Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno:

Juan Carlos Hernández Muñoz

………………………………………………….

EL DIRECTOR

Luis Maqueda Hernando

Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……

EL TUTOR

Tomás Gómez San Román

Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……

Vº Bº del Coordinador de Tesis

Tomás Gómez San Román

Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……

UNIVERSIDAD PONTIFICIA DE COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERIA (ICAI) INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA

MÁSTER EN SÉCTOR ELÉCTRICO

TESIS DE MÁSTER

ANÁLISIS COMPARATIVO DE METODOLOGÍAS PARA LA RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA Y EL

SALVADOR

AUTOR: JUAN CARLOS HERNANDEZ MUÑOZ

MADRID, Julio de 2007

“Con el apoyo del Programa Al an, Programa de Becas de Alto Nivel de la Unión Europea para América Latina, beca nº E06M103018SV”

Resumen

La actividad de distribución se ha mantenido regulada como monopolio natural, a pesar de las reformas que sufrió el sector eléctrico en muchos países.

La necesidad de reducir los costes de distribución sin desmejorar la calidad ha llevado a muchos cambios en la retribución de la actividad de distribución. La mayoría de los países ha optado por un cambio de la regulación por costes de servicio a regulación por incentivos, poniendo especial atención a la calidad del suministro.

El contenido de esta tesis se basa en el estudio de la retribución de la distribución en España y El Salvador. Ambos países no han sido la excepción al cambio a una regulación por incentivos.

Se han seleccionado dicho países por las siguientes razones:

España, aplicar los conceptos desarrollados en el máster respecto al tema y aprovechar la oportunidad brindada dentro del máster para la realización de prácticas en la Comisión Nacional de la Energía. El Salvador, aprovechar los conocimientos del autor respecto tema y la posible aplicación práctica de los resultados obtenidos en su país de origen.

A modo de antecedentes, en España la metodología ha sido ampliamente criticada entre otras cosas por: la utilización de parámetros globales para cada una de las empresas (factores de eficiencia, crecimiento de la demanda, etc), utilización de factores que se fijan sin ningún criterio o método establecido, la forma como se reparten los ingresos totales entre las empresas distribuidoras, la falta de incentivos a la mejora de la calidad y reducción de pérdidas.

Esto ha motivado a plantearse una serie de cambios a dicha metodología orientados a corregir las deficiencias señaladas. Existe a la fecha un borrador de metodología de la retribución que aún esta en fase de aprobación, dicho borrador se apoya en una propuesta hecha por la CNE en el año 2006. Las propuestas se basan principalmente en la utilización de herramientas regulatorias (contabilidad regulatoria y modelo de red de referencia).

Por otra parte en El Salvador, con la privatización se esperaba reducción en las tarifas y mejoras en la calidad del suministro, a la fecha ninguna de las dos cosas ha sucedido. Esto da la oportunidad de realizar un análisis de que aspectos han influido negativamente para alcanzar dichas mejoras

Los objetivos buscados con la realización de este estudio han sido: Analizar y comprender la metodología de retribución de los países bajo estudio. Evaluar las ventajas y desventajas de cada metodología de tal forma que pueda haber un intercambio de experiencias. Evaluar la aplicación práctica del modelo de red de referencia en la metodología de retribución propuesta en España.

Para el desarrollo del estudio fue necesario recopilar información relacionada con los temas: antecedentes de la actividad de distribución, situación actual de la distribución y metodologías de remuneración y las herramientas regulatorias utilizadas por ambos países.

Posteriormente se clasificó y analizó la información, la cual sirvió para establecer el marco teórico del estudio. El siguiente paso fue la realización de un caso práctico de una provincia de España utilizando el modelo de red de referencia.

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Todo lo anterior dio como resultado el documento de esta tesis, el cual se dividió en 6 capítulos.

Los primeros dos capítulos están dedicados a El Salvador. En el primero de ellos se estudió el antes y después del proceso de privatización. Esto con el objetivo de conocer los antecedentes que dieron origen a la estructura actual de las distribuidoras y su remuneración.

En este sentido se describe el proceso de privatización, el marco institucional y regulatorio y la estructura del sector eléctrico en esa época. Posteriormente se hace una descripción de los aspectos más relevantes de la actividad de distribución actual: estructura de las redes, niveles de pérdidas técnicas, calidad del suministro, licencias, accesos y tarifas.

En el capítulo 3 se describe la metodología actual de la retribución de distribución. En la actualidad se esta llevando a cabo la tercera revisión tarifaria. El análisis presentado en este capítulo corresponde a dicha metodología. La metodología esta contenida en el Acuerdo No. 328-E-2006, emitido por SIGET. Este Acuerdo ha sido el resultado de la modificación de las metodologías empleadas en la primera (período 1998-2002) y segunda revisión (2003-2007). Dicho Acuerdo da los parámetros generales de la metodología, por lo que existen ciertas consideraciones de detalle que el regulador aprueba a lo largo de la ejecución del estudio.

El tipo de regulación empleado es una regulación por incentivo del tipo price cap,actualizada año tras año (durante el período regulatorio) únicamente por el índice de precios al consumidor (IPC), el período regulatorio es de 5 años.

La metodología se basa en el cálculo del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones. Prácticamente es como tomar una fotografía a la situación de cada una de las distribuidoras en un año base de estudio. Se calcula la anualidad que le correspondería pagarle en cada año del período regulatorio.

El año base generalmente es un año antes del inicio del nuevo período. No se considera la evolución de la distribución en el período regulatorio sino únicamente el año tomado como base.

Tanto el regulador como cada uno de los distribuidores realizan su propio estudio, basándose en la misma metodología y criterios de detalle aprobados por SIGET. Cada empresa distribuidora tiene diferentes montos reconocidos, por lo que los cargos por uso de red aplicados en sus tarifas son diferentes.

La metodología establece que los montos a reconocer en la remuneración se deben basar en el cálculo de los costos medios de inversión, operación y mantenimiento de una red de distribución eficientemente dimensionada y operada.

Para la determinación de la retribución se emplean los siguientes conceptos y herramientas:

Empresa Modelo: Creación de una empresa ideal, con el fin de comparar eficiencias y apoyo en la determinación de costos indirectos.

Programas de simulación de redes: con los cuales se hacen simulaciones de las redes en las cuales se tiene la información georeferenciada y datos de las demandas. Este análisis se realiza principalmente en las redes de alta y media tensión. Se toman como datos dados la traza de los circuitos y la ubicación de los transformadores.

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Metodología de los Sistemas Eléctricos Representativos (SER): la cual consiste en agrupar porciones de la red con iguales características, seleccionar una muestra de ese conjunto y extrapolar los resultados. Para la muestra seleccionada se realiza un análisis detallado con los programas de simulación de redes mencionados anteriormente.

Se calcula una anualidad tanto de los activos como de los costos de operación y mantenimiento. Se utiliza un factor de recuperación de capital que toma en cuenta los años de vida útil y una tasa de remuneración para dicha actividad (fijada por Ley en 10%).

Finalmente de la aplicación de la metodología se obtienen los valores o cargos de red ($/kW) diferentes para cada empresa y por nivel de tensión (BT y MT).

Luego en el cuarto capítulo se estudia la remuneración de la actividad de distribución en España. Haciendo mayor énfasis en las nuevas metodologías propuestas, debido a que la metodología actual ha sido ampliamente criticada.

Los motivos que han impulsado a proponer cambios en la metodología actual son: deficiencia en el método de repartición de la bolsa única de ingresos, utilización de parámetros globales para cada una de las empresas (crecimientos de demanda, factor de economía de escala), falta de incentivos a la mejora de la calidad y reducción de pérdidas.

Las propuestas analizadas en este capítulo son: la efectuada por la CNE en el año 2006 y el borrador de Acuerdo emitido por el MITYC en el presente año.

Las propuestas básicamente tratan de corregir errores detectados en la metodología actual. Los aspectos más relevantes de las propuestas son: El cálculo de costes de distribución por empresa, actualización de los montos calculados utilizando parámetros por empresa, inclusión de incentivos a la mejora de la calidad y reducción de pérdidas, metodología de cálculo del factor de eficiencia, determinación del monto asociado al incremento de la actividad y la utilización de herramientas regulatorias (contabilidad regulatoria y modelo de red de referencia).

Se mantienen de la actual metodología: la regulación por incentivos del tipo revenue cap, el período regulatorio de 4 años.

En el capítulo 5 se presenta un estudio de una provincia de España utilizando el modelo de red de referencia. Este estudio se pudo llevar a cabo debido al convenio entre la Universidad de Comillas y la CNE, con el cual permiten la realización de prácticas laborales durante el máster.

El estudio se realizó utilizando una herramienta desarrollada por el Instituto de Investigaciones Técnicas (IIT) en conjunto con la CNE. El estudio consistió en el análisis de la actividad de distribución de una provincia de España, utilizando información proporcionada por la distribuidora de esa zona. Se utilizó la herramienta del modelo de red de referencia en su modalidad base cero. La cual utiliza únicamente como datos iniciales, información de los usuarios (ubicación y demanda) y la ubicación de las subestaciones de AT. A partir de esos datos construye la red de alta, media y baja tensión. El diseño de la red optimiza el trinomio de inversiones, operación y mantenimiento y pérdidas, sujeto a las restricciones de calidad.

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Se analizó la aplicación práctica del modelo en la determinación de parámetros que están incluidos en la nueva metodología de cálculo como son: término de incremento de costes de la distribuidora debido al incremento de la actividad, incentivos a la mejora de la calidad y reducción de pérdidas.

Para ello el estudio se dividió en dos partes:

a) Variación de la demanda dejando fijos los indicadores de calidad. Se realizaron 30 simulaciones con variaciones de incremento de demanda que van desde 0 al 10%, respecto a los datos de demanda actuales. Se obtuvo una relación matemática entre la demanda y los costes de distribución. La cual haciendo algunas manipulaciones matemáticas permite determinar el factor de economía de escala.

Dicho factor expresa la relación que guarda la variación de costes con la variación de la demanda. Para el caso de la provincia estudiada se obtuvo un valor de 0,54. Es decir si la demanda crece un 10%, los costos de distribución crecen un 5,4%. Este análisis permite determinar el parámetro incluido en la nueva fórmula de retribución, denominado como “Y”.

Del mismo escenario de análisis se obtuvo la relación de las pérdidas de energía y los costes de distribución (no debe perderse de vista que son los costes óptimos). Realizando una manipulación de la expresión encontrada, similar a la comentada anteriormente, se obtuvo la relación entre la variación de la demanda y las pérdidas de energía (el valor encontrado fue de 0,75). Es decir por ejemplo si la demanda crece un 4%, las pérdidas de energía crecen un 3%.

Esto se realizó con el objetivo de determinar el parámetro de incentivos de reducción de pérdidas, incluido en la nueva fórmula de la metodología (término denominado como “P” en la fórmula).

b) Variación de los parámetros de calidad dejando constante la demanda. Se realizaron 15 simulaciones variando los indicadores base actuales (TIEPI y NIEPI), las variaciones van desde 50% hasta el 200%.

El objetivo de este análisis era determinar la relación de los índices de calidad con las inversiones asociadas para mejorarlos. Buscando establecer los incentivos a la mejora de la calidad incluida en la nueva fórmula de retribución propuesta en España. En el estudio se desarrolla un ejemplo utilizando el concepto de minimización del Coste Social Neto descrito en [Rivi00].

De los resultados obtenidos del análisis de dicha provincia, el director de las prácticas laborales en la CNE, encomendó al estudiante la realización de un estudio similar para otra provincia.

Para la nueva provincia se realizaron los mismos análisis anteriormente descritos. Encontrando un valor de factor de economía de escala de 0,35. Debido a la variación en el factor de economía de escala encontrado en ambos análisis, se decidió hacer un estudio global para todas las provincias.

En este último caso se utilizaron los resultados obtenidos de simulaciones realizadas por personal de la CNE en el mes de diciembre de 2006. Para cada una de las provincias de España se tenía un dato de demanda y su correspondiente coste de distribución. Haciendo una regresión de los datos y manipulando la fórmula resultante se obtuvo un valor de factor de economía de escala global para la actividad de distribución de España con un valor de 0,6.

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Finalmente en esa parte de la tesis se presentan las conclusiones de dicho estudio.

En el capítulo 6 se presenta un análisis comparativo de ambas metodologías, así como también las recomendaciones para mejorar cada una de las metodologías.

Para el caso de España básicamente las recomendaciones son las siguientes: Mantener el parámetro X de la fórmula, ajustar los indicadores de calidad base con la retribución base, mantener el parámetro de ajuste de la fórmula propuesta (término denominado como “D”).

Para el caso de El Salvador: Cambiar a un esquema regulatorio del tipo revenue cap,incluir en la fórmula de ajuste factores que incentiven a la eficiencia (factor X y de economía de escala), ajustar la calidad del suministro con la remuneración base, realizar una revisión de la tasa de remuneración de las empresas distribuidoras.

Al final de la tesis se presenta las conclusiones de todo el trabajo realizado, a continuación se presentan las más importantes.

a) Las metodologías propuestas a la fecha, básicamente tratan de corregir los errores señalados por la aplicación de la metodología actual. Los aspectos más relevantes encontrados en las propuestas se presentan a continuación:

Realizar un estudio por empresa distribuidora considerando las particularidades de la zona de suministros y considerando la evolución del mercado de esa región especifica y no utilizar valores globales. Esto elimina la necesidad de utilizar los porcentajes de reparto, con los cuales se asignaba la parte de los ingresos totales del sistema a cada distribuidor.

Se plantean alternativas viables para realizar una depuración ó actualización de la remuneración base.

Se propone una metodología para el cálculo del factor de eficiencia económica (término conocido como factor X).

El factor de evolución del mercado (factor de economía de escala) ha sido incluido en la fórmula como un parámetro independiente, utilizando para su cálculo el modelo de red de referencia en su modalidad incremental.

En cuanto a los incentivos a la mejora de calidad y reducción de pérdidas, se están considerando alternativas para determinar dichos incentivos utilizando para ello la herramienta regulatoria del Modelo de Red de Referencia.

Uno de los aspectos fundamentales en los que se basa la nueva metodología propuesta es la implementación de las herramientas regulatorias. El regulador con estas herramientas tendrá los siguientes beneficios: i) Una visión clara de la situación actual de la distribución. ii) Orientar mejor la medidas regulatorias en temas fundamentales como son: eficiencia en la gestión de las distribuidoras, inversiones óptimas, niveles de calidad y pérdidas técnicas óptimas, etc. iii) Reduce las asimetría de información.

b) Las observaciones a la metodología de retribución en El Salvador son las siguientes:

La base de la remuneración (asset base, por el término en inglés), es obtenida por la aplicación de la metodología de Valor Nuevo de Reemplazo (VNR). Se utiliza como año base de estudio un año antes de la aprobación de los cargos. La aplicación del método consiste básicamente en tomar una fotografía de los costos de distribución en el año base y aplicarlo al período regulatorio. Esto puede generar incentivos perversos al distribuidor retrasando inversiones importantes

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para realizarlas en dicho año. Con lo cual sus ingresos en el período regulatorio se verían incrementados.

No existen incentivos a la mejora de eficiencia ya que la actualización de los precios establecidos únicamente se actualizan con el IPC. Tampoco se ha tomado en cuenta que el incremento de demanda no supone un incremento igual en los costes (factor de economía de escala).

La metodología del price cap aplicado tiene los siguientes problemas: i) No esta acorde con los programas de ahorro energético. ii) Debido al diseño tarifario las distribuidoras pueden obtener ingresos superiores a los determinados en la revisión tarifaria.

El nivel de remuneración no se corresponde con la calidad base. Los consultores que han realizado los estudios tarifarios siempre comentan en sus informes que la retribución calculada esta acorde con los niveles de calidad. Para el caso de los indicadores registrados actualmente (tabla No. 1.10 del capítulo No.1) se puede observar que estos están muy alejados de los indicadores base.

En este sentido es difícil que el regulador conozca si en realidad el monto de remuneración que se les reconoció fue acorde a la calidad esperada o si los distribuidores han sido ineficientes en las inversiones que han realizado.

El regulador tiene una actitud pasiva en el cálculo de las tarifas, únicamente supervisando el trabajo y siendo facilitador del mismo, esto tiene las siguientes desventajas:

i) Debido a que los lineamientos que da la metodología son generales, los aspectos de detalle que se utilizan están basados en la experiencia de los consultores contratados y herramientas empleadas en otros estudios. ii) La experiencia ganada en cada uno de los procesos de revisión se pierde en cierta manera ya que generalmente las licitaciones para la realización de los estudios no son ganados por las mismas empresas consultoras. iii) Siempre quedan algunos aspectos subjetivos, los cuales el regulador tiene que afrontar durante el período regulatorio, por ejemplo el tema de la calidad del servicio.

La tasa de remuneración de capital, esta determinada por Ley a un valor del 10%, posiblemente en la fecha que se estableció iba acorde con la situación económica, pero a la fecha se tiene que hacer un estudio para actualizar dicho valor. De tal forma de no estar proporcionando beneficios extraordinarios a la distribuidoras o por el contrario poniendo en riesgo financiero la actividad.

Según la regulación actual las pérdidas técnicas se deben actualizar con el IPC. Esta situación no parece tener ninguna relación con la naturaleza de la variación de costes de las pérdidas, pues la variación de éstas depende del coste de la energía.

c) La utilización de la herramienta del modelo de red de referencia en la metodología del cálculo de la retribución de El Salvador tendría los siguientes beneficios.

Disminuye la asimetría de información. Permite establecer valores base y objetivos de pérdidas y calidad del suministro. Puede permitir al regulador mejorar la metodología de cálculo en cada revisión

tarifaria. Permite dar seguimiento anual a la evolución de la calidad y los niveles de

pérdidas y tomar acciones correctivas con mayor flexibilidad.

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permitiría validar la eficiencia técnica de las inversiones realizadas por cada uno de los distribuidores, así como también la estimación de las inversiones necesarias para atender el incremento previsto de actividad a lo largo del período regulatorio.

Permitiría analizar el sistema eléctrico nacional en conjunto (transporte y distribución) apoyando también al regulador en lo que concierne a la retribución de la transmisión. Además de realizar una coordinación y niveles de responsabilidad de la participación de ambos sistemas de red, por ejemplo en la calidad del suministro.

d) Del ejemplo práctico realizado y presentado en el capítulo 5 las conclusiones más importantes son las siguientes:

i) Para el caso de España se encontró un factor de economía de escala de 0,6. Es decir que si por ejemplo la demanda crece un 10%, los costos únicamente incrementarían un 6%.

ii) Existe la posibilidad de duplicar la remuneración asociada al crecimiento horizontal. Esto puede darse por ejemplo si en el cálculo del aumento de la remuneración debido a la evolución de la actividad se consideran los crecimientos horizontales, y por otra parte dicho costos de inversión son cobrados por los distribuidores a los nuevos usuarios cuando estos soliciten el suministro.

iii) Para el caso de la provincia bajo estudio, se encontró que la relación de la variación de las pérdidas de energía con la variación de la demanda tiene un factor con valor de 0,75. Es decir que si la demanda crece un 4%, las de pérdidas de energía crecerán un 3%

iv) Del análisis realizado a la provincia bajo estudio se observa que los indicadores de TIEPI medidos por las distribuidoras, tienen aproximadamente el mismo valor que los indicadores objetivos propuesto y esto a su vez corresponde al nivel de retribución calculado (ver gráfica 4.21). Lo que significa que la retribución de los costes de distribución están ajustados a los tiempos de interrupción exigidos.

v) La situación anterior no se cumple para el TIEPI, pues los indicadores objetivos están muy por arriba de los indicadores medidos por las empresas distribuidora y no se corresponden con el nivel de costes calculado en este estudio (ver gráfica 4.22). Esto supone un problema al momento de diseñar la fórmula para el incentivo. Debido a que dicha situación pueden dar beneficios a la distribuidora sin que ésta haya realizado ningún proyecto de inversión para mejorarlos.

vi) El Modelo de Red de Referencia Base Cero, a pesar de tener sus limitaciones en cuanto a que no considera la historia de las redes, es una herramienta valiosa, debido a que los resultados obtenidos depende únicamente de una fuente de información prácticamente poco manipulable y relativamente fácil de auditar.

vii) En la comparación de los resultados de las instalaciones declaradas por las empresas distribuidoras y el modelo de red de referencia base cero se encontraron diferencias sustanciales en lo que respecta a líneas y centros de transformación. Esto puede deberse a:

Para el caso del MRRSE se considera que las cargas están ya todas instaladas, pero en realidad las cargas fueron aumentando poco a poco y en forma desordenada esto puede causar que las líneas declaradas por los distribuidores sean mayores.

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En dicha zona se ubican pequeños distribuidores que en algún tiempo pudieron competir en distribución duplicando instalaciones.

Aunque en menor medida la cantidad de líneas pudo haberse visto afectada por la metodología antigua de retribución. La cual pagaba costos de servicio a las instalaciones >36 kV., y remuneraba por energía circulada a las instalaciones < 36 kV.

Hubo migración de empresas que se ubicaban en el centro de la ciudad. Algunas de estas se trasladaron a las afueras creando la necesidad de más infraestructura eléctrica para proveer el suministro.

Errores en la predicción de la demanda, usuarios que tenían expectativas grandes de crecimiento y no las cubrieron, etc.

e) Finalmente no puede dejarse de lado la influencia política en el tema de la remuneración de las actividades del sector eléctrico y las tarifas eléctricas. Muchas veces el monto resultante del estudio termina siendo un parámetro de negociación.

En el peor de los casos se establece por parte de la autoridad competente un monto o una variación determinada antes del cálculo, es decir “fijando la tarifa no calculándola”.Esta situación se ha visto favorecida por la asimetría de información, pues cuando la distribuidora hace alguna propuesta basada en ciertas hipótesis razonables al gobierno (quien es el que en la mayoría de casos tiene la última palabra), éste muchas veces tentado por la idea de “la distribuidora siempre incrementa los valores porque sabe que le voy a reducir” termina siendo una justificación para fijar la tarifa o montos a retribuir. Teniendo en mente que de todos modos no existen valores de referencia obtenidos de una metodología detallada.

Esta situación puede cambiar con la utilización de herramientas regulatorias como el modelo de red de referencia que ha sido objeto de estudio en este trabajo.

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ÍndiceLISTA DE GRÁFICAS..........................................................................................................................XII

LISTA DE TABLAS ............................................................................................................................ XIII

1. INTRODUCCIÓN..................................................................................................................................1

1.1 ANTECEDENTES ..................................................................................................................................11.2 OBJETIVOS DE LA TESIS ......................................................................................................................21.3 ESTRUCTURA DE LA TESIS...................................................................................................................2

2. LA PRIVATIZACIÓN DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA Y DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SALVADOR. ..............4

2.1 INTRODUCCIÓN...................................................................................................................................42.2 EL PROCESO DE PRIVATIZACIÓN.........................................................................................................4

2.2.1 Marco Institucional y Regulatorio .............................................................................................52.2.2 La Estructura del Sector Eléctrico en esa época .......................................................................6

2.2.3 La Venta de las Empresas Distribuidoras de Energía Eléctrica ...............................................7

2.3 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ACTUAL DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN EL

SALVADOR. ..............................................................................................................................................82.3.1 Generación.................................................................................................................................8

2.3.2 Sistema de Transmisión .............................................................................................................82.3.3 Mercado Eléctrico Mayorista ....................................................................................................9

2.3.3.1 Demanda de Potencia y Energía ......................................................................................................... 92.3.3.2 Los Precios en el MRS ....................................................................................................................... 9

2.3.4 Sistema de Distribución ...........................................................................................................112.3.4.1 Estructura de Redes .......................................................................................................................... 122.3.4.2 Nivel de Pérdidas Técnicas .............................................................................................................. 142.3.4.3 Nivel de Cobertura de Electrificación Eléctrica ............................................................................... 142.3.4.4 Calidad del servicio .......................................................................................................................... 15

2.3.4.4.1 Responsabilidad de la Distribuidora......................................................................................... 152.3.4.4.2 Objeto y Alcance de la Normativa de Calidad ......................................................................... 152.3.4.4.3 Etapas de Regulación ............................................................................................................... 152.3.4.4.4 Sistema de Control ................................................................................................................... 162.3.4.4.5 Niveles de Calidad Permitidos ................................................................................................. 162.3.4.4.6 Compensación por Calidad de Servicio de Distribución .......................................................... 202.3.4.4.7 Niveles de Calidad Actuales y Montos Compensados ............................................................. 20

2.3.4.5 Funciones de la Actividad de Distribución....................................................................................... 212.3.4.6 Regulación de la distribución: Licencias, Acceso y Tarifas ............................................................. 22

2.4 CONCLUSIONES.................................................................................................................................26

3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN EN EL SALVADOR. .................................................................................................27

3.1 INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................273.2 ANTECEDENTES ................................................................................................................................283.3 MARCO REGULATORIO APLICABLE...................................................................................................29

3.3.1 Ley General de Electricidad (LGE) .........................................................................................293.3.2 Reglamento de la Ley General de Electricidad. ......................................................................30

3.3.3 Acuerdo 328-E-2006................................................................................................................31

3.4 Descripción de la Metodología para el cálculo de la retribución de la Actividad de Distribución de Energía Eléctrica en El Salvador.................................................................................................31

3.4.1 Normativa para la determinación de los cargos por el uso de las redes de distribución. .......31

3.4.2 Cálculo de la Remuneración de la Actividad de Distribución .................................................323.4.2.1 Costo de Capital Anual ó Anualidad del Activo Fijo Bruto (CCA).................................................. 33

3.4.2.1.1 Activo Bruto de Servicio (ABS). ............................................................................................. 343.4.2.1.2 Activos Generales de Distribución (AGD)............................................................................... 433.4.2.1.3 Factor de Recuperación de Capital (FRC)................................................................................ 44

3.4.2.2 Costo Total de Operación y Mantenimiento (CTOM)...................................................................... 443.4.2.2.1 Costo Anual de Operación y Mantenimiento (CAOM)............................................................ 443.4.2.2.2 Costo del Capital de Trabajo (CCT)......................................................................................... 493.4.2.2.3 Determinación de los Costos Indirectos (CInd)........................................................................ 503.4.2.2.4 Determinación del Valor de Compensación por Fallas (VECF)............................................... 52

3.4.2.3 Capacidad Total de Transferencia (CTT) ......................................................................................... 53

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3.5 CONCLUSIONES.................................................................................................................................53

4. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN EN ESPAÑA...............................................................................................................56

4.1 INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................564.2 DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA ACTUAL...................................................................................564.3 PROPUESTAS DE LA METODOLOGÍA PARA LA RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN EN

ESPAÑA. .................................................................................................................................................604.3.1 Propuesta de nueva metodología para la retribución de la actividad de distribución en

España, propuesta por la Comisión Nacional de la Energía en el año 2006. ..................................604.3.1.1 Elementos de la Retribución de la Actividad de Distribución. ......................................................... 604.3.1.2 Retribución de la Actividad de Distribución de cada Sujeto Distribuidor. ....................................... 60

4.3.1.2.1 Retribución Inicial de la Actividad de Distribución de cada Distribuidor. ............................... 624.3.1.2.2 Factor de Ganancia de Eficiencia ............................................................................................. 674.3.1.2.3 Incremento Previsto de la Actividad ........................................................................................ 704.3.1.2.4 Incentivos a la Mejora de la Calidad del Servicio .................................................................... 714.3.1.2.5 Incentivo a la Reducción de Pérdidas....................................................................................... 724.3.1.2.6 Desvíos de la Retribución por Revisión de las Previsiones de Ejercicios Anteriores............... 72

4.3.2 Borrador de Real Decreto para Establecer la nueva Metodología de Retribución de la

Actividad de Distribución en España................................................................................................72

4.4 HERRAMIENTAS REGULATORIAS.......................................................................................................764.4.1 La Información Regulatoria de Costes ....................................................................................76

4.4.2 El Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Español (MRRSEE)...........................77

4.5 CONCLUSIONES.................................................................................................................................79

5. LA HERRAMIENTA REGULATORIA DEL MODELO DE RED DE REFERENCIA Y SU APLICACIÓN EN LA DETERMINACIÓN DE LA RETRIBUCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ...80

5.1 INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................805.2 MODELO DE RED DE REFERENCIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO............................................................81

5.2.1 Información Básica para la Realización del Análisis ..............................................................82

5.2.2 Parámetros Analizados en el Estudio ......................................................................................825.3 METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS ..........................................................................................................845.4 DESCRIPCIÓN DEL MERCADO Y LAS INSTALACIONES DE LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

PARA ATENDER EL MERCADO EN LA PROVINCIA BAJO ESTUDIO Y LOS INDICADORES DE CALIDAD

REGISTRADOS ACTUALMENTE.................................................................................................................855.4.1 Clientes y Demandas................................................................................................................855.4.2 Descripción de las instalaciones de la distribución de energía eléctrica existentes para

atender el mercado en la provincia bajo estudio..............................................................................885.4.2.1 Líneas de Distribución...................................................................................................................... 885.4.2.2 Transformadores de Distribución. .................................................................................................... 885.4.2.3 Pequeños Distribuidores................................................................................................................... 905.4.2.4 Generación Distribuida..................................................................................................................... 905.4.2.5 Equipos de Protección y Mejora de la Calidad del Servicio ............................................................. 90

5.4.3 Nivel de Calidad en la Provincia Bajo Estudio .......................................................................91

5.5 COMPARACIÓN ENTRE LOS RESULTADOS DEL MRRSE BASE CERO Y LOS VALORES DECLARADOS POR

LA DISTRIBUIDORA EN LA PROVINCIA BAJO ESTUDIO ..............................................................................925.6 CASOS DE SIMULACIÓN VARIANDO ALGUNOS PARÁMETROS EN EL MODELO DE LA RED DE

REFERENCIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL BASE CERO. ............................................................955.6.1 Simulaciones con Incremento de Demanda, manteniendo fija la Calidad del Suministro.......96

5.6.1.1 Análisis de los resultados en los elementos de Red y Calidad del Servicio...................................... 965.6.1.2 Variación de los Costes con el Incremento de la Demanda (factor de economía de escala):............ 985.6.1.3 Variación de las Pérdidas con el Incremento de la Demanda ......................................................... 101

5.6.2 Simulaciones Manteniendo la Demanda con un Crecimiento igual para todos los Escenarios, y Variando los Objetivos de Calidad del Suministro .....................................................................105

5.7 ANÁLISIS DE LA PROVINCIA “Y”, Y RESULTADOS GLOBALES..........................................................1095.8 CONCLUSIONES...............................................................................................................................110

6. COMPARACIÓN DE LAS METODOLOGÍAS RETRIBUTIVAS DE LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE ESPAÑA Y EL SALVADOR..............................................................113

6.1 INTRODUCCIÓN...............................................................................................................................1136.2 RESUMEN DE LAS METODOLOGÍAS DE RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE

ENERGÍA ELÉCTRICA DE EL SALVADOR Y ESPAÑA. .............................................................................113

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6.2.1 El Salvador ............................................................................................................................1136.2.2 España ...................................................................................................................................118

6.2.3 Resumen de la comparación de ambas metodologías............................................................120

6.3 RECOMENDACIONES PARA MEJORAR LA METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE

DISTRIBUCIÓN.......................................................................................................................................1216.3.1 España ...................................................................................................................................121

6.3.2 El Salvador ............................................................................................................................1226.4 CONCLUSIONES...............................................................................................................................124

6.4.1 España ...................................................................................................................................124

6.4.2 El Salvador ............................................................................................................................128

7. CONCLUSIONES..............................................................................................................................132

BIBLIOGRAFÍA....................................................................................................................................136

xii

Lista de Gráficas Capítulo No. 1

Capítulo No. 2GRÁFICA NO. 2.1 ESTRUCTURA DE GENERACIÓN NETA EN EL SALVADOR PARA EL AÑO 2005.....................8GRÁFICA NO. 2.1 ÁREA DE INFLUENCIA DE CADA UNA DE LAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN

EL SALVADOR ...................................................................................................................................11

Capítulo No. 3

Capítulo No. 4GRÁFICA NO. 4.1 DEFINICIÓN DE FRONTERAS DE EFICIENCIA.....................................................................70

Capítulo No. 5GRÁFICA NO. 5.1 CANTIDAD DE USUARIOS POR RANGO DE CONSUMO ANUAL. ...........................................86GRÁFICA NO. 5.2 CURVA DE REGRESIÓN QUE RELACIONA LA POBLACIÓN CON LA ENERGÍA.......................88GRÁFICA NO. 5.3 CURVA DE REGRESIÓN QUE RELACIONA LA POTENCIA INSTALADA Y LA POBLACIÓN. .....90GRÁFICA NO. 5.4 RESUMEN DEL MERCADO DE LA PROVINCIA X. ...............................................................91GRÁFICA NO. 5.5 EVOLUCIÓN DEL TIEPI EN LA PROVINCIA.......................................................................94GRÁFICA NO. 5.6 EVOLUCIÓN DEL NIEPI EN LA PROVINCIA. .....................................................................94GRÁFICA NO. 5.7 KILÓMETROS DE LÍNEA Y COSTES ASOCIADOS A LAS LÍNEAS...........................................96GRÁFICA NO. 5.8 PORCENTAJE DE COSTES ASOCIADOS A CADA SECCIÓN DE LA RED EN FUNCIÓN DEL COSTE

TOTAL DE DICHO ÍTEM. ......................................................................................................................99GRÁFICA NO. 5.9 % DE COSTES DE CADA PORCIÓN DE LA RED RESPECTO AL TOTAL DE COSTES..................99GRÁFICA NO. 5.10 REQUERIMIENTOS DE COSTES RESPECTO A LA DEMANDA ...........................................100GRÁFICA NO. 5.11 EVOLUCIÓN DEL FE EN CADA AÑO DE ESTUDIO. ..........................................................101GRÁFICA NO. 5.12 VARIACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA RESPECTO AL CRECIMIENTO DE DEMANDA101GRÁFICA NO. 5.13 COSTES DE DISTRIBUCIÓN VRS. % DE PÉRDIDAS........................................................102GRÁFICA NO. 5.14 COSTE SOCIAL NETO DE LAS PÉRDIDAS. .....................................................................103GRÁFICA NO. 5.15 INCENTIVO DE PÉRDIDAS PROPUESTO PARA LA PROVINCIA BAJO ESTUDIO. .................104GRÁFICA NO. 5.16 RESULTADOS DE LA ECUACIÓN DE COSTES DE INVERSIÓN EN FUNCIÓN DE LA VARIACIÓN

DE PÉRDIDAS Y VARIACIÓN DE LA DEMANDA. ..................................................................................105GRÁFICA NO. 5.17 CURVA DE REGRESIÓN DEL TIPO POTENCIAL (TIEPI VRS. INVERSIÓN).......................106GRÁFICA NO. 5.18 COSTE SOCIAL NETO DE LA CALIDAD. ........................................................................107GRÁFICA NO. 5.19 CURVA DE REGRESIÓN POLINÓMICA DE GRADO 2 .......................................................107GRÁFICA NO. 5.20 VARIACIÓN DE LOS INCENTIVOS EN FUNCIÓN DE LOS INDICADORES OBJETIVOS..........108GRÁFICA NO. 5.21 INDICADORES TIEPI VRS. COSTES..............................................................................108GRÁFICA NO. 5.22 INDICADORES NIEPI VRS. COSTES. ............................................................................109GRÁFICA NO. 5.23 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA ECUACIÓN DE REGRESIÓN OBTENIDA PARA LA

PROVINCIA Y. ..................................................................................................................................109GRÁFICA NO. 5.24 ECUACIÓN DE REGRESIÓN OBTENIDA DE LAS SIMULACIONES DE TODAS LAS PROVINCIAS

DE ESPAÑA. .....................................................................................................................................110

Capítulo No. 6GRÁFICO NO. 6.1 DIAGRAMA ESQUEMÁTICO QUE RESUME LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO EN EL

SALVADOR.......................................................................................................................................117GRÁFICO NO. 6.2 INCENTIVOS A LA CALIDAD DE LA PROVINCIA X CON LA METODOLOGÍA PROPUESTA EN EL

BORRADOR DE REAL DECRETO. ......................................................................................................126GRÁFICO NO. 6.3 CURVAS DE INCENTIVOS OBTENIDAS CON LAS FÓRMULAS DEL BORRADOR DE ACUERDO Y

FÓRMULAS MODIFICADAS DANDO UN PESO AL TIEPI DE 0,9 Y AL NIEPI DE 0,1..............................126GRÁFICO NO. 6.4 INCENTIVO OBTENIDO DE LAS FÓRMULAS DEL BORRADOR DEL REAL DECRETO Y

UTILIZANDO ÚNICAMENTE LOS VALORES DE TIEPI. ........................................................................127GRÁFICO NO. 6.5 COMPARACIÓN INCENTIVOS A LA CALIDAD SEGÚN BORRADOR DE REAL DECRETO Y

METODOLOGÍA DE MINIMIZACIÓN DEL COSTE SOCIAL NETO. .........................................................127GRÁFICO NO. 6.6 TTIK RURAL 2006 .......................................................................................................130

Capítulo No. 7

xiii

Lista de Tablas Capítulo No.1

Capítulo No. 2TABLA NO. 2.1 ESTRUCTURA DE CLIENTES, NÚMERO DE EMPLEADOS Y VENTAS DE LAS DISTRIBUIDORAS DE

ELECTRICIDAD DE EL SALVADOR EN EL AÑO 1996. .............................................................................7TABLA NO. 2.1 RESUMEN DE LA ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA DE ELECTRICIDAD. ..................................10TABLA NO. 2.2 INDICADORES DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN POR EMPRESA DISTRIBUIDORA PARA EL

AÑO 2005...........................................................................................................................................12TABLA NO. 2.3 NIVEL DE PÉRDIDAS TÉCNICAS REGISTRADAS EN EL AÑO 2005..........................................14TABLA NO. 2.4 EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE DE ELECTRIFICACIÓN EN EL SALVADOR .......................................14TABLA NO. 2.5 INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO. ...........................................................17TABLA NO. 2.6 LÍMITES DE NIVEL DE TENSIÓN. ..........................................................................................17TABLA NO. 2.7 INDICADORES DE CALIDAD COMERCIAL GLOBALES...........................................................19TABLA NO. 2.8 INDICADORES DE CALIDAD COMERCIAL INDIVIDUALES. ....................................................20TABLA NO. 2.9 NIVELES DE CALIDAD REGISTRADOS POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS PARA EL AÑO

2006. .................................................................................................................................................21TABLA NO. 2.10 MONTOS ESTIMADOS A COMPENSAR POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS POR

INCUMPLIMIENTOS DE LO NIVELES DE CALIDAD EL AÑO 2005............................................................21TABLA NO. 2.11 ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE PARA EL PERÍODO DE 1 DE ENERO AL 10 DE JUNIO DE

2007. .................................................................................................................................................26

Capítulo No. 3

Capítulo No. 4TABLA NO. 4.1 NIVELES DE RETRIBUCIÓN DE REFERENCIA PROPUESTOS EN EL BORRADOR DE REAL

DECRETO. ..........................................................................................................................................74TABLA NO. 4.2 VALORES OBJETIVOS DE CALIDAD ZONAL ACTUALES. .......................................................76TABLA NO. 4.3 DESAGREGACIÓN DE COSTES DE LA INFORMACIÓN REGULATORIA DE COSTES ...................77

Capítulo No. 5TABLA NO. 5.1 NÚMERO DE USUARIOS, POTENCIA CONTRATADA Y ENERGÍA POR NIVEL DE TENSIÓN........85TABLA NO. 5.2 INDICADORES RELACIONADOS A PARÁMETROS DE POBLACIÓN, ÁREA Y PARÁMETROS

ELÉCTRICOS. ......................................................................................................................................86TABLA NO. 5.3 PORCENTAJE DE MUNICIPIOS EN CADA ZONA DE DISTRIBUCIÓN..........................................87TABLA NO. 5.4 CORRELACIÓN ENTRE DIFERENTES VARIABLE E INDICADORES. ..........................................87TABLA NO. 5.5 RESUMEN DE LÍNEAS ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN. .........................................................88TABLA NO. 5.6 NÚMERO DE TRANSFORMADORES POR RANGOS DE CAPACIDAD Y NIVEL DE TENSIÓN. ........88TABLA NO. 5.7 MUNICIPIOS QUE REPRESENTAN EL 75,10% DE LA CAPACIDAD TOTAL INSTALADA EN LA

PROVINCIA BAJO ESTUDIO. ................................................................................................................89TABLA NO. 5.8 RESUMEN DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN INSTALADOS. ..................................................90TABLA NO. 5.9 INDICADORES DE CALIDAD PROVINCIA PERÍODO 2003-2005. .............................................91TABLA NO. 5.10 COMPARACIÓN ENTRE LOS RESULTADOS DEL MRRSE BASE CERO Y LAS INSTALACIONES Y

PARÁMETROS DECLARADOS POR LA EMPRESA DISTRIBUIDORA PARA LA PROVINCIA BAJO ESTUDIO. .93TABLA NO. 5.11 TIEPI Y NIEPI DE LA PROVINCIA BAJO ESTUDIO..............................................................94TABLA NO. 5.12 DATOS DE DEMANDA UTILIZADOS PARA LAS SIMULACIONES. ...........................................96TABLA NO. 5.13 RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES EN RELACIÓN A LAS SUBESTACIONES......................97TABLA NO. 5.14 COMPARACIÓN DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN RESULTANTES EN CADA CASO DE

SIMULACIÓN. .....................................................................................................................................98TABLA NO. 5.15 INDICADORES DE CALIDAD RESULTANTES DE LAS SIMULACIONES. ...................................98

Capítulo No. 6TABLA NO. 6.1 VALORES DE RETRIBUCIÓN DE REFERENCIA PRESENTADOS EN EL BORRADOR DE REAL

DECRETO DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE RETRIBUCIÓN DE DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS. .120TABLA NO. 6.2 COMPARACIÓN ENTRE LAS METODOLOGÍAS DE CÁLCULO DE LA RETRIBUCIÓN DE AMBOS

PAÍSES..............................................................................................................................................121TABLA NO. 6.3 NIVELES DE CUMPLIMIENTO OBTENIDOS EN EL AÑO 2006. ...............................................130 Capítulo No. 7

1

1. Introducción

1.1 Antecedentes

A pesar de los cambios en el sector eléctrico debido a la liberalización, la actividad de distribución de energía eléctrica sigue considerándose como monopolio natural. La regulación de la distribución en la mayoría de casos ha pasado de regulación del tipo regulación de costes a regulación por incentivos.

Las entidades reguladoras están reaccionando a la evolución de la regulación, impulsando cambios para mejorar el método de cómo se establece la retribución de la actividad de distribución.

El desarrollo de la tesis se centra en el análisis de la retribución de la actividad de distribución en España y El Salvador. Esto motivado para el caso de España por la oportunidad de aplicar los conceptos y conocimientos desarrollados en el máster respecto al tema y la oportunidad brindada para realizar prácticas en la Comisión Nacional de la Energía. El Salvador se ha elegido, debido al conocimiento de la metodología de dicho país por parte del autor y en la posible aplicación práctica de los resultados.

En España la metodología implantada a la fecha ha sido muy cuestionada debido a las siguientes causas: la utilización de parámetros globales para cada una de las empresas (factores de eficiencia, crecimiento de la demanda, etc.), utilización de factores que se fijan sin ningún criterio o método establecido, la forma como se reparten los ingresos totales entre las empresas distribuidoras, la falta de incentivos a la mejora de la calidad y reducción de pérdidas.

Esto ha motivado a plantearse una serie de cambios a dicha metodología, orientados a corregir las deficiencias señaladas. Existe a la fecha un borrador de metodología de la retribución que aún esta en fase de aprobación, dicho borrador se apoya en una propuesta hecha por la CNE en el año 2006. Las propuestas se basan principalmente en la utilización de herramientas regulatorias (contabilidad regulatoria y modelo de red de referencia).

En esta tesis se hace énfasis al análisis de las propuestas para la retribución de la distribución en España, ya que la actual metodología ha sido ampliamente estudiada y criticada por los problemas mencionados anteriormente.

En El Salvador los cambios en la actividad de distribución se dieron a finales de 1997, fecha en que se iniciaron las actividades que propiciarían la venta de las distribuidoras.

Las condiciones en que se dio la privatización de las empresas distribuidoras marcan un aspecto muy importante de la retribución actual de la distribución, razón por la cual ha sido sujeta de estudio en la presente tesis.

Con la privatización de las empresas distribuidoras se esperaba la reducción de las tarifas y la mejora en la calidad del servicio. En la actualidad ninguna de las dos cosas ha sucedido, por lo que es una buena oportunidad estudiar que aspectos han fallado y que cosas se pueden mejorar.

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A la fecha se han realizado dos revisiones tarifarias completas, correspondientes a los períodos 1998-2002 y 2003-2007, actualmente se esta llevando a cabo la revisión tarifaria correspondiente al período 2008-2012. Las metodologías de ambos países difieren grandemente. Cada una tiene sus propios antecedentes y sería difícil uniformizarla en una sola.

Las críticas realizadas a ambos países dan la oportunidad de realizar un estudio, para determinar que aspectos de las metodologías se pueden mejorar.

1.2 Objetivos de la tesis

Uno de los objetivos de esta tesis es analizar el método de retribución de la actividad de distribución de España y El Salvador, para encontrar aspectos que puedan mejorarse en cada una de las metodologías. Se pretende estudiar los aspectos más importantes como son: parámetros de eficiencia, incrementos en los costos de distribución debido a los incrementos de la demanda, incentivos a la mejora de la calidad del servicio y reducción de pérdidas técnicas.

Otro de los objetivos es analizar mediante el desarrollo de un ejemplo práctico la aplicación de la herramienta regulatoria del modelo de red de referencia en la metodología de remuneración de la actividad de distribución.

Para poder lograr los objetivos se estudiaron los siguientes tópicos: i) Antecedentes y cambios sufridos en la actividad de distribución como resultado de las reformas en el sector eléctrico. ii) Situación actual de la actividad de distribución en los aspectos técnicos, económicos y regulatorios. iii) Metodología de cálculo de la retribución. iv) herramientas utilizadas en cada país para la realización de los estudios.

Para el desarrollo del estudio fue necesario recopilar información relacionada con los temas antes mencionados. Posteriormente se clasificó y analizó la información, la cual sirvió para establecer el marco teórico del estudio. El siguiente paso fue la realización de un caso práctico de una provincia de España utilizando el modelo de red de referencia. Finalmente, de todo el trabajo realizado se obtuvieron las conclusiones y recomendaciones del estudio.

1.3 Estructura de la tesis

El documento de esta tesis esta dividido en 7 capítulos donde se describe el trabajo desarrollado.

El capítulo 2 describe los antecedentes y la situación actual de la actividad de distribución en El Salvador. Primero se describen las etapas previas y posteriores a la privatización de las distribuidoras; el marco institucional y estructura del sector eléctrico en la época de la privatización. Luego se describe la situación actual de la actividad de distribución: La estructura de las redes, la calidad del suministro, pérdidas técnicas, licencias, accesos y tarifas.

En el capítulo 3, se presenta la metodología actual de la retribución de la actividad de distribución en El Salvador. Estudiando los antecedentes que han dado origen a la metodología actual, el marco regulatorio aplicable, y el detalle de la metodología en sí.

El capítulo 4, recoge las propuestas de regulación de la retribución de la actividad de distribución en España. Primero se describen los antecedentes que han impulsado los cambios en dicha metodología. Posteriormente se detallan las propuestas de

3

metodología de retribución elaboradas por la Comisión Nacional de la energía en el año 2006 y el borrador de Acuerdo emitido por el MITYC emitido en al año 2007. Otro aspecto que se describe en este capítulo son las herramientas regulatorias desarrolladas en España para tal fin.

En el capítulo 5, se presenta un estudio utilizando la herramienta del modelo de red de referencia en la modalidad base cero. Se estudia la aplicación práctica de dicha herramienta en temas claves de la metodología de retribución como son: incremento de los costos de distribución como resultado del crecimiento de la demanda, incentivos a la mejora de la calidad y a la reducción de pérdidas. Se parte de una descripción de la herramienta, luego se presenta la metodología utilizada para el la realización del estudio y al final las conclusiones obtenidas del mismo.

En el capítulo 6, se realiza un análisis comparativo de ambas metodología. Se presenta una descripción breve de las metodologías y un cuadro resumen que compara los principales aspectos. Finalmente se presentan las recomendaciones y conclusiones para mejorar ciertos aspectos en cada una de las metodologías.

En cada uno de los capítulos se presentan al final las conclusiones respecto a lo estudiado y en el capitulo 7 se recogen las principales conclusiones y resultados del trabajo.

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2. La privatización del servicio de distribución de energía y descripción del sistema de distribución de energía eléctrica en El Salvador.

2.1 Introducción

En el año de 1996 se aprueba la Ley del Sector Eléctrico, la cual estableció una serie de reformas al sector. En la actividad de distribución dicho cambios provocaron que las compañías distribuidoras pasaran de las manos del estado a empresas privadas.

Las principales razones que motivaron estos cambios fueron principalmente: la tendencia de privatización del sector público (la banca, ingenios, cementeras), atendiendo a la idea que la administración del estado siempre es “ineficiente”, pero principalmente a la falta de la capacidad inversora del estado.

Para conocer y analizar la remuneración de la actividad de distribución en El Salvador, es necesario realizar un estudio de los antecedentes que han dado origen a la situación actual de la actividad. En ese sentido este capítulo estudia como se dio el proceso de privatización de la actividad de distribución, en los aspectos regulatorios, técnicos y económicos.

Finalmente se presenta en este capítulo el estado actual de la actividad de distribución en sus aspectos más relevantes: descripción general de la actividad de distribución, estructura de las redes, niveles de pérdidas técnicas, nivel de electrificación, calidad del suministro, licencias, accesos y tarifas.

2.2 El Proceso de Privatización

El proceso de privatización en El Salvador dio inicio en 1989, con la “reprivatización de la banca”, posteriormente a la privatización de la banca se inauguro lo que se denomino, la primera generación en los procesos de reforma económica. En este contexto, y desde el enfoque que desarrollaron las administraciones de los presidentes Cristiani (1989-1994) y Calderón (1994-1999), la privatización propuso reducir el tamaño del Estado, disminuir el déficit fiscal, prestar mejores servicios y proveer al Estado recursos inmediatos, los cuales serían utilizados para cancelar la deuda a corto plazo e invertir en infraestructura social o gasto social.

Desde 1993 se comienza a preparar el marco legal y el diseño de los mecanismos de implementación de la tercera generación de reformas, aunque es a partir de 1996 cuando se inicia con la privatización de los servicios públicos como la distribución de energía eléctrica, las telecomunicaciones y las pensiones.

En este contexto llamó poderosamente la atención que dichas reformas propuestas coincidieran con el interés expresado por las compañías transnacionales especialmente en el ámbito de las telecomunicaciones y energía en la adquisición de las empresas públicas salvadoreñas, y el énfasis puesto en los organismos financieros multilaterales (Banco Mundial, Fondo Monetario Internacional y Banco Interamericano de Desarrollo) en la necesidad de privatizar dichos servicios.

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2.2.1 Marco Institucional y Regulatorio

Dentro de la denominada tercera generación de reformas, el primero de los servicios considerados en el proceso de privatización fue la distribución de la energía eléctrica. Desde 1991 se comienza a establecer el marco legal y las condiciones institucionales que posibilitarían la venta de estas empresas públicas, el primer paso se da con la formulación del Anteproyecto de Ley para privatizar el servicio, que termina en 1993.

A manera de precedente, en 1986 La Ley Transitoria de la Administración de Empresas Eléctricas [DELE86] determinó a favor de la devolución de las empresas distribuidoras de energía eléctrica al Sector Público (CEL) después de 50 años de haber estado concesionadas a empresas privadas. Sin embargo, ocho años después la misma CEL prepara las bases para la reconversión de la administración del servicio de distribución de energía eléctrica, a través de la creación de un Plan Integral de Gestión del Servicio Público de Distribución.

Se estableció la necesidad de que las empresas retornasen al sector privado y se establecía el mecanismo a través del cual se podría transferir a los trabajadores, empleados y funcionarios del sector, parte del capital de las sociedades distribuidoras. Esto se plasmó en las posteriores legislaciones para legitimar la participación accionaria de los/as trabajadores/as del sector.

En este contexto, la Central Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), constituía el principal ente generador, transmisor y distribuidor de energía eléctrica en el país, seguido por la Compañía de Alumbrado Eléctrico de San Salvador (CAESS) (cuya función básica era la distribución de energía eléctrica). Los pasos fundamentales para llevar a cabo la privatización del servicio se iniciaron con la reestructuración de CAESS, que consistió en la creación de dos empresas: la Empresa Eléctrica de Oriente (EEO) y Del Sur, que inicialmente se desarrollaron sin activos propios y subsidiadas desde CAESS. A finales de 1996 que se crearon condiciones para que éstas se independizaran.

Por otra parte, se creó una empresa para la zona occidente del país denominada Compañía de Luz Eléctrica de Santa Ana (CLESA) y se constituyó la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) [DELE96a], como el ente público responsable de asegurar el cumplimiento de las leyes aplicables y regulaciones relacionadas con los sectores electricidad y telecomunicaciones en el país.

La SIGET se define como una institución autónoma cuya máxima autoridad es el Superintendente General, nombrado por el Presidente de la República, el cuál serviría por un período de 7 años. Las responsabilidades de la SIGET incluyen la aprobación de las tarifas establecidas por los distribuidores en sus propias áreas, hacer cumplir los requisitos regulatorios del sector de electricidad y penalizar por el incumplimiento a dicha regulación, así como resolver conflictos entre los operadores y presentar los correspondientes Reglamentos a su Ley de creación a fin de que fueran aprobados por la Presidencia de la República.

Posterior a la Ley de creación de la SIGET, se aprueba la Ley General de Electricidad [LGE96] que viene a sustituir a la Ley de Servicios Eléctricos de 1936. La nueva Ley, según se suscribe, tiene como principal objetivo "promover un mercado de electricidad competitivo en El Salvador".

En abril de 1997 se aprueba la Ley para la venta de acciones de las Sociedades Distribuidoras de Energía Eléctrica [DELE97], en base de la cual se distribuye en porcentajes la participación accionaria por cada empresa, siendo un 80% para

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inversores mayoristas, y el resto para trabajadores/as del sector, con otro porcentaje para la bolsa de valores local (permitiendo que en caso que los trabajadores del sector no cubran el porcentaje asignado los accionistas mayoritarios pudiesen hacerse de esas acciones).

2.2.2 La Estructura del Sector Eléctrico en esa época

El Ministerio de Economía era el ente responsable a nivel normativo de la conducción del sector energía. Y la CEL la institución autónoma responsable de generar y distribuir la energía eléctrica en el país. La CEL poseía y operaba las plantas generadoras de energía eléctrica más grandes del país, operaba el sistema de transmisión. Además, administraba las empresas públicas de distribución que fueron retomadas en 1986, cuando terminó la concesión que había sido dada a compañías privadas. La CEL estuvo encargada del establecimiento de las tarifas eléctricas, la definición de los límites de autoridad de las empresas de servicios y problemas relacionados eran manejados por el Comité Económico del Gobierno.

CEL administraba las otras redes de distribución del país constituidas por 7 empresas, que participaban con el 87.5% de la distribución total de energía eléctrica, siendo el 12.50% restante distribuido directamente por CEL.

A mayo de 1993 el sector de la distribución de energía eléctrica estaba compuesto por cinco empresas, cuatro de las cuales (CAESS, CLESA, CLES, CLEA) estaban constituidas como sociedades anónimas, siendo su accionista mayoritario CEL, y una quinta empresa, DISCEL, encargada de la distribución rural, esta última se articulaba como una de las siete gerencias de CEL y, por tanto, estaba sometida al régimen de instituciones autónomas del sector público.

Las empresas que quedaron al final del proceso de reestructuración del sistema de distribución de energía eléctrica fueron: Compañía de Alumbrado Eléctrico de San Salvador S.A. de C.V. (CAESS), Compañía de Luz Eléctrica de Santa Ana S.A. de C.V. (CLESA), Distribuidora de Electricidad del Sur S.A de C.V (DELSUR) y Empresa Eléctrica de Oriente S.A. de C.V. (EEO). Finalmente, cada una de estas cuatro empresas era propietaria de una red de distribución orientando su servicio regionalmente: CAESS en la región centro-norte, DELSUR en la región centro-sur, CLESA en la región occidental y EEO en la región oriental; y en su conjunto absorbieron las diferentes zonas de electrificación rural de CEL.

A fines de 1996, las cuatro empresas reestructuradas en el servicio de distribución de la energía eléctrica quedaron funcionando con perfiles muy específicos a partir de sus radios de acción y sus antecedentes. En cuanto a la cobertura de los clientes figura en primer lugar CAESS, luego DEL SUR, CLESA y EEO respectivamente; el mismo patrón se repite con el número de personal empleado, con la particularidad de que CAESS brindaba la mayor parte de su cobertura a población rural y al ámbito industrial del país.

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RUBRO CAESS DELSUR CLESA EEO

Número de clientes 369.535 182.713 178.326 119.826

Número de empleados 624 266 336 179

Millones de US $

Nivel de ventas 56,9 40,3 46,5 14,2

Ganancias netas 5,2 2,3 2,9 1,7

% de ventas por sector de consumo de energía eléctrica

Residencial 35,14 39,91 33,11 57,53

Comercial 15,18 16,21 11,39 17,05

Industrial 43,37 31,21 42,3 14,62

Otros 6,31 12,67 13,2 10,8

Tabla No. 2.1 Estructura de Clientes, número de empleados y ventas de las distribuidoras de electricidad de El Salvador en el año 1996.

En cuanto al nivel de ventas, durante 1996, CAESS registró el mayor nivel de facturación seguida por CLESA, luego DELSUR y finalmente EEO; y sus ganancias netas también mantenían la relación, CAESS registra el mayor monto, representando el 42.97% de la suma de las ganancias netas de las cuatro empresas, seguido por CLESA con un 23.96%, DELSUR con un 19% y EEO con un 9.09% [SAPR00].

En lo que a venta por sector de consumo se refiere, en el sector residencial, EEO registraba la mayor cobertura en términos relativos, con un 57.53%, también sobresalía en su cobertura al sector comercial; mientras que en el sector industrial, CAESS registraba la mayor cobertura con un 43.37% de su distribución de energía, dada su presencia preeminente en la zona urbana del país.

2.2.3 La Venta de las Empresas Distribuidoras de Energía Eléctrica

En abril de 1997 se abrió el proceso de licitación de las empresas, el 20% de las acciones de las empresas distribuidoras serían reservadas para los trabajadores del sector o bien para “inversionistas prioritarios”. La firma Dresdner Kleinwort Benson distribuyó información a las partes que podrían estar interesadas en adquirir participaciones mayoritarias en EEO, CAESS, CLESA y DELSUR y realizó las sesiones de venta el 20 de enero de 1998, su precio base fue conocido solamente por las 6 firmas interesadas en la compra.

Los montos de las ventas facturadas en el ejercicio del último año (1996) y las ganancias netas de las empresas, que ascendían entre las cuatro a 12.1 millones de colones, representaban un enorme atractivo para los inversionistas; pero a la vez dejan una imagen en proyección de las ganancia que CEL dejaría de percibir con la privatización de estas empresas.

Finalmente, se consumó la venta de las cuatro distribuidoras de Energía Eléctrica, por un total de US $ 586 millones de dólares, siendo adquiridas de la siguiente forma: CAESS y EEO, comprada por ENERSAL C.A. de Venezuela, por US $ 297 millones; DELSUR, comprada por Electricidad de Centroamérica S.A. de C.V., de Chile, por US $180 millones; CLESA, comprada por AES El Salvador Limited, de Estados Unidos, por US $ 109 millones. El restante 25% de acciones de las tres distribuidoras eléctricas se vendieron de la siguiente manera: trabajadores de CEL el 20%, Bolsa de Valores el restante 5%.

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2.3 Caracterización del mercado Actual de la Actividad de Distribución Eléctrica en el Salvador.

A continuación se hace una breve descripción del sistema eléctrico salvadoreño actual, para luego describir con más detalle la actividad de distribución (los datos estadísticos presentados han sido obtenidos de los boletines estadísticos emitidos por SIGET para el sector eléctrico [SIGE05]:

2.3.1 Generación

El sistema de generación que forma parte del mercado mayorista está compuesto por la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), quien opera las centrales hidroeléctricas; LaGeo, que opera las centrales geotérmicas y de la cual es de propiedad conjunta entre el Gobierno y ENEL de Italia; Duke Energy Internacional El Salvador, Nejapa Power Company, Generadoras privadas, que compraron parte de las plantas térmicas de CEL en la privatización y finalmente CESSA, y CASSA, éstas dos últimas empresas la energía es utilizada en parte para consumo propio y el excedente lo venden a en el mercado mayorista.

En el año 2005 la capacidad instalada presentó un crecimiento de 2.2% respecto al nivel reportado en el año 2004. Es decir, pasó de 1,095.5 MW a 1,119.4 MW. Por otra parte, cabe destacar que de ésta capacidad instalada solamente el 86.75% se consideró como disponible al 31 de diciembre de 2005.

La estructura de la generación neta total por tipo de recurso, se presenta en la siguiente gráfica, en la cual refleja que durante el año 2005 el 38.4% de la demanda en el mercado mayorista fue cubierta mediante generación térmica, el 35.0% con hidráulica, el 20.6% con geotérmica y 6.0% con importaciones netas.

Estructura de Generación Neta

Térmico 38%

Geotérmico 21%

Importacines netas 6% Hidroeléctrico

35%

Hidroeléctrico

Geotérmico

Térmico

Importacines netas

Gráfica No. 2.1 Estructura de Generación Neta en El Salvador para el año 2005

2.3.2 Sistema de Transmisión

La Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. (ETESAL), es la responsable del mantenimiento y expansión del sistema de transmisión nacional, incluyendo las líneas de interconexión con Guatemala y Honduras.

A diciembre de 2005, el sistema de transmisión en El Salvador estaba compuesto por 36 líneas de 115 kV., que tienen una longitud total de 1.021,52 Km., 23 subestaciones de potencia y dos líneas de 230 kV., que interconectan el sistema de transmisión de El Salvador con el de Guatemala y Honduras, cuya longitud en el caso de la línea hacia

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Guatemala es de 14.6 Km. y hacia Honduras es de 92.9 Km., longitudes que corresponden al tramo que pertenece a El Salvador.

El sistema salvadoreño está directamente interconectado con los países de Guatemala y Honduras, e indirectamente con los demás países Centroamericanos, Costa Rica, Nicaragua, y Panamá. Una interconexión con México está en construcción bajo un convenio firmado entre Guatemala y México. Hasta hoy, la comercialización de energía entre los países ha estado limitada por restricciones físicas asociadas con los enlaces existentes a 230kV; el proyecto SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central) proveerá un refuerzo considerable (300 MW entre los países), el cual consiste en una línea de transmisión y subestaciones asociadas que interconectan todos los países centroamericanos desde Panamá en el sur hasta Guatemala en el norte, la cual actualmente esta en la fase de construcción.

2.3.3 Mercado Eléctrico Mayorista

La Unidad de Transacciones (UT) es la entidad responsable de la operación del Mercado, así como de asegurar la calidad del suministro y administrar el mercado mayorista de energía eléctrica. Este último se subdivide en Mercado de Contratos y Mercado Regulador del Sistema (MRS). Siendo la UT un ente privado, sus accionistas son los generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y usuarios finales y su capital social esta constituido por cinco clases o series de acciones.

Durante el año 2005, en el mercado mayorista participaron como generadores, la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), LaGeo, Duke Energy Internacional El Salvador, Nejapa Power Company, CESSA y CASSA; como distribuidores, CAESS, DELSUR, AES CLESA y Cía, EEO, y DEUSEM; como comercializadores, EXCELERGY, El Paso Technology, Mercados Eléctricos de Centroamérica, ORIGEM, Duke Energy Comercializadora y Poliwatt y como usuarios finales ANDA e INVINTER.

2.3.3.1 Demanda de Potencia y Energía

La demanda máxima del sistema eléctrico mayorista fue de 829 MW, y se presentó el miércoles 7 de diciembre de 2005, a las 18:30 horas. En el mercado eléctrico mayorista, la demanda de energía para el año 2005 fue de 4,679.2 GWh, observando un crecimiento de 5.0% especto al volumen 4,454.6 GWh reportado en el 2004; el mercado de contratos representa 60.98% y el MRS 39.02%.

2.3.3.2 Los Precios en el MRS

A partir de las estadísticas publicadas por la Unidad de Transacciones, el precio promedio ponderado anual de la energía demandada en el Mercado Regulador del Sistema (MRS) para el año 2005 reflejó un valor de US$ 68.91 por MWh, el precio máximo observado se registró en el mes de noviembre, el cual alcanzó un valor de US$ 226.25 por MWh y el mínimo ofertado fue de US$ 1.59 por MWh, el cual se registró en enero de 2005.

Varias comercializadoras privadas operan en el mercado, pero representan menos del 8 por ciento del total de transacciones del mercado. La tabla 2.3 brinda una descripción detallada del sector.

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GENERACIÓN

Nombre Descripción Capacidad Instalada MW

Participación de mercado 2004 (% de producción

interna)

CEL Antiguo operador nacional. Se convirtió en el único operador hidroeléctrico. Es propiedad del estado.

448.6 36.4%

La Geo

Organizada como inversión conjunta entre el Gobierno y ENEL de Italia para desarrollar recursos geotérmicos.

151.2 12.3%

Duke Energy Generadora privada, compró parte de las plantas térmicas de CEL en la privatización.

318 25.8%

Nejapa Power (El Paso) Generadora privada, compró parte de las plantas térmicas de CEL en la privatización.

144 11.7%

Cemento de El Salvador (CESSA) Auto-proveedor, participa en el mercado mayorista.

32,6 2.6%

Compañía Azucarera Salvadoreña S.A. (CASSA)

Ingenio azucarero produce electricidad con bagazo de caña. 25,0 2.0%

Centrales Termoeléctrica Mercado Minorista

Varias centrales térmicas pequeñas 100,1 8.1%

Pequeñas Centrales Hidroeléctricas Pequeñas centrales Hidroeléctricas, mayormente en la zona occidental 12,3 1.0%

TRANSMISIÓN

ETESAL

Compañía nacional de transmisión. Propiedad pública

Opera líneas a 115kV y dos líneas a 230kV de interconexión (Guatemala y Honduras).

Responsable del sistema de planificación.

DESPACHO Y OPERADOR DEL MERCADO

Unidad de Transacciones (UT)

Organizada como compañía privada (generadores, distribuidoras, comercializadoras, compañía de transmisión)

Responsable del despacho del sistema y de liquidación de transacciones

DISTRIBUCIÓN

Nombre Descripción Número de

usuarios Dic’05 Ventas de Energía (2005) y

Participación de mercado

CAESS Suministra al área de San Salvador, propiedad de AES

479.038 (38%) 1,798.7 GWh, 38.4%

AES-CLESA Propiedad de AES Corp. 262.589 (21%) 769.7 GWh, 16.4%

EEO Propiedad de AES Corp. 194.677 (15%) 454.2 GWh, 10%

DEUSEM Propiedad de AES Corp. 52.200 (4%) 110.4 GWh, 2.36%

DELSURSubsidiaria de Pennsylvania Power & Light (PPL)

268.621 (22%) 993 GWh, 21.2%

COMERCIALIZADORES

Nombre Descripción Ventas

(2005)GWh Participación de mercado (%

de total)

Excelergy Privada 215 4.60%

CONEC-ES Privada - 0.00%

La Geo Rama del grupo LaGeo 13 0.29%

CEL Comercializadora Rama del grupo CEL 81 1.72%

El Paso Technology Rama del grupo El Paso 62 1.32%

ORIGEM Privada 90 1.92%

Mercados Eléctricos S.A. Privada 7 0.14%

Tabla No. 2.1 Resumen de la estructura de la industria de electricidad.

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2.3.4 Sistema de Distribución

La actividad de distribución en El Salvador la realizan cinco compañías privadas con zonas no-exclusivas de suministro, DELSUR, S.A. de C.V. y el Grupo AES El Salvador, conformado por las empresas distribuidoras CAESS, S.A. de C.V.; AES-CLESA, S. en C. de C.V.; EEO, S.A. de C.V. y DEUSEM, S.A. de C.V.

El área de influencia y la distribución en el porcentaje de ventas se presenta en el siguiente gráfico:

Gráfica No. 2.1 Área de influencia de cada una de las Distribuidoras de energía eléctrica en El Salvador

La condición de no exclusividad en el área de servicio creó la condición que pudiese creerse que existiría competencia entre las distribuidoras. Esto provocó una lucha de capturas de clientes, generando instalaciones redundantes, se construyeron líneas denominadas de “bloqueo” para tratar que el distribuidor en supuesta competencia no pudiese tener acceso a construir redes.

También se construyeron redes en zonas donde no existían suministros, pero las expectativas de nuevos usuarios a instalarse en el lugar eran grandes. Esto tal y como la teoría y la práctica lo han demostrado, es ineficiente ya que se trata de actividades con fuertes economías de escala. Otro elemento que generó mayor distorsión en este sentido fue que tanto los costos de tarifa de acceso como la energía es tiene un diferente valor para cada distribuidor.

Actualmente no existe una normativa o algún reglamento que delimite las zonas de influencia de las distribuidoras, pero existen acuerdos no formales de respetar los territorios delimitados entre distribuidoras.

A diciembre de 2005, el sistema de distribución en El Salvador tenía una longitud total de 36.241 Km., el número total de usuarios ascendió a 1.293.270 dispersos en un área geográfica de 21.404,8 Km2, con una venta final de energía igual 4.054.670,6 MWh, estos valores se resumen por empresa distribuidora en la siguiente tabla:

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INDICADOR CAESS DELSURAES-

CLESAEEO DEUSEM

Área Servida (Km2) 4,572.0 4,286.8 4,696.0 6,270.0 1,580.0

No. de empleados 502 277 228 178 34

No. de Abonados 487,671 277,762 273,163 200,721 53,953

Baja Tensión 484,901 275,497 271,732 199,823 53,746

Media tensión 2,770 2,265 1,431 898 207

Kms de línea 7,868 7,294 8,786 9,708 2,585

Baja Tensión 3,848 3,084 4,113 4,910 1,687

Media tensión 4,020 4,210 4,673 4,798 897

Venta Final de energía (MWh)

1,824,840.9 1,007,926.9 722,235.8 405,022.0 94,645.0

Tabla No. 2.2 Indicadores de la actividad de distribución por empresa distribuidora para el año 2005.

2.3.4.1 Estructura de Redes

La estructura de la red de distribución se divide en zonas funcionales por nivel de tensión. Estos niveles de tensión van desde los denominados Subtransmisión hasta niveles de voltaje adecuados para los usuarios finales denominado de baja tensión, estos se describen a continuación

Niveles de Subtransmisión o Redes de Reparto:

46 kV.: Nivel de tensión considerado como de sub transmisión. Las redes con este nivel de tensión son construidas y operadas por las compañías distribuidoras, es un sistema en configuración Delta Aislado. El cual genera muchos problemas para detectar fallas monofásicas en este sistema.

Este nivel de voltaje se utiliza mayormente para conectar subestaciones de transmisión (115/46 kV) con subestaciones de distribución 46/13.2-23 kV en zonas rurales. Existen pocos usuarios conectados directamente a este nivel de tensión, de éstos la mayor parte se concentran en las zonas de AES-CLESA, S. en C. de C.V. y de DELSUR, S.A. de C.V.

34.5 kV: Este nivel de tensión al igual que el de 46 kV, se considera como de subtransmisión. Este tiende a ser eliminado y actualmente la única distribuidora que lo tiene es AES-CLESA, S. en C. de C.V. Es un nivel de voltaje con puesta a tierra disponible (Estrella Aterrizado), pero es explotado como si fuese aislado. Este nivel de voltaje mayormente esta siendo utilizado para alimentar a usuarios finales a este nivel de voltaje.

Los estándares constructivos de líneas en este nivel de voltaje son los mismos que el nivel de 46 kV.

Subestaciones de Distribución Alta ó Media/Media tensión: Son los puntos de la red denominada transmisión desde donde se toma la energía para alimentar una zona extensa de consumo o zonas de elevado consumo. Para el caso de algunas subestaciones se reduce directamente el nivel de voltaje de Transmisión (115 ó 230 kV) a niveles de distribución. Existen otros casos por ejemplo en las zonas rurales, donde estos puntos de transformación disminuyen el nivel de voltaje de transmisión a niveles denominados de subtransmisión 46 y 35.4 kV, de ahí parten los circuitos a esos niveles de voltaje y alimentan subestaciones que reducen el este nivel de voltaje a niveles de distribución.

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Red de media Tensión (MT):

Está constituida por alimentadores principales y derivaciones, en El Salvador, los niveles de tensiones nominales más utilizados se mencionan a continuación:

Existe una gama de niveles de voltaje aunque la idea actual es hacer desaparecer algunos, generalmente los de menor valor, la gama de dichos niveles son:

23 kV: Utilizado en las zonas urbanas de la capital del país y en algunas cabeceras departamentales de la zona oriental.

13.2 kV: Nivel de voltaje utilizado prácticamente en las zonas rurales de todo el país, y en ciertas poblaciones urbanas del oriente y occidente del país.

4.16 kV: Voltaje de media tensión utilizado en zonas rurales y actualmente una parte de la zona metropolitana de San Salvador, este voltaje tiende a desaparecer gradualmente a niveles de voltaje de 23 ó 13.2 KV.

2.4 kV: Voltajes utilizado en redes de distribución antiguas que no han sido renovadas por años, la tendencia es ha realizar proyectos de inversión para la conversión de este nivel de voltaje a niveles de 23 ó 13.2 kV.

Existe un único estándar constructivo para las redes de distribución para el nivel de voltaje de 23 kV. Para el nivel de 13.2 kV, existen dos estándares A y B, para la construcción de dichas redes1.

Las redes de distribución en su gran mayoría son redes aéreas, aún en los centros urbanos, últimamente se han construido algunas pequeñas redes subterráneas, pero sus longitudes no son considerables comparadas con las redes aéreas.

También en la zona oriental existen alguno tramos de líneas de distribución se puede decir del tipo submarino para alimentar pequeñas islas. Su tamaño es despreciable respecto al de las redes aéreas.

Centros de transformación media/baja tensión (MT/BT)

Se conectan a lo largo de la red de MT para alimentar un conjunto de consumidores finales, estos centros de transformación son monofásicos, en conexión individual o en grupo para formar bancos trifásicos, o directamente transformadores trifásicos. La mayoría de los centros de transformación son del tipo poste, sin protección interna. Estos centros de transformación en el caso de suministros de baja tensión en su mayoría son propiedad del distribuidor de la zona. En el caso de usuarios que han optado por tarifas en media tensión, los centros de transformación son propiedad de los usuarios finales.

Red de Baja Tensión (BT)

Está constituida por líneas radiales que salen del centro de transformación y llegan a los clientes finales, en El Salvador, la tensión nominal de esta red es 240 V entre fases, 120 V entre fase y neutro y frecuencia de 60 Hz.

1 Existe una normativa denominada estándares para la construcción de líneas aéreas de distribución de energía eléctrica.

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Al igual que las líneas de media tensión, estas son en su mayoría líneas aéreas a veces en conductores “Entorchados”, es decir un hilo concéntrico con mucha resistencia mecánica (Utilizado como conductor de neutro) y alrededor de éstos, conductores de aluminio cubiertos con algún material aislante ó líneas abiertas es decir líneas separadas por fase.

Para el caso de redes de baja tensión existen un porcentaje de redes consideradas como propiedades de terceros, pero que a partir del 2003, se ha considerado en la tarifa eléctrica una cantidad de dinero para que las empresas distribuidoras gradualmente operen y mantengan dichas redes.

2.3.4.2 Nivel de Pérdidas Técnicas

Los niveles de pérdidas técnicas dependen básicamente del nivel de área de suministro. Las distribuidoras con centros de consumo más concentrados y menor dispersión de cliente tienen menores pérdidas técnicas de distribución, estas se presentan a continuación:

INDICADOR CAESS DELSUR AES-CLESA

EEO DEUSEM

Pérdidas Totales (%) 7.40% 9.41% 9.92% 11.25% 13.83%

Técnicas 6.49% 6.50% 9.84% 10.88% 11.82%

No Técnicas 0.91% 2.91% 0.08% 0.37% 2.01%

Tabla No. 2.3 Nivel de pérdidas técnicas registradas en el año 2005.

Se consideran pérdidas técnicas a las provocadas por la circulación de la energía por los conductores y equipos que forman parte de las redes, y la pérdidas no técnicas se asocian a fraudes, hurtos de energía, condiciones anómalas de los medidores de energía eléctrica, etc.

2.3.4.3 Nivel de Cobertura de Electrificación Eléctrica

A partir del año 1998 se han realizado esfuerzos considerables en la ampliación del suministro de energía eléctrica en las zonas rurales del país. Esta iniciativa esta apoyada por el gobierno a través de la institución llamada Fondo de Inversión Nacional de Electricidad y Comunicaciones (FINET). A continuación se presenta la evolución del nivel de electrificación de los últimos años.

Población Habitantespor vivienda

Total de viviendas

Clientesresidenciales

Índice de electrificación

Año

Miles Miles Miles (%)

1985 4759 5 950 391.9 41.3

1990 5 110 4.9 1046.1 544.7 52.1

1995 5 669 4.8 1193.4 767 64.3

1996 5 787 4.8 1218.3 808.9 66.4

1997 5 908 4.8 1243.9 852.1 68.5

1998 6 031 4.8 1269.7 898.7 70.8

1999 6 154 4.8 1295.6 948.1 73.2

2000 6 276 4.8 1321.3 1001.5 75.8

2001 6 397 4.8 1346.7 1041 77.3

2002 6 518 4.8 1372.2 1070.3 78

2003 6 638 4.8 1397.5 1121.4 80.2

2004 6 757 4.8 1422.6 1157.4 81.4

2005 6 875 4.8 1447.3 1191.3 82.3

Tabla No. 2.4 Evolución del índice de electrificación en El SalvadorFuente CEPAL [CEPA06]

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2.3.4.4 Calidad del servicio

Actualmente existe una Normativa específica para la calidad de los sistemas de distribución de energía eléctrica, la cual se encuentra contenida en el Acuerdo 192-E-2004 [SIGE04] emitido por la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), a continuación se presentan los aspectos más relevantes de la normativa actual:

2.3.4.4.1 Responsabilidad de la Distribuidora

El distribuidor, dentro de su zona de servicio, está obligado a:

a) Prestar a sus usuarios, un servicio de energía eléctrica que cumpla con los índices o indicadores de calidad exigidos en las Normas; b) Cumplir en lo que le corresponde con lo consignado en dichas Normas y procedimientos aprobados por SIGET; c) Responder ante otros operadores, por el pago de las compensaciones ocasionadas por las interrupciones ocasionadas por él o por un Usuario conectado a su red, que afecten el servicio de Terceros; d) Mantener un archivo histórico, por un período no inferior a dos años, de toda la información procesada y de los valores medidos de cada parámetro para todos los puntos que establecen las Normas.

2.3.4.4.2 Objeto y Alcance de la Normativa de Calidad

Las Normas tienen por objeto regular los índices e indicadores de referencia para calificar la calidad con que las empresas distribuidoras de energía eléctrica suministran los servicios de energía eléctrica a los usuarios de la Red de Distribución, tolerancias permisibles, métodos de control y compensaciones respecto de los siguientes parámetros igualmente considerados e incorporados en la tarifa:

a) La calidad del suministro o servicio técnico prestado, que está relacionado principalmente con las interrupciones del servicio;

b) La calidad del producto técnico suministrado, que implica los elementos siguientes: i) Niveles de Tensión; ii) Perturbaciones en la onda de voltaje (flicker y tensiones armónicas); iii) Incidencia del Usuario en la calidad.

c) La calidad del servicio comercial que está relacionado con los elementos siguientes: i) La Atención al usuario; ii) Los medios de atención al usuario; iii) La precisión de los elementos de medición.

Están sujetos a las disposiciones de la Normativa todos los distribuidores y usuarios que hacen uso de las redes de distribución de energía eléctrica.

2.3.4.4.3 Etapas de Regulación

Implementación de la Etapa de Régimen

Con la finalidad de posibilitar una adecuación gradual de los operadores y usuarios a las exigencias de las Normas de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución, el proceso de implementación de la etapa de Régimen se tiene previsto, se realizará

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en tres períodos con niveles de exigencia crecientes, cuyas fechas de implementación propuestas son las siguientes:

a) 1 de enero de 2005 – 31 de diciembre de 2005. Durante este período la SIGET requirió a las empresas distribuidoras que durante el periodo del 1 de enero de 2005 al 31 de diciembre de 2005, desarrollara Planes de Inversión comprometidos para adecuar su infraestructura eléctrica, para cumplir de las exigencia de las Normas de Calidad del Servicio, con el fin de mejorar la calidad de servicio de sus sistemas de distribución.

Se estableció compensar en dicho período las transgresiones a los límites individuales en la Calidad del Servicio Comercial y Producto Técnico.

b) 1 de enero de 2006 – 31 de diciembre de 2007: En este período, entrarán en vigencia las compensaciones por Calidad de Servicio Técnico, además de continuar las compensaciones individuales en las Calidades de Servicio Comercial y Producto Técnico. Las empresas distribuidoras continuarán desarrollando el plan de inversiones comprometido para dicho período, con el fin de mejorar la calidad de servicio de sus sistemas de distribución.

c) 1 de enero de 2008 en adelante: En este período se aplicarán todas las compensaciones individuales y globales por las transgresiones a los límites establecidos en la norma de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución. Además entraran en vigencia las compensaciones por perturbaciones. Las empresas distribuidoras continuarán desarrollando las inversiones que consideren necesarias para el cumplimiento de las exigencias de Calidad del Servicio Técnico, Calidad del Producto y Calidad del Servicio Comercial.

2.3.4.4.4 Sistema de Control

El objeto de establecer un Sistema de Medición y Control de la Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución, es que todo Distribuidor disponga de un sistema auditable que permita el análisis y tratamiento de las mediciones realizadas para la verificación de la Calidad del Servicio Técnico y la Calidad del Producto, sistema se ha previsto que debe contemplar al menos, lo siguiente:

a) La interrelación entre los registros de mediciones y las tolerancias previstas respecto de los parámetros que intervienen en el cálculo de los índices o indicadores de Calidad del Servicio Técnico y de Calidad del Producto, establecidos en la Normativa correspondiente;

b) El cálculo de las compensaciones; c) El establecimiento del número y localización de los beneficiados por las

compensaciones;d) La adecuación y actualización de los sistemas informáticos existentes respecto de

las exigencias que las Normas especifican;

2.3.4.4.5 Niveles de Calidad Permitidos

Índices de Calidad para las Interrupciones

La Calidad del Servicio Técnico es evaluada mediante los siguientes índices:

Indicadores globales: Frecuencia Media de Interrupción por kVA (FMIK); Tiempo Total de Interrupciones por kVA (TTIK); Energía No Suministrada (ENS).

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Indicadores individuales: Índice de Frecuencia de Interrupción Promedio por usuario (interrupciones /usuarios / año, SAIFI); Índice de Duración de Interrupción Promedio por usuario (horas/ usuarios/año, SAIDI); Índice de Frecuencia de Interrupción Promedio al Consumidor Afectado (interrupciones /usuarios afectados/ año) CAIFI; Índice de Duración de Interrupción Promedio por Consumidor (horas /interrupción del consumidor) CAIDI.

Las tolerancias en los Indicadores de Calidad del Servicio Técnico de energía eléctrica son:

IMPLEMENTACIÓN ETAPA DE RÉGIMEN

Urbano Rural Indicador Unidad

Período año 2005 al 2007

Período a partir del año 2008

Período año 2005 al 2007

Período a partir del año 2008

FMIK Global Int/año/kVA 8 5 14 12

TTIKGlobalhoras/año/kVA

14 10 30 24

SAIFI Global Int./año 9 7 15 12

SAIDI Global horas/año 18 14 30 24

SAIFIus IndividualInt./año/usuario

10 8 20 15

SAIDI us Individualhoras/año-usuario

20 16 40 30

CAIFIIndividual Int./año-usuario afectado

16 14 22 18

Tabla No. 2.5 Indicadores de calidad del servicio técnico.

Índices de Calidad del Producto Técnico.

Se exige a la empresa distribuidora mantener sus niveles de tensión, dentro de los rangos señalados en la norma, de manera que los equipos eléctricos de los usuarios puedan operar eficientemente dentro de las tensiones normalizadas para el sistema de distribución eléctrica.

Niveles de Tensión: el indicador de calidad para evaluar la tensión de entrega en un intervalo de medición k, es la diferencia Vk entre la media de los valores eficaces (RMS) instantáneos medidos en el punto de entrega Vk y el valor de la tensión nominal VN del mismo punto. Este indicador está expresado como un porcentaje de la tensión nominal del punto:

%100*(%)N

Nkk

V

VVV (2.1)

Límites Admisibles. Los niveles máximo y mínimo de tensión, según las zonas de servicio, en el punto de suministro o entrega al usuario, se indican en la siguiente Tabla:

Vk

Régimen período año 2005 en adelante NIVEL DE TENSIÓN

Urbano Rural Aislado

Baja Tensión ( 600 V) ± 7% ± 8% ± 8.5%

Media Tensión (600 V < V<115 kV)

± 6% ± 7% ± 8.5%

Tabla No. 2.6 Límites de nivel de tensión.

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Las empresas distribuidoras son responsables del cumplimiento de los límites permisibles de tensión en redes de distribución de terceros que son operadas por el distribuidor. Es decir, aquellas sobre las que hayan asumido su responsabilidad de la operación, mantenimiento y reposición de conformidad al plan de trabajo que hubiere sido presentado y aprobado por el regulador. Esta condición no se aplica a aquellas líneas de terceros cuando por cualquier medio se obstaculice, dificulte o impida al distribuidor realizar las labores de operación, mantenimiento y reposición de las mismas.

Indicadores Globales del producto técnico.

Para evaluar el conjunto de mediciones realizadas a lo largo de la Campaña de Medición por parte de las distribuidoras se determinan los indicadores globales, independientes de las mediciones que puedan surgir por los apartamientos registrados en cada una de las mediciones realizadas. Estos indicadores se calculan semestralmente considerando una ventana móvil anual que contempla las mediciones realizadas en el semestre bajo análisis "n" y el anterior "n-1".

Límites admisibles para el indicador del Efecto de Parpadeo (Flicker)

El indicador del efecto de parpadeo en el sistema de distribución, deberá ser medido por el índice de severidad de efecto de parpadeo de corto plazo Pst. El Pst deberá ser menor o igual a 1.00 para todos los niveles de tensión de distribución.

Límites admisibles para los indicadores de Armónicas

Las empresas distribuidoras, deberá limitar la distorsión armónica en los niveles de Media y Baja tensión de acuerdo a lo especificado en la Norma respectiva. Dichos niveles de referencia para las armónicas de tensión en Baja Tensión, no deben ser superados durante más del cinco por ciento (5 %) del período de medición.

Indicadores de la Calidad Comercial.

Se establecen dos tipos de indicadores relacionados con la medición de la Calidad del Servicio Comercial que prestan las Empresas Distribuidoras:

a) Niveles Globales de Calidad Comercial: Son aquellos que se corresponden con metas globales para toda la empresa distribuidora. b) Niveles de Calidad Comercial Garantizados a cada Cliente: Son aquellos vinculados a prestaciones garantizadas a cada usuario final del servicio de energía eléctrica en forma individual.

A efectos de la determinación de los indicadores de Calidad del Servicio Comercial, un Área Geográfica es considerada como de:

Densidad demográfica alta: más de 5,000 habitantes/km2 Densidad demográfica media: de 1,001 a 5,000 habitantes/km2 Densidad demográfica baja: de1 a 1000 habitantes/km2

Un resumen de los diferentes indicadores de los Niveles Globales de Calidad del Servicio Comercial se presenta a continuación:

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Límite admisible Indicador Descripción DDA DDM DDB

COSE Porcentaje de conexiones de servicio a los usuarios finales que no requieran de ampliación o modificación de la red de distribución, y debe realizarse dentro de los plazos máximos garantizados a cada usuario final, establecidos, después de la fecha de pago del derecho de conexión.

97% 97% 95%

USREUsuarios reconectados después de una interrupción dentro de los plazos máximos garantizados a cada usuario, siempre y cuando la interrupción del suministro se de por razones técnicas

97% 97% 95%

IPEPorcentaje de errores en la facturación, y es el cociente de dividir el número de cuentas ajustadas con motivo de corregir un error de lectura o facturación por el número total de facturas emitidas

3% 3% 3%

IFE Porcentaje de Facturación Estimada 2% 3% 5% PRUi Porcentaje de Reclamos procedentes por interrupciones de servicio en el año 3% 3% 3%

PRUtPorcentaje de Reclamos procedentes por variaciones en los niveles de tensión

3% 3% 3%

PRUc Porcentaje de Reclamos procedentes por problemas comerciales en el año 2% 2% 2% TPA Tiempo promedio de procesamiento para resolver cada reclamo o queja 10 Días 10 Días 10 Días

PARA Porcentaje de Resolución 95% 95% 95%

RCSU

Reconexión de Suministro, porcentaje de reconexiones de suministros suspendidos por falta de pago que, como mínimo, deben ser realizados por el distribuidor dentro de los plazos garantizados a casa usuario final, esto es después que el usuario haya cancelado la deuda o en su defecto haber hecho un arreglo de pago.

97% 97% 95%

RCUSRespuesta a las consultas de los Usuarios, se considera el porcentaje de consultas que como mínimo, deben ser respondidas por escrito por la distribuidora dentro del plazo establecido

98% 98% 98%

Tabla No. 2.7 Indicadores de Calidad Comercial Globales.

Niveles de Calidad Comercial Garantizados a cada Cliente: Estos niveles de calidad se resumen en el siguiente cuadro:

Plazo Máximo admitido para cada cliente Indicador Descripción

DDA DDM DDB

COSE (sin Modificación de Red

Tiempos máximos de conexiones de servicio a los usuarios finales que no requieran de ampliación o modificación de la red de distribución, y debe realizarse dentro de los plazos máximos garantizados a cada usuario final, establecidos, después de la fecha de pago

3 días 4 días 6 días

COSE (Con modificación de la Red)

Igual que el anterior pero considerando modificaciones en la red de distribución

20 días 30 días 45 días

USRE

Usuarios reconectados después de una interrupción dentro de los plazos máximos garantizados a cada usuario, siempre y cuando la interrupción del suministro se de por razones técnicas

3 Horas 4 Horas 8 Horas

CFFECorresponde al límite máximo admisible en los casos que es distribuidor tenga que estimar la facturación de un usuario final

2 Facturas 3 Facturas 3 Facturas

TRRC

Indicador que toma en consideración los tiempos en que el distribuidor deberá resolver los reclamos de los usuarios finales por cuestiones comerciales, contados a partir del momento en que sean recibidos por esta.

7 Días 10 Días 15 Días

RCSU

Reestablecimiento del servicio suspendido por falta de pago que, como mínimo, deben ser realizados por el distribuidor dentro de los plazos garantizados a casa usuario final, esto es después que el usuario haya cancela

10 Horas 15 Horas 24 Horas

RCUS

Indicador que establece el tiempo máximo, en que el distribuidor debe dar respuestas escrita a las consultas de los usuarios, tomando como punto de partida el momentos desde que éste la recibe

3 días 3 días 3 días

20

Plazo Máximo admitido para cada cliente Indicador Descripción

DDA DDM DDB

INPR

Información a los Usuarios Finales a cerca de las Interrupciones Programadas, el distribuidor deberá informar a los usuarios acerca de las interrupciones programadas de suministro, con una anticipación no inferior al plazo máximo establecido

48 Horas 48 Horas 48 Horas

RETE

Reclamos por Inconvenientes con el Nivel de Tensión Suministrado, establece el tiempo máximo permitido para efectuar una inspección técnica al lugar, después de recibido el reclamo.

Inspección técnica al lugar a más tardar dentro de dos (2) días hábiles; y respuesta por escrito a más tardar dentro de treinta (30) días calendario.

Inspección técnica al lugar a más tardar dentro de tres (3) días hábiles; y respuesta por escrito a más tardar dentro de treinta (30) días calendario.

Inspección técnica al lugar a más tardar dentro de tres (3) días hábiles; y respuesta por escrito a más tardar dentro de treinta (30) días calendario.

REMEReclamos por Inconvenientes en el Funcionamiento del Medidor

Inspección técnica al lugar a más tardar dentro de tres (3) días hábiles; y respuesta por escrito a más tardar dentro de treinta (30) días calendario.

Inspección técnica al lugar a más tardar dentro de cinco (5) días hábiles; y respuesta por escrito a más tardar dentro de treinta (30) días calendario.

Inspección técnica al lugar a más tardar dentro de cinco (5) días hábiles; y respuesta por escrito a más tardar dentro de treinta (30) días calendario.

Tabla No. 2.8 Indicadores de Calidad Comercial Individuales.

2.3.4.4.6 Compensación por Calidad de Servicio de Distribución

Dentro de las normas de calidad del servicio se define como Compensación por Calidad de Servicio de Distribución, al valor monetario que cada empresa Distribuidora debe compensar a sus usuarios, por todo aquel incumplimiento a las tolerancias establecidas en los índices definidos en las Normas de Calidad de Servicio Técnico, Calidad del Producto Técnico y Calidad del Servicio Comercial, existen compensaciones a la calidad en los siguientes aspectos:

a. Compensación por Energía no Entregada (ENS) b. Compensación por incumplimiento a las tolerancias establecidas para la Calidad

de servicio técnico tanto individual como global. c. Compensación por Regulación de Tensión (individual y Global) d. Compensación por Flicker en la Tensión y Armónicos e. Compensación por Incumplimiento de la Calidad Comercial (Global y por

Incumplimiento a los Niveles de la Calidad de Servicio Comercial Garantizado a Cada Cliente.

La metodología del cálculo de las compensaciones se encuentra contenida en las Normas de Calidad de los Sistemas de Distribución [SIGE04].

2.3.4.4.7 Niveles de Calidad Actuales y Montos Compensados

Actualmente todas las empresas distribuidoras no han alcanzado los niveles de calidad establecidos a excepción del caso de Delsur para el indicador del TTIK Urbano, un resumen de los indicadores registrados por empresa se muestra a continuación:

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FMIKurb(Int/Año)

FMIKrur(Int/Año)

TTIKurb(Hrs/Año)

TTIKrur(Hrs/Año)

Límite 8 14 14 30

CAESS Indicador 2006 9.41 23.17 15.15 65.37

% Alejamiento 17.6% 65.5% 8.2% 117.9%

DELSUR Indicador 2006 8.4 15.5 12.4 47.4

% Alejamiento 5.0% 10.7% -11.4% 58.0%

AES CLESA Indicador 2006 16.86 21.56 29.95 63.46

% Alejamiento 110.8% 54.0% 113.9% 111.5%

EEO Indicador 2006 19.7 37.25 17.25 68.08

% Alejamiento 146.3% 166.1% 23.2% 126.9%

DEUSEM Indicador 2006 11.22 20.21 19.41 58.89

% Alejamiento 40.3% 44.4% 38.6% 96.3%

Tabla No. 2.9 Niveles de Calidad registrados por las empresas distribuidoras para el año 2006.

Los montos estimados a compensar el año 2006 (correspondiente a los indicadores de 2005), se presentan a continuación:

Empresa Monto a Compensar

CAESS $223,098.30

DELSUR $232,254.71

CLESA $242,008.76

EEO $180,734.79

DEUSEM $31,734.25

Total $909,830.81

Tabla No. 2.10 Montos estimados a compensar por las empresas distribuidoras por incumplimientos de lo niveles de calidad el año 2005.

2.3.4.5 Funciones de la Actividad de Distribución

Las empresas distribuidoras realizan una serie de funciones técnicas relativas a las actividades de red que pueden clasificarse en:

Planificación de redes Desarrollo y realización de obras Explotación y mantenimiento de instalaciones y equipos

Planificación de redes

La planificación de la red comienza por la estimación del crecimiento de la demanda que la distribuidora deberá suministrar en el futuro. A partir de la demanda existente, y en el horizonte considerado, se deben tener en cuenta los crecimientos vegetativos de la demanda, los planes de desarrollo urbanísticos para el sector residencial e industrial, y el impacto que sobre el crecimiento de la demanda tendrán los planes de ahorro y eficiencia energética, calidad del servicio, pérdidas y la posible conexión de generación distribuida en la red.

Para el caso de las distribuidoras de El Salvador en la cual el grupo AES es propietario mayoritario de 4 de las cinco distribuidoras (CAESS, AES CLESA, EEO y DEUSEM), la planificación se realiza en forma centralizada. En los últimos años se han realizado fuertes inversiones en herramientas para las diferentes gestiones de la actividad de distribución y la integración de estas, a continuación se presentan las más relevantes:

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Bases de datos comerciales: Todos los distribuidores utilizan el sistema de Gestión Comercial llamado OPEN SGC.

Call Center: tanto el grupo AES como Delsur, utilizan un sistema de call center para atender todas las solicitudes, avisos y reclamos de los usuarios finales.

Georeferenciación: Se tiene inventariados todos los activos de las redes de distribución en los niveles de media tensión, esto comprende ubicación espacial de los elementos y características más importantes a través de sistemas GIS específicos.

Modelos eléctricos: Tanto el grupo AES como Delsur, tiene modeladas las redes de media tensión utilizando el programa de simulación de redes eléctricas llamado Windmil, esta herramienta es la utilizada para crear los planes de inversión para hacer frente al crecimiento de demanda, mejoras en la Calidad y reducción de pérdidas.

Herramientas para la gestión de la Calidad: Debido a las exigencias en esta área y que fueron mencionadas en la parte de la calidad de los sistemas de Distribución las empresas han desarrollado programas informáticos para recopilar y procesar la información de calidad, cumpliendo tanto con los requerimientos de gestión de las respectivas administraciones como de la normativa regulatoria aplicable.

Finalmente todas las herramientas antes mencionadas estas siendo vinculadas entre sí, el grado de avance en dicha actividad esta más adelantada en la empresa DELSUR.

Desarrollo y realización de obras

Para esta actividad las obras nuevas se utilizan personal propio de las empresas y personal subcontratado, principalmente la ingeniería y diseño se realiza con personal propio y la construcción en sí se realiza mediante empresas subcontratistas, aunque existen excepciones en las cuales los proyectos son licitados con la modalidad llave en mano.

Las tareas de explotación y mantenimiento

Existen centros de control en cada una de las empresas, desde los cuales se realiza la coordinación de maniobras y despacho de cuadrillas de trabajadores que atienden las fallas.

El nivel de automatismo en la red es bajo y más bien únicamente los equipos de protección de cabecera de los alimentadores pueden ser controlados a distancia. Aunque cada vez más se están realizando inversiones para instalar equipos telemandados intermedios en los circuitos o en interconexiones entre circuitos.

Al igual que las tareas de desarrollo y realización de obras se realiza tanto con personal propio como personal subcontratado

2.3.4.6 Regulación de la distribución: Licencias, Acceso y Tarifas

Licencias

El ejercicio de la actividad de distribución no esta limitado a zonas exclusivas de suministro, esto llevó a pensar que podría haber competencia en esta actividad, así, las distribuidoras iniciaron acciones para “ganar” clientes en las zonas de distribución

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vecina. Pero una vez más quedo demostrado que esto es ineficiente desde cualquier punto de vista, esto además se vio agravado por que cada empresa distribuidora tiene diferentes costos tanto de tarifa de acceso.

Dichas prácticas han cesado, no por el hecho de que se haya regulado esa situación, sino más bien por posibles acuerdos entre las empresas distribuidoras.

La Ley General de Electricidad salvadoreña es muy excepcional en la libertad que ofrece a los agentes del mercado. El Artículo 8 autoriza explícitamente la integración vertical en la generación, transmisión, distribución y suministro del servicio, toda vez que establezca sistemas de contabilidad separados para cada una de ellas y se encuentren registrados como tales en la SIGET. La única limitación consiste en prohibir que las compañías de generación, distribución y suministro posean acciones de ETESAL.

Accesos

A la generación

La ley de Electricidad en el Art. No.2 literal b) establece que uno de los preceptos contenidos en la Ley, es el libre acceso de las entidades generadoras a las instalaciones de transmisión y distribución, sin más limitaciones que las señaladas por la Ley.

A transmisores

La Ley de Electricidad establece en su Artículo No. 27, que los transmisores y distribuidores estarán obligados a permitir la interconexión de sus instalaciones y la utilización de las mismas para el transporte de energía eléctrica, excepto cuando esto represente un peligro para la operación o seguridad del sistema, de instalaciones o de personas.

A Usuarios Finales y otros distribuidores

En la ley General de Electricidad en el artículo No. 105 literal i) establece que una de las infracciones catalogadas como muy graves es no permitir el uso de las redes de transmisión o distribución, sin justa causa para ello; en el Reglamento de la Ley de Electricidad [RLGE97] amplia más, estableciendo que tanto los transportistas como los distribuidores deben de permitir el acceso a terceros y menciona que únicamente puede negar el acceso a sus redes cuando esto represente un peligro para la operación o la seguridad del sistema, de las instalaciones propias, las de tercero, o de personas.

Tarifas

Las tarifas eléctricas son diferentes para cada empresa distribuidora tanto la tarifa de acceso como el precio de la energía.

En la tarifa de acceso los precios varían dependiendo de la dispersión de los clientes y la composición de tipos de clientes. Para el caso de los usuarios que consumen menos de 100 kWh. al mes, existe un subsidio dado por el gobierno a través de la FINET, la estructura tarifaría se presenta a continuación:

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I. PEQUEÑAS DEMANDAS (0 < kW < 10)

BAJA TENSION

Residencial (consumo < 200 kWh)

CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización Cargo Fijo

$ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo: $ / kWh 0,103606 0,105290 0,104930 0,105124 0,104164

Cargo por Uso de Red:

Cargo Fijo $ / Mes 0,845713 1,097934 1,152228 1,288115 1,206590

Cargo Variable $ / kWh 0,030678 0.041906 0.044162 0.049624 0.051027

Residencial (consumo > 200 kWh)

CAESS DELSUR CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización: Cargo Fijo

$ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo: $ / kWh 0,103282 0,104959 0,104607 0,104801 0,103827

Cargo por Uso de Red:

Cargo Fijo $ / Mes 1,190715 1,564365 1,643343 1,839548 1,763757

Cargo Variable $ / kWh 0,030290 0.040807 0.042955 0.048209 0.048406

Uso General

CAESS DELSUR CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización: Cargo Fijo

$ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo: $ / kWh 0,104679 0,106279 0,105898 0,106004 0,105038

Cargo por Uso de Red:

Cargo Fijo $ / Mes 1,945276 2,617281 2,754617 3,091213 3,096494

Cargo Variable $ / kWh 0,028860 0.038827 0.040867 0.045858 0.045934

Alumbrado Público

CAESS DELSUR CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización: Cargo Fijo

$ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo: $ / kWh 0,094479 0,096197 0,096063 0,096445 0,095220

Cargo por Uso de Red: $ / kWh 0,038585 0.051917 0.054644 0.061317 0.061414

II. MEDIANA DEMANDA (10 < kW < 50)

BAJA TENSION CON MEDIDOR ELECTROMECANICO (Con Medición de Potencia)

CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización: $ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo: $ / kWh 0,102871 0,104533 0,104193 0,104381 0,103387

Cargo por Uso de Red: $ / kW-mes 12,676212 17,054429

17,950163 20,142620 20,176244

MEDIA TENSION CON MEDIDOR ELECTROMECANICO (Con Medición de Potencia)

CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización: $ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo: $ / kWh 0,094642 0,096166 0,095853 0,096026 0,095116

Cargo por Uso de Red: $ / kW-mes

4,969776 8,524464 9,407321 10,494958 12,146759

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III. MEDIANA DEMANDA (10 < kW < 50)

BAJA TENSION CON MEDIDOR HORRIO

CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización: Atención al Cliente

$ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo:

Energía en Punta $ / kWh 0,110181 0,112111 0,111566 0,111850 0,111205

Energía en Resto $ / kWh 0,105839 0,107363 0,106959 0,106981 0,106016

Energía en Valle $ / kWh 0,082117 0,083727 0,083912 0,084420 0,082764

Cargo por uso de Red: $ / kW-mes 12,676212 17,054429

17,950163 20,142620 20,176244

MEDIA TENSION CON MEDIDOR HORARIO

CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización: Cargo Fijo

$ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo:

Energía en Punta $ / kWh 0,101366 0,103138 0,102637 0,102898 0,102308

Energía en Resto $ / kWh 0,097372 0,098770 0,098398 0,098418 0,097535

Energía en Valle $ / kWh 0,075547 0,077025 0,077196 0,077663 0,076143

Cargo por uso de Red: $ / kW-mes

4,969776 8,524464 9,407321 10,494958 12,146759

IV. GRANDES DEMANDAS ( >50 kW )

BAJA TENSION CON MEDIDOR HORARIO

CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización: Atención al Cliente

$ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo:

Energía en Punta $ / kWh 0,110181 0,112111 0,111566 0,111850 0,111205

Energía en Resto $ / kWh 0,105839 0,107363 0,106959 0,106981 0,106016

Energía en Valle $ / kWh 0,082117 0,083727 0,083912 0,084420 0,082764

Cargo por uso de Red: $ / kW-mes 12,676212 17,054429

17,950163 20,142620 20,176244

MEDIA TENSION CON MEDIDOR HORARIO

CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización:

Cargo Fijo $ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo:

Energía en Punta $ / kWh 0,101366 0,103138 0,102637 0,102898 0,102308

Energía en Resto $ / kWh 0,097372 0,098770 0,098398 0,098418 0,097535

Energía en Valle $ / kWh 0,075547 0,077025 0,077196 0,077663 0,076143

Cargo por uso de Red: $ / kW-mes

4,969776 8,524464 9,407321 10,494958 12,146759

BAJA TENSION CON MEDIDOR ELECTROMECANICO

CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización: $ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo: $ / kWh 0,102871 0,104533 0,104193 0,104381 0,103387

Cargo por Uso de Red: $ / kW-mes 12,676212 17,054429

17,950163 20,142620 20,176244

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MEDIA TENSION CON MEDIDOR ELECTROMECANICO CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM

Cargo de Comercialización: Cargo Fijo

$ / Usuario 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355 0,714355

Cargo por Consumo: $ / kWh 0,094642 0,096166 0,095853 0,096026 0,095116

Cargo por Uso de Red: $ / kW-mes

4,969776 8,524464 9,407321 10,494958 12,146759

Tabla No. 2.11 Estructura tarifaria vigente para el período de 1 de enero al 10 de junio de 2007.

2.4 Conclusiones

Las principales razones que motivaron la reforma del sector eléctrico en El Salvador fueron: la tendencia de privatización del sector público (la banca, ingenios, cementeras), atendiendo a la idea que la administración del estado siempre es “ineficiente”, pero principalmente a la falta de la capacidad inversora del estado.

Las reformas del sector eléctrico consistieron en la separación de la empresa estatal verticalmente integrada. Se separó en actividades que se pueden realizar en condiciones de competencia (generación y comercialización) y las actividades de red (transporte y distribución de energía eléctrica) que son tratadas como monopolios naturales regulados.

Las empresas distribuidoras pasaron de manos del estado a empresas privadas. La venta de dichas empresas generó ingresos superiores a los que el estado esperaba. Dichos ingresos adicionales pasaron a formar parte de los costes reconocidos de las empresas distribuidoras, por lo que el beneficio obtenido por la venta, está siendo pagado por los usuarios en el cargo por uso de la red.

La actividad de distribución se trata como un monopolio regulado, por lo que se creó una entidad gubernamental a la cual se le encargó la supervisión de dicho monopolio. Dicha entidad es independiente y dentro de sus actividades principales están la aprobación de las tarifas eléctricas y resolver conflictos de acceso a las redes.

El proceso de privatización de las empresas distribuidoras llevó a la conformación de 5 empresas distribuidoras. De las cuales actualmente 4 tienen un mismo accionista mayoritario.

Cada empresa distribuidora tiene diferentes cargos por uso de red, debido a las diferentes condiciones geográficas, tipos de clientes en la zona de distribución, etc. La Ley del sector eléctrico no determina franquicias territoriales para cada una de las distribuidoras. Los dos aspectos anteriores llevaron a que las empresas distribuidoras compitieran en la captura de clientes.

La metodología del control de la calidad del suministro ha tomado como base la metodología implantada en Argentina. Se han agregado algunas mejoras a la metodología, por ejemplo la consideración que las penalizaciones globales e individuales son complementarias y la zonificación de las áreas de distribución.

El mecanismo implantado para incentivar a la mejora de la calidad es por medio de penalizaciones a la violación de límites establecidos. De los montos calculados para las penalizaciones (los cuales pueden verse en la tabla 2.11), se observa que éstos no son suficientes para justificar económicamente inversiones de gran impacto para la mejora de la calidad como son por ejemplo nuevas subestaciones. Los indicadores de calidad registrados están muy por arriba de los valores de referencia.

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3. Metodología de cálculo de la remuneración de la actividad de distribución en El Salvador.

3.1 Introducción

La eficiencia económica es uno de los temas de mayor preocupación en el diseño de los modelos y esquemas regulatorios que intervienen, controlan e incentivan las actividades de los servicios públicos prestados por empresas monopólicas.

Los reguladores tienen esta responsabilidad dentro de sus funciones, para lo cual incluyen dentro de sus objetivos centrales, que los distintos agentes participantes en estos procesos deben lograr la eficiencia económica: los productores logrando mejores niveles de productividad y eficiencia productiva al generar servicios al menor costo posible, con una calidad adecuada; y los consumidores pagando la menor tarifa gracias a la eficiencia asignativa.

Otras responsabilidades asignadas a los entes reguladores, son: la garantía de la suficiencia financiera, el logro de la viabilidad y la sostenibilidad de la empresa regulada en el largo plazo, la búsqueda de una mejor equidad y la redistribución de los beneficios sociales de los avances tecnológicos.

La eficiencia económica es un tema de importancia primordial en la teoría de la regulación económica que justifica la intervención, con el objeto de corregir el incumplimiento de los supuestos normativos.

Dada la importancia teórica del concepto de eficiencia dentro del modelo de equilibrio general y la teoría del bienestar social, los reguladores adoptan distintos mecanismos regulatorios. Pero estos agentes, según las nuevas corrientes de pensamiento económico, actúan dentro de un contexto de información asimétrica e incertidumbre, enfrentándose a presiones de los políticos, los empresarios y los consumidores.

En este capítulo se describe la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica en El Salvador. Dicha metodología es el resultado del proceso de las revisiones anteriores. La primera revisión tarifaria se dio en 1997 para determinar la retribución en el período 1998-2001.

La segunda revisión tarifaria se realizó en el año 2002, en la cual se determinó la remuneración para el período 2003-2007. Actualmente se esta llevando a cabo la tercera revisión, los resultados de esta nueva revisión serán aplicables para el periodo 2008-2011.

La metodología aplicable en El Salvador, crea las bases y los lineamientos generales para el cálculo de la retribución. Dicha metodología esta contenida en el Acuerdo 328-E-2006 emitido por SIGET. La metodología establece que los montos a reconocer en la remuneración se deben basar en el cálculo de los costos medios de inversión, operación y mantenimiento, de una red de distribución eficientemente dimensionada y operada.

En el desarrollo de este capítulo se presentarán con detalle los criterios y parámetros utilizados para el cálculo. Describiendo inicialmente los antecedentes que han hecho evolucionar la metodología actual, posteriormente se presenta el marco regulatorio aplicable y finalmente un detalle de la metodología en sí.

28

3.2 Antecedentes

En el capítulo 2, se hizo mención a los antecedentes de la privatización de las empresas de distribución de energía eléctrica, para el año 1997 se dio la primera revisión tarifaria (aplicable para el período 1998-2002) y para ello se elaboró un Acuerdo que contenía la Normativa aplicable para el Cálculo de las tarifas, esta estaba contenida en el Acuerdo No.1 de 1997 emitido por SIGET [SIGE97].

La metodología para el cálculo del cargo por uso del sistema de distribución establecida se debía basar en las etapas de cálculo que se resumen a continuación:

Etapa 1: Cálculo del Activo Bruto de Servicio (ABS) correspondiente a los subsistemas de MT y BT Etapa 2: Determinación de las pérdidas de energía y potencia y confección de un balance de potencia y energía Etapa 3: Cálculo de los costos de operación y mantenimiento para los subsistemas de MT y BT Etapa 4: Cálculo del costo indirecto de administración de las instalaciones Etapa 5: Cálculo del Costo total de Operación y Mantenimiento.

Los aspectos más relevantes de esta metodología eran:

Para la fijación de los Cargos de Distribución de 1998 no se aplicaron algunos factores (por ejemplo los factores de adaptación y porcentajes máximos aceptables indicados en la metodología aplicable). La SIGET no disponía de las herramientas computarizadas requeridas para los correspondientes cálculos. Tampoco serían aplicadas las compensaciones a los usuarios por energía no entregada provocada por las falla de las instalaciones de distribución, ya que la SIGET no disponía en ese momento de un Reglamento del Mercado Minorista. Sin embargo se estableció que dichos procedimientos entrarían en vigencia, para la fijación de los Cargos de Distribución a partir del año 1999.

Para el año 2002, se realizó una revisión de la metodología tratando de mejorar ciertos aspectos. Dicha metodología está contenida en el Acuerdo 60-E-2002 [SIGE02], entre las modificaciones más relevantes respecto a la metodología basada en el Acuerdo 1 1997 destacan:

La metodología de cálculo se basa en una regulación por incentivos basado en limitación de precios. Para el cálculo se realiza una comparación de costos e infraestructura con una empresa modelo optimizada. Se establece un desacople regulatorio entre los costos y los ingresos por un período de 5 años.

El estudio se realiza tomando como año base un año anterior al período regulatorio ha establecer. Se hace una fotografía de esa condición, la cual es aplicada a los años siguientes del período regulatorio, ajustados por una fórmula establecida en el Reglamento de la Ley General de Electricidad, tomando en cuenta únicamente un ajuste por el Índice de Precios al Consumidor (IPC).

En la revisión del año 2002 se establecen los cargos de distribución a ser aplicados por las distribuidoras para el periodo 2003-2007.

Actualmente se esta realizando la revisión tarifaría correspondiente al periodo 2008-2012 y nuevamente se han realizado algunos pequeños cambios respecto a la

29

metodología empleada para establecer los cargos en el período 2003-2008, pero estos no son cambios muy significativos.

Puede decirse que la base de la metodología actual esta basada siempre en la primera metodología enunciada en el año de 1997, pero ha sufrido varias modificaciones tratándose de apegar cada vez más a la realidad de las empresas aprovechando los avances tecnológicos para procesamiento de información.

3.3 Marco Regulatorio aplicable

En este apartado se describe la legislación Salvadoreña vigente, haciendo énfasis en aquellos temas relativos al cálculo del cargo por uso del sistema de distribución.

3.3.1 Ley General de Electricidad (LGE)

En este apartado se presentan aquellos artículos de la Ley General de Electricidad que inciden directamente sobre el cálculo de los cargos por uso del sistema de distribución.

Artículo 67

La metodología prevista por la Ley para la determinación de los cargos por uso del sistema de distribución es del tipo de precios máximos (“price cap”). Esta metodología consiste básicamente en reconocer a la empresa distribuidora un nivel de gastos asociados a una gestión eficiente, a partir de los cuales se definen los cargos unitarios máximos que cada operador puede trasladar a las tarifas.

Según se establece en este Artículo de la Ley, el método para la determinación de los cargos por el uso de sistemas de distribución, deberá tomar en cuenta lo siguiente:

a. Los cargos se basarán en el cálculo de los costos medios de inversión, operación y mantenimiento de una red de distribución eficientemente dimensionada y operada. Dichos costos medios no incluirán costos de mercadeo, comercialización y demás servicios al usuario final;

b. Como costo de inversión se utilizará la anualidad del valor nuevo de reemplazo de una red de distribución eficiente dimensionada al mercado. La anualidad será calculada considerando la vida útil típica de instalaciones de distribución y la tasa de descuento real definida en la presente Ley para tal efecto;

c. Como costos de operación y mantenimiento se utilizarán los costos anuales de operación, considerando costos locales y estándares internacionales de eficiencia, pérdidas medias de distribución en potencia y energía y el valor esperado de las compensaciones por fallas correspondientes a una red de distribución dimensionada y operada eficientemente.

d. Los cargos serán calculados con base a la potencia entregada por nivel de tensión sin considerar la energía a suministrar; y,

e. Si el distribuidor hubiese recibido subsidios, subvenciones o donaciones para la expansión y ampliación de su red, se deberá excluir del valor nuevo de reemplazo, el valor de dichas aportaciones. Este ajuste se efectuará con base en la vida útil típica de las instalaciones y la tasa de descuento establecida en la presente ley para este efecto.

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La metodología y los conceptos considerados para el cálculo de los costos de distribución son los que típicamente se observan en regulaciones del tipo limitación de precios máximos. Solo se observan algunas particularidades en lo que concierne a:

Pérdidas técnicas de distribución reconocidas en tarifa

Valor esperado de compensación por falla reconocido en tarifa

En ambos casos, la Ley establece que deben ser considerados dentro de los costos de operación y mantenimiento, y actualizados según la metodología establecida.

Artículo 68

Este artículo define la tasa real de descuento a aplicarse sobre los activos eficientes para el cómputo del cargo de distribución la cual tiene una valor del 10%.

3.3.2 Reglamento de la Ley General de Electricidad.

En este apartado se presentan aquellos artículos del Reglamento de la Ley General de Electricidad que inciden directamente sobre el cálculo de los cargos por uso del sistema de distribución.

Artículo 77

Se establece la obligación de los distribuidores de instalar, mantener y leer los equipos de medición, con lo cual dichos costos deberán ser incluidos dentro de los costos de operación y mantenimiento de la distribuidora.

Artículo 78

Este Artículo establece que deberá considerarse dentro de los costos de operación y mantenimiento los pagos que cada empresa debe realizar a la UT (Unidad de Transacciones)

Artículo 90

En este Artículo se definen las fórmulas de ajuste tarifario, y establece que una vez aprobado el pliego tarifario, los precios, cargos y costos incluidos en el mismo, serán ajustados por los distribuidores que actúen como comercializadores en el área geográfica donde se ubican sus redes, con el objeto de mantener su valor real, utilizando para ello la siguiente fórmula:

Literal b) para los cargos de distribución

IPCo

IPCnb

TCo

TCnaCDoCDn

*** (3.1)

Donde:

CDn : Cargo de distribución ajustado; CDo : Cargo de distribución en el pliego tarifario vigente; a : Proporción de los cargos de distribución correspondiente a costos en moneda extranjera;b : Proporción de los cargos de distribución correspondientes a costos locales; TCn : Tipo de cambio vigente a la fecha de ajuste; TCo : Tipo de cambio vigente a la fecha de aprobación del pliego tarifario;

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IPCn : Índice de precios al consumidor en el mes inmediato anterior del ajuste; e, IPCo : Índice de precios al consumidor en el mes en que se realizó el último ajuste al pliego tarifario.

Se establece además que los ajustes para los cargos de distribución podrán ajustarse por medio de la fórmula, siempre y cuando el aumento o disminución del valor ajustado con respecto al valor vigente exceda el diez por ciento (10%) de este último.

Todo ajuste a los precios, cargos y costos a que hace referencia dicho Artículo, deberá ser publicado por lo distribuidores en un periódico de amplia circulación nacional, el día que entre en vigencia.

3.3.3 Acuerdo 328-E-2006

Debido a que este Acuerdo es el que contiene la metodología del cálculo de la retribución de la actividad de Distribución del Sector Eléctrico en El Salvador, en la siguiente sección se realiza una descripción detallada del mismo.

3.4 Descripción de la Metodología para el cálculo de la retribución de la Actividad de Distribución de Energía Eléctrica en El Salvador.

3.4.1 Normativa para la determinación de los cargos por el uso de las redes de distribución.

La metodología descrita esta contenida en el Acuerdo No. 328-E-2006 [SIGE06] el cual contiene las denominadas “Normas para la determinación de los cargos por el uso de las redes de distribución”, a continuación se detalla la descripción de dicha normativa:

La norma se emplea para el cálculo de los cargos por el uso del sistema de distribución de energía eléctrica, también denominados cargos de distribución. Éstos se utilizan para establecer el componente de distribución en los precios al consumidor final que son incluidos en el pliego tarifario. Estos son presentados por cada empresa distribuidora, para la aprobación de la SIGET, y para ser incluidos en los contratos de distribución que se suscriban. Cabe aclarar que cada empresa distribuidora tiene cargos diferentes y se realiza un estudio separado para cada una de ellas.

En ese sentido cada una de las empresas deben presentar un estudio tarifario conteniendo todos los aspectos indicados en dicha normativa. Los cuales deben estar dentro de los márgenes establecidos por la Ley General de Electricidad, su Reglamento y Acuerdos emitidos por la SIGET relativos al cargo de distribución. Para lo cual todas las empresas contratan servicios de consultoría para llevar a cabo dichos estudios.

La SIGET por su parte debe realizar sus propios estudios tarifarios, a los efectos de validar o indicar modificaciones a los cálculos presentados por la empresa. De modo de asegurar que se cumplan con las metodologías y procedimientos establecidos en la Ley General de Electricidad, su Reglamento y Acuerdos emitidos por ésta relativos al cargo de distribución. La SIGET contrata los servicios de consultoría para la realización de dichos estudios y análisis. Para cada revisión tarifaria la SIGET realizada con antelación de un año la estrategia a seguir para la revisión tarifaria, en dicho estudio se revisa la metodología empleada y posibles correcciones a realizar a la misma.

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Cuando se está llevando a cabo la revisión y en los casos en que la SIGET haya indicado modificaciones a los estudios presentados por la empresa y estas no hayan sido evacuadas a satisfacción de la SIGET, corresponde a ésta, establecer los valores finales y definir el cargo por uso de red del sistema de distribución dentro de los márgenes establecidos por la Ley General de Electricidad, su Reglamento y Acuerdos emitidos por la SIGET relativos al cargo de distribución.

Para la realización de dicho estudio, la SIGET solicita a las empresas información sobre las características de sus sistemas de distribución y del mercado atendido, tanto información contable como física de las redes de distribución.

La SIGET, sobre la base de un análisis técnico de la información suministrada por la empresa, y en los casos que estas hayan realizado alguna observación, define para cada una de ellas, sí las misma debe ser incorporadas o no, de todas formas la decisión final respecto de cada observación es informada a cada empresa.

El desacople regulatorio entre los costos y los ingresos se establece en 5 años. Luego de ser aprobados dichos cargos para el primer año del quinquenio, éstos podrían ser actualizados anualmente de conformidad a lo establecido en el Art. 90 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, el cual fue mencionado anteriormente.

3.4.2 Cálculo de la Remuneración de la Actividad de Distribución

Los ingresos del primer año, se calculan para redes e instalaciones de la empresa y sus ventas correspondientes al año inmediatamente anterior al de aprobación de los nuevos cargos de distribución, denominado año base del estudio. Por ello, el dimensionamiento de activos y gastos de operación y mantenimiento deberá corresponderse con la Capacidad Total de Transferencia (CTT) de dicho año. Esta es una modificación presentada en esta nueva metodología ya que en la revisión de los cargos correspondiente a los años 2003-2007, dio lugar a controversias.

Los Cargos de Distribución (CDistr) se calculan en base al Costo de Capital Anual (CCA) y al Costo Total Anual de Operación y Mantenimiento (CTOM), dentro del cual se incluyen los costos de pérdidas y el valor estimado por Compensación de fallas.

Los cargos de distribución se calculan en forma separada para las redes de Media Tensión (MT) y Baja Tensión (BT). Dichos cargos se obtienen dividiendo los costos anuales de estos rubros para el subsistema correspondiente a cada nivel de tensión, entre la Capacidad Total de Transferencia (CTT) de dicho subsistema. Y son expresados en valores monetarios unitarios por mes, específicamente en Dólares de los Estados Unidos de América (US$) por kilovatio (kW) y mes.

Según la definición dada en el Acuerdo se consideran como redes de MT aquéllas cuyas tensiones sean superiores a 600 Voltios e inferiores a 115,000 Voltios, y de BT a aquéllas con tensiones iguales o inferiores a 600 Voltios.

El CCA, el CTOM, las pérdidas técnicas y el valor estimado de compensación por falla, deben corresponder a redes eficientemente dimensionadas, operadas y mantenidas. Se hace la aclaración que los cargos de distribución no incluirán los costos de facturación, cobranza y similares, los cuales están asociados a la actividad de atención al cliente y esta se calcula en forma separada.

La valorización de los activos y la determinación de los costos de operación y mantenimiento deben ser realizadas a precios de mercado del año base. En el momento de la aprobación de los cargos de distribución, SIGET establece las

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proporciones en que dichos cargos están compuestos por recursos nacionales o extranjeros, para ser utilizadas en las fórmulas de actualización de los cargos de distribución.

Las anualidades CCA y CTOM, son expresadas en las monedas de curso legal; y CTTMT y CTTBT en kW, por lo que CDistr estará dado en US$/kW/año. Para efectos de los contratos, los cargos de distribución son expresados en valores mensuales iguales a un doceavo (1/12) del CDistr anual determinado por medio de las fórmulas.

Las fórmulas mediante las cuales se calculan los cargos de distribución, con exclusión de las pérdidas de energía son las siguientes:

CTTMTCTTBT

CTOMMTCCAMTCDistrMT (3.2)

CTTBT

CTOMBTCCABTCDistrBT (3.3)

Donde:

CDistrMT: Cargo de distribución de la red de MT. CDistrBT: Cargo de distribución de la red de BT. CCAMT: Costo Anual de Capital de la red de MT. CCABT: Costo Anual de Capital de la red de BT. CTOMMT: Costo Total de Operación y Mantenimiento de la red de MT. CTOMBT: Costo Total de Operación y Mantenimiento de la red de BT. CTTMT: Capacidad Total de Transferencia de la red de MT. CTTBT: Capacidad Total de Transferencia de la red de BT.

A continuación se presenta con más detalle cada uno de los términos de la fórmula.

3.4.2.1 Costo de Capital Anual ó Anualidad del Activo Fijo Bruto (CCA).

El Costo Anual de Capital (CCA) también llamado Anualidad del Activo Fijo Bruto (AAFB) se calcula de acuerdo a la fórmula siguiente, considerando que dicho procedimiento separa siempre los cálculos por nivel de tensión MT y BT:

FRCMTAGDMTABSMTCCAMTAAFBMT * (3.4)

FRCBTAGDBTABSBTCCABTAAFBBT * (3.5)

Donde:

:AAFBMT Anualidad del Activo Fijo Bruto de la Red de MT.

:AAFBBT Anualidad del Activo Fijo Bruto de la Red de BT.

:CCAMT Costo Anual de Capital de la red MT.

:CCABT Costo Anual de Capital de la red BT.

:ABSMT Activo Bruto de Servicio de la red MT.

:ABSBT Activo Bruto de Servicio de la red BT.

:AGDMT Activos Generales de Distribución de la red MT.

:AGDBT Activos Generales de Distribución de la red BT.

:FRCMT Factor de Recuperación de Capital de la red MT.

:FRCBT Factor de Recuperación de Capital de la red BT.

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3.4.2.1.1 Activo Bruto de Servicio (ABS).

El ABS de la empresa está definido como la suma del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de los activos eléctricos necesarios para la prestación del servicio. Para el cálculo, se considera que el ABS está compuesto por las instalaciones eficientemente dimensionadas para la prestación del servicio, esto es, que cumplan con las siguientes condiciones: i) La cantidad de los activos incorporados es la adecuada para prestar el servicio con la calidad requerida. ii) El dimensionamiento de los activos resulta óptimo desde el punto de vista económico, es decir que minimiza el costo total (costos de inversión, más pérdidas de energía, más inversiones por calidad de servicio) y; iii) Los costos de los activos incorporados son justificables en comparación con los precios de mercado.

La valorización del ABS se realiza sobre la base del análisis y optimización del sistema de distribución en operación al finalizar el año base del estudio. Para cada segmento del sistema de distribución (red de MT, módulos de transformación y red de BT) se requiere que la empresa entregue la totalidad de la información referida a las instalaciones existentes en el año base del estudio.

Dependiendo de la información disponible por la distribuidora, la valorización del ABS o más concretamente la optimización de las redes de distribución, puede definirse utilizando uno de los dos procedimientos siguientes: a) Cuando se tiene toda la información necesaria para modelar las redes de distribución b) Cuando únicamente se tiene una parte de la información.

Ambas metodologías se presentan a continuación

a) Determinación del Activo Bruto de Servicio (ABS), cuando la distribuidora poseer toda la información necesaria para realizar el análisis de la red completa.

Este procedimiento para el cálculo del ABS de los corrientes subsistemas MT y BT consiste en el análisis completo de las instalaciones eléctricas reales de la empresa. No obstante, no se reconocen y valorizan todos los activos reales de la empresa, sino que estos son sometidos a un proceso de optimización “parcial”.

El proceso de optimización se dice “parcial” porque no todos los parámetros y características de los activos son sometidos a un proceso de optimización. No se incluye como parte del proceso de optimización el ajuste de la traza de las redes de MT y BT, esta información se denomina información de base. Uno de los objetivos buscados en la aplicación de esta metodología es el de reconocer a la empresa ciertas particularidades asociadas al desarrollo de su sistema eléctrico en el ámbito geográfico que se trate, para ello se asume la siguiente hipótesis: El diseño de la traza de la red es realizado bajo criterios de eficiencia y racionalidad económica.

El proceso de optimización mencionado anteriormente se realiza en virtud de lo establecido por la Ley General de Electricidad respecto de que los activos se deben corresponder con una red de distribución eficiente dimensionada al mercado.

La metodología adapta el resto de las características de dichas instalaciones (p.e.: tipo de red, sección de conductor, cantidad y tipo de equipos de protección y maniobra,

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etc.) para que estas permitan prestar el servicio de distribución con niveles adecuados de calidad y al mínimo costo.

La información requerida para el desarrollo de la metodología es:

1. Información georeferenciada de la red completa de media tensión, definiendo en cada caso como mínimo lo siguiente: nivel de tensión, potencia máxima coincidente de cada alimentador con la máxima del sistema, tipo y sección de conductor, cantidad de fases, tipo de postación, tipo de instalación (aérea/subterránea, urbana/rural) y toda aquella documentación que SIGET considere necesaria para el adecuado desarrollo de las tareas.

2. Información georeferenciada de la red de baja tensión, definiendo en cada caso como mínimo lo siguiente: nivel de tensión, tipo y sección de conductor, cantidad de fases, tipo de postación, tipo de instalación (aérea/subterránea) y toda aquella documentación que SIGET considere necesaria para el adecuado desarrollo de las tareas.

3. Información georeferenciada de los módulos de transformación, definiendo en cada caso como mínimo lo siguiente: los niveles de tensión primaria y secundaria, potencia nominal, cantidad de salidas de baja tensión, tipo de instalación (aérea, subterránea, etc.) y toda aquella documentación que SIGET considere necesaria para el adecuado desarrollo de las tareas.

4. Información relativa a la demanda tanto de baja como de media tensión. Especificando como mínimo lo siguiente: las coordenadas georeferenciadas del punto de conexión, identificación del cliente de acuerdo al código de la base de datos comercial, categoría tarifaria, nivel de tensión de suministro, identificación de la vinculación eléctrica al módulo de transformación MT/BT, alimentador de MT y subestación AT/MT y toda aquella documentación que SIGET considere necesaria para el adecuado desarrollo de las tareas.

El resto de las instalaciones necesarias para la prestación del servicio con la calidad requerida (equipos de protección y maniobra, capacitores, etc.), así como también las características de las instalaciones no consideradas como información de base (sección de conductor, tipo de poste, vano, potencia nominal, etc.), serán resultado del proceso de optimización descrito a continuación.

Caracterización de las instalaciones.

Las instalaciones eléctricas son caracterizadas de acuerdo al tipo de área de servicio en la cual se encuentran instaladas. Tomando en consideración el tipo de instalaciones definidas en el manual de costos unitarios de instalaciones2, se reconocen dos tipos de instalaciones: urbanas y rurales.

La caracterización de cada instalación se realiza con la metodología de clasificación de las áreas de servicio contenida en la Norma de Calidad3.

i) Proceso de optimización técnico económica de las instalaciones Estimación de las demandas por alimentador y por subestación de distribución (sed) Las demandas son estimadas considerando la siguiente información: Base de datos comercial, resultados del estudio de caracterización de la demanda4 (factor de carga,

2 El Manual de Costos Unitarios es obtenido por medio de una consultoría y dicho estudio es consensuado con todos los distribuidores. 3 Acuerdo 194-E-2004 “Normas de Calidad de los Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica” 4 El estudio de Caracterización de la Demanda es realizado por cada una de las distribuidoras y supervisado por la SIGET, usualmente se utiliza la Metodología del Muestreo Aleatorio Estratificado.

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factor de estacionalidad, factor de coincidencia, etc.) y la información georeferenciada de los clientes.

En consecuencia la demanda correspondiente a cada usuario, se determina considerando su consumo anual de energía, el factor de carga y simultaneidad definidas para cada categoría tarifaria, esto es el caso de las demandas sin medición de potencia horaria, según la siguiente fórmula:

tacaño

tMTcoinc

jij

ifH

fEUSUPUSU

arg*

* (3.6)

:j

iPUSU Potencia coincidente del usuario i del nivel de tensión j con la máxima

demanda en media tensión.

:j

iEUSU Energía anual registrada para el usuario i del nivel de tensión j.

t: Categoría tarifaria correspondiente al usuario i.

:t

MTcoinf Factor de coincidencia de la categoría tarifaria t con la máxima demanda en media tensión.

:argt

acf Factor de carga de la categoría tarifaria t.

:añoH Cantidad de horas del año base.

El agregado de las demandas de los clientes, de acuerdo a la expresión definida anteriormente, a nivel de transformador MT/BT, alimentador de MT y subestación AT/MT se utiliza para calcular la máxima demanda anual de dichas instalaciones.

Optimización técnico económica del sistema eléctrico

Se establece que el proceso de optimización debe considerar información relativa a: límites de carga, costo unitario de las instalaciones, precio de la energía del año base, límites de calidad establecidos por la normativa de calidad técnica y comercial, capacidades de reserva y frecuencia y duración de falla.

Para el análisis se realizan estudios de flujos de carga, en los cuales se modelan las características reales de los conductores en media y baja tensión, y transformadores. Utilizando como información base las demandas definidas anteriormente. Los resultados de los análisis son utilizados para definir la red óptima para cada tipo de zona, considerando, las pérdidas de energía (y su costo) y el costo unitario de las instalaciones.

Además para definir la red óptima se realiza un análisis de confiabilidad, para el cual se emplean los valores de tasa y duración de falla informados en el “Manual de Confiabilidad y Calidad de Servicio5” (MCC).

Uno de los datos adicionales para el análisis de confiabilidad es el costo de la ENS, el cual es calculado en base a lo definido por la Ley y su Reglamento.

Cantidad y sección de los circuitos

Como resultado del análisis anterior se selecciona para cada tramo del circuito objeto, el conductor más adecuado para el transporte económico de la energía eléctrica. La 5 Básicamente este Manual es la información Aportada por los distribuidores en base a estadísticas de información obtenidas en los respectivos centros de control y actualmente información recopilada en los registros de Calidad del servicio establecidos por SIGET.

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definición dada por la metodología para el conductor económico seleccionado es aquel que minimiza el costo total de materiales e instalación, más las pérdidas de energía durante su vida útil, actualizadas a valor presente.

Además en dicha metodología se hace la consideración que los equipos y materiales que componen el sistema de distribución tienen capacidades discretas. Define que la reserva de capacidad de los mismos será aquella que resulte necesaria al considerar en el proceso de optimización y el factor de crecimiento vegetativo de la demanda para el período tarifario.

Agregando además que los factores de crecimiento vegetativo podrán ser diferentes para distintas áreas de servicio no obstante, será posible agrupar distintas regiones o zonas que presenten tasas de crecimiento vegetativo semejantes y considerar un único valor medio para todas ellas. De igual forma cuando la información no esté disponible por área de servicio o la misma no sea confiable podrá utilizarse un único factor de crecimiento para toda la empresa.

Potencia de Transformación MT/BT

Para cada módulo de transformación se selecciona la potencia de transformación económica, utilizando para ello la base de potencias nominales disponibles en el mercado. Al igual que en el caso de las líneas la metodología define potencia económica a aquella que minimiza el costo total de materiales e instalación más las pérdidas de energía durante su vida útil, actualizadas a valor presente. Haciendo la misma consideración de las línea en cuanto a considerar reserva de capacidad en función del crecimiento de la demanda para el periodo tarifario.

Evaluación de la calidad de servicio resultante.

Se determina que durante el proceso de construcción de la empresa modelo se debe incorporar en su diseño, el equipamiento e infraestructura de red que le permitan cumplir con los estándares de calidad definidos en las normas respectivas.

La verificación de que los objetivos de calidad de servicio son alcanzables por el diseño de red adaptada, se debe obtener a través del siguiente proceso de análisis y cálculo:

Representación mediante un modelo de la red eléctrica adaptada de MT y BT; Consideración de las tasas de falla y los tiempos medios de reparación

indicados en el Manual de Confiabilidad y Calidad de Servicio; Cálculo de los indicadores de calidad definidos en el acuerdo 192-E-2004

(FMIK, TTIK, SAIFI y SAIDI) para la red eléctrica adaptada; En caso de resultar necesario, para cumplir con los niveles de calidad objetivo

definidos en las Normas de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución, se deberán incorporar las instalaciones necesarias para alcanzar dichos niveles que sean convenientes técnica y económicamente (reconectadores, seccionadores, desconectadores, subestaciones de distribución, alimentadores, etc.); El punto de inicio para la optimización de las redes de distribución respecto de la calidad de servicio, serán los circuitos de las redes de distribución analizadas. Considerando que sobre ellos se realizan mantenimientos

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convenientes y que el único equipo de protección y maniobra existente es un interruptor instalado sobre la cabecera del alimentador de media tensión6.

Costeo de las instalaciones

Los costos unitarios de las obras, instalaciones y equipos son proporcionados por la SIGET en el “Manual de Costos Unitarios”. Dicho manual debe ser empleado por la empresa distribuidora y SIGET, para valorizar los activos eficientes en sus respectivos estudios.

Ajuste de las instalaciones

El VNR del ABS calculado de acuerdo a la metodología definida anteriormente será ajustado en función de los resultados obtenidos a partir de la verificación en campo de las instalaciones reales (la metodología completa del método de ajuste de las instalaciones se encuentra contenido en el Anexo No. 3 del Acuerdo 328-E-2006 [SIGE06a].

La verificación de la cantidad de instalaciones informadas por las empresas distribuidoras será llevada a cabo por la SIGET a partir de la realización de una auditoria de activos, diseñada sobre la base de un muestreo aleatorio estratificado de las mismas. Una breve descripción de dicho proceso se presenta a continuación:

El objetivo principal de la auditoria es el de efectuar un relevamiento físico de los bienes eléctricos afectados exclusivamente a la prestación del servicio de distribución con el objetivo de validar la información suministrada por las empresas.

El alcance de las tareas a realizar está destinado a determinar la verosimilitud de los registros de bienes informados por la empresa, mediante la aplicación de técnicas de auditoria apropiadas a tales efectos.

Se define que las instalaciones a verificar son las siguientes:

Subestaciones AT/MT y MT/MT

Redes de Media Tensión

Subestaciones de distribución

Redes de baja tensión

Para realizar dicha verificación se definen tres tareas principales:

Análisis de información de respaldo: En esta tarea se incluyen las actividades relativas a la constatación de la documentación existente, análisis del inventario físico existente y verificación de documentación.

Relevamiento físico de las condiciones de red existente: En esta tarea se incluyen las inspecciones en campo, verificaciones, relevamiento y evaluación del estado de las instalaciones.

Validación de la información: Esta tarea tiene que ver con el procesamiento de la información obtenida en campo a partir de la cual se determinará el factor de ajuste de instalaciones.

A partir de la evaluación de la información proporcionada por la empresa, inventario físico de instalaciones, se inician las tareas referidas a las actividades de selección de la muestra y de inspección y verificación del estado de las instalaciones.

6 Esta situación ya no es el caso pues los sistemas de distribución en la actualidad cuentan con diferentes dispositivos de protección instalados a lo largo de los circuitos.

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A partir de los resultados obtenidos en campo se corrige la información suministrada por la empresa a partir del cómputo de los factores de adaptación de instalaciones (FAI) para cada estrato, de acuerdo a lo siguiente:

Los estratos se definen por el tipo del sistema de distribución (red de MT, subestaciones de distribución, red de BT), pudiéndose además estratificar en cada caso considerando distintas unidades constructivas (por ejemplo para la red de MT red de tipo urbana, red de tipo rural).

La variable definida para el cálculo del FAI para cada estrato de la red de distribución, independientemente de que la SIGET defina el relevamiento de otras características, son las siguientes:

1. Red de MT: Longitud de red

2. Sub estación de distribución (SED): Potencia instalada

3. Red de baja tensión: Longitud de de red

Sobre la base de esto, los FAI para cada estrato de la muestra se definen como sigue:

ormada

jirelevada

jMTdLong

LongFAI

inf

,,,_Re (3.7)

Donde:

jirelevadaLong ,, Longitud relevada en campo correspondiente al alimentador de media

tensión i, del estrato j

jiormadaLong ,,inf Longitud informada por la empresa distribuidora correspondiente a la

alimentador de media tensión i, del estrato j

nhormado

nhrelevado

nSEDkVA

kVAFAI

,,inf

,,, (3.8)

nhrelevadakVA ,, Potencia nominal en kVA relevada en campo correspondiente a la SED

h, del estrato n.

nhormadokVA ,,inf Potencia nominal en kVA informada por la empresa distribuidora

correspondiente a la SED h, del estrato n

zkormada

zkrelevada

zBTdLong

LongFAI

,,inf

,,,_Re (3.9)

zkrelevadaLong ,, Longitud relevada en campo correspondiente al alimentador de baja

tensión k, del estrato z

zkormadaLong ,,inf Longitud informada por la empresa distribuidora correspondiente al

alimentador de baja tensión k, del estrato z

Se define que para los resultados obtenidos, estos factores no pueden ser superiores a la unidad.

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b) Determinación del Activo Bruto de Servicio (ABS), aplicando la metodología de los SER, cuando la distribuidora no poseer toda la información necesaria para realizar análisis de la red completa.

En el caso que la empresa no cuente con la totalidad de esta información para algún segmento del sistema de distribución, el método de optimización para ese segmento específico consistirá en el análisis de Sistemas Eléctricos Representativos (SER) descrito a continuación (Esta misma metodología se empleo en la revisión tarifaria realizada en 2002 [SIGE02a] y [SIGE02b]).

Este procedimiento de cálculo se basa en la aplicación de la metodología de los Sistemas Eléctricos Representativos (SER) [SIGE06b] para el diseño de los activos eléctricos y como se vera más adelante también se obtienen los costos de operación y mantenimiento. El diseño optimizado de estos activos y costos, debe ser tal que permita brindar el servicio de distribución eléctrica en El Salvador a mínimo costo y brindando los niveles de calidad definidos en la regulación.

El área de cobertura de la empresa distribuidora se compondrá a partir de los SER. Cada SER esta compuesto de un grupo de unidades operativas, las cuales presentan características semejantes. Para el diseño de cada SER se deberá realizar el análisis de instalaciones reales representativas las cuales deben ser optimizadas para que resulten técnica y económicamente eficientes. Utilizando para ello la misma metodología empleada en el caso de que se posea toda la información, la cual fue explicada en la sección anterior. Los resultados obtenidos para estas instalaciones representativas se deben expandir a la totalidad del SER tal como se indica a continuación:

El ABS correspondientes a las instalaciones representativas que se definan para cada SER se expanden a la totalidad del SER de acuerdo a la siguiente expresión:

nk

nik

niknk Pmax

Pmax

ABSABS * (3.10)

Donde:

nkABS = Activo bruto de servicio correspondiente al SER k en el nivel de tensión n

nikABS = Activo bruto de servicio correspondiente a la instalación representativa i del

SER k en el nivel de tensión n.

nikP max = Suma de la potencia máxima no coincidente correspondiente a la

instalación representativa i del SER k en el nivel de tensión n

nkP max = Suma de las potencias máximas no coincidentes de todas las unidades

operativas que componen el SER k en el nivel de tensión n.

La determinación del ABS aplicable a la empresa se obtendrá como la suma del ABS de cada SER que la compone.

Como se ha mencionado antes, la metodología de los SER, consiste en agrupar unidades operativas semejantes a fin de poder analizar con mucho detalle dichas unidades y posteriormente extrapolar dichos resultados a cada uno de los grupos (denominados cluster) y posteriormente encontrar los resultados de todo el sistema analizado por este metodología. Para poder caracterizar y agrupar unidades operativas homogéneas se utilizan una serie de indicadores los cuales se presentan a continuación:

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Indicadores para la caracterización de los SER

Los siguientes indicadores son en primera instancia, los utilizados para la definición de los SER:

Índice 1: nº clientes BT / km2, donde la superficie corresponde a aquella efectivamente electrificada.

Índice 2: kWh / nº clientes-año, es decir, energía anual consumida por cliente.

Índice 3: nº clientesBT / kmBT, o lo que es lo mismo, número de clientes en baja tensión dividido por el número de kms de línea de baja tensión.

Índice 4: kVAinstaladosMT-BT / nº clientesBT, o lo que es lo mismo, potencia instalada en centros de transformación MT-BT dividido por el número de clientes en baja tensión.

Índice 5: nº clientesBT / nº CMT-BT, o lo que es lo mismo, número de clientes en baja tensión dividido por el número de centros de transformación MT-BT.

Índice 6: kWh / kmBT-año, es decir, energía anual consumida por km de línea BT.

Índice 7: kWh / kmMT-año, es decir, energía anual consumida por km de línea MT.

Índice 8: (nº clientesBT + nº clientesMT)/ kmMT, o lo que es lo mismo, número de clientes en baja tensión más clientes en media tensión dividido por el número de kms de línea de media tensión.

Índice 9: (kVAinstaladosMT-BT + kW ClienteMT ) / kmMT, es decir, potencia instalada en transformadores MT/BT más potencia contratada por los clientes en MT, dividida por los kms de línea de media tensión.

Identificación de los SER

Posterior a la caracterización de los SER, la SIGET selecciona los indicadores más adecuados para clasificar cada una de las unidades operativas en los distintos SER resultantes.

Asimismo, la SIGET determina los rangos de validez de cada uno de los indicadores para cada SER y definirá el flujograma condicional para clasificar todas las unidades operativas contenidas en las áreas de cobertura de la empresa.

La empresa agrupa las unidades operativas en conjuntos homogéneos mediante técnicas de reconocimiento de patrones, como análisis de nubes dinámicas o clases jerárquicas. Estos grupos resultantes constituyen los sistemas eléctricos representativos (SER) que caracterizarán al universo de unidades operativas de cada distribuidora.

Se contempla, como un criterio más para realizar el agrupamiento, cualquier limitación o regulación vigente sobre suministro eléctrico, por ejemplo, instalaciones subterráneas para zonas céntricas o de alta densidad. Cada una de las unidades operativas de la empresa será clasificada dentro de un SER. Luego se compondrá las

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mismas a nivel de la empresa, cuya área de cobertura quedará caracterizada por uno o más SER.

Aplicación de la metodología SER

La aplicación de la metodología SER depende exclusivamente de la disponibilidad de información de las instalaciones de la empresa, con lo cual solo constituye una metodología alternativa de cálculo.

El proceso de cálculo para la determinación del Activo Bruto de Servicio es el mismo utilizado en el caso de poseer toda la información necesaria para realizar la modelación de la red. La única diferencia que para este caso la información requerida corresponde a las unidades operativas que se seleccionan y para ellas se solita la misma información necesaria como si se tratase del análisis de la red completa.

Luego de realizada la optimización de las unidades operativas tomadas como muestra y que representan cada uno de los grupos homogéneas, se extrapolan los resultados primeramente a todo el grupo y posteriormente a todo el sistema.

La metodología SER se aplica solo a el/los segmentos del sistema de distribución que SIGET defina oportunamente de acuerdo a lo indicado en el Artículo No. 6 de las “Normas para la determinación de los cargos por uso de red del sistema de distribución”.

La SIGET define, sobre la base de su propio análisis, qué metodologías se aplicarán para el cálculo del ABS de cada empresa basándose en lo indicado en los apartados anteriores. La SIGET puede definir para cada empresa una metodología distinta en función de la información disponible para cada una de ellas y de igual manera para una misma empresa. Se podrán definir metodologías distintas para cada segmento del sistema de distribución en función de la información disponible para cada uno.

Se establece que la empresa y la SIGET deberán aplicar en sus respectivos estudios la misma metodología para el cálculo del ABS para cada segmento del sistema de distribución. En aquellos casos en que SIGET haya decidido la aplicación de la metodología SER se procede de la siguiente manera:

Los SER preliminares, que la SIGET analiza para establecer los Cargos de Distribución de referencia, son informados a la empresa a los efectos que ésta presente sus observaciones y los antecedentes que la respaldan, éstas son analizadas por la SIGET, y en base a ello determina los SER sobre los cuales estará basado el estudio de determinación de los valores de referencia para los Cargos de Distribución.

Independiente que la SIGET reciba toda la información solicitada procede a determinar los valores de referencia de los Cargos de Distribución con los antecedentes disponibles y efectúa los supuestos relativos a la información faltante necesarios para la continuidad de los estudios. Teniendo en cuenta que la SIGET, puede aplicar una penalización a la empresa por no suministrar la información solicitada.

Independientemente de la metodología adoptada para la determinación del ABS, la SIGET verifica por medio de una auditoria las cantidades de instalaciones informadas por la empresa. Como resultado de esta verificación se calcula el Factor de Ajuste de Instalaciones (FAI). Esta metodología se describió en el apartado anterior.

Otro aspecto importante a tomar en cuenta independiente de la metodología de optimización de las redes utilizadas para determinar el ABS, es que para las

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instalaciones construidas con fondos de terceros, que hayan sido cedidas antes del treinta y uno de diciembre del año base a la empresa, se aplica el tratamiento siguiente:

• Se optimizan de conformidad a la metodología especificada en la metodología. • Como se presentara más adelante en el documento se reconocen como parte del CTOM, las actividades de operación y mantenimiento requeridas para dichas instalaciones. • Se reconoce como parte del CAC, la amortización del capital, con el objetivo de que la empresa cuente con los recursos necesarios para su renovación al término de la vida útil. • No se reconoce remuneración sobre el capital correspondiente a dichas instalaciones.

Para el cálculo del ABS para instalaciones construidas con fondos de la empresa y de terceros, que hayan sido cedidas antes del treinta y uno de diciembre del año base a la empresa, se aplica el tratamiento siguiente:

• Se optimizan de conformidad a la metodología especificada en esta metodología. • Se reconoce como parte del CAC la amortización del capital para la totalidad de dichas instalaciones, con el objetivo de que la empresa cuente con los recursos necesarios para su renovación al término de la vida útil. • Se reconocerá remuneración de capital sólo sobre el porcentaje del VNR correspondiente al aporte realizado por la empresa. Este porcentaje se calculará como el resultado de dividir el aporte realizado por la empresa distribuidora y el costo total de la instalación.

3.4.2.1.2 Activos Generales de Distribución (AGD).

Los Activos Generales asignados a Distribución (AGD) corresponden al VNR de instalaciones que, no siendo parte de las redes de distribución, están directamente afectadas al servicio eléctrico. Están compuestos por los Activos Generales (edificios administrativos y otras instalaciones de uso general), Activos Muebles (vehículos, equipos de oficina y otros activos similares) y Activos Intangibles (estudios generales, material de capacitación, material de publicidad y otros gastos similares). El cálculo de los AGD se realizará con base en el concepto de empresa modelo, a través del procedimiento y criterios descritos en el “Manual de Diseño de Distribución”7

Para calcular el costo anual de los activos generales de distribución necesarios para la prestación eficiente de las tareas relativas a la distribución de energía eléctrica se considera aquella alternativa que represente menor costo entre:

1. La anualidad del VNR de los activos calculada según la metodología definida en el acuerdo 38-E-2000.

2. El alquiler de los activos (por ejemplo edificios, vehículos, etc.)

Cuando no es posible considerar alguna de las metodologías mencionadas, ya sea porque no existe mercado líquido o porque no resulte conveniente para la empresa, y en consecuencia no resulte posible realizar tal comparación, la empresa debe explicar detalladamente los motivos que la llevaron a descartar alguna de ellas.

7 Dicho Manual es el Anexo No. 2 del Acuerdo 328-E-2006

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Tanto para el cálculo de los Activos Generales de Distribución como otros aspectos de la remuneración que se comentan más adelante la información contable necesaria ésta contenida en el Sistema Uniforme de Cuentas.8

3.4.2.1.3 Factor de Recuperación de Capital (FRC).

El costo de Capital Anual ó la Anualidad de los Activos Fijos Bruto de las instalaciones de distribución se calcula mediante la aplicación del Factor de Recuperación del Capital (FRC) sobre la suma de los Activos Brutos de Servicio y loas Activos Generales.

El FRC se calculado considerando la vida útil promedio ponderada del total de los activos incluidos en el Activo Fijo Bruto de conformidad a lo dictaminado por la Ley General de Electricidad. Las vidas útiles que se utilizan, así como también la metodología de cálculo del factor de recuperación de capital son las definidas en el Acuerdo No. 38-E-2000.

3.4.2.2 Costo Total de Operación y Mantenimiento (CTOM).

El Costo Total de Operación y Mantenimiento para cada nivel de tensión (CTOM) esta compuesto por el Costo Anual de Operación y Mantenimiento de la Red (CAOM), más el Costo del Capital de Trabajo (CCT), el Costo Indirecto de Administración de las Instalaciones (Cind) y el Valor Esperado de las Compensaciones por Falla (VECF) (en la revisión tarifaria de 2002 se utilizó prácticamente la misma metodología [SIGE02c]).

VECFMTCIndMTCCTMTCAOMMTCTOMMT (3.11)

VECFBTCIndBTCCTBTCAOMBTCTOMBT (3.12)

Donde:

CTOMMT Costo Total de Operación y Mantenimiento de la red de MT. CAOMMT Costo anual de operación y mantenimiento de la red de MT. CCTMT Costo del capital de trabajo de la red de MT; CIndMT Costo Indirecto de Administración de las instalaciones de MT; VECFMT Valor Esperado de Compensación por Fallas de la red de MT; CTOMBT Costo Total de Operación y Mantenimiento de la red de BT. CAOMBT Costo anual de operación y mantenimiento de la red de BT; CCTBT Costo del capital de trabajo de la red de BT; CIndBT Costo Indirecto de Administración de las instalaciones de BT;

A continuación se presenta un detalle de los componentes que forman parte de los costos totales de Operación y Mantenimiento:

3.4.2.2.1 Costo Anual de Operación y Mantenimiento (CAOM).

Al igual que para el caso de los Activos Brutos de servicio la determinación de los Costos Anuales de Operación y Mantenimiento, dependen de tipo de análisis que se realice dependiendo de la información disponible de la empresa distribuidora así se 8 Mediante el Acuerdo No. 17-E-2000, La SIGET emitió el Sistema Uniforme de Cuentas (SUC) y su respectivo Manual de aplicación, el cual ha sido revisado nuevamente mediante la consultoría “Servicios de Consultoría para la revisión y armonización del sistema uniforme de cuentas (SUC) a las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC)”, la cual fue finalizada en el año 2006.

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pueden distinguir entre el análisis completo de la redes y aplicando la metodología de los SER.

a) Cálculo del Costo Anual de Operación y Mantenimiento, en caso de poseer toda la información necesaria para realizar una optimización de la redes.

El Cálculo de los costos de operación y mantenimiento para los subsistemas de MT y BT, se interpretan como actividades de Operación y Mantenimiento (O&M), aquellas en las que incurre la empresa modelo al realizar el mantenimiento correctivo y preventivo de los equipos e instalaciones que constituyen las redes de distribución y las operaciones necesarias ante tareas programadas y para reponer la continuidad del servicio (también denominados costos directos de operación y mantenimiento).

El cálculo de los costos de operación y mantenimiento toman en cuenta las siguientes consideraciones:

i) Deben tener como marco de referencia los estándares de ingeniería, el tipo de instalación y las características físicas de la zona donde se encuentran instaladas.

ii) Las erogaciones que constituyen los costos de O&M, surgen de valorar a precios de mercado todas las tareas en las que debe incurrir la empresa distribuidora. Los costos indirectos correspondientes a las actividades dirección, control y estrategia empresarial no constituyen un componente que deba ser incluido como parte de los costos directos de O&M.

iii) Los Costos de Operación y Mantenimiento son calculados a partir de un análisis de los procesos involucrados de acuerdo a la siguiente secuencia:

Se reconocen inicialmente las procesos constitutivos de las tareas propias de O&M.

Se dividen las instalaciones por tipo: red de baja tensión aérea y subterránea, centros de transformación MT-BT aéreos y subterráneos, red de media tensión aérea y subterránea, subestaciones MT-MT y aparatos de maniobra y compensación y toda otra división que resulte conveniente con el objetivo de diferenciar los costos en los que la empresa debe incurrir. Todo ello considerando que las redes correspondientes son las optimizadas según el análisis descrito en el apartado del cálculo del ABS.

Se detallan las tareas a desarrollar para cada división, atendiendo a las tareas de: operación, reparación, revisión y adecuación de cada uno de los componentes de la división, asignándose frecuencia de ejecución para cada una.

Una vez cuantificadas las tareas por el agregado de sus procesos, se valorizan en función de los costos de materiales, personal y transporte, asignados eficientemente y a precios de mercado. Particularmente para cada una de las tareas se asignarán cuadrillas eficientes, tanto en número de integrantes, como el nivel de preparación de los mismos, medio de transporte necesario, herramientas, tiempo estimado de duración de las tareas y un tiempo razonable de improductivos, obteniendo así los costos de personal y transporte.

Finalmente se agregan dichos montos, indicando su incidencia por división y determinando la dotación de personal necesaria.

Los costos unitarios de materiales, personal y transporte son acorde a la situación particular del mercado salvadoreño.

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b) Costo Anual de Operación y Mantenimiento, mediante la utilización de los SER.

No se repetirá todo el procedimiento ya que es el mismo que se utiliza para el cálculo del ABS, el cual se presentó en detalle en dicho apartado.

Los costos directos de operación y mantenimiento (O&M) se calculan para cada instalación representativa de cada SER tomando como base las instalaciones optimizadas diferenciando el nivel de tensión de suministro (MT y BT).

Los costos de O&M correspondientes a las instalaciones representativas que se definan para cada SER se expanden a la totalidad del SER de acuerdo a la siguiente expresión:

nk

nik

niknk P

P

CAOMCAOM max*

max (3.13)

Donde:

nkCAOM = Costo anual de operación y mantenimiento correspondiente al SER k en el

nivel de tensión n

nikCAOM = Costo anual de operación y mantenimiento correspondiente a la

instalación representativa i del SER k en el nivel de tensión n

El CAOM aplicable a la empresa se obtendrá como la suma de los costos de O&M de cada SER.

nikP max = Suma de la potencia máxima no coincidente correspondiente a la

instalación representativa i del SER k en el nivel de tensión n

nkP max = Suma de las potencias máximas no coincidentes de todas las unidades

operativas que componen el SER k en el nivel de tensión n.

La determinación del Costo Anual de Operación y Mantenimiento aplicable a la empresa o a parte del subsistema bajo análisis por esta metodología se obtendrá como la suma del CAOM de cada SER que la compone.

Cálculo de las pérdidas técnicas.

En la metodología se incluyen la evaluación de las pérdidas. Tanto la Ley General de Electricidad y el Reglamento de la Ley General de Electricidad habla a cerca de la inclusión de las pérdidas técnicas en el rubro de Operación y Mantenimiento, por lo que a continuación se presenta la metodología de cálculo que se emplea. Para encontrar las pérdidas se plantea la elaboración de un balance de potencias. El balance de potencias y pérdidas se utiliza para el cálculo de la Capacidad Total de Transferencia de la cual se habla más adelante en este capítulo.

Para los efectos del cálculo de las pérdidas medias de distribución en energía, la SIGET reconoce porcentajes máximos de pérdidas obtenidos de los estudios de optimización del sistema de distribución ya sea obtenidos del análisis completo de las instalaciones o de la aplicación de los SER. A continuación se presenta el detalle de la metodología de cálculo:

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Determinación de las pérdidas de energía y potencia y confección de un balance de potencia y energía

Determinación de las pérdidas de energía y potencia

Los cargos de distribución incluyen un recargo por pérdidas de potencia totales (técnicas más no-técnicas) correspondientes a redes eficientemente dimensionadas, operadas y mantenidas. Las pérdidas comerciales (errores de facturación y mora, etc) no sen incluidas en los cargos de distribución, ya que se consideran responsabilidad de los comercializadores.

Tal como se ha mencionado anteriormente, la metodología establece que es necesario definir los niveles de pérdidas técnicas de potencia y energía de la empresa, los niveles de pérdidas a considerar son los obtenidos a partir del proceso de optimización del sistema de distribución, estos niveles se discriminan por nivel de tensión.

Para el nivel de MT se consideran las pérdidas en las redes de distribución de Media Tensión y cuando corresponda las correspondientes a la etapa de transformación AT/MT o MT/MT. Para el nivel de BT, se consideran las pérdidas en transformadores MT/BT, líneas, acometidas y medidores.

A continuación se presenta la expresión que se emplea para el cómputo de las pérdidas totales de potencia por nivel de tensión:

in

ini

P

PPPnPPn

* (3.14)

Donde:n = nivel de tensión (MT, BT) i = instalación analizada (transformación AT/MT y MT/MT, red de MT,

transformación MT/BT, red de BT..) PPn = Pérdida de potencia del nivel de tensión n

inPP = Pérdida de potencia de la instalación i del nivel de tensión n

inP = Potencia asociada a la instalación i del nivel de tensión n

Para las pérdidas de potencia correspondientes a acometidas y medidores establece que se pueden calcularse considerando un modelo simplificado que considere grupos de usuarios con niveles de consumo semejantes cuyas instalaciones eléctricas presenten características similares y acometidas típicas para cada grupo.

Las pérdidas de energía (PEMT y PEBT) se calculan multiplicando el valor de pérdidas de potencia obtenidas, por el número de horas del período en análisis y el factor de pérdidas correspondiente.

Confección del balance de potencia y energía

La metodología exige que se debe calcular un balance de potencia horario correspondiente al día de máxima demanda anual, dicho balance de potencia es validado frente a condiciones reales de operación del sistema de distribución de la empresa. Para realizar la validación se hace lo siguiente:

1. La hora de máxima demanda del balance debe corresponder con la hora del día de máxima demanda anual de la empresa.

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2. La demanda máxima en media tensión debe ser igual a la registrada el día de máxima demanda anual.

3. Se deberán validar que los niveles totales de pérdidas de energía (técnicas y no técnicas) obtenidos en el balance de energía sean similares a los niveles reales de la empresa.

Se estable que la información base que debe emplearse para la confección del balance de potencia es la siguiente:

Curvas de carga correspondiente a cada categoría tarifaria obtenidas de la campaña de medición9.

Niveles de pérdidas técnicas de potencia reales para cada nivel de tensión. Niveles de pérdidas no técnicas de potencia reales para cada nivel de tensión. Curva de carga real agregada de cada empresa.

El balance de potencia debe ser confeccionado siguiendo una metodología del tipo bottom up, es decir desde el nivel de baja tensión hasta el de media tensión de acuerdo al siguiente esquema:

Curvas de carga de las categorías tarifarias de baja tensión

Curvas de carga de las pérdidas no técnicas en baja tensión

Curvas de carga de las pérdidas técnicas en baja tensión

Curvas de carga total de baja tensión

Curvas de carga de las categorías tarifarias de media tensión

Curvas de carga de las pérdidas técnicas en media tensión

Curvas de carga total de media tensión

1)

2)

3)

4)

5)

6)

7)

Con base en los porcentajes de pérdidas se calculan los valores:

PEMTFPEMT

11

(3.15)

PEBTFPEBT

11

(3.16)

Donde:

PEMT = Nivel de pérdidas técnicas eficientes de energía del subsistema de MT PEBT = Nivel de pérdidas técnicas eficientes de energía del subsistema de BT FPEMT = Factor de pérdidas de energía para la red de MT; FPEBT = Factor de pérdidas de energía para la red de BT.

9 Dentro del Desarrollo de la metodología se incluye el procedimiento para la Caracterización de la Carga, el cual es ejecutado por cada empresa distribuidora y supervisado por SIGET.

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Los valores de las pérdidas medias de energía (VPME) por banda horaria son calculados de la siguiente manera:

CEMRShFPEMTVPMEMTh *1 (3.17)

CEMRShFPEBTFPEMTVPMEBTh *1* (3.18)

Donde:VPMEMTh : VPME en MT para el bloque (h) de consumo (punta, resto, valle), expresado en US$/kWh. VPMEBTh : VPME en BT para el bloque (h) de consumo (punta, resto, valle), expresado en US$/kWh. CEMRSh : Costo promedio ponderado de compra de energía, considerando los precios y cantidades de energía de contratos de largo plazo que haya autorizado SIGET y de las compras directas en el MRS aplicado para el cálculo del pliego tarifario vigente del distribuidor en el bloque (h).

Para los clientes sin medición de consumo horario, el VPMEBT es un valor único. Será determinado como la suma para los tres bloques, de los productos entre el VPMEBT del bloque (h) y el porcentaje de consumo de energía en el bloque (h) para la categoría de clientes considerada, como se muestra a continuación:

vallerestopicoh

CEMRShFPEBTFPEMTtkhVPMEBT *))1(*(, (3.19)

tkh, = Es el porcentaje de energía consumido por la categoría tarifaria t para el bloque (h) de consumo (punta, resto, valle). Estos valores se obtienen de la curva característica de consumo de la categoría tarifaria en cuestión del balance de potencia tarifario definido en anteriormente.

El valor de las pérdidas adicionales a las reconocidas y calculadas mediante esta metodología descrita, serán pagadas por la empresa. Las pérdidas no técnicas (errores de facturación, hurto, incobrabilidad, etc.) no son incluidas en la tarifa al consumidor final.

3.4.2.2.2 Costo del Capital de Trabajo (CCT)

El cálculo del Costo del Capital de Trabajo (CCT) corresponde al costo financiero necesario para cubrir el desfase de facturación y recaudación respecto de los gastos operativos del primer año de operación de la Empresa. La tasa de interés que se utiliza para calcular el costo del capital de trabajo es la tasa de interés básica activa (TIBA) para préstamos de hasta un año para el año base del estudio.

El cálculo del CCT se debe realizar a partir de una simulación de la operación típica de la empresa considerando lo siguiente:

Se determinan los flujos de ingresos y egresos y la necesidad de financiamiento que de ello se deriva. De esta manera se considera el desfase producido entre la cobranza de ventas y los desembolsos que la empresa debe realizar para su operación considerando lo siguiente:

o El período de facturación a los usuarios;

o Plazos de pago de remuneraciones, servicios de terceros y otros gastos.

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Para ello se estima el flujo de ingresos y egresos desde el primer día de periodo tarifario (considerando como si se iniciasen las operaciones en ese momento) hasta el 31 de diciembre de dicho año.

Durante ese periodo, se determinan los saldos diarios negativos, se calcula el interés diario y, este es actualizado al final del año, de esa manera la sumatoria de la actualización de los intereses diarios será el costo del capital de trabajo.

3.4.2.2.3 Determinación de los Costos Indirectos (CInd)

La metodología establece que se deben determinar los Costos Indirectos eficientes (administración y finanzas, planificación e ingeniería, etc.) que requiera la empresa para el desarrollo de sus actividades. Para ello se realiza un estudio de optimización de recursos y costos. Adicionalmente, las empresas que poseen escala similar se compararán entre sí, como una forma expeditiva de detectar ineficiencias en la asignación de recursos.

Para esta parte del estudio también es utilizada como referencia la información contable obtenida del Sistema Uniforme de Cuentas (SUC).

Los costos indirectos eficientes se estiman mediante un enfoque de análisis de procesos, relevando todas las actividades en que la empresa debe incurrir para poder desarrollar el servicio.

Se identifican las siguientes sub-etapas de cálculo de los costos indirectos:

a) Definición de Procesos Básicos de Gestión

b) Dimensionamiento y costeo de cada uno de los Procesos Básicos de Gestión

c) Determinación del esquema remuneratorio de los recursos humanos involucrados

d) Deducción de ingresos no regulados

e) Deducción de costos asociados con la actividad de atención al cliente

Seguidamente se desarrolla cada una de estas sub-etapas:

a) Definición de Procesos Básicos de Gestión

Se definen tres procesos básicos:

Administración y Finanzas: incluye las tareas de administración y contabilidad general, control y gestión del presupuesto, compras y licitaciones, procedimientos y control, administración del financiamiento, soporte y desarrollo de sistemas de información, etc.Planificación e Ingeniería: incluye las tareas de supervisión técnica de inversiones y proyectos, control y planificación de calidad técnica, estrategias de abastecimiento, coordinación de tareas de O&M, ingeniería de desarrollo, etc. Dirección, Estrategia y Control: incluye los costos de la dirección, gerenciamiento general, auditoría externa e interna, asesoría legal, relaciones institucionales, etc.

Cada uno de estos procesos básicos se dimensionan en base a los recursos necesarios, valorizándolos a precios de mercado local y considerando las condiciones particulares pertinentes, por ejemplo: nivel local de las remuneraciones, costos de determinados servicios empresariales, etc.

b) Dimensionamiento y costeo de cada uno de los Procesos Básicos de Gestión

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Para cada uno de los procesos básicos de gestión se analizan los rubros que se presentan a continuación, considerando además que estos se ejecutan en una única unidad, correspondiente a la sede central de la empresa.

Recursos Humanos: La estructura óptima de recursos humanos resultará de definir el personal de una organización eficiente. Los valores obtenidos se compararán con los de otras empresas operando eficientemente a través de indicadores de productividad, tales como empleados/cliente, etc.

Servicios Contratados: Los servicios específicos que se contraten a terceros se valorizarán a precios de mercado. Algunos servicios que actualmente realiza la empresa podrán contemplarse para su tercerización, contrastando su costo actual con el que se obtendría como producto de la tercerización.

Bienes de Uso: incluyen instalaciones y equipamientos de oficina, software, automotores, infraestructura edilicia, etc. Se considerarán las inversiones en bienes de uso que resultan necesarias para poder ejecutar las tareas, identificando dentro de las subcuentas del Sistema Uniforme de Cuentas (SUC), aquellos bienes de uso asociados a los procesos de administración y finanzas.

Servicios Generales: incluyen telefonía y comunicaciones, correo, fletes, seguridad, aguas, limpieza de las instalaciones, mantenimiento y reparación de las instalaciones y vehículos, etc. Para su valorización se tienen en cuenta valores eficientes.

Otros Egresos: tales como bienes de consumo varios, útiles, papelería, fotocopias, representación, viáticos y movilidad, combustibles y lubricantes, etc. Para su valorización se tiene en cuenta valores eficientes.

c) Determinación del esquema Remuneratorio de los Recursos Humanos involucrados

Para esta parte se definen categorías para los recursos humanos, basadas en la capacidad, experiencia y nivel remunerativo. Según la metodología deben resultar suficientes para que engloben las características de los recursos humanos necesarios y deberán basarse en un pormenorizado análisis de factores discriminantes partiendo de la base de datos de recursos humanos de las empresas de cada grupo de empresas de escala similar.

La empresa provee información acerca de políticas laborales y categorías salariales actuales, niveles de formación educativa, años de servicio y cualquier otro factor que permita caracterizar el conjunto de recursos humanos necesarios para llevar a cabo los procesos. Esta información constituye la base para la optimización de recursos que deriven en el cálculo de los costos eficientes de gestión. Debe considerarse un estudio de remuneraciones de mercado, realizado por empresas especialistas del rubro

Sobre la información proporcionada por dicho estudio se valorizarán los recursos necesarios para el dimensionamiento de la estructura eficiente.

d) Deducción de ingresos no regulados.

En el caso de que la empresa realice tareas adicionales a las necesarias para el desarrollo de la actividad de distribución y que compartan instalaciones y/o recursos de la empresa regulada (por ejemplo alquiler de postes de las redes). Se establece que los ingresos reales producidos por estas actividades deben “compartirse” con los usuarios del sistema de distribución. Estos ingresos se “compartirán” descontando de

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los costos de operación y mantenimiento el 50 % de los ingresos recibidos por las actividades identificadas como no reguladas para el año base del estudio.

e) Deducción de costos asociados con la actividad de atención al cliente.

En cumplimiento a lo que establece la Ley General de Electricidad y su reglamento, los cuales mencionan que las tareas de atención al cliente vinculadas a la actividad de comercialización son consideradas en su diseño empresarial como desarrolladas por una empresa autosuficiente capaz de gestionarse eficientemente en todos los aspectos relativos a su organización (dirección, administración y finanzas, sistemas, etc.).

No obstante, SIGET toma en consideración que las empresas distribuidoras ejercen además la actividad de atención al cliente/comercialización y que en consecuencia, cuentan con costos asociados. Los costos asociados con la actividad de atención al cliente/comercialización, son analizados y cuantificados por SIGET sobre la base del análisis de la información contable suministrada por la empresa y define un factor de ajuste de los costos indirectos con el objetivo de que estos reflejen el nivel de costos asociados.

Para la determinación de los costos de Operación y Mantenimiento, debido a la existencia de un grupo empresarial (Holding) que agrupa a cuatro de las cinco distribuidoras, se ha determinado que las mismas deben ser tenidas en consideración en el desarrollo de la metodología de cálculo y en la definición de los cargos de distribución.

3.4.2.2.4 Determinación del Valor de Compensación por Fallas (VECF).

El Valor de Compensación por Fallas (VECF) representa el costo de la energía no entregada a los consumidores finales de la red. Se establece que para su cálculo se considera la probabilidad de salida forzada de los elementos correspondientes a sistemas eficientemente operados y mantenidos. Debido a que los VECF se incluyen en los Cargos de Distribución, los usuarios deben ser compensados por todas las fallas reales que el sistema tenga, de acuerdo a lo establecido en el Artículo 93 del Reglamento de la Ley General de Electricidad.

El VECF se calcula mediante la siguiente expresión:

CENSFSFEMTEAVMTEAVBTVECFMT ** (3.20)

CENSFSFEBTEAVBTVECFBT ** (3.21)

Donde:

VECFMT VECF de la red de MT (US$ /año); VECFBT VECF de la red de BT (US$ /año); EAVMT = Energía anual vendida en MT obtenida del balance de energía definido en el apartado correspondiente al cálculo de las pérdidas; EAVBT = Energía anual vendida en BT obtenida del balance de energía definido en el apartado correspondiente al cálculo de las pérdidas; CENS = costo económico de la energía no servida (US$/kWh); FSFEMT : Factor de salida forzada equivalente de la red de MT; FSFEBT : Factor de salida forzada equivalente de la red de BT.

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El valor CENS está fijado por el Reglamento de la Ley General de Electricidad y corresponde al 200% del valor de la energía. El valor de la energía que se utiliza para cuantificar el CENS se calcula como el cociente entre el ingreso total anual facturado en el cargo por energía, por la distribuidora a sus usuarios finales (excluyendo comercializadores) y el total de la energía facturada a los mismos, en el año base del estudio.

Dentro del Manual de Confiabilidad y Calidad de Servicio se establece para las redes de MT y BT, los Factores de Salida Forzada (FSF) admisibles. Estos FSF están definidos con base en el número de fallas por año, tiempos medios de reparación y tiempos de indisponibilidad programada. El Factor de Salida Forzada Equivalente (FSFE) de una red corresponde al valor ponderado de los FSF sobre la base de la capacidad nominal de los elementos de la red.

3.4.2.3 Capacidad Total de Transferencia (CTT)

La Capacidad Total de Transferencia CTT, para el caso de Media Tensión es la suma de las potencias máximas de los clientes de media tensión. En el caso de las categorías tarifarias que requieran de medición de potencia máxima se considera, para el cálculo de la CTTMT, la suma del promedio de las potencias máximas registradas a los usuarios comprendidos en estas categorías tarifarias para el año base del estudio. En el caso de aquellas categorías que no cuenten con medición de potencia máxima se considera, para el cálculo de la CTTMT, la potencia máxima obtenida (para toda la categoría tarifaria) del balance de potencia tarifario el cual se presentó anteriormente.

CTTBT es la suma de las potencias máximas de los clientes de baja tensión. En el caso de las categorías tarifarias que requieran de medición de potencia máxima se considerará, para el cálculo de la CTTBT, la suma del promedio de las potencias máximas registradas a los usuarios comprendidos en estas categorías tarifarias para el año base del estudio. En el caso de aquellas categorías tarifarias que no cuenten con medición de potencia máxima se considera, para el cálculo de la CTTBT, la potencia máxima obtenida del balance de potencia tarifario.

3.5 Conclusiones

SIGET emite un Acuerdo donde está contemplada la metodología de cálculo. Dicha metodología da los parámetros generales. Los aspectos de detalle son determinados por SIGET a lo largo de la realización del estudio. La metodología de cálculo establecida en la revisión actual trata de corregir los problemas encontrados en las dos anteriores revisiones.

La metodología de cálculo se basa en una regulación por incentivos del tipo limitación de precios, para un período regulatorio de 5 años. El monto calculado se actualiza anualmente, únicamente por el índice de precios al consumidor (IPC).

La base de la remuneración (asset base, por el término en inglés), es obtenida por la aplicación de la metodología de Valor Nuevo de Reemplazo (VNR). Se utiliza como año base de estudio un año antes de la aprobación de los cargos. La aplicación del método consiste básicamente en tomar una fotografía de los costos de distribución en el año base y aplicarlo al periodo regulatorio.

Para la determinación de los cargos tanto el regulador como cada uno de los distribuidores realizan un cálculo independiente, pero siguiendo la misma metodología y aspectos definidos por el regulador. Los cálculos son realizados por auditores

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independientes. Los resultados del regulador determinan el límite inferior de los cargos (floor) y los resultados del distribuidor el límite superior.

En el mejor de los casos los cargos se determinan ponderando los resultados dando mayor peso a los resultados del regulador. En el peor de los casos los cargos son el resultado de negociaciones entre las máximas autoridades de las empresas distribuidoras y las autoridades regulatorias.

Se observan tres deficiencias al hecho de que el estudio tarifario se realice por un consultor independiente y no por el regulador:

a) Debido a que los lineamientos que da la metodología son generales, los aspectos de detalle que se utilizan están basados en la experiencia de los consultores contratados y herramientas que éstos han empleado en otros estudios.

b) La experiencia ganada en cada uno de los procesos de revisión se pierde en cierta manera ya que generalmente las licitaciones a la realización de estudios no son ganados por las mismas empresas consultoras.

c) Siempre quedan algunos aspectos subjetivos, los cuales el regulador tiene que afrontar durante el período regulatorio, por ejemplo en el caso de El Salvador el tema de la calidad del servicio.

Pero, la realización del estudio por parte del regulador tiene el inconveniente que este no tiene los recursos necesarios para realización del mismo.

En general la metodología tiene muchos puntos en los cuales existe posibilidad de mejorarla a continuación se hace una pequeña descripción:

La limitación de precios hace que los distribuidores se vean motivados a incentivar a que los consumidores incrementen su demanda. Debido a que a mayor crecimiento de demanda mayores serán los ingresos obtenidos por la aplicación del price cap. Esto al mismo tiempo va en contra de las políticas de ahorro energético que pueda impulsar el gobierno.

No existen incentivos a la mejora de eficiencia, debido a la forma de actualización de los precios establecidos. Tampoco se ha tomado en cuenta que el incremento de demanda no supone un incremento igual en los costes (factor de economía de escala).

Los consultores que han realizado los estudios tarifarios siempre comentan en sus informes que la retribución calculada esta acorde con los niveles de calidad. Para el caso de los indicadores registrados actualmente (tabla No. 1.10 del capítulo No.1) se puede observar que estos están muy alejados de los indicadores base. Esta situación hace que los distribuidores soliciten al regulador ajuste de los indicadores para adecuarlos a los reales y así evitar penalizaciones o que se le aprueben mayores ingresos para mejoras de calidad.

El regulador ante las peticiones realizadas por los distribuidores termina cediendo ya que no tiene del todo claro que aspectos son los que se han considerado en la retribución asociados a la calidad del suministro. Es difícil para el regulador saber si en realidad el monto de remuneración que se les reconoció fue acorde a la calidad esperada o si los distribuidores han sido ineficientes en las inversiones que han realizado.

Tal y como lo estable la Ley y su Reglamento de Electricidad las pérdidas técnicas se deben de actualizar con el IPC. Esta situación no parece tener ninguna relación con la

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naturaleza de la variación de costes de las pérdidas, pues la variación de éstas depende del coste de la energía.

El price cap, determina un valor de cargo por uso de red en ($/kW) como resultado de dividir el monto de retribución total encontrado entre la demanda máxima registrada en el año base. Los ingresos de las distribuidoras se pueden ver beneficiados debido a la forma del cobro del uso de la red a usuarios de las categorías tarifarias de mediana y grandes demanda (se cobra para la mayor demanda ya sea la contratada o la registrada).

La tasa de remuneración de capital, esta determinada por Ley a un valor del 10%, posiblemente en la fecha que se estableció iba acorde con la situación económica, pero a la fecha se tiene que hacer un estudio para actualizar dicho valor. De tal forma de no estar proporcionando beneficios extraordinarios a la distribuidoras o por el contrario poniendo en riesgo financiero la actividad.

Finalmente decir que a pesar de que actualmente se esta trabajando en la tercera revisión tarifaria, las anteriores revisiones no han dado mejoras significativas, y las tarifas aprobadas finalmente difieren de los cálculos realizados.

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4. Metodología de cálculo de la remuneración de la actividad de distribución en España.

4.1 Introducción

La metodología actual de la retribución de la actividad de distribución ha sido ampliamente criticada [RYAN03],[ASÍN03] principalmente por los siguientes aspectos: la retribución se calcula para factores de evolución del mercado globales y no por empresa, no existen incentivos claros para los temas de calidad del suministro y pérdidas, el valor del factor denominado de eficiencia no tiene un sustento válido, el factor de economía de escalas es fijado con un valor que se considera bajo.

De lo anterior mencionado y considerando la experiencia acumulada en estos últimos años, así como los avances en los sistemas de gestión de los distribuidores, tanto en su aspecto económico y técnico. Todo esto ha llevado a que se proceda en estos momentos a la anunciada revisión de los criterios de retribución a la actividad de distribución

En la actualidad existe un borrador de Acuerdo emitido por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, que toma en cuenta dichos cambios. El borrador se basa en la propuesta desarrollada por la Comisión Nacional de la Energía (CNE) en el año 2006.

Las nuevas propuestas para mejorar la actual metodología se apoyan en las herramientas desarrolladas para tal fin (contabilidad regulatoria y modelo de red de referencia).

En este capítulo se hace una revisión de la metodología actual y sus antecedentes. Haciéndose mayor énfasis en las nuevas propuestas y las herramientas regulatorias desarrolladas en las que se apoya la implementación de la nueva metodología.

4.2 Descripción de la Metodología Actual

A continuación se presenta una descripción de la metodología actual como un preámbulo de lo que ha originado la nueva propuesta.

Remuneración actual de la actividad de distribución

La Ley 54/1997 [BOE97], de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, reconoce la actividad de distribución de energía eléctrica con carácter de monopolio natural, liberalizando la misma a través de la generalización del acceso de terceros, estableciendo además que la retribución de dicha actividad de distribución de energía eléctrica continuaría siendo fijada administrativamente.

Debido a que la tendencia y la propuesta de regulación objeto principal de estudio de este capítulo es que todos los distribuidores sean remunerados teniendo la misma metodología no se tomará en cuenta lo contemplado en la Disposición Transitoria Undécima de la Ley 54/1997.

En la citada Ley en su Artículo 16, establece que la retribución de la actividad de distribución que haya de corresponder a cada sujeto se establecerá reglamentariamente y atendiendo a los siguientes criterios: Costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada, modelo que caracterice las zonas de distribución, los incentivos que correspondan por la calidad de

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servicio y la reducción de pérdidas, así como costes necesarios para desarrollar la actividad.

Además, en el Real Decreto 2819/98 [BOE98] por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, define de forma precisa la actividad de distribución, los elementos constitutivos de la red de distribución, así como también la metodología de la remuneración de la actividad, utilizándose para calcular la retribución global de cada año un sistema de revenue cap.

Se establece reglamentariamente el nivel global de retribución de la actividad. Sin embargo, la retribución que le corresponde a cada agente que ejerce la actividad de distribución eléctrica quedó establecida por el Ministerio de Industria y Energía a través de la OM de 14 de junio de 1999, basado en el modelo de red de referencia [BOE99].

En lugar de proceder a su aplicación inmediata, la propia normativa y tratando de respetar los derechos adquiridos, instauró un periodo transitorio de 16 años de adaptación paulatina de la situación anterior entre el modelo de reparto consecuencia del Marco Legal Estable y el modelo de red de referencia. Lo que hace que los problemas que mantenía el modelo de retribución del Marco Legal Estable10, persistan aún en el actual sistema retributivo, introduciendo nuevos problemas provocados por la introducción del modelo de red de referencia.

Por otra parte, el apartado 2 del artículo 8 del Real Decreto 3490/2000 [BOE00], de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para el 2001, establece que el Ministerio de Economía revisará los criterios de retribución a la distribución establecidos en la Orden Ministerial de 14 de junio de 1999, citada anteriormente.

Modelo de Red de Referencia.

A continuación se presenta un pequeño resumen de la metodología utilizada según la Orden Ministerial de 1999.

En el título III de la ley 54/97, en el apartado sobre retribución de actividades y funcionamiento del sistema, la ley española indica que la retribución de la actividad de distribución se establecerá reglamentariamente y permitirá retribuir a los agentes, atendiendo entre otras cosas la utilización de un modelo que caracterice las zonas de distribución.

En consecuencia de entre todos los modelos que se podían haber utilizado para caracterizar las zonas de distribución, (modelos contables, modelos de zonas de referencia, modelos de unidades físicas, etc.) el regulador optó en su momento por el mejor modelo disponible para realizar esa labor. Dicho modelo se denominó modelo de red de referencia, el cual consistía en unos algoritmos que tratan de determinar de forma óptima la red que pueda dar suministro a todos los clientes, enlazando la red de transporte con los clientes finales, utilizando criterios de planificación para desarrollar esa red de referencia, introduciendo parámetros indicadores de calidad (caídas de tensión y número de interrupciones) así como también indicadores del crecimiento vegetativo.

Para realizar dicho diseño se subdividió la red de referencia por zonas con idénticas características (red urbana, polígonos, red de baja tensión rural, red de media tensión

10 Surge en el año 1987 como fin del proceso de reformas del sector eléctrico en España, y que fue sustituida por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico.

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rural, red de transporte, red de distribución) y se calcularon los costes de suministro de cada una de estas redes. Por lo tanto hay que tener presente que aunque se parte de datos reales para elaborar el modelo (ubicación GPS de clientes, datos sobre características del terreno, curvas de carga, superficies reales de distribución, etc.) el modelo acaba siempre siendo irreal.

Las ventajas de este tipo de modelo fueron suficientemente atractivas como para justificar su uso por parte del regulador. Su principal virtud es que se trata de un método objetivo, que incluye requisitos legales, con el que se determinan las redes para todos los clientes, proporcionando un marco estable de funcionamiento. Sin embargo el modelo de red de referencia utilizado no tenía en cuenta la historia de la red, ni tampoco consideraba los costes actuales de distribución ya que no se contrastaba el modelo con la realidad, con lo cual el análisis era incompleto (aspectos que se ha corregido en el nuevo Modelo de Red de Referencia del que se hablará con mayor detalle en el siguiente capítulo).

Los algoritmos de ese modelo de red de referencia fueron fuertemente discutidos por las empresas sujetas a la regulación, fundamentalmente por su gran alejamiento de la realidad en determinadas zonas (sobredimensionamiento de la red rural, infraestimación de la red urbana, forma de reparto, etc.).

Del modelo de red de referencia, se obtuvieron resultados distintos a los que se obtenían de la aplicación del Marco Legal Estable. No obstante, al no considerar el modelo de red de referencia los costes de operación y mantenimiento dentro de la función objetivo a maximizar, los resultados que se obtenían de su utilización no eran los adecuados para los objetivos del mismo.

Asimismo, el empleo de un catálogo electrotécnico muy limitado por parte del modelo de red de referencia, la deficiente caracterización de la demanda y la no inclusión de los pequeños distribuidores en el modelo final, dio como resultado que aunque el modelo de red de referencia aplicado suponía un avance respecto al marco anterior, éste avance era insuficiente.

Procedimiento retributivo actual

El sistema retributivo general se establece de acuerdo con el artículo 16.3 de la Ley 54/1997. El volumen actual de la retribución total de las empresas distribuidoras acogidas al sistema retributivo general se deriva de la retribución total que se obtenía del anterior modelo regulatorio. Es decir, del Real Decreto 1538/1987 [BOE87], con las modificaciones introducidas a consecuencia del Protocolo Eléctrico y de una reasignación posterior de retribución, en el año 1999. Una vez establecida la retribución total de la actividad de distribución en lo referente al negocio de "redes", el problema que se planteó fue cómo repartir la misma entre las distintas empresas distribuidoras.

Para ello, la regulación optó en su momento por asignar a cada empresa un porcentaje sobre el total, porcentaje que se obtiene, a su vez, como un mix de los porcentajes derivados del anterior marco regulatorio (MLE) y de los obtenidos mediante el modelo de red de referencia (modelo BULNES desarrollado por Hidrocantábrico Distribución Eléctrica (HC)).

De año en año, la cantidad a repartir mediante los porcentajes derivados del MLE disminuye, aumentando la cantidad a repartir mediante el modelo BULNES. Al cabo de 16 años, toda la retribución se repartiría entre las distintas empresas distribuidoras

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mediante el modelo BULNES. No obstante, este esquema, que ha sido el aplicado durante los ejercicios de 1998 y 1999, se vio truncado a partir del año 2000.

El volumen total de retribución de la actividad correspondiente a cada año evoluciona sobre la base de lo dispuesto en el artículo 20 del Real Decreto 2819/98, basándose en la evolución de la demanda y en un parámetro de eficiencia del sistema. En cuanto a la forma del revenue cap, éste esta establecido de la siguiente forma:

))*(%1(*)100

)1(1(*1 enn FD

IPCDD (4.1)

Donde:

1nD El coste de distribución a tarifa reconocido en el año anterior.

IPC = variación del índice de precios al consumo en el año para el que se determina las liquidaciones.

D% Aumento de la demanda entre años. En el caso de una disminución de la demanda el valor será cero.

El revenue cap se aplica al volumen total de retribución de la distribución que se establece a través de reglamento, repartiéndose posteriormente entre las empresas sujetas a este mecanismo. El cálculo de la retribución correspondiente a cada empresa derivaría de multiplicar el volumen global de retribución reconocido para esta actividad con la ponderación de los porcentajes derivados por el modelo de red de referencia y del marco legal estable, a través de un mecanismo que incrementa el peso de este último.

Resultados de esta regulación

En lo que se refiere a las empresas incluidas en el procedimiento retributivo de la distribución general se puede observar que como consecuencia de esta regulación no hay una relación directa entre las actuaciones de las empresas (encaminadas a mejorar la eficiencia de las empresas y por ende del sistema) y la remuneración que perciben por esas actuaciones. Así como tampoco se realiza una actualización individual del volumen total de retribución que perciben sobre la base de los incrementos de demanda que se producen en las zonas que atienden.

Existe por tanto un desincentivo a las empresas a operar zonas en las que los incrementos de demanda, superan a la media nacional (las cuales necesitarán mayores inversiones). Por tanto, con la regulación actual se pueden dar situaciones tan paradójicas como el que se le incremente la demanda por encima de la media a una de las empresas, provoca un incremento en la retribución de las empresas competidoras, o que como consecuencia de la utilización de porcentajes del MLE, se este retribuyendo de manera inadecuada a las empresas distribuidoras.

Todo ello da como resultado una regulación que no da incentivos claros a la gestión eficiente de la empresa, al no estar condicionada directamente la evolución y el importe de la retribución a las actuaciones de las empresas, ni a su estructura de costes.

Si a ello añadimos la falta de actualización de los parámetros de eficiencia (factor X de la regulación de revenue cap), falta de incentivos a la mejora de la calidad y pérdidas técnica y la utilización de una base inadecuada procedente en gran parte del MLE y en la que se empleaba la energía circulada en baja tensión como parámetro remunerador, tenemos un sistema de retribución inadecuado para la actividad de distribución.

60

De lo anterior mencionado y considerando la experiencia acumulada en estos últimos años, así como los avances en los sistemas de gestión de los distribuidores, tanto en su aspecto económico y técnico, han llevado a que se proceda en estos momentos a la anunciada revisión de los criterios de retribución a la actividad de distribución, una descripción mas detallada de la propuesta metodológica se presenta en el siguiente apartado.

4.3 Propuestas de la Metodología para la Retribución de la Actividad de Distribución en España.

A continuación se presentan a detalle las propuestas de la metodología para la retribución de la actividad de distribución en España, inicialmente se presenta la propuesta realizada por la Comisión Nacional de la Energía en el año 2006 y luego un borrador de Real Decreto no oficial emitido en el año 2007.

4.3.1 Propuesta de nueva metodología para la retribución de la actividad de distribución en España, propuesta por la Comisión Nacional de la Energía en el año 2006.

4.3.1.1 Elementos de la Retribución de la Actividad de Distribución.

Tal y como se ha mencionado anteriormente la retribución de la actividad de distribución de cada sujeto distribuidor se determinará tomando en consideración los siguientes elementos:

Coste de inversión, operación y mantenimiento de las redes de distribución de su titularidad.

Energía circulada por las redes de distribución de su titularidad. Un modelo que caracterice para todo el territorio nacional las zonas donde ejercen

la actividad de distribución cada uno de los sujetos distribuidores. Entendiendo por tal, una red de referencia de distribución, necesaria para enlazar la red de transporte, o en su caso de distribución, con los consumidores finales de electricidad representados por su ubicación geográfica, su demanda de potencia y la tensión de alimentación. De tal forma que se minimicen los costes de inversión, operación y mantenimiento y las pérdidas técnicas, y se verifiquen los requisitos de calidad del suministro establecidos reglamentariamente para todo el territorio nacional. La metodología para determinar la red de referencia deberá atender a criterios de planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a suministrar en cada zona.

Incentivos para la mejora de calidad del suministro y la reducción de las pérdidas. Costes de gestión comercial por atención a consumidores acogidos a tarifas de

suministro y de acceso. Otros costes necesarios para desarrollar la actividad de distribución.

4.3.1.2 Retribución de la Actividad de Distribución de cada Sujeto Distribuidor.

Se propone una regulación por incentivos para la determinación de la retribución anual de la actividad de distribución de cada sujeto distribuidor. Su cálculo, para cada período regulatoria, se supone puede ser la siguiente fórmula:

DPQYRi

nnin

in

in

in

in

in XIPCR 1,11

´1 1* (4.2)

61

Donde:

PQRRin

in

in

in 11´

Siendo:

Rin 1 Retribución reconocida para el año n+1 a la empresa i.

Rin Retribución reconocida para el año n a la empresa i.

1nIPC Tasa de variación porcentual del índice de precios al consumo prevista para

el año n+1. iX Factor de ganancia de productividad requerido a la empresa i durante el período

regulatorio.

Yin 1 Retribución correspondiente a inversiones y gastos de operación y

mantenimiento necesario para atender el incremento previsto de la actividad en el año n+1 a la empresa i.

Qin Incentivo/penalización derivado del grado de cumplimiento de la calidad estándar

establecida en el año n a la empresa i. i

nP Incentivo/penalización derivado del grado de cumplimiento de la reducción de

pérdidas establecidas en el año n a la empresa i.

Di

nn 1, Desvíos de la retribución por revisión de las previsiones de los parámetros en

los años n y n-1 a la empresa i.

Estableciéndose que dicha formulación permitirá retribuir a cada sujeto distribuidor i durante un periodo regulatorio, que se establece en 4 años, en función de una

retribución inicial inR , actualizada mediante una tasa del IPC-X, esto es, X puntos

porcentuales por debajo del Índice de Precios al Consumidor previsto.

Al finalizar el citado período regulatorio de 4 años, se revisarían, para cada sujeto distribuidor, las distintas variables de la anterior fórmula, para lo cual cada distribuidor presentaría a la Comisión Nacional de Energía el plan de nuevas inversiones y los gastos de operación y mantenimiento asociados a las mismas, necesarios para atender el incremento previsto de su actividad en el periodo regulatorio. Así como la información relativa a los costes incurridos durante cada uno de los ejercicios del periodo regulatorio vencido.

La Comisión Nacional de Energía evaluaría los resultados obtenidos en el anterior período regulatorio y el plan de inversiones y gastos presentados por cada sujeto distribuidor y propondría a la Dirección General de Política Energética y Minas los parámetros a considerar para el nuevo periodo regulatorio y la retribución a reconocer a cada sujeto distribuidor. La Dirección General de Política Energética y Minas aprobará mediante Orden Ministerial la retribución correspondiente a cada sujeto distribuidor, así como su evaluación prevista para el período regulatorio.

Para el cálculo tanto del valor de la retribución inicial como del valor del factor de ganancia de productividad (factor x) requerido durante el periodo regulatorio a cada uno de los sujetos distribuidores, cada uno de ellos deberá remitir anualmente a la Comisión Nacional de Energía la Información Regulatoria de Costes, una ampliación de este concepto se realizará más adelante.

Así mismo, para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de cada sujeto distribuidor, en lo que a los activos eléctricos se refiere, se utilizará como herramienta un Modelo de Red de Referencia (del cual se hablará más en detalle en el

62

siguiente capítulo). El cual permitirá validar la eficiencia técnica de las inversiones realizadas por cada uno de los sujetos distribuidores, así como la estimación de las inversiones necesarias para atender el incremento previsto de actividad a lo largo del periodo regulatorio.

Para ello, cada sujeto distribuidor deberá remitir anualmente a la Comisión Nacional de Energía la información actualizada del Inventario de Instalaciones de Distribución y de la localización de los consumidores conectados a sus redes para la utilización del referido modelo de red de referencia, de acuerdo a los requisitos establecidos en la Circular 1/2006 [BOE06]. El referido Modelo de Red de Referencia incorporará los costes unitarios que, en su caso, se deriven de la Información Regulatoria de Costes anteriormente referida.

A continuación se detalla cada uno de los elementos considerados en la fórmula (4.2)

4.3.1.2.1 Retribución Inicial de la Actividad de Distribución de cada Distribuidor.

La retribución inicial a reconocer a cada sujeto distribuidor, correspondiente al primer año del período regulatorio, incluirá la correspondiente a los costes de capital y a los costes operativos asociados.

Costes de Capital asociados a la retribución inicial de cada sujeto distribuidor.

Los costes de capital asociados tanto a las redes de distribución como a los otros activos necesarios para el desarrollo de la actividad de distribución de energía eléctrica, se determinaran aplicando una tasa de remuneración a la valoración de los activos de cada sujeto distribuidor. Para el cálculo de los costes de capital a reconocer inicialmente a cada distribuidor, se tendrán en consideración tanto los activos reales de cada sujeto distribuidor como los que resulten para cada uno de ellos de la aplicación del Modelo de Red de Referencia.

Los activos reales de cada sujeto distribuidor VAireales

, obtenidos a partir del Inventario

de Instalaciones de distribución a remitir por cada sujeto distribuidor, se valorarán conforme a la opción que finalmente adopte el Ministerio.

En todo caso la valoración de los activos reales para cada distribuidor no podría ser superior al valor del inmovilizado bruto que figura en la contabilidad financiera de dicho distribuidor.

Por su parte, la aplicación del Modelo de Red de Referencia dará lugar para cada distribuidor a unos activos cuya valoración VA

iMRR diferirá de la calculada para los

activos reales.

A los efectos de cálculo de los costes de capital a reconocer inicialmente a cada

distribuidor, la valoración de activos iVA que se propuso fue la siguiente expresión:

2

*VAiMRRVAi

realesVAi

k (4.3)

63

Donde:

iVAi

MRR

iVAi

realesk (4.4)

No existe un inventario de las instalaciones de la red de baja tensión (redes con tensión inferior a 1 kV.). Para valorar dichas redes se propuso que se realice por medio de la aplicación del Modelo de Red de Referencia, fijando para tal fin los centros de transformación existentes en su actual ubicación.

El cálculo de la tasa de remuneración al capital se basará en la metodología del coste medio ponderado del capital (WACC). En base a ello, y teniendo en cuenta que el capital invertido a retribuir proviene tanto del capital propio de los sujetos distribuidores como de las deudas contraídas por los mismos. La tasa de retorno del capital, después de impuestos, se calculará como la media ponderada del coste de los recursos propios y de la deuda, de acuerdo con la siguiente expresión:

DE

E

DE

DRdWACCdi Re (4.5)

Donde:

tdrfRd 1Pr (4.6)

mrf PrRe (4.7)

Siendo:Rd = Coste de la deuda Re= Coste de los fondos propios D= Valor de la deuda E= Valor de los fondos propios rf= tipo de interés libre de riesgo Prd = prima de riesgo que soporta la deuda (1-t) = factor de desgravación impositiva

= Parámetro que cuantifica el riesgo sistemático de la inversión Prm= prima de riesgo del mercado

La tasa de retorno del capital antes de impuestos, se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:

t

WACCWACC di

ai 1 (4.8)

Coste de la Deuda

El coste de la deuda se fijará a partir del rendimiento de mercado ofrecido sobre Bonos y Obligaciones del Estado a largo plazo, más una prima de riesgo. Así mismo, para el cálculo del coste de la deuda se tendrá en cuenta un factor de desgravación impositiva (1-t), que refleja el efecto “escudo fiscal” por la deducción de los pagos de intereses de la base gravable.

Coste de Fondos Propios

El retorno esperado de un activo financiero se define como la suma de una tasa libre de riesgo más la prima de mercado por el riesgo sistemático del activo. La tasa libre de

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riesgo viene dada por el tipo de interés de Bonos y Obligaciones del Estado a largo plazo. La prima de riesgo del mercado se explica por la rentabilidad a largo plazo de un determinado índice bursátil, generalmente de títulos de renta variable. La es un factor que cuantifica el riesgo sistemático del activo financiero y mide la sensibilidad relativa del negocio, en el presente caso de activos de distribución eléctrica, respecto a los movimientos del mercado.

Propuestas de revisión de la remuneración base al inicio de cada período regulatorio.

Durante el último año de cada periodo regulatorio por parte de la Comisión Nacional de Energía se procederá a analizar, tanto económicamente como técnicamente, los resultados obtenidos hasta esa fecha por cada sujeto distribuidor. Comparando lo inicialmente previsto con lo realmente realizado por cada uno de ellos. De este modo se ajustarán, para el siguiente período regulatorio, los costes reconocidos y se trasladarán a los consumidores parte de las ganancias de eficiencia alcanzadas por cada sujeto distribuidor en el período regulatorio vencido.

Como resultado del referido análisis se determinará el nuevo valor de la retribución

inicial de cada sujeto distribuidor ( inR ) y el factor de ganancia de productividad ( iX )

aplicable en el nuevo período regulatorio. Se calculará, para cada uno de ello, la

retribución correspondiente al incremento previsto de la actividad ( iY ) para cada uno de los años del nuevo periodo regulatorio.

Alternativas para la valoración de los activos reales

En la propuesta se plantean tres alternativas para la valoración de los activos reales, a continuación se enumeran cada una de ellas:

a) Una primera alternativa parte de reconocer el inmovilizado bruto en servicio como capital a remunerar.

El inmovilizado bruto, a su vez, puede ser calculado bien directamente de la contabilidad que figura en los libros, o bien a través de la valoración de los activos a coste de reposición.

Valoración a coste de reposición

Valorar los activos existentes a coste de reposición introduce cierto riesgo en la actividad dado que si se producen mejoras o cambios tecnológicos significativos, los distribuidores pueden verse afectados en su retribución al valorarse los activos en base a dicha nueva tecnología y, como consecuencia de ello, no recuperar los costes de inversión incurridos. De la misma forma, si se produce un incremento en la valoración de los costes de inversión con respecto a los costes reales en los que incurrió en el pasado el distribuidor, se estará retribuyendo en exceso la inversión realizada. No obstante, la experiencia indica que en la actividad de distribución no se han producido cambios tecnológicos significativos en los últimos tiempos, por lo que no es previsible que no se puedan recupera los costes de inversión incurridos.

Valoración de Libros

Valorar el inmovilizado bruto a partir de los libros supone reconocer los costes de inversión reales que afrontaron, en su momento, cada uno de los distribuidores. Dentro de esta alternativa caben a su vez dos posibilidades. La primera es tomar el valor del

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inmovilizado bruto de libros a la fecha de evaluación, correspondiente al último ejercicio cerrado y, la segunda, tomar el valor de inmovilizado bruto de libros a 31 e diciembre de 1996, año en el que se efectuó la última actualización de activos, y añadir al mismo, año con año, las instalaciones puestas en servicio desde el año 1997 hasta la fecha, con el mayor desglose posible en cuanto al tipo de instalación, valoradas con criterios homogéneos para todos los distribuidores.

Tanto en el caso de valorar el inmovilizado bruto a coste de reposición como a valor de libros, en un esquema en el que la remuneración de un año a otro se actualiza con el IPC, la tasa con la que se debe remunerar al capital debe corresponder con una tasa real, de acuerdo con la siguiente expresión:

11

1

IPC

TMrTRr (4.9)

Siendo:TMr= Tasa Monetaria de remuneración, calculada utilizando la metodología del coste medio ponderado del capital (WACC). IPC= Tasa interanual del Índice de Precios al Consumo.

El costo del capital invertido, atendiendo al criterio de retribuir el inmovilizado bruto, se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula.

TRrBrutodoInmovilizaInvertidoCapitalCoste ___ (4.10)

b) Una segunda alternativa parte de reconocer el inmovilizado neto como capital a remunerar.

Al igual que la alternativa anterior podría utilizarse el coste de reposición para valorar los activos o utilizar el valor de libros, con las mismas implicaciones mencionadas para el caso del inmovilizado bruto.

En el caso de calcular el inmovilizado neto actual, a partir de los activos a 31 de diciembre de 1996, se podría calcular restando del inmovilizado neto a dicha fecha, una amortización acumulada desde ese año aplicando reglas homogéneas para todos los distribuidores, ello con objeto de laminar el efecto que tendría, en la determinación de la base de partida de la retribución, las diferentes políticas de amortización que hayan podido seguir los distintos distribuidores. Además, a dicho inmovilizado neto actualizado se le añadiría, año con año, el correspondiente a los activos puestos en servicio desde el año 1997 hasta la fecha, con el mayor desglose posible en cuanto al tipo de activo, valorados y depreciados hasta la fecha aplicando criterios homogéneos par todos los distribuidores.

Para lo relacionado a la vida residual media de los activos eléctricos existentes a 31 de diciembre de 1996, dato necesario para calcular la actualización del inmovilizado neto a dicha fecha, la misma podría establecerse en 17 años, cifra que fue utilizada en la Orden Ministerial de 14 de junio de 1999, para establecer, a partir de 1998, el paso de la retribución vía Marco Legal Estable a la retribución vía modelo de red de referencia.

El coste de capital invertido, atendiendo al criterio de retribuir el inmovilizado neto, se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

TRrNetodoInmovilizaónAmortizaciInvertidoCapitalCoste ___ (4.11)

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c) Base Regulatoria de activos (BRA)

Cabe plantearse una tercera alternativa consistente en calcular unos activos regulatorios netos, o base regulatoria de activos (BRA), como punto de partida. Una posibilidad para calcular este valor es partir de la retribución percibida en el ejercicio n

por cada sujeto distribuidor i ( Rin )

DOPEXBRARin

in

in

in TRr (4.12)

Siendo:TRr Tasa real de remuneración

BRAin Base regulatoria de activos del ejercicio n del distribuidor i.

OPEXin Gastos operativos del ejercicio n del distribuidor i.

Din Depreciación del ejercicio n del distribuidor i.

Dado que tanto BRAin como D

in están relacionados, proporcionalmente, con las

correspondientes magnitudes contables del sujeto distribuidor i, ya que si VCLin es el

valor contable en libros de los activos netos en el año n del sujeto distribuidor i, y

DCLin es la depreciación que figura igualmente en los libros de contabilidad en el año n

del sujeto distribuidor i, se tiene que:

VCLBRAin

in K (4.13) DCLD

in

in K (4.14)

Por tanto:

DCLOPEXVCLRin

in

in

in KKTRr (4.15)

De donde se puede obtener el valor de K de cada sujeto distribuidor i, ya que son conocidos los valores del resto de variables. Conocido K se puede calcular el valor de

BRAin y de D

in .

La ventaja que presenta el cálculo de la base regulatoria de activos netos (BRA) es

que el punto de partida de la retribución base ( Rin ), que se establecería para cada

sujeto distribuido, quedaría determinado sin que se produzca importantes modificaciones respecto al nivel de la retribución actual. No obstante, podría determinarse el valor de BRA partiendo de la retribución de los sujetos distribuidores en cualquiera de los ejercicios anteriores.

Una vez calculada la base regulatoria de los activos netos (BRA) con esta metodología, que pretende reducir el efecto de las distintas políticas de amortización seguidas por las empresas, y que podrían dar lugar a situaciones muy distintas de lo que son las retribuciones actuales. El tratamiento que se debe dar a los activos netos así calculados, al inicio de cada periodo regulatorio, deben considerar una vida residual media para todos los activos del sector para poder contemplar a futuro las depreciaciones correspondientes de los valores netos iniciales. Al respecto, como se mencionó en el apartado anterior se debería tomar en cuenta la vida residual media de las instalaciones existentes, según lo mencionado en la Orden Ministerial de 14 de junio de 1999.

67

4.3.1.2.2 Factor de Ganancia de Eficiencia

El concepto de eficiencia económica

El factor de ganancia de eficiencia (factor X) constituye una variable de gran importancia en la determinación de la tarifa, la cual afectará tanto a los productores como a los consumidores. De ahí la importancia que tiene para el regulador establecer un valor apropiado para los distintos agentes económicos. Se requiere tener claridad teórica del concepto de eficiencia económica como también sobre la metodología para su estimación.

Algunas de las consideraciones que se tiene en cuenta para su cálculo y aplicación reguladora están relacionadas con la evolución histórica de la eficiencia, la proyección o potencial crecimiento de la productividad para la empresa regulada, las diferencias de productividades entre empresas y tamaños, entre los sectores y de la economía en su conjunto. Además la evolución de los costos de los insumos y de los precios de los bienes que se generen también inciden en la valoración de este factor.

Una de las metodologías mayormente empleadas en el cálculo del factor X es a través de la estimación de un factor de productividad total de la economía (FPT o TPF por sus siglas en inglés) [TOWNXX], fundamentada en la metodología de la contabilidad del crecimiento.

Otras de las metodologías que han sido ampliamente estudiadas [NÚÑE04], [FARS05] se mencionan a continuación: a) Las técnicas de programación no paramétrica (Data Envelopment Analysis), que emplea la programación lineal (PL). Esta metodología estima la eficiencia relativa de una empresa en el uso de insumos para obtener el producto. b) El método de fronteras estocásticas (SFA), señala las desviaciones como resultado de los errores aleatorios y de la ineficiencia productiva.

Si el factor X aplicado es demasiado bajo, la empresa obtiene beneficios excesivos: la tarifa es superior a los costos efectivos. Contribuye, como mecanismo de incentivo, a favorecer la tasa de retorno y beneficios extraordinarios (rentas de monopolio) para la empresa regulada. Lo cual desfavorece intereses particulares de políticos y de reguladores si tales ganancias extras no se redistribuyen socialmente. Si este factor de eficiencia es demasiado alto, la empresa puede tener dificultades financieras, pues la tarifa no cubriría los costos y gastos operativos.

Específicamente para el caso Español se ha planteado una propuesta de metodología para el cálculo de la ganancia de productividad a requerir a las empresas distribuidoras de energía, dicha metodología se presenta a continuación:

El esquema retributivo que se propone para la actividad de distribución está basado en una fórmula retributiva de regulación por incentivos para cada una de las empresas (revenue Cap individualizado) en el que se introduce un factor de eficiencia económica denominado factor x.

El período regulatorio propuesto es de cuatro años, de manera que se permite a las empresas distribuidoras realizar ganancias en eficiencia adicionales a las requeridas y apropiarse de parte de las rentas generadas por esas ganancias durante ese período.

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Modelo de cálculo de los indicadores de eficiencia económica a utilizar.

La propuesta realizada por la Comisión contempla la utilización de dos metodologías que se describen a continuación:

a) Modelo de cálculo de la productividad promedio del sector (TFPd).

Una de las metodologías que se propuso utilizar, es la de productividad total de factores (TFP). Esta se calculará sobre la base de los datos individuales aportados por las empresas. Y contrastando con dos fuentes que permitan evaluar la bondad de los mismos, la Estadística de la Industria Eléctrica elaborada por el Ministerio y la contabilidad de las empresas distribuidoras disponible en esta Comisión de las Circular de la CNE 1/2006 [CNE06]. Escogiéndose los índices que permitan evaluar el crecimiento de los inputs necesarios para realizar la actividad de distribución en el sector eléctrico y outputs que se obtienen como resultado de realizar dicha actividad de distribución en el sector eléctrico. El cociente entre ambos índices, índice de output entre índice de input, indica la evaluación de la productividad total de factores (TFP) del sector.

En lo que se refiere a la forma de realizar el cálculo de la productividad total de factores se plantea utilizar el modelo de estimación directa.

En dicha propuesta se pretende utilizar el método de agregación para la evolución de los inputs totales y para los outputs totales el método de números índice ideal de Fisher [CNE04], [CAND01].

Las variables input y output a considerar se presentan a continuación:

Variables Input

Coste Laboral.

Mano de obra utilizada por la empresa cada año, desglosando como mínimo el número de trabajadores sujetos a convenio colectivo y número de trabajadores compartidos con otras empresas del grupo.

Salario promedio anual del personal a convenio, así como el salario promedio anual del personal compartido con otras empresas y beneficio sociales promedio anual del personal de convenio anteriormente detallado.

Promedio respecto al coste total que supone cada una de las partidas anteriormente detalladas.

Capital Utilizado.

Se considera como capital utilizado, el flujo de servicios derivados de los inmovilizados utilizados para realizar la actividad de distribución.

Materiales y servicios.

Se obtendrá como diferencia entre los costes ordinarios de realizar la actividad, declarados en las contabilidades de las empresas, y los importes reconocidos para cada año como costes de mano de obra y costes de capital utilizado.

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De estas magnitudes habrá de ser detallada la cuota que las mismas suponen en el coste total de realizar la actividad para los materiales y servicios.

Variables Output.

Se definirán como variables output los servicios por los que la empresa recauda ingresos o por facturación de tarifas y peajes, desglosándose, para cada tipo de tarifa, lo que se percibe por término de potencia y lo que se percibe por energía, y detallando también para cada uno de ellos cuánto suponen en la recaudación total de la empresa.

Así mismo, habrán de ser detallados los otros servicios por los que percibe ingresos la empresa, y cuantificar el volumen toral de dichos ingresos hasta completar el total de ingresos ordinarios que forma parte de la cuenta de resultados (por ejemplo acometidas, derechos de enganche, derechos de extensión, alquiler de contadores, etc.)

Valor del incremento de la productividad.

Una vez calculado el índice de crecimiento de los inputs y el índice de crecimiento de los outputs, se obtiene el crecimiento de la productividad total como resta de ambos:

inputsdeíndiceOutputsdeíndiceEi ____ (4.16)

b) Modelo de cálculo de la relación entre la empresa más eficiente y el resto de empresas (DEA)

Al objeto de evaluar la eficiencia relativa a cada una de las empresas con respecto a la más eficiente, se propone utilizar un modelo DEA, cuya formulación se presenta a continuación.

iiji

rrjr

xv

yu

MaxE0

0

(4.17)

Sujeto a:

1

iiji

rrjr

xv

yu

)__(,,1 jtodoparanj (4.18)

ir vu ,

Donde u y v representan los pesos de las variables del problema (y son los outputs y x son lo inputs), y tienen asociadas restricciones para ser mayores o iguales a una cantidad positiva pequeña , con la finalidad de evitar que una de las variables sea olvidada o ignorada en el cálculo de la eficiencia. La solución de la ecuación es el valor de la eficiencia E.

Si E=1, significa que la empresa es eficiente con relación a otras empresas de la industria, pero si E<1, significa que existen otras empresas más eficientes.

Se pueden descomponer la eficiencia en eficiencia técnica, eficiencia asignativa y eficiencia total, tal como se presenta en el siguiente gráfico:

70

Gráfica No. 4.1 Definición de Fronteras de eficiencia.

Definiendo la eficiencia técnica como OJ/OR, la eficiencia asignativa como OM/OJ y la eficiencia total como OM/OR (Donde K/Y representa por ejemplo capital por unidad de output y L/Y puede representar Mano de Obra por Unidad de Output)

Las variables que van a ser consideradas en la aplicación del modelo DEA para la actividad de distribución, en principio, se propone que sean las siguientes:

Variables Input:

Potencia instalada en las subestaciones. Factor de carga de las subestaciones. Energía adquirida destinada a los clientes propios.

Variables Output.

Número de clientes, potencia contratada para cada tarifa y zona. Población y renta media de los municipios suministrados. Niveles de calidad observados, por aplicación del procedimiento de medida y

control de la continuidad de suministro dado por la Orden ECO/797/2002 [BOE02], para cada una de las zonas.

Dispersión de los suministros para cada una de las zonas. Superficie suministrada en cada tipo de zona.

Una vez se obtengan todos estos datos, se resolverá mediante programación la función objetivo 4.17, sujeta a las restricciones 4.18.

Obteniéndose, para cada una de las empresas, un valor correspondiente al indicador referencial de eficiencia de la misma.

4.3.1.2.3 Incremento Previsto de la Actividad

El término Y incluido en la fórmula de cálculo de la retribución de la actividad de distribución, que está asociado al incremento previsto de la actividad durante el periodo regulatorio, será el resultado de multiplicar, para cada uno de los años de dicho periodo, el incremento previsto de cada inductor de costes de la actividad de distribución, entendiendo por tales la demanda de potencia y de energía, el número de

71

clientes y la ubicación de los mismo, por su correspondiente coste eficiente obtenido de la Información Regulatoria de Costes a presentar por los sujetos distribuidores.

El incremento previsto de la actividad para cada sujeto distribuidor durante el periodo regulatorio se basará en los planes de desarrollo de la actividad (planes de negocio) aportados por los mismos, así como en los incrementos de la actividad observados para cada distribuidor durante el anterior periodo regulatorio. De esta manera se obtendrá, para cada año, una retribución asociada al incremento de la actividad de cada sujeto distribuidor.

Para la determinación anual del factor Y para cada sujeto distribuidor, se utilizará, así mismo, como herramienta de análisis de la eficiencia técnica de las inversiones previstas ejecutar, el Modelo de Red de Referencia. Un ejemplo de la utilización del modelo de red de referencia para realizar dicho cálculo se presenta en el siguiente capítulo.

Cuando el incremento previsto de la actividad de un sujeto distribuidor se refiera a mercados situados fuera de la zona de distribución habitual de dicho distribuidor, la retribución correspondiente a dicho incremento de actividad no podrá ser superior a la que le hubiese correspondido al sujeto distribuidor de la zona.

4.3.1.2.4 Incentivos a la Mejora de la Calidad del Servicio

La retribución de la actividad de distribución de cada sujeto distribuidor incluirá

anualmente un incentivo o una penalización ( inQ ) derivado del grado de cumplimiento

o incumplimiento, respectivamente, en el ejercicio anterior, de los valores de los índices de calidad de servicio TIEPI y NIEPI reglamentariamente establecidos para las zonas donde ejerza la actividad de distribución.

Para cada sujeto distribuidor, el importe máximo de este incentivo, o en su caso penalización, en lo que se refiere al índice de calidad de servicio TIEPI, se determinará como un porcentaje de la retribución (Rin) establecida para el ejercicio anterior, sin considerar en dicha retribución las partidas correspondientes al propio incentivo a la

mejora de la calidad de servicio inQ y al incentivo a la reducción de pérdidas P

in 1 .

Dicho incentivo alcanzará el valor del + % si se obtiene un valor del índice de calidad de servicio TIEPI menor o igual al X% del valor fijado reglamentariamente y tomará el valor del – %, tratándose por tanto de una penalización si se obtiene un valor del índice de calidad de servicio TIEPI mayor o igual al Y% del valor fijado reglamentariamente, variando linealmente el porcentaje entre dichos valores X e Y.

Así mismo, para cada sujeto distribuidor, el importe máximo de este incentivo, o en su caso penalización, en lo que se refiere al índice de calidad de servicio NIEPI, se

determinará como un porcentaje de la retribución (´i

nR ) establecida para el ejercicio

anterior, sin considerar en dicha retribución las partidas correspondientes al propio

incentivo a la mejora de la calidad de servicio Qi

n 1 y al incentivo a la reducción de

pérdidas ( Pi

n 1 ). Dicho incentivo alcanzará el valor del + % si se obtiene un valor del índice de calidad de servicio NIEPI menor o igual al X% del valor fijado reglamentariamente y tomará el valor del – %, tratándose por tanto de una penalización, si se obtiene un valor del índice de calidad de servicio NIEPI mayor o igual al Y% del valor fijado reglamentariamente, variando linealmente el porcentaje entre dichos valores X e Y. Los valores de , , X e Y serán establecidos mediante

72

Orden Ministerial; al igual que para el incremento previsto de la actividad, en el siguiente capítulo se presenta un ejemplo práctico de dicho cálculo)

4.3.1.2.5 Incentivo a la Reducción de Pérdidas.

La retribución de la actividad de distribución de cada sujeto distribuidor incluirá

anualmente un incentivo o una penalización ( Pi

n ) derivado del grado de cumplimiento o incumplimiento, respectivamente, en el ejercicio anterior, del objetivo de reducción de pérdidas establecido para las zonas donde se ejerza la actividad de distribución.

El objetivo anual de reducción de pérdidas para cada empresa distribuidora se establece en un Z% de la diferencia entre el porcentaje de pérdidas reales,

correspondiente al ejercicio anterior ( Li

nr 1, ) y el porcentaje de pérdidas obtenido, para

dicho ejercicio anterior, por aplicación del Modelo de Red de Referencia ( Li

nm 1, ).

Para cada sujeto distribuidor, el importe máximo de este incentivo, o en su caso penalización, se determinará como un porcentaje de la retribución de la retribución

(´i

nR ) establecida para el ejercicio anterior, sin considerar en dicha retribución las

partidas correspondientes al propio incentivo de pérdidas y a la mejora de la calidad de

servicio (Qi

n 1).

Dicho incentivo alcanzará el valor del + % si se producen decrementos del porcentaje de pérdidas reales iguales o superiores al objetivo fijado y tomará el valor de – %,tratándose por tanto de una penalización, si se producen incrementos del porcentaje de pérdidas reales iguales o superiores al Z% de la diferencia entre el porcentaje de pérdidas reales correspondientes al ejercicio anterior. El porcentaje de pérdidas para el ejercicio anterior se calculara por medio del Modelo de Red de Referencia. Los valores de , Z serán establecidos mediante Orden Ministerial.

4.3.1.2.6 Desvíos de la Retribución por Revisión de las Previsiones de Ejercicios Anteriores.

La retribución de la actividad de distribución de cada sujeto distribuidor incluirá anualmente en su importe los desvíos de la retribución que resulten, en más o en menos, por revisión de las previsiones de los parámetros correspondientes a los dos ejercicios anteriores. Dicha revisión afectará, en su caso, al IPC, a la tasa de remuneración al capital, al incremento de actividad, así como a los incentivos o penalizaciones relativos a los valores definitivos de la calidad de servicio y de la reducción de pérdidas.

4.3.2 Borrador de Real Decreto para Establecer la nueva Metodología de Retribución de la Actividad de Distribución en España.

A la fecha de la realización del presenta trabajo no existe un Real Decreto en el que se establezcan las reglas claras de la nueva metodología de retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica, únicamente existe un borrador de Acuerdo elaborado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio [MITY07], donde se plasman algunas de las ideas planteadas por la Comisión Nacional y que fueron descritas en el apartado anterior, a continuación se resumen los aspectos más relevantes de dicha propuesta sin ahondar en los temas ya que la base es la propuesta presentada anteriormente:

73

El nivel de retribución de referencia para el cálculo de la retribución de la distribución se determinara para un período regulatorio de 4 años, y tomara en cuenta las siguientes consideraciones:

I. Costes de Inversión: Los cuales incluirán un término de amortización lineal del inmovilizado correspondiente a instalaciones de distribución y un término de retribución del activo neto de cada distribuidor correspondiente a instalaciones de distribución y al activo circulante necesario para el desarrollo de su actividad de distribución. El término de retribución se determinará en base a una tasa de retribución calculada según el coste de capital medio ponderado representativo de la actividad de distribución.

II. Coste de Operación y Mantenimiento de las instalaciones que gestione cada distribuidor. Para dicha retribución se tomara en cuenta la tipología y características de las instalaciones de distribución de cada distribuidor. Estableciendo además que este coste será determinado apoyándose en el modelo de red de referencia en su versión incremental es decir que tome en cuenta como punto de partida las instalaciones inventariadas.

III. Otros costes necesarios para desarrollar la actividad de distribución: los cuales incluirán costes de gestión comercial vinculados a la actividad de distribución

El nivel de retribución de referencia de cada distribuidor podrá ajustarse atendiendo a la desviación que pudiera producirse entre los costes obtenidos de la contabilidad y los calculados utilizando el modelo de red de referencia representativo de la red de distribución eficiente.

En dicho borrador se hace mucho énfasis a la utilización del modelo de red de referencia como herramienta de ayuda para el cálculo de la retribución (por ello el siguiente capítulo se dedica a tratar dicho tema), a continuación se menciona los posibles aspectos en lo que se piensa emplear:

I. Permitirá caracterizar para todo el territorio nacional las zonas donde ejercen la actividad de distribución cada uno de los distribuidores.

II. Podrá determinar la red de referencia de distribución necesaria para enlazar la red de transporte, o en su caso de distribución, con los consumidores finales de electricidad caracterizados por su ubicación geográfica, su tensión de alimentación y su demanda de potencia.

III. El modelo se utilizará para minimizar los costes de inversión, operación y mantenimiento, y las pérdidas técnicas, manteniendo los requisitos de calidad del suministro establecidos reglamentariamente. Estableciendo además que la metodología para determinar la red de referencia deberá atender a criterios de planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a suministrar en cada zona.

IV. El incremento en la actividad de distribución incluida en la retribución reconocida en lo que se refiere a costes de inversión, costes de operación y mantenimiento se calculará utilizando el modelo de referencia incremental. Se utilizará como impulsor de costes la demanda de los consumidores conectados a las redes de cada distribuidor.

En cuanto a la retribución anual de la actividad de distribución, se plantea que el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio establecerá anualmente la retribución, que se calculará de acuerdo a lo siguiente:

La retribución anual de la actividad de distribución reconocida a cada distribuidor en el año n será determinada de acuerdo con la siguiente fórmula:

74

PQYIPCRRiiiii000001 01,01 (4.19)

PQYIPCPQRRin

i

ninn

in

i

nin

in 1111221 01,01 (4.20) Para valores de n=2, 3, 4.

En donde:

Rn1

1 Retribución reconocida por la actividad de distribución al distribuidor i-ésimo en el año anterior. En el primer año de cada periodo regulatorio será el nivel de retribución de referencia del distribuidor i-ésimo calculado de acuerdo con lo mencionado anteriormente y no se de detraerán los incentivos a la calidad y reducción de pérdida del año precedente.

Qin 1 Incentivo del distribuidor i-ésimo a la calidad del servicio asociado al grado de

cumplimiento durante el año anterior de los índices de calidad de servicio objetivos. A estos efectos, se consideraran índices de calidad del año anterior los que correspondan a los doce mese anteriores al 30 de junio del año anterior. El referido incentivo a la calidad será una función lineal acotada de la diferencia entre los índices de calidad que se calculen para cada distribuidor y los respectivos valores objetivos. Dichos valores se presentan en el anexo 1 de ese borrador y serán presentados más adelante en este capítulo.

Pin 1 Incentivo para el distribuidor i-ésimo por la reducción de pérdidas lograda

durante el año anterior, dicho incentivo se describe en el anexo 2 de dicho documento y será tratado en este capitulo más adelante.

IPCn 1 Variación del índice de precios al consumo durante el año anterior.

Y= Variación de la retribución reconocida al distribuidor i-ésimo asociada al aumento de la actividad de distribución de dicho distribuidor durante el año anterior.

Sin entrar en más detalle en dicho borrador se recomiendan los niveles de retribución de referencia. A continuación se presentan los niveles de retribución de referencia propuestos para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de cada distribuidor para el período regulatorio 2007-2010.

Empresa R2007 Miles de Euros

Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. 1.297.585

Unión Fenosa Distribución, S.A. 603.888

Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. 123.142

Electra de Viesgo Distribución, S.L.U. 116.750

Endesa(Peninsular) 1.429.484

Endesa (Extrapeninsular) 283.382

FEVASA 133

SOLANAR 111

Total 3.854.475

Tabla No. 4.1 Niveles de retribución de referencia propuestos en el borrador de Real Decreto.

El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio aprobará el método de cálculo de la variación de retribución reconocida a cada distribuidor asociada al aumento de la actividad de distribución. Mientras eso no suceda, se propone su cálculo de acuerdo a la siguiente fórmula:

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3,001,01112211 DIPCPQRY

i

nnin

i

nin

in (4.21)

Dónde:

Yin 1 , R

in 1 , Q

i

n 2 , Pin 2 , IPCn 1 Son los parámetros antes definidos.

Di

n 1Es el aumento de demanda en las instalaciones de distribución gestionadas por

el distribuidor i-ésimo durante el año n-1 expresado en tanto por ciento.

En el anexo No. 1 de dicho borrador se presenta la fórmula propuesta para el incentivo de calidad incluida en la nueva metodología de retribución de la actividad de distribución, ésta se presenta a continuación:

in

in

i

n RQ 111 01,0 (4.30)

RDini

n

RDinRCi

nin

RCinSUi

nin

SUinUi

nin

Uini

nX

X

X

X

X

X

X

X1

1

11

1

11

1

11

1

11 (4.22)

9105,09105,0ReRe1 al

Obj

al

Objji

nNIEPI

NIEPI

TIEPI

TIEPI (4.23)

j

jin

in XX 11 (4.24)

Donde:

in 1 Es el índice de cumplimiento del objetivo de calidad del distribuidor i-ésimo

durante el año n-1.

RDin

RCin

SUin

Uin 1111 ,,, Son los índices de cumplimiento del objetivo de calidad del

distribuidor i-ésimo durante el año n-1 en las zonas urbanas, semiurbana, rural concentrada y rural dispersa, definidas en el Artículo 99, apartado No. 4 del Real Decreto 1955/2000, dichos índices se calcularan según se indica en la fórmula anterior. Pero se establece que el valor de cada uno de los sumandos será como máximo 3,0 y mínimo -1,0.

XUin 1 Es la energía suministrada durante el año n-1 a través de las instalaciones de

distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo en zona urbana.

XSUi

n 1 Es el doble de la energía suministrada durante el año n-1 a través de las instalaciones de distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo en zona semiurbana.

XRCi

n 1 Es tres veces la energía suministrada durante el año n-1 a través de las instalaciones de distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo en zona rural concentrada.

76

XRDi

n 1 Es cuatro veces la energía suministrada durante el año n-1 a través de las instalaciones de distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo en zona rural dispersa.

alal NIEPITIEPI ReRe , Son el TIEPI y NIEPI que se observen en las instalaciones de distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo pertenecientes a la zona de tipo j (Urbana, Semiurbana, Rural Concentrada y Rural Dispersa).

ObjObj NIEPITIEPI , Son el TIEPI y NIEPI definidos en el Real Decreto 1955/2000, que y que fueron redefinidos en el Real Decreto 1634/2006 para cada una de las instalaciones de distribución gestionadas por el distribuidor i-ésimo pertenecientes a la zona de tipo j (Urbana, Semiurbana, Rural Concentrada y Rural Dispersa). A continuación se presenta dichos valores:

Zona TIEPI NIEPI

Urbana 1,5 3,0

SemiUrbana 3,5 5,0

Rural Concentrada 6,0 8,0

Rural Dispersa 9,0 12,0

Tabla No. 4.2 Valores objetivos de calidad zonal actuales.

En cuanto a los incentivos para la disminución de pérdidas aún no existe ninguna propuesta en el borrador de Real Decreto.

4.4 Herramientas regulatorias

Para la aplicación, en toda su extensión, de la nueva metodología retributiva propuesta tanto por la Comisión Nacional de Energía y lo contemplado en el borrador de Real Decreto se propone la utilización de las siguientes herramientas regulatorias:

4.4.1 La Información Regulatoria de Costes

Información de los costes de inversión y operación incurridos por cada una de las empresas distribuidoras que permitirá a la Comisión Nacional de Energía efectuar los análisis necesarios para evaluar la eficiencia económica de cada una de las empresas distribuidoras. La información necesaria para esta herramienta se ha definido en la Circular 1/2006, a continuación se presenta un resumen de dicha información sin entrar en mayor detalle:

Justificación: Los requerimientos de información regulatoria de costes, es necesaria para cubrir buena parte de las necesidades del regulador de cara a la implementación del nuevo modelo retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica. Dicha propuesta de información regulatoria de costes surge como resultado de varias reuniones efectuadas por la CNE y las empresas distribuidoras.

Una desagregación de los costes hasta sus últimos extremos podría llegar a permitir conocer los costes en lo que incurre las empresas distribuidoras para la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica para todos y cada unos de los consumidores conectados a sus respectivas redes. Tal grado de desagregación únicamente quedaría justificado si se pretendiese aplicar tarifas o peajes distintos para cada consumidor, que no es el caso. Por el contrario, una desagregación de costes

77

nada o poco exigentes, impediría al regulador acometer cualquier tipo de análisis sobre la eficiencia de los mismos.

Por tanto, se propuso por la CNE diseñar una información regulatoria de costes que cubrieran las necesidades de información del regulador con el menor grado de desagregación posible, evitando recurrir a un desglose artificial de los costes.

La propuesta de información regulatoria de costes en la circular 1/2006, es tal que permite al regulador obtener, para todas y cada una de las empresas distribuidoras, información homogénea, objetiva y comparable en cuanto a los costes incurridos por cada una de ellas se refiere.

Por otra parte, la propuesta de información regulatoria de costes no debe significar, necesariamente, una doble imputación financiera y analítica, sino que una única imputación debería ser suficiente para alimentar ambas contabilidades, de modo que sea posible, también realizar un análisis de coherencia entre una y otra.

La información solicitada en la circular 1/2006 comprende tanto información contable como información técnica que describe las instalaciones existentes, los crecimientos de demanda y planes de inversión futuros, estos últimos requerimientos están relacionados con el desarrollo del modelo de red de referencia, el cual se describirá en el siguiente apartado. A continuación se presenta los requerimientos de información relacionada con la información regulatoria de costes, incluida en dicha circular:

Información económico-financiera que permita estimar los costes a los que se enfrentan las empresas distribuidoras en el ejercicio de su actividad.

Información de carácter contable que permita homogeneizar, a efectos retributivos, el inmovilizado a considerar para cada una de las empresas distribuidoras. Esto con el objeto de evaluar adecuadamente el reconocimiento de su nivel retributivo inicial.

La desagregación de la información regulatoria se presenta a continuación:

Actividad de Redes

Actividad de Gestión Comercial y otras actividades realizadas por el Distribuidor Por Tipo de Actividad

Actividad de operaciones intragrupo

Instalaciones > 36 kV

Instalaciones entre 1 y 36 kV

Instalaciones < 36 kV

Por tipo de Instalaciones

Otros elementos del inmovilizado

A nivel de empresa Por Ámbito Geográfico

Nivel Provincial

Tabla No. 4.3 Desagregación de costes de la información regulatoria de costes

4.4.2 El Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Español (MRRSEE)

Este se define como el Modelo de optimización de redes de distribución que permitirá a la comisión Nacional de Energía efectuar los análisis necesarios para, en su caso,

78

evaluar la eficiencia técnica de las redes de distribución existentes de cada una de las empresas distribuidoras (MRRSEE básico) [IIT06]. También se utilizará para determinar el incremento de inmovilizado correspondiente a las nueva instalaciones eléctricas necesarias para atender el incremento previsto de la actividad de cada empresa distribuidora durante el periodo regulatorio fijado (MRRSEE Incremental). Igualmente, la utilización del MRRSEE permitirá la fijación de los objetivos de mejora de calidad de servicio y de reducción de pérdidas. El MRRSEE deberá cumplir los siguientes requisitos:

a) Deberá determinar la red de referencia fijando únicamente las subestaciones de transporte existentes y los consumidores.

b) Ser capaz de determinar la red de referencia de tensión inferior a 1 kV fijando los CCTT existentes y los consumidores.

c) Determinar la red de referencia de tensión entre 1 y 36 kV fijando las subestaciones de distribución y los CCTT existentes.

d) Determinar la red de referencia de tensión superior a 36 kV fijando las subestaciones de transporte y de distribución existentes.

e) Deberá determinar la calidad de servicio y el nivel de pérdidas de las redes existentes.

f) Poder determinar la red de referencia para cualquier nivel de calidad de servicio.

g) Deberá determinar la red incremental necesaria para atender el crecimiento de la actividad partiendo de la red existente.

h) En todos los casos, deberá tener en consideración la generación distribuida.

Ambas herramientas regulatorias se apoyarán, así mismo, en el Inventario de Instalaciones de Distribución y en la Georeferenciación de la Demanda a facilitar por cada empresa distribuidora con el formato y detalle que se precisa para su utilización en el MRRSEE. Además de la información disponible del proceso de liquidaciones que lleva a cabo la CNE, la información resultante del proceso de liquidaciones del mercado realizado por el OMEL, la información económica financiera remitida por las empresas eléctricas en cumplimiento de la Circular 1/2006 de la CNE, de la información sobre continuidad del suministro emanada de la aplicación de la Orden Eco/797/2002 de 22 de marzo, así como también cualquier otra información disponible por la CNE en el ejercicio de las funciones que legalmente tiene asignadas.

La información requerida en la circular 1/2006 se refiere tanto a la información regulatoria de Costes como a información necesaria para elaborar los escenarios de simulación en el modelo de red de referencia tanto en su versión base cero como en el caso incremental.

A continuación se enumera la información solicitada en dicha circular relacionada con el Modelo de Red de referencia:

Información que permita la caracterización del mercado de cada una de las empresas distribuidoras.

o Información relativa a la georreferenciación de la demanda. o Información de la generación distribuida conectada a sus redes de

distribución. Información que permita la caracterización de las infraestructuras empleadas para

atender dichos mercados. o Información del inventario de instalaciones de distribución existentes. o Información relativa a las instalaciones normalizadas.

79

Información debidamente justificada sobre las nuevas demandas previstas para el período regulatorio, detallando la georreferenciación de la nueva demanda, el volumen de inversión previsto para atenderla y el inventario de instalaciones.

o Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos horizontales singulares y agregados de demanda).

o Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos verticales o vegetativos agregados y singulares de demanda).

o Información relativa a las nuevas inversiones e instalaciones destinadas a atender los crecimientos horizontales y verticales de la demanda.

Uno de los objetivos de esta tesis es como la utilización de los modelos de red de referencia pueden emplearse para la determinación de parámetros importantes en el establecimiento de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica. Por lo que el siguiente capítulo se dedica a la descripción mas detallada del Modelo de Red de Referencia y se presenta la realización de un ejemplo práctico.

4.5 Conclusiones

Las metodologías propuestas a la fecha, básicamente tratan de corregir los errores señalados por la aplicación de la metodología actual. Los aspectos más relevantes encontrados en las propuestas se presentan a continuación:

a) Realizar un estudio por empresa distribuidora considerando las particularidades de la zona de suministros y considerando la evolución de la actividad de distribución de esa región especifica y no utilizar valores globales. Esto elimina la necesidad de utilizar los porcentajes de reparto, con los cuales se asignaba la parte de los ingresos totales del sistema a cada distribuidor.

b) Se plantean alternativas viables para realizar una depuración ó actualización de la remuneración base.

c) Se propone una metodología para el cálculo del factor de eficiencia económica (término conocido como factor X).

d) El factor de evolución del mercado (factor de economía de escala) ha sido incluido en la fórmula como un parámetro independiente, utilizando para su cálculo el modelo de red de referencia en su modalidad incremental.

e) En cuanto a los incentivos a la mejora de calidad y reducción de pérdidas, se están considerando alternativas para determinar dichos incentivos utilizando para ello la herramienta regulatoria del Modelo de Red de Referencia.

f) Uno de los aspectos fundamentales en los que se basa la nueva metodología propuesta es la implementación de las herramientas regulatorias. El regulador con estas herramientas tendrá los siguientes beneficios: i) tendrá una visión clara de la situación actual de la distribución. ii) podrá orientar mejor la medidas regulatorias en temas fundamentales como son: eficiencia en la gestión de las distribuidoras, inversiones óptimas, niveles de calida y pérdidas técnicas óptimas, etc. iii) Reduce las asimetría de información.

80

5. La Herramienta Regulatoria del Modelo de Red de Referencia y su aplicación en la determinación de la retribución de la distribución

5.1 Introducción

Como se mencionó en el capítulo anterior la metodología propuesta para el cálculo de la retribución de actividad de distribución se apoyara en dos herramientas fundamentales por una parte la Contabilidad Regulatoria de Costes, utilizada básicamente para determinar la eficiencia económica y por otra parte el Modelo de Red de Referencia, la cual será la que se aborde en este capítulo.

Se ha dado mucha importancia a esta herramienta tanto en la propuesta realizada por la CNE como en el borrador de Real Decreto, en el cual se ha planteado su utilización para:

I. Permitirá caracterizar para todo el territorio nacional las zonas donde ejercen la actividad de distribución cada uno de los distribuidores.

II. Podrá determinar la red de referencia de distribución necesaria para enlazar la red de transporte, o en su caso de distribución, con los consumidores finales de electricidad caracterizados por su ubicación geográfica, su tensión de alimentación y su demanda de potencia.

III. El modelo se utilizará para minimizar los costes de inversión, operación y mantenimiento, y las pérdidas técnicas, manteniendo los requisitos de calidad del suministro establecidos reglamentariamente. Estableciendo además que la metodología para determinar la red de referencia deberá atender a criterios de planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a suministrar en cada zona.

IV. El incremento en la actividad de distribución incluida en la retribución reconocida, en lo que se refiere a costes de inversión, costes de operación y mantenimiento se calculará utilizando el modelo de referencia incremental. Utilizando como impulsor de costes la demanda de los consumidores conectados a las redes del distribuidor.

En este capítulo se presenta la realización de un caso práctico analizando la actividad de distribución una de provincia de España, que por efectos de confidencialidad únicamente se hará referencia a la provincia “x” ó provincia bajo estudio.

Para la realización del análisis fue necesario realizar un estudio de la situación actual de la distribución de la provincia, con el objeto de tener una mejor comprensión de los resultados del análisis.

Básicamente se estudian tres temas asociados con la remuneración propuesta y la cual fue detallada en el capítulo anterior, estos tres temas son: Los parámetros asociados al crecimiento de la demanda (Y), los incentivos de pérdidas técnicas (P) y los incentivos a la calidad de suministro (Q).

El análisis se dividió en dos partes: a) Realizando simulaciones variando la demanda y dejando fijos los requerimientos de calidad (índices TIEPI y NIEPI) y b) Variando los índices de calidad y manteniendo constante la demanda. En ambos casos se analizan como dichos cambios afectan los costes de distribución y las pérdidas.

81

Para la realización de las simulaciones se utilizó la herramienta del modelo de red de referencia. Esta ha sido desarrollada por investigadores del Instituto de Investigación Tecnológica, en conjunto con personal de la CNE.

Su desarrollo comprende dos modalidades de análisis. Una el modelo de red de referencia denominado base cero, el cual diseña las redes a partir de la demanda y su ubicación geográfica. La otra modalidad es un modelo que parte de las redes de distribución declaradas por las distribuidoras. En el desarrollo de este capítulo se describirá con mayor detalle estos aspectos.

5.2 Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico

Para poder realizar el estudio se utiliza el programa informático desarrollado por El instituto de Investigaciones Técnicas de la Universidad Pontificia de Comillas en conjunto con personal de la CNE, el cual tiene el objetivo de ser una herramienta válida en el diseño de una retribución adecuada para la actividad de distribución, construyendo los MRRSE (Modelo de la Red de Referencia Eléctrico) para diferentes escenarios. Dicho modelo debe ser capaz de diseñar la red necesaria para abastecer la demanda en BT, MT y AT desde aquellos puntos de inyección de la red de transporte con niveles de tensión iguales o superiores a 220 kV.

El MRRSE debe diseñar la red cumpliendo con los requisitos técnicamente exigibles a las redes de distribución, y minimizando el coste. Las variables fundamentales de las que depende la función objetivo a minimizar son los costes de inversión, operación y mantenimiento, y las pérdidas. Además, la optimización está sujeta a restricciones de calidad (Nivel de tensión y continuidad).

El Modelo de Red de Referencia se ha diseñado para realizar dos tipos de análisis el Modelo de Red de referencia denominado Base Cero y el otro un Modelo Incremental.

El Modelo de Red de Referencia Base Cero

El MRRSE Base Cero, es capaz de diseñar redes de distribución sin tener en cuenta la red ya existente. La red teórica se diseñara partiendo de la ubicación, potencia contratada y energía consumida por los usuarios, de la ubicación de las subestaciones de transporte y de una librería de instalaciones normalizadas. Esta modalidad de análisis es la que se ha utilizado para la realización de este ejemplo, por entre otras causas que el modelo de red Incremental esta aún en fase de pruebas.

El Modelo de Red de Referencia Incremental

El MRRSE, Incremental parte de la red existente junto con las cargas existentes y las cargas previstas y diseña las ampliaciones y adaptaciones necesarias en la red de distribución. Tal como se mencionó anteriormente no se hará mayor énfasis en esta modalidad del Modelo debido a que aún esta en fase de prueba.

A continuación se presenta una pequeña descripción de la información con la cual se alimenta o es necesaria para realizar los análisis de la modalidad base 0 del MRRSE.

82

5.2.1 Información Básica para la Realización del Análisis

Datos de Entrada

El MRRSEN0 realiza el diseño de las redes tomando una cantidad importante de datos de entrada: datos de clientes y subestaciones de transporte, una librería de instalaciones normalizadas y una serie de parámetros técnicos.

El modelo también toma en cuenta las zonas de restricción que se puedan presentar en ciertas zonas. El modelo intenta cumplir una doble finalidad: i) Reflejar fielmente el mercado de distribución de energía eléctrica, y; ii) Dar una señal de eficiencia adecuada en volumen de inversiones, calidad y pérdidas.

Los datos de entrada básicos son:

Datos de clientes y subestaciones de transporte: estos constituyen el conjunto de datos de entrada básicos para el MRRSEN, la base de datos de clientes esta georeferenciada e incluye como datos fundamentales la potencia contratada y energía consumida anual de cada cliente, para el caso de la subestaciones de transporte se utilizan sus coordenadas georeferenciadas, tensión de salida, potencia instalada y firme.

Librería de Instalaciones Normalizadas: Para este análisis se utiliza la librería de instalaciones normalizadas desarrollada por la CNE, tomando como base los datos concensuados por el sector eléctrico para el modelo de red de referencia Bulnes I.

Parámetros Técnicos y Económicos: Parámetros necesarios para modelar adecuadamente el mercado servido, entre estos podemos mencionar: parámetros asociados a las funciones de identificación y modelado de los clientes, coeficientes técnicos (carga, simultaneidad, pérdidas), coste de la energía, valor de la tasa de descuento, etc.

Factores de Coste Geográficos: Son factores de costes o restricciones, fundamentalmente de origen geográfico, por ejemplo orografía, salinidad, etc.

5.2.2 Parámetros Analizados en el Estudio

A continuación se presenta una breve descripción de los parámetros de la propuesta de retribución de la actividad de distribución, analizados en este capítulo.

Incremento de Demanda (Término Y de la retribución): Uno de los elementos que fue cuestionado ampliamente a la metodología actual fue el factor de economía (fijado a un valor de 0,3) de escala que representaba el porcentaje de costes en que incurría la distribuidora para hacer frente al incremento de demanda (inductor de coste que en la fórmula de retribución actual es la demanda de energía eléctrica). Además porque se consideraba un crecimiento de demanda a nivel de país lo cual generaba una señal errónea y beneficiaba a unos distribuidores que crecían a menor ritmo que la media nacional y perjudicaba a los que crecían más.

Uno de los objetivos de la utilización del Modelo de red de referencia es entonces la obtención de un factor basado en un estudio y considerando las particularidades de cada uno de los distribuidores. En el presente capítulo se muestra el cálculo de este factor para la provincia x.

83

Incentivos para la reducción de pérdidas técnicas (Parámetro P): Otras de las críticas a la fórmula de la metodología actual de la retribución es la falta de incentivos a la reducción de pérdidas, en la actual propuesta se ha incluido un término denominado “P” asociado a dar incentivos en este tema.

Incentivos para la mejora de la calidad del suministro (Parámetro Q): Al igual que las pérdidas anteriormente no había ningún incentivo, pero en la actual propuesta existe un término en la fórmula denominado Q. A continuación se describe con un poco de mayor detalle este tema dada su relevancia en la tendencia de las nuevas metodologías de retribución basadas en incentivos, utilizada tanto en España como en El Salvador.

La continuidad de suministro está íntimamente ligada a las inversiones y a las prácticas de operación y mantenimiento que realiza la Distribuidora, es por tanto imprescindible que la regulación de la continuidad de suministro se encuentre ligada a la regulación y retribución de la Distribuidora por inversiones y costes de explotación.

Debido a que la calidad del servicio tiene un impacto económico en cada uno de los usuarios finales, es necesario llegar a un compromiso entre los costes para los usuarios debido a esas causas, y los costes para la distribuidora que supone disminuir el número de las interrupciones y su duración.

Lo anterior tomando en cuenta, que toda regulación debe cumplir una serie de objetivos, los cuales se enumeran a continuación:

1. Debe controlar que el nivel de calidad del suministro brindado sea acorde con la remuneración percibida por la distribuidora.

2. Conseguir que el nivel de calidad de suministro ofrecido sea el óptimo tanto para los usuarios como para la Empresa.

3. Conseguir que los usuarios se vean beneficiados por las mejoras en la calida, sin perjudicar a las Distribuidoras.

4. Garantizar que todos los usuarios tengan un mínimo de calidad del suministro.

Debido a que en el nuevo esquema de remuneración propuesto la distribuidora tendrá incentivos y/o penalizaciones en función de la calidad ofrecida a los usuarios, se hace necesario también desligar los costes incurridos por la distribuidora en inversiones y en operación y mantenimiento, estos incentivos/penalizaciones deben además conseguir que se cumplan los demás objetivos de una regulación de calidad.

Otro objetivo es que el nivel de calidad ofrecido sea el óptimo social. Los incentivos/penalizaciones que se diseñen deben conseguir que las Distribuidoras, buscando maximizar su beneficio, inviertan hasta alcanzar el nivel óptimo social. El Nivel de calidad óptimo social es aquél para el cuál se minimiza el Coste Social Neto de la calidad [RIVI00]. Estos costes son, por una parte, los costes de inversión y operación y mantenimiento de las distribuidoras, a los cuales hay que sumar los costes soportados por los clientes debido a las interrupciones del suministro.

Tomando en consideración lo antes mencionado a cerca de la calida del servicio. El presente trabajo, pretende mostrar la sensibilidad de la calidad del servicio ante distintos escenarios de calidad (indicadores de referencia y valores objetivos), fijando niveles exigibles de calidad y evaluando las inversiones óptimas necesarias para lograrlos. Es decir que se quiere determinar la relación entre los costes de inversión y la mejora de la calidad, para tratar de obtener algunos criterios básicos a considerar en la determinación de los valores a incluir en una remuneración de la distribución basada en incentivos.

84

Lo anterior mencionado tiene mucha importancia ya que en la mayoría de remuneraciones actuales casi siempre se encuentra desacoplado el tema de la calidad con el de la retribución. Por lo que al momento de definir las tarifas o cuando se les piden cuentas a los distribuidores por las mejoras de calidad, éstas siempre solicitan más dinero, o que se prorroguen las penalizaciones un período más, argumentando que no han llegado a niveles aceptables. Esto no ocurriría si el tema de remuneraciones y la calidad estuviesen ligadas, pues el regulador sabría con seguridad como contestar a los argumentos de los distribuidores.

Para la realización de este análisis se crearan distintos escenarios variando los niveles de calidad y manteniendo fija la demanda. Esto con el fin de determinar la sensibilidad de ésta, en función de los niveles de inversión. Es decir lo que se pretende es construir la curva de mejora de un indicador de la calidad como puede ser el TIEPI ó el NIEPI, en función de las inversiones realizadas.

5.3 Metodología del Análisis

Para la realización del estudio se utilizó la siguiente metodología:

a) Caracterización del Mercado de la provincia bajo estudio: En una primera instancia se realizó una caracterización del mercado necesario para suplir la demanda eléctrica en la provincia x, esto con la finalidad de conocer las particularidades de la distribución en dicha zona y poder tener una mejor comprensión de los resultados obtenidos.

b) Obtención del Modelo de la Red de Distribución Eléctrica Actual: Los datos utilizados para este ejemplo han sido obtenidos de la información presentada por las empresas distribuidoras según lo contempla la Circular 1/2006, de la Comisión Nacional de Energía, sobre la petición de información a remitir por las empresas distribuidoras de energía eléctricas, para el establecimiento de una nueva metodología de retribución a la actividad de distribución. En cuanto al tema de los costos de las inversiones se utilizaron los datos de las instalaciones normalizadas más actualizadas que se tenían.

c) Modelo de la Red variando algunos parámetros: Luego de tener la red de referencia se realizaran algunas simulaciones, para tratar de determinar como afectan dichas modificaciones a la estructura de la red y su respectiva variación en el costo, las variables modificadas en las simulaciones fueron:

i) Incrementos en la demanda: haciendo este incremento como un porcentaje de la carga actual, esto con el fin de determinar las inversiones necesarias para hacer frente al crecimiento de dicha demanda, manteniendo fijos los parámetros de calidad del suministro. ii) Variando los objetivos en cuanto a la calidad del Servicio: Se realizaron simulaciones para determinar los requerimientos de inversión necesarios para obtener una calidad de servicio objetivo. Con dicha información se pueden obtener valores de referencia a tomar en cuenta en la fijación de incentivos en el tema de la calidad del servicio.

d) Análisis de los escenarios: Análisis comparativo de los resultado obtenidos a fin de establecer curvas típicas de costo de inversión por incrementos de demanda y curvas de costos de inversión por valores porcentuales en al reducción de indicadores de calidad.

e) Conclusiones del análisis: Resultados y recomendaciones del análisis

85

A continuación se desarrolla cada uno de los tópicos mencionados en la metodología empleada:

5.4 Descripción del Mercado y las instalaciones de la distribución de Energía Eléctrica para atender el mercado en la Provincia bajo estudio y los indicadores de calidad registrados actualmente.

Debido a que los costos de la red de distribución depende tanto del mercado servido por ejemplo nivel de concentración de clientes, zonas geográficas, etc. Y la calidad del servicio no solo depende del número y tipo de los elementos que constituyen la red, sino también de su estructura, se hace necesario caracterizar el mercado y las instalaciones que serán la base del análisis.

Antes de iniciar la descripción de la red de distribución de la provincia bajo estudio, se debe mencionar que esta descripción inicial se basa en los datos proporcionados por la empresa distribuidora con cobertura mayoritaria en la zona, por medio de la circular 1/2006.

La zona es distribuida principalmente por una sola empresa distribuidora la cual cubre un 98,8% del total de los usuarios, el resto es distribuido por pequeñas distribuidoras.

Para la caracterización se seguirá el siguiente orden: Información relacionada a la demanda, líneas eléctricas de distribución, transformadores de distribución, pequeños distribuidores y generación distribuida y por último equipos de mejora de la calidad de servicio.

5.4.1 Clientes y Demandas

Para caracterizar esta parte del mercado se utilizó información proporcionada por la distribuidora en los formularios correspondientes (según los requerimientos de la Circular 1/2006), en la cual se incluye únicamente información relacionada con dicha empresa sin considerar los clientes conectados en la pequeñas distribuidoras, las cuales se consideran como usuarios finales pero de una tarifa determinada.

La cantidad total de usuarios en dicha provincia son 541.936, de los cuales el 99,90% corresponde a usuarios en el nivel de baja tensión. Pero, para el caso de la potencia contratada éstos únicamente representa el 76%. La siguiente tabla muestra los usuarios y la energía por nivel de tensión:

Nivel de Tensión

No. de Usuarios

PotenciaContratada MW

EnergíaAnual MWh

Energía Anual / Usuario

[MWh]

PotenciaContratada/

Usuario [KW]CAT 20 361 1.443.003 7.2150,17 18.034,00 CBT 541.372 2.915 2.263.761 4,18 5,39 CMT 544 560 2.377.236 4.369,92 1.028,72 Total 541.936 3.836 6.084.000 11,23 7,08

Tabla No. 5.1 Número de Usuarios, Potencia contratada y energía por nivel de tensión

La siguiente gráfica muestra la cantidad de suministros por nivel de consumo para el nivel de baja tensión.

86

Suministros por Nivel de Consumo

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

0-5

00

500-1

000

1000-1

500

1500-2

000

2000-2

500

2500-3

000

3000-3

500

3500-4

000

4000-4

500

4500-5

000

5000-5

500

5500-6

000

6000-6

500

6500-7

000

7000-7

500

7500-8

000

8000-8

500

8500-9

000

9000-9

500

9500

-10000

>1

00

00

Rango de Consumo KWh

No

. Usu

ario

s

Gráfica No. 5.1 Cantidad de usuarios por rango de consumo anual.

Como puede verse en la gráfica anterior el rango que más clientes tiene es el de 0-500 kWh. En este nivel de consumo 36.305 usuarios tienen registrado consumo cero. Para el resto de los usuarios existe un nivel de consumo mensual promedio de 15 Kwh. Lo cual se considera que son casas deshabitadas o viviendas que son utilizadas como dormitorios. Pueden considerarse como una instalación vacía ya que dicho nivel de consumo es inferior por ejemplo al consumo de una nevera. Esta cantidad de usuarios con bajo consumo puede modificar sustancialmente los indicadores de factores de utilización y factores de carga que se presentaran más adelante.

De la información obtenida se han calculado algunos indicadores, para compararlos con valores promedio de toda España.

Las hipótesis generales consideradas al momento de calcular los indicadores son: La información proporcionada por la distribuidora únicamente corresponde a

los suministros propios. Para los indicadores se ha considerado únicamente la energía circulada en el

nivel de baja tensión. El coeficiente de simultaneidad utilizado para calcular el factor de carga es de

0,4 Los transformadores con reportados con capacidad instalada igual a cero, se

consideran transformadores propiedad de terceros es decir no son propiedad de la distribuidora principal.

A continuación se presenta un resumen de los indicadores obtenidos

ZonaDensidad

No.Hab/Km2

Habitantes/Suministro

Suministros/CCTT

KWH/Suministro

Mensual

Provincia 111,84 1,30 87,26 348,46

España 79 2,00 50,00 375,00

Tabla No. 5.2 Indicadores relacionados a parámetros de población, área y parámetros eléctricos.

87

Como conclusión de la tabla anterior se hacen las siguientes observaciones:

El indicador de habitantes / suministro es menor que el valor promedio para España, esto en cierta medida puede explicarse a la gran cantidad de suministro en el rango de consumo de 0-500 Kwh., lo cual supone que son casas vacías o que se utilizan como dormitorios.

El indicador de suministros por CCTT es superior a la media de España, esto puede deberse a que el 99,986% de los usuarios están conectados al nivel de baja tensión, además al considerar los criterios descritos en el Real Decreto 1955/2000, en relación a la zonificación de las áreas de distribución los resultados son los siguientes:

Zonificación % Municipios Rural Concentrada 32,48% Rural Dispersa 62,42% Semi Urbano 4,46% Urbano 0,64%

Tabla No. 5.3 Porcentaje de municipios en cada zona de distribución.

Lo cual puede interpretarse que son municipios muy dispersos entre si pero que los usuarios están muy concentrados en el centro de dicho municipio.

El indicador de factor de utilización es alto, cuando se calcula en base a la potencia contratada, esto supone que la red esta subdimensionada. Pero ajustando esta potencia con el factor de simultaneidad el factor de utilización tiene un valor del 52,42%, lo cual hace pensar que la red esta sobredimensionada.

El indicador de consumo mensual por usuarios esta próximo al valor medio de España.

Se realizó un análisis de correlación entre las variables e indicadores, encontrándose los siguientes resultados:

Variables Población Densidad [Hab/Km2]

No.CCTT

PotInstalada

[KW] Clientes

EnergíaAnual [Kwh.]

PotenciaContratada

[KW] Suministros

/Km2KWH/Km2

Mensual

Población 1,00 0,81 0,94 0,97 0,95 0,98 0,96 0,56 0,67 Densidad [Hab/Km2] 0,81 1,00 0,78 0,87 0,88 0,85 0,87 0,90 0,95

No. CCTT 0,94 0,78 1,00 0,96 0,94 0,96 0,95 0,60 0,69 Pot Instalada [KW] 0,97 0,87 0,96 1,00 0,99 0,99 0,99 0,70 0,79

Clientes 0,95 0,88 0,94 0,99 1,00 0,99 1,00 0,75 0,82 Energía Anual [Kwh.] 0,98 0,85 0,96 0,99 0,99 1,00 0,99 0,66 0,76 PotenciaContratada [KW] 0,96 0,87 0,95 0,99 1,00 0,99 1,00 0,72 0,81

Suministros/Km2 0,56 0,90 0,60 0,70 0,75 0,66 0,72 1,00 0,97 KWH/Km2

Mensual 0,67 0,95 0,69 0,79 0,82 0,76 0,81 0,97 1,00

Tabla No. 5.4 Correlación entre diferentes variable e indicadores.

Como puede verse de la tabla anterior, existe una fuerte correlación entre las variables de población y los parámetros relacionados con variables eléctricas tales como No. de transformadores, potencia instalada, clientes y energía consumida, dichas consideraciones serán útiles al momento de crear los escenarios de análisis futuros.

88

Correlación entre población y Energía

y = 1964,9x1,0517

R2 = 0,9467

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140

Población [Miles]

En

erg

ía [

GW

H]

Energía Anual

Gráfica No. 5.2 Curva de regresión que relaciona la población con la energía.

5.4.2 Descripción de las instalaciones de la distribución de energía eléctrica existentes para atender el mercado en la provincia bajo estudio.

5.4.2.1 Líneas de Distribución

El total de kilómetros de líneas de distribución en la provincia son 5.841, de los cuales el 78,1% son líneas de distribución aéreas y el 21,9% son subterráneas, todas las líneas tienen una configuración de un solo circuito. Se hace la aclaración que no se incluyen las redes de BT. A continuación se presenta una tabla resumen de las líneas de distribución:

Nivel de Tensión kV

Línea subterránea, un circuito [Km.]

Línea Tensada sobre poste, un circuito [Km.]

Total general % del total

6 0,01 0 0,01 0,0%

11 53,53 19,58 73,11 1,3%

25 1.226,85 3.817,79 5.044,64 86,4%

66 1,2 11,76 12,96 0,2%

110 0 710,33 710,33 12,2%

Total 1.281,59 4.559,46 5.841,05 100,0%

% del total 21,9% 78,1% 100,0%

Tabla No. 5.5 Resumen de líneas eléctricas de distribución.

5.4.2.2 Transformadores de Distribución.

La cantidad total de transformadores instalados son 6.204. El porcentaje de transformadores en función de la capacidad instalada y nivel de tensión se presenta en la siguiente tabla:

Tensión KV Capacidad Instalada 6 11 25

Total

<15 KVA 5 0,08%>1000 KVA 22 673 11,20%100-250 KVA 16 1.265 20,65%15-25 KVA 13 0,21%250-400 KVA 23 706 11,75%25-50 KVA 140 2,26%

400-630 KVA 31 664 11,20%

50-100 KVA 4 1.070 17,31%

630-1000 KVA 49 1.087 18,31%

No Disponible 2 6 428 7,03%

% del Total 0,03% 2,43% 97,53% 6204

Tabla No. 5.6 Número de transformadores por rangos de capacidad y nivel de tensión.

89

Del total de transformadores el 34,03% esta instalados al intemperie, el 65,96% en caseta y únicamente el 0,02% es subterráneo.

La capacidad total instalada asciende a 2.224.836 KVA, de los cuales el 75.1% de dicha capacidad esta instalada en 23 municipios de la provincia que se muestran a continuación

No. Municipio No. CCTT PotenciaInstalada

[KW]

% de la Potencia

Total

% de la Pot Acumulada

1 560 307.940 13,84% 13,84%

2 495 236.175 10,62% 24,46%

3 208 116.560 5,24% 29,70%

4 193 115.180 5,18% 34,87%

5 197 101.170 4,55% 39,42%

6 209 90.835 4,08% 43,50%

7 157 85.725 3,85% 47,36%

8 119 82.120 3,69% 51,05%

9 294 75.650 3,40% 54,45%

10 240 58.515 2,63% 57,08%

11 82 51.285 2,31% 59,38%

12 139 48.990 2,20% 61,58%

13 105 37.285 1,68% 63,26%

14 61 35.730 1,61% 64,87%

15 94 35.315 1,59% 66,45%

16 56 29.740 1,34% 67,79%

17 84 28.015 1,26% 69,05%

18 56 26.345 1,18% 70,23%

19 102 25.035 1,13% 71,36%

20 89 21.700 0,98% 72,33%

21 75 21.195 0,95% 73,29%

22 59 21.045 0,95% 74,23%

23 61 19.205 0,86% 75,10%

Los demás Municipios 2469 554.081 24,90% 100,00%

Tabla No. 5.7 Municipios que representan el 75,10% de la capacidad total instalada en la Provincia bajo estudio.

De los datos analizados por municipios se observa que existe una fuerte correlación (0.9654) entre las variables de número de habitantes por municipio y la potencia instalada, lo cual confirma que dicha provincia tiene más clientes del tipo residencial que industriales.

Otra correlación analizada fue entre la potencia instalada y la densidad de población por Km2, el valor encontrado fue de 0.8807. Finalmente se realizó la correlación entre las variables de potencia instalada y área, obteniendo el menor valor de la correlación 0.1778.

A continuación se presenta el gráfico entre la correlación de la potencia instalada y la población:

90

Correlación entre la Potencia Instalada y la Población

y = 1,8019x1,0607

R2 = 0,8807

050

100150200250300350400450500

0 20 40 60 80 100 120 140

Población 000

Po

ten

cia

MV

A

Población Potencial (Población)

Gráfica No. 5.3 Curva de regresión que relaciona la potencia instalada y la población.

5.4.2.3 Pequeños Distribuidores.

Actualmente existen tres pequeñas distribuidoras de energía eléctrica:

Empresa A: empresa distribuidora de energía eléctrica que tiene actualmente su zona de distribución en tres de las comarcas de uno de los municipios, ésta distribuidora tiene registrado aproximadamente 14.703 usuarios, con un consumo de energía total de 62.825 kWh.

Empresa B: Sobre esta empresa distribuidora no se tiene mayor información, únicamente datos aproximados de número de usuarios 839 y energía 3.166 kWh.

Empresa C: Al igual que la empresa anterior únicamente se tienen los siguientes datos: número de usuarios 2.470, energía circulada 6.490 kWh.

5.4.2.4 Generación Distribuida

En la provincia bajo estudio existe en total 52 puntos de generación distribuida. Instaladas tanto en baja tensión como a nivel de media tensión. La potencia instalada total de generación distribuida tiene un valor de 676.910 kW. Existen inconsistencia en los datos de energía por lo cual no se presentan dichos datos.

5.4.2.5 Equipos de Protección y Mejora de la Calidad del Servicio

En relación a este tema la distribuidora ha agregado un código adicional a la clasificación de equipos de protección descritos en la circular 1/2006. Este nuevo código asociara los siguientes dispositivos: “interruptor- seccionador”, “interruptor” e “interruptor - seccionador - reconectador” de cabecera de líneas en la subestación.”

Tomando ésta consideración se presenta un cuadro resumen de los equipos instalados en la provincia:

Tipo110kV<=U<=220

kV36kV<=U<=110

kV1kV<=U<=36

kVTotal

general

Fusible 1.041 1.041

Int-Secc-Reco 70 5 9.272 9.347

Seccionador 2.395 2.395

Total 70 5 12.708 12.783

Tabla No. 5.8 Resumen de los equipos de protección instalados.

91

Llama la atención que el número de elementos declarados del tipo 6 (nuevo código agregado), sean el 73,12% del total de los equipos instalados, cuando por lo general los equipos de protección más utilizados en los sistemas de distribución son los fusibles. Además considerando lo mencionado en la nota explicativa proporcionada por la distribuidora respecto al tema, dicho dispositivo corresponde a equipos de cabeceras de los circuito.

Del total de los equipos relacionados con la fiabilidad se extraen que la longitud promedio de línea seccionada por equipo de protección son 0,46 Km., y la potencia promedio por tramo tiene un valor de 300,1 Kw.

No fue posible obtener el valor del inmovilizado actual de la provincia bajo estudio, a partir de datos contables.

A continuación se presenta el resumen del mercado de la provincia bajo estudio.

Gráfica No. 5.4 Resumen del Mercado de la provincia X.

5.4.3 Nivel de Calidad en la Provincia Bajo Estudio

A continuación se presentan los indicadores de calidad TIEPI y NIEPI registrados desde el año 2003 al 2006.

TIEPI NIEPI

Zona 2003 2004 2005 2006 2003 2004 2005 2006

U 2,11 1,44 1,06 2,36 1,98 1,49 1,84 2,40

S 3,19 2,08 2,08 3,16 2,48 1,78 2,43 2,36

RC 5,81 3,68 3,34 3,89 3,91 2,6 3,37 3,15

RD 8,98 4,47 4,19 5,45 4,52 2,58 3,15 3,01

Tabla No. 5.9 Indicadores de Calidad provincia período 2003-2005.

Fuente: https://oficinavirtual.mityc.es/CEL/indiceCalidad/provincias.aspx?a=2006&p=43

92

5.5 Comparación entre los resultados del MRRSE base cero y los valores declarados por la distribuidora en la provincia bajo estudio

Antes de realizar las simulaciones variando parámetros de demanda y calidad se realiza una comparación de los resultados del modelo de red de referencia sin considerar crecimiento de demanda y los declarados por la distribuidora, para ello se hacen las siguientes aclaraciones:

En el análisis del MRRSE base cero no se ha considerado generación distribuida.

Las líneas en baja tensión no han sido declaradas por los distribuidores por lo que dicha información solo se proporciona para los resultados del MRRSE base cero.

Se ha agradado una nueva categoría de equipos de protección, según lo declarado por la distribuidora en la nota explicativa correspondiente.

En la siguiente tabla se muestra un resumen de la comparación entre dichos datos:

Elementos de la Red Instalaciones declaradas MRRSE0 Variación

BT 541.372 541.697

MT 544 546

AT 20 18Clie

nte

s

Total 541.936 542.261 -0,06%

BT 2.915 2729,13

MT 560 759,1

AT 361 400,86

Po

ten

cia

con

trat

ada

Total 3.836 3.889 -1,38%

BT 2.263.761 2.446.770,80

MT 2.377.236 1.604.249,88

AT 1.443.003 1.053.460,08

En

erg

ía A

nu

al

Total 6.084.000 5.104.481 16,10%

BT 4920,64

MT 3.837 2391,21

AT 722 592,44

Lín

eas

Aér

eas

Total 4.559 2.984 34,55%

BT 1588,7

MT 1.280 813,64

AT 1 5,06

Lín

eas

Su

bte

rra

Total 1.282 819 36,14%

Cantidad 6.204 2.805 45.21%

CC

TT

Potencia Instalada MVA 2.225 1.259 56.58%

Fusibles 1.041

Reconectadotes 10

Eq

uip

os

P

rote

cció

n

Teleseñalizadores 271

93

Elementos de la Red Instalaciones declaradas MRRSE0 Variación

Seccionadores 2.395 3.463

Int-Secc-Reco 9.347

Total 12.783 3.473 72,83%

Tabla No. 5.10 Comparación entre los resultados del MRRSE base cero y las instalaciones y parámetros declarados por la empresa distribuidora para la provincia bajo estudio.

Como era de esperar la variación de los datos iniciales relacionados con la demanda no tienen mucha diferencia. Por ejemplo para el caso del número de usuario existe un 0,06% menos usuarios reportados por las distribuidoras, que los utilizados en el MRRSE, y la potencia contratada únicamente varía en 1,39%.

Para el caso de la energía existe una diferencia del 16,1% es decir existe más energía declarada por las distribuidoras que la utilizada en el modelado, encontrando la mayor diferencia en el segmento de la red de MT.

En cuanto a las líneas solo se comparan las de nivel de MT y AT debido a que no se tiene información proporcionada por las distribuidoras para las líneas de BT. La diferencia para el dato de las líneas aéreas es de 34,55%, esto entre otras cosas puede deberse a:

Para el caso del MRRSE se considera que las cargas están ya todas instaladas, pero en realidad las cargas fueron aumentando poco a poco y en forma desordenada esto puede causar que las líneas declaradas por los distribuidores sean mayores.

En dicha zona se ubican pequeños distribuidores que en algún tiempo pudieron competir en distribución duplicando instalaciones.

Aunque en menor medida la cantidad de líneas pudo haberse visto afectada por la metodología antigua de retribución. La cual pagaba costos de servicio a las instalaciones >36 kV., y remuneraba por energía circulada a las instalaciones < 36 kV, por ejemplo en las líneas con este nivel de tensión (>36 kV) reportadas por las distribuidoras representan el 12.4% del total de las líneas.

Otros aspectos que pueden influir en el sobredimensionamiento son errores en la predicción de la demanda, usuarios que tenían expectativas grandes de crecimiento y no las cubrieron, etc.

Cabe mencionar que para el caso de la simulación del MRRSN base cero, los voltajes en MT se han normalizado a 20 kV, que para el caso de la provincia bajo estudio, no afectaría mucho debido a que en MT el 98.3% de las líneas de distribución corresponde a redes de 20 kV.

Debido a que las redes de BT tienen un porcentaje de participación elevado en los costes de distribución (alrededor del 20% de todos los costes) se hace muy crítico en el análisis.

En relación al número de centros de transformación y potencia instalada existe prácticamente dos veces el número reportado por las instalaciones con respecto al MRRSE, considerando que este rubro representa un 19% de los costos de las redes de distribución propiamente dichas, este diferencia puede hacer variar en un 9.5% los resultados totales del análisis.

94

Estas diferencias en los resultados obtenidos por el MRRSEN puede deberse a los mismos aspectos comentados para las líneas, agregando además que en el municipio bajo estudio ha habido migración de empresas que se ubicaban en el centro de la ciudad, algunas de estas se trasladaron a las afueras creando la necesidad de más infraestructura eléctrica para proveer el suministro.

La diferencia en la cantidad de equipos de protección es de 78.71%, esta diferencia prácticamente es debido a la nueva categoría de equipos agregada por el distribuidor de la zona (Int-Secc-Reco)

Debido a que por el momento el modelo incremental aún esta en fase de prueba, el cual pudiese ajustar el modelo a las condiciones reales reportadas por los distribuidores. Se utilizara el MRRSE base cero, considerando este como una aproximación a las condiciones de red ideales, y encontrando sensibilidades que pueden aplicarse por comparación a las condiciones reales.

Comparación de los Indicadores de Calidad registrados y los encontrados con el MRRSEN base 0

A continuación se presentan los indicadores de calidad TIEPI y NIEPI registrados en el período comprendido de 2003-2005, además se incluye los valores obtenidos por el MRRSN base cero.

TIEPI NIEPI

Zona 2003 2004 2005 MRRSEN 2003 2004 2005 MRRSEN

U 2,11 1,44 1,06 1,35 1,98 1,49 1,84 0,78

S 3,19 2,08 2,08 2,22 2,48 1,78 2,43 1,37

RC 5,81 3,68 3,34 4,47 3,91 2,6 3,37 2,1

RD 8,98 4,47 4,19 5,82 4,52 2,58 3,15 2,83

Tabla No. 5.11 TIEPI y NIEPI de la Provincia bajo estudio.

Evolución del TIEPI en la Provincia de Tarragona

0

2

4

6

8

10

12

14

U S RC RDZona de servicio

TIE

PI

2003 2004 2005 Límites MRRSEN

Gráfica No. 5.5 Evolución del TIEPI en la Provincia.

Evolución del NIEPI en la Provincia de Tarragona

0

2

4

6

8

10

12

14

16

U S RC RD

Zona de servicio

NIE

PI

2003 2004 2005 Límites MRRSEN

Gráfica No. 5.6 Evolución del NIEPI en la Provincia.

95

En el caso del TIEPI todos los valores encontrados en modelo base cero están por arriba de los valores de los indicadores registrados en el 2005, con variaciones que van desde el 7% para el caso semiurbano hasta un 39% para el caso de la zona rural dispersa. Esto no se cumple para el NIEPI ya que los valores encontrados en la simulación están por debajo de los indicadores reales variando desde un -10% (RD) hasta un -58% (U), lo cual nos lleva a suponer que los valores de referencia del NIEPI están muy altos respecto a los valores registrados actualmente.

No se encontró una correlación fuerte entre las variables de número de transformadores, potencia contratada, población, área, densidad de suministros por habitantes, densidades de consumo, etc. con los indicadores de calidad.

5.6 Casos de Simulación variando algunos parámetros en el Modelo de la Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional Base Cero.

En el momento del análisis no estaba operativo el modelo de red de referencia incremental con el cual pudiesen reproducirse las condiciones actuales de la red. Por lo que el análisis se realizó con el modelo base cero, el cual es válido para obtener resultados aceptables aún y cuando se consideren condiciones ideales.

Además una de las ventajas de usar el MRRSEN Base 0, es que prácticamente son datos vírgenes y fáciles de auditar al contrario del modelo incremental.

Los resultados buscados con las diferentes simulaciones son: como afectan al inmovilizado de las redes y a las pérdidas técnicas, las variaciones de crecimiento de la demanda y las variaciones en los objetivos de calidad. Esto con el objeto de enlazar dichos tópicos con en el cálculo de la remuneración de la distribución.

Se plantearon los siguientes escenarios de simulación:

1. Iniciar las simulaciones incluyendo la generación distribuida, esto para ver el impacto que esta tiene en el costo de las redes de distribución. de dichos resultados se tomaría la decisión de si las simulaciones se realizan para ambos escenarios (con y sin GD) o se toma como válido uno de los dos escenarios. La alternativa de incluir la generación distribuida se descartó por inconsistencias en la información proporcionada por la distribuidora.

2. Realizar varias simulaciones incrementando la demanda en un x% en cada simulación, dejando constante los objetivos de calidad. Se recomendó realizar los incrementos de demanda tomando en cuenta las siguientes consideraciones:

Posibilidad de obtener la información de la simulación anterior con el modelo Bulnes. Esto sería de mucha utilidad ya que puede hacerse comparaciones de incrementos de demanda reales (dicha información no pudo obtenerse).

Para realizar los incrementos de demanda, se propuso utilizar la información proporcionada por la distribuidora contenida en los formularios del 4-8 de la circular 1/2006. Tampoco pudo adaptarse dicha modificación al modelo base cero.

Por último si no era posible realizarlo de ninguna de las alternativas anteriores, se propuso aplicar un factor de crecimiento a toda la demanda, que fue como finalmente se realizó.

3. Dejar constante la demanda y variar los objetivos de calidad.

96

5.6.1 Simulaciones con Incremento de Demanda, manteniendo fija la Calidad del Suministro

Para las simulaciones se hicieron las siguientes consideraciones:

Variaciones de demanda desde 0 al 10%, con incrementos de demanda de 0.33% en cada simulación, considerando que todos los usuarios actuales incrementarían su consumo en la misma proporción.

No se consideró la generación distribuida. El período de crecimiento de la demanda son tres años, es decir el

inmovilizado necesario para mantener un crecimiento de demanda analizado por un período de tres años.

Período de vida útil de las instalaciones 40 años. Tasa de remuneración 5,6%.

Se partió de los siguientes datos de demanda

Númeroinicial

Númeropuntos

suministro

Potenciacontratada

(MW)

Demanda pico (MW)

Energía consumida

año 0 (MWh)

Factor de potencia

medio

BT 541697 203989 2759,95 941,71 2474819,49 0,96

MT 546 783 728,28 585,79 1539447,77 0,96

AT 18 19 400,86 400,86 1053460,08 0,96

TOTALES 542261 204791 3889,09 1928,36 5067727,35 0,96Tabla No. 5.12 Datos de demanda utilizados para las simulaciones.

5.6.1.1 Análisis de los resultados en los elementos de Red y Calidad del Servicio.

Líneas de de distribución

En cuanto a las líneas los resultados se muestran a continuación (por efectos de visualización de la gráfica únicamente se presentan los resultados de los escenarios con un 3, 5 y 10% de variación de demanda):

Km. de línea y costes para cada simulación

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

Aérea Subterr Aérea Subterr Aérea Subterr 3% 5% 10%

3% 5% 10% Costes Miles €

Km

y M

iles

€.

Red BT Red MT Red AT

Gráfica No. 5.7 Kilómetros de línea y costes asociados a las líneas.

Cabe aclarar que los costes presentados en el gráfico incluyen coste de inmovilizado, mantenimiento predictivo y correctivo.

97

Como puede verse en el gráfico anterior la longitud de las líneas construidas por el modelo se mantiene constante en las simulaciones realizadas. Esto nos indica que los costes asociados al mantenimiento correctivo y predictivo son prácticamente los mismos. Pero, se nota un incremento en los costes totales, lo cual se asocia únicamente al incremento en la sección de los conductores, ya que la longitud de los circuitos se mantiene prácticamente constante.

Centros de transformación

Para el caso de los centros de transformación hubo incrementos considerables. Por ejemplo para el caso de la simulación con el 5% se observa que hubo un incremento del 21% en el número de subestaciones AT/MT respecto a las obtenidas en el análisis con el 3%. Para el caso de la simulación del 10% del incremento de demanda se obtuvo un 10%. En el caso de la capacidad instalada como era de esperar en el escenario de 10%, el incremento fue mayor que con el crecimiento de 5%.

La tabla siguiente presenta los resultados obtenidos (al igual que para el caso de las líneas únicamente se presentan los resultados de los escenarios de crecimiento del 3,5, y 10%):

CCTT Sub AT/MT Simulación

Número Inmovilizado Pot Instal MVA Número Inmovilizado Pot Instal MVA

3% 2.805 5.257 1.260 28 6.805 1520

5% 2.890 5.449 1.317 34 7.848 1665

10% 3.119 5.920 1.468 31 8.905 1900 Tabla No. 5.13 Resultados de las simulaciones en relación a las subestaciones.

En las simulaciones de los escenarios del 5% y 10% de variación de demanda, hubo un incremento considerable en la etapa de la red correspondiente a subestaciones AT/MT. Este incremento crea una mejora de calidad ya que estos componentes de la red presentan una fiabilidad muy grande. Además promocionan una mejora en los indicadores, mayor que cualquier otro proyecto por ejemplo comparándolo con proyectos de instalación de equipos de protección.

El incremento sustancial de la calidad con la instalación de nuevas subestaciones se asocia a:

Se pueden acortar la longitud de los circuitos de distribución disminuyendo la tasa de fallos totales, lo cual repercute tanto en la potencia como los usuarios afectados en cada falla.

Se presentan nuevas opciones de mallado. Alternativas de recuperación de cargas entre diferentes circuitos.

Equipos de protección, brigadas y opciones de mallado y Calidad del Servicio.

En el análisis de la calidad del servicio se presentara más adelante, pero en esta parte se menciona como ha variado la cantidad de equipos, brigadas y mallas para tres escenarios distintos de incremento de demanda, estos resultados se resumen en la siguiente tabla.

3% 5% 10% Ítem

Cantidad

Reconectadotes 10 5 11

Teleseñalizadores 271 241 280

Seccionadores 3463 3282 3962

Total Protecciones 3744 3528 4253

98

3% 5% 10% Ítem

Cantidad

Brigadas (corr) 12 12 15

Brigadas (prev) 12 12 13

Km. Aéreas 153 138 172Mallas

Km. Subter 100 78 113

Tabla No. 5.14 Comparación de los equipos de protección resultantes en cada caso de simulación.

Como puede observarse y tal como se esperaba se han incrementado los requerimientos en equipos de mejora de la calidad esto a pesar de que los indicadores de calidad se han dejado invariantes como parámetro de la simulación. Por el efecto del incremento de la demanda existe una parte de inversión considerada como “Mantenimiento de la Calidad con el incremento de la demanda”, esto no debe verse como parte de los incentivos de calidad sino más bien como una inversión asociada al incremento de demanda.

A pesar que los parámetros de calidad se dejaron invariantes en la simulación estos sufrieron cambios debido a que estos valores fijados corresponden a valore mínimos exigidos.

Respecto a objetivos Objetivos de Calidad

3% 5% 10%

5% 10%

Zona

TIEPI NIEPI TIEPI NIEPI TIEPI NIEPI TIEPI NIEPI TIEPI NIEPI TIEPI NIEPI

Urbana 1,5 2,5 -1,35 -0,78 -0,96 -0,67 -1,42 -0,62 -36% -73% -5% -75%

Semi-Urbana 3 5 -2,22 -1,37 -2,15 -1,36 -2,42 -1,2 -28% -73% -19% -76%

RuralConcentrado

5 8 -4,47 -2,1 -4,43 -2,27 -4,64 -2,34 -11% -72% -7% -71%

RuralDisperso

7 11 -5,82 -2,83 -5,99 -3,17 -6,02 -2,73 -14% -71% -14% -75%

Polígonos 1,5 2,5 -0,74 -0,5 -1,24 -0,44 -0,89 -0,28 -17% -82% -41% -89%

Tabla No. 5.15 Indicadores de calidad resultantes de las simulaciones.

Los porcentajes de variación de calidad obtenidos variando la demanda no siguen un patrón definido, en todos los casos disminuyen, pero no en la misma proporción. Lo que si se cumple en todos los casos es, que están por debajo de los límites establecidos.

5.6.1.2 Variación de los Costes con el Incremento de la Demanda (factor de economía de escala):

Análisis de los costes totales

El porcentaje de los costes totales de cada actividad dividida por etapas de la red se mantiene casi sin variaciones, esto se puede ver en la siguiente gráfica (únicamente se presentan 3 escenarios):

99

% Respecto al Total de cada Actividad

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

3% 5% 10% 3% 5% 10% 3% 5% 10%

Inmovilizado (Anual) Man, Preventivo (anual) Man, Correctivo (anual)

Red BT CCTT Red MT Subest, AT/MT Red AT

Gráfica No. 5.8 Porcentaje de Costes asociados a cada sección de la red en función del coste total de dicho ítem.

De la gráfica anterior se puede observar lo siguiente:

Los porcentajes de inmovilizado permanecen casi constantes con una tendencia a bajar en el caso de la red de BT y un incremento en la red de AT.

Como es habitual en la práctica el mantenimiento preventivo en la red de baja tensión es casi nula, en este rubro la etapa de la red que tiene más porcentaje es la red de media tensión tanto en líneas como en centros de transformación.

Para el caso del mantenimiento correctivo los mayores porcentajes son de las líneas de MT y AT.

El porcentaje de costes respecto al total obtenidos por cada simulación son presentados en el siguiente gráfico:

% de Aporte de cada actividad al coste Total

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

Inm

ovi

lizad

o(A

nu

al)

Man

,P

reve

nti

vo(a

nu

al)

Man

,C

orr

ecti

vo(a

nu

al)

Inm

ovi

lizad

o(A

nu

al)

Man

,P

reve

nti

vo(a

nu

al)

Man

,C

orr

ecti

vo(a

nu

al)

Inm

ovi

lizad

o(A

nu

al)

Man

,P

reve

nti

vo(a

nu

al)

Man

,C

orr

ecti

vo(a

nu

al)

Crecimiento 3% Crecimiento 5% Crecimiento 10%

Red BT CCTT Red MT Subest, AT/MT Red AT

Gráfica No. 5.9 % de costes de cada porción de la red respecto al total de costes.

La gráfica anterior muestra como el inmovilizado de la red de baja tensión representa el mayor coste, seguido por la red de media tensión para el caso del análisis con crecimiento del 3%, pero esta situación cambia para los escenarios simulados de incremento de la demanda, ya que incrementa el costo de las subestaciones AT/MT, y llegan a ser la sección de la red que posee el segundo lugar en cuanto a costes.

100

De los datos obtenidos en las simulaciones se observó que los costes en las redes de distribución incrementan con incrementos de demanda. Se hace la aclaración que los incrementos en los costes corresponden a redes eficientemente desarrolladas, a continuación se presenta el siguiente gráfico con lo antes mencionado:

Ecuación de Regresión

0

10

20

30

40

50

60

70

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

GWh

MM€

y = 0,0096x0,5488 CosteAnualMM

Gráfico de la potencia demandada vrs. la Inversión

y = 0,0096x0,5488

R2 = 0,9127

44

4546

47

48

4950

51

52

5354

55

4500 5000 5500 6000 6500 7000M Wh

M M €

C o st eA nualM M

Po t encial ( C ost eA nualM M )

Gráfica No. 5.10 Requerimientos de Costes respecto a la demanda

Al realizar una regresión a los datos se obtiene la ecuación que se muestra a

continuación 5488.0*0096,0 DCostes (5.1)

Donde D, representa la demanda. Si se manipula dicha ecuación podemos obtener la relación de la variación de los costes respecto a la variación de la demanda:

FeDKCostes * (5.2)

)*()( FeDKLnCostesLn (5.3)

)(*)()( DLnFKLnCostesLn e (5.4)

))(())(())(( DLnFKLnCostesLn e (5.5)

D

DF

Costes

Costese * (5.6)

El exponente de la demanda representa el factor de economía de escala Fe, el cual significa por ejemplo que para un incremento de demanda del 10% los costos únicamente incrementan en este factor, que para el caso sería de 5.48%

Para el incremento se han considerado tanto los incrementos en inmovilizado Neto como los costes de mantenimiento asociados a los mismos por lo que se considera que dicho monto corresponde a lo que el regulador debería incrementar en la remuneración en concepto de incremento de la demanda.

El factor de escala encontrado se evaluó tanto haciendo la comparación con la anualidad de los costes y la demanda, así como también el Valor Actual Neto de los costes y la demanda. Además se realizó una comparación de cómo evoluciona este

101

factor de escala con la demanda prevista para cada año de estudio (para el caso de crecimiento de 3%), la gráfica siguiente muestra dichos resultados:

Evolución del Fe respecto a los años en evaluación

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

2

1 2 3Años

Fe

Fe

Gráfica No. 5.11 Evolución del Fe en cada año de estudio.

Como era de esperar y considerando que el MRRSE encuentra una red que soporte un crecimiento de demanda considerado y además las restricciones de calidad impuestas para un horizonte de tiempo especificado (en este caso un horizonte de tiempo de 3 años). Esto emula como se realizan la planificación de la expansión de las redes por parte de las distribuidoras. Todas las inversiones para soportar el crecimiento del período se realizan el primero año. Esto hace que si evaluamos los costes para la demanda del primer año encontramos un factor de economía de escala de 1,724.

5.6.1.3 Variación de las Pérdidas con el Incremento de la Demanda

Con respecto a las pérdidas se ha tratado de encontrar la relación entre el incremento de demanda y las pérdidas, pero además esta involucrada la variable de coste reconocido, es decir que las pérdidas en este caso no solo dependen del incremento de la demanda sino también de la cantidad de dinero que se le asocie a la inversión para suplir dicho incremento.

Se ha realizado un análisis similar al de los costos haciendo la siguiente consideración: “Los costes reconocidos son lo obtenidos de realizar una optimización de los recursos en función del crecimiento de la demanda”.

Tomando en consideración lo anterior se obtiene la siguiente gráfica

Curva de regresión encontrada

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

1000

0

1100

0

1200

0

1300

0

1400

0

1500

0

1600

0

1700

0

1800

0

1900

0

2000

0

2100

0

GWh Energía

GWhLosses

MWhloss y = 2,3254x0,7518

Gráfico de kWh de pérdidas vrs. Energía

y = 2,3254x0,7518

R2 = 0,939

200

220

240

260

280

300

320

340

Energí a GWh

GWhlo ss

Pérdidas de EnergíaPotencial (Pérdidas de Energía)

Gráfica No. 5.12 Variación de las pérdidas de energía respecto al crecimiento de demanda

102

La mejor regresión para los datos obtenidos es la función que se muestra en el gráfico anterior, dada la forma de la curva se ha realizado nuevamente el análisis similar al de los costes:

FlossDKkWloss * (5.7)

)*()( FlossDKLnMWhlossLn (5.8)

)(*)()( DLnFKLnMWhlossLn loss (5.9)

))(())(())(( DLnFKLnMWhlossLn loss (5.10)

D

DF

MWhloss

MWhlossloss * (5.11)

Que para el caso el 7512.0lossF , la aplicación de dicho factor se puede ver en un

ejemplo presentado más adelante.

Cabe mencionar que en el análisis la información de pérdidas se obtiene como resultado de fijar ciertos parámetros, pero que en el modelo de red de referencia no existe un parámetro en donde se pueda fijar el nivel de pérdidas objetivo, a continuación se presenta la relación de costes de red en función del porcentaje de pérdidas.

Gráfico de kWh de pérdidas vrs. Energía

y = -4897,5x2 + 1132,4x + 1,6555

R2 = 0,79

44

45

46

47

48

49

50

51

52

53

54

55

5,0%

5,2%

5,4%

5,6%

5,8%

6,0%

6,2%

6,4%

% Pérdidas

MM€

InversionAnualMM

Polinómica

Gráfica No. 5.13 Costes de Distribución Vrs. % de pérdidas

La gráfica anterior no tiene que llevar a conclusiones erróneas pues de primera vista se ve que a medida que se incrementan los costes las pérdidas también incrementan. Esto es por la forma en que se obtienen las pérdidas, ya que en cada escenario la demanda se incrementa.

Otros de los aspectos que se pueden notar en la gráfica, es una especia de diente de sierra que describen los datos, esto esta apegado a la lógica pues a medida que incrementa la demanda se realizan inversiones las cuales son discretas, estas inversiones soportan hasta un determinado crecimiento y luego nuevamente es necesario realizar otras inversiones.

Para efectos de realizar un ejemplo práctico de cómo se pueden formular los incentivos de pérdidas, se ha tomado la consideración que para el caso anterior el coste asociado al crecimiento de 10% de la demanda corresponde a mantener las

103

pérdidas con el nivel de inversión de un crecimiento de 0% de la demanda, es decir los valores de inversión se invierten.

Se estudiaron dos metodologías para los incentivos de la reducción de pérdidas una basada en el concepto de maximización del Beneficio Social Neto y el otro tratando de encontrar correlación y regresión entre variables (el cual esta más asociado a la remuneración a coste de servicio).

Método No.1 Minimizar el Costes Social Neto de las pérdidas.

Existe una metodología de incentivo a la reducción de pérdidas, en el cual lo que se busca es minimizar el Coste Social Neto. En la gráfica siguiente se muestra lo antes comentado:

Coste Social Neto de las pérdidas

0

1

2

3

4

5

6

7

0 10 20 30 40

0

0

0

0

0

1

1

1

1

1

1CD(p)CG(p)CSN

Costes

-Cp

P(Pérdidas)Póptima

Cp

Gráfica No. 5.14 Coste Social Neto de las Pérdidas.

Cpp

pCD

p

pCGpCDpCGMin

optopt

)()()()( (5.12)

Donde:

CG(p) Es el coste para el sistema de Generación de producir mayor energía debido a las pérdidas. CD(p) Es el costes de inversiones en instalaciones a realizar por la distribuidora para disminuir las pérdidas.

El valor de Cp corresponde al incentivo para la disminución de pérdidas. En nuestro caso no es objeto de estudio la parte de los costes de generación, por lo que únicamente nos centraremos en el análisis de los costes de las inversiones asociadas a las pérdidas. El hecho que no conozcamos en realidad el punto óptimo para realizar el análisis no es muy relevante, pues dicho punto lo tiene que encontrar el distribuidor. Lo que si es de suma importancia en este caso es determinar el punto base y el nivel objetivo de pérdidas deseado. A continuación se presenta los resultados del análisis realizado para la provincia bajo estudio. Se a considerando un valor de pérdidas base de 5.2% (obtenido de la simulación) y pérdidas objetivo de 4%:

104

Gráfico de MM€ vrs. % Pérdidas

y = 2188,2x2 - 860,7x + 91,238

R2 = 0,8888

44

49

54

59

64

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

5,5%

6,0%

6,5%

7,0%

% Pérdidas

MM€

InversionAnualMM

Pbase

Derivada en Pérdidas objetivo

K

Polinómica (InversionAnualMM )

Gráfica No. 5.15 Incentivo de pérdidas propuesto para la provincia bajo estudio.

Método No.2 Correlación y regresión entre valores obtenidos de las simulaciones.

Siempre con el objetivo de encontrar una metodología para intentar determinar la relación que guarda los tres temas analizados hasta el momento: crecimientos de los costes, demanda y pérdidas.

Como ya se mencionó antes el análisis tanto de las pérdidas como del incremento en la retribución en inversión varían con el incremento de demanda, por lo que se buscó una relación entre estas variables. A través de la regresión de los datos se encontró la siguiente expresión que relaciona tanto los incrementos de demanda como las pérdidas:

03265.4)(507814.0)(91878.0)( MWhLossLnEnergíaMWhLnCosteanualLn (5.13)

Con un R2=0.8; luego manipulando esta expresión llegamos a lo siguiente

)03265.4)(507814.0)(91878.0()( MWhLossLnEnergíaMWhLnCosteanualLn (5.14)

MWhloss

MWhloss

MWh

MWh

Coste

Coste507814.091878.0 (5.15)

Esta fórmula puede utilizarse para calcular el incremento en los costes en función del incremento de demanda y de la disminución o crecimiento de las pérdidas.

El regulador podría verse tentado a determinar una reducción de pérdidas con respecto a la situación actual, pero no debe de perderse de vista que por el incremento de demanda hay un incremento de pérdidas (Floos encontrado anteriormente) que como se dijo antes para un incremento de x% de demanda las pérdidas varían un 0.7512x%, esto es para el caso de la provincia bajo estudio.

A continuación se presenta un ejemplo para explicar lo anterior, supongamos que queremos determinar el delta de inversión considerando un incremento del 3% durante 3 años y sin incentivos a las pérdidas (es decir que aumenten únicamente por el efecto del crecimiento de la demanda), la evaluación de la fórmula sería la siguiente:

105

1%3)75.0(1507814.01%3191878.0 33

Coste

Coste

Coste

Coste= 5.014%

El cual corresponde aproximadamente al mismo valor que obtendríamos al aplicar la fórmula que relaciona la demanda y los costes utilizando el factor de economía de escala ( Costes / Costes = 0.5488 ( D / D))=0.5488*9.27%=5.089%) obteniendo una variación en los resultados del 1.4%.

A continuación se presenta un gráfico con los resultados obtenidos para el caso de un incremento de demanda del 3%, variando los requerimientos de pérdidas respecto a las actuales.

Incentivos relacionados con las pérdidas

Inv / Inv = 0.91878*( D / D) - 0.507814 ( MWHLoss / MWHLoss)

44

45

46

47

48

49

50

51

52

53

10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% -1%

-2%

-3%

-4%

-5%

-6%

-7%

-8%

-9%

-10%

-11%

% variación de pérdidas

MME

Remuneración con Pérdidas Remuneración sin perdidas

Remuneración obtenida a traves de las

8Este punto significa que para el caso del incremento de demanda sin ejecutar otros proyectos orientados a la reducción de pérdidas estas se incrementarían

Gráfica No. 5.16 Resultados de la ecuación de costes de inversión en función de la variación de pérdidas y variación de la demanda.

Esta última metodología descrita trata de establecer el costo que generan las pérdidas para intentar retribuir a las distribuidoras con el monto justo, es decir tratando de aplicar una especie de coste de servicio para las pérdidas. Se recomienda la utilización del primer método propuesto, no obstante es importante retomar un concepto muy importante que puede extraerse de este último método. El regulador no debe de perder de vista que al incrementar la demanda también las pérdidas incrementaran. Con los incremento en los costes de distribución asociados a la variación de la demanda, las pérdidas no llegarían al mismo porcentaje de pérdidas que se tenían antes.

5.6.2 Simulaciones Manteniendo la Demanda con un Crecimiento igual para todos los Escenarios, y Variando los Objetivos de Calidad del Suministro

Para las simulaciones de calidad se realizaron las siguientes consideraciones

106

Simulaciones con un crecimiento de demanda de 3% durante un periodo de tres años, variando los objetivos de calidad respecto a los indicadores bases actuales.

No se consideró la Generación distribuida. Período de vida útil de las instalaciones 40 años. Tasa de remuneración 5,6%.

Las simulaciones se realizaron inicialmente variando el parámetro de NIEPI y dejando constante el TIEPI, con lo cual se obtuvieron como resultados variaciones tanto en el NIEPI como en TIEPI, debido a la correlación de los indicadores, los mismos resultados se obtuvieron al variar el TIEPI y mantener constante el TIEPI.

Finalmente se decidió realizar variaciones en ambos indicadores. Los porcentaje de variación fueron, 200, 120, 115, 110, 105, 100, 95, 90, 85, 80, 70, 60, 50 %, respecto a los valores objetivos actuales descritos en el Real Decreto 1634/2006 [BOE06]. Delos resultados obtenidos se estudiaron dos metodologías para el cálculo de incentivos para la mejora de la calidad: Método No. 1: Búsqueda de Correlación y regresión de los resultados de las simulaciones

Al realizar el análisis de regresión a los datos obtenidos se obtuvo una curva del tipo potencia, con valor de R2 de 0,86. Se obtuvo un factor que relaciona la variación de los indicadores de calidad (TIEPI y NIEPI) con la variación del costo de distribución. Siendo este factor la pendiente de la curva que se utilizaría para los incentivos, dichos resultados tratan de mostrarse en la siguiente gráfica.

TIEPI Urbano Vrs Inversión

y = 49,542x-0,1442

R2 = 0,864

40

42

44

46

48

50

52

54

56

00,511,522,53Tiepi Urbano

MM€

Costo AnualTiepi Objetivo

Potencial (Costo Anual)

Gráfica No. 5.17 Curva de Regresión del tipo potencial (TIEPI Vrs. Inversión)

Dicho método básicamente lo que describe es como varían los costes de inversión en función de la variación del indicador utilizado, por lo que no da una idea de los incentivos que pueden proponerse.

Método No.2: Minimización del Coste Socia Neto.

Este método se basa en [RIVI00]. Los conceptos son similares a los descritos en el método No. 1 de los incentivos de pérdidas. En el siguiente gráfico se muestra los componentes involucrados en la minimización del Coste Social Neto:

107

Coste Social Neto de la Calidad

0

1

2

3

4

5

6

7

0 10 20 30 40

0

0

0

0

0

1

1

1

1

1

1I(CAL)C(CAL)CSN

Costes

Calidad (CAL)Nivel Óptimo de Calida NOC

-K

K

Gráfica No. 5.18 Coste Social Neto de la Calidad.

KCAL

CALC

CAL

CALICALCCALIMin

NOCNOC

)()()()( (5.16)

Donde:

I(CAL) Es el coste de inversiones de mejora de la calidad por parte de las distribuidoras. C(CAL) Es el costes de la falta de calidad para los clientes.

El valor de K corresponde al incentivo óptimo para la mejora de la calidad. En nuestro caso no es objeto de estudio la parte del coste de la falta de calidad para los usuarios, por lo que únicamente nos centraremos en el análisis de los costes de las inversiones asociadas a las mejoras de la calidad. Para este método es de suma importancia determinar el punto base y el nivel objetivo de calidad. A continuación se presenta los resultados del análisis realizado para el caso de la provincia bajo estudio para el caso del TIEPI Urbano, en donde el valor base es 1.5 (valor actual según la normativa aplicable) y el valor objetivo 0,5:

TIEPI Urbano Vrs Inversión

y = 3.9145x2 - 16.765x + 62.528

R2 = 0.8872

40

42

44

46

48

50

52

54

56

00.511.522.53Tiepi Urbano

MM€

Costo AnualTiepi ObjetivoDerivada en Tiepi ObjKPolinómica (Costo Anual)

PROM TIEPI URBANO 2005-2006 = 1,71

Gráfica No. 5.19 Curva de Regresión polinómica de grado 2

La importancia de fijar un nivel objetivo adecuado se muestra en el siguiente gráfico, en el cual se presenta la sensibilidad de los resultados respecto a diferentes objetivos de calidad.

108

TIEPI Semi Urbano Vrs Inversión

y = 0,7182x2 - 7,5498x + 63,372

R2 = 0,9139

40

42

44

46

48

50

52

54

56

58

60

01234567Tiepi Semi Urbano

MM€

Costo AnualTiepi BaseTIEPI OBJ 3TIEPI OBJ 2,5TIEPI OBJ 2TIEPI OBJ 1,5

TIEPI OBJ 3TIEPI OBJ 2,5

TIEPI OBJ 2

TIEPI OBJ 1,5

TIEPI OBJ 1

Gráfica No. 5.20 Variación de los Incentivos en función de los indicadores objetivos.

Finalmente se encuentra la relación que guardan los indicadores objetivos actuales con los costos asociados para lograr dichos objetivos, los resultados se muestran a continuación:

Indicadores de calidad TIEPI Vrs Inversión Tarragona

0

2

4

6

8

10

12

40,00 42,00 44,00 46,00 48,00 50,00 52,00MM€

TIEPI

UrbanaSemi-UrbanaRural ConcentradoRural Disperso

Gráfica No. 5.21 Indicadores TIEPI Vrs. Costes

Como puede verse para el caso de la provincia de bajo estudio, los valores actuales de TIEPI están bastante alineados con un único valor de costo de la distribución para el escenario sin crecimiento de demanda es decir la situación actual (aproximadamente 47 MM de euros). Además los valores obtenidos son cercanos a los valores registrados para el 2006.

A continuación se presentan los mismos resultados anteriores pero para el indicador de NIEPI:

109

Indicadores de calidad NIEPI Vrs Inversión Tarragona

0

2

4

6

8

10

12

37,00 39,00 41,00 43,00 45,00 47,00 49,00 51,00

MM€

NIEPI

UrbanaSemi-UrbanaRural ConcentradoRural Disperso

Gráfica No. 5.22 Indicadores NIEPI Vrs. Costes.

Para el caso del NIEPI, los valores registrados están muy desalineados, respecto a un al monto de inversión que resulto del análisis (aproximadamente 47 MM de euros). De la gráfica podemos concluir que los indicadores de TIEPI objetivo propuestos son demasiado altos.

5.7 Análisis de la Provincia “Y”, y resultados globales

Como resultado del análisis realizado a la provincia, la CNE, se intereso en el análisis de otra provincia Y, con la finalidad de comparar algunos resultados específicamente lo relacionado con el factor de economía de escala,

Se realizó un análisis para la provincia Y, únicamente para el caso de incrementos de demanda, manteniendo constante los objetivos de calidad. La curva siguiente muestra los resultados obtenidos:

Ecuación de Regresión

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000

GWh

MM€

y =0,4109x0,3548 Coste Anual MM

Gráfico de la potencia demandada vrs. la Inversión

y = 0,4109x0,3548

R2 = 0,7917

112

114

116

118

12 0

12 2

12 4

12 6

12 8

750 0 8 50 0 9 50 0 10 50 0M W h

M M €

Coste Anual MM Potencial (Coste Anual MM )

Gráfica No. 5.23 Representación gráfica de la ecuación de regresión obtenida para la provincia Y.

110

Realizando un análisis similar al de la provincia descrita anteriormente para la ecuación obtenida de la regresión

FeDKCostes * (5.17)

)*()( FeDKLnCostesLn (5.18)

)(*)()( DLnFKLnCostesLn e (5.19)

))(())(())(( DLnFKLnCostesLn e (5.20)

D

DF

Costes

Costese * (5.21)

Se obtuvo un factor de economía de escala de 0,3548, el cual esta por debajo del encontrado para el caso de la provincia analizada inicialmente.

La utilización de dos únicos valores no da una idea clara del posible valor del factor de economía de escala a nivel de distribución de España. Se pudo utilizar los resultados de las simulaciones de todas las provincias (al menos una simulación para cada provincia), realizadas por personal de la CNE en el mes de diciembre de 2006. Los resultados obtenidos se presentan a continuación:

Regresión de 50 Provincias

y = 0,005x0,608

R2 = 0,8338

0

50

100

150

200

250

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000

MWh

MM

Eu

ros

Inversión Potencial (Inversión)

Gráfica No. 5.24 Ecuación de regresión obtenida de las simulaciones de todas las provincias de España.

Con lo anterior puede verse que para España, el factor de economía de escala como promedio tiene un valor de 0.6

5.8 Conclusiones

Las principales conclusiones del estudio presentado en este capítulo son las siguientes:

El diseño de la tarifa eléctrica para clientes residenciales ha sido diseñada consideran que el valor promedio de consumo por usuario es de alrededor de los 4.500 kWh./mes. Este criterio puede ser erróneo ya que como se puede ver en la gráfica No.5.1, solo existe un 3.2% del total de los usuarios que realmente tiene ese consumo.

111

Para la provincia x se encontró un factor de economía de escala de 0.54, lo cual significa que por ejemplo si la demanda crece en un 10%, los costes de distribución únicamente crecerán un 5.4%.

El incremento de los costos debido a la evolución del mercado debe tomar en cuenta tanto los costes de inmovilizado necesarios para hacer frente al crecimiento como los costes asociados a la operación y mantenimiento asociados a ese incremento de red.

Existe la posibilidad de duplicar la remuneración asociada al crecimiento horizontal. Esto puede darse por ejemplo si en el cálculo del aumento de la remuneración debido a la evolución de la actividad se consideran los crecimientos horizontales, y por otra parte dicho costos de inversión son cobrados por los distribuidores a los nuevos usuarios cuando estos soliciten el suministro.

Para el caso de la provincia bajo estudio, se encontró que la relación de la variación de las pérdidas de energía con la variación de la demanda tiene un factor con un valor de 0,75. Es decir que si la demanda crece un 4%, las de pérdidas de energía crecerán un 3%

La porción de la red que presenta mayores incrementos en los costos al incrementar la demanda, son las subestaciones de AT/MT. Esto es debido a que para mantener la calidad del servicio en los valores mínimos establecidos, lo más lógico es incrementar la porción de la red con menos tasas de fallas.

Debido a la importancia del costo de las redes de BT, y lo difícil que resulta tener el inventario de esas instalaciones, es necesario hacer un análisis detallado la red utilizando el modelo de red de referencia en su modalidad base cero.

El modelo de red de referencia no considera los costes asociados al material necesario para realizar las reparaciones ni los gastos de los centros de despachos de órdenes. Es necesario agregar estos rubros a los costos de mantenimiento correctivo y preventivo (que si son considerados en el modelo) para poder denominarlos como costes de operación y mantenimiento.

El modelo de red de referencia es una herramienta útil para encontrar los valores base y objetivos tanto de los indicadores de calidad como de pérdidas, así como también para establecer los incentivos asociados a dichos temas.

Para la determinación de los incentivos de calidad adecuados es de suma importancia tomar en cuenta el nivel de calidad objetivo. Ya que de ello depende la pendiente de la curva de incentivos. Al utilizar valores objetivos de calidad riguroso (es decir valores muy bajos), debido a la forma de curva que relaciona los indicadores con el coste asociado, se obtienen valores de la pendiente de la curva (que representa el incentivo) elevados, lo cual genera incentivos considerables para las distribuidoras. Una forma de limitar este problema sería crear un Cap de remuneración a cierto nivel de calidad.

Del análisis realizado a la provincia bajo estudio se observa que los indicadores de TIEPI medidos por las distribuidoras, tienen aproximadamente el mismo valor que los indicadores objetivos propuesto y esto a su vez corresponde al nivel de retribución calculado (ver gráfica 5.21). Lo que significa que la retribución de los costes de distribución están ajustados a los tiempos de interrupción exigidos.

112

La situación anterior no se cumple para el TIEPI, pues los indicadores objetivos están muy por arriba de los indicadores medidos por las empresas distribuidora y no se corresponden con el nivel de costes calculado en este estudio (ver gráfica 5.22). Esto supone un problema al momento de diseñar la fórmula para el incentivo. Debido a que dicha situación pueden dar beneficios a la distribuidora sin que ésta haya realizado ningún proyecto de inversión para mejorarlos.

Los factores de economía de escala encontrados en el análisis realizado a las provincia estudiadas, tiene valores por debajo de los que normalmente se presentan teóricamente (por ejemplo en [RYAN03] cuyos valores propuestos son alrededor del 0.63~0,74), pero si coinciden con el factor encontrado globalmente.

El valor del factor de economía de escala global para España encontrado en el estudio fue de 0,6. Para el caso de la metodología de la retribución propuesta dicho factor debe ser calculado por empresa distribuidora. Para ello sería necesario realizar el mismo análisis, considerando únicamente las provincias en las cuales cada empresa tiene presencia.

El Modelo de Red de Referencia Base Cero, a pesar de tener sus limitaciones en cuanto a que no considera la historia de las redes, es una herramienta valiosa, debido a que los resultados obtenidos depende únicamente de una fuente de información prácticamente poco manipulable y relativamente fácil de auditar.

Dentro del incremento de los costos de distribución asociados al incremento de demanda, existen algunos proyectos que están relacionados con la calidad del suministro, dichos proyectos no deben considerarse como proyectos a la mejora de la calidad sino como inversiones necesarias para el “mantenimiento de la calidad”.

En la comparación de los resultados de las instalaciones declaradas por las empresas distribuidoras y el modelo de red de referencia base cero se encontraron diferencias sustanciales en lo que respecta a líneas y centros de transformación. Esto puede deberse a:

Para el caso del MRRSE se considera que las cargas están ya todas instaladas, pero en realidad las cargas fueron aumentando poco a poco y en forma desordenada esto puede causar que las líneas declaradas por los distribuidores sean mayores.

En dicha zona se ubican pequeños distribuidores que en algún tiempo pudieron competir en distribución duplicando instalaciones.

Aunque en menor medida la cantidad de líneas pudo haberse visto afectada por la metodología antigua de retribución. La cual pagaba costos de servicio a las instalaciones >36 kV., y remuneraba por energía circulada a las instalaciones < 36 kV.

Hubo migración de empresas que se ubicaban en el centro de la ciudad. Algunas de estas se trasladaron a las afueras creando la necesidad de más infraestructura eléctrica para proveer el suministro.

Errores en la predicción de la demanda, usuarios que tenían expectativas grandes de crecimiento y no las cubrieron, etc.

113

6. Comparación de las Metodologías Retributivas de la Distribución de Energía Eléctrica de España y El Salvador.

6.1 Introducción.

Desde hace más o menos una década, muchos países han llevado a cabo las reformas del sector eléctrico. Muchas de estas reformas tienen su base en la separación de actividades de generación y las actividades de red, además de la introducción de competencia en generación y suministro. Además un número creciente de países también ha optado por la regulación por incentivo para promover la mejora de eficacia en las actividades de monopolio tales como la transmisión y distribución.

El Salvador y España, no son la excepción a esta regla. Por una parte España ha implementado y continúa proponiendo una retribución del tipo limitación de ingresos (revenue cap por el término en inglés) con una participación activa por parte del regulador en la determinación de la retribución. Por otra parte, en El Salvador se ha optado por una metodología del tipo limitación de precios (price cap en inglés), la cual se va modificando antes de cada revisión tarifaria.

La forma de calcular la base retributiva es distinta en ambos países. En España la metodología propuesta se apoya fuertemente en las herramientas regulatorias de la contabilidad regulatoria y el modelo de red de referencia. En El Salvador se aplica una metodología basada en la conformación de una empresa ideal y la utilización de programa de simulación de redes eléctricas o la utilización del método de los Sistemas Eléctricos Representativos (SER). Y que en términos generales dicha metodología se basa en la experiencia del consultor al que se le encomienda dicho estudio.

El objetivo principal del presente capítulo es tratar de hacer una comparación analítica entre ambas metodologías, encontrando debilidades y fortalezas de cada una y en la medida de lo posible realizar recomendaciones.

Primero se hace un breve resumen de las metodologías de ambos países, luego se presenta una comparación de las mismas y por último se dan algunas recomendaciones para mejorar dichas metodologías.

6.2 Resumen de las metodologías de Retribución de la Actividad de distribución de Energía Eléctrica de El Salvador y España.

6.2.1 El Salvador

La metodología para determinar la retribución esta contenida en el Acuerdo No. 328-E-2006 “Normas para la Determinación de los Cargos por el Uso de las Redes de Distribución”, que fue descrita en el capítulo No. 2, y aquí se presenta un breve resumen.

a. La SIGET debe realizar sus propios estudios tarifarios, a los efectos de validar o indicar modificaciones a los cálculos presentados por las empresas, de modo de asegurar que se cumpla con las metodologías y procedimientos establecidos en la Ley General de Electricidad, su Reglamento y Acuerdos emitidos por la SIGET relativos al cargo de distribución.

114

b. El cálculo de los cargos de distribución utilizados para la determinación de los precios incluidos en los pliegos tarifarios al consumidor final, son revisados y aprobados por la SIGET cada cinco años, éstos son actualizados de conformidad a lo establecido en el Art. 90 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, de acuerdo a la siguiente fórmula:

IPCo

IPCnb

TCo

TCnaCDoCDn

*** (6.1)

Donde:

CDn : Cargo de distribución ajustado; CDo : Cargo de distribución en el pliego tarifario vigente; a : Proporción de los cargos de distribución correspondiente a costos en moneda extranjera11;b : Proporción de los cargos de distribución correspondientes a costos locales; TCn : Tipo de cambio vigente a la fecha de ajuste; TCo : Tipo de cambio vigente a la fecha de aprobación del pliego tarifario; IPCn : Índice de precios al consumidor en el mes inmediato anterior del ajuste; e, IPCo : Índice de precios al consumidor en el mes en que se realizó el último ajuste al pliego tarifario.

c. Los cargos de distribución se calculan para las redes e instalaciones de la empresa y sus ventas correspondientes al año inmediatamente anterior al de aprobación de los nuevos cargos de distribución, denominado año base del estudio. Por ello, el dimensionamiento de activos y gastos de operación y mantenimiento deberá corresponderse con la Capacidad Total de Transferencia (CTT) de dicho año. La valorización de los activos y la determinación de los costos de operación y mantenimiento son realizadas a precios de mercado del año base.

d. Los Cargos de Distribución (CDistr) se calculan en base al Costo de Capital Anual (CCA) y al Costo Total Anual de Operación y Mantenimiento (CTOM). Los CDistr se obtienen dividiendo los costos anuales de estos rubros para el subsistema correspondiente a cada nivel de tensión (BT y MT), entre la Capacidad Total de Transferencia (CTT) de dicho subsistema.

Los cargos de distribución son calculados en forma separada para las redes de Media Tensión (MT) (600 V<V<115 kV) y Baja Tensión (BT) (V<600 V), y son expresados en valores monetarios unitarios por mes, específicamente en dólares de los Estados Unidos de América (US$) por kilovatio (kW) y mes.

El CCA, el CTOM, las pérdidas técnicas y el valor estimado de compensación por falla, corresponden a redes eficientemente dimensionadas, operadas y mantenidas. Además los cargos de distribución no incluyen los costos de facturación, cobranza y similares, los cuales son considerados como parte de los costos de atención al cliente asociados a la actividad de comercialización.

Los cargos de distribución, con exclusión de las pérdidas de energía son calculados mediante las expresiones siguientes:

11 A fines de 2000 se aprobó la Ley de Integración Monetaria, que otorga al dólar de los Estados Unidos curso legal irrestricto con poder liberatorio ilimitado para el pago de obligaciones, y dispone además que el tipo de cambio será fijo e inalterable, a razón de 8.75 colones por dólar.

115

MTBT

MTMTMT

CTTCTT

CTOMCCACDistr (6.2)

BT

BTBTBT

CTT

CTOMCCACDistr (6.3)

Donde:

CDistrMT es el cargo de distribución de la red de MT. CDistrBT es el cargo de distribución de la red de BT. CCAMT ,CCABT es el Costo Anual de Capital de la red MT y BT respectivamente. CTOMMT, CTOMBT es el Costo Total de Operación y Mantenimiento de la porción de la red MT y BT respectivamente. CTTMT es la suma de las potencias máximas de los clientes de media tensión. CTTBT es la suma de las potencias máximas de los clientes de baja tensión.

Las anualidades CCA y CTOM, son expresadas en dólares de los Estados Unidos; y CTTMT y CTTBT en kW, por lo que CDistr están dados en US$/kW/año. Para efectos de incluir los cargos en los contratos, los cargos de distribución son expresados en valores mensuales iguales a un doceavo (1/12) del CDistr anual determinado por medio de las fórmulas anteriores.

e. El Costo de Capital Anual CCA, también denominado Activo Fijo Bruto (AFB) se calcula de acuerdo a la siguiente fórmula:

iiiii FRCAGDABSCCAAAFB * (6.4)

Donde:AFBi = Activo Fijo Bruto de la porción de la red i (MT ó BT) ABSi = Activo Bruto de Servicio de la porción de la red i (MT ó BT) AGDi = Activos Generales de Distribución de la porción de la red i (MT ó BT) FRCi = Factor de Recuperación de Capital.

El Activo Bruto de Servicio (ABS) de la empresa está definido como la suma del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de los activos eléctricos necesarios para la prestación del servicio.

El ABS está compuesto por las instalaciones eficientemente dimensionadas para la prestación del servicio, esto es, que cumplan con las siguientes condiciones: (i) la cantidad de los activos incorporados es la adecuada para prestar el servicio con la calidad requerida, (ii) el dimensionamiento de los activos resulta óptimo desde el punto de vista económico, es decir que minimiza el costo total (costos de inversión,más pérdidas de energía, más inversiones por calidad de servicio) y (iii) los costos de los activos incorporados son justificables en comparación con los precios de mercado.

La valorización del ABS se realiza sobre la base del análisis y optimización del sistema de distribución en operación al finalizar el año base del estudio.

Para cada segmento del sistema de distribución (red de MT, módulos de transformación y red de BT) se requiere que la empresa entregue la totalidad de la información referida a las instalaciones existentes al finalizar el año base del estudio, de tal forma que pueda aplicarse la metodología de optimización de la red que SIGET determine.

116

En el caso, que la empresa no cuente con la totalidad de la información mencionada anteriormente para algún segmento del sistema de distribución, se utiliza el método de optimización basado en el análisis de Sistemas Eléctricos Representativos (SER).

Cada empresa y la SIGET aplican en sus respectivos estudios la misma metodología para el cálculo del ABS para cada segmento del sistema de distribución.

Independientemente de la metodología adoptada para la determinación del ABS, la SIGET verifica por medio de una auditoría las cantidades de instalaciones informadas por la empresa. Como resultado de esa verificación se calcula el Factor de Ajuste de Instalaciones (FAI), el cual resulta del cociente entre las cantidades de instalaciones relevadas por la auditoría y las informadas por la empresa. El FAI se utiliza para ajustar el VNR de las instalaciones eléctricas de la empresa.

El otro componente del Costo de Capital Anual es el término denominado Activos Generales asignados a Distribución (AGD).

Los AGD corresponden al VNR de instalaciones que, no siendo parte de las redes de distribución, están directamente afectadas al servicio eléctrico. Ellos están compuestos por los Activos Generales (edificios administrativos y otras instalaciones de uso general), Activos Muebles (vehículos, equipos de oficina y otros activos similares) y Activos Intangibles (estudios generales, material de capacitación, material de publicidad y otros gastos similares). El cálculo de los AGD se realiza con base en el concepto de empresa modelo, a través del procedimiento y criterios establecidos por SIGET.

El FRC es calculado considerando la vida útil promedio ponderada del total de los activos incluidos en el Activo Fijo Bruto de conformidad a lo dictaminado por la Ley General de Electricidad. Las vidas útiles que se utilizan, así como también la metodología de cálculo del factor de recuperación de capital es la definida en el Acuerdo No. 38-E-2000 (dicho Acuerdo sigue vigente a la fecha).

f. El Costo Total de Operación y Mantenimiento para cada nivel de tensión (CTOM) esta compuesto por el Costo Anual de Operación y Mantenimiento de la Red (CAOM), más el Costo del Capital de Trabajo (CCT), el Costo Indirecto de Administración de las Instalaciones (Cind) y el Valor Esperado de las Compensaciones por Falla (VECF).

iiiii VECFCIndCCTCAOMCTOM (6.7)

Donde:CTOMi = Costo Total de Operación y Mantenimiento para cada nivel de tensión. CAOMi = Costo anual de operación y mantenimiento de la porción de la red i CCTi = Costo del capital de trabajo de la porción de la red i; Cindi = Costo Indirecto de Administración de las instalaciones de la red i; VECFi = Valor Esperado de Compensación por Fallas de la red i;

A raíz de que en cuatro empresas distribuidoras tienen el mismo accionista mayoritario, se ha establecido que en aquellos casos que se presenten economías de escala ligadas a la estructura de propiedad de las empresas las mismas deberán ser consideradas en el desarrollo de la metodología de cálculo y en la definición de los cargos de distribución.

117

El CAOM, el CCT y el CInd son calculados según la metodología que se determine para el cálculo del ABS, que se describió antes. El VECF es determinado según se describe a continuación.

El Valor Esperado de Compensación por Fallas (VECF), representa el costo de la energía no entregada a los consumidores finales de la red. Para su cálculo se considera la probabilidad de salida forzada de los elementos correspondientes a sistemas eficientemente operados y mantenidos, se obtiene del análisis de las redes de distribución de energía eléctrica.

Al incluirse los VECF en los cargos de distribución, los usuarios deben ser compensados por todas las fallas reales que el sistema tenga, de acuerdo a lo establecido en el Artículo 93 del Reglamento de la Ley General de Electricidad.

g. El cálculo de las pérdidas técnicas medias de distribución corresponden a redes eficientemente dimensionadas, operadas y mantenidas. Serán consideradas en el cálculo del precio de la energía de la tarifa eléctrica al consumidor final.

La SIGET reconoce porcentajes máximos de pérdidas obtenidos de los estudios de optimización del sistema de distribución.

A continuación se presenta un diagrama esquemático que resume la metodología de cálculo.

+

- Redes eficientemente dimensionadas

-Utilización de Precios de Mercado

- Factores de Ajustes

- Activos Generales-Costes de Administración

- Activos Muebles -Otros Costes 35% del Gasto

de Personal

- Activos Intangibles

- Representa el Costo de Energía No Suminstrada - Valoración de la ENS al

200% por Ley- Tasa de descuento fijada por Ley al 10%

Valor Esperado por Compensación por Fallas (VECF)

x

Factor de Recuperación de Capital- Modelo

Incremental- SER

-Concepto de Empresa Modelo

-SUC

+

Costo Anual de Operación y Mantenimiento (CAOM)

+

-Concepto de Empresa Modelo

- Sistema Uniforme de

Cuentas

Costos Indirectos (Cind)

+

- Modelo Incremental- Sistemas Eléctricos

Representativos (SER)

COSTES DE DISTRIBUCIÓN

Coste de Capital Anual (CCA)Costo Total de Operación y

Mantenimiento (CTOM)

Capacidad Total de Transferencia (CTT)

Activo Bruto de Servicio (ABS)

Activos Generales de Distribución (AGD)

+

-Cantidad de Activos Necesarios para la prestar el servicio con la calidad requerida

-Dimensionamiento de los Activos óptimos desde el punto de vista económico

- Modelo Incremental

- SER- Empresa Modelo

- Según Metología utilizada para calcular El ABS

Costo de Capital de Trabajo (CCT)

- Desfase de Facturación

+

- Redes eficientemente dimensionadas

-Utilización de Precios de Mercado

- Factores de Ajustes

- Activos Generales-Costes de Administración

- Activos Muebles -Otros Costes 35% del Gasto

de Personal

- Activos Intangibles

- Representa el Costo de Energía No Suminstrada - Valoración de la ENS al

200% por Ley- Tasa de descuento fijada por Ley al 10%

Valor Esperado por Compensación por Fallas (VECF)

x

Factor de Recuperación de Capital- Modelo

Incremental- SER

-Concepto de Empresa Modelo

-SUC

+

Costo Anual de Operación y Mantenimiento (CAOM)

+

-Concepto de Empresa Modelo

- Sistema Uniforme de

Cuentas

Costos Indirectos (Cind)

+

- Modelo Incremental- Sistemas Eléctricos

Representativos (SER)

COSTES DE DISTRIBUCIÓN

Coste de Capital Anual (CCA)Costo Total de Operación y

Mantenimiento (CTOM)

Capacidad Total de Transferencia (CTT)

Activo Bruto de Servicio (ABS)

Activos Generales de Distribución (AGD)

+

-Cantidad de Activos Necesarios para la prestar el servicio con la calidad requerida

-Dimensionamiento de los Activos óptimos desde el punto de vista económico

- Modelo Incremental

- SER- Empresa Modelo

- Según Metología utilizada para calcular El ABS

Costo de Capital de Trabajo (CCT)

- Desfase de Facturación

Gráfico No. 6.1 Diagrama esquemático que resume la metodología de Cálculo en El Salvador

118

6.2.2 España

Se continúa con el resumen de la metodología de retribución de España, la cual como se ha mencionado en el capítulo No. 3, nos centraremos en la propuesta de la nueva metodología ya que la que actualmente esta vigente ha sido ampliamente cuestionada.

Actualmente no existe un Real Decreto que determine a ciencia cierta como será la nueva metodología, por lo que en cuanto a este tema en esta tesis se consideran o evalúan las alternativas planteadas por la Comisión Nacional de la Energía y el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

En el borrador de Real Decreto se sigue proponiendo una regulación por incentivos del tipo limitación de ingresos, por un período regulatorio de 4 años. La metodología se basa en la utilización de dos herramientas que son la Contabilidad Regulatoria de Costes y el Modelo de Red de Referencia descritos en los capítulos No.3 y 5.

La Contabilidad Regulatoria de Costes es la información de los costes de inversión y operativos incurridos por cada una de las empresas distribuidoras. Esta permitirá a la CNE efectuar los análisis necesarios para evaluar la eficiencia económica de cada una de las empresas distribuidoras. La información necesaria para esta herramienta se ha definido en la Circular 1/2006.

El Modelo de Red de Referencia, es el Modelo de optimización de redes de distribución que permitirá a la CNE efectuar los análisis necesarios para evaluar la eficiencia técnica de las redes de distribución existentes de cada una de las empresas distribuidoras. Es decir debe evaluar de forma óptima del trinomio de inversiones de la red de Distribución, Costes de Operación y Mantenimiento y la reducción de pérdidas, sujeto a las restricciones de calidad del suministro.

La nueva metodología se apoya mucho en el modelo de Red de Referencia, previendo su utilización en los siguientes aspectos:

a. Permitirá caracterizar para todo el territorio nacional las zonas donde ejercen la actividad de distribución cada uno de los distribuidores.

b. Podrá determinar la red de referencia de distribución necesaria para enlazar la red de transporte, o en su caso de distribución, con los consumidores finales de electricidad caracterizados por su ubicación geográfica, su tensión de alimentación y su demanda de potencia.

c. El modelo se utilizará para minimizar los costes de inversión, operación y mantenimiento, y las pérdidas técnicas, manteniendo los requisitos de calidad del suministro establecidos reglamentariamente. Estableciendo además que la metodología para determinar la red de referencia deberá atender a criterios de planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a suministrar en cada zona.

d. El incremento en la actividad de distribución incluida en la retribución reconocida, en lo que se refiere a costes de inversión, costes de operación y mantenimiento. Utilizando como impulsor de costes la demanda de los consumidores conectados a las redes de cada distribuidor.

119

Los aspectos más relevantes de la nueva propuesta respecto a la actual son:

I. Determinación de los costes de la distribución por empresa distribuidora.

II. La utilización de las herramientas regulatorias.

III. La inclusión de incentivos a la mejora de la calidad y reducción de pérdidas técnicas.

IV. Cálculo en forma individual del monto asignado al incremento de la actividad para lo cual se propone utilizar para dicho cálculo el incremento de demanda de energía.

La retribución anual de la actividad de distribución reconocida al distribuidor i-ésimo en el año n será determinada de acuerdo con la siguiente fórmula:

PQYIPCRRiiiii000001 01,01 (6.8)

PQYIPCPQRRin

in

inn

in

in

in

in 1111221 01,01 (6.9) Para valores de n=2, 3, 4.

En donde:

Ri

n 1Retribución reconocida por la actividad de distribución al distribuidor i-ésimo en el

año anterior. En el primer año de cada periodo regulatorio será el nivel de retribución de referencia del distribuidor i-ésimo y no se de detraerán los incentivos a la calidad y reducción de pérdida del año precedente.

Qin 1 Incentivo del distribuidor i-ésimo a la calidad del servicio asociado al grado de

cumplimiento durante el año anterior de los índices de calidad de servicio objetivos. A estos efectos, se consideraran índices de calidad del año anterior los que correspondan a los doce mese anteriores al 30 de junio del año anterior. El referido incentivo a la calidad será una función lineal acotada de la diferencia entre los índices de calidad que se calculen para cada distribuidor y los respectivos valores objetivos.

Pn1

1 Incentivo para el distribuidor i-ésimo por la reducción de pérdidas lograda durante el año anterior.

IPCn 1 Variación del índice de precios al consumo durante el año anterior.

Y Variación de la retribución reconocida al distribuidor i-ésimo asociada al aumento de la actividad de distribución de dicho distribuidor durante el año anterior.

Como puede verse en la fórmula el término de eficiencia económica sigue manteniendo un valor fijo de 1%, a pesar de lo recomendado por la Comisión Nacional de la Energía, la cual planteaba una metodología para el cálculo de dicho factor (Modelo de cálculo de la productividad promedio del sector (TFPd) y Modelo de cálculo de la relación entre la empresa más eficiente y el resto de empresas (DEA)).

En el borrador del Real Decreto se han presentado valores de retribución de referencia iguales a los establecidos para la retribución de la actividad de distribución del año 2007 (Real Decreto 1634/2006), con la única diferencia que se ha incluido a Endesa (Extrapeninsular).

120

Las alternativas planteadas para la determinación de dichos montos de referencia pueden dar resultados muy apartados de los valores actuales por lo que se presume que dichos valores propuestos nos serán cambiados drásticamente.

Los valores de referencia propuestos en dicho borrador de Real Decreto para el período regulatorio 2007-2010 son los siguientes:

Empresa R2007 Miles de Euros Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. 1.297.585 Unión Fenosa Distribución, S.A. 603.888 Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. 123.142 Electra de Viesgo Distribución, S.L.U. 116.750 Endesa(Peninsular) 1.429.484 Endesa (Extrapeninsular) 283.382 FEVASA 133SOLANAR 111

Total 3.854.475 Tabla No. 6.1 Valores de retribución de referencia presentados en el borrador de Real Decreto de la

nueva metodología de retribución de de las empresas distribuidoras.

En cuanto a los incentivos para la mejora de calidad, en el mencionado borrador se propone una metodología de cálculo, la cual fue descrita en el capítulo No.4, aquí solo se mencionan los aspectos más relevantes.

I. Los incentivos se plantean como un porcentaje de la retribución de la actividad de distribución.

II. Debido a la existencia de 4 indicadores zonales, para la determinación de los incentivos para la mejora de la calidad, se propone ponderar el peso de cada una de las calidades zonales, utilizando las proporciones de energía circulada por cada una de las zonas.

III. Los incentivos toman en cuenta los valores de TIEPI y NIEPI de referencia y los valores de TIEPI y NIEPI alcanzados por los distribuidores.

Para el caso de las pérdidas técnicas de energía, en el borrador de acuerdo no se han dado valores indicativos o propuesta de metodología.

6.2.3 Resumen de la comparación de ambas metodologías

A continuación se presenta un cuadro resumen que compara las metodologías de ambos países.

121

Aspectos de comparación

España El Salvador

Entidad Reguladora - Ministerio de Industria, Turismo y Comercio

- Comisión Nacional de la Energía (Consultiva)

-Ministerio de Economía -SIGET

Método de Regulación Revenue Cap Price Cap

Período Regulatorio 4 Años 5 Años

Tarifas por Empresa Distribuidora

Se calcula un monto para cada una de las distribuidoras, pero al final es una tarifa de acceso igual

para todo el país

Cada empresa distribuidora tiene sus propios cargos de acceso

Cálculo de la Base Retributiva de referencia

Utilización de la contabilidad Regulatoria y Modelo de Red de

Referencia

Utilización de Empresa Ideal, modelo de Red y metodología de

los Sistemas Eléctricos Representativos

Cálculo del Costo de Capital

Utilizando el Coste Medio Ponderado de Capital

Fijado por Ley a 10%

Inversiones por Incrementos de la actividad

Inclusión de un término en la metodología actual

Price Cap actualizado únicamente por IPC

Incentivos a la eficiencia Factor de Eficiencia utilizado de 1%

No se incluye

Tratamiento de la Calidad

Incentivos a la mejora de la calidad en la fórmula propuesta

No se incluyen y la calidad esta prácticamente desacoplada de la

base retributiva

Tratamiento de las pérdidas Técnicas

En la nueva metodología propuesta se incluye un incentivo

para la reducción de pérdidas

El Regulador fija un valor de pérdidas que se incluirán en la tarifa si la distribuidora, dicho

valor es propuesto sin tener una idea clara de las pérdida reales

Fórmula de actualización de la retribución

Tabla No. 6.2 Comparación entre las metodologías de cálculo de la retribución de ambos países.

6.3 Recomendaciones para mejorar la metodología de remuneración de la actividad de distribución.

6.3.1 España

Para el caso de España se hacen las siguientes recomendaciones:

La metodología propuesta por la CNE y que fue descrita en el capítulo 4, corrige en su mayoría los problemas que adolece la fórmula retributiva actual, por lo que se recomienda que esa sea la base para determinar la nueva metodología.

En el Borrador de Acuerdo también presentado en capítulo No. 4, se ha tomado como base la propuesta de la CNE, pero existen algunos aspectos que se consideran necesarios y que se han omitido o se les ha asignado a priori un valor prácticamente arbitrario, las recomendaciones al respecto son la siguientes:

a) A pesar de no tener un valor calculado para el factor X, se recomienda que dicho factor sea mantenido como una variable o parámetro a determinar aunque para el primer período se establezca un valor de 1%, pues en el futuro es una variable que puede ser utilizada para realizar ciertos ajustes o correcciones ó en su caso incentivos a las empresas distribuidoras.

PQYPQRRi

n

i

n

i

nn

i

n

i

n

i

n

i

nIPC

111122101,01

IPCo

IPCnb

TCo

TCnaCDoCDn

***

122

b) Otro de los términos suprimidos en el borrador del Real Decreto, es el de ajustes por desvíos en las revisiones anteriores. No se sabe el objetivo de eliminarlo, pero para poder realizar ajustes en lo que se refiere a estimaciones de crecimiento del mercado, IPC, y otros factores imprevistos que pueden afectar la actividad de distribución pueden ser contemplados por dicho término.

Para el caso de los incentivos a la calidad, es algo que refuerza mucho la metodología propuesta en España. En la mayoría de casos donde se aplica regulación por incentivos, se ha tenido muchos problemas para ser integradas. En el caso de España se prevé su integración gracias a la utilización del Modelo de Red de Referencia.

Pero se debe tener mucho cuidado al establecer las fórmulas para los incentivos ya que al no estar acoplado el estudio tarifario con el establecimiento de los indicadores base, pueden existir ingresos extraordinarios por las empresas distribuidoras o falta de recursos para invertir en calidad.

Específicamente para el caso de España, y según el estudio hecho para una provincia, considerando los incentivos propuestos en el borrador de acuerdo, se beneficiarían a la empresa distribuidora de dicha provincia sin tener que hacer prácticamente nada para mejorar la calidad.

Para el caso de los incentivos de reducción de las pérdidas técnicas se recomienda tener en cuenta que por el incremento de la demanda, las pérdidas técnicas incrementan. Es decir el monto de costo de redes óptimas que se le asignaría a la distribuidora por incremento de la demanda no es suficiente para llevar las pérdidas al mismo nivel que se tenían antes. Por lo que es necesario tomar esto en cuenta al momento de fijar el incentivo a las empresas distribuidoras.

Finalmente, la herramienta del Modelo de Red de Referencia, es una herramienta fundamental en el desarrollo de la nueva metodología. Esta debe utilizarse inicialmente para establecer la base o el punto de partida de la situación actual y luego para dar las directrices o el rumbo de hacia donde se quiere orientar temas fundamentales en la distribución como lo son la eficiencia, pérdidas técnicas, calidad del servicio, etc.

No debe perderse de vista que a pesar de que el programa esta dotado de una cantidad considerables de parámetros que tratan de emular los criterios de un planificador, siempre esta sujeto a tomar hipótesis erróneas que pueden influir grandemente en los resultados.

6.3.2 El Salvador

Como un resumen de los aspectos tratados anteriormente y tomando como soporte el estudio realizado en España utilizando la Herramienta Regulatoria de la Red de Referencia presentado en el capítulo No. 5, se hacen las siguientes recomendaciones:

Cambiar el modelo de regulación por incentivos del tipo limitación de precios al de limitación de ingresos, observándose las siguientes ventajas: i) Permitiría controlar de mejor manera la proyección de ingresos en el periodo regulatorio; ii) Permitiría adecuarse de mejor manera a los planes de ahorro energético que el Gobierno de El Salvador quiere implementar; y iii) Esto no supondría mayor esfuerzo en el cálculo ya que en la metodología actual se calcula el ingreso total a retribuir.

Introducir incentivos a la disminución de pérdidas técnicas y mejoras en la calidad del suministro, usando la metodología de minimización de Coste Social Neto.

123

Introducir los factores de eficiencia y economía de escala a las fórmulas de actualización de la retribución.

Desarrollo por parte del Regulador de Herramientas Regulatorias como el Modelo de Red de referencia desarrollado en España. Con las que como pudo mostrarse en el capítulo No. 5, es posible establecer los parámetros y directrices necesarios para implementar los cambios propuestos anteriormente. Esto genera los siguientes beneficios para el regulador:

i) Disminuye la asimetría de información. ii) Permite establecer valores indicativos de pérdidas y calidad del Suministro sobre los que puede apoyarse para responder a posibles argumentos de parte de los distribuidores. iii) Al dotarse de herramientas como estas, el regulador puede en un proceso continuo afinar la metodología en cada revisión tarifaria. iv) Darle un seguimiento anual a la evolución de la calidad y los niveles de pérdidas y tomar acciones correctivas con mayor flexibilidad que si se espera a finalizar el período regulatorio. Esto no supone un cambio regulatorio que genere incertidumbre al distribuidor sino más bien evaluar por ejemplo la efectividad de las inversiones realizadas por el distribuidor en lo que respecta a la calidad; y v) Debido a que es un país pequeño, en donde la transmisión de electricidad es también como en la mayoría de países del mundo un monopolio natural regulado, permitiría analizar el sistema nacional en conjunto apoyando también al regulador en lo que concierne a la retribución de la transmisión. Además de realizar una coordinación y niveles de responsabilidad de la participación de ambos sistemas de red por ejemplo en la calidad del suministro.

Revisar el valor de la tasa de remuneración de capital. Utilizando para ello el sistema uniforme de cuentas, estados de resultados y toda la información financiera necesaria para realizar dicha revisión.

Adecuar la base retributiva al nivel de calidad de referencia. Siempre se asocia a la remuneración una red de referencia que cumpla con los indicadores de calidad establecidos por el regulador. Dicha condición considera que la remuneración es suficiente para que las distribuidoras lleguen a los niveles de calidad indicada sin más recursos que los aprobados en esta revisión.

Sin embargo, siempre quedan cabos sueltos en relación a este tema e incertidumbre en la metodología de cálculo de dicha remuneración. Luego de aprobados los cargos las distribuidoras presentan cuanto han invertido y los indicadores y estos siempre sostienen o argumentan que en lugar de que sean penalizados, dicho monto sea reinvertido en las redes, esto supone dos fallos:

a) Si ya se le reconocieron los recursos adecuados para que pueda llegar a los niveles de calidad exigidos, no puede seguir tolerándose este tipo de argumentos. b) Esto parece contradictorio ya que al permitírseles reinvertir lo que supuestamente era la penalización por no haber hecho los esfuerzos necesarios para mejorar la calidad, se les esta incentivando a tener indicadores que difieren mucho de los niveles exigidos ya que entre más alejados estén aparentemente más dinero tendría que “volvérseles a dar”.

124

El tema de la relación de la calidad y la remuneración no se puede ver como temas separados. De la revisión tarifaria se debería establecerse los niveles de calidad objetivos y estos deben estar acorde con los niveles de calidad actuales y agregar incentivos para llegar a los niveles objetivos.

6.4 Conclusiones

6.4.1 España

La metodología propuesta básicamente trata de mejorar los aspectos por los cuales la metodología actual fue ampliamente criticada, a continuación se trata de hacer un análisis crítico de los aspectos fundamentales tratados:

a. La utilización de un porcentaje de incremento de demanda global para todas las empresas distribuidoras: Esto trata de ser corregido utilizando una metodología que propone la realización de cálculos separados para cada empresa utilizando crecimientos de la actividad de distribución de cada una de las zonas servidas por el distribuidor. Además esto evitaría la utilización de los porcentajes de reparto usados actualmente.

b. Determinación de los montos de retribución de referencia ó puntos de partida del periodo regulatorio: A pesar de que se han propuesto tres alternativas para dicho cálculo por parte de la CNE, en el borrador de Real Decreto, se mantienen los valores establecidos en el Real Decreto 1634/2006, por medio del cual se establece la tarifa eléctrica para el año 2007, esto hace suponer que el Ministerio no pretende cambiar sustancialmente estos montos. Esto es razonable pues crearía una incertidumbre regulatoria a los distribuidores.

Otra razón podría ser que el cálculo de dichos valores de referencia utilizando las herramientas regulatorias, aún no están del todo operativas, y además llevaría un tiempo considerable realizar los cálculos, lo cual podría retrasar los planes de implementación de esta nueva metodología. Se prevé que para posteriores revisiones los cálculos de dichos valores de referencia serán el resultado de cálculos basados en las herramientas propuestas.

c. Utilización de las Herramientas regulatorias: Esto supone un gran avance en la disminución de la asimetría de información pues permite al regulador tener parámetros o límites de por donde va la tendencia de la actividad de distribución, o crear las sendas por donde quiere que la distribución en España vaya. Esto no significa que el regulador tiene que jugar el papel de planificador de las redes puesto que es el Distribuidor quien tiene tanto el personal como la experiencia necesaria para saber que hacer con sus redes.

Los beneficios por parte del regulador es que puede tener parámetros indicativos de hacia donde quiere llevar temas claves de la actividad de distribución, por ejemplo en el tema de calidad de servicio, pérdidas técnicas, eficiencia económica, etc., lo cual redundaría en un beneficio para todos los consumidores y el país en general.

d. Determinación de los incrementos de remuneración asociados al incremento en la actividad de distribución: Con la utilización de las nuevas herramientas regulatorias y el cálculo de costes por empresa, se puede enviar señales de eficiencia en cuanto a este tema. Reduciendo el posible riesgo por una parte de dar menor incremento de retribución que el que el distribuidor realmente necesita

125

para hacer frente a los crecimientos de demanda, y en el caso contrario se puede detectar más fácilmente si el distribuidor esta obteniendo beneficios extraordinarios en este tema.

e. Incentivos a la reducción de pérdidas: Esta parte de la metodología de la retribución es muy bien vista debido a que puede permitir obtener ganancias tanto al distribuidor como al consumidor, es decir se maximiza el beneficio social.

f. Incentivos a la mejora de la Calidad del Servicio: Este es uno de los principales avances de la metodología propuesta, en la cual contempla objetivos para mejora de la calidad, ya que este es uno de los puntos que se critica a los modelos regulación por incentivos, en la cual el distribuidor puede incrementar sus costos (mejorando sus beneficios) a costa de desmejorar la calidad de sus instalaciones.

Dichos incentivos deben ser tales que como se mencionó para la pérdidas permitan maximizar el beneficio social. Además este es un tema que esta bajo estudio en la mayoría de los países que han adoptado la regulación por incentivos ya que la determinación de tarifas tomando en cuenta los valores reales de calidad es muy difícil de determinar, y es un tema que hace más evidente el problema de la asimetría de información.

Tal y como se describió en el capítulo 5, los incentivos de mejora de la calidad, pueden establecerse utilizando la herramienta de Modelos de Red de Referencia, con los cuales se puede encontrar una curva que relacione los costes de distribución asociados a una mejora de la calidad, y valores de referencia o valores actuales de donde se parte en cada período regulatorio.

A continuación se hace un análisis de la fórmula propuesta en el borrador de Acuerdo que ha sido descrito en el capítulo No. 4:

I. La actual propuesta contempla la utilización de ponderación de la energía circulada en cada una de las zonas para obtener el índice de cumplimiento del objetivo de calidad del distribuidor i-ésimo durante el año n-1. Este término es muy importante, pero no se presenta mayor detalle de cómo fueron calculados dichos factores de ponderación.

II. Los valores de la retribución asociados a la mejora de la calidad deben estar acorde a la calidad registrada en ese momento en las redes. En el análisis realizado a la provincia mencionada en el capítulo No.4, los valores de NIEPI objetivo están por arriba de los valores registrados actualmente por el distribuidor. Esto supondría según la fórmula propuesta un incentivo a favor del distribuidor sin que el distribuidor tenga que hacer ninguna inversión.

La metodología propuesta en [RIVI00], se apega mucho a la utilización de los modelos de red de referencia. Esta tesis recomienda utilizar dicha metodología para la determinación del incentivo. A manera de ejemplo se han utilizado datos de la actividad de distribución de la provincia x para determinar los valores de incentivos que correspondería a dicha provincia utilizando la fórmula del borrador de Real Decreto y posteriormente se muestran los resultados que se obtendría aplicando la metodología de minimización del coste social neto.

La gráfica siguiente muestra los incentivos de calidad que se tendría para diferentes escenarios de variación de los índices de calidad según la fórmula propuesta en el borrador del Real Decreto.

126

Incentivos a la calidad según la fórmula del Real Decreto

-5.0

-3.0

-1.0

1.0

3.0

5.0

7.0

9.0

30% 55% 80% 105% 130% 155% 180%

% Variación de los inidicadores en las simulaciones

MM€

Qn-1

Gráfico No. 6.2 Incentivos a la calidad de la provincia X con la metodología propuesta en el Borrador de Real Decreto.

Como puede verse en la gráfica el incentivo es siempre positivo es decir que aunque la distribuidora desmejore la calidad se le daría un incentivo, esto tiene la explicación en el término de los índices de cumplimiento del objetivo de calidad en las zonas urbanas, semiurbanas, rural concentrado y rural disperso, asociados al NIEPI, debido a que están muy altos respecto a los valores objetivos. Esto da lugar a que prácticamente en cualquier escenario el valor de este índice de cumplimiento de la calidad sea siempre acotado por el valor máximo (3).

A continuación se trata de disminuir dicho efecto sin modificar los valores objetivos del NIEPI, haciendo para ello, un cambiando en los pesos del TIEPI y NIEPI de la fórmula, dando por ejemplo un peso de 0,9 al TIEPI y 0,1 al NIEPI, la gráfica que obtendríamos sería la siguiente:

Incentivos a la calidad según la fórmula del Real Decreto

-5.0

-3.0

-1.0

1.0

3.0

5.0

7.0

9.0

30% 55% 80% 105% 130% 155% 180%

% Variación de los inidicadores en las simulaciones

MM€

Qn-1 Mod

Qn-1 actual

Gráfico No. 6.3 Curvas de incentivos obtenidas con las fórmulas del Borrador de Acuerdo y fórmulas modificadas dando un peso al TIEPI de 0,9 y al NIEPI de 0,1.

Como puede verse el valor del NIEPI sigue afectando los resultados, a pesar de darle un peso del 10%, lo que significa que los valores objetivos de los reales son muy dispares, a continuación se simula el caso que el incentivo se de únicamente en función del TIEPI.

127

Incentivos a la calidad según la fórmula del Real Decreto

-5.0

-3.0

-1.0

1.0

3.0

5.0

7.0

9.0

30% 55% 80% 105% 130% 155% 180%

% Variación de los inidicadores en las simulaciones

MM€

Qn-1 Solo TIEPI

Qn-1 Borrador

Gráfico No. 6.4 Incentivo obtenido de las fórmulas del borrador del Real Decreto y utilizando únicamente los valores de TIEPI.

Como puede verse en la gráfica los incentivos logrados con el cambio propuesto se apegan a los objetivos buscados con los incentivos.

Aunque se insiste que para el cálculo del incentivo lo mejor es utilizar la metodología propuesta en [RIVI00], una comparación de las curvas del gráfico No.6.4 y las obtenidas con la metodología propuesta en esta tesis se presentan en el siguiente gráfico:

Incentivos a la calidad según la fórmula del Real Decreto y Minimización del Coste Social Neto.

-5.0

-3.0

-1.0

1.0

3.0

5.0

7.0

9.0

30% 55% 80% 105% 130% 155% 180%

% Variación de los inidicadores en las simulaciones

MM€

Qn-1 Solo TIEPI

Qn-1 Borrador

TIEPI Obj 1,5TIEPI Obj 2

TIEPI Obj 2.5

Gráfico No. 6.5 Comparación Incentivos a la Calidad según Borrador de Real Decreto y metodología de Minimización del Coste Social Neto.

En la gráfica se puede ver los beneficios de dicha metodología. Cabe mencionar que las gráficas de la metodología de Minimización del Coste Social Neto únicamente se han tomado en cuenta el TIEPI Semi Urbano.

g. Determinación del Nivel de Referencia de la Retribución de la Actividad de distribución y factor de eficiencia: Uno de los principales usos de la herramienta regulatoria de la Contabilidad Regulatoria es precisamente de lo que trata este literal, y si en un determinado caso el Ministerio fija administrativamente estos valores sin ninguna metodología de cálculo, el incentivo de las distribuidoras se vera disminuidos para poner a punto esta herramienta.

h. Participación Activa del Regulador: La participación del regulador en el proceso de cálculo en España es fundamental tanto en la realización de los cálculos como en la propuesta de la metodología que finalmente es aprobadas por el Ministerio, esto hace que este proceso complicado tenga retroalimentaciones, lo cual lleva consigo la mejora continua del proceso.

128

6.4.2 El Salvador

La metodología utilizada es un híbrido de otras metodologías desarrolladas en otros países de Sur América que van más adelante en temas de regulación del sector eléctrico como lo son Chile y Argentina. A continuación se trata de hacer un análisis crítico de los aspectos fundamentales tratados:

a. Determinación de los montos de retribución de referencia ó puntos de partida del periodo regulatorio: Debido a que la metodología usada en El Salvador se plantea como un borrón y cuenta nueva para cada período regulatorio, esto puede crear incertidumbre regulatoria para las empresas distribuidoras. Pero en la práctica siempre se toma en cuenta el valor calculado en el período anterior para fijar el monto del siguiente período.

Otro de los aspectos cuestionable en este punto es que se utiliza como base para los estudios las inversiones y gastos de la distribuidoras un año anterior al estudio. Lo cual puede llevar a que las distribuidoras realicen inversiones y gastos importantes en ese año a fin de que el la remuneración sea mayor que la que en realidad correspondería. Para evitar ese problema se considera necesario basarse en los datos de detalle del año base, así como también analizar los datos de todo el período regulatorio, con el fin de poder ajustar en cierta manera los valores del año base.

b. Actualización de los montos determinados en el año base: La metodología se basa en tomar una fotografía de los costes de distribución del año elegido como base. Dicho monto se actualiza únicamente por el índice de precios al consumidor, esto presenta los siguientes problemas:

I. La actualización no toma en cuenta ningún incentivo a mejora de la eficiencia en la actividad de distribución, típico de esquemas regulatorios del tipo regulación por incentivos.

II. El tipo de Regulación por incentivo del tipo limitación de precios, motiva a que las distribuidoras incentiven el incremento de consumos de energía eléctrica por parte de los usuarios. Ya que esto generaría mayores ingresos para el distribuidor. Esto va en contra de los planes de ahorro energético que el gobierno de El Salvador ha implementado.

III. Otro de los inconvenientes observados para la aplicación de la limitación de precios es que este determina un valor de $/kW, como resultado de la división del monto total a retribuir entre la capacidad total de transferencia (demanda máxima). Esto implica que si no se hace una revisión minuciosa de los ingresos obtenidos por las distribuidoras, éstas pueden obtener ingresos extraordinarios. Esto debido a que el cargo por uso de las redes aplicado a los usuarios de las tarifas medianas y grandes demandas, se aplica a la mayor de la demanda contratada o registrada por el usuario.

Se da el caso que muchos usuarios sobreestiman su demanda (por ejemplo con datos obtenidos de [SIGE05] la potencia facturada es un 15% mayor que la facturada para las tarifas de medianas y grandes demandas). Esto causa que la distribuidora recaude más ingresos que los costes reconocidos. En este sentido debido a que ya se ha calculado el monto global a remunerar a las empresas distribuidora sería fácil migrar de una limitación de precios a una limitación de ingresos.

c. Sistema Uniforme de Cuentas, Metodologías de Empresa Modelo y Sistemas eléctricos Representativos: Comparándose esta metodología con la de España, el equivalente de estas serían para el caso del Sistema Uniforme de Cuentas la

129

Contabilidad regulatoria con un grado menor de detalle. Para el caso de la empresa modelo y los sistemas eléctricos representativos el equivalente sería el modelo de red de referencia. Las herramientas utilizadas en El Salvador, tiene las siguientes desventajas:

I. Los análisis de redes se realizan según la información disponible para cada distribuidor. Se realizan análisis por separado para los diferentes niveles de tensión (Subtransmisión, Media tensión y baja tensión). Debido al desarrollo de herramientas GIS y programas de simulación de redes, la red de Subtransmisión y Media Tensión se simulan en su totalidad con la información proporcionada por los distribuidores. Pero, dicho análisis se realiza en forma separada, con lo cual se pierde detalle de mejoras en calidad por la posibilidad de mallado y otras características que pueden verse únicamente si se simulan las redes simultáneamente.

Para la red de baja tensión al igual que España no se tienen inventariadas las instalaciones. Por lo que para determinar el inmovilizado, las pérdidas y la calidad del suministro se ha optado por la utilización de los sistemas eléctricos representativos (SER). Dicho método es bastante subjetivo y puede llevar a errores grandes en caso de no disminuirse el problema de asimetría de información. Para la realización del análisis de la red sería de mucho beneficio utilizar el modelo de red de referencia en su modalidad Base Cero.

II. La metodología utilizada en El Salvador para la simulación de las redes únicamente toma en cuenta los requerimientos de inversión para satisfacer la demanda del año base. Pero en la realidad las inversiones son discretas y la planificación de las empresas se realiza para un horizonte de tiempo (generalmente de 3 a 5 años).

d. Determinación de los incrementos de remuneración asociados al incremento en la actividad de distribución: Debido a que la regulación aplicada es una regulación de precios los incrementos en la remuneración asociados al incremento de la actividad de distribución están implícitos con el incremento de demanda. Para el caso de El Salvador, dichos precios únicamente se actualizan año con año por el Índice de Precios al Consumidor.

No existe un incentivo a la eficiencia económica de las distribuidoras ni tampoco se toma en cuenta el factor de economía de escala (es decir que los costes no incrementan en la misma proporción que el incremento de la demanda).

e. Incentivos a la reducción de pérdidas: Existe en cierta manera un incentivo a la reducción de pérdidas. En la tarifa se considera un valor estándar de pérdidas reconocidas en la actividad de distribución. Si las pérdidas reales están por arriba de dichos valores las empresas tienen una penalización, pero si las pérdidas reales están por debajo obtienen una bonificación.

La metodología es simple y en realidad puede ser funcional, ya que pueden darse valores de referencia basados en el balance energético de las compras y ventas. Lo cual hace más sencillo su cálculo, el problema estriba en que únicamente se reconocen las pérdidas técnicas y en el balance se obtienen las pérdidas totales, pérdidas técnicas y no técnicas (llamadas también pérdidas administrativas) al no tener una separación de ellas, el límite de pérdidas técnicas termina siendo subjetivo.

130

f. Incentivos a la mejora de la Calidad del Servicio: Este es uno de los puntos débiles de la metodología empleada en El Salvador, por las siguientes razones:

I. Los montos calculados para la retribución están desacoplados de los indicadores de calidad exigidos a las distribuidoras. Esto supone innumerables discusiones entre el distribuidor y regulador, por una parte el distribuidor presenta los resultados de los indicadores argumentando que esta muy alejado de los límites establecidos. Por lo cual solicita que se le apruebe mayor inversión ó que se prorrogue la entrada en vigencia de las penalizaciones ó en otros casos que se establezcan valores menos restrictivos a la calidad.

Por otra parte y según los estudios realizados por parte del regulador (desarrollados por consultores) dichos índices ya han sido tomados en cuenta en el estudio tarifario. Pero como los estudios utilizan metodologías poco concluyentes, el regulador en la mayoría de los casos termina aceptando algunas de las peticiones del distribuidor. Esto debido a que no tiene bases sólidas para contrarrestar los argumentos de las distribuidoras. Un ejemplo de dicha discrepancia en los indicadores de calidad registrados se puede ver en la siguiente gráfica:

65.37

71.4379.97

47.4050.00

66.7763.46

61.64

31.68

68.08

64.11

92.65

58.89

49.13

60.06

0.00

15.00

30.00

45.00

60.00

75.00

90.00

105.00

2004 2005 2006

CAESS DELSUR CLESA EEO DEUSEM LIMITE

Gráfico No. 6.6 TTIK Rural 2006

A continuación se presentan los resultados obtenidos en la calidad del servicio para el año 2006.

FMIKurb(Int/Año)

FMIKrur(Int/Año)

TTIKurb(Hrs/Año)

TTIKrur(Hrs/Año)

Límite 8 14 14 30

CAESS Indicador 2006 9.41 23.17 15.15 65.37

% Alejamiento 17.6% 65.5% 8.2% 117.9%

DELSUR Indicador 2006 8.4 15.5 12.4 47.4

% Alejamiento 5.0% 10.7% -11.4% 58.0%

AES CLESA Indicador 2006 16.86 21.56 29.95 63.46

% Alejamiento 110.8% 54.0% 113.9% 111.5%

EEO Indicador 2006 19.7 37.25 17.25 68.08

% Alejamiento 146.3% 166.1% 23.2% 126.9%

DEUSEM Indicador 2006 11.22 20.21 19.41 58.89

% Alejamiento 40.3% 44.4% 38.6% 96.3%

Tabla No. 6.3 Niveles de cumplimiento obtenidos en el año 2006.

131

II. Una de las propuestas de esta tesis para la evaluación de la calidad es siguiendo la metodología de minimización del coste social neto, pero para ello es necesario que el regulador se dote de herramientas como los modelos de red de referencia. Por medio del cual se puede obtener una expresión que se relacione la cantidad de inversión asociada a una mejora de calidad.

g. Participación Activa del Regulador: La participación del regulador en el proceso de cálculo de la retribución en El Salvador, es más bien pasiva, acontinuación se hacen comentarios al respecto:

i) Los estudios tarifarios son desarrollados por consultores y la SIGET únicamente supervisa y facilita todo lo necesario para llevar a cabo el estudio. Debido a que la metodología de remuneración, únicamente da los lineamientos generales a seguir para la realización del estudio, cada consultor propone criterios de detalle de cómo realizar el estudio. En cierta manera a conveniencia de la experiencia o herramientas desarrolladas en otros estudios que ellos han ejecutado.

ii) La SIGET debería dotarse de herramientas que permitan en un proceso por fases llegar al grado de poder realizar por medios propios los estudios tarifarios. Esto sería de mucha ayuda no solo para el calculo tarifario sino también para llevar una supervisión minuciosa de por ejemplo los temas de incremento de actividad, calidad del suministro y pérdidas, lo cual podría realizarse anualmente.

iii) Que cada estudio tarifario sirva de retroalimentación para ir corrigiendo errores cometidos en estudios previos, es decir que se le de continuidad al proceso.

iv) Por último dotarse de herramientas de análisis también servirían para reducir la asimetría de información entre distribuidor y regulador.

h. Tasa de Remuneración: En El Salvador por Ley dicha tasa esta fijada en 10%, dicho valor debería obtenerse de un estudio actualizado, para evitar por una parte poner en riesgo la actividad de distribución y por otra parte dar ingresos extraordinarios a los distribuidores.

Finalmente no puede dejarse de lado la influencia política en el tema de la remuneración de las actividades del sector eléctrico y las tarifas eléctricas. Muchas veces el monto resultante del estudio termina siendo un parámetro de negociación en el mejor de los casos.

En el peor de los casos se establece un monto o una variación determinado antes del cálculo, por parte de la autoridad competente, es decir “fijando la tarifa no calculándola”. Esta situación se ha visto favorecida por la asimetría de información pues cuando la distribuidora hace alguna propuesta basada en ciertas hipótesis razonables al gobierno (quien es el que en la mayoría de casos tiene la última palabra), éste muchas veces tentado por la idea de “la distribuidora siempre incrementa los valores porque sabe que le voy a reducir” termina siendo una justificación para fijar la tarifa o montos a retribuir. Teniendo en mente que de todos modos no existen valores de referencia. Esta situación puede cambiar con la utilización de herramientas regulatorias del modelo de red de referencia que ha sido objeto de estudio en este trabajo.

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7. Conclusiones

En este capítulo se presentan las principales conclusiones del trabajo realizado.

a) En España las metodologías propuestas a la fecha, básicamente tratan de corregir los errores señalados por la aplicación de la metodología actual. Los aspectos más relevantes encontrados en las propuestas se presentan a continuación:

Realización de un estudio por empresa distribuidora considerando las particularidades de la zona de suministros y considerando la evolución del mercado de esa región especifica y no utilizar valores globales. Esto elimina la necesidad de utilizar los porcentajes de reparto, con los cuales se asignaba la parte de los ingresos totales del sistema a cada distribuidor.

Se plantean alternativas viables para realizar una depuración ó actualización de la remuneración base (remunerar los activos brutos, los activos netos o la base regulatoria de activos como el capital a remunerar).

Se propone una metodología para el cálculo del factor de eficiencia económica (término conocido como factor X). Para lo cual se plantea utilizar el método del TFP para determinar una eficiencia global y el DEA para una eficiencia individual)

El factor de evolución del mercado (factor de economía de escala) ha sido incluido en la fórmula como un parámetro independiente, utilizando para su cálculo el modelo de red de referencia en su modalidad incremental.

En cuanto a los incentivos a la mejora de calidad y reducción de pérdidas, se están considerando alternativas para determinar dichos incentivos utilizando para ello la herramienta regulatoria del Modelo de Red de Referencia.

Uno de los aspectos fundamentales en los que se basa la nueva metodología propuesta es la implementación de las herramientas regulatorias. El regulador con estas herramientas tendrá los siguientes beneficios: i) Una visión clara de la situación actual de la distribución. ii) Orientar mejor la medidas regulatorias en temas fundamentales como son: eficiencia en la gestión de las distribuidoras, inversiones óptimas, niveles de calida y pérdidas técnicas óptimas, etc. iii) Reduce las asimetría de información.

b) Las observaciones a la metodología de retribución en El Salvador son las siguientes:

La base de la remuneración (asset base, por el término en inglés), es obtenida por la aplicación de la metodología de Valor Nuevo de Reemplazo (VNR). Se utiliza como año base de estudio un año antes de la aprobación de los cargos. La aplicación del método consiste básicamente en tomar una fotografía de los costos de distribución en el año base y aplicarlo al período regulatorio. Esto puede generar incentivos perversos al distribuidor retrasando inversiones importantes para realizarlas en dicho año. Con lo cual sus ingresos en el período regulatorio se verían incrementados.

No existen incentivos a la mejora de eficiencia ya que la actualización de los precios establecidos únicamente se actualizan con el IPC. Tampoco se ha tomado en cuenta que el incremento de demanda no supone un incremento igual en los costes (factor de economía de escala).

133

La metodología del price cap aplicado tiene los siguientes problemas: i) No esta acorde con los programas de ahorro energético. ii) Debido al diseño tarifario las distribuidoras pueden obtener ingresos superiores a los determinados en la revisión tarifaria.

El nivel de remuneración no se corresponde con la calidad base. Los consultores que han realizado los estudios tarifarios siempre comentan en sus informes que la retribución calculada esta acorde con los niveles de calidad. Para el caso de los indicadores registrados actualmente (tabla No. 1.10 del capítulo No.1) se puede observar que estos están muy alejados de los indicadores base.

En este sentido es difícil que el regulador conozca si en realidad el monto de remuneración que se les reconoció fue acorde a la calidad esperada o si los distribuidores han sido ineficientes en las inversiones que han realizado.

El regulador tiene una actitud pasiva en el cálculo de las tarifas, únicamente supervisando el trabajo y siendo facilitador del mismo, esto tiene las siguientes desventajas:

i) Debido a que los lineamientos que da la metodología son generales, los aspectos de detalle que se utilizan están basados en la experiencia de los consultores contratados y herramientas empleadas en otros estudios. ii) La experiencia ganada en cada uno de los procesos de revisión se pierde en cierta manera ya que generalmente las licitaciones para la realización de los estudios no son ganados por las mismas empresas consultoras. iii) Siempre quedan algunos aspectos subjetivos, los cuales el regulador tiene que afrontar durante el período regulatorio, por ejemplo el tema de la calidad del servicio.

La tasa de remuneración de capital, esta determinada por Ley a un valor del 10%, posiblemente en la fecha que se estableció iba acorde con la situación económica, pero a la fecha se tiene que hacer un estudio para actualizar dicho valor. De tal forma de no estar proporcionando beneficios extraordinarios a la distribuidoras o por el contrario poniendo en riesgo financiero la actividad.

Según la regulación actual las pérdidas técnicas se deben actualizar con el IPC. Esta situación no parece tener ninguna relación con la naturaleza de la variación de costes de las pérdidas, pues la variación de éstas depende del coste de la energía.

c) La utilización de la herramienta del modelo de red de referencia en la metodología del cálculo de la retribución de El Salvador tendría los siguientes beneficios.

Disminuye la asimetría de información. Permite establecer valores base y objetivos de pérdidas y calidad del suministro. Puede permitir al regulador mejorar la metodología de cálculo en cada revisión

tarifaria. Permite dar seguimiento anual a la evolución de la calidad y los niveles de

pérdidas y tomar acciones correctivas con mayor flexibilidad. permitiría validar la eficiencia técnica de las inversiones realizadas por cada uno de

los distribuidores, así como también la estimación de las inversiones necesarias para atender el incremento previsto de actividad a lo largo del período regulatorio.

Permitiría analizar el sistema eléctrico nacional en conjunto (transporte y distribución) apoyando también al regulador en lo que concierne a la retribución de la transmisión. Además de realizar una coordinación y niveles de responsabilidad de la participación de ambos sistemas de red, por ejemplo en la calidad del suministro.

134

d) Del ejemplo práctico realizado y presentado en el capítulo 5 las conclusiones más importantes son las siguientes:

i) Para el caso de España se encontró un factor de economía de escala de 0,6. Es decir que si por ejemplo la demanda crece un 10%, los costos únicamente incrementarían un 6%.

ii) Existe la posibilidad de duplicar la remuneración asociada al crecimiento horizontal. Esto puede darse por ejemplo si en el cálculo del aumento de la remuneración debido a la evolución de la actividad se consideran los crecimientos horizontales, y por otra parte dicho costos de inversión son cobrados por los distribuidores a los nuevos usuarios cuando estos soliciten el suministro.

iii) Para el caso de la provincia bajo estudio, se encontró que la relación de la variación de las pérdidas de energía con la variación de la demanda tiene un factor con valor de 0,75. Es decir que si la demanda crece un 4%, las de pérdidas de energía crecerán un 3%

iv) Del análisis realizado a la provincia bajo estudio se observa que los indicadores de TIEPI medidos por las distribuidoras, tienen aproximadamente el mismo valor que los indicadores objetivos propuesto y esto a su vez corresponde al nivel de retribución calculado (ver gráfica 4.21). Lo que significa que la retribución de los costes de distribución están ajustados a los tiempos de interrupción exigidos.

v) La situación anterior no se cumple para el TIEPI, pues los indicadores objetivos están muy por arriba de los indicadores medidos por las empresas distribuidora y no se corresponden con el nivel de costes calculado en este estudio (ver gráfica 4.22). Esto supone un problema al momento de diseñar la fórmula para el incentivo. Debido a que dicha situación pueden dar beneficios a la distribuidora sin que ésta haya realizado ningún proyecto de inversión para mejorarlos.

vi) El Modelo de Red de Referencia Base Cero, a pesar de tener sus limitaciones en cuanto a que no considera la historia de las redes, es una herramienta valiosa, debido a que los resultados obtenidos depende únicamente de una fuente de información prácticamente poco manipulable y relativamente fácil de auditar.

vii) En la comparación de los resultados de las instalaciones declaradas por las empresas distribuidoras y el modelo de red de referencia base cero se encontraron diferencias sustanciales en lo que respecta a líneas y centros de transformación. Esto puede deberse a:

Para el caso del MRRSE se considera que las cargas están ya todas instaladas, pero en realidad las cargas fueron aumentando poco a poco y en forma desordenada esto puede causar que las líneas declaradas por los distribuidores sean mayores.

En dicha zona se ubican pequeños distribuidores que en algún tiempo pudieron competir en distribución duplicando instalaciones.

Aunque en menor medida la cantidad de líneas pudo haberse visto afectada por la metodología antigua de retribución. La cual pagaba costos de servicio a las instalaciones >36 kV., y remuneraba por energía circulada a las instalaciones < 36 kV.

Hubo migración de empresas que se ubicaban en el centro de la ciudad. Algunas de estas se trasladaron a las afueras creando la necesidad de más infraestructura eléctrica para proveer el suministro.

135

Errores en la predicción de la demanda, usuarios que tenían expectativas grandes de crecimiento y no las cubrieron, etc.

e) Finalmente no puede dejarse de lado la influencia política en el tema de la remuneración de las actividades del sector eléctrico y las tarifas eléctricas. Muchas veces el monto resultante del estudio termina siendo un parámetro de negociación.

En el peor de los casos se establece por parte de la autoridad competente un monto o una variación determinada antes del cálculo, es decir “fijando la tarifa no calculándola”.Esta situación se ha visto favorecida por la asimetría de información, pues cuando la distribuidora hace alguna propuesta basada en ciertas hipótesis razonables al gobierno (quien es el que en la mayoría de casos tiene la última palabra), éste muchas veces tentado por la idea de “la distribuidora siempre incrementa los valores porque sabe que le voy a reducir” termina siendo una justificación para fijar la tarifa o montos a retribuir. Teniendo en mente que de todos modos no existen valores de referencia obtenidos de una metodología detallada.

Esta situación puede cambiar con la utilización de herramientas regulatorias como el modelo de red de referencia que ha sido objeto de estudio en este trabajo.

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Bibliografía

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