Los costos de explotación de cada empresa corresponden a aquellos costos incurridos al realizar la actividad de distribución propiamente tal, y son informados por cada empresa a la SEC anualmente, mediante un informe auditado de dichos costos correspondientes al año anterior al informe.
Los costos de explotación que reconoce el reglamento del DFL1 son los siguientes (artículo 316º reglamento del DFL1), [18]:
q El costo de las compras de energía y potencia a las empresas generadoras a precio de nudo (para clientes regulados),
q Costos de operación del sistema de distribución,
q Costos de mantenimiento, conservación y de administración generales,
q Costo por concepto de gravámenes, contribuciones, seguros y asesoramiento técnico, y
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No pueden incluirse como costos de explotación la depreciación, déficit de ganancia de ejercicios anteriores ni costos financieros como impuestos, contribuciones por dividendos de acciones, servicio de intereses, amortización de préstamos, bonos y otros documentos.
Las partidas correspondientes a los costos de explotación se ubican en distintos ítems dentro del cálculo del VAD. Los costos de operación y mantenimiento forman parte de los costos de inversión, operación y mantenimiento, principal componente del VAD. Los costos de administración generales son parte de los costos fijos, por concepto de atención al cliente.
1.2.3 Relación entre el VAD y los Costos Marginales
El espíritu de la legislación es aquel de reflejar, a través del VAD, el costo marginal que significa el hecho de suministrar un kW o kWh adicional. Sin embargo, lo que realiza el regulador en la práctica es calcular los costos medios de cada una de las empresas, en el entendido de que lo que se realiza en el proceso es calcular los costos totales anuales de distribución AT y BT [$ - año], dividiéndolos posteriormente por la potencia coincidente kW, para la totalidad del área típica (también en AT y BT). De este modo, lo que se calcula es el costo medio de atención a los clientes de AT y BT [$/kW – año].
Diversos autores [59 y 56], han reconocido que, en ausencia de grandes economías de ámbito o excesiva densidad de consumos, los costos medios de distribución pueden igualarse a los costos marginales de esta actividad. Al separar correctamente las áreas típicas es posible evitar de cierta forma el caso de las economías de ámbito, por lo cual, el regulador entrega al consumidor una señal de costos marginales del servicio de distribución, los cuales se suman a los costos marginales de generación a través de los precios de nudo para entregar un cobro que refleja una tarificación marginalista de la energía.
En tal sentido, surge la interrogante acerca de cuán interpretan los costos medios a los costos marginales, para entregar una tarifa justa al usuario. Ello en el caso de que existan grandes diferencias entre los estudios de VAD de las empresas y la CNE, donde la señal de costos medios se observa bastante difusa [35].
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1.3.
Tarifas Eléctricas Chilenas
El marco regulatorio tarifario del sistema eléctrico chileno, se basa en el Decreto n° 632 del 13 de noviembre de 2000 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija fórmulas tarifarias para las empresas eléctricas concesionarias de servicio público de distribución.
Haciendo omisión de los casos excepcionales, se destaca: q
q Los clientes están afectos a los niveles tarifarios dados por la clasificación de área típica correspondiente a la empresa que le otorga el suministro.
q
q Los suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000kW, quedan sujetos a regulación de precios,
q
q Los clientes sujetos a regulación de precios podrán elegir libremente cualquiera de las opciones de tarifas vigentes con las limitaciones y condiciones de aplicación establecidas en cada caso y dentro del nivel de tensión que les corresponda,
q
q Son clientes en alta (baja) tensión aquellos que están conectados con su empalme a líneas cuyo voltaje es superior (inferior o igual) a 400 V,
q
q Dependiendo de la canalización del alimentador que abastece la conexión del
empalme, el cliente será clasificado como alimentado en forma aérea o subterránea. Las opciones tarifarias para los clientes sujetos a regulación de precios se clasifican en alta y baja tensión de acuerdo al nivel de tensión del empalme que lo suministra (véase tabla 1).
Tipo de Tarifa Baja Tensión Alta Tensión
Tarifa Simple BT1a, BT1b y BT1c -
Tarifa con Potencia Contratada BT2 AT2
Tarifa con Potencia Máxima Leída BT3 AT3
Tarifa Horaria con Potencia Máxima
Leída / Potencia Contratada BT4.1, BT4.2 y BT4.3 AT4.1, AT4.2 y AT4.3
Tabla 1: Opciones tarifarias para clientes sujetos a regulación de precios
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q
q Cargo Fijo Mensual: es independiente del consumo eléctrico y particular para cada opción tarifaria,
q
q Cargo por Energía: Se calcula a partir del precio de nudo de la energía a nivel de distribución. Representa el consumo total de energía mensual del cliente. Se expresa en $/kWh..
q
q Cargo por Potencia: Se calcula a partir del precio de nudo de la potencia a nivel de distribución. Representa el costo de todo el equipamiento necesario para suministrar determinado nivel de potencia. Se expresa en $/kW.
q
q Arriendo de Equipos: cargo por concepto de arriendo de equipos de medición o
limitadores de potencia de propiedad de la empresa distribuidora. q
q Recargo por Factor de Potencia: Representa el costo de suministro de la energía
reactiva.
La facturación final de las distintas opciones tarifarias se compone a partir de los puntos previamente enunciados (a-e) y de manera particular a cada opción tarifaria. Cabe destacar, que los cargos por energía, arriendo de equipos y factor de potencia son comunes a todas las opciones tarifarias, según corresponda a baja o alta tensión. En el caso del cargo fijo, éste es propio de cada opción, pero no afectar de manera considerable la facturación final.
Siguiendo con el análisis previo, se puede afirmar que el cargo por potencia es el cargo que diferencia a cada tipo de tarifa y con mayor complejidad de cálculo, y a causa de éste, la elección de una u otra opción tarifaria puede determinar de manera considerable la facturación final.
En el cargo por potencia, se pueden distinguir 4 modos principales de facturación, según sea:
q
q Potencia contratada (BT2, BT4.1, BT4.2, AT2, AT4.1, AT4.2), q
q Potencia contratada en punta (BT4.1, AT4.1), q
q Demanda máxima leída (BT3, AT3),
q
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A continuación, se presentan las diferentes opciones tarifarias, con sus respectivas fórmulas de cálculo. Para todos los casos prácticos, se han omitido las tarifas en baja tensión debido a su analogía con las tarifas en alta tensión [55].
1.3.1 Opciones Tarifarias
i.-
Tarifa AT2
Valor de Referencia Enero de 2002
CARGO UNIDAD FORMULA PRECIO ($)* PROCEDIMIENTO
Fijo $/cliente CFES 397 Independiente del consumo
Energía $/kWh PEAT⋅Pe 19,8 kWh de consumo leídos.
Potencia presente en punta
$/kW/mes FDPPA CDAT
Pp PPAT FNPPA ⋅ + ⋅ ⋅ 5.559 Potencia parcialmente presente en punta
$/kW/mes FDDPA CDAT
Pp PPAT FNDPA ⋅ + ⋅ ⋅ 3.971
Está dada por el nivel de la potencia contratada, la cual es facturada aunque esta no se utilice.
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ii.-
Tarifa AT3
CARGO UNIDAD FORMULA PRECIO ($)* PROCEDIMIENTO
Fijo $/cliente CFDS 593 Independiente del consumo
Energía $/kWh PEAT⋅Pe 19,8 kWh de consumo leídos.
Potencia presente en punta
$/kW/mes FDPPA CDAT
Pp PPAT FNPPA ⋅ + ⋅ ⋅ 5.661 Potencia parcialmente presente en punta
$/kW/mes FDDPA CDAT
Pp PPAT FNDPA ⋅ + ⋅ ⋅ 4.043 MAX{MAX[(demanda máxima leída del mes) ; (promedio de las 2 demandas más altas registradas en los meses que contengan horas de punta, dentro de los últimos 12 meses, incluido el mes que se factura)]; (40% del mayor de los cargos por demanda máxima registrada en los últimos 12 meses)}
Valor de Referencia Enero de 2002