Revisión de metodologías de tarificación y modelos de remuneración en sistemas de transmisión de energía eléctrica

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(1)UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERIA DEPARTAMENTO DE ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA MAESTRÍA EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. REVISIÓN DE METODOLOGÍAS DE TARIFICACIÓN Y MODELOS DE REMUNERACIÓN EN SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA. VICTORIA EUGENIA DONADO HOYOS Para optar el título de Magíster en Ingeniería Eléctrica. Director :. Ing. Hernando Durán. Bogotá 2003.

(2) A mis padres,. 2.

(3) AGRADECIMIENTOS. Al centro de Microelectrónica de la Universidad de los Andes, Profesor Antonio García Rozo.. Especiales agradecimientos a los Profesores Hernando Durán y Angela Cadena por la paciencia y apoyo.. Finalmente agradezco el apoyo brindado por mi familia y mis amigos en el transcurso de estos semestres.. 3.

(4) TABLA DE CONTENIDO Título Resumen 0. Introducción 1. Descripción del Sistema de Transmisión 1.1 Aspectos técnicos 1.1.2 Topología de Redes 1.1.3 Control pérdidas 1.2 Características del Negocio 1.2.1 Planificación de la Red 1.2.2 Aspectos Económicos del Negocio 1.2.3 Esquemas Institucionales 1.3 Conclusiones 2. Tarificación en los Sistemas de Transmisión 2.1 Tarificación de Transacciones Wheeling 2.1.1 Precio de Transmisión Resumido 2.1.1.1 Estampilla Postal 2.1.1.2 Método Camino Contratado 2.1.1.3 Metodología MW- Milla Distancia 2.1.1.4 Metodología MW- Milla flujo de Potencia 2.1.1.5 Costo incremental a Corto Plazo 2.1.1.6 Costo Incremental a Largo Plazo 2.1.1.7 Precio por Costo Marginal a Corto y Largo Plazo 2.2 Opciones Tarifarias 2.2.1 Seis Principios básicos enunciados 2.2.1.1 Eficiencia de la operación del mercado Eléctrico 2.2.1.2 Señal de localización 2.2.1.3 Señal de Inversión en el Sistema de Transmisión 2.2.1.4 Financiar Activos del sistema de transmisión Existente 2.2.1.5 Simplicidad y Transparencia 2.2.1.6 Implementabilidad 2.2.2 Precios horarios 2.2.3 Precios de Demanda Máxima. Pagina 7 8 9 9 9 10 10 11 16 18 31 32 33 33 34 34 35 35 36 36 36 39 39 40 41 41 42 42 42 43 45. 4.

(5) 2.2.4 Precios Monomios 2.2.5 Cargos Fijos 2.2.6 Precios por tipo de usuario 2.3 Tarificación en Transmisión con diferencia nodal 2.4 Tarificación en Transmisión sin diferencia nodal 2.5 Ejemplos de Cargos Nodales 2.5.1 Despacho nodo único 2.6 Conclusiones 3. Regulación del sistema de Transmisión Eléctrica 3.1 Monopolio 3.1.1 Historia 3.1.2 Teoría del Monopolio 3.1.3 Tipos de Monopolio 3.1.3.1 Monopolio Natural 3.1.3.2 Trusts 3.1.3.3 Carteles 3.1.3.4 Funciones 3.2 Regulación por Incentivo 3.2.1 Regulación por costo de servicio 3.2.2 Procesos de determinación del costo del Servicio 3.2.2.1 Depreciación e impuestos 3.3 Esquemas PBR 3.4 Price cap 3.5 Revenue Cap 3.5.1 Criterios de Exclusión 3.6 Regulación por Benchmarking 3.7 Regulación por Yardstick 3.8 Regulación por medio de Empresa Eficiente 3.9 Regulación por Negociación 3.10 Conclusiones 4. Remuneración y Tarificación de algunos Países 4.1 Alemania 4.2 Inglaterra 4.3 Noruega 4.4 Francia 4.5 Pakistan 4.6 Singapur. 45 46 47 47 48 49 49 50 52 52 52 54 55 55 56 56 56 59 61 61 63 65 66 67 68 69 69 70 70 70 72 73 74 74 75 75 75. 5.

(6) 4.7 Japón 4.8 Sudafrica 4.9 Argelia 4.10 Australia 4.11 Canadá 4.12 Estados Unidos 4.13 el Salvador 4.14 México 4.15 Brasil 4.16 Argentina 4.17 Chile 4.18 Bolivia 4.19 Perú 4.20 Inconvenientes de algunos países 5. Colombia 5.1 Transmisión 5.1.1 Cargos por Conexión 5.1.2 Cargos por Uso 5.2 Situación Regulatoria Actual 6. Conclusiones 7. Bibliografía 8. Anexos. 76 76 76 77 77 77 78 78 78 79 81 83 84 87 88 94 95 96 97 100 105 108. 6.

(7) RESUMEN Las regulaciones buscan crear incentivos de eficiencia económica y técnica en el uso de las redes y en la expansión de modo que el sistema de transmisión se desarrolle a mínimo costo con niveles adecuados de calidad de servicio y confiabilidad en el suministro de la electricidad. La tarificación del sistema de transmisión debe ser consistente con los objetivos del marco regulatorio y contribuir al cumplimiento de los requisitos enunciados y no discriminar entre los distintos agentes del mercado eléctrico. Debe entregar la estabilidad necesaria para que las inversiones que se hagan no tengan riesgos adicionales a los propios del negocio eléctrico, especialmente si se persigue el ingreso de capitales privados a la industria. Es así como surge la idea de revisar las diferentes metodologías y modelos aplicados en Colombia y en algunos países a la tarificación y remuneración del sistema de transmisión. Se destaca el hecho que mientras más largos sean los periodos de vigencia de las tarifas, mayores serán los incentivos que tiene la firma para minimizar sus costos. Este objetivo ha generado mucha discusión y se han planteado diversas soluciones a nivel teórico y práctico, algunas en vigencia como esquemas regulatorios en distintos países.. 7.

(8) 0. INTRODUCCION En el mundo, el sector eléctrico ha enfrentado grandes e importante cambios en estructura, lo cual ha permitido una creciente competencia en el sector y la posibilidad para los consumidores de escoger libremente su agente, buscando un óptimo en la calidad y en los precios de la energía eléctrica. Es así, como el sistema, dio origen a los negocios autónomos en la generación, transmisión, distribución y comercialización de la electricidad, estos agentes se relacionan entre sí a través de contratos comerciales. Los precios establecidos en la generación y comercialización están dados por mecanismos del mercado, por la bursatilidad, mientras que en las actividades de red, como la transmisión y distribución son de tipo monopólico y por lo tanto requieren de regulación. Teniendo en cuenta estas características del negocio, se estudia y se indica en que medida la regulación puede entregar incentivos de eficiencia que reflejen un comportamiento competitivo para un negocio de esta clase. Con la planificación y expansión de los sistemas de transmisión en el mercado competitivo, se incrementa un interés por la investigación de los sistemas de transmisión de energía eléctrica, buscando dar un adecuado uso a las líneas existentes, permitiendo a su vez un desarrollo a mínimo costo, basado en incentivos de eficiencia técnica y económica, donde se pueda llegar a evaluar niveles de continuidad y calidad del servicio.. Se realiza una revisión comparativa sobre el método de remuneración del sistema, como el modelo de tarificación aplicado en diversos países de acuerdo a los requerimientos de generadores y consumidores, basado en el acceso libre obteniendo un análisis y recomendaciones sobre la coordinación y control, del negocio, de la organización de la industria y de otros aspectos importantes para la planificación y expansión de las redes de transmisión. 8.

(9) 1. DESCRIPCION DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN En este capítulo se realiza la descripción técnica y económica del negocio de transmisión como punto de partida para el análisis que se hará en el desarrollo del documento. 1.1 ASPECTOS TÉCNICOS 1.1.1. La red de Transmisión de Energía Eléctrica. La red de transmisión tiene por objeto vincular eléctricamente (Energía y Potencia) a los Generadores con los Distribuidores o Grandes Usuarios, y puntos de interconexión con los Sistemas Eléctricos de países vecinos, utilizando instalaciones de propiedad de Transportistas u otros Agentes. Estas redes pueden ser aéreas o subterráneas, pudiéndose caracterizar según su nivel de tensión, de acuerdo a la diversidad de consumos y por la necesidad de optimizar las pérdidas en las líneas. a)Redes de baja tensión: Se emplean para abastecer consumos domiciliarios y la mayor parte de los industriales, utilizándose tensiones de línea menores a 1Kv (niveles de 110-220 V para consumo residencial y 500 a 600 v para consumos industriales de tamaño medio). b)Redes de media tensión: Comprendidos entre 1 y 100 kV se utiliza en redes de distribución urbanas, rurales y en redes de sub transmisión. c)Redes de alta tensión: Emplean tensiones mayores a 100 kV. 1.1.2. Topología de las redes y seguridad de servicios. Básicamente se pueden encontrar tres tipos diferentes de topologías: 1) Los sistemas radiales: son aquellos en que de una subestación sale uno o más alimentadores (feeders), cada uno de ellos puede ramificarse pero jamás vuelven a encontrar un punto común. Estos sistemas sencillos y fáciles de controlar y proteger son económicos pero no ofrecen confiabilidad y seguridad en el anillo. 9.

(10) 2) Sistemas en anillo: Los sistemas en anillo permiten mejores condiciones de seguridad de servicio al ser alimentados en paralelo desde varias fuentes a la vez mediante líneas continuas sin interrupciones, el número de anillos así formado es siempre reducido y cada uno puede contener derivaciones más o menos importantes y ramificadas mientras mayor sea el número de trozos en que pueda dividirse el anillo, mayor será la seguridad pero también el costo. 3) Sistemas enmallados: Son los sistemas en que todas las líneas forman anillos, obteniéndose una estructura similar a una malla, este sistema acepta sobrecargas permanentes, y presentan alta confiabilidad y continuidad en el suministro posible. Se caracterizan por su alto costo y complejidad en el manejo de protecciones. Indicadores de eficiencia Con los indicadores de eficiencia se busca obtener los términos óptimos de operación e inversión. Un par de indicadores claros de eficiencia en la gestión y tecnología son el número de clientes por tecnología y pérdidas porcentuales de energía. En el número de clientes por operario puede variar por las siguientes razones: I) Grado de tecnología de las instalaciones, capaces de desplazar parte de la mano de obra. II) Densidad del área teniéndose que invertir mayores recursos humanos en sectores más rurales en razón de mayores distancias III) sub-contratación de la mano de obra a terceros, en búsqueda de mayor eficiencia junto con variabilizar parte de los costos fijos. Las pérdidas porcentuales, pueden ser clasificadas en pérdidas técnicas y no técnicas, las primeras son las propias de la línea por la conducción de los flujos de potencia y energía, son producto de la tecnología usada en el sistema, las pérdidas no técnicas son las producidas por agentes externos a la red. 1.1.3. Control de pérdidas. a) Control pérdidas técnicas: para controlar esto, los agentes transportadores deben invertir por un lado en capacidad para evitar las sobrecargas en las líneas y transformadores y por otro lado en componentes tecnológicamente adecuados, estos. 10.

(11) componentes deben ofrecer mejor aislamiento, mayor vida útil y diseños que minimicen pérdidas por calentamiento. b) Control de las pérdidas no técnicas, estas se origina por consumos propios no facturados, consumos no medidos y facturados y los hurtos de energía eléctrica. El control de este tipo de pérdidas se puede mejora en la medida que se rediseñe las redes, como por ejemplo reduciendo la extensión de las redes de baja tensión o usar tecnologías que no permitan hurtos y debe existir un apoyo legal el cual debe promover políticas de conservación de la energía. 1.2 CARACTERISTICAS DEL NEGOCIO 1.2.1. Planificación de la red. Las actividades de red incluyen: La planificación de las inversiones, es el proceso por el que se determina la fecha de entrada del servicio, la ubicación, la capacidad y demás características de los nuevos activos de una red. La planificación del mantenimiento es el proceso por el que se determinan los periodos de tiempo en los que cada línea estará fuera de servicio para que se efectúen las reparaciones y tareas necesarias para mantenerlas en un adecuado funcionamiento. La operación de la red es el manejo de los flujos de energía en la red a partir de actuaciones directas sobre las instalaciones físicas de transporte, debiendo coordinarse con las actuaciones sobre las instalaciones físicas del transporte y sobre instalaciones de producción y consumo. Tanto la planificación de los esfuerzos de la red de transporte como los de mantenimiento tienen consecuencias sobre las actividades de coordinación que afectan el mercado eléctrico, por lo que debe garantizarse la independencia de la entidad responsable de su gestión. La regulación de las redes de energía eléctrica se puede reducir a tres aspectos principales acceso, inversiones y costos. a) ACCESO: En los sistemas regulados existe implícitamente acceso a la red de transporte para todos los agentes autorizados a participar en el mercado mayorista. La capacidad de la red impone una limitación física al acceso, y las potenciales. 11.

(12) situaciones de conflicto pueden regularse de diversas formas que están muy relacionadas con la responsabilidad sobre la planificación de las nuevas inversiones. b) INVERSIONES: El objetivo de la regulación aquí es conseguir una red de transporte adaptada a las solicitudes de generación y consumo con una fiabilidad para el suministro de electricidad adecuada y a un mínimo costo. El enfoque más habitual para la inversión, es el de la planificación centralizada, delegada por la administración a una entidad especializada, tradicionalmente la empresa verticalmente integrada. Realizando esta actividad sujeta a criterios prefijados de selección de las mejores alternativas y siempre contando con la autorización final administrativa para cada instalación. La retribución de la red es fijada por la entidad reguladora. El segundo enfoque consiste en responsabilizar totalmente al operador del sistema, sea transportista o no, por lo que este debe informar a los usuarios de la situación previsible de congestión de la red en sus distintos nodos de acceso, asegurarse que la red cumple con determinados estándares de diseño y servicio prefijados mediante regulación, encargarse de ampliar las instalaciones de red, siempre que sea necesario para responder a las solicitudes de acceso de forma que sigan cumpliendo los estándares de calidad. Un tercer enfoque consiste en dejar la iniciativa de reforzar la red a los usuarios de la misma, que puede sopesar la contribución que les corresponda en los costos de inversión sobre los beneficios. Por facilitar el acceso, eliminación de congestiones o reducción de pérdidas de cada posible refuerzo. El regulador evalúa la utilidad pública de los refuerzos propuestos y en los casos afirmativos organiza un concurso para la adjudicación de su construcción y mantenimiento, el sistema adjudicado es remunerado de acuerdo con los términos de la oferta y deja la operación de la instalación al operador del sistema.. 12.

(13) PRECIOS1: Como las actividades de red están reguladas, los precios que se apliquen por este concepto deben permitir cubrir los costos totales (criterio de equidad o viabilidad). Además, es fundamental que los agentes reciban señales económicas correctas (criterios de eficiencia2) correspondientes a su ubicación en la red en el corto plazo tomando en consideración las pérdidas y las posibles congestiones, así como en el largo plazo para promover una ubicación correcta de los futuros agentes generadores o consumidores, los cuales deben tener precios no discriminatorios.. c) COSTOS: Existen cuatro conceptos bajo el marco de costos para la red de transporte de electricidad: asignación de los costos de red, pérdidas, congestiones y servicios complementarios, los únicos costos relevantes de la red son los de inversión y los de mantenimiento, ninguno de los dos está relacionado en la práctica con el uso eléctrico de los activos de transmisión eléctrica, se asume que las pérdidas ocurren en la red pero realmente son costos de producción, así como los sobrecostos de reprogramación que pueden derivarse de la existencia de congestiones u otras restricciones asociadas al sistema.. La existencia de pérdidas y de congestiones en la red da lugar a señales económicas que pueden verse como modificaciones del precio del mercado en cada momento. Se aplican diferentes modelos y metodologías para realizar el cobro de estas modificaciones. 1.2.1.1. Asignación de los costos de red. El costo de capital de una empresa de transmisión equivale a la depreciación de sus instalaciones más los intereses que genera el capital invertido durante un año o un mes, estos intereses son por lo general más elevados que los intereses bancarios para compensar el efecto de riesgo de invertir en el negocio. 1 2. Pérez Arriaga fundamentos teóricos de la nueva Regulación. Ver capítulo 2.. 13.

(14) La tasa de costo de capital que demandan los inversionistas es igual a una tasa libre de riesgo, que puede ser por ejemplo el interés de un bono de tesorería del gobierno más una prima por riesgo, esta prima por riesgo es proporcional a la rentabilidad esperada de un portafolio de mercado diversificado menos la tasa de libre riesgo siendo factor de proporcionalidad un coeficiente beta, característico de cada empresa, este beta expresa la sensibilidad de la empresa ante los cambios del mercado. Las estadísticas de Betas, así como la rentabilidad de un portafolio no esta bien definidos o desarrollados por lo cual se toman modelos de otros países estimadas por una regresión lineal. Se debe tener cuidado al extrapolar los resultados de los betas, ya que dependiendo de la estructura institucional del mercado, estos valores varían. En Colombia, se usa la tasa del 10% para costo capital riesgo país. La tasa demandada por los inversionistas tiene relación a los activos de la empresa, sin embargo y en la mayoría de los casos estas empresas tiene financiados sus activos con deuda, una empresa que tenga mayor deuda con relación a sus activos tendrá un mayor riesgo financiero para sus inversionistas la rentabilidad aumenta en la medida que el valor del patrimonio disminuya. Para determinar el capital invertido existen diferentes técnicas para evaluar los bienes e instalaciones en servicio, estas técnicas son importantes a la hora de asignar tarifas. •. Costo histórico o valor amortizado: Es el valor efectivamente pagado por el transmisor por sus instalaciones y equipos, sustituyendo la depreciación acumulada, este método define un valor preciso, siempre existirá una diferencia entre empresas de transmisión de acuerdo a la antigüedad de sus instalaciones. Una regulación basada en un valor amortizado requiere analizar cada empresa y solo se preocupa de limitar los precios monopólicos y asegurar una determinada rentabilidad a las empresas. sin determinar una meta. eficiente que refleje una competencia, adicionalmente se requiere un análisis. 14.

(15) de las inversiones futuras de manera de incorporarlas explícitamente en las tarifas, asegurando en cierto modo que los inversionistas sean remunerados. •. Costo de sustitución o Valor de Reposición a Nuevo (VNR): Es el costo actual de adquisición de nuevas instalaciones que permitan ofrecer un servicio idéntico al proporcionado por las instalaciones existentes utilizando última tecnología y a mínimo costo, el VNR puede medir el costo eficiente y competitivo de una actividad monopólica a través de todos los insumos que se requieren para que dicha actividad se desarrolle, insumos que por sí se transan libremente en el mercado, no se debe interpretar como un modelo de gestión impuesto po1.1r el regulador sino como una estrategia óptima de gestión y diseño.. •. Costo de reposición: El costo de reposición representa lo que costaría construir las mismas instalaciones y equipos hoy, sin importar que los equipos estén obsoletos o no. En teoría, este costo es el costo histórico por la inflación en algunos casos con descuento por obsolencia. Una empresa regulada por este mecanismo no entrega mayores incentivos económicos.. •. “justo valor”: Se calcula como la media ponderada entre los costos históricos y de reposición.. 1.2.1.2. Costo por Pérdidas. Dado que el nivel de pérdidas técnicas aumenta conforme el voltaje disminuye, la mayor proporción de pérdidas en la cadena generador/cliente ocurre en la red, algo similar ocurre con las pérdidas negras. El costo de las pérdidas es equivalente a la energía y potencia comprada menos la potencia y energía vendida, se reconoce una parte con el animo de incentivar a los agentes a reducir el nivel de pérdidas, para ello se reconoce un nivel de pérdidas reconocido o permitido, correspondiente a un agente eficiente en su inversión y en el control de dichas pérdidas. Cabe señalar que el costo por estas pérdidas es cobrado al cliente final por la comercializadora, se realiza un incentivo al propietario de las redes para que sus 15.

(16) pérdidas reales tiendan a las pérdidas reconocidas, tal es el caso de Inglaterra, en circunstancia que la tarifa. sube, si el agente incurre en pérdidas menores a las. reconocidas y baja si las pérdidas son mayores a las permitidas, este excedente contribuye a un fondo para adquisición de equipos eficientes. Los factores de expansión de pérdidas utilizado en Chile, El salvador y Guatemala, multiplica el precio base de la energía y potencia cobrado a los clientes de tal forma de compensar las pérdidas reconocidas en las redes. 1.2.1.3. Costos de operación, administración y mantenimiento. Los costos operaciones comprenden las partidas de remuneraciones del personal técnico y administrativo, los arriendos de terrenos los cuales incluyen en forma implícita las propiedades inmuebles y los costos de mantenimiento de las líneas y transformadores, además se incluyen los consumos propios y los servicios externos que normalmente se subcontratan a terceros. Estos costos dependen del área típica que se este abasteciendo, los costos administrativos se evalúan. en función del número de ejecutivos, supervisores,. administrativos y demás operarios. 1.2.2. Aspectos económicos del negocio. En este ítem se presentan las características del negocio de transmisión a un nivel económico identificando las razones por las cuales se considera un monopolio y si existen ventajas comparativas entre distintas empresas en términos de productividad.. 1.2.2.1. Economías de Escala. Que es una economía de escala?3 Existen economías de escala si el costo medio de producir un bien o un servicio disminuye a medida 3. que aumenta el nivel de producción, mientras se dé esta. Notas de Clase, Ingeniería Económica Hernando Durán. 16.

(17) condición el costo de producir una unidad adicional del bien, denominado costo marginal, será necesariamente menor que el costo medio. Para caracterizar un negocio en cuanto si existe o no economías de escala se denomina factor de escala a la razón entre costo medio y costo marginal, si dicho factor es mayor que uno la industria posee economías de escala, en el caso que sea uno la industria posee retornos constantes a escala y finalmente para un factor menor que uno existe des-economías de escala. El factor de escala de un negocio se debe medir con los costos marginales y costos medios de largo plazo, la razón los costos a corto plazo dependen del instante de tiempo y a las estricciones de capacidad. Los factores de escala de un negocio se mide los costos medios totales en empresas del mismo negocio que tengan distintos volúmenes de producción y se comparan entre sí, además se pueden medir los negocios de una empresa dados sus distintos niveles de producción y tecnología, teniendo en cuenta que la tecnología juega un papel importante por que influye en el tiempo para mejorar la producción. Los costos medios se definen como la mensualidad o anualidad del capital más costos de operación, administración y mantenimiento mensuales o anuales de la red, si existen menores costos medios para mayores volúmenes de producción la industria presenta economías de escala y en consecuencia desde el punto de vista social el óptimo para un instante de tiempo es la existencia de una firma única que tenga una capacidad infinita. Existe la posibilidad que la industria tenga retornos constantes e incluso crecientes a escala, en este sentido el óptimo social sería abastecer la demanda ya sea con firmas de distintos tamaños o en extremo con pequeñas empresas de limitada capacidad (Ver capitulo 5, análisis para Colombia). 1.2.2.2. Subaditividad de costos. Una firma tiene una función de costos subaditiva si le cuesta menos producir los distintos niveles de producto en forma conjunta que hacerlo en forma separada en el. 17.

(18) caso de la transmisión bastaría con comprobar que transportar “q” unidades a un costo C(q) es más conveniente que dos o más empresa transporten un total de “q” unidades a un costo igual. a la suma de los costos de producción de cada. transportadora. 1.2.2.3 Productividad Se mide con la relación entre la cantidad producida y la cantidad de algún insumo necesario para producir dicha cantidad, este tema tiene importancia en el área de regulación desde el momento que una buena política tarifaría crea incentivos a la eficiencia, solo posibles de medirse a través de cambios en la productividad, además algunos esquemas regulatorios tratan de incluir índices propios de eficiencia y productividad en los precios de un servicio regulado, con el fin de traspasar las mejoras de eficiencia a los consumidores (ver capítulo 3 de este documento). 1.2.3 ESQUEMAS INSTITUCIONALES DEL SERVICIO DE TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD 4 La cadena de prestación del servicio de electricidad, como se ha mencionado, puede separarse al menos en cinco segmentos funcionales: generación, transmisión, subtransmisión, distribución y comercialización de electricidad. La organización de la industria eléctrica, así como el marco regulatorio que debe ser diseñado, dependen del esquema institucional que se adopte.. La mayoría de los países se encuentran en proceso de reestructuración de su industria eléctrica, buscando en todos los casos la introducción de competencia a nivel de generación, ya sea competencia por el mercado de generación, o competencia en el mercado de generación. Así mismo, un número representativo de países tienen como. 4. Tomado Regulación del transporte de electricidad Carmenza Chahín, 2002.. 18.

(19) objetivo la introducción de competencia al detal, restringiéndola a grandes consumidores en muchos casos, o extendiéndola a todos los usuarios en algunos casos. En términos generales, obviando el esquema de propiedad (público, privado o mixto), y sin considerar si la separación de los segmentos funcionales de la industria se produce mediante escisión, o por separación contable, a nivel internacional se presentan las siguientes variantes en la estructura organizacional:. G. T. ST. D. C. Figura 1.1 La Figura 1, corresponde a una organización de la industria eléctrica caracterizada por la existencia de empresas de servicios nacionales o regionales, integradas verticalmente. El contexto es monopólico tanto en el segmento de generación como en el segmento de comercialización. No se permite el acceso de terceros a las redes de transporte. El planeamiento de corto, mediano y largo plazo; técnico, operativo, económico y financiero se efectúa de manera integral. Así mismo, la remuneración de la empresa se establece para el negocio como un todo, sin discriminar ingresos por actividad. Entre los países representativos de este esquema organizacional se encuentran: Latvia, Serbia, Guyana, Paraguay, Hong Kong, Angola, Camerún y Mauritania.. G. T. ST. D. C. D. C. Figura 1.2a. G. T. ST. Figura 1.2b 19.

(20) La Figura 1.2, corresponde a una organización de la industria eléctrica que fue tradicional en la década del 80. Se trata de empresas de servicios desintegradas verticalmente, en dos segmentos integrados verticalmente. La empresa que desarrolla la actividad de generación tiene generalmente ámbito nacional, en tanto que en la(s) empresa(s) que desarrolla(n) la actividad de distribución, el ámbito de operación es regional o local. El contexto es monopólico tanto en el segmento de generación como en el segmento de comercialización. No se permite el acceso de terceros a las redes de transporte. El nivel de tensión que delimita las actividades de transmisión y distribución varía de un país a otro. El planeamiento de corto, mediano y largo plazo, técnico y operativo, se efectúa de manera coordinada entre los dos segmentos en que se desintegra la industria; el planeamiento de corto, mediano y largo plazo, económico y financiero se efectúa de manera independiente para cada segmento. La remuneración para los dos segmentos de la industria se establece de manera separada. Entre los países representativos de este esquema organizacional se encuentran: Lituania, República Checa, República Eslovaca, Rusia, Venezuela y Arabia Saudita.. G. T. ST. D. C. Figura 1.3a. G. T. ST. D. C. D. C. Figura 1.3b. G. T. ST Figura 1.3c. La Figura 1.3, corresponde a una organización de la industria eléctrica que se caracteriza por la introducción de competencia por el mercado de generación, más no, en el mercado de generación, de allí que en la práctica el contexto sectorial continúa. 20.

(21) siendo monopólico. El esquema conocido como el modelo de Comprador Único, o monopsonio, comenzó a utilizarse después de 1978, con la expedición del PURPA en Estados Unidos. La empresa de servicios de transmisión, integrada verticalmente con generación, mediante procesos de contratación competitivos permite la entrada de productores independientes de electricidad, IPP´s. Las modalidades de contratación típicas son los PPA´s (Power Purchase Agreement), o los BOT´s (Build, Operate and Transfer). En estricto sentido, no puede plantearse la existencia de libre acceso a las redes de transporte. El nivel de tensión que delimita las actividades de transmisión y distribución, en las Figuras 3b y 3c, varía de un país a otro. En el modelo de la Figura 1.3a, el planeamiento de corto, mediano y largo plazo; técnico, operativo, económico y financiero se efectúa de manera integral. Así mismo, la remuneración de la empresa se establece para el negocio como un todo, sin discriminar ingresos por actividad. En el modelo de las Figuras 1.3b y 1.3c, el planeamiento de corto, mediano y largo plazo, técnico y operativo, se efectúa de manera coordinada entre los dos segmentos en que se desintegra la industria; el planeamiento de corto, mediano y largo plazo, económico y financiero se efectúa de manera independiente para cada segmento. La remuneración para los dos segmentos de la industria se establece de manera separada. Entre los países representativos de este esquema organizacional se encuentran: México, Costa Rica, Corea del Sur, China (Algunas Provincias), Filipinas, Indonesia, Nepal, Sri Lanka, Tailandia, Argelia, Costa de Marfil, Egipto, Kenia, Malí, Marruecos, Nigeria, Senegal, Sudáfrica, Uganda e Israel.. G. T. ST. D. C. D. C. Figura 1.4a. G. T. ST Figura 1.4b. 21.

(22) La Figura 1.4, corresponde a una organización de la industria eléctrica que se caracteriza por la introducción de un mercado mayorista de electricidad. Se trata de empresas de servicios desintegradas verticalmente, en tres segmentos. Tanto en el segmento de generación, como en el de distribución, existe un número plural de compañías. Los generadores tienen acceso a la red de transmisión y venden su producción en bloque a las empresas de distribución. El nivel de tensión que delimita las actividades de transmisión y distribución varía de un país a otro. Las empresas de distribución adquieren su electricidad de los IPP´s, mediante diferentes modalidades contractuales (spot, bilaterales de mediano y largo plazo, PPA´s). Estas modalidades contractuales varían en términos y condiciones. El contexto sectorial es monopólico desde el punto de vista de los usuarios, ya que no se permite el acceso de terceros a la red de distribución. El planeamiento de corto, mediano y largo plazo, técnico y operativo, se efectúa por coordinación indirecta entre los tres segmentos en que se desintegra la industria; el planeamiento de corto, mediano y largo plazo, económico y financiero se efectúa de manera independiente. La remuneración para los tres segmentos de la industria se establece de manera separada. Entre los países representativos de este esquema organizacional se encuentran: Armenia, Bulgaria, Croacia, Estonia, Georgia, Hungría, Moldavia, Ucrania, Bangladesh, India (Algunos Estados), Malasia y Pakistán.. G. T. ST. D. C. D. C. Figura 1.5a. G. T. ST Figura 1.5b. 22.

(23) G. T. ST. D. C. Figura 1.5c La Figura 1.5, corresponde a una organización de la industria eléctrica que se caracteriza por la introducción de un mercado mayorista y un mercado minorista de electricidad. Se trata de empresas de servicios desintegradas verticalmente, en tres o cuatro segmentos. En el segmento de generación y en el segmento de distribución, existe un número plural de compañías. Los generadores y los comercializadores tienen acceso a las redes de transmisión y distribución y venden su producción en bloque o al detal. El nivel de tensión que delimita las actividades de transmisión y distribución varía de un país a otro. Los compradores de electricidad la adquieren de los vendedores mediante procesos de contratación competitivos. Las modalidades de contratación varían en términos y condiciones. El contexto sectorial es totalmente competitivo en el segmento de generación, mientras que en el segmento de comercialización, el contexto puede ser parcial o totalmente competitivo (con algunos usuarios cautivos, o sin usuarios cautivos, respectivamente). El planeamiento de corto, mediano y largo plazo, técnico y operativo, se efectúa por coordinación indirecta entre los tres o cuatro segmentos en que se desintegra la industria; el planeamiento de corto, mediano y largo plazo, económico y financiero se efectúa de manera independiente. La remuneración para los tres o cuatro segmentos de la industria se establece de manera separada. Entre los países representativos de este esquema organizacional se encuentran: Alemania, Austria, Bélgica, Dinamarca, España, Finlandia, Francia, Grecia, Holanda, Inglaterra y Gales, Irlanda, Italia, Luxemburgo, Noruega, Portugal, Suecia, Suiza, Turquía, Australia, Nueva Zelanda, Polonia, Rumania, Canadá (Alberta y Ontario), USA (Algunos Estados), Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Perú, Uruguay, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua, Panamá, República Dominicana, Japón, Kazajstán y Singapur.. 23.

(24) A mediados de los 90´s, el panorama de la industria eléctrica a nivel internacional era sustancialmente distinto. Con unas pocas excepciones, el ámbito sectorial era monopólico y prevalecía el esquema de propiedad estatal en las empresas de servicios de electricidad. En la actualidad, la situación de la industria se ha invertido, primando las condiciones competitivas en el mercado y esquemas de propiedad que varían entre privada y mixta. La re-configuración de la organización industrial, ha originado distintos niveles de desintegración vertical y horizontal del sector eléctrico. En lo que se refiere al segmento de transporte de electricidad, la tendencia es hacia la separación vertical de esta actividad, considerada como monopolio, independizándola bajo distintas modalidades, de las actividades competitivas (generación y comercialización). Así mismo, en lo referente a la desintegración horizontal, la tendencia es hacia la integración horizontal de la transmisión y la desintegración horizontal de la distribución. A continuación, se analizan los aspectos relevantes de la estructura horizontal y vertical del segmento de transporte, en la industria eléctrica: Estructura Vertical Como se mencionó, la separación de las actividades de transporte del resto de la cadena de prestación del servicio, es la norma en la mayoría de países. Sobre lo que no hay consenso es en la delimitación de los sub-segmentos del transporte eléctrico. Debido a que la separación funcional de la transmisión, sub-transmisión y distribución resulta dispendiosa y poco práctica en términos regulatorios, los países han optado por la fragmentación del transporte, basándose en los niveles de tensión operativos de la infraestructura de redes. El concepto de sub-transmisión ha desaparecido del entorno de la industria eléctrica y este sub-segmento termina fusionado, ya sea con el sub-segmento de transmisión o con el sub-segmento de distribución.. 24.

(25) Lo anterior no parece relevante en términos de la organización industrial del sector, sin embargo, el tema resulta importante en términos regulatorios si se tiene en cuenta que en muchos países, tanto la metodología de remuneración utilizada, como los estándares de calidad exigibles, difieren significativamente en los segmentos de transmisión y de distribución. De allí que la indiferencia planteada a nivel organizacional con respecto al tratamiento aplicable a la sub-transmisión, no sigue siendo válida desde el punto de vista regulatorio. Adicionalmente, a nivel de la operación jerárquica de los sistemas de transporte (planeamiento, supervisión, coordinación y control), la fusión del sub-segmento de sub-transmisión con el sub-segmento de distribución puede acarrear problemas relacionados con la seguridad, confiabilidad y calidad del suministro eléctrico, si al operador del sistema de transmisión se le restringe el ámbito de acción a la infraestructura asociada con este sub-segmento. En relación con el libre acceso por parte de terceros a las redes de transporte, se encuentran también diferencias entre países en los siguientes aspectos: •. Alcance del Acceso. En alcance del libre acceso presenta un rango relativamente. amplio en los distintos países: i) Acceso prohibido, cuando el entorno de la industria eléctrica es monopólico; ii) Acceso a las redes de transmisión, cuando se ha desarrollado un mercado mayorista; iii) Acceso total a las redes de transmisión y parcial a las redes de distribución, cuando se ha desarrollado un mercado mayorista y un mercado minorista limitado en el que existen algunos sectores de usuarios cautivos; o iv) Acceso total a las redes de transmisión y distribución, cuando se ha desarrollado un mercado mayorista y un mercado minorista pleno. •. Acceso No Discriminatorio a las Redes de Transmisión. Para garantizar que el libre. acceso por parte de terceros a las redes de transmisión, se realice de manera transparente, los países han optado por cuatro alternativas: i) Escisión de los activos de transmisión en una compañía separada y constitución de una entidad 25.

(26) independiente encargada de la operación del sistema de transmisión; ii) Escisión de los activos de transmisión en una compañía separada encargada de la operación del sistema; iii) Separación contable (o contabilidad separada) de las actividades de generación y transmisión y constitución de una entidad independiente encargada de la operación del sistema de transmisión; o iv) Separación contable (o contabilidad separada) de las actividades de generación y transmisión, asignándosele al transmisor la operación del sistema. •. Acceso No Discriminatorio a las Redes de Distribución. Para garantizar que el libre. acceso por parte de terceros a las redes de distribución, se realice de manera transparente, los países han optado por tres alternativas: i) Escisión de los activos de distribución. -. comercialización. en. una. compañía. separada,. segmentando. contablemente estas dos actividades; ii) Separación contable de las actividades que se realicen conjuntamente (generación, comercialización, transmisión y distribución comercialización); o iii) Separación de la actividad de comercialización en una compañía separada. En todos los casos la operación del sistema de distribución es efectuada por el distribuidor.. En casos muy particulares, en países que adoptaron el libre acceso a las redes de transporte por parte de terceros, no se efectúo una división explícita entre la transmisión, la sub-transmisión y la distribución. Ya sea por la fusión de los subsegmentos (Luxemburgo); a través de una sola empresa (Irlanda y Grecia), o a través de subsidiarias (Singapur), los activos de transporte permanecen en manos de un solo propietario. Irlanda, Grecia y Singapur optaron por establecer operadores independientes del sistema de transmisión, en tanto que Luxemburgo clasifica todas sus redes en el sistema de distribución. •. Regulación del Acceso. El acceso de terceros a las redes de transporte, supone la. aplicación de cargos gravosos a los solicitantes. Normalmente se diferencias los 26.

(27) cargos por concepto de conexión a la red, los cargos por el uso de la misma, y cargos adicionales por los servicios prestados por el operador del sistema, cuando es el caso. La regulación de los cargos correspondientes a nivel internacional, presenta dos variantes: i) En la gran mayoría de países los cargos los establece directamente la autoridad reguladora del sector, sea cual fuere su naturaleza; o ii) Los cargos se negocian libremente entre las partes (Alemania, Grecia y probablemente en Suiza. En este último caso, cuando el acceso sea solicitado por un extranjero).. Otro aspecto institucional del sector eléctrico que es necesario destacar, es la decisión que han tomado algunos países de integrar las funciones regulatorias de electricidad y gas en una sola entidad. Tal es el caso de Bélgica, España, Inglaterra y Gales, Italia, Bulgaria, Georgia, República Eslovaca, Colombia y Singapur. En el sector de gas, el alcance regulatorio de estas entidades se limita al componente de transporte de gas por ductos. La adopción de este esquema no es casual y responde a la necesaria coordinación en las señales económicas de la transmisión eléctrica y el transporte de gas. La utilización de este recurso como fuente energética primaria en la producción de energía, se ha incrementado notablemente en la última década. De allí que las decisiones de los agentes generadores, en lo referente a la conexión de sus plantas en un punto específico de la red de transmisión (conexión directa o indirecta), está influenciada por la señal que reciben de costos de transporte de gas vs costos de transmisión en el punto de acceso. Un objetivo regulatorio obvio, desde el punto de vista económico, es optimizar simultáneamente la expansión de las redes de transporte de gas y la expansión de las redes de transmisión. Lo anterior es posible, solamente en la medida en que sea una sola entidad, quien defina las metodologías de remuneración aplicables a cada una de estas actividades. En adición, la decisión de separar la cadena de prestación del servicio eléctrico, en varios segmentos, implica abandonar el esquema tradicional de planeación centralizada de la expansión del sector. La planeación de la expansión, efectuada de manera descentralizada y por unidades de negocio, aunada a la libertad de empresa 27.

(28) que caracteriza los ambientes competitivos, conlleva a que cada segmento de la cadena optimice su expansión de manera independiente. Necesariamente, la sumatoria de los óptimos individuales, resulta sub-óptima en términos integrales. Depende entonces de las señales regulatorias, minimizar las diferencias entre el plan de expansión óptimo y el subóptimo. En todo caso se espera que la introducción de mercado y las reducciones de costos que se han obtenido con los procesos de liberalización, atenúen los sobrecostos que lleguen a originarse en algunos segmentos de la cadena de prestación del servicio. Estructura Horizontal Hasta aquí se han descrito los aspectos relacionados con la organización de la industria eléctrica, en el contexto de la desintegración vertical de actividades. Queda por mencionar, las diferencias que se presentan a nivel internacional, en materia de integración horizontal del segmento de transporte. Obviando el esquema de propiedad (público, privado o mixto) y el tratamiento aplicado al sub-segmento de sub-transmisión, relevante únicamente en lo referente a la integración vertical de la industria, solo se presentan variantes entre países, en la existencia o no de un número plural de empresas en cada segmento.. En transmisión, el esquema dominante se caracteriza por la existencia de un único transmisor en el sector. No obstante, en algunos países existe un número plural de empresas que desarrollan esta actividad, o que son propietarias de activos de transmisión. Los esquemas de un solo transmisor, o varios transmisores, en ambientes monopólicos (Figuras 1.1, 1.2 y1.3), se diferencian únicamente en que, en el segundo caso, la multi-transmisión implica la descentralización de las funciones asociadas con la operación de la red. Cuando hay un número plural de transmisores, integrados verticalmente con el segmento de generación (con el que comparten intereses económicos), ningún agente voluntariamente cederá las funciones operativas en su. 28.

(29) sub-sistema. De allí surgieron en muchos países del mundo, los centros de despacho regionales, mejor conocidos genéricamente, como operadores independientes del sistema (ISO´s). Naturalmente, se requiere una coordinación importante entre los diferentes ISO´s. Cuando el ámbito sectorial es competitivo, resulta adecuada y pragmática la integración horizontal de la transmisión y por ende, la existencia de un único operador del sistema. Esta estructura no se opone a la multi-propiedad de la infraestructura de transmisión, siempre y cuando, los propietarios no tengan vínculos económicos con los segmentos competitivos de la industria y cedan la operación de sus redes a una única entidad. En los países donde la separación de esta actividad, se ha dado a través de la escisión efectiva del segmento (compañía independiente de propiedad estatal, o de propiedad de agentes sin vinculación económica con otros segmentos de la industria), no se ha cuestionado la integración horizontal de la transmisión, ni la existencia de un único operador del sistema. Sin embargo, cuando la introducción de reformas tienen que entrar a conciliar una serie de intereses en conflicto, dadas unas condiciones iniciales de la industria, se ha optado por un “second best” en materia de desintegración vertical, que impide la integración horizontal del segmento de transmisión. De la conciliación de intereses, surge la decisión de no obligar a las empresas a escindirse, ordenando a cambio una separación contable de actividades, o siendo más estrictos, ordenando el manejo de contabilidades separadas. De allí se originan dos estructuras organizacionales en el segmento de transmisión: i) múltiples transmisores, integrados verticalmente, de manera indirecta, con el segmento de generación, y un número igual o ligeramente inferior de ISO´s; o ii) múltiples transmisores, integrados verticalmente, de manera indirecta, con el segmento de generación, y un único operador independiente del sistema. De las dos opciones, la segunda tiene algunas ventajas sobre la primera, pero en ambas, la vinculación económica entre transmisor y generador, potencialmente, introduce distorsiones en el mercado “competitivo”. El alcance de estas distorsiones 29.

(30) depende del tamaño relativo del jugador que se encuentre en estas condiciones. Hay evidencias, en algunos mercados con estas características, de manipulación por parte de los agentes de la disponibilidad real de los activos de transmisión, con el objetivo de maximizar los beneficios de su negocio de producción (por ejemplo: originar restricciones artificiales en la red, para forzar dentro del despacho, por razones de seguridad, unidades de generación del mismo propietario; ocultar indisponibilidades de activos de generación que impliquen algún tipo de penalización o disminución de ingresos, etc). Estas distorsiones causan volatilidad en los precios del mercado. En síntesis, la existencia de un número plural de transmisores, en ámbitos competitivos, presenta desventajas y no hay razones teóricas para adoptarla. Esta situación, necesariamente, distorsiona las señales de precios en el mercado. Aquí, como en el caso de transmisión, una serie de factores exógenos lleva a la implantación de reestructuraciones sub-óptimas. Entre los factores que inciden en la concentración horizontal de este segmento se destacan: las condiciones iniciales de la industria; y en el caso de los países en los que medien procesos de privatización, la presión de los inversionistas para la venta en bloque de compañías.. Adicionalmente, cuando no solo hay competencia en el mercado mayorista, sino que también existe competencia al detal, el grado de contestabilidad de este mercado, es directamente proporcional al número de compañías distribuidoras que existan. Aún cuando, en algunos países se admite la entrada de traders y comercializadores puros en el mercado, estos últimos tienden a concentrarse en el descreme del mercado y rara vez tienen interés en servir a usuarios con demandas pequeñas. En cambio, si el número de distribuidores es numeroso y sus mercados naturales fuesen relativamente pequeños, si bien, su interés inicial también se concentraría en el descreme del mercado de otras empresas, en el largo plazo sus opciones reales de crecimiento dependerían de la gestión que realicen para servir a usuarios de menores consumos, por fuera de sus áreas de influencia. 30.

(31) 1.3 CONCLUSIONES Con la implementación del sistema de transmisión se busca el mejoramiento continuo en la confiabilidad, calidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica, además de obtención de menores requerimientos conjuntos de capacidad instalada, acceso a diversidad de recursos de Energía Eléctrica y sobre todo una viabilización de la libre competencia en el mercado de energía eléctrica en los sectores de generación y comercialización. El control de las pérdidas en las redes de transmisión juega un papel importante en la tarificación del sistema.. El negocio de la transmisión es un monopolio natural desde el momento que una sola empresa satisface el mercado a un costo unitario menor que con una configuración industrial de dos o más empresas en una misma área. En razón de esto el regulador debe limitar el poder monopólico, limitando los precios e introduciendo incentivos de eficiencia, permitiendo cierta flexibilidad a las empresas para realizar mejoras.. 31.

(32) 2. TARIFICACION EN LOS SISTEMAS DE TRANSMISION DE ENERGÍA ELECTRICA. Los precios de la energía eléctrica aplicados buscan retribuir los costos de todo el sistema, desde la generación hasta la comercialización, en este capitulo se establece algunos modelos de tarificación asignados por uso y derecho de conexión al sistema. La manera de determinar precios correctos en todas las etapas del sistema se basa en los siguientes principios: . Principio de eficiencia (Se busca estimular el mejor empleo posible de los recursos económicos de la sociedad, al mínimo costo).. . Principio de equidad (Los precios deben ser iguales para los usuarios que utilizan el sistema de forma semejante).. . Principio de equilibrio financiero (los precios deben ser capaces de cubrir los costos, debe permitir una rentabilidad razonable para el capital y garantizar la expansión del sistema).. . Principio de simplicidad (Deben ser lo más simple posible para que sean comprendidos por los consumidores).. . Principio de estabilidad (Los precios deben conservar su estructura de precios durante un tiempo razonable, evitando grandes fluctuaciones en periodos cortos).. Con estos principios se asignan algunas metodologías buscando trasladar los costos existentes y nuevos a cargos de transmisión. Es posible agrupar tres formas básicas de metodologías alternativas, para financiar un sistema de transmisión: •. Tarificación de Transacciones “Wheeling”. •. Tarificación a Costo Marginal de Corto Plazo. •. Tarificación a Costo Marginal de Largo Plazo. 32.

(33) 2.1 TARIFICACIÓN DE TRANSACCIONES “WHEELING” Se denomina “wheeling” al transporte bilateral de energía eléctrica desde una entidad vendedora a una compradora utilizando una red de transmisión perteneciente a un tercero. El peaje típicamente se basa en un precio unitario por kWh de energía o kW de potencia suministrada, considerando el costo total de capacidad de transmisión del sistema, más un posible término adicional de pérdidas. Este concepto fue originado en EE.UU, donde se aplica principalmente para asignar Valores correspondientes a la transmisión en empresas donde están integrados verticalmente los negocios de generación, transmisión y distribución. Se distinguen dos formas básicas para asignar el costo de transmisión a transacciones wheeling. Estas son: Rolled in allocation y Mega Watt Mile allocation. 2.1.1. PRECIO DE TRANSMISIÓN RESUMIDO: (ROLLED-IN)5. En este modelo el costo del Sistema de Transmisión, así como los nuevos costos de operación y expansión del sistema, sin reparar en sus causas, son resumidos para ser dividido entre los diversos usuarios del sistema de transmisión incluyendo usuarios no regulados. De acuerdo al uso del sistema en este modelo existen varias metodologías usadas para asignar las tarifas, son de dos tipos: la metodología por precio asignado y la metodología por costo incremental. •. En la metodología por precio asignado:. 2.1.1.1. Estampilla postal:. Este asigna los cargos por transmisión con base en la magnitud de la potencia transada, la magnitud de la potencia contratada para una transacción particular es usualmente medida en el tiempo de condición pico del sistema.. 5. Definiciones tomadas del artículo de Metodología de asignación de costos ;Omar Pinzón.. 33.

(34) Este método considera el sistema como un sistema integrado que opera en forma centralizada pero ignora el sistema de operación actual, envía señales económicas incorrectas a los usuarios del sistema de transmisión. Actualmente éste es el sistema que se utiliza en Perú, para distribuir los pagos complementarios que no son cubiertos por el ingreso marginal y la medida de utilización considerada es la potencia firme de cada generador 2.1.1.2. Método de camino contratado. Un camino definido entre los puntos de entrega y recepción, es seleccionado para una transacción de peajes, es señalado por la empresa electrificadora y el usuario del peaje. Esto se evalúa sin efectuar un estudio de flujo de potencia para identificar la factibilidad que esta actualmente involucrado en la transacción. La mayor parte de la potencia pactada puede fluir en el Sistema de Transmisión por fuera del camino pactado e inclusive en los sistemas de transmisión de compañías vecinas, requiriendo una actualización costosa en los sistemas de transmisión que no esta contemplado en el camino contratado, el precio de esta actualización no es incluido en los precios finales por lo cual una señal económica errónea será enviada a los usuarios del peaje. Esta metodología no toma en consideración las condiciones de operación del sistema. 34.

(35) 2.1.1.3. Metodología Mw-milla basado en la distancia. Esta asigna cargos en la transmisión rolled-in, o existentes en los usuarios de peajes con base en la magnitud de la potencia transada y la distancia entre los puntos de recepción y entrega de la potencia. La medida asignada es un producto de la magnitud de potencia MW y la distancia en millas. Esta metodología desprecia la operación del sistema actual, los usuarios de peajes tiene gran probabilidad de recibir y actuar bajo señales económicas incorrectas.. 2.1.1.4. Metodología Mw milla, basado en el flujo de potencia. Se asigna los cargos para cada servicio de transmisión a transacciones con base en su extensión de uso del servicio para dichas transacciones. La asignación de cargos es adicional a los servicios de transmisión para así evaluar el precio total del uso del sistema de transmisión, es llamado método “servicio por servicio”. •. En la metodología de costo incremental se debe considerar que son precios basados en los costos marginales, de acuerdo a la teoría marginalista, son precios eficientes desde un punto de vista socia. 35.

(36) 2.1.1.5. Costo incremental a corto plazo. Supone una evaluación y asignación de los costos operativos de cada transacción Puede ser estimado su utilizando un modelo de flujo de potencia óptimo, que contabiliza para todas las restricciones del sistema de transmisión incluyendo restricciones de operación (seguridad estática y dinámica) y restricciones de despacho en generación. El ingreso de esta metodología compensa los costos de operación incurridos por una transacción desanimando a las empresas a extender el sistema de transmisión. 2.1.1.6. Precio por costo incremental a largo plazo. Evalúa los costos de operación y ampliación necesarios para una transacción en transmisión, los costos de operación se calculan como costo promedio y la componente de costo de ampliación de la transacción puede ser evaluada con base en los cambios causados en planes de transmisión a largo plazo debido a transacción de transmisión. 2.1.1.7. Precio por costo marginal a corto plazo y largo plazo. La teoría marginalista en la actualidad es bastante difundida, por que busca desarrollar modelos con mayor precisión, incluyendo efectos de la capacidad de generación y perfeccionando la teoría de la tarificación basados en precios pico. Como se vio la teoría de costo marginal sugiere que un consumidor esta dispuesto a pagar por un bien el costo marginal de producirlo, vale decir que se asocia a el costo de oportunidad de los materiales y servicios incrementales que se utilizaron para producir dicho bien, si esto seda entonces existe una condición de equilibrio en el mercado y se maximiza los beneficios tanto del consumidor como del productor. Observando la figura 2.1, donde la demanda de un bien y esta· dada por la Curva Do y su oferta por la curva de costos marginales (O), se observa que al fijar el precio en Pî, mayor al costo marginal del bien, el ahorro de costos del productor por el hecho de producir menos unidades pero vendiéndolas a un precio mayor (Área AQ*Qî D). 36.

(37) no compensa la pérdida de los consumidores (Área AQ*QîE) quienes dejan de consumir Q* - Qî unidades, produciéndose una pérdida social equivalente al área EAD.. Figura 2.1 Alternativamente, si se fija el precio del bien en Pí, menor al costo marginal, el productor incurre en costos adicionales para producir Qí- Q* unidades que no compensan las ganancias de los consumidores quienes pueden optar a estas unidades por la baja de precio. De esta manera se produce una pérdida social equivalente al· área ACB. Los costos marginales de corto plazo son aquellos costos incrementales de producir una unidad adicional sin modificar la capacidad de la empresa. Por ejemplo, una distribuidora con suficiente margen operativo tiene un costo marginal de corto plazo por kW cercano a cero (El costo marginal es el costo de las pérdidas marginales por el hecho de producir un kW más). En otro caso, el costo marginal de abastecer un cliente adicional es igual al costo de realizar los empalmes e instalar un medidor. En generación, el costo marginal de corto plazo de energía refleja el costo variable de la última unidad operando en un despacho a mínimo costo y se calcula como el costo por kWh de energía adicional. En distribución y transmisión, los costos marginales de corto plazo se reflejan en las pérdidas de energía y potencia, y en los costos de congestión.. 37.

(38) En el largo plazo, todo es variable y se considera que la capacidad de un sistema puede aumentar o disminuir. En generación, el costo marginal de largo plazo se refleja por el costo adicional para proveer un kW con la unidad más económica capaz de abastecer el pico, y es igual al costo anual de capital y de operación dividido en su capacidad instalada. Otra alternativa para determinar el costo de capacidad en generación es la utilizada en Inglaterra y Gales, según la cual se determina un valor óptimo del LOLP (Loss of Load probability). suponiendo que en horas pico se. despachan las unidades de manera de minimizar la probabilidad de no abastecer la demanda. En el caso de los agentes de transmisión, el costo marginal de largo plazo refleja el costo de abastecer un cliente o un kW adicional a través de expandir la infraestructura. Para el caso de búsqueda de equilibrio en la capacidad de generación se podría decir que el análisis del costo marginal anterior donde se considera que la demanda no cambia y existen recursos ilimitados es un caso ideal, pero en la realidad la demanda no sólo cambia, sino que también se dispone de limitaciones en la capacidad, como es el caso en la producción y distribución de electricidad. En la figura 2.2 se puede apreciar que el costo marginal de corto plazo crece conforme la capacidad del sistema disminuye, cuando Q tiende a Qmáx. Si Q es igual a Qmáx, entonces se tiene una situación de adaptación del sistema, es decir, la demanda es igual a la oferta. En estas circunstancias, el costo marginal de corto plazo es igual al de largo plazo, ya que se entiende que para abastecer una unidad adicional de potencia, se debe invertir en infraestructura en el corto plazo.. 38.

(39) Figura 2.2 El cálculo de costos marginales de largo plazo se puede realizar a través de los Costos Incrementales de Largo Plazo (CILP). Este método supone un plan último de inversión a futuro en infraestructura y los incrementos actualizados de costos correspondientes. Sin embargo su valor depende del margen de capacidad actual de la firma y de los supuestos que se estimen convenientes para producir los aumentos de capacidad. Como alternativa al CILP, y considerando la figura 2.2, se puede estimar el costo marginal de largo plazo de un transmisor como su costo medio de largo plazo en situación de adaptación. Esto es válido si no hay economías de escala significativas en el sector, lo cual fue nombrado en el capitulo 1. 2.2 OPCIONES TARIFARIAS 2.2.1. Seis Principios Básicos Enunciados en Energy Modeling Forum of. Stanford University El esquema de tarificación genera los precios a los cuales se transan bienes y servicios. Se debe considerar que en una economía de mercado son los precios los que deben entregar una señal de costo relativo y de la valorización distinta que hace cada agente del mercado del bien o servicio en cuestión. De esta forma son los precios los que contribuyen a que se produzca una distribución óptima de bienes escasos. Por otra. 39.

(40) parte, los precios determinan cuantos recursos son transferidos entre los agentes cuando se produce una transacción. En este sentido se pueden definir los principios que deben tomarse en cuenta en el diseño de un esquema de precios para la transmisión de electricidad. El esquema de precios debe: •. Promover la eficiencia de la operación del mercado eléctrico en el corto plazo.. •. Dar una señal que identifique las ubicaciones más apropiada para realizar inversiones en generación y consumo.. •. Dar una señal sobre los requerimientos de inversión del sistema de transmisión.. •. Compensar a los dueños de los activos del sistema de transmisión existente.. •. Ser simple y transparentes. •. Ser políticamente implementable.. 2.2.1.1. Eficiencia de la Operación del Mercado Eléctrico. La eficiencia de la operación del mercado eléctrico en el corto plazo, se logra a través de un despacho económico que persiga la operación del sistema eléctrico a mínimo costo, generadores y consumos deben enfrentar el mismo precio en un nodo del sistema. Este despacho no sólo debe considerar los costos de los generadores, también debe considerar los costos marginales de la transmisión, incluyendo tanto las pérdidas del sistema como el costo de oportunidad de las restricciones de transmisión que presente el sistema. Cuando el sistema tiene grandes restricciones de transmisión se pueden producir problemas con los costos marginales, si en el despacho económico y en la determinación de estos costos se considera un modelo uninodal (ejemplo), dado que el despacho real diferirá del despacho programado. El ingreso requerido por las instalaciones, los costos de reposición, suelen ser mayores que el que resulta de la diferencia de precios marginales. Por otra parte, el método que compense lo que falta no debe arruinar la señal de costo marginal.. 40.

(41) 2.2.1.2. Señal de Localización. El esquema que se escoja para tarificar los servicios de transmisión debe asegurar que cuando se toman las decisiones de localización de generación y de consumo, se consideren los costos de transmisión y se incluyan al tomar la decisión. Si los costos marginales de corto plazo no incluyen los costos marginales de la transmisión, se puede utilizar otros mecanismos de precios que entreguen una señal de localización pero estas deberán minimizar su efecto sobre las decisiones de despacho del sistema para no disminuir la eficiencia de corto plazo del sistema. 2.2.1.3. Señal de Inversión en el Sistema de Transmisión. El precio debería entregar una señal respecto del momento óptimo para realizar una inversión. En el caso de la transmisión eléctrica si se considera que la elevación de los precios es una señal para decidir una inversión, puede llevar a que se produzcan problemas. No es posible hacer inversiones que aumenten la capacidad de un sistema en forma marginal, por lo general las inversiones en transmisión producen cambios significativos en los flujos y las diferencias de precios ex-ante de una inversión suelen atenuarse, con lo cual una inversión podría ser no rentable con los precios ex-post. Otro problema que se genera con la tarificación marginalista es que cuando hay líneas muy cargadas que causan restricciones y hay muchas pérdidas se produce un ingreso sobre normal del tramo sobrecargado. Los dueños de ellos tendrán incentivos “perversos” para no invertir, evitando que se optimice el sistema global. Si el ingreso total es regulado, el transmisor pierde el incentivo de dejar de invertir y así aumentar sus ingresos a costa de generar restricciones en el sistema de transmisión. 2.2.1.4. Financiar Activos del Sistema de Transmisión Existente. Al instaurar un esquema de precios en un sistema se debe velar por que las instalaciones ya existentes reciban la remuneración adecuada. Si esto no ocurre se puede interpretar como una mala señal para la inversión en nuevas instalaciones de. 41.

(42) transmisión. Por el contrario resulta un incentivo para la inversión en expansión y para la entrada de capitales privados a la industria de la transmisión eléctrica. 2.2.1.5. Simplicidad y Transparencia. El esquema de precios que se escoja debe ser comprensible por los usuarios de manera que éstos sepan cuanto están pagando exactamente por el servicio de transmisión eléctrica. El método de determinación de los precios debe ser conocido por todos los agentes del mercado. Tanto los datos como los procedimientos de cálculo deben estar disponibles para que sean ampliamente conocidos por los actores del mercado. 2.2.1.6. Implementabilidad. Al decir que un esquema debe ser políticamente implementable, se está considerando que la mayoría de las veces deben realizarse cambios en sistemas ya Establecidos y que existirán agentes del mercado que puedan verse perjudicados. Estos podrían tener el poder político suficiente para intervenir e impedir o demorar la Implementación de un nuevo esquema. Es por esto que las propuestas deben considerar muchas veces periodos de transición que permitan implementar cambios sin perjudicar los intereses de aquellos que ya participan en un sistema. En estos seis principios se resumen los objetivos de corto y largo plazo e implementación que debe perseguir la creación de un esquema de precios de transmisión. Además se debe incluir a los objetivos ya enunciados que el esquema de precios que se establezca, propicie las condiciones para que la operación del sistema tenga una seguridad adecuada y sea posible justificar y rentar inversiones destinadas a mantener niveles de seguridad aceptables. En general, si no se considera una forma De asegurar la seguridad global del sistema y el valor que asignan los diferentes usuarios es muy distinto, se presentarán problemas para realizar inversiones cuyo. 42.