunque sería posible calcular los costos adi-

cionales impuestos a EAP&L por cualquier consumidor cuyo fac-tor de potencia tiene un valor menor que el del óptimo econó-

mico, en la práctica es necesario usar una fórmula universal

que pueda ser aplicada a todos los consumidores. Pero debi-

do a la diversidad de consumidores tal fórmula» no importa

cuan elaborada, puede ser muy inexacta en algunos casos.

Por esta razón en vez de desarrollar una fórmula con la cual

se pudiera imponer multas de acuerdo al costo incremental, se

sugiere un método más simple que señale a los consumidores'con bajo factor de potencia que deben mejorarlo.

Un primer tipo de señal sería diseñar las tarifas de tal for-

ma que los consumidores sean cobrados en KVA antes que en kw,

como sucede en este caso con los consumidores del método B yC. Otra forma de señal sería aumentando los cargos por ener-

gía aplicados. Por ejemplo, donde el factor de potencia de

algún consumidor cae bajo un valor designado, un recargo pue_

de ser impuesto, tal que el pago por energía consumida en ca^da período de lectura del medidor es aumentado en un porcen-

taje por cada 1% completo que el factor de potencia cae bajoel valor designado.

3.4 COMPARACIÓN DE LAS METODOLOGÍAS

Para hacer un estudio comparativo de las metodologías se

drían algunos ángulos de enfoque, pero el que en este caso seva a dar a esta comparación va a ser básicamente con la idea

de establecer semejanzas o diferencias p r i n c i p a l m e n t e en loque se refiere a la filosofía de aplicación del concepto del

costo mar g i n a l , yaque en cuanto se refiere a los algoritmos u-

ti1 izados para encontrar las anualidades, u otros parámetros

éstos son básicamente los mi smos s con ciertas excepciones por

supuesto, pero que finalmente tratan de l l e g a r a una mejor a_

pli cae ion del concepto del costo marginal.

Analizando ya estas filosofías empleadas en el cálculo de los

diferentes costos marginales, en los estudios presentados a-

quí, tenemos que en Colombia por ejemplo para asignarlos cos-

tos de capital a energía (kwh), ó a capacidad (kw), se consj^dera al sistema básicamente térmico, es decir que los costosde obras de generación y transmisión son asignados a capaci-

dad (kw), mientras que los costos de presas y desviaciónesde

ríos son asemejados a costos relacionados con combustible, yasí asignados a energía. En tanto que en el estudio realiza^

do en T a i l a n d i a , para asignar los costos de capital corres-

pondientes al kw y al kwh, se hace un análisis de cuales vana ser las plantas que cubran la demanda marginal, y se llega

a establecer que necesariamente serán las plantas térmicas

50

que quemen fu e"!-o 1 1 , por lo tanto de aquí se determi na que

el kw marginal de demanda va a tener un costo igual al del

kw de capacidad térmica fuel-oil que se instale. Esta a-

proximación esta enmarcada estrictamente dentro de la fil£

sofía del costo marginal. A estos costos de capital por g£

nerae ion se agregan también los costos de cap i tal por las

inversiones a realizarse en todo lo que se refiere a cons-

trucción de lineas, subestaciones, etc. Para real izar el

cálculo del costo por kw se procede a determi nar anual i za_

ciones promedio, durante un periodo de 15 años. Se proce-de de esta manera en consideración de que las inversiones

que en este campo se realizan son muy desordenadas. Asi mis_

mo en bas.e de un a n á l i s i s de lo que sería el despacho de e

nergía en Tailandia, se llega a establecer que el" kwh mar-

ginal de demanda va a tener un costo m a r g i n a l i g u a l al cos_

to del kwh generado en las plantas térmicas que queman fue!

oil. Para l l e g a r a estas conclusiones se hacen obviamente

una serie de asunciones que se consideran v á l i d a s desde el

punto de vista de que son basadas en hechos muy probablesdentro del campo energético descrito para T a i l a n d i a . Estas

asunciones están descritas en el resumen antes presentado

sobre este estudio.

Por otro lado en el estudio que sobre costos marginales se

hizo en Kenya, se puntualiza que a pesar de que los cos-

tos de capital en su totalidad fueron asignados a la demajída de capacidad (Kw), se considera a esta una aproximaciónya que en la real i dad la asignación de los costos de capi-tal a capacidad (kw), ó a energía (kwh), en el contexto del

sistema de Kenya sería muy d i f í c i l . Además esta asignación

no es muy justa, las limitaciones energéticas (kwh) prece-

den en un año a dos a las limitaciones de capacidad (kw).Por otro lado tampoco sería apropiado asignar estos costosen su total i dad a energía, pues esto provocaría un cree i-

51

miento desmedido de la demanda de capacidad. En los

tudios mostrados aquí se hacen aproximaciones y consideraciones muy

importantes para facilitar la realización del estudio, así co_

mo para facilitar su comprensión. Entre estas asunciones te_nemos una que se hace en Colombia en cuanto se refiere a la

elasticidad de la demanda, se considera a esta inelástica,

con el fin de poder establecer costos ig u a l e s a los costos mar^

ginales, considerando que la demanda no va a variar básicamente

con los nuevos precios. En el estudio de Kenya se enfrentaeste problema en cambio, asumiendo que la demanda va a cam-

biar con el establecimiento de nuevos precios; por lo tanto

para obviar este problema se establecen los precios de máxi-

ma demand-a i g u a l e s a los precios actuales, pues se conoce la

variación de esta a los precios presentes. Los costos que no

son cubiertos por estos precios son convertidos a tasas u n i -

tarias y asignados a costos por energía.

En el estudio hecho en Ta i l a n d i a . e s t e problema se lo obvia es

decir que al igual que en Colombia se considera la demanda j_nelástica.

Para la determinación de los costos marginales de Administra_

ción, Mantenimiento y Generales, se procede mas o menos de

forma similar en los tres casos, estableciendo anualidades y

llegando a determinar un costo marginal por kws es decir asicj_

nando estos costos directamente a costos por capacidad. Enel caso del estudio hecho en Kenya a algunos de los costos ae[

ministrativos se los relaciona a costos por consumidor, puesen este estudio a diferencia de los otros, se determina unatarifa trinomia.

Los costos de operación en Colombia se los relacionaron básj_camente a los costos del combustible de las plantas margina-

52

les utilizadas para generar (kwh). Mientras que en el caso

de T a i l a n d i a los costos de operación y mantenimiento de las

pl antas de potencia se los considera constituidos por dos

componentes una v a r i a b l e relacionada al kwh y otra fija re-

lacionada al kw, esta componente v a r i a b l e relacionada al kwh

resulta ser muy pequeña y se la descarta. En kenya los co£

tos de operación y mantenimiento se los considera ser un por

centaje de los costos increméntales de capital por kw, en ca_

da n i v e l de voltaje.

Hay que anotar que en el estudio realizado en Colombia los

costos de operación a n i v e l de d i s t r i b u c i ó n se los asignan

a capacidad a diferencia de lo que se hace para el sistema

interconectado.

En lo que se refiere a los costos por kwh, hay una diferen-

cia fundamental en la forma de c a l c u l o que se u t i l i z a en Ken^

ya con los métodos que se u t i l i z a n en los otros estudios; pues

en Kenya se hace el cálculo u t i l i z a n d o un dato de la probabi_

l i d a d de uso de 1 a generación térmica en todo el año, y este

valor se lo m u l t i p l i c a por el costo promedio de generación de

un kwh térmico,

Este método en realidad lleva a determinar un valor mucho masexacto del costo marginal del kwh a la hora de pico, puesto

que siendo la d i s p o n i b i l i d a d de agua. en. las centrales térmj_

cas una v a r i a b l e aleatoria, la generación térmica que se use

para cubrir el pico de demanda va ha serlo también, por lo tan_

to es necesario hablar de costos de kwh en términos probabi-

listicos, valor esperado y varianza, por ejemplo.

En cuanto a la presentación de cal culos tenemos que decir queen los estudios de Colombia y Kenya, se presentan los resul-

53

tados en una forma más ordenada, y ademas en lo que se refie-

re a alternativas, en el trabajo realizado en Colombia se pre_

sentan resultados considerando precios de mercado y precios som-

bra, teniendo en cuenta también la p o s i b i l i d a d de descontar

ó no la demanda. En el estudio de Kenya se presentan los re_

sultados con la demanda descontada para precios de mercado y

precios sombra. En el trabajo hecho en Tailandia se presen-

tan resultados únicamente en precios de mercado. Esta dife-rencia en la presentación puede deberse básicamente a razo-

nes como las siguientes: la falta de datos en el caso de Taj_

l a n d i a , o Kenya, o simplemente a que el estudio se enfocó más

en sentido teórico, a manera de ensayo.

En la elaboración misma de las tari fas, existen diferencias

fu adamen tal es, disparidades que se dan necesari amenté porque

los estudios fueron elaborados para sistemas diferentes y a-demás la p o s i b i l i d a d de aplicación de estas, en cada uno de

los países que se l l e g a al establecimiento de tarifas, es di_

ferente, al i g u a l que las consideraciones de tipo social, e-conómico, o político que se hacen para su fijación final. Por

ej'emplo en Ta i l a n d i a se decide dejar las tarifas i g u a l e s al

costo marginal, una tarifa trinomia para grandes consumido-

res, y una monomia para pequeños consumidores, especialmentedomésticos. En Kenya se llega al establecimiento de 5 méto-

dos de tari fas, ya descritos, mientras que en Colombia üni ca^

mente se llega a establecer en el estudio, la estructura delos costos marginales.

Finalmente hay que anotar un detalle importante del estudio

hecho en Colombia, en cuanto se refiere a la asignación deco¿tos por capacidad que se hace en las subestaciones con tres

niveles de voltaje, entre los diferentes consumidores de losniveles de voltaje involucrados, es una aproximación muy bue-

54

na> a pesar de que este método u t i l i z a d o en Colombia no res_

ponda con exactitud a la definición del costo marginal, ya

que en realidad se tendría que

9 costos3 consumo por cada n i v e l d e voltaje

nos daría el costo m a r g i n a l .

55

C A P I T U L O I V

METODOLOGÍA PARA EL CALCULO DE LOS COSTOS MARGINALES

4.1. INTRODUCCIÓN

Esta tesis se concibió con la i dea base de que las EmpresasEléctricas Regionales, del tipo escogido para la a p l i c a c i ó nde la metodologías no harían inversiones en la construcciónde nuevas plantas. Pero para el período en consideración lasempresas todavía contaran con generación propia y por lo tari_to se harán inmersiones en este campo de la generación. Parapoder identificar estos empleos de capí tal como una inver-sión se hace necesario establecer si el capital se lo u t i l i -za para mejoramiento del sistema de generación ya existente(esto sería una inversión), o si es un gasto por mantenimieri^to. En caso de no poder hacer este diferenciamiento a partirdel programa de inversiones, se puede adoptar en criterio quetiene INECEL: de que cualquier gasto que se haga en manteni-miento se lo considerará como tal hasta máximo el 25% delcosto total de la obra, pasado este porcentaje deberá consi-derarse como una inversión I/

Tomando en cuenta el aspecto antes mencionado se ha di señadoesta metodología, pero manteniendo el criterio de que los sis_temas regionales no harán inversiones en nuevas plantas de ge_neración de n i n g ú n tipo. Este criterio se asumió partiendode que en el futuro la mayor parte de la demanda será cubiejrta por el Sis tema Nacional Interconectado (1).

l/ Dato obtenido en estudios económicos de la D.O.S.N.I.

56

Se escogió para la aplicación de la metodología a la EmpresaEléctrica de Ambato Sociedad Anónima (E.E.A.S.A.), porque deacuerdo a un estudio realizado por la compañía consultoraEBASCQ, en coordinación, con INECEL, esta empresa eléctrica e^ra la ún i c a que d i s p o n í a de la información necesaria para laelaboración de tari fas. ]_/

La E.E.A,S.A,, cuenta con un programa de inversiones hasta elaño 1 985fl elemento de información básico para la elaboraciónde los costos marginales; aunque este estudio o programa deinversiones no es muy especifico en cuanto a la determinaciónde costos marginales se refiere.

4.2, METODOLOGÍA

Antes de empezar el calculo de los costos marginales de unaempresa eléctrica cual quiera, se hace necesario realizar unadescripción del si stema actual y las posibles proyecciones aconstruirse en el período bajo estudio, tratando de hacerloen la forma más escueta posible.

Es importante contar también con un diagrama que permita es_tablecer los n i v e l e s de voltaje, y el tipo de subestacionesy plantas de generación con que cuenta el sistema.

Una vez hecha esta descripción se deben establecer los nive^les de voltaje para los cuales se van a calcular los costosmarginales, esta determinación de los niveles de voltaje sedebe hacer desde un punto de vista más bian general,es decirsin que l l e g u e a ser muy específica, clasificando estos nive^

I/ Este estudio se realizo a base de costos contables.

57

les de acuerdo a voltajes de: Subtransmisión, Distribución

Primaria, Distribución Secundaria ó bajos voltajes. Esto e v i_

tara" que se complique el cálculo de los costos y además setendrá que calcular sólo cierto número de costos.

La clasificación de estos niveles de voltaje queda más en las

manos y el buen criterio de la persona que vaya a hacer el

cálculo de los costos marginales, y el diseño de tarifas a ba_se de estos costos.

Es necesario elegir además un periodo en el cual se va a rea_

Tizar el estudio, al mismo tiempo que dentro de este período

se debe establecer un año base, por lo general se elige como

tal al año en que se realiza el estudio, o el inmediatamente

anterior. Ya que el estudio de costos marginal es de distribu^

ción se hace a largo plazo el período se deberá establecer enpor lo menos 4 ó 6 años.

4.2.1. Calculo de los Costos por Capacidad

Inversiones en expansión y mejoras del sistema de d i s t r i b u -

ción.

Asumiendo que dentro de los planes de la empresa eléctrica

constan inversiones en generación, el a n á l i s i s de los costos

marginal es por capacidad, ha de empezarse ordenando la i nfor.mación que se tenga, de tal forma que se pueda determinar con

claridad el monto de las inversiones en este rubro, y en ca_

da uno de los años del período bajo estudio. Así mismo debe_rá continuarse con el ordenamiento de la información con res_

pecto a las inversiones planificadas para el período en: sub^estaciones, líneas, transformadores, capacitores, etc.,.,ubj_cando estas inversiones de una forma clara en cada nivel de

58

voltaje, de los ya déte rm i nados con anterioridad para el estu^

dio.

Por otro lado se hace necesario conocer la demanda incrememtal

de potencia por n i v e l de voltaje, considerando el factor de

pérdidas a la hora de pico de cada n i v e l , es decir que para

determinar estas demandas increméntales, se deberá proceder a_sí:

Demanda Bajo Voltaje (DBV) = A fp - x

Demanda Distribución Primaria (DDP) - B fp = y

Demanda Subtransmisión (DS) = C fp = z

Demanda Total Incremental Bajo Voltaje = A

Demanda Total Incremental Distribución Prima ría = (A.x) + B

Demanda Total Incrementa! Subtransmisión =((A.x) + B) y + C

En la práctica es deseable obtener estimaciones de la demanda

para diferentes categorías de consumí dores y en los diferentes

ni v e l e s de voltaje, a la hora de pico del sistema, por medio

de investigaciones de carga a base de factores de coincidencia

y factores de carga (5).

De no tener la información necesaria para estimar la demanda

incremental utilizando el procedimiento anterior se lo puedehacer m u l t i p l i c a n d o el incremento de consumo promedio de ener^

gia diaria por un factor de carga diario.

Los incrementos de demanda en cada nivel de voltaje se deberánestablecer sin descontar, es decir: considerando que el valor

59

de la demanda en los años subsiguientes al año escogido como

base tiene el mismo valor en este año como en el futuro.

Una vez que se tenga la información bien ordenada tal que se

pueda identificar con facilidad las inversiones que se p l a -

nean realizar, durante el período de estudio, en cada nivel

de voltaje, se procederá al cálculo mismo de los costos mar-

ginales de la forma siguiente:

1.- Se trae a valor presente cada una de las inversiones por

nivel de voltaje, utilizando la siguiente fórmula:

P = S

Donde:P = valor presente

S = costos de capital en cualquier año n

i = tasa de oportunidad del capital

n = número de años desde el año base al año en que se

realizará la inversión.

2.- Puesto que se realizan inversiones en los diferentes ni-

veles de voltaje en objetos que tienen diferentes perio-

dos de v i d a ú t i l , el siguiente paso será hacer un suma-torio de los valores presentes de las inversiones, por i_

tem. ]_/

3.- Con estos sumatorios de los valores presentes se procedeal cálculo de la inversión por kw. , de demanda incremen_

tal. Para esto se d i v i d e el sumatorio de las inversio-

nes para la demanda incremental total (considerando pér-

didas) del nivel de voltaje en.el cual se va a utilizareste objeto.

l/ ítem u objeto, es decir en el campo eléctrico sería por e_jemplo: una línea, un transformador, ete .

60

t = 1 PtDeman. Increm. del n i v e l de voltaje

El valor Z se calcula para cada ítem

4.- Con la obtención de los valores Z se procede luego a laanual izacion de estos, sobre un periodo igual al de la

vida útil del objeto. Se utiliza la siguiente fórmula:

R = Z i (1+i)n

(1+1)"-!

Donde:R = a n u a l i d a d en s/. por kwi =. tasa de oportunidad del capital

n = vida ú t i l del objeto en el cual se invierte

Los períodos de vida ú t i l de cada uno de los elementos pue-

den ser obtenidos a partir de la tasa de depreciación que ha_

ya impuesto la empresa eléctrica para cada uno de ellos, o

del Reglamento para la fijación de Tari fas de los ServiciosE l é c t r i c o s p u b l i c a d o p o r I N E C E L .

5.- Con las anualidades R, luego se hace un sumatorio de es-tas en el nivel de voltaje respectivo, y así se obtiene

el costo marginal por kw, anual, en los respectivos niveles.

Estos costos así obtenidos, son costos por capacidad debi-

dos a inversiones en expansión.y mejoras del sistema de di£tribución. Costos sin pérdidas.

En la actual i dad los costos por capacidad están dados por eltotal de las inversiones tanto en generación como en mejo-

61

ras y expansión del sistema de distribución. En el futuro es-tos costos de capacidad van a estar integrados por el costodel kw comprado al S.N.I. ajustado por pérdidas, más el costokw debido a la expansión del sistema de distribución.

Costos de Administración y Generales

En cuanto a los costos de Administración y Generales (A.G.),se debe primero tratar de determinar los costos de A.G. delsistema de distribución urbano. Se puntualiza que deben serlos costos del sistema urbano, puesto que en los planes de e_lectrificación del país, las empresas eléctricas Regionalesvan a tener a su cargo la electrificación rural, por lo tan-to dentro de los gastos totales de A.G. de la empresa van aestar incluidos los costos de A.G. debidos a la electrifica-ción rural .

En caso de que no pudiera hacerse una determinación exactade los gastos de A.G. debidos únicamente al sistema de dis-tribución urbano, se hará necesaria la utilizacion de un fa£tor de as i g n a c i ó n de estos costos, factor que se podría obt£ner relacionando el Incremento Total de Demanda de Capacidaddel Sistema Urbano (IDUT), al Incremento de Demanda de Capa-cidad del Sistema R e g i o n a l , en todo el período bajo estudio(IDST).

F = IDÜTIDST

Obviamente esta asignación de costos a base de un factor ob-tenido de esta manera no cumpie exactamente con la filosofíadel costo marginal pero permite al menos tener un valor rela^cionado con el incremento de la demanda urbana. Por otro la_do esta aproximación esta considerando que los costos por kw

62

de A.G. del sistema rural, son iguales a los costos por kw

de A.G. del si stema urbano, cosa no necesariamente cierta.

Esta identificación de los capitales empleados para el ser-

vicio urbano, debe hacerse tanto para las inversiones (vehí-

culos, equipos, herramientas), como para el capital emplea-

do en forma an u a l , para cubrir sueldos, comisiones, etc.

A las inversiones en administración se les da un trato simj,

lar al que se les da a las hechas en expansión y mejoras del

sistema de distribución, con la par t i c u l a r i d a d de que estos

costos se asignan al n i v e l de voltaje más alto del sistema.

Al capita-1 empleado en los gastos anuales de administración

y generales se los asigna también al nivel de voltaje mas al^

to,. pero en este caso puesto que no se trata de una inver-

sión debe encontrarse el incremento total del gasto en A.G.,

en el período , con respecto al gasto realizado en el año ba_

se, comparación que debe hacerse obviamente con los val ores

presentes. Una vez détermi nado este incremento se lo di vi -

de para el total de incremento de demanda de capacidad del

sistema, y se anualiza el valor Z que se obtenga sobre un pe^

riódo igual al tomado para el estudio, con la misma tasa de

descuento empleada para las inversiones.

Los costos de A.G. se asignan al voltaje más alto del siste_

ma de distribución para así lograr que todos los consumí* do-

res paguen por este rubro, ya que son todos los usuarios delsistema los que o b l i g a n a emplear este cap i tal para su ser-

vicio. Este no es un criterio ajustado a la expresión mate_mática pura del costo m a r g i n a l , pero dada la i m p o s i b i l i d a d

de determinar los costos marginales por consumidor se creeque esta es una práctica justa.

63

Costos de Operación y Mantenimiento

Para ca l c u l a r estos costos marginales de Operación y Mantenj_

miento (O.M.)» debe identificarse así mismo como en el casode los costos de A.G., los costos debidos únicamente al sis-

tema urbano. En caso de tenerse el monto total de gastos se

aconseja hacer uso del factor F encontrado anteriormente.

Luego se hace la asignación de los costos de O.M. del sis te-

ma urbano a cada nivel de voltaje, para hacer esto se toma-

rá la demanda incremental i n d i v i d u a l de cada n i v e l , es de-

cir: A, B, C, y se dividirán para el incremento total de la

demanda (A+B+C), este factor asi obtenido para -cada n i v e l

(G), se m u l t i p l i c a por el monto total de los gastos de O.M.

para obtener el gasto en los respectivos n i v e l e s de voltaje.

Para obtener el valor Z se divide el gasto anteriormente caj_

culado para la demanda incremental total, de cada n i v e l de

voltaje, considerando pérdidas. Después se anual iza Z so-bre un período igual al del estudio.

Dentro de estos costos de O.M. se debe tener en cuenta - tam-

bién los costos fijos de las plantas marginales del sistema

(mientras exista generación propia), puestos estos costos es_

tan relacionados directamente con el kw. Para el cálculo se

toma el valor esperado de estos costos por año y se lo divi_de para la capacidad .'en kw de la planta. Estos costos debe_

rán asignarse a todos los usuarios del sistema. Este últimocosto de operación en el futuro no será necesario establece^

lo, dado que la demanda de capacidad de los sistemas regiona_

les será cubierta por el S. N. I.

64

4.2.2 Calculo de los costos por energía

- Costos a la hora de pico

Los costos marginales de energía a la hora de pico se obtie-

nen de estudiar los costos de generación, de las plantas que

se u t i l i z a n para cubrir el pico (generalmente plantas térmi-

cas a diesel, en nuestros sistemas regionales pequeños).

Para el estudio del costo del kwh es necesario establecer un

promedio ponderado de los rendimientos de las plantas térmi-cas (si hay más de una), a usarse para cubrir el pico, de a-

cuerdo al. porcentaje .con el que va a contribuir cada una en

la cobertura del pico. Generalmente las empresas" eléctricas

establecen un rendimiento de las plantas por año, en conside_ración de' que estos rendimientos van bajando por el uso, por

lo tanto se pueden calcular valores de kwh en cada año, ó si

se prefiere se puede obtener un rendimiento promedio para el

período, y hacer un cálculo del costo marginal por kwh, para

todo el período. Pero se. cree que es más conveniente el ha-

cer el cálculo año a año, del costo del kwh marginal, para a_

sí poder tomar en cuenta la disminución de los rendimientos

y el aumento de los costos del combustible.

Los costos obtenidos por kwh deben ser ajustados por un fac-

tor de pérdidas de energía a la hora de pico, para cada ni-

vel , y así obtener el costo por kwh en el n i v e l respectivo.

Dentro de los costos marginales a la hora de pico por ener-

gía, se deben considerar los costos por almacenamiento de cojn

bustible y los costos variables debidos a la operación de las

plantas que cubren el pico, a estos costos anuales se los dj_vide para los kwh que se espera generar en el año, y así se

obtiene un costo por kwh; pero por lo general este costo re-

65

sulta ser muy pequeño, en relación con los costos causados

por el uso del combustible, y por lo tanto casi siempre se

1 o descarta.

- Costos a la hora fuera de pico

Los costos marginales de energía para horas fuera de pico se

establecen usualmente de determinar los costos por kwh délas

plantas menos eficientes operadas en estas horas. Excepcio^

nes de esta generalización ocurren cuando las plantas menos

eficientes tienen tiempos de arranque largos y son requeri-

das en el siguiente período, entonces son operadas antes en

el orden de carga que las plantas más eficientes (4).

En realidad este a n á l i s i s no es necesario', si se toma en cuen_

ta que para nuestro medio en el futuro cercano la energía de

semibase va a ser cubierta casi en su total i dad por el S.N.I.

entonces se tendría como costo de energía de fuera de pico el cos_

to del kwh comprado al S.N.I., este costo deberá ajustarse

por un factor de pérdidas correspondiente, para obtener el

costo kwh en el nivel de voltaje respectivo.

4.2.3 Cal culo de 1 os costos por consumidor

Estos costos son los que son fácilmente atribuibles al con-sumidor.

Los costos por consumidor consisten de gastos no periódicos,

y de gastos periódicos. Los costos no periódicos son los a_

tribuíbles a objetos tal es como acóme ti da, medidores y manode obra para la instalación. Estos costos pueden ser cobr^

dos al consumidor de una sola vez o distribuidos en pagos p£

ra algunos años (4).

66

Los costos periódicos por consumidor se deben a lectura de me^

didores, tarifacion y a los gastos administrativos del depa£

tamento de comercialización de la empresa. Los costos períiD

dicos en ausencia de información para poder determi nar 1 oscos_

tos increméntales, se los puede asignar como un costo firme,

establecido a partir de un promedio obtenido del total de gas_

tos d i v i d i d o para el número de medidores.

4-2 .4 Costos marginal es totales

Los costos marginal es total es anuales por capacidad se obti£

nen de sumar Ijs costos marginales por año debidos a las in-

versiones en: generación, líneas de subtransmisión, redes de

distribución, subestaciones, A.G., O.M,, e te., esto para cada nj_

v e l d e v o l t a j e .

Estos costos por aumento de capacidad en potencia se los a-

signa a los usuarios del periodo de pico, como un cargo por

kw a la hora de pico, o se lo puede convertir a un cargo por

kwh de pico, dividiendo el costo marginal total anual por kw

para el número de horas pico en el año, esto también para ca_

da nivel de voltaje.

Los costos marginales totales se los determina por kwh de a-

cuerdo al método expresado anteriormente, para la hora de pjco y para la hora de no pico.

Los costos por consumidor totales son determinados de la fo^ma antes mencionada para cada consumidor.

De tal manera que los costos final es que tendría que pagar unconsumi dor serían:

1.- Un cargo por kilovatios-hora en.las horas de pico

2.- Un cargo por ki1ovatios-hora en las horas de fuera de pj_

co.

3.- Un cargo por costos de consumidor periódicos

Se establece únicamente un cargo por consumidor periódico

pues es práctica de las empresas eléctricas, el cobrar el co¿

to del medidor, de la acometida, y de su instalación, previo

a su instalación, ó por medio de un cargo fijo total.

4.3 ASIGNACIÓN DE LOS COSTOS DE CAPACIDAD Y ENERGÍA ÉNTRELOS

CONSUMIDORES DE DENTRO Y FUERA DEL PICO. (4)

Considérese un sistema totalmente térmico de generación, que

tiene una curva de duración de carga (CDC) mostrada en la fJ_

gura 4.1. Hay únicamente dos tipos de planta cuyas caracte-

rísticas de costos linealizadas están dadas en la tabla si-

guiente, y también en la figura. Se ignora todas las pérdi-

das, margen de reserva, etc.

TIPO DE PLANTACOSTO DE CAPACIDADPOR kw INSTALADO(anual izado)

COSTO DE GENERACIÓNPOR HORA

1. PICO

(Turbina de Gas)

TG.

2.- CARGA BASE

(Vapor)

68

Costo total de un kw que es usado h -horas por año

TG = a + e.h

BASE = b+f.h

Sea H las horas de operación que corresponden al punto de crú_

ce para el cual los costos de la TG y la planta base son igua_

1 es

H = b'ae-f

El uso más económico de las plantas puede ser determinado por

examen de la CDC, OABCEF. Fig. 4.1

1) Para una operación planificada de carga base (esto es mas

de H horas por año) deberá usarse la planta base; Xkw.

2') Para una operación planificada de PICO (esto es menos de H

horas por año) deberá usarse TG; (Y-X) kw

Costos total es de satisfacer la demanda mostrados por CDC son:

Co = X(b+f.t) + (Y-X) (a + e.H)

Caso 1.- tínicamente la demanda de pico crece en un kw (como

muestra el área sombreada AGNB en la fig. 4.1). La

respuesta óptima del sistema consiste en aumentarla

capacidad de TG en un kw.

Costo total anual Cl = Z(b+f.t) +((V+l)-X)(a+e.H)

Luego el aumento en costo es: C1 - C o = a+e.H

Este es el aumento en costo por incremento de un kw de demar^da marginal a la hora de pico, y así los usuarios de pico de^

berán pagar este costo.

69

Los costos de pico consisten de:

1) cargo por capacidad = a por kw por año

2) cargo por energía = e por kwh

Se puede ver que el pago de los usuarios de pico=a+e.H es i -

gual al aumento en costos del sistema.

Caso 2.- Únicamente demanda del período fuera de pico aumen-

ta en un kw (como muestra el área sombreada CIJE ,enla fig. .4.1 ).

La respuesta óptima del sistema es agre-jar 1 kw más de la plar^

ta de base. Pero ahora se requiere un kw menos de TG que ar^tes.

Costo total anual C2 = {X + l ) (b + f .T}+(Y-(X+l) )(a + e. H)

Luego el aumento en costo es:

C2-Co = (b+f.T)-(a+e.H) = (b-a)+(f-e).H+f(T-H)

Substituyendo H por ~ae-f

C2-Co = (b-a) + (f-e)(b-a)/(e-f )+f(T-H) = f(T-H)

Por lo tanto el aumento de costos debido a 1 kw de aumento dedemanda fuera de pico es = f(T-H) y esto es lo que debe pa-gar el usuario. No hay cargo por capacidad.

Caso 3.- Demanda pico y fuera de pico aumentan en 1 kw . Es-

te caso es una combinación l i n e a l de los casos I y 2y por lo tanto los cargos al consumidor son:

70

T aGas

T aVapor

Costo total* por Kw

x*1

I *

H

T u r b i n a a gasp e n d i e n t e e

Vapor_. -ipendiente f

H o r a s deOperac ión

Horas porAno

Pico Fuera de pico

Fig. 4.1. Cos tos de P l a n t a y C u r v a de D u r a c i ó n de C a r g a .

COSTOS

MAR

GINA

LES DE

DIS

TRIB

UCIÓ

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do

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72

1) Cargo de capacidad pico: a por kw por año

2) Cargo por energía pico: e por kwh3) Cargo por energía fuera de pico: f por kwh

Este a n á l i s i s puede ser generalizado para un número n de plari^

tas y períodos de tasa, donde los períodos son escogidos pa-

ra c o i n c i d i r con los puntos de cruce económico, entre las dj_ferentes tipos de planta competitivos.

De lo anterior se puede deducir con f a c i l i d a d que los pe-

ríodos de pico y no pico deberán ser escogidos de acuerdo alanálisis de los puntos económicos de cruce» para así poder

optimizar la asignación de los costos. En una forma prácti-

ca en nuestro medio se lo puede hacer del anal i si s de 1 as cu_r

vas de despacho, y la curva de demanda. -

4.4 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA A LA EMPRESA ELÉCTRICA AMBA

TO S.A.

El alcance de esta a p l i c a c i ó n va a estar limitado fundamen-

talmente por la deficiencia de la información, y de su poca

relevancia para el c á l c u l o de los costos marginales.

Tratando de mostrar principalmente como se deben c a l c u l a r l o scostos ma r g i n a l e s de distribución, se ha elaborado las tablasde demanda e inversiones, a base de los datos facilitados

por la E.E.A.S.A.,y la compañía INELIN, con la a y u d a d e c i e r -tas asunciones que se han tratado de justificar de acuerdo a

la d i s p o n i b i l i d a d de información.

Con este antecedente se quiere anotar que los resultados ob-tenidos, no van a ser precisamente exactos, pero si van a es

73

tar bastante aproximados» y ante todo podrán dar una idea g£

neral del costo económico del servicio.

Se llega al establecimiento de los costos por capacidad, y a

su distribución en las horas de pico, transformándolos a cos_.

tos por kwh a la hora de pico, así como también se llega al

cálculo de los costos de energía a la hora de pico. Ademásse

establece el costo por kwh fuera de pico partiendo de los re^

sultados obtenidos en la tesis de grado del Ing. Ramiro Bo-

rrero» para el nivel de 69 Kv.

No se establecen los costos por consumidor periódicos pues no

se disponía de información adecuada para tal efecto. Tampo-

co se toman en cuenta los costos por consumidor no periódi-

cos, pues estos dependen del tipo de medidor, y del n i v e l de

voltaje al cual se va a conectar este, así mismo no se dispo^

nía de esta información.

La E.E.A.S.A. actualmente satisface sus necesidades de poten^

cia y energía, comprando estos servicios al S.N.I.y además

con la u t i l i z a c i ó n de sus propias centrales generadoras. Es-

tas pequeñas centrales son: Miraflores, hidráulica con 1597

kVA; Península,hidráulica 3.750 kvA; Batán, térmica, está u-

bi cada junto a la central Miraflores, su capacidad 7.474 KvA;

L l i g u a , térmica ubicada junto a Península, tiene dos grupos

de 3.125 KvA.

La Empresa Eléctrica Ambato S.A. recibe actualmente energía

del S.N.I.a través de la subestación Ambato que entrega ener^

gía a la empresa a 69 kv.

Las pequeñas centrales que posee la empresa se conectan al si£tema de distribución a 2.4 kv» 4.16 kv, 6.9 kv, y 13.8 kv.

Generac iónHidra'ulica

Generac iónTérmica

138Kv

:1l8Kv

,69 Kv13.8 Kv

S.N.T

rrrr

,13.8 Kv Transformador

220/115 de distribución

nTTTTTTTlAbonados

Diagrama del s i s t e m a de d i s t r i buc ión de la E . E . A . S . A .

(ni ve les de v o l t a j e )

75

P O T E N C I A f KW)!GOOO'

12830

BATAN 4 LLIGUA

B200

O I 2 3 4 5 6 7 8 9 K) II IZ !3 14 15 16 17 18 19 2021 2Z 23^ TIEPO (H«)

Distribución de la Generación en la Curva de Carga

Nota: Tomado del Estudio Integral del Sistema EléctrJ_

co Tungurahua .

76

POTCNCIA(KW)

leoo cr

-- 12850

BATAN 4. LLIGUA

82OO

TIEMPO (US)0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 11 12 22 23

Distribución de la generación en la curva de duración de

carga.

Nota: Tomado del Es tud io Integral del S i s tema E léc t r i co Tují

gurahua.

CUAD

RO N

o. 1

CALCULO

ESTI

MATI

VO DE L

A DE

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RIAL

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IUDA

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AL. (Mwh)

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XIMA

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9293 0.4

2652

1981

10618.3

0.4

3030

1982

12163.7

0.4

3471

1983

13378.8

0.4

3819

1984

14716.7

0.4

4200

1985

16216.7

0.4

4628

Basa

do e

n in

form

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t = 8760

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RIBU

CIÓN

PRIM

ARIA

DIST

RIBU

CIÓN

SECU

NDAR

IA

1980 - 2652

9496

1981 - 3030

10592

1982 - 3471

11823

1983 - 3819

13200

1984 - 4200

14849

1985 - 4628

10688

DEMA

NDA

INCR

EMEN

TAL

EN E

LPE

RIOD

O(TOTAL)

(9887.2xl.07)=10579.3

(7192xl.l}+1976=9887.2

7192

Basa

do en información

obte

nida

del

Estu

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Sistema

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Factores

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Dis

trib

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ción

Primaria

7% y S

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3%.

CD

CUAD

RO No

. 3

INVE

RSIO

NES

EN GENERACIÓN (m

iles

de sucres)

AÑO

PLANTA

BATAN

LLIGUA

MIRAFLORES

PENÍNSULA

1980

5250

— 250

250

1981

3500 —

1982

2500

2500

688

1676

-

1983 - - - -

1984

1200

- - -

1985 - - - -

T E R M I C A H I D R A U L I C A

Basa

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in

form

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n ob

teni

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l Es

tudi

o Económico-Financiero

de la

EM

_

PRES

A ELÉCTRICA AMBATO

S.A.,

peri

odo

1980

-198

5

CUADRO NO. 4

INVE

RSIO

NES

EN SUB

ESTA

CION

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EAS

(miles d

e sucres)

AÑO

RUBR

O

SUBE

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69kv/13.8

kv

LINE

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SUB

TRAN

SMIS

ION

69 K

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S/E

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ISTR

IBUC

IÓN

2.4kv/4.16kv,

4.16kv/13.8kv,6.9kv/13.8kv

REDE

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RIBU

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(abonados

nuev

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DIST

RIBU

CIÓN

SE

CUND

ARIA

(cam

bios y mejoras)

ALUM

BRAD

O PU

BLIC

O

1980

8517 _ 6560

1050

4200

5790

9810

1981

13738

1544

4535

1236

4944

6000

5680

108Z . - 1522

1482

5928

6500

6480

1983 - - . 1690

6760

7000

7430

1984

5031 - - 2000

8000

7500

8200

1985

8186 - - 2376

9504

8000

9430

Basa

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n información ob

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S.A.

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RO

No.

5

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18

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-

19

83

25

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37

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-

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84

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Basa

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rub

ros

po

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cto

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00

CUADRO

No. 6

GASTOS DE

OPERACIÓN

Y MANTENIMIENTO

(miles

de

sucres)

AÑ

OR

UB

RO

MAN

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MAN

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20

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27

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65

89

9

Basa

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E.A.

S.A.

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E.E.

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(2)

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s valores

(2)

se obtienen

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el valor

(1)

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el fa

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G co

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ient

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ra ca

da ni

vel

de voltaje.

00

83

CUADRO No. 7

RUBRO

LINEA A 69 KV

GENERACIÓN TÉRMICA

GENERACIÓN HIDRÁULICA

INV: VEHÍCULOS, EQUIPOSHERRAMIENTAS

ALUMBRADO PUBLICO

SUBESTACIONES 69kv/13.8Kv

REDES DE DISTRIBUCIÓNPRIMARIA (nuevos abonados)

REDES DE DISTRIBUCIÓNSECUNDARIA (nuevos abonados)

REDES DE DISTRIBUCIÓN SECUN-DARIA (cambios y mejoras)

SUBESTACIONES 4. 16kv/13.8kv,2.4kv/4.16kv,6.9kv/13.8kv

INV.: ESTUDIOS *

GASTOS DE O.M. * DIST. PRIMA-RIA (INCREMENTO TOTAL PER.)

GASTOS DE O.M * DIST. SECUNDARÍA (INCREMENTO TOTAL PER.)

GASTOS DE A.G.*(INCREMENTO TOTAL PER.)

Valor presentede los costosde capital(miles s/. )

1379

7111

2111

21621

26088

20108

6107.1

24428.6

24827.05

5262

2248.8

4840

17592.5

0

Demanda incremental totaldel nivel devoltaje resp.

10579.3 kw

9887.2 kw

9887.2 kw

10579.3 kw

10579.3 kw

9887.2 kw

9887.2 kw

7192 kw

7192 kw

9887.2 kw

10579.3 kw

9387.2 kw

7192 kw

10579.3 kw

Costo anualpor kwen S/.

16.03

94.22

26.26

329.03

313.16

258.27

77.827

427.97

434.95

67.589

58.88

135.59

677.15

0

La anualización se hace sobre un periodo igual al de el estudio.

Vida útil: Generación térmica 22,2 años, Generación h i d r á u l i c a

33.3 años Línea 69 kv 33,3 años, Redes de Dist. 27

años, Subestaciones 25 años, A l u m b r a d o p ú b l i c o 25 a_

ños, Vehículos, equipos y herramientas 12 años.

Tasa de descuento: 12% anual.

CUADRO

NO. 8

COSTO

MARGINAL

DEL

kw POR

NIVEL

DE

VOLTAJE

COSTOS

COSTO

MARGINAL

ANUAL

SX / kw

COSTO

MARGINAL TOTAL

A

JUSTADO

POR

PERDIDAS

S/. / kw

COSTO M

ARGINAL

DEL

kwh

POR

AU.

MENTÓ

DE CAPACI.

SUBTRANSMISION

717.1

717.1x1.03=738.61

0.4496

S//kwh

*

DISTRIBUCIÓN

PRIMARIA

65

9.7

(73

8.6

x1

.07

)+6

59

.7=

14

50

0.8

82

8S

//k

wh

*

DISTRIBUCIÓN

SECUNDARIA

1540

(1450x1.1)+1540=3135

1 .9086 S//kwh

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lcul

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s, en

el

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o 1642.5

00Ln

CUAD

RO No.

9

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DEL

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00

CUADRO No.

11

COSTO MARGINAL DEL kwh POR AÑOS PARA

PICO Y FUERA DE PICO

DISTRIBUCIÓN

SECUNDARIA

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(1)

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1

00 <»

89

C A P I T U L O

5.1 CONCLUSIONES

Del estudio de las metodologías desarrolladas en otros países

para el cálculo de los costos marginales y el establecimiento

de tarifas para el servicio eléctrico, a base de estos costos

así como también del desarrollo mismo de la metodología para

los cálculos de los costos de distribución, se ha podido dedj¿

cir que es muy difícil elaborar una metodología de tipo gene-

ral, que pueda ser aplicada a cualquier sistema; pues como se

ha visto existen diferencias fundamentales en la obtención de

cierto tipo de costos, y estas diferencias se deben básicamen^

te al tipo y a la c a l i d a d de información que se pueda obtener.

Por lo tanto de todo lo anterior se puede c o n c l u i r que la me-todología específica depende mucho de la información d i s p o n i -

ble; pero eso si esta debe estar enmarcada dentro de la filo-

sofía del costo marginal en sus lincamientos básicos,

A pesar de que en este trabajo de tesis se ha tratado de es ta_

bler un marco general para e-1 cálculo de los costos margina-

les de distribución, se está consciente de que en algunos ca-sos específicos, para el cálculo de ciertos costos se hará ne^cesar i o modificarla, ya sea para mejorar la calidad del cal ciu_lo por mejor disponibilidad de información; ó porque no sea po^

sible el obtener cierto tipo de información.

En cuanto a la asunción de los factores F y G, se está conscier^

te que no son factores i dóneos, por las razones ya expuestas

90

en el caso del factor F; y porque al hacer uso del factor G

para asignar los costos de redes por nuevos abonados, se es-

tá igualando los costos de redes por kw en todos los n i v e l e s

de voltaje; pero ante t.odo lo que se ha querido es poder ha-cer un diferenciamiento de las inversiones de las empresas,

por niveles de voltaje, antes que por clase de consumidor,

pues en este ütlimo sentido el cálculo de los costos m a r g i n a_

les seria muy d i f í c i l . Se menciona estos factores FyG pues_

to que se conoce que las empresas tienen su información en

forma conjunta y d i v i d i d a por clases de consumidor (las em-

presas que la poseen), ya que todas las empresas actualmente

realizan el c á l c u l o de sus tarifas en base a costos contables.

Por otro lado en cuanto a la aplicación misma de la metodología a laE.E.A.S.A., podríamos decir que esta ha sido la parte más dj_

ficil del trabajo, ya que si bien la empresa posee un estu-

dio integral de su sistema y un plan de expansión, estos es-

tán planificados por clases de consumidor y por áreas. Por lo

tanto este tipo de i nformación no es relevanate para el cál-culo de los costos m a r g i n a l e s , de ahí que se ha visto la ne-

cesidad de recurrir a cierto tipo de "artificios ", para más

o menos establecer los costos que estaban causando únicamen-

te los abonados urbanos (Ambato). Artificios tales como: por.centajes establecidos después de relacionar la carga d e b i d a

a abonados urbanos y a abonados rurales en las subestacio-

nes, a través de ubicar la demanda de cada uno de los circui_

tos conectados a estas, e identificar los circuitos urbanosy los circuitos rurales (en la medida de la información d i s -

ponible); para asignar los costos de estas subestaciones a

los abonados L rbaños.

Por otro lado con el fin de poder mostrar el método se asu-mió que toda la demanda futura industrial, que se calculó,seconectaría al ni v e l de 13.8 kv, cosa que no es necesariamen-

91

te cierta, a pesar que se sabe de la construcción de un par-

que industrial que estará serví do a 13.8 kv, y que se planea

ubicar a la mayoría de la industria en este parque. (13)

En cuanto a la asignación de los costos increméntales de O.M

por medio del factor G, relacionando estos costos a los kws

de demanda incremental en cada nivel de voltaje, antes que a

la longitud de las l i n e a s de d i s t r i b u c i ó n en estos n i v e l e s ,

se lo hizo así por que se cree que al hacerlo de esta manera

se logra que los consumidores de voltaje más alto paguen un

poco más por estos costos, ya que son los industriales y los

comerciantes los únicos que obtienen beneficios económicos

del uso de la energía eléctrica. Además no se disponía de la

información de la longitud de las líneas por n i v e l e s de v o l -

taje.

Con todo este tipo de asignaciones hechas a cada n i v e l de vol_

taje, tanto de la demanda como de las i n versiones, asi gnaci <D

nes si se quiere hasta cierto punto arbitrarias, se obtuvie-

ron resultados que se cree no están muy alejados de la realj^

dad, puesto que se comparó estos con los obtenidos en la te-sis de grado antes mencionada. (15), (los que se podían compa_

rar, los obtenidos para el nivel de 69kv.), y pues los resuj_

tados obtenidos en este trabajo son comparables, ya que no

tienen porque ser i g u a l e s .

A parte de las consideraciones hechas con respecto a la info£

nación, asumiendo que esta hubiese sido de la mejor calidad po_

sible, se debe tomar en cuenta por ejemplo que no se hace un

dif erenciami ento entre el costo del kw para el abonado ya co_

nectado, y el futuro abonado; sino que se obtiene un solo v^lor del kw, asumiendo que los costos de extensión son igua-

les a los costos de refuerzo o mejoras del sistema ya cons-truido, asume ion que se permite con el fin de simplificar el

92

calculo. En el caso de haber la información adecuada para

establecer esta diferencia, son los consumidores nuevos los

que deben afrontar los costos de la extensión, y por otros

basándose en consideraciones de tipo social de acuerdo a su

grado de partícipación.

En realidad este problema no tiene una solución perfecta (5).

Además se considera que la p l a n i f i c a c i ó n hecha se basa en un

modelo óptimo.

También se tiene que anotar que en el caso del alumbrado pú_

blico urbano, se tomó el monto total de las inversiones en a_lumbrado p ú b l i c o urbano, y se lo asignó a la ciudad de Amba^

to.

Aunque se ve por todas las razones expresadas anteriormente,

que una aplicación inmediata del costo marginal de los ser-

vicios eléctricos a tari fas es prácticamente utópi ca,es bien

cierto también que se ve la necesidad de empezar a hacer es_

tudios de p l a n i f i c a c i ó n y operación de los sistemas en ba-

se al criterio del costo marginal, puesto que esto permiti-rá la maximización de los beneficios desde el punto de vi s-

ta económico, y no solamente desde el punto de vista finan-

ciero, permitiendo con este tipo de estudios el poder hacer

una mejor asignación de los recursos entre los diferentes

proyectos que se planeen construir dentro del sector eléc-trico y fuera de él. Esto es prácticamente urgente para pa^

ses como los latinoamericanos que tienen una economía depen^diente y subdesarrol 1 ada, ya que un mejor uso de los recur^

sos permitirá un desarrollo mucho más armónico desde el pun^

to de vista económico y social.

En cuanto a la E.E.A.S.A. debemos anotar que uno de los prin_cipales males que tiene esta empresa desde el punto de vis-

93

ta del costo de la energía, es su alto porcentaje de pérdi-

das, de acuerdo al estudio desarrollado por I N E L I N , este por-

centaje hasta el año 1985 no bajará del 19%, lo cual es real-

mente negativo en un sistema de d i s t r i b u c i ó n como el de la

empresa que máximo debería permitirse un porcentaje de pér-

didas del 15%.

Es necesario que la empresa emprenda en una campaña con ~el

fin de d i s m i n u i r estos porcentajes de pérdidas. Pérdidas queposiblemente no se deben únicamente al mal estado supuesto del

sistema (se conoce de la existencia de 10 y más kms de l í -

nea de alambre g a l v a n i z a d o . Dato I N E L I N ) , sino también al

robo o al pirateo de la energía por parte de los consumí'do-res. Y es necesario mejorar estos porcentajes, porque si se

suma el porcentaje de pérdidas del sistema de d i s t r i b u c i ó n

con más o menos un 10% de pérdidas en el S N I S prácticamente

se pierde el 30% de la energía generada, lo cual s i g n i f i c a

mucho dinero. Son estas pérdidas de distribución las que e_

levan también los costos marginales c a l c u l a d o s para la Em-

presa Eléctrica Ambato S.A.

En el cálculo de los costos marginales se ha incluido las

pérdidas, distribuyendo el porcentaje total de estas entre

los diferentes niveles de voltaje. Aunque al i n c l u i r las

pérdidas en el c á l c u l o de los costos puede que traiga como

consecuencia, que no se de los incentivos suficientes a la

administración para maximizar la eficiencia.

Como una situación particular se quiere comentar, que por e_

jemplo de la observación de las metodologías utilizadas enotros países, se puede deducir que el cálculo de los costos

marginales a nivel de sistemas interconectados es más fá-cil, ya que la obtención de la información requiere de me-nos investigación, y se lo puede hacer más fácilmente, pues losabonados del sistema interconectado son menos. Con esto se quiere de

94

cir indirectamente que ojalá en el futuro, al menos para el

SNI, se trata de api i car el criterio del costo m a r g i n a l tan-

to para su p l a n i f i c a c i ó n como para la tarifación de los ser-

vicios eléctricos.

Se anota que es preciso que los i n d i v i d u o s encargados del su-

ministro de los servicios eléctricos y de su tarifación de-

ben tomar una real conciencia de la importancia de la optimj_

zación de las inversioens, y de la tarifación del consumo de

energía eléctrica en una forma justa, si se quiere realmente

encaminar al país por un sendero de desarrollo.

Se puede -ver con claridad quesi sellega al establecimiento de

tarifas a base del costo m a r g i n a l de una forma p l a n i f i c a d a y

bien explicada al consumidor, esto necesariamente va a traer

beneficios, en primer lugar porque se mejoraría el factor de

carga, d i s m i n u i r í a el incremento de demanda y al d i s m i n u i r e s _

te incremento bajará tabmién la necesidad de inversiones en

expansión.

5.2 RECOMENDACIONES

Las sugerencias que en esta parte se planteen, estarán enfo-

cadas especialmente a dar ciertas ideas para poder realizar

un mejor estudio de los costos marginales.

En primer lugar es necesario emprender en un estudio para áe_

terminar los precios sombra de bienes comerciables y no córner^

ciables. En este caso se cree que el Consejo Nacional de

Desarrollo sería el llamado ha hacerlo, este estudio permiti-

rá tener una mejor idea de los reales costos que representan

para la sociedad las diferentes inversiones que en los pro-

yectos eléctricos se planeen hacer. Si por el contrario en

95

los modelos de pl a n i f i c a c i ó n y operación se utilizan ünicamen^

te precios de mercado, la asignación de construcción y genera_

ción no seria la mas conveniente para la sociedad como un to-

do sino que reflejaría el óptimo para las empresas generado-

ras. (7)

Se sugiere también emprender en un estudio de costos de racio-

namiento de energía, especialmente por parte de las empresas re^

gionales. Pues el conocer el impacto económico d i s c r i m i n a d o

del racionamiento de energía es importante porque perro:te di-

señar los sistemas de distribución de tal manera que el racio_

namiento pueda hacerse también en forma d i s c r i m i n a d a m i n i m i -

zando el costo social global del mismo.

Ya 'que la. metodología diseñada en este trabajo se la orientó

hacia el cálculo de costos marginales de d i s t r i b u c i ó n urbanos,

sería interesante que en el futuro se haga un trabajo enfocan_

do el método hacia todo el sistema regional, incluyendo cos-

tos del servicio de electrificación rural, y tratando de em-

plear precios sombra al menos para la inversión a base de ca-

pitales extranjeros. Desde luego este estudio deberá tomar en

cuenta una característica esencial de la electrificacidn ru-ral, como es el carácter disperso de la carga.

Una de las formas en que le Empresa Eléctrica Ambato S.A., pp^

dría bajar sus perdí das de energía y potencia sería mediantela utilización de un sistema de medida que registre kva. espe_

cialmente para los industriales que van a estar conectados al

n i v e l de 13.8 kv, este tipo d e m e d i c i ó n obligaría a los i ndus_triales a mejorar su factor de potencia, y por lo tanto dismi_

nuirán las pérdidas, al igual que las inversiones en amplia-ción y mejoras, ya que disminuí* ría la demanda.

ANEXO 1

96

Cuadro No. 1.6 PRINCIPALES EMBALSES

EXISTENTES Y FUTUROS

N O M B R E

Tominé

Neusa

Sisga

Muña

Santa Ri ta

M i r a f l o r e s

Troneras

Cal ima

Alto Anchivayá

Prado

. San Francisco

Esmeralda

T O T A L i

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690.0

102.0

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1169.0

140.5

28.5

436.0

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428.0

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635.0

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C A P A C I D A D Ü T I L( G w h )

2510.8

371.6

225.6

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7 2 2 8 . 9

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Salvajina

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1070 .0

8 3 7 . 5

6 7 . 4

134.8

9 7 . 0

1136.7

97

Cuadro No. 1.7 CENTRALES QUE ENTRAN EN OPERACIÓN

DURANTE EL PERIODO 1979-1984

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Ampliaciones ínsula

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Jaguas

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18

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180

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FECHA DE ENTRADAEN OPERACIÓN

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Julio/79

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Enero/82

Enero/82

Julio/82

Julio/83

Julio/83

Julio/83

Enero/84

Julio/84

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Enero/81

Julio/81

Enero/83

Junio/83

Octubre/84

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786

847

3.82

4

Dem

anda

(meg

avat

ios)

870

1.42

1

2.04

0

" 2

.26

5

2.9

80

4.10

0

Cre

cim

ien

to

dede

man

da(m

egav

atio

s )

551

619

225

715

1.12

0

3.23

0

a)

TS

P d

enot

a pr

oyec

tos

de e

xpan

sión

en

tra

nsm

isió

n y

sub

est

aci

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es,

TS

P1-

TSP

3,

tre

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roye

cto

s d

e e

xpa

nsi

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tra

nsm

isió

n;

y C

ST,

la

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So

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E

lectr

icit

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Ge

ne

ratin

g -

Au

tho

rity

o

f T

ha

ilan

d.

o

Tabla 3.4. COSTOS

INCR

EMÉN

TALE

S AN

UALE

S ESTIMADOS

DE C

OMPO

NENT

ES QUE

CREC

EN C

ON.E

L CR

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MAND

A, E

GAT

Com

pone

ntes

de

Cos

to

(mil

lone

s de

bah

ts)

Año

O

pera

ción

1974

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

Tot

ales

55 63 73 79 84 91 98 105

Man

teni

_m

ient

o

27 31 33 36 38 41 44 48

Adm

inis

_tr

ació

n

83 95 108

116

124

134

144

154

Sub

tota

l

165

189

214

231

246

266

286

307

Cre

cim

ient

oan

ual

— 24 25 17 15 20 20 21

Adi

tam

ento

de p

lant

av

ario

s3 7.2

7.7

8.2

8.8

9.4

9.9

10.5

11.0

Cre

cim

ient

oan

ual

tota

l

31.7

33.2

25.8

24.4

29.9

30.5

32.0

207.

5

Cre

cim

ient

oen

de

man

da(m

egav

atio

s)

-_~

194

226

200

225

222

237

256

1.56

0

Cos

tos

™cr

emen

tal ,

anua

les,

(bat

s po

rKw

)

— 163

147

129

108

135

129

125

133b

a) A

nual

idad de

11

por

ciento

apli

cado

a la

in

vers

ión ac

tual

.

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Fuente:

Basado en

in

form

ació

n su

mini

stra

do po

r la

Ele

ctri

city Au

thor

ity

de T

aila

nd.

o Ni

Ta

bla

3

.5.

CR

EC

IMIE

NT

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DE

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OT

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CIA

Y

E

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ÍA

PO

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IVE

L D

E

VO

LT

AJE

E

N

EL

SIS

TE

MA

ME

A

Con

sum

idor

es

1973

ven

tas

por

volt

aje

(mil

i .va

tios

-hor

a)

69/1

15 K

ilov

olt

Indu

stri

al

12/2

4 K

ilov

olts

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dust

rial

Com

erci

alB

ajo

Vol

taje

Com

erci

al

1

Viv

iend

as

Alu

mbr

ado

Púb

lico

Tot

al

4

598,

150

.110

,850

507,

930

.185

,170

705,

900

34,0

00

.142

,000

1976

ve

ntas

(mil

i .v

atio

s-h

ora

)

908,

950

1.68

8,05

0

845,

010

1.97

1,69

0

1.01

4,30

0

46,0

00

6.47

4,00

0

Aum

ento

en

vent

as

dia

rias

(mil

i .w

atts

-ho

ra)

852

1.58

1

923

2.15

5

845 33

6.38

9

Kil

ov

atio

s en

el

pico

dia

rio

(kil

ov

atio

s-h

ora

)

.05

.05

.058

.058

.085

.1

Aum

ento

en

dem

anda

(meg

avat

ios)

43 79 54 125 72 3

Fac

tor

de p

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aspi

co

1.02

1.02

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08

Fac

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1.02

0

1.04

0

1.04

0

1.12

3

1.12

3

1.12

3

Aum

ento

en

dem

anda

EGA

T.(m

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vat

ios)

.

44 82 56 140 81 4

.

407

Fue

nte:

Bas

ado

en i

nfor

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ión

sum

inis

trad

a po

r la

Met

ropo

litan

Ele

ctr

icity

Au

tho

rity

, T

haila

nd.

104

Tabla 3.6. PROYECCIÓN DE GASTOS DE CAPITAL POR NIVEL DE VOLTAGE EN EL

SISTEMA DE MEA. (millones de bahts).

Unidades de Distribuciónpor voltaje

230-Kilovoltios subestaciones230-kilovoltios cables69/115 kilovoltios líneasTotal alto voltaje69/115 kilovoltios subestac.12/24 kilovoltios líneasCapacitoresTotalTransformadores de Distribuc.Líneas de Bajo VoltajeTotal Bajo Voltaje

Proyecciones por año1974

21.35

97.2931.62

2.04

69.9531.33

1975

37.62

74.0460.02

1.95

80.4639.40

1976 T o t a l

35.2266.3647.42

207.9774.5265.52

1.91408.91

83.9143.06

348.11

Fuente: Basado de información suministrada por la Metropolitan ElectricityAuthority» Thailand.

Tabla 3.7. COSTOS MARGINALES DE CAPACIDAD Y AUMENTO DE DEMANDA SISTEMA

DE DISTRIBUCIÓN DE MEA.

Componentes de costo ycrecimiento de demanda

Gastos de capital .(mili . de bahts).Crecimiento de demanda (negativa)Costos marginales de capital porkilovatio (bahts) .Equivalente anual con 11% de anualidad (bahts).Costos de mantenimiento por kilovatio (bahts.).Costos marginales anuales por kj_lovatio (bahts).

Nivel deAlto

Voltaje

207.97399

526

58

1C\U

88

voltaje del12/24

kilovatios

408.908349

1.172

129

^

164

sistemaBajo

Voltaje

348.114200

1.741

192

47

239

Fuente: Basado en información suministrada por la Metropolitan ElectricityAuthority, Thailand.

105

Tabla 3.8. COSTOS MARGINALES TOTALES DE CAPACIDAD

(bahts por kilovatio por mes)

CLI

Al to

12/

Baj

24

0

ENTE

Vol

-Ki

Vol

taje

1 ovatios

taje

SUMINI

74.7 .

74.7 .

74.7 .

STRO EN BLOQUE + DISTRIBUCIÓN = TOTAL

1.02

1.02 . 1.02

1.02 . 1.02 . 1.08

+ 7

+ 21

+ 42

.5

.3

.9

- 83.

= g

= 12

9.

6.

7

0

8

Fuente: Basado en cálculos desarro liados previamente» " Costosmarginales de capacidad^ MEA".

Tabla 3.9. COSTOS MARGINALES DE KILOVATIO-HORA DE PICO

(Bahts por kilovatio-hora)

CLIENTE CARGA DE

Al to

12/24

Ba jo

Vol

Ki

Vo l

taje

1 o v a t i o s

ta je

0

0

0

EGAT POR KILOVATIO-HORA. PERDIDAS TOTAL

.33 .

.33 .

.33 .

1

1

1

.02

.02 . 1.02

.02 . 1.02 . 1.08

= 0.

= 0.

= 0.

34

34

37

Fuente: Basada en cálculos desarrollados previamente, "Costos

marginales de capacidad» MEA".

COSTOS DE

ENERGÍA

Niv

el

Cos

tos

de V

olt

aje

Ext

ra a

lto

vo

lta

je

Alt

o

Vo

lta

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Baj

o V

olt

aje

Con

pre

cio

s so

mb

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K S

h.

0.07

7 po

r Kw

h

K S

h.

0.07

9 po

r K

wh

K S

h.

0.08

5 po

r Kw

H

Sin

p

rec

ios

som

bra

K Sh

0.0

92

por

Kwh

Toma

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l es

tadi

o he

cho

en Ke

nya.

Traducción.

K Sh

=

Keny

a Shilling

mone

da corriente

en Ke

nya

X o

o o

COST

OS INCREMÉNTALES

DE CA

PACI

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(K /Kw/AÑO)

Ni vel

Ra

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prec

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Vol ta

je

Alto

Voltaje

Bajo

Vo

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je

Con

prec

ios

somb

ra

Extr

a Alto

Voltaje

Al to

Vol ta

je

Bajo

Vo

ltaj

e

.Cap

ital

58.7

64.8

72.4

67 fi

74.4

83.0

O.M.

3.4

4.2

5.7

Total

62.1

69.0

78.1

3.4

4.2

5.7

71.0

73.6

88.6

Toma

do de

l es

tudi

o he

cho

en Ke

nya.

Tr

aduc

cuon

K =

20 K

Sh.

TARIFAS

EXIS

TENT

ES

Tip

os

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1 2 3 4 5 6 7

Cri

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00 K

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Alu

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7000

Kw

h.

Con

sum

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s c

on

un

cons

umo

trim

estr

al

may

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21

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Kw

h.

Su

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de

70 K

w.

Su

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0

0.66

5

0.41

0

0.32

4

0.21

3

0.4

65

o co

109

ANEXO 4

PRECIOS SOMBRA (4)

Una apreciación "finane i era" de un proyecto es hecha ya sea

para determinar su capacidad para servir la deuda y contri-

bu ir a inversiones subsiguientes por el prestatario, o para

determinar el reingreso al inversionista. Una apreciación

"económica" o un a n á l i s i s de beneficio de costos es hecho pa_ra determinar si el proyecto es o no de interésnacional. (5)

Con la finalidad de poder hacer el análisis económico se ha introduci_

do lo que se llama el precio sombra, o precio social. A es-te concepto lo considera más relevante, en términos del inte_res nacional, que los precios de mercado, aunque estos pre-

cios son menos relevantes en términos de flujo de efectivo.

Distorsiones debidas a las prácticas de m o n o p o l i o , economías

externas y deseconomías (las cuales no son i ncl uídas en el me_rcado privado), intervenciones en el proceso de mercado a tra^

vés de impuestos, impuestos de importación y subsidios, etc.,

todo esto resultará en precios de mercado (o financieros) pa_

ra bienes y servicios, que pueden diverger sustancialmentede

sus precios sombra o valor económico verdadero. Más aún, si

hay grandes disparidades de ingreso, la aceptación pasiva de

la existente y soslayada d i s t r i b u c i ó n del ingreso, la cuales denotada por la confianza en el criterio de eficiencia e$_tricta para determinar el beneficio económico, puede ser so_cial y políticamente inaceptable. Tal es conside raeiones ne-

cesitan el uso de precios sombra apropiados (antes que pre-cios de mercado) de ingresos al sector eléctrico, para deter^

minar el programa de inversiones óptimas como también los

110

costos marginales de largo plazo, especialmente en las nacip^

nes en desarrollo donde las distorsiones de mercado son más

predominantes.

El orden a derivar un grupo consistente de precios sombra pa_

ra bienes y servicio es necesario adoptar un patrón o numera^

rio para medir el valor económico. Por ejemplo el valor de

un sucre (o dólar) de un cierto bien comprado en una tienda

sin impuestos, tiende a ser más que la cantidad física del

mismo bien obtenida por un sucre (o un dólar) en una tienda

de menudeo, después que los gravámenes de importación e im-

puestos al comercio han sido cargados. Por lo tanto es posi^

ble d i s t i n g u i r intuitivamente entre un sucre de precio fron_tera, el cual es usado en mercados internacionales l i b r e de

tarifas de importación, y un sucre de precio doméstico elcual es usado en el mercado local sujeto a varias distorsio-

nes .

Un numerario que ha sido probado ser el más apropiado en mu

chas instancias, es una unidad de ingreso p ú b l i c o no compro-

metida en precios frontera, la cual es esencialmente lo mi s-

mo que el intercambio internacional libremente d i s p o n i b l e yaprovechable para el gobierno, pero expresado en términos de

unidades de moneda local convertida a la tasa de intercambio

oficial. El numerari o de precios frontera es partículármen-

te relevante para el intercambio internacional de las nacio-nes escasamente desarrolladas, y representa el grupo de o por.tunidades aprovechables por un país para a d q u i r i r bienes y

servicios en el mercado internacional. El numerario y losprecios sombra están en términos reales, esto es, sin infla-

ci ón.

La estimación y uso de precios sombra se facilita, di vid i en-

do los recursos económicos en comerciables y no comerciables.

111

BIBLIOGRAFÍA

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dio Periodo 1980-1984

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