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Propuesta de remuneración actividad de distribución de energía eléctrica Resolución CREG 179 de 2014
Marzo de 2015
Agenda
Tema Horario
1. Introducción 9:00 - 9:10
2. Remuneración inversiones 9:10 - 10:40
Refrigerio 10:40 - 11:00
3. Calidad del servicio 11:00 - 12:30
Almuerzo libre 12:30 - 14:00
4. Remuneración gastos 14:00 - 14:30 5. Pérdidas, reactiva, respaldo y cargos horarios 14:30 - 16:00
6. Preguntas 16:00 – 17:00
Antecedentes
Antecedentes
• Metodología actual: Resolución CREG 097 de 2008
• Bases nueva metodología: Resolución CREG 043 de 2013
• Estudios
- Metodologías remuneración, calidad del servicio, valoración de activos, energía reactiva, pérdidas, publicados en circulares CREG 034, 036, 038, 063 de 2014.
- Estudios calidad del servicio, AOM, planes de inversión.
• Taller presentación de estudios: 9 de septiembre de 2014
• Propósitos y lineamientos: Resolución CREG 079 de 2014.
• Resolución CREG 179 de 2014: Propuesta de remuneración
• Audiencias públicas: 16, 18 y 20 marzo 2015, Bogotá, Cali y Barranquilla
Objetivos de la propuesta
1. Incentivar la reposición de activos
2. Mejorar señales de calidad del servicio
3. Costos y gastos eficientes acordes con remuneración de inversiones
4. Facilitar la incorporación de inversiones en nuevas tecnologías
5. Permitir estabilidad en la base regulatoria de activos
6. Tarifas competitivas
7. Empresas sostenibles
Armonizar componentes de la remuneración para dar señales que permitan cumplir con los objetivos planteados
Remuneración de inversiones
Evolución inversiones
• Expansión moderada
• Bajos niveles de reposición
Reporte CREG - información de los OR - Artículo 18 CREG 097 de 2008, N2, N3 y N4 y N1 estimado Reporte SUI - información de los OR - Formato 18 Circular SSPD 8055 de 2010
Reposición promedio anual
Expansión promedio anual
3,6% Crecimiento promedio anual de las ventas
1,1%
1,3%
0,0%
0,5%
1,0%
1,5%
ReposiciónReporte CREG Reporte SUI
1,55% 1,53%
0,0%
0,5%
1,0%
1,5%
2,0%
ExpansiónReporte CREG Reporte SUI
Evolución inversiones
(1) Reporte CREG - información de los OR - Artículo 18 CREG 097 de 2008, N2, N3 y N4
Inversiones por categoría (1)
61%
16%
23% Nivel 2
Nivel 3
Nivel 4
Valor en libros y BRA reconocida(2)
55% Valor activos netos (información contable) respecto a BRA reconocida (cargo actual)
14.223
25.758
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
2012Activos netos BRA reconocida
(2) Información PUC – SUI 2012 y valor implícito en los cargos a Dic de 2007
Remuneración actual inversiones
Ingreso requerido
Inversiones
(recuperación capital +
rentabilidad)
Gastos AOM (eficientes)
Incentivos
VNR
• Activos nuevos (modelo entrante)
• Red eficiente • Valor a nuevo • Tasa y vida útil • AOM, calidad y
pérdidas red eficiente
Ingreso requerido Remuneración inversiones
Remuneración inversiones propuesta
Ingreso requerido
Inversiones
(recuperación capital +
rentabilidad)
Gastos AOM (eficientes)
Incentivos
VNR
• Activos nuevos (modelo entrante)
• Red eficiente • Valor a nuevo • Tasa y vida útil • AOM, calidad y
pérdidas red eficiente
CRD
• Activos existentes, más activos nuevos
• Inventario activos • Depreciación regulatoria • Tasa y vida útil • AOM, calidad y pérdidas
con señales eficiencia
Ingreso requerido Remuneración inversiones
Evolución regulación ingresos
Resolución 099/97 Resolución 082/02 Resolución 097/08
Reconocimiento
inversiones
Instrumento
regulatorioPrecio máximo
Ingreso máximo
Precio máximo
Ingreso máximo
Precio máximo
Remuneración VNR VNR VNR
EficienciaCriterios de eficiencia
técnica y económica
Criterios de eficiencia técnica
y económica
Criterios de eficiencia técnica
N1 (Decreto MME 387/07)
Tasa de retorno 9%Metodología WACC
14 - 16%
Metodología WACC
13 - 13,9%
Valoración activos
(Nivel 2, 3 y 4)
Inventario global
activos
Valoración con UC
Desagregación baja
Inventario detallado activos
Valoración con UC
Desagregación alta
Inventario detallado activos
Valoración con UC
Desagregación alta
Valoración activos
(Nivel 1)Muestra nacional
Muestra nacional (diferencia
red urbana y rural)
Muestra por operador de red,
OR
Gastos operativos % de BRA % de BRA
Con base en AOM histórico
y AOM real (contable)
Ajuste anual
Pérdidas reconocidas Índice nacionalÍndice por OR
Diferenciación urbano y ruralÍndice sistema real por OR
Calidad del servicioEsquema de
compensaciones Esquema de compensaciones
Esquema compensaciones
Incentivos simétricos
Evolución regulación ingresos distribución - CREG 099 - 1997
VNR CRD
Inversión
AOM
Calidad
Pérdidas
VNR CRD
Inversión
AOM
Calidad
Pérdidas
Evolución regulación ingresos distribución - CREG 082 - 2002
VNR CRD
Inversión
AOM
Calidad
Pérdidas
Evolución regulación ingresos distribución - CREG 097 - 2008
Evolución regulación ingresos distribución - Propuesta
VNR CRD
Inversión
AOM
Calidad
Pérdidas
Armonizar componentes de la remuneración para dar señales adecuadas para cumplir con los objetivos planteados
Mecanismos de regulación
Orientada a costos
Costo del servicio
Basada en incentivos
Orientada a productos
Menú de contratos
Modelo RIIO
Tradicional
Nuevos enfoques
Orientada a costos
Basada en costo del servicio
Tasa de retorno
Basados en incentivos
Máximos permitidos
Competencia referencial
Escala Móvil
Precio máximo
Ingreso máximo
Participación beneficios
Participación ingresos
SDL
STR y STN
En la práctica se encuentra: • Elementos de diferentes modelos aplicados
simultáneamente. • Diferentes modelos aplicados a cada componente de la
cadena de costos
Instrumentos regulatorios
Instrumentos regulatorios propuesta
Orientada a costos
Basados en incentivos
Máximos permitidos
Competencia referencial
Escala Móvil
Precio máximo
Ingreso máximo
Participación beneficios
Participación ingresos
SDL STR y STN
Menú de contratos
Orientada a productos
Basada en costo del servicio
Tasa de retorno
Ingreso requerido
Inversiones
(recuperación capital +
rentabilidad)
Gastos AOM (eficientes)
Incentivos
Ingreso requerido Inversiones
VNR • Tasa • Vida útil • Valoración, UC
CRD • Tasa • Vida útil • Depreciación • Valoración, UC • BRA inicial
1) Remuneración inversiones
Precio máximo • Riesgo OR • Mayor tasa • Ajuste inicio
periodo tarifario
Ingreso máximo • Sin riesgo OR • Menor tasa • Ajuste anual
(mensual)
2) Instrumento regulatorio
Propuesta remuneración ingresos
* Se ajusta al inicio de cada periodo tarifario
Instrumento regulatorio
Ingreso requerido sin riesgo demanda
t
Ingreso Ingreso máximo (sin riesgo OR)
Ingresos requeridos
(rentabilidad + recuperación capital)
Periodo tarifario 1 Periodo tarifario 2
t
Ingreso Precio máximo (con riesgo OR)
Periodo tarifario 1 Periodo tarifario 2
Ingresos requeridos
(rentabilidad + Recuperación capital)
Ingreso adicional por mayor tasa
Ingreso adicional relación demanda – inversión*
Propuesta remuneración inversiones
IAAt
RCt (recuperación
capital)
BRTt (Terrenos)
INCt (Incentivos)
BRAt*r (rentabilidad)
IAA = Ingreso anual por inversiones
Rentabilidad inversiones BRA = Base regulatoria de activos r = Tasa de retorno
RC = Recuperación de capital
BRT = Reconocimiento de terrenos
INC = Incentivo eficiencia en inversiones
Remuneración inversiones
IAAt
RCt (recuperación
capital)
BRTt (Terrenos)
Incentivost
BRAt*r (rentabilidad)
BRAt (Base regulatoria
activos)
BRAEt (BR activos eléctricos)
BRANEt (BR activos no
eléctricos)
Base regulatoria de activos
Propuesta remuneración inversiones
IAAt
RCt (recuperación
capital)
BRTt (Terrenos)
Incentivost
BRAt*r (rentabilidad)
BRAt (Base regulatoria
activos)
BRAEt (BR activos eléctricos)
BRANEt (BR
activos no eléctricos)
BRAEt-1 (BRA inicial)
RCt (recuperación
capital)
BRAENt (Plan Inversión)
BRAFOt (Activos fuera de operación)
BRAEt (BR activos eléctricos)
Base regulatoria de activos
Base regulatoria activos eléctricos
Propuesta remuneración inversiones
IAAt
RCt (recuperación
capital)
BRTt (Terrenos)
Incentivost
BRAt*r (rentabilidad)
BRAt (Base regulatoria
activos)
BRAEt (BR activos eléctricos)
BRANEt (BR
activos no eléctricos)
BRAEt-1 (BRA inicial)
RCt (recuperación
capital)
BRAENt (Plan Inversión)
BRAFOt (Activos fuera de operación)
BRAEt (BR activos eléctricos)
Base regulatoria de activos
BRA inicial
FA (antigüedad y
cambio modelo)
BRAE0 (BRA inicial)
CRI + CRIN (Costo reposición
activos)
FI (ajuste precios)
Base regulatoria activos eléctricos
Propuesta remuneración inversiones
IAAt
RCt (recuperación
capital)
BRTt (Terrenos)
Incentivost
BRAt*r (rentabilidad)
BRA inicial
FA (antigüedad y
cambio modelo)
BRAE0 (BR
inicial)
CRI + CRIN (Costo reposición
activos)
FI (ajuste precios)
Costo de reposición de activos
a. Activos base de activos actual, CRI • Inventario de activos a diciembre de 2007 • Valor implícito en los cargos de distribución • Equivalente a ponderación 90-10 % CREG 097/08
b. Activos base de activos nueva, CRIN
• Activos en operación periodo 2008 - 2014 • Con base en información reportada por los OR a la
CREG • Valoración N4, N3 y N2 con UC CREG 097 de 2008 • Valoración Nivel 1 con base en costos circuito CREG
097 de 2008
Propuesta remuneración inversiones
IAAt
RCt (recuperación
capital)
BRTt (Terrenos)
Incentivost
BRAt*r (rentabilidad)
BRA inicial
BRAE0 (BR
inicial)
CRI + CRIN (Costo reposición
activos)
FI (ajuste precios)
Factor de ajuste
a. Antigüedad • OR pueden presentar estudio de antigüedad
media del sistema • Antigüedad de referencia: 23 años (N4, N3 y
N2), 15 años (N1)
b. Factor cambio de modelo
• Valor presente VNR = Valor presente CRD • Valor presente VNR (vur con vida regulatoria
actual) • Valor presente CRD (vur con vida regulatoria
nueva)
FA (antigüedad y
cambio modelo)
Propuesta remuneración inversiones
Perfil de antigüedad transformadores de conexión al STN
Antigüedad ponderada transformadores BRA N4 = 21 años 7% con antigüedad >= 40 años 25% con antigüedad >= 30 años
Fuente: Paratec, CND
Transformadores de la BRA
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
19
68
19
70
19
72
19
74
19
76
19
78
19
80
19
82
19
84
19
86
19
88
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
Cap
acid
ad (
MV
A)
Antigüedad promedio ponderada – STR
IAAt
RCt (recuperación
capital)
BRTt (Terrenos)
Incentivost
BRAt*r (rentabilidad)
BRA inicial
FA (antigüedad y
cambio modelo)
BRAE0 (BR
inicial)
CRI + CRIN (Costo reposición
activos)
FI (ajuste precios)
Indexador de precios Relación del IPP de la fecha base y el IPP de diciembre de 2007
Propuesta remuneración inversiones
IAAt
RCt (recuperación
capital)
BRTt (Terrenos)
Incentivost
BRAt*r (rentabilidad)
BRAt (Base regulatoria
activos)
BRAEt (BR activos eléctricos)
BRANEt (BR
activos no eléctricos)
BRAEt-1 (BRA inicial)
RCt (recuperación
capital)
BRAENt (Plan Inversión)
BRAFOt (Activos fuera de operación)
BRAEt (BR activos eléctricos)
Base regulatoria de activos
Base regulatoria activos eléctricos
RCt (Recuperación
capital)
RCBIAt (Recuperación
base inicial)
RCNAt (Recuperación
nuevos activos)
Recuperación de capital
Propuesta remuneración inversiones
IAAt
RCt (recuperación
capital)
BRTt (Terrenos)
Incentivost
BRAt*r (rentabilidad)
RCt (Recuperación
capital)
RCBIAt (Recuperación
base inicial)
RCNAt (Recuperación
nuevos activos)
Recuperación de capital
Recuperación capital base inicial a. Base inicial de activos
• Según lo señalado anteriormente (BRA inicial)
b. Fracción anual de capital • Considera la vida útil remanente a partir de:
Vida útil regulatoria nueva metodología Antigüedad activos
• “depreciación” lineal
Propuesta remuneración inversiones
IAAt
RCt (recuperación
capital)
BRTt (Terrenos)
Incentivost
BRAt*r (rentabilidad)
RCt (Recuperación
capital)
RCBIAt (Recuperación
base inicial)
RCNAt (Recuperación
nuevos activos)
Recuperación de capital
Recuperación capital nuevos activos a. Activos plan de inversión
• Inversiones del plan de inversión (BRAEN)
b. Fracción anual de capital • Considera la vida útil regulatoria nueva metodología • “depreciación” lineal
Propuesta remuneración inversiones
IAAt
RCt (recuperación
capital)
BRTt (Terrenos)
Incentivost
BRAt*r (rentabilidad)
BRTt (Base regulatoria
Terrenos)
R (Porcentaje reconocido)
VCTt (Valor catastral
terrenos reconocidos)
Base regulatoria de terrenos
Propuesta remuneración inversiones
Calidad del servicio en el STR
Antecedentes
• Metodología actual:
- Resolución CREG 097 de 2008
• Calidad en el STR:
- CREG 094 de 2012
• Estudio:
- Revisar datos históricos; estimar metas exigibles y metas alcanzables
Disponibilidad
Energía NO entregada
Plazo para recuperar activos
100%
0%
6 m 12 m
Aspectos considerados
Indisponibilidades
Bahías (promedio horas por año)
Transformadores (promedio horas por año)
Indisponibilidades
Periodo 2009 – 2013 (datos en horas)
Forzado Mantenimiento Mantenimiento
Mayor
Activo Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx.
Bahía 0,001 2.491 0,02 590 7,8 606
Barraje 0,47 27 0,52 40
Compensación 0,02 16
Línea 0,02 6.373 0,13 401
Transformador 0,03 1.390 0,18 588 10,7 109
Indisponibilidades
Promedio 2009 – 2013 (horas por año)
Indisponibilidades
Total 2013 (horas)
Compensaciones
0,33% Valor de las compensaciones durante dos años, frente a ingresos
Propuesta
• Estudio: - Revisión de datos históricos - Estimación de metas
• Energía no suministrada: - Procedimiento para aplicar la compensación - Zonas excluidas temporales
• Otros: - Exclusión por trabajos del plan de inversiones - Simplificar fórmulas de cálculo - Opciones para activos encapsulados
Estudio
• Variables consideradas:
- Revisión de datos históricos
- Comparación con experiencia en otros países
- Considerar fisiografía y condiciones ambientales
- Propuesta de valores exigibles y alcanzables
Estudio
• Propuestas:
- Metas por grupos de activos
- Metas por evento: duración y frecuencia
• Estado actual:
- Aclaración de la información utilizada
- Revisión de las diferentes metas
Energía no suministrada
• Cálculo de la compensación:
- CND elabora, publica y entrega a la SSPD un informe sobre el evento (acuerdo CNO)
- OR calcula compensación y la informa al LAC para que la incluya en el cálculo. Si hay diferencia con el CND, adjunta soportes.
- Revisión posterior de la SSPD, si la considera necesaria
Otros aspectos
• Zonas excluidas temporales:
- Mientras la conexión de la zona sea con un único activo, debido a eventos excluidos
• Ampliar tiempo de mantenimiento mayor en subestaciones encapsuladas
- Pasar de 192 a 288 horas
- Utilizable cada 18 años o en periodos de seis años
Otros aspectos
• Exclusión por trabajos del plan de inversiones:
- Para conexión de nuevos proyectos y cumplimiento del plan aprobado.
• Simplificar cálculo de compensaciones:
- Valor horario de referencia
• Límite para compensaciones:
- Se define uno solo - La referencia es el ingreso anual
Calidad del servicio en los SDL
Alcance parte I
1. Antecedentes 2. Propuesta
• Res. CREG 097 de 2008 • Resultados observados
• Esquema de incentivos • Esquema de compensaciones • Indicadores
Antecedentes
Calidad general Publicación
desempeño en el SUI
Índices de calidad media
por OR
Índices por grupo de
calidad por OR
Contratos de calidad extra
Esquema de Compensaciones
Calidad individual
Esquema incentivos (+ , -)
Re
solu
ció
n C
REG
09
7 d
e 2
00
8
Antecedentes
Ecuación: DDt = CR * (IRAD – ITAD)
DDt $/kWh
0
IRAD
Índice Discontinuidad
+
- 10% Dt
Eval
uac
ión
Busca mejorar con respecto al nivel histórico observado en cada empresa
Incentivos a las empresas por el desempeño en calidad
Compensaciones a usuarios peor servidos según historia
Por mejorar: metas, frecuencia, información al usuario, fuerza de la
señal de incentivos y compensaciones
Mejora significativa en sistema de medición, registro y reporte
Compensación
Mejor
Peor
Antecedentes
Duración promedio de las interrupciones por transformador
Frecuencia promedio de las interrupciones por transformador
Antecedentes
Propuesta
Horas/ Cantidad
AÑO 0 AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5
Calidad mínima garantizada
• Horas/cantidad máxima de interrupciones que un usuario del sistema debe percibir
• Mínimos exigibles
• Esquema de compensaciones para el usuario
# usuarios
# usuarios
# usuarios
# usuarios
# usuarios
Calidad media del sistema
• Horas/cantidad de interrupciones que en promedio perciben todos los usuarios del sistema
• Metas exigibles en el tiempo
• Esquema de incentivos asociado al logro
Esquema de incentivos
[$]
Qe,t
Incentivo (+)
Q0,t :Calidad inicial en el año t Qe,t :Calidad estudio para el año t
Q0,t
Incentivo (-)
Banda de indiferencia
[$]
Qe,t
Incentivo (+)
Q0,t :Calidad inicial en el año t Qe,t :Calidad estudio para el año t
Q0,t
Incentivo (-)
Esquema de incentivos
[$]
Qe,t
Q0,t :Calidad inicial en el año t Qe,t :Calidad estudio para el año t
Q0,t
If+e,t
Iv+e,t
If -e,t
Iv -e,t
Esquema de incentivos
If+e,t = f (Capex(sin exp), Qe,t) Iv+e,t = f (Capex(sin exp), Qe,t)
[$]
Qe,t Q0,t Qa,t
If+e,t
Iv+e,t
Iv+a,t
If+a,t
If+a,t = f (Capex(sin exp), Qa,t) Iv+a,t = f (Capex(sin exp), Qa,t)
Esquema de incentivos
[$]
Q0,1
Caso 1: En el año 1 alcanza y pasa la meta
Qa,1
I+r,1
Qr,1
Esquema de incentivos
[$]
Qa,2 Q0,1
Caso 2: En el año 1 alcanza y pasa la meta del año 2
Qa,1
I+r,1
Qr,1
Esquema de incentivos
[$]
Qa,2 Q0,1 Qa,1 Qr,2 Qr,2
Caso 2: En el año 1 alcanza y pasa la meta del año 2, entonces en el año 2…
Esquema de incentivos
[$]
Qe,t
Incentivo (+)
Q0,t
Incentivo (-)
Esquema de incentivos
[$]
Qe,t
Incentivo (+)
Q0,t
Incentivo (-)
If -e,t
Iv -e,t
If -e,t = If+e,t
Iv -e,t = 2 Iv+e,t
Esquema de incentivos
Esquema de incentivos
𝐼𝐶_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗 = 𝐼𝑓_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗 + 𝐼𝑣_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗
Cuando Q esté fuera de la banda de indiferencia:
𝐼𝑓_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗 = ±0,015 ∗ 𝑉𝑃𝐶𝑡−1,𝑗
𝐼𝐴𝑇𝑗,2,𝑡 = 𝐼𝐴𝑗,2,𝑡 + 𝐼𝐴𝑗,2,𝑝,𝑡
𝑃
𝑝=1
+ 𝐼𝐴𝐼𝑁𝐶𝑗,𝑛,𝑡
𝐼𝐴𝐼𝑁𝐶𝑗,𝑛,𝑡 = 𝐼𝑁𝐶𝐼𝑁𝑉𝑗,𝑛,𝑡 + 𝐼𝑁𝐶𝐴𝑂𝑀𝑗,𝑛,𝑡 + 𝐼𝑁𝐶𝐶𝑆𝑗,𝑛,𝑡
𝐼𝑁𝐶𝐶𝑆𝑗,𝑛,𝑡 = 𝐼𝑁𝐶𝐷𝑗,𝑛,𝑡 + 𝐼𝑁𝐶𝐹𝑗,𝑛,𝑡
𝐼𝑁𝐶𝐷𝑗,𝑛,𝑡 = 𝐼𝐶_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗 ∗𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,𝑛,0
𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,𝑛,03𝑛=1
𝐼𝑣_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗 = 𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑚𝑡−1,𝑗 − 𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡−1,𝑗 ∗𝐼𝑣_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 𝑚𝑎𝑥𝑖,𝑡−1,𝑗
𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑚𝑡−1,𝑗
𝐼𝑣_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑚𝑎𝑥𝑖,𝑡,𝑗 = 0,015 ∗ 𝑉𝑃𝐶𝑡,𝑗 ó 𝐼𝑣_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 𝑚𝑎𝑥𝑖,𝑡,𝑗 = −0,03 ∗ 𝑉𝑃𝐶𝑡,𝑗
Por indicador: IT
+ = If + + Iv +
IT+max = 3% capex año
IT
- = If - + Iv -
IT-max = -4,5% capex año
[$]
Qe,t
Q0,t
IT+
IT-
Total impacto por SAIDI y SAIFI: IT
+max = 6% capex año IT
-max = -9% capex año
Impacto máximo incentivos
Esquema de compensaciones
Usuarios con calidad buena o aceptable
Usuarios con calidad inaceptable
Qmin
𝐷𝐼𝑈𝐺 = Duración máxima de interrupciones al año
𝐹𝐼𝑈𝐺 = Frecuencia máxima de interrupciones al año
Q mínima garantizada:
Metas por grupo aplicables a todos los OR del país
Q
Grupo 1-1
Grupo 2-1
Grupo 3-1
Q
Q
Q
Grupo 1-2
Grupo 2-2
Grupo 3-2
Q
Q
Q
Grupo 1-3
Grupo 2-3
Grupo 3-3
Q
Q
Esquema de compensaciones
Objetivo:
Esquema de compensaciones
𝐷𝐼𝑈𝑢,𝑚 = 𝐷𝑖,𝑢,𝑞,𝑚
𝑛
𝑖=1
𝐹𝐼𝑈𝑢,𝑚 = 𝐹𝑖,𝑢,𝑞,𝑚
𝑛
𝑖=1
𝑉𝐶𝑓 = 𝑉𝐶𝐷𝑓 + 𝑉𝐶𝐹𝑓
𝑉𝐶𝐷𝑓 = 0,25 ∗ 𝐷𝑡𝑛,𝑗,𝑚,𝑡 ∗ 𝐶𝑃𝑀 ∗ 𝑀𝐼 ∗ 𝐷𝐼𝑈𝑢,𝑚𝐷𝐼𝑈𝐺𝑚,𝑗,𝑞
• El OR reparte las metas anuales de duración y frecuencia en cada mes. • Cada mes calcula sus indicadores de duración y frecuencia:
• Si incumple alguna meta debe compensar al usuario:
𝑉𝐶𝐹𝑓 = 0,25 ∗ 𝐷𝑡𝑛,𝑗,𝑚,𝑡 ∗ 𝐶𝑃𝑀 ∗ 𝑀𝐼 ∗ 𝐹𝐼𝑈𝑢,𝑚𝐹𝐼𝑈𝐺𝑚,𝑗,𝑞
Alcance parte II
1. Objetivos de calidad media
2. Objetivos de calidad individual
3. Condiciones para el seguimiento
• Grupos de calidad • Calidad media actual • Metas de calidad
• Calidad individual actual • Calidad mínima
garantizada
• Requisitos • Aplicación • Otras condiciones
Grupos de calidad
Estudio Keraunos, 2013
ID Externalidad
P Precipitación
D Promedio anual dias con lluvia
T Temperatura
Rd Riesgo deslizamiento
S Salinización
V Velocidad del viento
NC Nivel ceraunico
DDT Densidad descargas a tierra
F Fisiografia
E Elevación msnm
IRu Indice de ruralidad
1
Medio
2 3 Bajo
Alto
RURALIDAD →
RIESG
O →
OR2SAIDIr/SAIFIr
OR29SAIDIr/SAIFIr
Calidad actual por OR
• Agrupación de transformadores en los grupos de calidad
• Duraciones y frecuencias de transformadores registradas 2010-2014 en el SUI
• SAIDI / SAIFI actual por grupo de calidad
• SAIDI/SAIFI actual por OR ponderado por # de usuarios
(….)
OR1SAIDIr/SAIFIr 1 2 3
1 SAIDI11/SAIFI11
2 SAIDI22/SAIFI22 SAIDI23/SAIFI23
3 SAIDI31/SAIFI31 SAIDI33/SAIFI33
RURALIDAD
RIE
SGO
OR 1
1 2 3
1 SAIDI11/SAIFI11
2 SAIDI22/SAIFI22 SAIDI23/SAIFI23
3 SAIDI31/SAIFI31 SAIDI33/SAIFI33
OR 2RURALIDAD
RIE
SGO
1 2 3
1 SAIDI11/SAIFI11
2 SAIDI22/SAIFI22 SAIDI23/SAIFI23
3 SAIDI31/SAIFI31 SAIDI33/SAIFI33
OR 29RURALIDAD
RIE
SGO
Criterios circuitos para simulación
ADICIÓN DE CIRCUITOS REPRESENTATIVOS
LONGITUD PERCENTIL 80 DEL GRUPO
USUARIOS CERCANOS AL PROMEDIO PONDERADO POR CARGA
CIRCUITOS OPTIMIZADOS
• 7 ALTERNATIVAS, NO HACER NADA HASTA SUBTERRANIZAR
• MINIMO COSTO DE INVERSION MAS ENS
• TASA DE FALLA PERCENTIL 30 DE CADA GRUPO
• TIEMPO DE REPARACIÓN EXPERIENCIA CONSULTOR
OBJETIVOS POR GRUPO DE CALIDAD
OBJETIVOS POR OR PONDERANDO POR # USUARIOS EN CADA GRUPO
SIMULACIÓN SELECCIÓN
Metas de calidad media
ACTUALES POR OR Y POR GRUPO
ÓPTIMOS POR GRUPO
f (inversión, tiempo) = Meta y senda exigibles
por OR
Benchmarking de interrupciones por grupo
• Percentil como meta de grupo
• Meta de OR promedio ponderado por # usuarios en cada grupo
• Mínimo de mejora por OR
Calidad mínima garantizada
INTERRUPCIONES ACTUALES POR GRUPO
ANALISIS DE COLAS
f (compensaciones) = Máximo nivel de interrupciones
Benchmarking a nivel de grupo
• Percentil como máximo de grupo para no compensar
Condiciones para el seguimiento
Requisitos de medición, registro y reporte
a) Vinculación de usuarios a transformadores y circuitos y georreferenciación de la red certificados
c) Sistema de Gestión de la Distribución DMS complementado
d) y e) Telemedición en mínimo dos elementos de corte y maniobra en cada circuito
Coordinación con LAC para lectura directa de interrupciones del SGD
b) Sistema de Medición y Procedimientos de Registro y Reporte certificados
AÑO 3 --- >
INCENTIVOS ---->
FECHA
APROBACIÓN
CARGO FAC
AÑO 2
COMPENSACIONES ---->
INCENTIVO (-) MAXIMO MENSUAL
HASTA CUMPLIR CERTIFICACION
OR NO HA ENTRADO AL ESQUEMA EN FAC
AÑO 1
OBLIGACION INVERSION REQUISITOS
c,d y e
FECHA DE CORTE
BRA
CERTIFICACIÓN
REQUISITOS c,d,e
COMPENSACIONESCOMPENSACIONES
INCENTIVOS INCENTIVOS ---->
CERTIFICACIÓN
REQUISITOS c y d
CERTIFICACIÓN
REQUISITO e
OR NO HA ENTRADO AL ESQUEMA EN FAC PERO
INVIERTE EN REQUISTOS c, d EN ESTE PERIODO
COMPENSACIONES COMPENSACIONES ---->
INCENTIVO (-) MAXIMO MENSUAL
HASTA CUMPLIR CERTIFICACION
COMPENSACIONES
OBLIGACION INVERSION REQUISITO e
COMPENSACIONES ---->
INCENTIVOS INCENTIVOS ---->
CERTIFICACIÓN
REQUISITO e
INCENTIVO (-) MAXIMO MENSUAL
HASTA CUMPLIR CERTIFICACION
OR ENTRO AL ESQUEMA ANTES DE FAC OBLIGACION INVERSION REQUISITO e
COMPENSACIONESCOMPENSACIONES
Condiciones para el seguimiento
Condiciones para el seguimiento
Certificados del proceso de distribución
Medición, registro y reporte a nivel de usuario
Reportes al LAC, diario y mensual, para análisis estadístico permanente de la calidad
Reportes al SUI, se elimina información comercial para los cálculos y se mantiene cierre de vinculación
Auditorias de información
Piloto de equipos de medición y reporte remoto de energía e interrupciones percibidas de manera individual por al
menos el 10 % de los usuarios residenciales y comerciales
Gastos de AOM
Antecedentes
• Metodología actual:
- Resolución CREG 097 de 2008
• Información de AOM:
- Resolución CREG 051 de 2010
• Estudio:
- Proponer meta de eficiencia para los gastos de AOM
Antecedentes
Resolución CREG 097/08
• Valor de cuentas reconocidas de 2004 a 2007
• Valor remunerado 2004 a 2007
• Se convierten a porcentaje dividiendo entre el CRI
• Porcentaje aprobado:
– Promedio entre los porcentajes anteriores
– Anualmente se ajusta con la mitad del crecimiento o la disminución. Solo aumenta si mejora calidad
– Tope máximo: % de referencia + 0,7%
Antecedentes
- AOM eficiente consistente con metodología de remuneración de inversiones
- Incluir condiciones particulares
- Diferenciar rubros remunerables en forma separada
- Remuneración diferente para nuevas inversiones
Objetivos
Formas de definir el AOM:
- Empresa eficiente
- Modelos de comparación:
- Análisis de índices: productividad
- Análisis de frontera:
- Frontera estocástica
- Análisis envolvente de datos
Alternativas
- Utilizar modelos de comparación entre empresas
- Considerar valores reportados: recogen particularidades
- Obtener el nivel de eficiencia para cada empresa
Propuesta
Separar gastos para pérdidas
Propuesta
0,26% Participación en ventas de las cuatro empresas con límite en porcentaje
Uso de valores de eficiencia:
• AOM = máximo (promedio, resultado eficiente)
• Definir meta a cinco años igual al resultado eficiente
• Con estos resultados definir un monto anual de AOM
Propuesta
Definir montos anuales de AOM
Propuesta
Incluir el AOM de las nuevas inversiones
Propuesta
Incluir el AOM de las nuevas inversiones
Propuesta
Proponer un menú de contratos:
• Definir un valor de referencia para cada año
• Adicionar un valor por la inversión diferente a reposición
• El menú de contratos sería similar al propuesto para inversiones nuevas
Propuesta
Definir los topes y los incentivos
Propuesta
Ajuste a la propuesta
• Considerar AOM ejecutado:
𝐼𝐴𝐴𝑂𝑀𝑡 =
𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒𝑡 − 𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒𝑡−1 + 𝐴𝑂𝑀𝐸𝐽𝑡−1
𝐴𝑂𝑀𝐸𝐽𝑡−1 ≤ 1,03 ∗ 𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒𝑡−1
Estudio
• Variables consideradas:
AOM demostrado SAIDI, SAIFI
Longitud redes: - Por niveles de tensión - Urbana, rural
Costos y gastos: - Personal, misceláneos - Materiales, equipos y edificios
Fisiografía Ruralidad
Salinidad Ventas por niveles
Pérdidas en nivel 1 Transformadores nivel 1
Energía nivel 1 Usuarios por niveles
Causas de fallas agrupadas en forzadas y mantenimiento
Estudio
• Propuestas:
- Frontera estocástica
- Análisis envolvente de datos
• Revisión actual:
- Aclaración de la información utilizada
- Propuesta para empresas con información incompleta
Propuesta parcial
4,0% Participación en ventas de las siete empresas no incluidas en el modelo
Unidades Constructivas
Unidades constructivas
Precisión en reconocimiento de apoyos
Repotenciación de líneas
Costos ambientales y servidumbres
Homologación UC STN y STR
Reclasificación de barrajes
Reclasificación módulos comunes
Centros de control según funcionalidades
Remuneración independiente de equipos de control
Nivel 1 – Costos de elementos con base en inventario
Pérdidas
Pérdidas
Índices de referencia
• Marco conceptual
• Evolución de los índices
• Propuesta
Planes de pérdidas
• Marco conceptual
• Mecanismo de regulación
• Propuesta
Pérdidas red eficiente
• Modelo empresa eficiente • Normas de equipos • Condiciones en contratos de concesión
Pérdidas con señales de eficiencia
• Flujos de carga red real • Módulos típicos
• Modelos econométricos Perú: 50% PT (2,85% - 2,18% 7 años) • Comparación con empresas • Parámetros propios (Chile 2%)
TÉCNICAS y NO TÉCNICAS
TÉCNICAS
• Por regiones según información histórica • Balances energéticos con mayor remuneración
como incentivo a bajar
Reconocimiento de pérdidas
ASIC, LAC Referencia de medidas al STN (PRj,n)
Comercializadores Traslado de costo de pérdidas (GyT) a usuario
Distribuidores Determinación energía útil (D)
Pérdidas STR y SDL
Nivel 4 (P4 %)
Nivel 2 (P2 %)
Nivel 1 (P1 %)
Nivel 3 (P3 %)
(PR4 %) D
(PR3 %)
(PR2 %)
(PR1 %)
𝑓 (𝑃4)
𝑓 (𝑃4, 𝑃3, 𝐸43)
𝑓 (𝑃4, 𝑃3, 𝑃2, 𝐸32, 𝐸42)
𝑓 (𝑃4, 𝑃3, 𝑃2, 𝑃1, 𝐸31, 𝐸21)
D
D
D
Pérdidas STR y SDL - referencia
𝐶𝑈𝑛 = 𝐺 + 𝑇 + 𝐷𝑛 + 𝐶𝑣 + 𝑃𝑅𝑛 + 𝑅 Resolución CREG 119 de 2007
𝑮 ∗ (𝑃𝑅𝑛 + 𝑃𝑆𝑇𝑁)
1 − (𝑃𝑅𝑛 + 𝑃𝑆𝑇𝑁)+𝑻 ∗ (𝑃𝑅𝑛)
1 − (𝑃𝑅𝑛)+𝐶𝑃𝑅𝑂𝐺
𝑉
Pérdidas STR y SDL - traslado usuarios
𝐶𝑈𝑛 = 𝐺 + 𝑇 + 𝐷𝑛 + 𝐶𝑣 + 𝑃𝑅𝑛 + 𝑅 Resolución CREG 119 de 2007
Pérdidas STR y SDL – energía útil
𝐷1 = 𝐶𝐷4 + 𝐶𝐷3 + 𝐶𝐷2 + 𝐶𝐷1
𝐶𝐷𝑛 =𝐼𝑛𝑣 + 𝐴𝑂𝑀
𝐸𝑒 − 𝑷𝑛
8,00%
9,00%
10,00%
11,00%
12,00%
13,00%
14,00%
15,00%
16,00%
17,00%
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
Pérdidas totales 2002 - 2013
Prom ponderado
Pérdidas STR y SDL - evolución
Pérdidas STR y SDL - evolución
P4 1,5 %
P2 2,0 %
P1 10 % - 6 %
P3 1,5 %
099 /97
1,35 % - 073
1,53 %
6,47 % .
1,47 % - 1,35%
082 /02
5,05 %…
… 4,35 % .
…… ……
…………6,47 % - 10,34% 4,35 % - 6,78%
0,99 %
0,5 %
7,30 %
0,50 %
097 /08
3,60 %…
… 11,00 %
…… ……
… … ……
0,91 %
3,60 %… … … … …
Pérdidas STR y SDL - evolución
0,05 %
0,5 %
7,5 %
0,50 %
Nueva
3,60 %…
… 10,50 %
…… ……
… … ……
3,11 %
3,60 %… … … … …
… … … … …
Pérdidas STR y SDL - propuesta
Pérdidas STR - propuesta
0,0%
0,5%
1,0%
1,5%
2,0%
2,5%
3,0%
3,5%
OR
1
OR
2
OR
3
OR
4
OR
5
OR
6
OR
7
OR
8
OR
9
OR
10
OR
11
OR
12
OR
13
OR
14
OR
15
OR
16
OR
17
OR
18
OR
19
OR
20
OR
21
OR
22
OR
23
OR
24
OR
25
OR
26
OR
27
OR
28
Índice de pérdidas STR por OR
Por OR - 2013 Por STR - CREG 097
Pérdidas SDL - propuesta
0,0%
0,5%
1,0%
1,5%
2,0%
2,5%
3,0%
3,5%
4,0%TO
LIM
A
PU
TUM
AYO
RU
ITO
QU
E
EMSA
GU
AV
IAR
E
CA
RIB
E
CH
EC
CO
DEN
SA
CED
ENA
R
EEC
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EDEQ
HU
ILA
TULU
A
ENER
CA
ESSA
EMC
ALI
EMEV
ASI
EBSA
EPM
CEN
S
CEO
CA
QU
ETA
EMEE
BA
JO…
ENEL
AR
DIS
PA
C
EEP
CA
RTA
GO
% de Pérdidas de niveles 2 y 3 por OR
Nivel 2 - Pj,2
Nivel 3 - Pj,3
Pérdidas no técnicas reconocidas de referencia
Pérdidas SDL - propuesta
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000
% PNT
Red rural nivel 2 (kms)
PNT Vs. kms de red rural
𝑷𝑵𝑻𝑗,1,𝑚 = 2,93 + 𝑳𝑹𝑗 ∗ 9,61 ∗ 10−5
Pérdidas SDL - propuesta
PT - Circular CREG 052 de 2010
En resumen… STN sin auxiliares
Nivel 4 Niveles 3 y 2 Nivel 1
Definir índices por OR Recalcular índices superiores a desv. est. más valor medio
índice a partir de técnicas calculadas y no técnicas de referencia al final del período
Pérdidas STN, STR, SDL - Propuesta
Decreto MME 387 de 2007
(modificado por MME 4977/07 y 1937/2013)
• Incentivos para que los OR implementen planes de
reducción de pérdidas No Técnicas, (OR ejecuta, usuarios SDL,
STR y STN pagan costo eficiente).
• Al usuario final sólo se le debe trasladar el nivel de
pérdidas de eficiencia
• Distribución de pérdidas totales entre todos los comercializadores de un mercado a prorrata de las ventas
Planes de pérdidas
OR
Planes de pérdidas
Financiación del Plan Pago de pérdidas del mercado de comercialización
Compra y transporte (G+T) de pérdidas no reconocidas en el mercado de comercialización
Comercializador usuarios SDL y STR
Responde a Prorrata de sus
ventas
Responde a prorrata de sus
ventas
Responsable pérdidas por encima
de la senda
Operador de Red
Comercializador usuarios
STN
Costo del Plan de reducción de pérdidas del mercado de comercialización
Usuarios SDL y STR
Usuarios STN
Comercializador usuarios SDL y STR
Comercializador usuarios
STN
Operador de Red
Paga Paga
Recaudan y trasladan al OR
Recaudan y trasladan al OR
Propone y ejecuta el Plan
Planes de pérdidas
t=5
Niv
el d
e p
érd
idas
en
fu
nci
ón
de
la in
vers
ión
Po
…
Inv1
Invn
Inv2
…
Inv1
Invn
Inv2
…
Inv1
Invn
Inv2
Pfm,2
Pf1,2
…
PfN,5
…
Inv1
Invn
Inv2
…Inv1
Invn
…
Inv1
Invn
Inv2
…
Invn
Inv2
……...
…
Inv1
Invn
Inv2
…
Inv1
Invn
Inv2
Pf1,5
Pf2,5
Pf3,5
Pf10,5
Pf30,5……
…
Inv1
……
Invn
Inv2
Pf1,1
Pfn,1
PfOR,5
Estimador de pérdidas RED NEURONAL
Po
Pfn,t
Maximización de beneficios con un flujo de caja dinámico
CPCE se estima a partir de las inversiones de la ruta de mínimo costo seleccionada
NO
Pérdidas Nivel 1
Real > Reconocido
Estudio de pérdidasPresenta índice Pj,1 para
aprobar
Plan de reducción de pérdidas
Presenta metas y valor plan
para aprobar
SI
OR1 - P1,1
OR2 - P2,1
…ORn - Pn,1
Pref,1
% pérdidas
tt0 t1 t2 t3 t4 t5 tn
P0
Senda de pérdidas
Pf
P1
P2
P3
P4
INFORMACIÓN DEL OR
Po = Pérdidas inicialesPf = Pérdidas finalesPi = Pérdidas durante la ejecución del plan
CPOR = Costo del plan del OR [$/kWh]
Costos desagregados por actividades:• Inversiones: (uso y No uso)
• Gastos
Planes de pérdidas
Decreto 1937 / 13
Elimina distribución de energía perdida por encima de la senda
Aplaza financiación de planes
Financiación del Plan Pago de pérdidas del mercado de comercialización
Compra y transporte (G+T) de pérdidas no reconocidas en el mercado de comercialización
Comercializador usuarios SDL y STR
Responde a Prorrata de sus
ventas
Responde a prorrata de sus
ventas
Responsable pérdidas por encima
de la senda
Operador de Red
Comercializador usuarios
STN
Costo del Plan de reducción de pérdidas del mercado de comercialización
UsuariosSDL y STR
UsuariosSTN
Comercializador usuarios SDL y STR
Comercializador usuarios
STN
Operador de Red
Paga Paga
Recaudan y trasladan al OR
Recaudan y trasladan al OR
Propone y ejecuta el Plan
Planes de pérdidas
Reducción de pérdidas
• Cálculo de costo eficiente (reentrenamiento red neuronal
• Determinación de AOM pérdidas • Remuneración de Inversión en pérdidas • Seguimiento semestral • Devolución de valores en caso de incumplimiento • Verificación de inversiones en pérdidas
Mantenimiento de pérdidas • Cálculo de costo eficiente • Remuneración de AOM pérdidas presentado Vs. Ef. • No modificar índices vigentes de nivel 1
Planes de pérdidas - propuesta
Respaldo de la red
Art. 4 Res. 084 / 96
Respaldo autogeneradores Contrato con el comercializador
Art. 9 Res 082 / 02
Cargos de Red Tarifa por unidad de potencia > 0,5 MVA Red
Art. 14 Res 097 / 08
Cargos de Red Red + transformador Demanda máxima 6 meses
~
Respaldo
El respaldo requiere de la reserva de capacidad efectiva en todos los niveles
STN
STR STR
CSTN
CSTN + CSTR
SDL SDL SDL SDL SDL SDL
Respaldo
CRES = (T + Dn) * período (min 1 año) * consumopr
CSTN +CSTR + CSDL
• CRES se resta de anualidad del OR • Costo conexión profunda - conexión - solicitante
Respaldo
Migración de usuarios a niveles de tensión superiores
Art. 13 Res 097 / 08
• Justificación técnica • Autorización OR
La negación de la autorización deberá estar técnicamente justificada.
~
D4
D1
D2
• Diferencias entre niveles de tensión (D y pérdidas)
• Motivación disminuye con el ADD, disminuye con el
Ingreso regulado, contribución de industriales
MUNTS
Usuario
STN
STR STR CSTN + CSTR
SDL SDL SDL SDL CSTN +CSTR + CSDL
CMUNT2-4 = (D2 – D4) * 5 años * consumopr2
SDL
CMUNT2-4 va a OR y se resta de anualidad
STN
STR
CSTN
Munts
Energía reactiva
Res. 024 y 025 / 95
Producción es servicio asociado a la generación remunerado en G
Res. 009/96, 099/97, 108/97, 082/02
Cobro cuando se excede fp=0,9 (energía reactiva superior al 50% de la activa)
Res. 047/04, 097/08
Cobro de transporte cuando se excede fp = 0,9 inductivo Solo cargo de D
Energía reactiva
Frontera 1: OR1-OR4 (0); Frontera 2: OR1-OR19 (166); Frontera 3: OR3-OR4 (0); Frontera 4: OR3-OR10 (6929); Frontera 5: OR3-OR11 (4758); Frontera 6: OR3-OR16 (4996); Frontera 7: OR4-OR12 (0); Frontera 8: OR4-OR14 (0); Frontera 9: OR5-OR7 (3866); Frontera 10: OR5-OR10 (753); Frontera 11: OR5-OR17 (31288); Frontera 12: OR5-OR18 (4); Frontera 13: OR6-OR7 (7712); Frontera 14: OR6-OR15 (39); Frontera 15: OR7-OR13 (0); Frontera 16: OR9-OR10 (128); Frontera 17: OR9-OR20 (851); Frontera 18: OR11-OR21 (0);
0 50 100 150 200
OR1-OR4
OR1-OR19
OR3-OR4
OR3-OR10
OR3-OR11
OR3-OR16
OR4-OR12
OR4-OR14
OR5-OR7
OR5-OR10
OR5-OR17
OR5-OR18
OR6-OR7
OR6-OR15
OR7-OR13
OR9-OR10
OR9-OR20
OR11-OR21
Agregado DeltaQ [GVAr]
Dir 1-2
Dir 2-1
0 5 10 15 20 25
OR1-OR4
OR1-OR19
OR3-OR4
OR3-OR10
OR3-OR11
OR3-OR16
OR4-OR12
OR4-OR14
OR5-OR7
OR5-OR10
OR5-OR17
OR5-OR18
OR6-OR7
OR6-OR15
OR7-OR13
OR9-OR10
OR9-OR20
OR11-OR21
Cantidad de CER [miles]
Dir 1-2
Dir 2-1
Fuente: Estudio UTP
Energía reactiva – estudio UTP
1. Cobro de reactivos entre agentes con balance de fronteras comerciales por nivel.
2. Costo del transporte de energía reactiva en exceso que desincentive su transporte (valoración de solución * factor)
3. Costos de transporte de energía reactiva a inyección de reactivos a la red por parte de usuarios distintos a generadores (cogeneradores y otros)
Energía reactiva
Cargos por uso
𝐶𝐷𝑛= 𝐼𝑁𝐺𝑅𝐸𝑆𝑂 𝑀𝐸𝑁𝑆𝑈𝐴𝐿
𝑃𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 Ú𝑡𝑖𝑙(12 𝑚)
𝐷𝑛 = 𝐶𝐷𝐴+𝐶𝐷𝑀 +𝐶𝐷𝐵
𝐷𝑃𝑗,𝑀 = 𝐶𝐼𝐶𝑗+𝐶𝐿𝑂𝐶𝑀
𝐶𝐷𝑛= 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛+𝐴𝑂𝑀
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 Ú𝑡𝑖𝑙
𝐶𝑈𝑛 = 𝐺 + 𝑇 + 𝐷𝑡𝑈𝑁𝑎𝑑𝑑 + 𝐶𝑣 + 𝑃𝑅𝑛 + 𝑅
𝐷𝑛 = 𝐶𝐷𝐴+𝐶𝐷𝑀 +𝐶𝐷𝐵 ± DDt
𝐷𝑛 = 𝐶𝐷𝐴+𝐶𝐷𝑀 +𝐶𝐷𝐵 ± DDt
…
…
𝐷𝑡𝑈𝑁𝑎𝑑𝑑
𝐷𝑛 = 𝐶𝐷𝐴+𝐶𝐷𝑀 +𝐶𝐷𝐵
…
…
𝐷𝑡𝑈𝑁𝑎𝑑𝑑
𝐶𝑈𝑛 = 𝐺 + 𝑇 + 𝐷𝑡𝑈𝑁𝑎𝑑𝑑 + 𝐷𝑃𝑗,𝑀 + 𝐶𝑣 + 𝑃𝑅𝑛 + 𝑅
Cargos por uso
GRACIAS
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