sistema electrico de peru tecsup

7/24/2019 Sistema Electrico de Peru TECSUP

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EVALUACION DEL SISTEMA TARIFARIO PERUANO


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1 Objeto y Orientacin de a E!a"acin

El presente captulo tiene por objetoefectuar una E!a"acin de Si#te$a Tari%ario Per"anoen relacin con la calidad del servicio elctrico y proponer rdenes de magnitud para lasco$&en#acione# "nitaria# por mala calidad de suministro, voltaje, flcker, armnicas o

frecuencia.


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1'( Pro&"e#ta de co$&en#acione# "nitaria#

*nicialmente se presenta, en la Seccin 4.4, una anlisis de la magnitud de lascompensaciones establecidas por la !"SE. 'ara este efecto se compara su magnitud con lade un indicador +ue refleja la disponibilidad de los usuarios finales a pagar por sus consumos

de electricidad efectuados con el nivel de calidad del producto y del suministro +ue establece laorma. En el numeral ..- se sustenta la lgica econmica en la +ue se soporta estacomparacin.

) continuacin se presenta, en la Seccin 4.5 un desarrollo terico y numrico destinado aproponervalores para las compensaciones unitarias asociadas a interrupciones, voltaje, flcker,armnicas y frecuencia. o se busca recomendar valores precisos sino nicamente rdenes demagnitud. /s all del alcance +ue puedan tener las recomendaciones cuantitativas+ue sepresentan, el consultor considera +ue el mayor valor de sus propuestas reside en los enfoquesconceptuales sugeridos para la estimacin definitiva de las compensaciones unitariastratadas.


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1') Metodoo*+a

La metodologa u orientacin de la Evaluacin del Sistema Tarifario Peruano consiste enestudiar el proceso de formacin de las tarifas con objeto de identificar sus componentes ylograr as destacar de manera e(plcita la relacin de causalidad entre costos asociados al logro

de una determinada calidad del servicio o del producto elctricos y el reconocimiento tarifario dedic&os costos. Esta misma orientacin se aplica al estudio de los sistemas tarifarios vigentesen "olombia, "&ile, )rgentina y 0olanda, con objeto de proporcionar un marco internacional decomparacin.

La ra%n bsica para &aber adoptado la metodologa u orientacin mencionada reside en +uepermite concluir +ue cuando la formacin tarifaria reconoce un monto destinado a obtener unadeterminada calidad del servicio o del producto, ya sea e(plcita o implcitamente, debido a +ueel usuario del servicio est pagando por ella, el cumplimiento del respectivo compromiso decalidad debe ser comprobado y, su incumplimiento, puede ser sancionado. 1e manerasimtrica, cuando no se paga nada por el cumplimiento de una norma de calidad, ya seae(plcita o implcitamente, carecen de soporte econmico las sanciones +ue se impongan por

su incumplimiento.

La metodologa u orientacin utili%ada en la cuantificacin de los rdenes de magnitud de lascompensaciones unitariaspor mala calidad de los distintos atributos de la electricidad +ueconsidera la orma, parte del criterio de +ue las compensaciones deben cubrir losperjuiciosocasionados por las deficiencias de calidad mencionadas pero sin e(ceder el compromisoad+uirido implcitamente mediante el reconocimiento tarifario a la calidad.

'or motivos de claridad, se destacan las conclusionesms importantes y relevantes al objetivodel captulo en la medida en +ue se van alcan%ando mediante los procesos analticosefectuados.

"uando resulta oportuno efectuar reflexiones marginales al tema central +ue se est tratando,se las presenta a manera de disquisiciones. Las dis+uisiciones pueden ser omitidas de lalectura del te(to del captulo sin +ue ste pierda su unidad.

"uando se propone implantar una conclusin, se la presenta como recomendacin.


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( E Si#te$a Tari%ario Per"ano


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('1 Fijacin de a# Tari%a# en ,arra

) continuacin se presenta una descripcin de los procedimientos utili%ados para fijar las tarifasen barra con objeto de identificar los criterios de calidad del servicio +ue estn e(plcita oimplcitamente considerados en la formacin de la tarifa y poder as establecer una relacin

econmica de causalidad con los correspondientes criterios de calidad y con las respectivascompensaciones por incumplimientos +ue establece la orma !cnica de "alidad de losServicios Elctricos #!"SE$.

La metodologa a seguir para la fijacin de las !arifas en 2arra est establecida, principalmente,en el )rt. 3 de la Ley y en los )rtculos -45 y -46 del 7eglamento. La descripcin de losprocedimientos utili%ados para fijar las !arifas de 2arra incluye, adicionalmente, la mencin delos modelos o &erramientas empleados en las simulaciones. 'or ra%ones de simplicidad, see(cluyen de la descripcin a+uellos procedimientos no vinculados con el objetivo de estableceruna relacin econmica de causalidad entre los criterios de calidad considerados en la fijacintarifaria y los criterios de calidad considerados en la !"SE tales como la consideracin deprecios de combustibles y de otros insumos en la produccin o transporte de electricidad.

a$ 'recio bsico de energa

Se proyecta la demanda para los pr(imos 8 meses y se determina el programa de obrasde generacin y transmisin factibles de entrar en operacin en dic&o perodo.

Se determina el programa de operacin +ue minimi%a la suma del costo actuali%ado deoperacin y racionamiento para el perodo del estudio, tomando en cuenta, entre otros9 la&idrologa, los embalses, los costos de combustible y la !asa de )ctuali%acin determinadapor la Ley. El indicador del costo de racionamiento est establecido por la "omisin de!arifas Elctricas y, actualmente, asciende a 45 centavos de :S; por k> a?os y optimi%an el sistema &idrotrmicocon un solo embalse #lago =unn$.

Se calculan los "ostos /arginales de "orto 'la%o esperados de energa del sistema paratres blo+ues de demanda #punta, media y base$ representados mediante diagramas deduracin mensual.

Se determina el 'recio 2sico de la Energa por 2lo+ues 0orarios. Se consideran dos2lo+ues 0orarios9 punta y fuera de punta. El 'recio 2sico de la Energa para el 2lo+ue0orario de 'unta es el "osto /arginal de "orto 'la%o calculado para el blo+ue de demandaen punta. El precio 2sico de la Energa para el 2lo+ue 0orario @uera de 'unta se estimacomo un promedio ponderado de los "ostos /arginales de "orto 'la%o calculados para los

blo+ues de demanda de media y de base.

b$ 'recio bsico de la potencia

Se determina el tipo de unidad generadora ms econmica para suministrar potenciaadicional durante las &oras de demanda m(ima anual. )ctualmente se considera como tala una unidad a turbina de gas de -AA /< de potencia #*SB$ ubicada en Lima y conectada anivel de 44A kC.

Se calcula la anualidad de la inversin en la unidad generadora comentada mediante el


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factor de recuperacin de capital correspondiente a la !asa de )ctuali%acin de Ley#actualmente -4D$ y vida til de 4A a?os. 'ara los e+uipos de cone(in se considera vidatil de >A a?os. Se e(presa esta anualidad como costo unitario de capacidad estndar.

Se determina el "osto @ijo )nual de Bperacin y /antenimiento correspondiente a la unidadgeneradora comentada y se lo e(presa como costo unitario de capacidad estndar.

El "osto de "apacidad por unidad de potencia estndar se calcula como la suma de loscostos unitarios de capacidad estndar de inversin y operacin y mantenimiento.

Se calcula el "osto de "apacidad por unidad de potencia efectiva como el "osto de"apacidad por unidad de potencia estndar multiplicado por el factor de ubicacin. Estefactor es el cociente entre la potencia estndar de la unidad y su correspondiente potenciaefectiva debida a su ubicacin.

Se determinan los factores +ue toman en cuenta la !asa de *ndisponibilidad @ortuita de launidad y el /argen de 7eserva @irme Bbjetivo del sistema los cuales son fijados cada a?os por la "omisin, de acuerdo a los criterios de eficiencia econmica y seguridad

contenidos en la Ley y el 7eglamento. )ctualmente se considera 5D de !asa de*ndisponibilidad @ortuita de la unidad y -D de /argen de 7eserva @irme Bbjetivo delsistema.

El 'recio 2sico de la 'otencia es igual al "osto de "apacidad por unidad de potenciaefectiva multiplicado por los factores +ue toman en cuenta la !asa de *ndisponibilidad@ortuita de la unidad y el /argen de 7eserva @irme Bbjetivo del sistema.

c$ "lculo de las tarifas en barra

Se calcula para cada una de las barras del sistema un factor de prdidas de potencia y unfactor de prdidas de energa en la transmisin.

Se determina el 'recio de Energa en 2arra, para cada una de las barras del sistema,multiplicando el 'recio 2sico de la Energa correspondiente a cada 2lo+ue 0orario deenerga por el respectivo factor de prdidas de energa.

Se determina el 'recio de la 'otencia de 'unta en 2arra, para cada una de las barras delsistema, multiplicando el 'recio 2sico de la 'otencia en 'unta por el respectivo factor deprdidas de potencia, agregando a este producto el 'eaje de "one(in.


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('( Fijacin de a# Tari%a# de Tran#$i#in

La @ijacin de las !arifas de !ransmisin considera la divisin del sistema de transmisin en dospartes9 el Sistema 'rincipal y los Sistemas Secundarios. El Sistema 'rincipal permite a losgeneradores comerciali%ar potencia y energa en cual+uier barra de dic&o sistema. Los

Sistemas Secundarios permiten a los generadores conectarse al Sistema 'rincipal ocomerciali%ar potencia y energa en cual+uier barra de estos sistemas.

La tarifa correspondiente al Sistema 'rincipal de !ransmisin es regulada, cubre el "osto !otalde !ransmisin +ue est compuesto por la anualidad de la inversin ms los costos estndaresde operacin y mantenimiento del Sistema Econmicamente )daptado y es pagada por losgeneradores. La anualidad de la inversin se calcula considerando el Calor uevo de7eempla%o #C7$ del Sistema Econmicamente )daptado, su vida til y la !asa de

)ctuali%acin fijada por la Ley.

La tarifa correspondiente al Sistema 'rincipal de !ransmisin se recauda por dos vascomplementarias9 el *ngreso !arifario y los 'eajes de "one(in. Esta escisin carece de

importancia prctica por+ue, de todas maneras, el recaudo final debe ser igual al "osto !otalde !ransmisin.

Los generadores +ue suministran electricidad a las barras ubicadas en el Sistema Secundariode !ransmisin pagan a sus propietarios compensaciones por el uso de dic&os sistemas en unmonto acordado entre ellos y, en caso de discrepancia, la "omisin acta como dirimente. Lascompensaciones se establecen por unidad de energa transportada en el sentido del flujopreponderante de energa, deben cubrir el "osto /edio de eficiencia del Sistema Secundario de!ransmisin y tambin se recaudan por dos fuentes9 el peaje y el ingreso tarifario. 'ara losfines de anlisis de las inversiones reconocidas en la tarifa aplicable al Sistema Secundario de!ransmisin se supone +ue esta tarifa cubre e(actamente su correspondiente "osto !otal de!ransmisin compuesto por el C7 y los costos estndares de operacin y mantenimiento ya+ue, si este no fuera el caso, el generador o due?o del sistema solicitara +ue la "omisindirima la diferencia y sta lo &ara de acuerdo al criterio descrito.

En la actualidad e(iste en el S*" una sola empresa transmisora, E!E"E, +ue es estatal.'r(imamente, cuando entre a funcionar la lnea /antaro F Socabaya ingresarn otras cuatroempresas transmisoras9 E!E"E, !7)S/)!)7B #+ue es la empresa privada due?a de lalnea /antaro F Socabaya$, E!ES:7 +ue es estatal y 7ed Elctrica de Espa?a, +ue es privada.


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(') Criterio# de Caidad Con#iderado# en a# Tari%a# en ,arra

a$ La generacin y el criterio de calidad de suministro

El presente literal est destinado a anali%ar si las tarifas en barra incluyen o n una componente

destinada a cubrir el costo asociado al cumplimiento de la norma de calidad de suministro./s especficamente, se busca determinar si e(iste correspondencia causa efecto entre elingreso de los generadores vinculados a un "BES, el cual est relacionado directamente con latarifa +ue perciben por el servicio de generacin, y la norma de calidad de suministro e(presadaen funcin de la continuidad del servicio elctrico a los clientes.

Las !arifas en 2arra dependen de los 'recios 2sicos, tanto de energa como de potencia, y delos respectivos factores de prdidas de energa y de potencia.

La consideracin esencial en +ue se basa la formacin del 'recio 2sico de la Energa consisteen la identificacin de un programa de operacin factible y de mnimo costo. Las otrasdeterminaciones fijadas por la Ley y el 7eglamento, tales como el detalle del clculo de los

costos marginales de corto pla%o, la especificacin de blo+ues de demanda y de blo+ues&orarios, los modelos de simulacin empleados etc., son determinaciones de importanciarelativa menor, +ue realmente no tocan la esencia de la formacin de la tarifa.

1e manera similar, la consideracin esencialen +ue se basa la formacin del 'recio 2sico dela 'otencia es la determinacin del tipo de unidad generadora ms econmica para suministrar

potencia adicional en las !oras de demanda mxima anual. !odas las dems consideracionesinvolucradas en la determinacin del 'recio 2sico de la 'otencia poseen importancia relativamenor.

'ara efectuar la identificacin delprograma de operacin factible y de mnimo costo,se reali%ael mejor modelamiento posible de la demanda y de la oferta agregadas de electricidad y seutili%a un indicador de costo de racionamientomediante el cual se valora la energa no servidaen cada uno de los mltiples programas posibles, &asta identificar el programa buscado.

'ara modelar la oferta agregada de energa se toman en cuenta e(plcitamenteconsideraciones relacionadas con la &idrologa, los embalses y con la indisponibilidad fortuita yprogramada de las unidades. Esto significa +ue el programa de mnimo costo identificadoconsidera de manera e(plcita la mejor utili%acin econmica del agua y de los e+uipos degeneracin trmica. )sociado al programa de operacin de mnimo costo e(iste un montoesperado de energa no servida +ue se valori%a mediante el correspondiente indicador de costo.7esulta posible, incluso, estimar la probabilidad de ocurrencia del escenario de mnimo costoidentificado. !odo lo anterior permite concluir +ue la formacin del 'recio 2sico de Energaconsidera de manera e(plcita las condiciones de oferta de energa asociadas a la calidad delsuministro. 'or consiguiente, lo mismo puede aseverarse respecto a las !arifas de Energa en2arra.

1e manera similar a lo mencionado para la energa, la cuantificacin del 'recio 2sico de la'otencia parte de la identificacin del tipo de unidad generadora ms econmica parasuministrar potencia adicional en las !oras de demanda mxima anual y toma en cuenta demanera e(plcita la indisponibilidad fortuita de la unidad y el /argen de 7eserva @irme Bbjetivodel sistema. 'uede, por consiguiente, concluirse +ue la formacin del 'recio 2sico de'otencia considera de manera e(plcita las condiciones de oferta de potencia asociadas a lacalidad del suministro. ) for%iori, lo mismo puede aseverarse respecto a las !arifas de 'otencia


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en 2arra.

Los dos prrafos anteriores sustentan la siguiente conclusin9

Conclusin 1" #a formacin de las tarifas en barra considera de manera explcita elcriterio de calidad del suministro.

"omo la norma de calidad del suministro es cuantitativa, se vuelve a&ora de inters anali%arcul es la calidad del suministro +ue est efectivamente respaldada mediante las tarifas enbarra.

El interrogante planteado se puede tratar de dos maneras. En primer lugar, anali%ando elmonto de las tarifas en barra reconocido e(plcitamente por concepto de calidad del suministro.En segundo lugar, anali%ando si las tarifas en barra corresponden a una calidad de suministroinfinita en cuanto a la ine(istencia de interrupciones ocasionadas por problemas de generacino si, por el contrario, e(iste un monto m(imo de calidad de suministro +ue se puede e(igir a lageneracin.'ara cuantificar el monto tarifario +ue se paga a la generacin por concepto de calidad del

suministro se puede identificar un programa de operacin, +ue no es de mnimo costo, en elcual se &ayan eliminado al m(imo todas las provisiones asociadas al concepto de calidad delsuministro a nivel de generacin. tese +ue este programa ya no re+uiere cumplir lacondicin de factibilidad tcnica, puesto +ue no se busca ponerlo en ejecucinG constituyesimplemente una abstraccin terica re+uerida para posibilitar la cuantificacin de un costo.

'ara la simulacin del programa de operacin atrs mencionado se deben usar los mismosmodelos de simulacin de despac&os, suponer &idrologa &meda y omitir tanto lasindisponibilidades fortuitas como las indisponibilidades programadas para todas las unidadesgeneradoras. /ediante ste despac&o terico y optimista la demanda puede abastecerse a uncosto de operacin muc&o ms bajo +ue calculado en el escenario factible identificado como demnimo costo. La diferencia entre el 'recio 2sico de la Energa #+ue corresponde al escenario

de mnimo costo$ y el correspondiente indicador +ue se obtiene mediante la simulacinoptimista descrita constituye un pro(i al monto +ue est incluido en el 'recio 2sico de laEnerga para pagar por la calidad del suministro.

'ara cuantificar el monto incluido en el 'recio 2sico de la 'otencia +ue est destinado a pagarpor la calidad del suministro se puede efectuar una simulacin idntica a la descrita para laenerga en cuanto al mtodo se refiere, solo +ue en ste caso resulta ms simple y directa. El"osto de "apacidad por unidad de potencia efectiva, en la forma en +ue est definido en el7eglamento corresponde, por definicin, al precio bsico de la potencia sin consideraciones decalidad. En consecuencia, por concepto de calidad se considera e(plcitamente la diferenciaentre el 'recio 2sico de 'otencia y el "osto de "apacidad.

:na ve% estimados los precios de la energa y la potencia +ue e(istiran sin tomar en cuenta lacalidad del suministro, se puede proceder al clculo de las correspondientes tarifas en barra,siguiendo la misma metodologa +ue se usa para calcular las tarifas en barra del escenario demnimo costo.

El clculo del monto de las tarifas en barra destinado a pagar por concepto de calidad en elsuministro puede efectuarse siguiendo la metodologa descrita y solo demanda un esfuer%omodesto en ra%n a +ue el "BES posee los modelos re+ueridos en funcionamiento. o seefectu esta cuantificacin principalmente por+ue carece de utilidad prctica dentro del marcoregulatorio vigente.


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Conclusin 2" Se describe una metodologa mediante la cual se puede cuantificar elmonto de las tarifas en barra que se origina por concepto de calidad del suministro

pero no se calcula dic!o indicador porque carece de utilidad prctica dentro del marcoregulatorio vigente.

) continuacin se sigue anali%ando el tema de determinar la calidad del suministro +ue estefectivamente respaldada mediante las tarifas en barra, concentrndose a&ora en determinar sidic&as tarifas en barra corresponden a una calidad del suministro infinita en cuanto a laine(istencia de interrupciones ocasionadas por problemas de generacin o si, por el contrario,e(iste un monto m(imo de calidad de suministro +ue se puede e(igir a la generacin.

Los resultados de la simulacin del escenario de mnimo costo mediante el cual se cuantifica el'recio 2sico de la Energa contienen la estimacin de la cantidad esperada de energa noservida +ue se valori%a mediante el indicador de "osto de 7acionamiento. Este valor esperadode energa no servida normalmente depende tanto de la demanda y oferta de energa, como delmonto del indicador de "osto de 7acionamiento. Si se incrementa la valoracin delracionamiento, se puede identificar un nuevo programa de operacin de mnimo costo si se

logra encontrar una nueva ruta de e(pansin de la generacin +ue satisfaga de mejor manera lademanda, en forma tal +ue la disminucin en el costo de racionamiento +uede ms +uecompensada por el crecimiento en los costos de inversin, operacin y mantenimiento.

Las consideraciones anteriores destacan el &ec&o de +ue las tarifas en barra estn asociadas aun valor esperado de energa no servida positivo y, por consiguiente, carece de sustentacineconmica cual+uier e(igencia de calidad en el suministro +ue disminuya la cantidad esperadade energa no servida por debajo del monto esperado en el programa de operacin identificadocomo de mnimo costo.

ormalmente no se maneja el concepto de Hmonto esperado de energa no servidaI por+ueresulta difcil de imaginar o de visuali%ar en atencin al carcter de valor absoluto +ue posee y

por+ue va cambiando con el crecimiento del sistema. 7esulta preferible manejar un conceptorelativo denominadoprofundidad esperada de falladefinida como el cociente entre la cantidadesperada de energa no servida durante un determinado perodo de tiempo y lacorrespondiente demanda de energa.

Los ra%onamientos anteriores permiten destacar la siguiente conclusin9

Conclusin 3" $arece de sustentacin econmica cualquier exigencia de calidad enel suministro que signifique un menor nivel de profundidad esperada de falla en el

programa de operacin identificado como de mnimo costo.

) continuacin se desarrolla un anlisis de la !"SE en lo referente a la calidad en el

suministro +ue resulte deteriorada por problemas imputables al servicio de generacin.

La Ley dispone +ue en caso de producirse racionamiento de energa, por dficit de generacinelctrica, los generadores compensarn a sus usuarios, sujetos a regulacin de precios, por laenerga no suministrada en los casos, forma y condiciones +ue se?ale el 7eglamento. Este asu ve% dispone +ue la compensacin ser asumida por las empresas generadoras, incursas enel dficit de generacin, y efectuada mediante un descuento en la factura del mes siguiente deproducido el racionamiento. La energa a compensar se valori%a considerando como precio ladiferencia +ue resulte entre el "osto de 7acionamiento y el 'recio de la Energa en 2arracorrespondiente.


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La !"SE considera como interrupcin del servicio elctrico a toda falta de suministro elctricoen un punto de entrega +ue tenga mas de > minutos de duracin y +ue no est relacionada concasos de fuer%a mayor. )dicionalmente dispone +ue las compensaciones +ue establece soncomplementarias a las determinadas por la Ley y el 7eglamento, lo cual conduce a concluir+ue, de las compensaciones por mala calidad del suministro calculadas segn la !"SE se

descuentan las compensaciones pagadas y calculadas segn lo disponen la Ley y el7eglamento.

Los puntos especficos +ue se &an detectado como interesantes de anali%ar son los siguientes9#i$ e(istencia o no de una e(igencia de calidad infinita al servicio de generacinG#ii$ vigencia o no de las compensaciones determinadas por la Ley y el 7eglamento.

'uede interpretarse +ue cuando la Ley determina +ue e(istirn compensaciones solo en Hcasode producirse racionamiento de energaI, reconoce implcitamente dos posibilidades. En primerlugar, reconoce la posibilidad de +ue el racionamiento esperado de acuerdo al programa demnimo costo puede no llegar a producirse por cual+uier motivo, tales como condiciones realesde demanda o de oferta diferentes a las pronosticadas y el mismo carcter probabilstico +ue

posee la cantidad de energa no suministrada +ue se estima mediante los modelos desimulacin. En segundo lugar, como se trata de un escenario de mnimo costo, reconoce laposibilidad de sustituir cortes de energa mediante un racionamiento velado de la demanda +uepuede efectuarse por mtodos tales como disminucin del voltaje o de la frecuencia.

La !"SE al definir los conceptos, compensaciones y penali%aciones por baja calidad delproducto, anula la posibilidad de +ue los generadores puedan racionar la demandaveladamente y a costo nulo mediante procedimientos tales como disminucin de voltaje o defrecuencia. En esta situacin, la nica posibilidad de +ue no causen compensaciones lasinterrupciones de servicio originadas en dficit de generacin +ueda reducida a las dose(cepciones contempladas por la orma9 +ue tengan duracin inferior a > minutos o +ueobede%can a casos de fuer%a mayor. "omo la fuer%a mayor, por definicin, no es controlable

por parte del generador, se concluye +ue la nica posibilidad de racionar sin incurrir encompensaciones consiste en &acerlo mediante cortes de menos de > minutos de duracin. )continuacin se destaca la conclusin alcan%ada9

Conclusin 4" %acionamientos inferiores a los correspondientes a la profundidadesperada de falla, que no pueden generar compensaciones, deben ocurrir &nicamenteen cortes de menos de ' minutos de duracin por cuanto esta es la &nica posibilidadque admite la (orma para racionar sin incurrir en compensaciones.

Disquisicin1" Si se supone una profundidad esperada de falla del orden del ) por )*mil, ella sera consistente con una duracin promedio esperada del orden de +*minutos por ao, o sea con un n&mero del orden de )+ a -* interrupciones de menos

de ' minutos de duracin cada una. #os anteriores n&meros se pueden mejorarrefirindolos al caso del S/$( considerando las estimaciones de la cantidad esperadade energa no servida que se !a cuantificado para el escenario identificado como demnimo costo y la correspondiente curva de duracin de carga. 0 la lu1 de un anlisissobre la lgica prctica que podra tener un eventual racionamiento por dficit en lageneracin operativi1ado mediante esta multiplicidad de seccionamientos del serviciode mnima duracin, se puede llegar directamente a la conclusin de si la (T$SE esto n estableciendo una exigencia de calidad en el suministro que carece desustentacin econmica de acuerdo a lo expresado en la $onclusin '.


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Se procede a continuacin a reali%ar el anlisis del segundo punto de inters arribamencionado, o sea el relacionado con la vigencia o no de las compensaciones determinadaspor la Ley y el 7eglamento.

"omo ya se mencion, la !"SE dispone +ue las compensaciones +ue establece soncomplementarias a las determinadas por la Ley y el 7eglamento, lo cual conduce a concluir

+ue, de las compensaciones por mala calidad del suministro calculadas segn la !"SE sedescuentan las compensaciones pagadas y calculadas segn lo disponen la Ley y el7eglamento. 1esde todo punto de vista prctico esta disposicin conduce a +ue se paguene(actamente las mismas compensaciones +ue se cancelaran si nicamente se efectuaran lascompensaciones estipuladas en la orma y no se li+uidara compensacin alguna de lasdeterminadas por la Ley y el 7eglamento lo +ue permite destacar la siguiente $onclusin"

Conclusin 5" En la prctica, la (T$SE elimina la vigencia de lascompensaciones por racionamiento de energa originado en dficit degeneracin elctrica determinadas por la #ey y el %eglamento .

'or el impacto +ue tiene para los generadores, interesa resaltar la conclusin anterior. Las

compensaciones establecidas por la !"SE se podran considerar como complementarias alas estipuladas en la Ley y el 7eglamento si la orma determinara +ue las compensaciones porcalidad del suministro originadas en dficit de generacin elctrica se li+uidaran conforme a lodispuesto en la Ley y el 7eglamento y, las compensaciones correspondientes a las fallasrestantes en calidad del suministro, se li+uidaran de acuerdo a lo establecido en la !"SE, locual no es lo estipulado en la orma. tese +ue si este fuera el caso, las compensacionesoriginadas en dficit de generacin se valori%aran considerando como precio de la energa nosuministrada la diferencia entre el indicador del "osto de 7acionamiento y el 'recio de laEnerga en 2arra correspondiente, lo cual es consistente con la interpretacin legal del "ostode 7acionamiento como Hel costo promedio incurrido por los usuarios, al no disponer deenerga, y tener +ue obtenerla de fuentes alternativasI y, desde luego, produciracompensaciones inferiores a las li+uidadas segn la orma, durante la tercera etapa de su

aplicacin.

Disquisicin 29 :n anlisis jurdico puede determinar la prevalencia entre lasdisposiciones de la !"SE y las de la Ley o el 7eglamento cuando e(iste conflicto entreellas.

Disquisicin 39 0l anali1ar la formacin de los Precios de Potencia en 2arra seencontr que, en la actualidad, el margen de reserva 3de capacidad de generacin4bordea el 567 frente al 8argen de %eserva 9irme :bjetivo del sistema fijado por la$omisin en el );7 para el S/$(. Parece muy importante estudiar si a este margen dereserva se !a llegado como resultado de una previsin incorrecta de la demanda o pormotivos de una expansin incorrecta de la oferta. %esulta preocupante la posibilidad de

que sea la metodologa misma de establecimiento del precio de la potencia, que noconsidera explcitamente las condiciones comparativas del mercado de demanda yoferta de potencia en el mediano pla1o, la que est originando un incentivo perverso enla instalacin de potencia de punta cuyo uso podra resultar antieconmico a futuro.#lama la atencin que la #ey prevea la posibilidad de adicionar un margen al Precio2sico de la Potencia de punta cuando la reserva del sistema sea insuficiente 30rt. 5


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)l tratar la relacin entre tarifas de los generadores y el cumplimiento del criterio de calidad deproducto por tensin, e(isten principalmente tres casos de inters a estudiar9

#i$ "alidad de tensin en las barras de generacin y e+uipamiento de generacinre+uerido para lograrlaG

#ii$ "alidad de tensin en las barras de consumo y eventualmente generacin fuerade mrito re+uerida para lograrlaG y

#iii$ 'roduccin o absorcin de la energa reactiva re+uerida por el sistema detransmisin con objeto de cumplir con los re+uisitos de calidad de tensin.

En primer lugar, se procede a tratar el tema del reconocimiento tarifario asociado a la calidad dela tensin en barras de generacin y al anlisis del reconocimiento de las inversionesre+ueridas para lograrlo9

La calidad de tensin en barras de generacin es un re+uisito tcnico por+ue incide en elcosto y vida til de los e+uipos de generacin y en las condiciones operativas del sistema depotenciaG sin embargo no constituye, al observarlo aisladamente de otras consideraciones,un objetivo de bienestar +ue deba ser supervisado y controlado.

'roblemas asociados a la calidad de tensin en barras de generacinsolo ocurren, por logeneral, cuando e(isten problemas de transferencia en la red de transmisin, ya sea en elestado normal estable o bajo condiciones de modificaciones topolgicas ocasionadas porre+uisitos operativos o fallas. En consecuencia, es un tema cuyo tratamiento correspondeal reconocimiento tarifario del servicio de transmisin.

El sistema de fijacin de las tarifas en barra implica un reconocimiento e(plcito de losactivos de generacin re+ueridos para lograr calidad de tensin adecuada en barras degeneracin.

Conclusin 6" #a sistema de fijacin de las tarifas en barra contempla elreconocimiento tarifario explcito de los activos de generacin requeridos para lograradecuada calidad de tensin en las barras de generacin. #os problemas que

pudieran subsistir en cuanto a calidad de voltaje en barras de generacin deben sersolucionados mediante inversiones a cargo de los transmisores que deben serreconocidas en las tarifas de transmisin.

Se procede, en segundo lugar, a tratar el tema del reconocimiento tarifario asociado a la calidadde tensin en las barras de consumo y, eventualmente, a la generacin fuera de mritore+uerida para lograrla9

'ara mantener los voltajes de abastecimiento de barras en niveles aceptables y no restringirlos niveles de transmisin de potencias reactivas, es necesario responder a losre+uerimientos de potencia reactiva en los distintos puntos de la red. 'or otra parte,interesa tambin mantener la estabilidad de voltajes en la red ante cambios en la operacin.Estos objetivos se logran a travs del uso de distintas fuentes de potencia reactiva ye+uipamiento de control, particularmente mediante condensadores en el mbito dedistribucin, transformadores con cambio de derivaciones bajo carga por lo general tambinsituados en el mbito de la distribucin, y con compensacin de potencia reactiva en altatensin mediante cone(in y control dinmico de reactores, de bancos de condensadores ycompensadores estticos, o inyeccin #generacin o absorcin de potencia reactiva$ porparte de los generadores. 'or lo general se responsabili%a tanto a los generadores como alos transmisores del manejo de las tensiones de la red de alta tensin.


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En el sistema tarifario peruano, los generadores perciben un ingreso adicional aldeterminado por las tarifas de barra, cuando el factor de potencia en algunas barras deconsumo est por debajo de A.5. Estas tarifas se aplican a la energa reactivasuministrada en e(ceso de la +ue se re+uerira si e(istiera un factor de potencia aceptable.Las tarifas se &an calculado a partir del costo e+uivalente de instalar compensadoresestticos en la red de alta tensin, a ra%n de 45 :S;JkC)7 para su uso durante > &oras porda. !ienen > niveles tarifarios +ue corresponden a > rangos de energa reactiva y dic&osniveles difieren nicamente como resultado de suponer > perodos de amorti%acindiferentes para los e+uipos de compensacin.

Segn entiende el consultor, el ingreso percibido por los generadores por generacin deenerga reactiva se est utili%ando para cancelar la generacin de las plantas +ue deben serdespac&adas fuera de mrito por re+uisitos de calidad de voltaje en barras de consumo.Esta decisin revela tres &ec&os9 #i$ el convencimiento de los generadores de +ue tendrn(ito algunos de los programas de instalacin de condensadores +ue adelantan losdistribuidores, lo cual les evitar incurrir en costos de inversin en compensacin en altatensinG #ii$ la e(istencia de casos, +ue por lo general son e(cepcionales, en los cualesresulta ms barato despac&ar generacin fuera de mrito +ue ad+uirir la compensacin +uela evitaraG y #iii$ la aceptacin de los generadores de +ue la generacin fuera de mritoocasionada por no invertir en compensacin debe ser asumida por los mismos generadores.

Conclusin 7" Existe un reconocimiento tarifario explcito a los generadores porgenerar energa reactiva requerida para cumplir criterios de calidad en las barras deconsumo durante < !oras al da. El ingreso por concepto de estas tarifas remunera loscostos de inversin en equipos de compensacin instalados en alta tensin requeridoso la energa generada fuera de mrito en caso de que los generadores decidan questa es su mejor opcin.

Se trata en tercer lugar, el tema de produccin o absorcin de la energa reactiva re+uerida porel sistema de transmisin con objeto de cumplir con los re+uisitos de calidad de tensin.

"abe comentar +ue el &ec&o de +ue e(ista un buen factor de potencia no e(ime a losgeneradores de la necesidad de proveer potencia reactiva en el sistema de transmisin. )los transmisores compete la responsabilidad de instalar el e+uipamiento de compensacinde potencia reactiva, ya sea en e+uipos fijos o controlables. Los generadores despac&adospueden contribuir, sin costo significativo, a generar o consumir potencia reactiva, pues solopueden ser afectados sus niveles de generacin de activos por limitaciones de corrientes decampo o armadura.

:n generador despac&ado, dependiendo del nivel de potencia activa +ue se le asigne agenerar, puede tener &olgura en cuanto a generacin o absorcin de potencia reactivadentro de sus capacidades trmicas y su carta de operacin #diagrama ' F K$ sin +ue e(istaun costo asociado relevante para el generador. Esta &olgura debe ser de libre disposicindel despac!o y no debe percibir remuneracin9 se trata de una prestacin obligatoria nocompensable. Segn entiende el consultor, los generadores &an suministrado al centro dedespac&o las cartas de operacin de sus unidades de generacin pero no e(istereglamentacin e(&austiva sobre la obligatoriedad de generar o absorber la energa reactivade acuerdo a dic&as cartas.

"omo la generacin o absorcin de energa reactiva dentro de las cartas de operacin no es


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compensable, no es sujeto de tarificacin, motivo por el cual se establece simplemente lasiguiente disquisicin"

Disquisicin 49 /nteresa disponer de una reglamentacin clara sobre la obligatoriedadde los generadores de generar o absorber energa reactiva, sin compensacineconmica, de acuerdo a la solicitud del despac!o y a las cartas de operacin de las

unidades generadoras, y sobre la verificacin que realice el despac!o del cumplimientode esta obligacin.

c$ La generacin y el criterio de calidad de producto por frecuencia

)l estudiar el sistema peruano de formacin de las tarifas en barra y el documento emanado dela "omisin de !arifas Elctricas con ocasin de la ltima @ijacin de !arifas en 2arra no seencuentra referencia alguna a los costos asociados al servicio de regulacin de frecuencia y asu consiguiente reconocimiento tarifario. El tema simplemente est omitido.

El consultor entiende +ue la regulacin de frecuencia, encomendada a un generadorresponsable por ella, se reali%a solo durante > &oras diarias coincidentes con las &oras de

punta. Este generador es 0uinco y posee grupos +ue suman 43 /A /< +ue seli+uida al precio marginal de punta. El pago total +ue percibe 0uinco proviene de todos losgeneradores en proporcin la m(ima potencia inyectada por cada uno durante las &oras depunta.1e acuerdo a lo e(presado se establece la siguiente conclusin"

Conclusin 8" #a formacin de las tarifas en barra no considera el reconocimiento delos costos asociados al servicio de regulacin de frecuencia. Este servicio se reali1asolo durante las !oras de punta y es pagado al generador que regula la frecuencia por

parte de los dems generadores en proporcin a la mxima potencia coincidente quecada uno inyecta al sistema a la !ora de mximo despac!o de potencia.

) continuacin se presentan algunas consideraciones destinadas a formular una disquisicinsobre un enfo+ue +ue podra adoptarse para incluir en la tarifa de generacin el reconocimientode los costos asociados a la regulacin de frecuencia en forma tal +ue produ%ca racionalidadcausa efecto a la e(igencia de cumplir los criterios de calidad de producto por frecuencia9

"asi todas las unidades generadoras, con pocas e(cepciones, estn en capacidad deregular frecuencia si se las acondiciona con el e+uipamiento indispensable.

La regulacin de frecuencia aporta un importante atributo de calidad a la electricidadsuministrada por el sistema, el cual no es discriminable.

1e ninguna manera parece conveniente +ue se mantenga la organi%acin informal vigentede enfrentar la regulacin de frecuencia, especialmente por no e(tenderse a la totalidad delda.

La actual ocasin es propicia para incluir el reconocimiento tarifario e(plcito al servicio deregulacin de frecuencia por+ue el S*" posee sobreinstalacin de capacidad +ue da lugara un /argen de 7eserva del orden del 8D, cuando el /argen de 7eserva @irme Bbjetivo


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del sistema fijado por la "omisin para el S*" es del -D.

:na forma de incorporar e(plcitamente en el es+uema tarifario del 'er la obligacin de+ue los generadores entreguen su producto regulado en frecuencia consistira en incorporare(plcitamente en el 'recio 2sico de la 'otencia el e+uipamiento asociado a la regulacinde la frecuencia, el cual est formado bsicamente por e+uipos de comunicaciones, enatencin a +ue los costos de inversin de la unidad terica de -AA /< simulada paradeterminar dic&o precio bsico ya deben considerar la e(istencia de reguladores develocidad apropiados. Eventualmente tambin puede llegar a re+uerirse efectuar pe+ue?osajustes al 'recio 2sico de la Energa como resultado de la imposibilidad +ue pueden teneralgunas plantas generadoras para trasladar en el tiempo su energa asociada a laregulacin de frecuencia.

Si se llegan a efectuar los ajustes mencionados a los 'recios 2sicos de Energa y 'otencialos generadores estarn obligados a entregar su producto debidamente regulado enfrecuencia. 7estara solamente reglamentar las correspondientes obligaciones, entre lascuales se destacan las de9 #i$ ad+uirir el servicio de regulacin de frecuencia cuando ungenerador no cuente con el e+uipamiento necesario para elloG y #ii$ controlar y verificar porparte del centro de despac&o el cumplimiento del servicio por parte de los generadores +ueregulen frecuencia, ya sea para si mismos o para otros generadores.

Disquisicin 59 Se presenta un enfoque destinado a reconocer mediante las tarifas enbarra y de manera explcita los costos asociados a la regulacin de frecuencia de talforma quetodo generador est obligado a entregar su producto debidamente reguladoen frecuencia.

d$ La generacin y el criterio de calidad de producto por perturbaciones

La @ijacin de las !arifas en 2arra no efecta ninguna consideracin respecto a reconocimientode costos asociados a control de @licker o de tensiones armnicas. "omo puede considerarse+ue la generacin es un segmento pasivo del sistema de potencia respecto a la produccin deesta clase de perturbaciones, el enfo+ue tarifario adoptado es correcto al omitirlas.

Conclusin 9" #a 9ijacin de Tarifas en 2arra no reconoce costos asociados al controlde flic=er o de tensiones armnicas lo cual corresponde acertadamente al !ec!o deque el segmento de la generacin es pasivo respecto a la produccin de esta clase de

perturbaciones.

)l margen de la anterior conclusin se comenta +ue ella no tiene relacin con la obligacinestablecida para los generadores de reali%ar gestiones con sus clientes asociadas alcumplimiento, por parte de ellos, de normas sobre emisin de perturbaciones.


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('- Criterio# de Caidad Con#iderado# en a# Tari%a# de Tran#$i#in

a$ La transmisin y el criterio de calidad de suministro

1e acuerdo a la presentacin efectuada en el numeral .4.4. las tarifas de transmisin

reconocen el "osto !otal de !ransmisin +ue incluye la componente de inversincorrespondiente al C7 del Sistema Econmicamente )daptado ms los costos estndares deoperacin y mantenimiento de dic&o sistema.

1e lo anterior se deduce +ue las tarifas de transmisin consideran de manera e(plcita lasinversiones del Sistema Econmicamente )daptado y deben, por consiguiente, cubrir unacalidad de suministro tambin correspondiente a la del Sistema Econmicamente )daptado.:na e(igencia de calidad de suministro +ue supere la confiabilidad del SistemaEconmicamente )daptado carece de soporte tarifario. En consecuencia, as como laidentificacin del Sistema Econmicamente adaptado es el resultado de un proceso conceptual,la simulacin del comportamiento de este Sistema Econmicamente )daptado en lo referente ala calidad del suministro, tambin debe ser el resultado de la simulacin terica de su

confiabilidad.

Conclusin 10" #as tarifas de transmisin cubren la calidad del suministro esperadapara el Sistema Econmicamente 0daptado y carece de respaldo tarifario cualquierexigencia en calidad de suministro que supere el desempeo esperado del SistemaEconmicamente 0daptado.

b$ La transmisin y el criterio de calidad de producto por tensin

1e manera idntica a lo comentado al tratar el criterio de calidad de suministro, se reitera +uelas tarifas de transmisin reconocen el Sistema Econmicamente )daptado y cubren, desdeluego, las e(igencias en cuanto a calidad de producto por tensin +ue el SistemaEconmicamente )daptado sea capa% de cumplir. "ual+uier e(igencia superior carece derespaldo tarifario. En consecuencia, as como la identificacin del Sistema Econmicamenteadaptado es el resultado de un proceso conceptual, la simulacin del comportamiento de esteSistema Econmicamente )daptado en lo referente a la calidad del producto por tensin,tambin debe ser el resultado de la simulacin terica de su desempe?o.

Conclusin 11" #as tarifas de transmisin cubren la calidad del producto por tensinesperada para el Sistema Econmicamente 0daptado y carece de respaldo tarifariocualquier exigencia en calidad de producto que supere el desempeo esperado delSistema Econmicamente 0daptado.

'or estar directamente relacionado con el tema a+u tratado, cabe reiterar lo e(presadoanteriormente al tratar el caso de la generacin respecto al criterio de calidad de producto portensin. El Sistema Econmicamente )daptado debe ser tal +ue produ%ca niveles de tensinadecuados en las barras de generacin y +ue, adicionalmente, en las barras de consumoprodu%ca voltajes +ue puedan mejorarse con las inversiones en compensacin situadas en altatensin +ue se pueden ad+uirir con el ingreso percibido por los generadores por generacin deenerga reactiva.

c$ La transmisin y el criterio de calidad de producto por frecuencia

La @ijacin de !arifas de !ransmisin acertadamente no toma en cuenta el criterio de calidad de


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producto por frecuencia, tal como corresponde a la pasividad del segmento de la transmisinrespecto a este concepto de calidad.

Conclusin 12" #a 9ijacin de Tarifas de Transmisin no reconoce costos asociados alcumplimiento del criterio de calidad de producto por frecuencia lo cual correspondeacertadamente al !ec!o de que el segmento de la transmisin es pasivo respecto a

distorsiones en la frecuencia..

d$ La transmisin y el criterio de calidad de producto por perturbaciones

Las nicas fuentes de perturbaciones por tensiones armnicas situadas en el segmento detransmisin estn reducidas, en el caso peruano, a dos e+uipamientos SC" #Static Car"ompensators$. Los otros dos SC" +ue e(isten estn situados en la red de distribucin. Las!arifas de !ransmisin vigentes incluyen e(plcitamente el reconocimiento de a+uellos e+uiposSC" +ue estn simulados en el Sistema Econmicamente )daptado. 'or lo tanto se establecela siguiente conclusin"

Conclusin 13" #as Tarifas de Transmisin vigentes reconocen explcitamente los

costos asociados a los equipos S>$ simulados en el Sistema Econmicamente0daptado, por consiguiente, la transmisin debe cumplir los criterios de calidad deproducto por perturbaciones mediante tensiones armnicas que puedan introducirdic!os equipos.

!ambin puede considerarse +ue el segmento de la transmisin es bastante pasivo respecto aperturbaciones por flicker por+ue stas, en general, no se propagan &acia niveles de altatensin. Su control debe ocurrir a nivel de la distribucin mediante la consideracin decoeficientes de propagacin. Las inversiones en transmisin destinadas a control deperturbaciones se reducen a reactancias inductivas +ue tienen por objeto eliminar losproblemas de sintona +ue pudieran aparecer en a+uellos e+uipos de compensacin de latransmisin +ue reciban la perturbacin y puedan llegar a resonar. Estas inversiones solo

pueden necesitarse en casos muy especiales lo +ue permite esperar +ue no constituyan uncosto significativo de la red de transmisin. Las !arifas de !ransmisin vigentes no reconocenninguna inversin en transmisin destinada a control de perturbaciones. En consecuencia, seestablece la siguiente conclusin9

Conclusin 14" #as Tarifas de Transmisin vigentes no reconocen ninguna inversindestinada a control de perturbaciones en el Sistema Econmicamente 0daptado.


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) Trata$iento Tari%ario Internaciona de a Caidad

Se compara en el presente numeral el tratamiento dado a la calidad en el grupo de pasesseleccionados con el correspondiente tratamiento adoptado en el 'er.

La descripcin del tratamiento dado a la calidad de la electricidad en los distintos pases secomenta desde tres puntos de vista9 #i$ el tratamiento dado al segmento de generacin, +ueest implcito en la formacin de los precios de generacinG #ii$ el tratamiento dado al segmentode transmisin, +ue est implcito en el reconocimiento tarifario de los costos asociados alservicio de transmisinG y #iii$ el tratamiento dado al consumo, +ue se observa en las tarifas alusuario regulado.


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)'1 Co$&aracin con e Ca#o Coo$biano

En general, puede comentarse +ue en "olombia se &a logrado una congruencia aceptable entrelos criterios de confiabilidad y calidad respecto a la formacin de las tarifas.

a$ @ormacin de los precios de generacin

Lo esencial del modelo colombiano en lo referente a la formacin de los precios de generacinconsiste en +ue se determinan en la bolsa de energamediante ofertas de preciosa diferenciade los descrito para 'er en el numeral .4.-.

)dicionalmente al precio determinado por la bolsa de energa e(isten otros dos ingresos delgenerador, +ue son la remuneracin de la generacin despac&ada fuera de mrito por motivode restricciones de transmisin y un reconocimiento a la potencia firme. )mbas clases dereconocimientos difieren del caso peruano. La asignacin de costos originados en restriccionesde transmisin busca +ue sea el responsable de la restriccin +uien asuma los costos. Elreconocimiento a la potencia firme es conceptualmente parecido al del 'er, con la diferencia

de +ue s toma en cuenta consideraciones de mercado asociadas a la reserva prevista depotencia firme y de +ue valora dic&a potencia firme de forma diferente.

b$ @ormacin de los precios de transmisin

:na primera caracterstica esencial del modelo colombiano en cuanto a la formacin de losprecios de transmisin es +ue remuneran la totalidad del sistema existente el cual cumple, ensu gran mayora, con el criterio de confiabilidad n F-. En esto difiere drsticamente el modelocolombiano del peruano +ue solamente reconoce el Sistema Econmicamente )daptado.

Las se?ales de precios de la transmisin destinadas a incentivar su uso eficiente mediante lalocali%acin de la nueva generacin se logran distinguiendo entre sistema de transmisinnacional, regional o local y entre cargos por uso y peajes. En lo +ue a la se?al de precios serefiere, lo esencial al modelo colombiano es +ue se estiman los cargos por uso en funcin delHstressI de la red de transmisin ante distintas circunstancias de oferta y de demandaestablecidas por %onas y sub%onas. Los cargos por uso vigentes #7esolucin "7E AA> de-$ poseen un amplio rango de variacin +ue incluyen valores e(tremos, tanto negativoscomo positivos. 'or consiguiente, las se?ales de precios mediante cargos por uso del sistemacolombiano producen precios relativos entre nodos muc&o mas diferenciados +ue los peruanos,ya +ue stos solo difieren por ra%n de las prdidas marginales.

La segunda caracterstica esencial al modelo consiste en +ue remunera el costo total de lasnuevas obras de transmisin +ue formen parte del 'lan de !ransmisin de 7eferencia. E(isteuna reglamentacin #7esolucin "7E AA de -$ +ue determina la forma de identificar el'lan de !ransmisin de 7eferencia pero, una ve% llegado a l, es obligacin asumir su costototal +ue est determinado por la mejor oferta obtenida para su construccin, operacin ymantenimiento. )+u se destaca otra clara diferencia con el sistema peruano en donde unainversin programada, una ve% +ue se realice puede, dependiendo de las circunstancias futurasdel sistema de potencia, ser o no ser reconocida mediante los cargos tarifarios.

c$ @ormacin de los precios del consumo final

Los costos de prestacin del servicio de electricidad al consumidor final se reconocen a travsde frmulas tarifarias +ue comprenden los costos de compra de energa, los costos por uso del


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sistema de transmisin nacional, el costo de distribucin, los costos del mercado mayoristaasociados al "entro acional de 1espac&o, los costos ocasionados por restricciones y servicioscomplementarios de generacin, las contribuciones a las entidades de regulacin y supervisin,las prdidas de energa, los costos de comerciali%acin y los costos de cone(in.

El 7eglamento de 1istribucin contempla el pago de compensaciones a los usuarios por parte

de los Bperadores de la 7ed, generalmente distribuidores, calculadas como el consumo dejadode suministrar, valorado por el costo de racionamiento +ue es del orden de A.4A :S;Jk


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)'( Co$&aracin con e Ca#o C.ieno


En "&ile no e(iste bolsa de energa. El "entro de 1espac&o Econmico de "arga #"E1"$, en

el cual solo participan generadores, efecta el despac&o de acuerdo a costos variables y no aoferta de precios. Los costos variables se calculan a partir de los precios de los combustibles yde los consumos especficos de las unidades generadoras. Los precios de los combustiblesson los de los contratos, o los vigentes en el mercado.

'ara la operacin de los embalses, el "E1" calcula semanalmente el valor del agua en cadauno utili%ando modelos matemticos y, luego, despac&a las unidades &idrulicas como si fuerantrmicas. Lo destacable es +ue el valor del agua permanece constante durante toda la semanaa menos +ue ocurran cambios significativos +ue daran lugar a un nuevo empleo de losmodelos y, por ende, a efectuar nuevamente todo el proceso de despac&o.

El precio spotes el costo marginal &orario +ue resulte. Es distinto para cada nodo, en funcin

de las prdidas marginales de transmisin. 1e lo e(puesto se deduce +ue e(isten grandessimilitudes entre los modelos de formacin de precios peruano y c&ileno.


El modelo c&ileno, de forma similar al peruano, &ace uso del concepto terico de Hinstalacineconmicamente adaptadaI cuando se trata de la transmisin y del concepto terico deHempresa modeloI cuando se trata de empresas de distribucin.

Lo esencial al modelo tarifario c&ileno es +ue remunera el costo total del sistema de transmisineconmicamente adaptado. Lo &ace a travs de dos medios9 #i$ el ingreso variable o ingresotarifario +ue resulta como saldo de aplicar el es+uema de inyecciones y retiros valorados aprecios nodalesG y #ii$ el peaje, +ue es la diferencia entre la anualidad de la inversin mas loscostos de operacin y mantenimiento y menos los ingresos tarifarios de cada lnea. "oinciden,pues, los dos modelos comparados.

E(isten dos clases de peajes9 uno 2sico y otro )dicional. El 'eaje 2sico lo pagan losgeneradores a las lneas de transmisin de su rea de influencia. El 'eaje )dicional lo paganlos generadores a las lneas +ue no pertenecen a su rea de influencia pero +ue utili%an paraabastecer sus contratos.

c$ @ormacin de los precios de consumo final

"uando e(iste dficit en el modelo c&ileno, el dficit registrado se distribuye entre todos losgeneradores en forma proporcional a sus compromisos. "ada empresa generadora reconoce asus clientes, ya sean distribuidores o clientes finales, cada k


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)') Co$&aracin con e Ca#o Ar*entino


E(iste un mercado a trmino y un mercado spot para la compra F venta de energa. Los

1istribuidores pueden comprar la energa al mercado a un precio estabili%ado +ue se actuali%atrimestralmente. Los generadores pueden vender energa a travs de un precio spot&orario.La generacin necesaria para satisfacer la demanda se determina en funcin del costoeconmico de operacin del sistema elctrico.

La "ompa?a )dministradora del /ercado /ayorista Elctrico S.). #")//ES$ administra lastransacciones en el /ercado Elctrico /ayorista #/E/$ y despac&a la oferta de generacin. Enel /E/ estn representados los generadores, distribuidores, transportistas y grandes usuarios.

'ara cual+uier generador vinculado al /E/ su costo de generacin est dado por el costomarginal de operacin ms el costo de transporte desde su nodo de cone(in &asta el mercado.El precio de energa spot es igual al costo marginal de la ltima unidad de generacin

despac&ada multiplicado por un factor nodal +ue es establecido por ")//ES a cada &ora ypara cada una de las unidades generadoras, representando la cantidad de electricidad +ue sepierde durante la transmisin.

"omo puede observarse de la descripcin anterior, e(iste una gran similitud entre el modeloargentino y el peruano, pero tambin e(isten diferencias.

:na primer diferencia radica en la determinacin del precio de energa spot. El modeloargentino iguala el precio spotal costo marginal de la ltima unidad despac&ada ajustado porprdidasG en el modelo peruano, el precio spotse define mediante el despac&o uninodal elcual, si bien considera las prdidas agregadas en el nodo nico, no considera la locali%acinespecfica del generador9 son los precios de energa en barras los +ue ya involucran lasprdidas.

:na segunda diferencia consiste en el sistema de transmisin +ue se considera. El modeloargentino toma en cuenta el sistema de transmisin real, en cambio el peruano el sistematerico +ue denomina Heconmicamente adaptadoI.


El transporte es remunerado a travs de cargos fijos de cone(in y de capacidad de transportey de cargos variables en funcin de las prdidas y de la probabilidad de falla de las lneas,siendo fijo el monto totalremunerado. Los dos cargos mencionados +ue percibe el transportistason pagados tanto por generadores como por distribuidores. En las transacciones de potenciareactiva participan generadores, distribuidores y transportistas.

1e acuerdo a lo e(presado e(isten dos diferencias fundamentales respecto al caso peruano.'or una parte, la remuneracin cubre el costo total del sistema real y no el costo total delsistema econmicamente adaptado. En segundo lugar, en la remuneracin se incluye, comoparte del cargo variable, laprobabilidad de falla de las lneas.

c$ @ormacin de los precios de consumo final

El precio pagado por los distribuidores se fija independientemente de la retribucin real +ue


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perciben los generadores y los transportistas. 'ara cubrir los eventuales desfases financieros+ue pudieran &aber, se &a creado un fondo de estabili%acin.

El distribuidor posee concesin del monopolio formado por los usuarios finales regulados y laobligacin de satisfacer toda la demanda +ue le sea re+uerida dentro de los trminos de sucontrato de concesin. Estos contratos especifican las obligaciones de los concesionarios en

cuanto a la calidad tcnica y comercial del servicio. La obligacin del distribuidor no est sujetaa la disponibilidad de energa en el /E/ ni posee garanta de la acin de solucionar loseventuales dficits de produccin.

El sistema tarifario argentino establece compensaciones a los usuarios por mala calidad detensin y por mala calidad de suministro.

La compensacin por mala calidad de tensin se establece valori%ando la energa suministradaen condiciones de mala calidad, en funcin del indicador de calidad de tensin, medianteindicadores absolutos +ue van desde A.-> :S;Jk


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)'- Co$&aracin con e Ca#o /oand0#

E(isten compensaciones econmicas a los usuarios privados conectados a la red de bajovoltaje por interrupciones de servicio pero no e(isten compensaciones por deficiencias en lacalidad del voltaje.

) partir del a?o 4AAA entrar en vigor un sistema de penali%aciones a las empresas +ue prestanservicios consistente en limitar sus utilidades de acuerdo con su eficiencia en la operacin de lared denominado Hpenali1acin por resultadosI.


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- Ma*nit"d de a# Co$&en#acione#

La presente seccin est destinada a anali%ar la magnitud de las compensacionesdeterminadas por la !"SE.


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-'1 De%inicin de Ee$ento de Co$&aracin

"on el nimo de llegar a conclusiones, conviene presentar el anlisis de la magnitud de lascompensaciones de manera relativa, esto es, con relacin a algn indicador, y no de maneraabsoluta, tal como estn redactadas en la norma. 'or ejemplo, se podra estudiar +u tan

grandes son con respecto a las compensaciones consideradas en otros pases, o con respectoa la tarifa promedio +ue pagan los usuarios en el 'er o con respecto a otro indicador.

) continuacin se procede a identificar un indicador o elemento de comparacin +ue permitallegar a conclusiones para el caso del 'er.

El objetivo inmediato de las compensaciones es sancionar al oferente de un servicio porsuministrarlo en condiciones de calidad deficiente. Esta interpretacin no es suficiente paraalcan%ar conclusin alguna. En consecuencia, &ay +ue tomar en cuenta los objetivos mediatosde las compensaciones. 'or una parte, las compensaciones deberan incentivar a los oferentesde servicios para +ue los produ%can en condiciones de buena calidad. 'or otra parte, deberanresarcir a los usuarios por el da?o infligido al ad+uirir un producto en condiciones de baja

calidad.

En la !"SE no es e(plcito el objetivo mediato de incentivar la buena calidad de los serviciosofrecidos mediante consideraciones distintas a las de evitar una sancin econmica. 1iferentesera el caso si la aplicacin de la orma permitiera incrementar las utilidades cuando elservicio ofertado superase los umbrales mnimos establecidos para la buena calidad. 'orconsiguiente, no resulta til indagar por un indicador asociado al oferente.

1ebido a +ue la !"SE considera el pago de las compensaciones a los usuarios afectados porla mala calidad de los servicios, puede aseverarse +ue posee y de manera e(plcita, lacondicin de resarcirlos por el da?o infligido. Esto permite concluir +ue el indicador buscadodebe estar en el lado de la demanda.

)l presentar los cocientes entre las compensaciones y el indicador +ue se seleccione, deberapoder observarse, al menos de una manera burda, si el usuario +ue recibe finalmente lascompensaciones las percibe en e(ceso o en defecto al da?o sufrido por la mala calidad delproducto. )l menos en teora, deberan evitarse sobrecompensaciones o subcompensaciones.En el primer caso, el usuario recibira un ingreso por compensaciones superior al da?o recibido,o sea un premio, +ue no obedece a sus propias acciones sino a las del oferente y +ue, por otraparte, no sera defendible desde el punto de vista econmico, pues involucrara transferencias.En el segundo caso, el usuario no resulta resarcido totalmente por el da?o infligido y, si l &apagado por obtener un servicio de buena calidad, tiene en justicia el derec&o de ser retribuidoen la misma magnitud del costo de los da?os recibidos.

Kui% la peor de las condiciones de mala calidad de un servicio es ad+uirirlo y, a pesar de esto,no obtenerlo. En este sentido, un indicador adecuado para medir si se compensa en e(ceso oen defecto al da?o es el costo de racionamiento asociado a cada usuario. Esta primeraseleccin posee los siguientes problemas principales9

En primer lugar, para algunos usuarios +ue poseen procesos productivos +ue sufreneventos catastrficos cuando ocurren fallas en la calidad de la electricidad, el costo del da?opuede ser muy superior al +ue debera resarcir el productor, ya +ue ste solo est, enprincipio, obligado a entregar su producto con la calidad mnima establecida por la normaGen este caso, es el usuario +uien debera autoprotegerse mediante e+uipamientos


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adecuados +ue cubran los niveles de calidad +ue re+uiera en adicin a los mnimosestndares de la norma. 'or consiguiente, los costos de racionamiento de a+uellosusuarios +ue resultan superlativamente afectados por la mala calidad del servicio no tienen

porqu ser cubiertos en su totalidadmediante las compensaciones.

En segundo lugar, la seleccin no es prctica, por+ue no se refiere a un solo indicador dereferencia, sino a una gran multiplicidad de indicadores +ue son, adems, desconocidos.

"omo, de acuerdo a lo e(puesto, no &ay ra%n para compensar los costos de racionamientodemasiado altos, la gran multiplicidad de indicadores de costo de racionamiento por usuariotiende a &omogenei%arse. 'uede entonces pensarse en el costo de racionamientodimensionado para el usuario promedio.

La Ley define el indicador de "osto de 7acionamiento como el costo promedio incurrido por losusuarios al no disponer de energa y tener +ue obtenerla por fuentes alternativas. Se?alaadems +ue este costo se calcular como valor nico y ser representativo de los dficits msfrecuentes +ue pueden presentarse en el sistema elctrico.

1e acuerdo a la definicin legal del "osto de 7acionamiento, el indicador nico as estimadosatisface en buena parte los re+uisitos del indicador buscado. "abe comentar +ue no lo &aceen la medida en +ue no e(iste ra%n para +ue toda carencia de electricidad deba sernecesariamente reempla%ada por Hfuentes alternativasI. Este precisamente es el caso en +ueel consumo de la electricidad est muy cerca de corresponder al consumo de un bien final, talcomo ocurre muy cercanamente en el sector residencial. 1ebido a esta objecin terica,conviene anali%ar mas detenidamente los procedimientos acostumbrados para estimar el costode la electricidad para las distintas clases de usuarios.

'or lo general, la estimacin del costo de racionamiento se basa en la teora del bienestarsegn la cual los costos de racionamiento se miden por la reduccin +ue produce unracionamiento en el bienestar de la sociedad menos lo +ue la misma sociedad a&orra como

resultado de la menor produccin de electricidad.

1e acuerdo a la teora de evaluacin de proyectos, la reduccin en el bienestar se mide por elrea debajo de la curva de demanda debidamente compensada por el efecto ingreso y, ela&orro en costos se mide por el rea debajo de la curva de oferta ya +ue esta representa elcosto marginal de la produccin. La diferencia entre las dos reas representa el bienestar neto+ue pierde la sociedad con ocasin de un racionamiento y puede interpretarse como la sumadel e(cedente del consumidor mas el e(cedente del productor.

El procedimiento anterior constituye el e(tremo opuesto respecto a la definicin del "osto de7acionamiento establecido por la Ley del 'er ya +ue, en la prctica, considera +ue toda laelectricidad +ue se consume produce bienestar directamente, o sea +ue trata a la totalidad del

consumo elctrico como un bien final.

La definicin legal del "osto de 7acionamiento en el 'er corresponde al segundo enfo+uemas comn en la literatura econmica. Segn este enfo+ue, la electricidad es un bienintermedio, an tratndose del consumidor residencial. En este caso, el costo delracionamiento se mide por el valor neto +ue tiene para la sociedad la produccin marginal +uese deja de producir por causa del racionamiento. En condiciones de competencia, o sea sindistorsin de precios, esta produccin puede valorarse por lo +ue cuesta dic&a produccin aprecios de mercado menos lo +ue cuestan los insumos +ue se gastan en producirla, o sea porel valor agregado neto dejado de producir por causa del racionamiento.


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0abiendo destacado el tratamiento +ue la Ley otorga al "osto de 7acionamiento y aceptandocomo correcto dic&o enfo+ue, a pesar de +ue tiene las limitaciones comentadas de tratar latotalidad del consumo elctrico como si fuera consumo de un bien intermedio, se procede amirar si el montoasignado por la "omisin al "osto de 7acionamiento tiene un orden aceptablede magnitud. Se reali%a esta actividad por+ue no est disponible el estudio mediante el cual la

"omisin adopt el valor vigente de A.45 :S; de - por k


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Conclusin 15" El indicador de $osto de %acionamiento, establecido por la $omisinen *.-+ ?S@ de );;; por =A!, constituye referencia adecuada para anali1ar lamagnitud de las compensaciones determinadas por la (T$SE, puesto que poseesustento terico y permite, al menos de manera burda, apreciar si dic!ascompensaciones significan pagos muy alejados, ya sea por exceso o por defecto, delmximo valor esperado del dao infligido al usuario promedio por ra1n de baja calidad

en el servicio elctrico.

La implantacin de las compensaciones establecidas por la !"SE se lleva a cabo en tresetapas. La primera, ya culminada, es de preparacin. La segunda, es de transicin. La terceraestablece las compensaciones definitivas y con duracin indefinida. 'or consiguiente, aun+uetambin se presentan las comparaciones entre las compensaciones y el indicador de "osto de7acionamiento correspondientes a la Segunda Etapa de implantacin de la orma, son lascomparaciones +ue corresponden a la !ercera Etapa las ms relevantes, en atencin a sucarcter indefinido y definitivo.


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-'( E Ca#o de Caidad de Ten#in

La compensacin por cada unidad de energa con mala calidad de tensin CMT est dada por9

CMT M a Ap

donde Ap est entre - cuando el *ndicador de "alidad de !ensin es inferior a 3.5D y 6cuando este indicador supera el -3.5D.

La reacinentre el monto de CMT correspondiente a una unidad de energa con mala calidadde tensin y el indicador de "osto de 7acionamiento por unidad de energa no suministrada,a+u denominadaRCMT vale9

RCMTM aN ApJA.45

Segunda Etapa" 1urante este perodo de transicin, la compensacin unitaria por mala tensin2a3vale A.A- :S;Jk


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-') E Ca#o de Caidad de Fic4er

La compensacin por flicker de una unidad de energa #CF$ consumida por un usuario +ueposee 1istorsin 'enali%able por flicker mayor o igual a la unida vale9

CF M c

1onde HcI es la compensacin unitaria por flic=er+ue se valora en A.-A :S;Jk


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-'- E Ca#o de Caidad de Ar$nica#

La compensacin por armnicas de una unidad de energa # CA$ consumida por un usuario +ueposee 1istorsin 'enali%able por )rmnicas mayor o igual a la unidad vale9

CAM d

1onde HdI es la compensacin unitaria por armnicas+ue se valora en A.-A :S;Jk


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-'5 E Ca#o de Caidad de Interr"&cione#

La comparacin entre la magnitud de las compensaciones por interrupciones re+uiere suponerun determinado alejamiento entre el valor observado de los *ndicadores de "alidad deSuministro y las correspondientes tolerancias establecidas en la orma. Se supone a+u,

arbitrariamente, +ue este monto es del 45D tanto para el mero de *nterrupciones por "lientecomo para la 1uracin !otal 'onderada de *nterrupciones por "liente. En este caso, el valor delfactor +ue toma en cuenta la magnitud de los *ndicadores de "alidad de Suministro,denominadoEvale9

EM O - P A.45 P A.45 Q M -.5

El valor de las "ompensaciones por *nterrupciones, a+u denominado CIvale entonces9

CIM -.5 N eN ENS

1onde ENSes la Energa tericamente o Suministrada.

La reacinentre el monto de CI correspondiente a una unidad de energa tericamente nosuministrada y el indicador de "osto de 7acionamiento por unidad de energa no suministrada,a+u denominadaRCI6 vale9

RCIM -.5 N eN-JA.45

Segunda Etapa7 'ara la Segunda Etapa e 8 A.A5 :S;Jk

Tercera Etapa"'ara la !ercera Etapa e 8 A.5 :S;Jk


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-'9 E Ca#o de Caidad de Frec"encia

La comparacin entre la magnitud de las compensaciones por mala calidad de frecuencia y elindicador de "osto de 7acionamiento se presenta nicamente para el caso de"ompensaciones por Cariaciones Sostenidas, debido a +ue los precios unitarios por variaciones

sbitas de frecuencia y por variaciones diarias de frecuencia estn establecidos en dlares pork< de potencia m(ima suministrada durante el perodo de medicin respectivo.

La "ompensacin por Cariaciones Sostenidas de frecuencia CVS por unidad de energa demala calidad vale9

CVS M b N ,m

1onde HbH es la compensacin unitaria por violacin de frecuencias y ,m es un factor deproporcionalidad definido en funcin de la magnitud de las Cariaciones Sostenidas de@recuencia.

'or tanto, la relacin entre la "ompensacin por Cariaciones Sostenidas de frecuencia y elindicador de "osto de 7acionamiento, denominado RCVS6vale9

RCVSM bN ,mJA.45

Segunda Etapa7 'ara la Segunda Etapa bM A.A- :S;JkariacionesSostenidas de 9recuencia entre )7 y ).57 se observa que, durante la Segunda Etapaser compensado aproximadamente en el 5*7 del costo recibido, lo cual se consideraaceptable por tratarse de una etapa de transicin. 0l efectuar el mismo anlisis para laTercera Etapa, se observa que resultar sobrecompensado en un monto igual alcosto recibido. Sin embargo, al anali1ar las compensaciones durante la tercera etapa

para un usuario que observe un indicador de >ariaciones Sostenidas de 9recuenciasuperior al ).57, aunque sea por una cantidad muy pequea, se encuentra queresultara sobrecompensado en ); veces el costo recibido lo cual conduce arecomendar que se reanalice cuidadosamente el 9actor de Proporcionalidad !mdefinido para cuando el indicador de >ariaciones Sostenidas de 9recuencia supera el).57.


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-': Re#"$en de a# Co$&aracione# E%ect"ada#

"on objeto de proporcionar una visuali%acin rpida de las comparaciones efectuadas entre elmonto de las compensaciones por unidad de energa suministrada en condiciones de malacalidad y el indicador de "osto de 7acionamiento, se presenta la !abla .-9


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!abla .-7EL)"*B E!7E L) "B/'ES)"*B 'B7 :*1)1 1E EE7*) S:/**S!7)1)

E "B1*"*BES 1E /)L) ")L*1)1 R EL *1*")1B7 1E "BS!B 1E7)"*B)/*E!B

"riterio de "alidadSupuesto EfectuadoSobre los *ndicadoresde "alidad

Segunda Etapa !ercera Etapa

!ensin -A7egulacin-4.5 A.5 4.@lcker 1'@T- A. .

)rmnicas 1')T- A. .Suministro 45D para U y 1uracin A.> 5.3@recuencia [email protected] A. 4.A

La tabla anterior destaca el &ec&o de +ue la aplicacin de la !"SE durante la Segunda Etapa,en ningn caso producira sobrecompensaciones9 stas solo ocurriran durante la !erceraEtapa.


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5 Ma*nit"d de a# Co$&en#acione# Unitaria#


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5'1 Pre#entacin de a Seccin

El presente numeral desarrolla el punto >.- de los trminos de referencia en lo referente apresentacin de recomendaciones sobre compensaciones uni"arias.

Los trminos de referencia piden Vreco$endar los rdenes de magnitud, tcnica yeconmicamente adecuados, tanto para las toerancia# de tensin, flicker, armnicas einterrupciones, as como para las co$&en#acione# "nitaria# asociadas, considerando lastarifas y la capacidad de respuesta del S*" para el control de las variables mencionadasV.

El anlisis de las toleranciases de carcter e(clusivamente tcnico,puesto +ue &ace referenciaa la capacidad terica+ue tiene el sistema elctrico reconocido en la cuantificacin tarifaria,para cumplir con las disposiciones de la !"SE y, desde luego, a la capacidad realdel sistemaexistente para cumplir tambin con las mismas disposiciones9 es sta ltima capacidad a la +uelos trminos de referencia se refieren cuando determinan tomar en cuenta V la capacidad derespuesta del S/$(V. Las recomendaciones sobre toleranciasse presentan dentro de cada unode los captulos tcnicos +ue desarrollan los tpicos relacionados con tensin, flcker, armnicas

e interrupciones.

) diferencia del caso anterior, las compensaciones unitarias corresponden a la valoracindelda?o +ue se busca compensar y, en consecuencia, su anlisis se reali%a sin estudiar lacapacidad tcnica +ue tiene el sistema elctrico de suministro de potencia, ya sea terico o real,para cumplir con la !"SE. El tema est asociado nicamente al consumidor o usuario final+ue resulta afectado en su economa o en su bienestar por recibir una electricidad de calidaddeficiente, !abiendo pagado por una electricidad de mayor calidad, precisamente con a+uellacalidad +ue est sufragada mediante las tarifasa las +ue se efecta la transaccin. Se trata deun tema asociado a la demanday no a la ofertade electricidad, como es el caso del tema de lastolerancias.

Las reco$endacione# presentadas en este numeral estn orientadas a mejorar lasdisposiciones de la !"SE, como resultado de procesos analticos +ue sugieren introducirlesalgunas modificaciones. Se &a buscado, de todas maneras, recomendar el menor n&mero decambios posibles por+ue se considera +ue la estabilidad es un atributo importante de todosistema regulatorio. 1esde luego, la estabilidad de las disposiciones reglamentarias no puedeprevalecer sobre la conveniencia terica de su vigencia lo cual conduce a definir la orientacinbsica +ue gua el presente numeral +ue consiste en recomendar todos los cambios de la(T$SE que se consideren convenientes pero minimi1ando su n&mero tanto como sea posible.

"omo resultar evidente a lo largo del desarrollo del presente numeral, las compensacionesrelacionadas con algunos criterios de calidad constituyen un lmite de referencia para lasrelacionadas con algunos otros criterios de calidad. Esto for%a a variar el ordende presentacindel anlisis de las distintas compensaciones unitariascon respecto al +ue se vena siguiendo alo largo del informe y en la primera parte de este captulo9 se presentar en primer lugar elanlisis correspondiente a calidad de suministro #interrupciones$ seguido de los referentes a lacalidad de producto por tensin y por perturbaciones. Se tratar al final el anlisis de lascompensaciones unitarias relacionadas con la calidad de producto por frecuencia.


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5'( Co$&en#acione# Unitaria# &or Maa Caidad de S"$ini#tro

a$ 7ecordando las disposiciones de la !"SE

'ara facilitar la lectura del anlisis +ue se va a presentar, a continuacin se replica lo dispuesto

por la !"SE respecto a las compensaciones por calidad del suministro.

Las compensaciones se calculan semestralmente en funcin de la Energa tericamente osuministrada #ES$, el mero de interrupciones por "liente por Semestre #$ y la duracintotal acumulada de interrupciones #1$, de acuerdo a las siguientes frmulas9

"B/'ES)"*BES'B7*!E77:'"*BESM EN E N ES

1onde9

e7 es la co$&en#acin "nitaria por incumplimiento con la "alidad de Suministro, cuyosvalores son9

'rimera Etapa9 eM A.AASegunda Etapa eM A.A5 :S;Jk


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0S 9 Es el mero de 0oras del Semestredi 9 Es la duracin total real de las interrupciones ocurridas en el semestre

b$ *nterpretacin del factor ES

La correcta interpretacin de la compensacin unitaria por calidad del suministro e re+uiere lainterpretacin de cada uno de los factores +ue la modifican. Los dos factores e(istentes son Ey ES. El presente aparte tiene por objeto la interpretacin del factor ES nicamente.

Suponga +ue el usuario consume una potencia media durante el semestre de '/, +ue recibeun total de !" &oras de corte y +ue logra trasladar una parte de su consumo e+uivalente a tt&oras. En estas circunstancias, logra trasladar un consumo de '/Ntt a &oras durante las cualesdispone de servicio.

La potencia media '/ est dada por el cociente entre la Energa 7egistrada en el SemestreE7S y el total de &oras de utili%acin del servicio el cual est dado por el mero de 0oras delSemestre 0S menos el nmero de &oras de corte 0" mas el nmero de &oras en +ue trasladael consumo tt. 'or tanto9

ttTCNHS

ERSPM

+=

'or tanto, la Energa tericamente o Suministrada vale9

)(

)()(

ttTCNHS

ttTCERSttTCPMENS

==

1e acuerdo a la definicin de la !"SE, la ES vale9

=

ddK

i

ii

NHSERSENS

Si todos los cortes fueran programados se tendra X iMA.5. *gualando las dos ecuacionesanteriores y despejando ttse tiene9

TCttNHSTCCuando

TCNHS

TCTCtt

TCNHS

TC

ttTCNHS

ttTC

5.0;:

]5.0

5.01[5.0

5.0

)(


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Similarmente, si todos los cortes fueran repentinos, se tendra X iM - y puede demostrarse paraeste caso +ue ttM A. 'or consiguiente, la !"SE supone +ue cuando se efecta un corte noprogramado, el cliente nologra trasladar ninguna parte del consumo +ue &abra tenido si no se&ubiese efectuado el corte.

En resumen, debido a la frmula especificada por la !"SE para el clculo de la ES, puedeinterpretarse que la totalidad de la energa no servida as calculada corresponde a energatericamente no suministrada S/( preaviso. Esto significa, adicionalmente, +ue laco$&en#acin "nitaria ?e?se refiere a compensacin unitaria por corte# re&entino#.

c$ "ompensacin de cortes por dficit en generacin

En principio, e(isten > referencias importantes +ue pueden orientar la formulacin de unarecomendacin sobre la forma de compensar los cortes de servicio originados en dficit degeneracin"

En primer lugar, la forma en +ue yaest definido su tratamiento en la Ley #artculo 53$ y enel 7eglamento #artculo ->-$. Estas normas determinan +ue los generadores compensarn

a sus usuarios regulados por la energa no suministrada valorada a un precio igual al "ostode 7acionamiento menos el 'recio de Energa en 2arra correspondiente.

En segundo lugar, el carcter de co$&e$entariedad dado por la orma a lascompensaciones por mala calidad del suministro +ue aparece redactado en el numeral 6.-.3de la !"SE y +ue fue comentado en el literal .4.>.a$ del presente captulo y, msespecficamente, en la $onclusin ++ue sostiene +ue, en la prctica, la !"SE ei$inalavigencia de las compensaciones por racionamiento de energa originado en dficit degeneracin elctrica.

En tercer lugar, la necesidad de lograr con#i#tencia entre dos enfo+ues aparentementecontradictorios. 'or una parte, la determinacin de la orma consistente en +ue laco$&en#acin "nitaria &or interr"&cione# ?e? corresponde a la !aoracin deraciona$iento i$&re!i#tosegn se interpret en la anterior seccin .5.4.b$ del presentecaptulo. 'or otra parte, el &ec&o de +ue el racionamiento originado en el dficit degeneracin &"ede &re!er#een la gran mayora de los casos, incluso con una antelacinsuperior a las 8 &oras, lo cual permitira tratarlo como interr"&cin &ro*ra$ada deacuerdo a las condiciones de sta comentadas en el punto 6.-.>.b$ de la orma.

Se observa +ue si se distingue entre energa no suministrada por dficit de generacin yenerga no suministrada por otras causas,se deja +ue la primera sea compensada en la formaen +ue lo dispone la Ley y el 7eglamento y se limita el alcance de la !"SE a la energa nosuministrada por las dems causas diferentes del dficit de generacin, desaparecen todos losproblemas observados por+ue9

En primer lugar, la energa no suministrada por dficit en la generacin permanecera siendocompensada en la forma en +ue lo determina la Ley y el 7eglamento, para lo cual no sere+uiere emitir medida regulatoria alguna.

En segundo lugar, desaparecera el conflicto e(istente entre la orma y la Ley, conflicto +ueaparece destacado en la $onclusin +.

En tercer lugar, el racionamiento originado en el dficit de generacin se compensaravalorndolo por el "osto de 7acionamiento menos la !arifa #'recio de Energa en 2arra$, lo


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cual es econ$ica$ente correcto y con#i#tente. Lo primero se deduce de la definicinlegal de "osto de 7acionamiento +ue fue tratada en el numeral ..- del presente captulo.Lo segundo se origina en la forma de calcular el 'recio de Energa en 2arra, comentada enel aparte .4.-.a$, +ue corresponde a la identificacin de un programa de operacin demnimo costo +ue depende del "osto de 7acionamiento, pues mediante este indicador sevalora la energa tericamente no suministrada entre los distintos programas estudiados.

En cuarto lugar, se limitara el alcance de las n"e!a# compensaciones por calidad delsuministro establecidas por la !"SE a tratar principalmente los problemas de confiabilidady seguridad de las redes #de transmisin y otras$ para las cuales buena parte de los cortesson imposibles de prever y, algunos otros, dan lugar a interrupciones programadas. Estofacilitasobremanera la cuantificacin de la compensacin unitaria por interrupciones CeC.

2asado en las consideraciones anteriores, se presenta la siguiente recomendacin"

#ecomendacin 1Se sugiere distinguir la Energa tericamente (o Suministrada deacuerdo a su causa, entre la originada en dficit de generacin y la debida a otrasra1ones. #a primera sera compensada de acuerdo a la #ey y el %eglamento. #a

segunda de acuerdo a lo dispuesto en la (T$SE.d$ @uncin de da?o para cortes no originados en dficit de generacin

'ara el desarrollo de la presente seccin se parte del supuesto de +ue se implanta la%ecomendacin ), lo cual permite enfocar el anlisis nicamente en compensaciones de cortesoriginados en las redes elctricas.

La compensacin unitaria por interrupciones VeV es la valoracin +ue cada cliente otorga a cadaunidad de energa no suministrada. Esta valoracin depende, por supuesto, de cada cliente,pues el da?o percibido es diferente dependiendo de mltiples circunstancias, entre las cualesse destacan el sector productivo al +ue pertenece el cliente y el uso +ue da a la electricidad.

"on el nimo de alcan%ar una recomendacinsobre el orden de magnitud +ue debera tener VeVse parte de la forma tpica que poseen las 9unciones de Bao a los $onsumidores por Sector3S$B94+ue &an sido investigadas por la :niversidad de Saskatc&eYan del "anad, en asociode otras instituciones. 1efinida esta forma tpicase ajusta su nivel a partir de los mejoresestimadores disponibles para el 'er y, luego de un procedimiento matemtico, se llegafinalmente a la recomendacinde un valor para VeV.

Se sabe +ue el da?o es m(imo en el instante en +ue ocurre la interrupcin. ) partir deentonces, gracias a las acciones de defensa del mismo consumidor, el da?o decrece con eltiempo alcan%ando asintticamente un nivel mnimo positivo denominado 1min. )dems, sesabe +ue el decrecimiento del da?o en funcin del tiempo no es lineal sino +ue cambia, en valor

absoluto, cada ve% menos con respecto al tiempo, lo cual corresponde a una curva cncavavista desde arriba.

)dicionalmente y de acuerdo a lo e(presado en el numeral ..-, e(isten algunos usuarios +ueposeen procesos productivos +ue sufren eventos catastrficos cuando ocurren fallas de laelectricidad cuyos costos no pueden correr a cargo del suministrador del servicio, pues l soloest obligado a entregar su producto con la calidad mnima establecida en la norma y sufragadamediante la tarifa. Estos usuarios deben autoprotegersemediante e+uipamientos adecuados+ue cubran los niveles de calidad +ue re+uieran en e(ceso a los establecidos por la norma.Esto permite establecer +ue la funcin del dao a los consumidores debe estar limitada a un


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monto superior denominado 1ma(.

2asado en las anteriores consideraciones y en e(periencias de carcter economtrico se&o#t"ala siguiente relacin funcional

sistema electrico de peru tecsup

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