• 2.2 – Lineamientos metodológicos para el calculo del CPD

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    Las revisiones tarifarias y la estimación de los Costos Propios de Distribución: El caso de la industria eléctrica


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    Las revisiones tarifarias y la estimación de los Costos Propios de Distribución: El caso de la industria eléctrica

    2.1. consideraciones preliminares




        1. - Los procesos productivos en el ámbito de los mercados de distribución de electricidad

    La actividad de distribución de electricidad se compone en esencia de dos tipos de procesos productivos: el servicio de distribución propiamente dicho, vinculado con la gestión de la red (operación, mantenimiento y expansión) y el servicio de comercialización de la energía, que tiene que ver con las operaciones de compra de la energía y su reventa a los clientes. Las actividades de administración, vinculadas con la estructura general de la unidad empresaria constituyen servicios comunes a ambos procesos.


    El marco regulatorio eléctrico vigente en el ámbito nacional establece el principio de libre acceso de terceros a las redes de distribución de modo tal que ciertos clientes (grandes usuarios), ubicados dentro del área de concesión del distribuidor, puedan elegir libremente el abastecimiento de su demanda, pagando el peaje correspondiente por el uso de las redes de distribución.
    Esto implica indirectamente la separación entre los servicios de distribución propiamente dichos de aquellos que se vinculan con la comercialización y, por tanto, la necesidad de estimación separada de los costos asignables a cada proceso, incluyendo la parte correspondiente de los costos indirectos de administración.
    Por otra parte, al interior del proceso de distribución propiamente dicho, los servicios prestados a los clientes suponen un uso diferencial de las instalaciones, de acuerdo con las características de su vinculación al sistema de la red (AT, MT, BT urbana, BT rural).



        1. - Tipo de rendimientos y eficiencia productiva en la expansión de los mercados de distribución

    El enfoque metodológico a utilizar para la estimación de los costos económicos en el ámbito de la distribución debe tomar en cuenta el tipo de rendimientos de largo plazo que presentan las funciones de costo correspondientes a cada proceso (servicio de redes, comercialización, administración). Para ello es necesario considerar las características previsibles de la expansión de los correspondientes mercados.
    Generalmente el crecimiento del mercado que suponga una mayor densidad de la demanda dentro del área urbana dará lugar a la existencia de rendimientos crecientes a escala, mientas que la expansión hacia las zonas suburbana y rural suele caracterizarse por rendimientos decrecientes.
    Estas consideraciones sobre el tipo de rendimientos a escala son especialmente importantes por lo que se refiere a la expansión de las instalaciones vinculadas con el proceso de distribución propiamente dicho (servicios de red). En ese plano, los rendimientos afectan tanto a los requerimientos de inversión como a los recursos relacionados con la operación de las redes y a su mantenimiento.
    La elección de los conceptos de costo utilizados para estimar el Costo Propio de Distribución (CPD) (incorrectamente llamado Valor Agregado de Distribución (VAD)) tendrá impactos claramente diferenciales sobre los actores involucrados (Empresa Concesionaria, Clientes), según sea el tipo de rendimientos predominantes en el mercado de distribución considerado. En el siguiente gráfico se muestran las características de las funciones de costo y los criterios utilizados para la estimación del CPD para la componente de los servicios de red), atendiendo al tipo de rendimientos.
    Los criterios más utilizados en la práctica para estimar los costos económicos de largo plazo de los servicios de red (componente del CPD) son el Costo Incremental Promedio de Largo Plazo (CIPLP) y el Valor a Nuevo de Reposición (VNR). El criterio del VNR equivale a considerar un punto sobre la curva de CMeLP y suponer a la ordenada correspondiente constante para todo el horizonte considerado (período tarifario). En cambio, el criterio del CIPLP consiste en tomar un valor promedio de los incrementos discretos de costo expresados en términos unitarios.
    En la parte (a) del gráfico se representa la situación donde predominan los rendimientos crecientes a escala y se consideran dos niveles de demanda (punto t y t+n) .79 Tal como puede apreciarse, en este caso, el uso del criterio del VNR (ordenada A en t) implicaría otorgar a la empresa concesionaria un excedente unitario creciente a lo largo del horizonte considerado. Obsérvese por el contrario que la utilización del criterio del CIPLP, en presencia de rendimientos crecientes (ordenada correspondiente al punto B), implica para la concesionaria déficits financieros unitarios equivalentes a las diferencias entre las ordenadas de la curvas del CMeLP en el intervalo (t , t+n) y las correspondientes a segmento BC; es decir que el uso de este último criterios haría necesario un ajuste atendiendo a la necesidad de lograr la viabilidad financiera de la empresa concesionaria.


    Costos


    (a) (b)


    Costos





    CMgLP

    A


    CMeLP



    CMeLP
    D E

    B C



    CMgLP
    F

    Análogamente, en el caso de rendimientos decrecientes a escala (parte (b) del gráfico), el uso del criterio del VNR daría lugar a déficit financieros crecientes para la empresa, mientras que el empleo del CIPLP conduciría a excedentes supernormales para la misma.


    Si los rendimientos a escala fuesen aproximadamente constantes, los dos criterios conducirían a resultados cercanos o equivalentes.
    En consecuencia, en situaciones concretas, es importante realizar la estimación de los costos de largo plazo en base a ambos criterios a fin de comparar sus resultados y, en función de dicha comparación, tomar una decisión desde la perspectiva del Ente de Regulación, ya sea optando por un criterio u otro (con los ajuste que pudieran corresponder), o alguna combinación de ambos. Por ejemplo, los segmentos de color rojo constituirían una aproximación constante al CMeLP, dentro del intervalo de demanda considerado.
    Por lo que se refiere a los costos de comercialización y de administración puede esperarse que, en términos generales, estén caracterizados por rendimientos crecientes a escala, al menos dentro de ciertos rangos de amplitud de mercado. Por supuesto, los niveles unitarios (por MW o por cliente) de este tipo de costos están también fuertemente influidos por la estructura del mercado en términos del tipo de clientes y el grado de su dispersión espacial. En consecuencia, la consideración de los niveles típicos o estándar por comparación debe tomar especialmente en cuenta parámetros tales como amplitud absoluta del mercado, demanda o consumo medio por cliente, grado de densidad de la demanda (en función del área de concesión), además de la estructura del mercado por tipo de clientes.
    La necesidad de basar el cálculo de los costos en condiciones de eficiencia productiva supone, en el caso del proceso de distribución propiamente dicho, definir con claridad el concepto de “red adaptada” y valores estándar para las componentes de sistema de red y para las operaciones de operación y mantenimiento. Para los procesos vinculados a los servicios de comercialización y administración, las consideraciones de eficiencia productiva requiere de precisiones acerca del tipo de los estándares de referencia a utilizar.
    El concepto de red adaptada plantea serias dificultades para su definición aceptable y operativa. Esto se debe, por una parte, a las características de naturaleza evolutiva del sistema que conforman las redes de distribución cuyas decisiones de expansión sucesiva debieron y deben enfrentar necesariamente condiciones de incertidumbre en cuanto a la evolución del mercado y de su estructura espacial.
    Por otra parte, los problemas para definir aceptablemente el concepto de red adaptada resultan de la necesidad de tomar simultáneamente en consideración aspectos de carácter físico y económico. En el plano económico, la indivisibilidad de las inversiones y las economías de escala que suele caracterizar al equipamiento, hacen necesario tomar en cuenta horizontes de tiempo que pueden exceder el período considerado para el análisis o la estimación de los costos. En lo que se refiere a los aspectos físicos resulta ineludible la referencia a las condiciones de calidad de servicio y a otras cuestiones técnicas vinculadas a la topología de las redes de distribución.
    De cualquier modo, formulando escenarios para hacer la prospectiva de la demanda y optimizando el correspondiente plan de equipamiento sobre un horizonte significativamente más amplio que el período de cinco años fijado para la revisión tarifaria, es posible encontrar una aproximación aceptable para estimar los costos que integran el CPD, a través del criterio del CIPLP, en condiciones de eficiencia productiva.
    Las dificultades que se presentan para discernir el grado de adaptación que presenta el equipamiento ya existente al momento de la revisión tarifaria son mucho mayores. Esto significa que, al menos en lo que se refiere a los costos del proceso vinculado a los servicios de red, resulta más complejo determinar las condiciones de eficiencia productiva. Esto afecta al uso e interpretación de los resultados de la aplicación del criterio del VNR. Este hecho debe ser tomado en cuenta al tomar la decisión acerca la elección de las estimaciones del VAD que se utilizaran para la regulación tarifaria.


    2.2 – Lineamientos metodológicos para el calculo del CPD

    Tomando en cuenta las consideraciones conceptuales planteadas previamente, se presentan continuación el enfoque y los principales lineamientos metodológicos propuestos para el cálculo del CPD, atendiendo a los requerimientos indicativos planteados dentro de los términos de referencia y de acuerdo con la legislación pertinente.

    2.2.1- Cálculo de los costos de inversión vinculados con la capacidad de las redes de distribución
    Tal como se ha expresado, la estimación de los costos de capital o inversión correspondiente al sistema de redes puede efectuarse alterativamente en función de los criterios del CIPLP y del VNR. Teniendo en cuenta las consecuencias apuntadas en los que respecta a utilización de uno u otro criterio para el cálculo de esta componente del CPD y atendiendo a las dificultades para discernir con claridad el tipo de rendimientos presentes, se propone calcular estos costos en base a ambos criterios, para poder decidir luego la opción a utilizar para la determinación de los costos a incorporar en el CPD reconocido dentro del ingreso tarifario. Tanto el CIPLP como el VNR serán calculados para los tres niveles de tensión (AT, MT, BT).
    a - Cálculo del VNR
    El cálculo del VNR implica la necesidad de contar con un inventario de las instalaciones por tipo de equipamiento por nivel de tensión y, de ser posible, por área espacial de demanda (urbana, rural) , al momento de la iniciación de las tareas de estimación de costos planteadas en esta propuesta. Sea entonces Kijh la cantidad total del equipamiento de tipo i (líneas, equipos de transformación) expresada en las unidades propias, correspondiente al nivel de tensión j (AT, MT, BT) en el área h (urbana, rural).
    Utilizando valores unitarios estándar para los equipamientos de cada tipo (de acuerdo con el valor a nuevo indicado en catálogos), sea ij se procederá a valorizar a nuevo el total de las instalaciones existentes, por tipo de equipamiento, nivel de tensión y, de ser posible, por área (VTKijh):
    (1) VTKijh = Kijh * ij

    Atendiendo al valor teórico de vida útil propio de cada tipo de equipamiento (Ni) y utilizando una tasa de descuento razonable, de acuerdo con la legislación vigente (r), se procederá a calcular las anualidades correspondientes a cada tipo de equipamiento (AKijh):


    (2) AKijh = VTKijh* fNi
    donde fNi es el correspondiente factor de recuperación de capital.
    De este modo se podrán obtener los agregados de las anualidades de capital correspondientes a cada nivel de tensión y, de ser posible, por área (ATKjh):
    (3) ATKjh =i AKijh

    Para realizar el cálculo también se requerirá de la información referida a la potencia entregada a clientes o a la salida de etapa siguiente de transformación, por nivel de tensión y área, sea MWjh. En base a dicha información se procederá a calcular el VNR (unitario) para cada nivel de tensión y área (VNRjh):




    1. VNR ATh = ATK ATh / MW ATh




    1. VNR MTh = ATK MTh / MW MTh + VNR ATh * (1-PMT)-1




    1. VNR BTh = (ATK BTh / MW BTh) * + VNR MTh * (1-PBT)-1+

    + VNR ATh *(1-PMT)-1 * (1-PBT)-1
    Las expresiones (5) y (6) traducen la cascada de costos para los niveles de MT y BT, agregando a los costos anualizados propios del equipamiento correspondiente a cada nivel, tomando en cuenta las pérdidas respectivas, los costos incurridos en la etapa(s) anterior(es) multiplicados por los factores de pérdidas. Puesto que se pretende que el cálculo de los VNRjh se aproximen a las condiciones de eficiencia productiva, en este caso habría que considerar niveles estándar para los porcentajes de perdidas en cada nivel de tensión80. Esos niveles estándar pueden ser determinados en base a valores de referencia correspondientes a otros mercados de características semejantes.

    b – Cálculo del CIPLP


    De acuerdo con la prospectiva de demanda (realizada de acuerdo con los lineamentos metodológicos planteados) y en función del programa óptimo de inversiones (basado en el procedimiento descripto previamente), se determinarán la infraestructura incluida en el plan de expansión óptimo, fechada en función del año para el que está prevista la inversión y desagregada por tipo de equipamiento, nivel de tensión y área (urbana, rural).
    De este modo, si se designa con VTKijht a la inversión correspondiente al equipamiento adicional de tipo i, a ser instalado en el nivel de tensión j para el área h en el año t, valorizada en términos estándar81, y con MWjht al incremento de demanda correlativo a esa nueva capacidad (a nivel de cliente o a la salida de la etapa siguiente de transformación), por nivel de tensión y área, previsto para el año t, los Costos Incrementales de Largo Plazo correspondientes a la parte de capital, por nivel de tensión y área (CIPLPKjh) serán calculados por medio de las siguientes expresiones:
    (7) CIPLPKATh = [ t (iVTKiATht * fNi) * (1+r)-t] / [ t MWATht * (1+r)-t]

    (8) CIPLPKMTh = [ t (iVTKiMTht * fNi) * (1+r)-t] / [ t MWMTht * (1+r)-t] + +CIPLPKAth *(1-PMT)-1


    (9) CIPLPKBTh = [ t (iVTKiBTht * fNi) * (1+r)-t] / [ t MWBTht * (1+r)-t] + +CIPLPKMTh * (1-PBT)-1 + CIPLPKATh } * (1-PBT)-1*(1-PMT)-1

    Donde los todos símbolos tienen el sentido ya definido y las expresiones


    [ t (iVTKijht * fNi) * (1+r)-t] / [ t MWjht * (1+r)-t] j = AT, MT, BT
    corresponden al costo incremental promedio de inversión apropiada a cada nivel de tensión. El cálculo de los CIPLPKih correspondientes a cada nivel de tensión y área se realizará utilizando un esquema semejante de cascada de costos que el indicado para el cálculo de los correspondientes VNR, de acuerdo con las expresiones (7) a (9).

    2.2.2 – Estimación de los costos de operación y mantenimiento


    Para la estimación de los costos de operación y mantenimiento (OyM) suele utilizarse dos tipos de enfoque. Uno de ellos, frecuentemente empleado en la práctica consiste en estimar los OYMij, vinculado con el tipo equipamiento i para el nivel de tensión j, sobre base anual, como un porcentaje ( ij ) de la inversión correspondiente a ese tipo de equipamiento en cada nivel de tensión. Existen valores estándar de los ij para realizar dichas estimaciones. Esos porcentajes, aplicados al monto de la inversión, constituyen una anualidad que incluye la remuneración normal del capital de trabajo que implican las erogaciones vinculadas a la operación y mantenimiento.
    Otro enfoque, que se propone analizar, consiste en tomar valores unitarios de referencia correspondientes a los parámetros del modelo de referencia eficiente (tomando el cuidado de incluir en los mismos la remuneración normal del capital), de acuerdo a los procedimientos indicados en una sección anterior de estas notas.
    De acuerdo con el primero de los enfoque planteados, el cálculo del valor unitario del OyMj, sobre base anual y correspondiente a cada nivel de tensión, (sea OyMuj) se obtendrá de acuerdo con la siguientes expresiones:

    i) Criterio VNR


    (10) OyMuAT = (i VTKiAT * iAT ) / MW AT
    (11) OyMuMT =[ (i VTKiMT * iMT ) / MW MT + OyMuAT ] * (1+PMT)
    (12) OyMuBT = [ (i VTKiBT * iBT ) / MW BT + OyMuMT ] * (1+PBT) + OyMuAT * (1+PMT) * (1+PBT)

    ii) Criterio CIPLP

    (13) OyMuAT = [ t (iVTKiATt *iAT) * (1+r)-t] / [ t MWATt * (1+r)-t]
    (14) OyMuMT = { [ t (iVTKiMTt *iMT) * (1+r)-t] / [ t MWMTt * (1+r)-t] + OyMuAT } * (1+PMT)
    (15) OyMuBT = { [ t (iVTKiBTt *iMT) * (1+r)-t] / [ t MWBTt * (1+r)-t] + + OyMuMT } * (1+PBT) + OyMuAT * (1+PMT) * (1+PBT)

    En el caso del segundo enfoque planteado para el cálculo de los OyM, el costo unitario resultará en cada caso tomando directamente los valores de referencia considerados.


    2.2.3 - Cálculo de los costos de capacidad y su apropiación
    Sobre la base de los costos de capital y de OyM pueden calcularse los costos de capacidad vinculados al proceso de distribución propiamente dicho (servicios de red).
    Así por ejemplo, en el caso de la MT, tales costos de capacidad resultarán de las expresiones siguientes:



    1. Criterio VNR

    (16) VNRCMTh= [ ATK MTh + (i VTKiMT * iMT ) ] / MW Mth + (VNR ATh + OyMuAT)*(1+PMT)


    donde VNRCMTh expresa simboliza el costo de capacidad para media tensión para el área h, basado en el criterio del VNR.

    ii) Criterio CIPLP

    (17)CIPLPCMTh= { [ t [ iVTKiMTt *( fNi + iMT) ]*(1+r)-t] / [ t MWMTt*(1+r)-t]+ (CIPLPKATh +OyMuAT) } * (1+PMT)

    donde CIPLPCMTh representa el costo de capacidad anualizado para la media tensión en el área h, calculado en base al criterio del costo incremental promedio de largo plazo.


    Puesto que los costos de capacidad están vinculados con la potencia, la asignación de esos costos a cada categoría o grupos de usuarios se realizará en función de la demanda de potencia de los mismos.
    En las categorías que prevén medición de la demanda de potencia, la asignación resulta en forma directa con la misma. Para las categorías tarifarias que no supongan medición de potencia (esencialmente Uso Residencial y Uso General) se utilizará la información derivada de la prospectiva de demanda en lo que se refiere a la caracterización de las curvas de carga de dichas categorías.
    Sobre la base de dicha información se determinará la demanda máxima de potencia típica por usuario, correspondiente a cada categoría tarifaria y, con este último dato, se realizará la correspondiente apropiación de los costos de capacidad.

    2.2.4 – Estimación de los costos de comercialización


    Los costos de comercialización incurridos por la empresa distribuidora se incluyen por una parte los costos vinculados con la compra y por otra, los relacionados con la venta y la atención a los clientes. Estos últimos (venta y atención a clientes), que representan una porción superior al 95% del costo total de comercialización, corresponden esencialmente a la medición, facturación, cobranza y atención de los reclamos de los clientes.
    De este modo, la componente del costo de comercialización está estrechamente vinculada con el número de clientes.82 Es por ello que en el análisis y determinación de los parámetros de referencia relevantes, se incluyó el cociente entre el costo total de comercialización CTCM y el número de clientes (USU).

    Puesto que normalmente el indicador S = (CTCM / USU) es calculado de modo tal que la variable CTCM no es estrictamente un costo económico ya que no incluye la remuneración del capital de trabajo que implican las correspondientes erogaciones y cargos, al cargo unitario anual que resulte por este concepto habrá que ajustarlo para incluir dicha remuneración.


    A partir del cociente S podría calcularse el costo unitario de comercialización, en términos de energía (MWh), a partir de la siguiente identidad:
    (18) CUCM = CTCM / MWh = (CTCM / USU) * [ 1 / (MWh / USU) ]
    donde CUCM representa el costo unitario de comercialización (sin tomar aun en cuenta la remuneración del capital).
    A partir de esa identidad se desprende con claridad que el costo unitario de comercialización, expresado en términos de energía, es función del número de clientes y del consumo medio por usuario.
    En consecuencia, para calcular la componente del CPD correspondiente al costo de comercialización se propone el siguiente procedimiento:
    a) Determinación del indicador S pertinente

    En principio, la búsqueda de condiciones de eficiencia recomendarían utilizar como indicador pertinente (Sp), para el cálculo de los costos de comercialización, el que resulta de la expresión (19).




    1. Sp = mín {Se, Sr}

    Donde Se es el valor del mencionado indicador correspondiente a la empresa distribuidora y Sr el respectivo del modelo de referencia eficiente, determinado de acuerdo con la metodología indicada en una sección anterior de esta propuesta.


    Sin embargo, en el caso en que Sr fuera menor que Se, podrían existir razones ligadas a las características específicas del mercado específico que justifique cierto ajuste hacia arriba del valor de Sr, tomado como referencia. En tal caso, se explicitarán los factores que determinan la necesidad de tales ajustes, así como los procedimientos utilizados para estimarlos.
    En cualquier caso, se designará a continuación con Spa al coeficiente CTCM/USU pertinente ajustado, admitiendo la posibilidad de que el ajuste sea nulo.


    1. Determinación del valor medio del costo económico unitario de comercialización

    Tomando en cuenta que a partir de la prospectiva de demanda puede obtenerse la información referida a la evolución prevista de la demanda media por cliente referida al conjunto del mercado, es posible obtener un valor promedio para dicho indicador, considerando el intervalo de tiempo correspondiente al próximo período tarifario. Entonces si se simboliza con DMU a ese promedio, el valor medio para el costo unitario de comercialización se determinará utilizando la siguiente expresión:


    (19) CUCM = Spa / DMU
    En consecuencia, el costo económico unitario de comercialización (CEUCM), con base anual, se obtendrá de acuerdo con:


    1. CEUCM = CUCM * (1+ r)

    donde r es la tasa normal de remuneración del capital.


    c) Determinación del costo unitario de comercialización correspondiente a cada nivel de tensión y/o categoría tarifaria
    Tal como se ha expresado, el valor del costo económico unitario de comercialización calculado de acuerdo con (20) constituye un nivel medio para el conjunto del mercado, compatible con el VAD unitario total.
    Sin embargo, ese costo unitario de comercialización puede ser diferente según el nivel de tensión y/o categoría tarifaria. De hecho, la comercialización de los usuarios que se vinculan en alta o en media tensión requiere de medición de potencia y de una facturación más compleja. Incluso en baja tensión existen categorías tarifarias que suponen también medición de potencia.
    En términos estrictos, en tales casos se deberá tener un Spa superior al promedio. Pero, la demanda media por cliente también será muy superior al promedio del conjunto del mercado. En consecuencia, el apartamiento de CUCN correspondiente será el resultado del apartamiento de ambos factores.
    En el caso en que se pueda disponer de información de referencia para definir valores específicos del indicador Spa, se procederá a calcular CUCN propios de cada nivel de tensión y/o categorías tarifarias. En caso contrario se utilizará el promedio indicado en (19) de modo uniforme.
    2.2.5 – Costos indirectos de administración y estructura general
    La infraestructura de capital físico y las erogaciones vinculadas a los servicios de administración y estructura general de la empresa de distribución dan lugar a costos indirectos asignables a todos los procesos productivos (servicios de red y comercialización, a diferentes niveles de tensión y área).
    Para estimar un cargo anual unitario a estos servicios indirectos se propone la utilización del parámetro o indicados de referencia, calculado de acuerdo con los procedimientos especificados en un sección anterior de estas notas, consultando al mismo tiempo la información histórica pertinente del mercado de distribución considerado.


    1. Cálculo del costo económico unitario para los servicio de administración y estructura general

    Designando con CTEG a los costos totales de administración y estructura general (con base anual y sin la inclusión de la remuneración del capital), el indicador relevante puede definirse del siguiente modo:


    (21) EG = CTEG / MWh
    Sean entonces EGr y Ege los valores del indicador (21) correspondientes respectivamente al modelo de referencia eficiente y a la información histórica de la empresa distribuidora. Los pasos para el cálculo del indicador pertinente serán entonces semejante a lo indicados en la sección anterior punto b).
    En consecuencia, llamando con EGpa al indicador pertinente ajustado, el costo económico unitario de administración y estructura general (CEUEG) se obtendrá del siguiente modo:


    1. CEUEG = Egpa *(1+r)

    siendo r la tasa normal de remuneración del capital.





    1. Apropiación de los costos económicos de administración y estructura general

    Para la apropiación del costo económico unitario de administración y estructura general a los diferentes niveles de tensión (j) y área (h), se propone utilizar la proporción de costos directos (de servicios de red y comercialización). Es decir que, designando con jh al porcentaje de participación del nivel de tensión j (j = AT, MT, BT) en área h (h = urbana, rural) respecto del total de los costos de red (de capital, operación y mantenimiento) y de comercialización, entonces al apropiación se realizará de acuerdo con la siguiente expresión:


    (23) CEUEGjh = jh * CEUEG j= AT, MT, BT h = urbana, rural

    2.2.6 – Cálculo del valor unitario del CPD


    De acuerdo con los procedimientos de cálculo propuestos para cada una de las componentes del VAD se tendrían dos estimaciones del valor unitario del mismo:
    i) Criterio del VNR

    (24) VADUVNR(jh) = VNRCjh + (CEUCMj + CEUEGjh) * Fjh


    donde Fjh = (Energía(jh) / fcjh *8760) y fcjh es el factor de carga correspondiente al nivel de tensión j en el área h



    1. Criterio del CIPLP



    1. VADUCIPLP (jh) = CIPLPCjh + (CEUCMj + CEUEGjh) * Fjh


      1. Costos Propios de Distribución y Cuadro Tarifario

    Las expresiones alternativas (24) y (25), u otra que se considere eventualmente en función de posibles variantes adicionales para el cálculo del costo de capacidad, constituirá la base para definir el nivel del valor agregado de distribución medio (definido en términos de potencia) correspondiente a cada nivel de tensión y área, calculado en condiciones de eficiencia productiva y acorde a la calidad de servicio estipulada. (contenido en el ingreso tarifario -price cap-).83


    La determinación del CPD pertinente para definir el ingreso tarifario (price cap), del cual es componente, supone un análisis de las mencionadas alternativas que habrá de conducir a una elección debidamente fundada entre las alternativas mencionadas en el párrafo anterior.
    2.3.1 – Apropiación del CPD por categoría tarifaria
    La apropiación de los CPD, correspondientes a cada nivel de tensión y área, a las categorías tarifarias o grupos de usuarios, se realizará tomando en cuenta las clases y modalidades de demanda.
    Como principios metodológicos generales para realizar dicha apropiación puede mencionarse lo siguiente:


    • Ya se ha descripto en una sección anterior de esta propuesta el procedimiento para la apropiación de los costos de capacidad (vinculados al servicio de la red).

    • Los costos de comercialización se apropiarán recuperando su expresión unitaria en términos de usuario en función de las expresiones (19) y (20).

    • Los costos de administración y estructura general se traducirá en un cargo uniforme para cada categoría tarifaria, atendiendo al consumo medio de energía de cada categoría tarifaria o grupo de usuarios y el uso de la expresión (23).

    .




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