tarifas-electricas

I φ DHS ELECTRICIDAD AVANZADA y

NGENIEROS

Relatores

GESTIÓN TECNICA

WWW.DHSING.CL

TEXTO DE ESTUDIO versión 2010

EVALUACIÓN DE COSTOS

DE

TARIFAS

ELÉCTRICAS

BT-MT

El

curso tiene por finalidad entregar una visión de las tarifas eléctricas vigentes en Chile y presentar ejemplos que permitan apreciar ventajas y desventajas de costos de todas las opciones tarifarias. Esta política de difusión que impulsa la Comisión Nacional de Energía (CNE) tiene el propósito de crear conciencia sobre el uso eficiente y racional de la energía, que redundará en ahorros monetarios y en la preservación del medio ambiente. Los consumidores con potencias disponibles en sus empalmes superiores a 2 MW (clientes libres), adoptan algunas de las opciones en Alta Tensión, generalmente la horaria, y negocian libremente con la empresa eléctrica los precios unitarios de la energía (kWh) y de la potencia máxima

DANIEL HENRIQUEZ SANTANA

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELÉCTRICAS BT y AT ********* AUTOR : Daniel Víctor Henríquez Santana Ingeniero en Electricidad de la Universidad de Santiago de Chile. Diplomado en Evaluación de Proyectos de Inversión en la U. de Chile Facultad de Economía. Licencia SEC clase A. Relator externo de la UNIVERSIDAD DE CHILE Cenet en Electricidad avanzada, gestión de proyectos y administración de Servicios Técnicos. Contacto: www.dhsing.cl , [email protected] 08-3524371. ,

DERECHO DE AUTOR Derecho de Propiedad Intelectual Nº 168.591 vigente desde el 17/1/2008. Ley Chilena sobre Propiedad Intelectual Nº 17.336. Se prohíbe la reproducción total o parcial de éste texto de estudio para fines comerciales. Como así mismo, su tratamiento informático, o la transmisión de ninguna forma o por cualquier medio, ya sea electrónico, mecánico, por fotocopias, por registros u otros métodos, sin la autorización expresa en forma escrita por el autor . El autor autoriza en forma escrita la reproducción por fotocopia u otro medio de éste texto de estudio a SOCIEDAD DE CAPACITACION S.A. Socapsa de Osorno durante la vigencia de los convenios de capacitación entre ésta Institución y el autor.

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELÉCTRICAS BT-AT

PRÓLOGO El curso tiene por finalidad entregar una visión de las tarifas eléctricas vigentes en Chile y presentar ejemplos que permitan apreciar ventajas y desventajas de costos de todas las opciones tarifarias. Esta política de difusión que impulsa la Comisión Nacional de Energía (CNE) tiene el propósito de crear conciencia sobre el uso eficiente y racional de la energía, que redundará en ahorros monetarios y en la preservación del medio ambiente. Los consumidores con potencias disponibles en sus empalmes superiores a 2 MW (clientes libres), adoptan algunas de las opciones en Alta Tensión, generalmente la horaria, y negocian libremente con la empresa eléctrica los precios unitarios de la energía (kWh) y de la potencia máxima (kW). Al resto de los consumidores. se les factura sus consumos de acuerdo a los precios que mes a mes se publican en un diario de circulación nacional, denominadas PLIEGO TARIFARIO (clientes regulados). Para que la opción adoptada por el cliente sea la más favorable, será necesario conocer el horario y el método de trabajo, las diferentes actividades, forma y cantidad del uso de la energía eléctrica y la coincidencia con que éstas se producen. El análisis y registro de los cargos contenidos en la factura deberá hacerse permanentemente para detectar cobros indebidos o cambios bruscos de energía y potencia. Cuidar el uso racional conducirá a obtener economías en la facturación del Cliente. El Autor

.

INDICE MATERIAS 1. INTRODUCCIÓN TARIFAS ELÉCTRICAS 1.1.

Definición de periodo y horario de punta invierno............................................................................2 Definición de energía y demanda leída.............................................................................................2 1.3. Análisis pliego tarifario de las empresas eléctricas ...........................................................................2 1.4. Consumo eléctrico Presente y Parcialmente Presente en Punta ......................................................6 1.5. Datos para el estudio tarifario............................................................................................................7 1.6. Cargos en Boleta de consumo eléctrico….........................................................................................7 1.7. Método de cobro de la Tarifa BT 1 .....................................................................................................7 1.8. Evaluación de costos de tarifa BT1 usando Excel ..............................................................................9 1.2.

2. EVALUACIÓN DE TARIFAS ELECTRICAS AT-BT 2 y 3 2.1.

Cargos en factura de consumo eléctrico BT/AT2...............................................................................10 Método de cobro de tarifa BT2 y AT2...............................................................................................10 2.3. Evaluación de costos tarifas BT2 usando Excel………..…………………………………………….…11 2.4. Evaluación de costos tarifas AT2 usando Excel.................................................................................11 2.5. Cargos en factura consumo eléctrico BT/AT3....................................................................................12 2.6. Método de cobro de tarifa BT/AT 3....................................................................................................12 2.7. Evaluación de costos tarifa BT3 usando Excel..................................................................................13 2.8. Evaluación de costos tarifa AT3 usando Excel..................................................................................13 2.2.

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELÉCTRICAS BT- AT

3. EVALUACIÓN DE TARIFAS ELECTRICAS AT-BT HORARIAS 3.1.

Cargos en factura por consumo eléctrico 4.1.....................................................................................14 Método de cobro tarifa BT/AT4.1.......................................................................................................14 3.3. Evaluación de costos tarifas BT4.1. usando Excel............................................................................14 3.2.

3.4. 3.5.

.............................................................................14 Evaluación de costos tarifas eléctrico AT4.1 usando Excel ...............................................................................15 Cargos en factura consumo 4.2........... 3.6. Método de cobro tarifa BT/AT4.2......................................................................................................15 3.7. Evaluación de costos tarifas BT4.2. usando Excel...........................................................................16 3.8. Evaluación de costos tarifas AT4.2. usando Excel...........................................................................16 3.9. Cargos en factura consumo eléctrico 4.3..........................................................................................17 3.10. Método de cobro tarifa BT/AT4.3....................................................................................................17 3.11. Evaluación de costos tarifas BT4.3. usando Excel.........................................................................18 3.12. Evaluación de costos tarifas AT4.3. usando Excel.........................................................................18 3.13. Resumen general Tarifas Eléctricas según CIA CGE SA de Santiago………................................19

4. EVALUACIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA 4.1.

Definición de Informe técnico económico.........................................................................................25 Sugerencias para lograr clientes......................................................................................................25 4.3. Problemas por mal factor de potencia..............................................................................................27 4.2.

4.4. 4.5.

Conceptos claves.............................................................................................................................27 Solución técnica...............................................................................................................................28 Reducción costos de facturación .....................................................................................................28 4.7. Mejorar el factor de potencia............................................................................................................31 4.8. Evaluación de costos y ahorro .........................................................................................................31 4.9. Optimizar la instalación eléctrica.....................................................................................................32 4.10. Advertencia acerca de los armónicos ............................................................................................33 4.11. Conclusiones finales......................................................................................................................33 4.12. BIBLIOGRAFIA…………………………………………………………..………………………………34 4.6.

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELECTRICAS BT y AT

Parte

1

Introducción a Tarifas Eléctricas


INTRODUCCIÓN Distribuidoras . Norma NCH

1

Véase DFL1 Ley General Servicios Eléctrico Concesiones 4-2003

Este capitulo del curso tiene por finalidad entregar una visión de las tarifas eléctricas vigentes en Chile y presentar ejemplos que permitan apreciar la conveniencia de alguna de las opciones. Esta política de difusión que impulsa la Comisión Nacional de Energía (CNE) tiene el propósito de crear conciencia sobre el uso eficiente y racional de la energía, que redundará en ahorros monetarios y en la preservación del medio ambiente. Los consumidores con potencias disponibles en sus empalmes superiores a2 MW (clientes libres), adoptan algunas de las opciones en Alta Tensión, generalmente la horaria, y negocian libremente con la empresa eléctrica los precios unitarios de la energía (kWh) y de la potencia máxima (kW). Al resto de los consumidores. se les factura sus consumos de acuerdo a los precios que mes a mes se publican en un diario de circulación nacional, denominadasPLIEGO TARIFARIO (clientes regulados). Para que la opción adoptada por el cliente sea la más favorable, será necesario conocer el horario

y el método de trabajo, las diferentes actividades, forma y cantidad del uso de la energía eléctrica y la coincidencia con que éstas se producen. El análisis y registro de los cargos contenidos en la factura deberá hacerse permanentemente para detectar cobros indebidos o cambios bruscos de energía y potencia. Cuidar el uso racional conducirá a obtener economías en la facturación.

2


OPCIONES TARIFARIAS VIGENTES EN CHILE

1.1. DEFINICIÓN DE HORAS DE PUNTA

ABRIL - SEPTIEMBRE

1.2. DEFINICIÓN DE ENERGÍA Y DEMANDA LEÍDA

Energía : Es la potencia consumida en un tiempo determinado y se expresa en KILOWATHORA. La formula matemática es :

E = P · T kwh Demanda Leída : Es el más alto valor de las demandas integradas en periodos sucesivos de 15 minutos. 1.3. ANALISIS DEL PLIEGO TARIFARIO

El Pliego tarifario es la lista de valores que la Distribuidora Eléctrica debe publicar con los valores de los ítem que componen las Boletas y Facturas que estas Empresas envían a sus Clientes. Estas Tarifas actualizadas a diario, se pueden obtener a través de INTERNET en el sitio de cada Distribuidora Eléctrica de la zona de Concesión.


3

Las áreas se refiere a las SUBESTACIONES ELECTRICA y COMUNA a la cual esta conectado el suministro (PCC) y este datos esta definido en la BOLETA o FACTURA.

RECARGO POR MAL FACTOR DE POTENCIA La facturación por consumos efectuados en instalaciones cuyo factor de potencia medio sea inferior a 0,93 se recargarán en un 1% del valor neto de la factura por cada 0,01 en que el factor de potencia baje de 0,93.

Horas de punta

Se entenderá por horas de punta del Sistema Interconectado Central (SIC) a las informadas en los decretos de fijación de precios de nudo aplicables a los suministros de electricidad a precio regulado para clientes, usuarios o consumidores finales, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, o en aquellos decretos o publicaciones que realice la autoridad para comunicar su modificación. Actualmente el horario de punta definido para el SIC es el comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas de cada día de los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre.


4


5


6

1.4. CONSUMO ELÉCTRICO PP y PPP El consumo eléctrico de los Clientes en Tarifas BT2/AT2 y BT3/AT3, la Distribuidora Eléctrica los puede calificar como :

• Presente en Punta ( PP ) • Parcialmente Presente en Punta( PPP ) Esta calificación quedará definida por las formulas que a continuación se detallan :

ANÁLISIS DE PLIEGO TARIFARIO Y COSTOS ENERGIA Calificación de los Clientes se ún la Distribuidora

EJEMPLO : Note que si se tiene contratada una potencia de 100KW ( BT2 ) y la Demanda media en Horas de Punta es 55KW por ejemplo, el consumo se calificará como 0,55 por tanto, se calificará como Presente en Punta PP. Ver Pliego tarifario que en esta calificación la “ Potencia es más cara “. AREA 1 A : Consumo Presente en Punta $/KW/mes = $ 9.171 . De haber sido calificado PPP sólo habría pagado $ 6.497 Pero, para demandar 55KW durante 30 días a 5 horas diaria ( 18- 23hrs ), compruebe que se tiene que haber consumido de energía en horas de punta 8.250KWH al mes. ( use las formulas y compruebe ). Note que si el consumo, hubiera sido sólo de 7.200kwh al mes ( por ejemplo, haber desconectado algunos equipos ) la calificación habría sido 0,48 por tanto el consumo PPP y un costo menor en la facturación mensual.

7

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELECTRICAS BT y AT 1.5. DATOS A SOLICITAR AL CLIENTE

Los datos que Ud debe solicitar a un cliente para efectuar un análisis detallado deben ser los siguientes : 1. Las últimas 24 Boletas o Facturas de consumo eléctrico mensual. 2. Obtener por Internet el Pliego Tarifario Vigente de la Distribuidora Eléctrica en cuestión. 3. A partir de los costos del pliego tarifario, usar la Planilla Excel para evaluar las opciones tarifarias.

1.6. CARGO EN BOLETA CONSUMO ELÉCTRICO

Abril

- Septiembre

1.7. METODO DE COBRO TARIFA BT1

Abril

- Septiembre

350

6

8


ABRIL - SEPTIEMBRE

430 KWH

El 1 de ABRIL comienza a regir el Cargo por C onsumo Adicional

de INVIERNO

La legislación vigente establece el Cargo por Consumo Adicional de Invierno, el cual se aplica en cada mes de! periodo comprendido entre el1 de Abril y el 30 de septiembre, siempre que el consumo mensual del cliente exceda los430 kWh. Si este fuera el caso, acada kWh consumido por sobre el Límite de Invierno se le aplica el cargo por energía adicional de invierno. El Límite de cada cliente será igual al mayor valor que resulte de comparar 350 kWh, con el promedio mensual de consumo registrado en el período comprendido entre1 de octubre y el 30 de marzo, inmediatamente anterior, incrementado en un 20%. Su Límite de Invierno es informado en su boleta mensual de suministro eléctrico, en la columna del detalle de sus consumos.

¿Por qué se tiene que pagar Cargo por Consumo Adicional de Invierno? •

El sistema eléctrico del país debe estar dimensionado de tal forma que las centrales generadoras, líneas de transmisión y redes de distribución sean capaces de suministrar en todo momento los altos consumos solicitados por los clientes, aun cuando esto ocurra sólo durante unas pocas horas del día en los meses de invierno.

•

Así, para satisfacer los consumos de invierno, se debe disponer de una capacidad mayor a la requerida el resto del año, con instalaciones que pueden permanecer inactivas durante el período de menor consumo. Ello representa inevitablemente un mayor costo para la energía consumida en los meses de invierno.

•

Los clientes que no aumentan fuertemente sus consumos en invierno, en comparación con el promedio del resto del año, sólo pagan e! costo de la energía a un precio uniforme durante los doce meses del año. En cambio, aquellos clientes que tienen un aumento significativo del consumo entre abril y septiembre, sobrepasando sus promedios normales, deben pagar e! mayor costo de operación y costear proporcionalmente ¡as inversiones que el país requiere para ese efecto.

¿Qué sucedería si no se cobrara en invierno el costo real de los mayores consumos de energía a los clientes que lo srcinan? Si durante el período de mayor requerimiento del invierno no se aplicara el cobro correspondiente a la energía eléctrica adicional a quien la consume, sería necesario repartir el mayor costo entre todos los clientes de la empresa, con lo cual la gran mayoría estaría pagando el consumo adicional de una minoría de clientes. Los clientes que se encuentran en esta condición sólorepresentan el 7% aproximadamente del total de los clientes.

9


1.8. EVALUACION DE COSTOS TARIFARIO BT1 USANDO EXCEL

T ARIFA ELECT RICA BT -1

PLIEGO TARIFARIO

CARGO FIJO MENSUAL $ ENERGIA BASE $/KWH ENERGIA ADICIONAL INV $

AÑO 2008

MES ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

$ 697 $ 40 $ 74

LIMITE INDIVID UAL SEGUN Decreto 63 LIMITE G ENERAL SEGUN Decre to 632

BT1

KWH M 122 99 100 138 190 220 250 238 216 200 205 199

AÑO 2009

MESES VERANO CONSUMO MES OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO

SUMA 989 AÑO 2009

PROMEDIO 165

MES ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBR OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

AÑO

EM

2008 2008 2008 2009 2009 2009

200 205 199 146 119 120

PCV 198

LI 350

20% 33 KWH KWH M 146 119 120 166 198 200 230 250 359 240 246 239

KWH LI

350 350 350 350 350 350

KWH EB 146 119 120 166 198 200 230 250 359 240 246 239

350 430

MES KWH M ENERO 146 FEBRERO 119 MARZO 120 ABRIL 166 MAYO 198 JUNIO 200 JULIO 230 AGOSTO 250 SEPTIEMBR 359 OCTUBRE 240 NOVIEMBRE 246 DICIEMBRE 239

IMPORTANTE - Lea las celdas que tienen MENSAJES 2513 DE AYUDA0 - Los v alores de tarifas no son actual izados - Las celdas con caracteres en VERDE estan habi li tadasppara - Si desea erso entrar nalizardatos la planilla : des proteger en Herramientas

KWH EA

0 0 0 0 0 59

FACTURACION MES ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBR OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

EM

CEB

146 119 120 166 198 200 230 250 359 240 246 239

5.840 $ 4.760 $ 4.800 $ 6.640 $ 7.920 $ 8.000 $ 9.200 $ $ 10.000 $14.360 $ 9.600 $ 9.840 $ 9.560

CEA

0 0 0 0 0 4366

CF 697 $ 697 $ 697 $ $697 $697 $697 $697 $697 $697 $ 697 $ 697 $ 697

TOTAL $ 6.537 $ 5.457 $ º 5.497 $ $7.337 $8.617 $8.697 $9.897 $10.697 $19.423 10.297 $ $ 10.537 $ 10.257 $ 113.250

$ 9.438

ANUAL PROMEDIO MES

KWH KWH


Parte

2

Evaluación de Tarifas Eléctricas BT-AT 2 y 3


10

2.1. CARGOS EN FACTURA CONSUMO ELÉCTRICO BT/AT2

2.2. METODO DE COBRO DE LA TARIFA Nota : No obstante lo anterior, si por lo menos durante 5 días hábiles del mes, en períodos de 60 minutos consecutivos en las horas de punta, el cuociente entre la potencia media utilizada por el cliente y su potencia contratada supera 0,85, el consumo pasa a calificar como “presente en punta”. Si usted es calificado como “presente en punta” y al final del período de contratación de la tarifa (12 meses) su consumo se ha comportado como “parcialmente presente en punta”, podrá solicitar el cambio de modalidad o cambiarse a otra opción tarifaria.

11


2.3. EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFA BT2 USANDO EXCEL TARIFA EL ECT RICA BT2 y AT2 IMPORTANTE - Lea las celdas que tienen MENSAJES DE AYUDA - Los valo res de tarifas no son actualizados - Las celdas co n caracteres en VERDEestan habili tadas para entrar datos - Si desea pers onalizar la pl anilla : desproteger en Herramientas

PLIEGO TARIFARIO Cargo fijo mesual $ Energia ( $xKWH) Potencia contratada PP $xkwh/mes Potencia contratada PPP $xKWH/me

AÑO 20 0 8

M ES ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE N DIOCVIEIE MMBB RR EE

AÑO PP=>0,5 2009 ENERO

M ( k w h) 1 2 .3 0 0 1 1 .4 5 0 1 4 .0 0 0 14.800 15.000 18.000 17.500 19.000 16.800 17.000 1 14 4 ..6 00 00 0 M ( k w h)

FEBRERO MARZO

13.350 12.595 15.400

ABRIL MAYO J UNIO J ULIO AGOS TO SEPTIEMBRE

1 6 .2 8 0 1 6 .5 0 0 1 9 .8 0 0 1 9 .2 5 0 2 0 .9 0 0 18 .48 0

OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

1 8.700 16.060 15.400

$ 491 $ 22 $ 10.434 $ 7.689

DATOS INICIALES POTENCIA CONTRATADA

AÑO 20 09

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

M ES ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

-

POTCONTRk w 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250

-

FIJ O$ $491 $ 491 $491 $491 $491 $491 $491 $491 $491 $ 491 $ 491 $ 491

ENERGIA$ $293.700 $ 277.090 $338.800 $358.160 $363.000 $435.600 $423.500 $459.800 $406.560 $ 411.400 $ 353.320 $ 338.800

M ( k w h) 13.350 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400 POTCONTR$ $2.608.500 $ 2.608.500 $2.608.500 $2.608.500 $2.608.500 $2.608.500 $2.608.500 $2.608.500 $2.608.500 $ 2.608.500 $ 2.608.500 $ 2.608.500

TOTAL ANUAL $ AÑO PPP<0,5 2009 ENERO

M ( k w h)

FEBRERO MARZO

13.350 12.595 15.400

ABRIL MAYO J UNIO J ULIO AGOS TO SEPTIEMBRE

1 6 .2 8 0 1 6 .5 0 0 1 9 .8 0 0 1 9 .2 5 0 2 0 .9 0 0 18.480

OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

1 8.700 16.060 15.400

DL( k w ) -

-

POTCONTRk w 250 250 250

-

KW

LECTURA MEDIDOR

D(Lk w )

DL( k w )

250

25 0 25 0 25 0 25 0 2 50 250 250 250 250

FIJ O$ $491 $ 491 $491 $491 $491 $491 $491 $491 $491 $ 491 $ 491 $ 491

ENERGIA$ $293.700 $ 277.090 $338.800 $358.160 $363.000 $435.600 $423.500 $459.800 $406.560 $ 411.400 $ 353.320 $ 338.800

POTCONTR$ $1.922.250 $ 1.922.250 $1.922.250 $1.922.250 $1.922.250 $1.922.250 $1.922.250 $1.922.250 $1.922.250 $ 1.922.250 $ 1.922.250 $ 1.922.250

TOTAL ANUAL $ AHORRO

2.4. EVALUACIÓN DE COSTOS TARIFA AT2 USANDO EXCEL USAR LOS COSTOS DEL PLIEGO TARIFARIO PARA ALTA TENSIÓN

D(Lk w ) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tot a l$ $2.902.691 $ 2.886.081 $2.947.791 $2.967.151 $2.971.991 $3.044.591 $3.032.491 $3.068.791 $3.015.551 $ 3.020.391 $ 2.962.311 $ 2.947.791

$ 3 5.76 7.62 2 Tot a l$ $2.216.441 $ 2.199.831 $2.261.541 $2.280.901 $2.285.741 $2.358.341 $2.346.241 $2.382.541 $2.329.301 $ 2.334.141 $ 2.276.061 $ 2.261.541

$ 2 7 .53 2 .62 2 $ 8 .2 3 5 .0 0 0


12

2.5. CARGOS EN FACTURA CONSUMO ELÉCTRICO BT/AT3

2.6. METODO DE COBRO DE TARIFA BT/AT3

Nota : Es importante destacar que la facturación mínima por concepto de demanda máxima no debe ser inferior al 40% del mayor valor registrado en los últimos 12 meses.No obstante lo anterior, si por lo menos durante 5 días hábiles del mes, en períodos de 60 minutos consecutivos en las horas de punta, el cuociente entre la potencia media utilizada por el cliente y su potencia contratada supera 0,85, el consumo pasa a calificar como “presente en punta”. Si usted es calificado como “presente en punta” y al final del período de contratación de la tarifa (12 meses) su consumo se ha comportado como “parcialmente presente en punta”, podrá solicitar el cambio de modalidad o cambiarse a otra opción tarifaria.

13

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELECTRICAS BT y AT 2.7. METODO DE COBRO DE TARIFA BT3 USANDO EXCEL

TARIFA ELECTRICA BT3-AT3 IMPORTANTE - Lea las celdas q ue tienen MENSAJES DE AYUDA - Los v alores de tarifas no son actualiza dos - Las celdas co n caracteres en VERDE estan habilitadas para entrar datos - Si desea pers onalizar la planilla : desproteger en Herramientas

PLIEGO TARIFARIO Cargo Fijo mensual $ Energia $/kwh Dema nda max PP $/KW/ Demanda m ax PPP $/K

AÑO 2008

M ES

LECTURA MEDIDOR

OCTUBRE NOVIEMBRE

M(k w h) 12.300 11.450 14.000 14.800 15.000 18.000 17.500 19.000 16.800 17.000 14.600

DL(k w ) 140 130 159 168 171 20 5 199 21 6 191 193 166

DICIEMBRE

14.000

159

ENERO FEBRERO MARZO

ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE

AÑO 2009

$ 734 $ 22 $ 10.434 $ 7.688

CONS UM OP RES ENTEENP UNT A PP>=0,5 M(k w h) DL(k w ) ENERO FEBRERO MARZO

ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

13.350 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

AÑO 2009

M ES

M(k w h) ENERO 1 3 .3 5 0 FEBRERO 1 2 .5 9 5 MARZO 1 5 .4 0 0 ABRIL 1 6 .2 8 0 MAYO 1 6 .5 0 0 J UNIO 1 9 .8 0 0 JULIO 1 9 .2 5 0 AGOS T O 2 0 .9 0 0 SEPTIEMBRE 1 8 .4 8 0 OCTUBRE 1 8 .7 0 0 NOVIEMBRE 1 6 .0 6 0 DICIEMBRE

DM(KW ) 211 211 211 211 211 225 222 238 232 232 232 232

1 5 .4 0 0

DL(k w ) 154 143 175 185 1 88 2 25 2 19 2 38 2 10 2 13 1 83

P ROM EDIO 211 211 211 211 211 221 222 232 232 232 232

AFACTURAR 211 211 211 211 211 225 222 238 232 232 232

1 75

232

232

FACT URACIONFINAL P r e s e nt e e nP unta FIJ O$ ENERGIA$ DM$ $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734

$293.700 $277.090 $338.800 $358.160 $363.000 $435.600 $423.500 $459.800 $406.560 $411.400 $353.320 $338.800

$2.201.574 $2.201.574 $2.201.574 $2.201.574 $2.201.574 $2.347.650 $2.316.348 $2.483.292 $2.420.688 $2.420.688 $2.420.688 $2.420.688

To t a l$ $2.496.008 $2.479.398 $2.541.108 $2.560.468 $2.565.308 $2.783.984 $2.740.582 $2.943.826 $2.827.982 $2.832.822 $2.774.742 $2.760.222

ANUAL $ CONSUMO PARCIALMENTE PRESENTE PUNTA

AÑO 2009

PPP<0,5 ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

M(k w h)

DL(k w )

DM(KW )

13.350 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

211 211 211 211 211 225 222 238 232 232 232 232

$ 32.306.450

FACTURACION FINAL Parcialmente Presente en Punta FIJ O$ ENERGIA$ DM$ To t a l$ $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734 $734

$293.700 $277.090 $338.800 $358.160 $363.000 $435.600 $423.500 $459.800 $406.560 $411.400 $353.320 $338.800

$1.622.168 $1.622.168 $1.622.168 $1.622.168 $1.622.168 $1.729.800 $1.706.736 $1.829.744 $1.783.616 $1.783.616 $1.783.616 $1.783.616

$1.916.602 $1.899.992 $1.961.702 $1.981.062 $1.985.902 $2.166.134 $2.130.970 $2.290.278 $2.190.910 $2.195.750 $2.137.670 $2.123.150

ANUAL $ AHORRO

2.8. METODO DE COBRO DE TARIFA AT3 USANDO EXCEL USAR LOS COSTOS DEL PLIEGO TARIFARIO PARA ALTA TENSIÓN

$ 24.980.122 $ 7.326.328


Parte

3

Evaluación de Tarifas Eléctricas BT-AT

HORARIAS

14

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELECTRICAS BT y AT 3.1. CARGOS EN FACTURA POR CONSUMO ELECTRICO 4.1. 3.2. METODO DE COBRO DE TARIFA BT41 Y AT1

3.3. EVALUACIÓN DE COSTOS TARIFAS BT 4.1. USANDO EXCEL

TARIFA ELECTRICA BT- AT-4.1 IMPORTANTE - Lea las celdas q ue tienen MENSAJES DE AYUDA - Los valo res de tarifas no son actualizados - Las celdas con caracteres en VERDE estan habil itadas para entrar datos - Si desea per sonalizar la planilla : desproteger en Herramientas

PLIEGO TARIFARIO Cargo Fijo mensual $ Cargo Energia base ($/KW Potencia Contratada HP ($/ Potencia Contratada FP ($/

AÑO MES 2008E NERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

$ 491 $ 22 $ 8.614 $ 1.820 M(KWH) 12.300 11.450 14.000 14.800 15.000 18.000 17.500 19.000 16.800 17.000 14.600 14.000

RESUMENDEVALORESAFACTURAR AÑO MES M(KWH) 13.350 2009 ENERO FEBRERO MARZO

ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DATOS INICIALES PCHP 90 PCFP 250

KW KW LECTURA MEDIDOR

DLHP(KW) 49 46 56 59 60 72 70 76 67 68 58 56

PCHP(KW) 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90

DLFP(KW) 140 130 159 168 171 205 199 216 191 193 166 159

PCFP(KW) 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250

AÑO 2009

FIJO$ $ 491 $ 491 $ 491 $ 491 $ 491 $ 491 $ 491 $ 491 $ 491 $ 491 $ 491 $ 491

MES M(KWH) ENERO 13.350 FEBRERO 12.595 MARZO 15.400 ABRIL 16.280 MAYO 16.500 JUNIO 19.800 JULIO 19.250 AGOSTO 20.900 SEPTIEMBR 18.480 OCTUBRE 18.700 NOVIEMBRE 16.060 DICIEMBRE 15.400

ENERGIA$

DLHP(KW) 54 50 61 65 66 79 77 83 74 75 64 61

FACTURACIONFINAL PCHP$ PCFP$

$ 293.700 $ 277.090 $ 338.800 $ 358.160 $ 363.000 $ 435.600 $ 423.500 $ 459.800 $ 406.560 $ 411.400 $ 353.320 $ 338.800

$ 775.260 $ 775.260 $ 775.260 $ 775.260 $ 775.260 $ 775.260 $ 775.260 $ 775.260 $ 775.260 $ 775.260 $ 775.260 $ 775.260

$ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000

TOTAL$

3.4. METODO DE COBRO DE TARIFA AT4.1. USANDO EXCEL USAR LOS COSTOS DEL PLIEGO TARIFARIO PARA ALTA TENSIÓN

DLFP(KW) 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

TOTAL$ $ 1.524.451 $ 1.507.841 $ 1.569.551 $ 1.588.911 $ 1.593.751 $ 1.666.351 $ 1.654.251 $ 1.690.551 $ 1.637.311 $ 1.642.151 $ 1.584.071 $ 1.569.551

$ 19.228.742

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELECTRICAS BT y AT 3.5. CARGO EN FACTURA CONSUMO ELECTRICO 4.2

3.6. METODO DE COBRO DE TARIFA BT/AT4.2

FACTURACION $

15

16

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELECTRICAS BT y AT 3.7. EVALUACIÓN DE COSTOS TARIFAS BT 4.2. TARIFA ELECTRICA BT4.2 y AT4.2 IMPORTANTE - Lea las celdas que tienen MENSAJES DE AYUDA - Los v alores de tarifas no son actualizados - Las celdas con caracteres en VERDEestan paraentrar datos -habilitadas Si desea personalizar la planilla : desprotegeren Herramientas

PLIEGOTARIFARIO Cargo Fijo mensual $ Cargo Energia bases ( PCHP PCFP

AÑO 2008

MES M(KWH) ENERO 12.300 FEBRERO 11.450 MARZO 14.000 ABRIL 14.800 MAYO 15.000 JUNIO 18.000 JULIO 17.500 AGOSTO 19.000 SEPTIEMBRE 16.800 OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

DATOSINICIAL PCFP

$ 733 $ 22 $ 8.614 $ 1.820

17.000 14.600 14.000

250

KW

LECTURA MEDIDOR

DLHP(KW) DLFP(KW) 49 140 46 130 56 159 59 168 60 171 72 205 70 199 76 216 67 191 68 58 56

AÑO 2009

193 166 159

MES M(KWH) ENERO 13.350 FEBRERO 12.595 MARZO 15.400 ABRIL 16.280 MAYO 16.500 JUNIO 19.800 JULIO 19.250 AGOSTO 20.900 SEPTIEMBRE 18.480 OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

DLHP(KW) 54 50 61 65 66 79 77 83 74

18.700 16.060 15.400

DLFP(KW) 154 143 175 185 188 225 219 238 210

75 64 61

DEMANDA DE FACTURACION EN HP 2008 2009 DLHPKw DLHPKw PROMEKw DMHPKw ENERO 49 54 74 74 FEBRER 46 50 74 74 MARZO 56 61 74 74 59 ABRIL 65 X 65 60 MAYO 66 X 66 JUNIO 72 79 X 79 70 JULIO 77 X 77 AGOSTO 76 83 X 83 67 SEPTIEM 74 X 74 OCTUBR 68 75 81 81 NOVIEMB 58 64 81 81 DICIEMB 56 61 81 81 AÑOS

RESUMEN DATOS A FACTURAR MKwH DMHPKw PCFPKw ENERO FEBRER MARZO

ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEM OCTUBR NOVIEMB DICIEMB

13.350 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

74 74 74 65 66 79 77 83 74 81 81 81

250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250

FIJO$ $ 733 $ 733 $ 733 $ 733 $ 733 $ 733 $ 733 $ 733 $ 733 $ 733 $ 733 $ 733

FACTURACION TOTAL ENERGIA$ DMHP$ PCFP$ $ 293.700 $ 277.090 $ 338.800 $ 358.160 $ 363.000 $ 435.600 $ 423.500 $ 459.800 $ 406.560 $ 411.400 $ 353.320 $ 338.800

$ 637.436 $ 637.436 $ 637.436 $ 559.910 $ 568.524 $ 680.506 $ 663.278 $ 714.962 $ 637.436 $ 697.734 $ 697.734 $ 697.734

$ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000 $ 455.000

TOTAL

3.8. EVALUACIÓN DE COSTOS TARIFA AT4.2. USAR LOS COSTOS DEL PLIEGO TARIFARIO PARA ALTA TENSIÓN

TOTAL$ $ 1.386.869 $ 1.370.259 $ 1.431.969 $ 1.373.803 $ 1.387.257 $ 1.571.839 $ 1.542.511 $ 1.630.495 $ 1.499.729 $ 1.564.867 $ 1.506.787 $ 1.492.267

$ 17.758.652

213 183 175


17

3.9. CARGOS EN FACTURA CONSUMO ELÉCTRICO 4.3.

3.10. METODO DE COBRO TARIFA BT/AT4.3 FACTURACION $

Esta opción tarifaria permite registrar en forma diferenciada la demanda en horas de punta y la demanda suministrada. Requiere de un medidor simple de energía con doble indicador de demanda máxima. Uno de los indicadores registra la más alta demanda suministrada durante las 24 horas, mientras que el segundo indicador registra la más alta demanda durante las horas de punta.

18

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELECTRICAS BT y AT 3.11. EVALUACIÓN DE COSTOS TARIFA BT 4.3. USANDO EXCEL

TARIFA ELECTR ICA BT4.3 y AT4.3

IMPORTANTE - Lea las celdas que tienen MENSAJES DE AYUDA Los vceldas aloresco dentarifas no son ados -- Las caracteres enactualiz estan habilitadas VERDE para entrar datos - Si d esea personaliz ar la planilla : desprote ger en Herramientas

PLIEGO TARIFARIO Cargo Fijo mensual $ Cargo Energia base ($/Kw Cargo D MHP ( $/KW) Cargo D MFP ( $/Kw )

AÑO 2008

M ES ENERO FEBRERO M ARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMB OCTUBRE NOVIEMBR DICIEMBRE

HP ENERO FEBRERO MARZO

ABRIL MAYO J UNIO JULIO AGOS TO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

FACTURAR

$ 871 $ 22 $ 8.614 $ 1.820 M ( KW H) 1 2 .3 0 0 11 .45 0 1 4 .0 0 0 14.800 15.000 18.000 17.500 19.000 16.800 1417.000 .600 14. 000

2008 DLHP

2 0 09 DLHP

49 46 56 59 60

54 50 61

72 70

76 67 68 58 56

M Kw

ENERO

13.350

FEBRERO

12.595

MARZO

15.400

ABRIL

16.280

MAYO

16.500

JUNIO JULIO

19.800 19.250

AGOSTO SEPTIEMBRE

20.900 18.480

OCTUBRE

18.700

NOVIEMBRE

16.060

DICIEMBRE

15.400

65 66 79 77 83 74 75 64 61

DM HP Kw 74 74 74 65 66 79 77 83 74 81 81 81

LECTURA DEL MEDIDOR

DLHP (KW ) 49 46 56 59 60 72 70 76 67

DLFP (KW ) 140 130 159 168 171 205 199 216 191

68 58 56

193 166 159

P ROM EDIO 74 74 74 X X X X X X 81 81 81 DM FP Kw 211 211 211 211 211 225 222 238 232 232 232 232

FACTURAR DM HP 74 74 74 65 66 79 77 83 74 81 81 81

AÑO 200 9

M ES M ( KW H) ENERO 13.350 FEBRERO 12.595 MARZO 15.400 ABRIL 16.280 MAYO 16.500 JUNIO 19.800 JULIO 19.250 AGOSTO 20.900 SEPTIEMBR 18.480 OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

18.700 16.060 15.400

2 00 8 DLFP

2 0 09 DLFP

140 130 159 168 171

154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

FP ENERO FEBRERO MARZO

ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMB OCTUBRE NOVIEMB DICIEMBR

205 199

216 191 193 166 159

DM HP $

DLHP (KW ) 54 50 61 65 66 79 77 83 74

D LFP ( KW ) 154 143 175 185 188 225 219 238 210

75 64 61

213 183 175

P ROM EDIO 211 211 211 211 211 221 2 22 2 32 232 232 232 232 DM FP $

FACTURAR DM FP 211 211 211 211 211 225 222 238 232 232 232 232

FIJ O$

ENERGIA$

$ 871

$ 293.700

$ 637.436

$ 384.020

$ 1.316.027

$ 871

$ 277.090

$ 637.436

$ 384.020

$ 1.299.417

$ 871

$ 338.800

$ 637.436

$ 384.020

$ 1.361.127

$ 871

$ 358.160

$ 559.910

$ 384.020

$ 1.302.961

$ 871

$ 363.000

$ 568.524

$ 384.020

$ 1.316.415

$ 871 $ 871

$ 435.600 $ 423.500

$ 680.506 $ 663.278

$ 409.500

$ 1.526.477 $ 1.491.689

$ 871 $ 871

$ 459.800 $ 406.560

$ 714.962 $ 637.436

$ 433.160 $ 422.240

$ 1.608.793 $ 1.467.107

$ 871

$ 411.400

$ 697.734

$ 422.240

$ 1.532.245

$ 871

$ 353.320

$ 697.734

$ 422.240

$ 1.474.165

$ 871

$ 338.800

$ 697.734

$ 422.240

$ 1.459.645

TOTAL

$ 17. 156 .068

3.12. EVALUACIÓN DE COSTOS TARIFA AT4.3 USANDO EXCEL USAR LOS COSTOS DEL PLIEGO TARIFARIO PARA ALTA TENSIÓN

$ 404.040

TOTAL$

19


3.13.

RESUMEN OPCIONES TARIFARIAS

Fuente : Pagina Internet Compañía Distribución Eléctrica CGE SA Santiago

5 Abril 2010

1. OPCIONES TARIFARIAS BT1 BT1 Esta es la opción tarifaria más sencilla, ya que sólo se mide la energía consumida. Se necesita para su implementación un medidor simple de energía. Pueden optar a esta tarifa aquellos clientes alimentados en baja tensión, cuya potencia conectada sea menor a 10 kW y aquellos clientes con potencia superior que instalen un limitador de potencia con la finalidad de cumplir este requisito. Esta tarifa comprende los siguientes cargos: 1. Cargo fijo mensual Este cargo cubre costos tales como lectura, facturación, reparto y cobranza de las boletas, que no tienen relación con el consumo. Este cargo se aplica incluso si el consumo es nulo. 2. Cargo único por uso del sistema Troncal Este cargo cubre el costo por el uso de instalaciones del sistema de transmisión troncal. Este cargo se obtiene multiplicando los kWh registrados en el medidor durante el período de facturación por su precio unitario expresado en $/kWh. Corresponde a un costo en el que incurren las empresas concesionarias de servicio público de distribución por el transporte de energía a través del sistema de transmisión troncal, el cual es transferido a los consumidores finales. 3. Cargo por Energía Base Para los meses comprendidos entre octubre y marzo, se obtiene multiplicando los kWh registrados por el medidor durante el período de facturación por el precio unitario de la energía base. Para los meses de abril a septiembre este cargo se aplica sólo a los kWh consumidos por debajo del límite de invierno. 4. Cargo por Energía adicional de Invierno Se aplica en cada mes del período comprendido entre el 1° de abril al 30 de septiembre, a cada kWh adicional consumido que exceda el límite de invierno. Este cargo se indica en la boleta o factura siempre que el consumo total del mes sea mayor que 430 kWh .


20

¿Que se entiende por límite de Invierno?

El límite de invierno de cada cliente será igual al mayor valor que resulte de comparar 350 kWh, con el promedio mensual de la energía consumida entre el 1° de octubre y el 31 de marzo, ambos inclusive, incrementado en un 20%. Para aquellos clientes que por haberse incorporado a nuestra Compañía con posterioridad al 1° de octubre, no registren consumo en el total o una fracción de los meses entre el 1° de octubre y el 31 de marzo, se les considerará para el cálculo del límite de invierno un consumo de 350 kWh /mes en el periodo faltante hasta la fecha de energización del medidor.

2. OPCIONES TARIFARIAS BT2 y AT2 BT2 y AT2 Esta opción tarifaria separa los cobros por energía y potencia respectivamente. Para ello requiere de un medidor simple de energía y un dispositivo limitador de potencia que se contrata de acuerdo a sus necesidades y según la disponibilidad de ellos en el mercado. Esta opción tarifaria comprende los siguientes cargos: 1. Cargo fijo mensual Este cargo cubre costos tales como lectura, facturación, reparto y cobranza de las boletas, que no tienen relación con el consumo. Este cargo se aplica incluso si el consumo es nulo. 2. Cargo único por uso del sistema Troncal Este cargo cubre el costo por el uso de instalaciones del sistema de transmisión troncal. Este cargo se obtiene multiplicando los kWh registrados en el medidor durante el período de facturación por su precio unitario expresado en $/kWh. Corresponde a un costo en el que incurren las empresas concesionarias de servicio público de distribución por el transporte de energía a través del sistema de transmisión troncal, el cual es transferido a los consumidores finales. 3. Cargo por Energía Se obtiene multiplicando los kWh registrados por el medidor durante el período de facturación por el precio unitario de la energía. 4. Cargo por potencia contratada Se obtiene multiplicando los kW contratados por su precio unitario, siendo esto facturado todos los meses independiente del consumo. El precio unitario del cargo por potencia contratada varía su valor según su grado de utilización en horas de punta. Dependiendo de esto, el consumo puede ser calificado como “Presente en Punta” o “Parcialmente Presente en Punta”. A. Consumo “Presente en Punta” Cuando la potencia contratada es usada manifiestamente durante las horas de punta del sistema eléctrico, independiente si dicha potencia es o no utilizada en el resto de las horas del año, el consumo es calificado como “presente en punta” y se le aplica el precio unitario correspondiente. Se entiende que la potencia contratada está siendo usada manifiestamente durante las horas de punta cuando el cuociente entre la demanda media del cliente en horas de punta y su potencia contratada, es mayor o igual a 0,5. B. Consumo “Parcialmente Presente en Punta” Cuando la potencia contratada es usada parcialmente durante las horas de punta del sistema eléctrico, independiente si dicha potencia es o no utilizada en el resto de las horas del año, el consumo es calificado como “parcialmente presente en punta” y se le aplica el precio unitario correspondiente. Se


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entiende que la potencia contratada está siendo usada parcialmente durante las horas de punta cuando el cuociente entre la demanda media del cliente en dichas horas de punta y su potencia contratada, es inferior a 0,5. Nota : No obstante lo anterior, si por lo menos durante 5 días hábiles del mes, en períodos de 60 minutos consecutivos en las horas de punta, el cuociente entre la potencia media utilizada por el cliente y su potencia contratada supera 0,85, el consumo pasa a calificar como “presente en punta”. Si usted es calificado como “presente en punta” y al final del período de contratación de la tarifa (12 meses) su consumo se ha comportado como “parcialmente presente en punta”, podrá solicitar el cambio de modalidad o cambiarse a otra opción tarifaria.

3. OPCIONES TARIFARIAS BT3 y AT3 BT3 y AT3 Esta opción separa los cobros por energía y potencia. Para ello se requiere de un medidor simple de energía con indicador de demanda máxima. Esta opción tarifaria comprende los siguientes cargos: 1. Cargo fijo mensual Este cargo cubre costos tales como lectura, facturación, reparto y cobranza de las boletas, que no tienen relación con el consumo. Este cargo se aplica incluso si el consumo es nulo. 2. Cargo único por uso del sistema Troncal Se obtiene multiplicando los kWh registrados en el medidor durante el período de facturación por el precio unitario de la energía. 3. Cargo por Energía Se obtiene multiplicando los kWh registrados en el medidor durante el período de facturación por el precio unitario de la energía. 4. Cargo por demanda máxima Se calcula multiplicando la demanda máxima de facturación por el precio unitario correspondiente. Se considera demanda máxima de facturación del mes, la más alta que resulte de comparar la demanda máxima leída en el mes con el promedio de las dos más altas demandas registradas en aquellos meses que contengan horas de punta dentro de los últimos 12 meses, incluido el mes que se factura. A. Consumo “Presente en Punta” El precio unitario del cargo por potencia varía su valor según su grado de utilización en horas de punta. Se entiende que la demanda leída está siendo usada manifiestamente durante las horas de punta cuando el cuociente entre la demanda media del cliente en horas de punta y la potencia contratada es igual o superior a 0,5. B. Consumo “Parcialmente Presente en Punta” Cuando la potencia contratada es usada parcialmente durante las horas de punta del sistema eléctrico, independiente si dicha potencia es o no utilizada en el resto de las horas del año, y se le aplica el precio unitario correspondiente. Se entiende que la potencia contratada está siendo usada parcialmente durante las horas de punta cuando el cuociente entre la demanda media del cliente en dichas horas de punta y su potencia contratada, es inferior a 0,5.


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Nota : Es importante destacar que la facturación mínima por concepto de demanda máxima no debe ser inferior al 40% del mayor valor registrado en los últimos 12 meses. No obstante lo anterior, si por lo menos durante 5 días hábiles del mes, en períodos de 60 minutos consecutivos en las horas de punta, el cuociente entre la potencia media utilizada por el cliente y su potencia contratada supera 0,85, el consumo pasa a calificar como “presente en punta”. Si usted es calificado como “presente en punta” y al final del período de contratación de la tarifa (12 meses) su consumo se ha comportado como “parcialmente presente en punta”, podrá solicitar el cambio de modalidad o cambiarse a otra opción tarifaria.

4. OPCIONES TARIFARIAS BT4.1 y AT4.1 BT4.1 y AT4.1 Esta opción tarifaria permite registrar en forma diferenciada la demanda en horas de punta y la demanda suministrada. Requiere de un medidor simple de energía. Los cargos que comprende esta opción son: 1. Cargo fijo mensual Este cargo cubre costos tales como lectura, facturación, reparto y cobranza de las boletas, que no tienen relación con el consumo. Este cargo se aplica incluso si el consumo es nulo. 2. Cargo único por uso del sistema Troncal Este cargo cubre el costo por el uso de instalaciones del sistema de transmisión troncal. Este cargo se obtiene multiplicando los kWh registrados en el medidor durante el período de facturación por su precio unitario expresado en $/kWh. Corresponde a un costo en el que incurren las empresas concesionarias de servicio público de distribución por el transporte de energía a través del sistema de transmisión troncal, el cual es transferido a los consumidores finales. 3. Cargo por Energía Se obtiene multiplicando los kWh registrados en el medidor durante el período de facturación por el precio unitario de la energía. a. Cargo por demanda máxima contratada en horas de punta Este cargo se factura incluso si el consumo de energía es nulo. Se obtiene multiplicando los kW de potencia contratada en horas de punta, por el precio unitario correspondiente. b. Cargo por demanda máxima contratada Se factura aunque no haya consumo de energía y se obtiene multiplicando los kW de potencia contratada en horas fuera de punta por el precio unitario correspondiente. Horas de punta Se entenderá por horas de punta del Sistema Interconectado Central (SIC) a las informadas en los decretos de fijación de precios de nudo aplicables a los suministros de electricidad a precio regulado para clientes, usuarios o consumidores finales, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, o en aquellos decretos o publicaciones que realice la autoridad para comunicar su modificación. Actualmente el


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horario de punta definido para el SIC es el comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas de cada día de los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre.

5. OPCIONES TARIFARIAS BT4.2 y AT4.2 BT4.2 y AT4.2 Esta opción separa los cobros por energía y potencia. Para ello se requiere de un medidor simple de energía con indicador de demanda máxima. Esta opción tarifaria comprende los siguientes cargos: 1. Cargo fijo mensual Este cargo cubre costos tales como lectura, facturación, reparto y cobranza de las boletas, que no tienen relación con el consumo. Este cargo se aplica incluso si el consumo es nulo. 2. Cargo único por uso del sistema Troncal Este cargo cubre el costo por el uso de instalaciones del sistema de transmisión troncal. Este cargo se obtiene multiplicando los kWh registrados en el medidor durante el período de facturación por su precio unitario expresado en $/kWh. Corresponde a un costo en el que incurren las empresas concesionarias de servicio público de distribución por el transporte de energía a través del sistema de transmisión troncal, el cual es transferido a los consumidores finales. 3. Cargo por Energía

Se obtiene multiplicando los kWh registrados en el medidor durante el período de facturación por el precio unitario de la energía. A. Cargo mensual por demanda máxima leída en horas de punta Se factura como la demanda efectivamente leída del mes, para los meses de abril a septiembre, y como el promedio de las dos más altas demandas máximas registradas en los meses de horas de punta del período inmediatamente anterior, para los meses de octubre a marzo. B. Cargo mensual por demanda máxima contratada Se factura aunque no haya consumo de energía y se obtiene multiplicando los kW de potencia contratada en horas fuera de punta por el precio unitario correspondiente. Horas de punta Se entenderá por horas de punta del Sistema Interconectado Central (SIC) a las informadas en los decretos de fijación de precios de nudo aplicables a los suministros de electricidad a precio regulado para clientes, usuarios o consumidores finales, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, o en aquellos decretos o publicaciones que realice la autoridad para comunicar su modificación. Actualmente el horario de punta definido para el SIC es el comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas de cada día de los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre.


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6. OPCIONES TARIFARIAS BT4.3 y AT4.3 BT4.3 y AT4.3 Esta opción tarifaria permite registrar en forma diferenciada la demanda en horas de punta y la demanda suministrada. Requiere de un medidor simple de energía con doble indicador de demanda máxima. Uno de los indicadores registra la más alta demanda suministrada durante las 24 horas, mientras que el segundo indicador registra la más alta demanda durante las horas de punta. Los cargos que comprende esta opción son: 1. Cargo fijo mensual Este cargo cubre costos tales como lectura, facturación, reparto y cobranza de las boletas, que no tienen relación con el consumo. Este cargo se aplica incluso si el consumo es nulo. 2. Cargo único por uso del sistema Troncal Este cargo cubre el costo por el uso de instalaciones del sistema de transmisión troncal. Este cargo se obtiene multiplicando los kWh registrados en el medidor durante el período de facturación por su precio unitario expresado en $/kWh. Corresponde a un costo en el que incurren las empresas concesionarias de servicio público de distribución por el transporte de energía a través del sistema de transmisión troncal, el cual es transferido a los consumidores finales. 3. Cargo por Energía Se obtiene multiplicando los kWh registrados en el medidor durante el período de facturación por el precio unitario de la energía. A. Cargo por demanda máxima suministrada Se factura como el promedio de las dos más altas demandas máximas registradas en los últimos 12 meses, incluido el mes de facturación, al precio unitario correspondiente B. Cargo por demanda máxima leída en horas de punta Se factura como la demanda efectivamente leída del mes para los meses comprendidos entre abril y septiembre, y como el promedio de las dos más altas demandas máximas registradas en los meses de horas de punta del período inmediatamente anterior, para los meses comprendidos entre octubre y marzo. Horas de punta Se entenderá por horas de punta del Sistema Interconectado Central (SIC) a las informadas en los decretos de fijación de precios de nudo aplicables a los suministros de electricidad a precio regulado para clientes, usuarios o consumidores finales, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, o en aquellos decretos o publicaciones que realice la autoridad para comunicar su modificación. Actualmente el horario de punta definido para el SIC es el comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas de cada día de los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre. ***


Parte

4

Evaluación del Factor de Potencia


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4.1. DEFINICIÓN DE INFORME TÉCNICO ECÓNOMICO

1. PRESENTACION DE INFORMES TÉCNICO ECONOMICO AL CLIENTE

La presentación de un Informe Técnico y Económico al cliente debe contener a lo menos los siguientes puntos claramente identificados y satisfacer los requerimientos que dieron srcen al estudio :

1.

Descripción del estudio Describir en éste punto, los datos del solicitante como son nombre, dirección, empresa, teléfonos, email, contacto, etc.

2.

Referencia Identificar los datos de la Distribuidora Eléctrica que alimenta el punto de empalme de la instalación eléctrica, bajo análisis.

3.

El Objetivo o finalidad del estudio Describir claramente el objetivo que se persigue clarificar con el estudio o análisis.

4. 5.

Resultados de la evaluación Dar a conocer los resultados numéricos de la evaluación tarifaría a través de una tabla resumen. Conclusiones finales Este punto es el mas importante para el cliente, en el cual se deberán proponer sugerencias y/o recomendaciones en base a los resultados obtenidos en el punto 4.

6.

Metodología Definida aquí los supuestos, proyecciones, estimaciones y/o criterios técnicos que utilizo para la obtención de los resultados.

7.

Anexos Esta parte del estudio, debe contener la evaluación cuantitativa de la información o datos de las facturas para obtener los resultados presentado en el punto 4.

Se podrán agregar estos puntos si son necesarios.

4.2. SUGERENCIAS PARA LOGRAR CLIENTES

Se propone realizar las siguientes estrategias 1. Identificar las empresas, industrias, etc que consumen energía eléctrica a niveles medio y alto. Valores de facturación por sobre $ 250.000 o más.


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2. Crear una base de datos con posibles clientes potenciales y enviar una propuesta de estudio de ANÁLISIS DE TARIFAS ELECTRICAS.

Enviar propuesta por correo, email, fax u otro medio a Jefes o encargado de mantención eléctrica de la empresa. 3.

En su propuesta , identificar claramente los beneficios que el cliente obtendrá tras el ANÁLISIS TARIFARIO que ejecutará. 4.

5.

Colocar avisos, con sus servicios a través de diarios o revistas que lleguen a su mercado objetivo.

6. Proponer charlas en o fuera de la empresa para clarificar el tema al personal de mantención eléctrica y otros. 7. Escribir artículos técnicos o publicaciones sobre el tema, en alguna revista que llegue a su mercado objetivo. 8.

Crear un sitio WEB y ofrecer sus servicios

9.

Tener tarjetas de presentación que de a conocer sus servicios a clientes potenciales

El conjunto de algunas de estas acciones, le permitirá entrar en contacto con clientes que requieran de sus servicios en éste tema.


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4.3. PROBLEMAS POR MAL FACTOR DE POTENCIA

Ventajas e Inconvenientes

Se exponen 4 razones por las que se debe corregir el mal factor de potencia , y de esta forma reducir los problemas que se derivan en una red eléctrica y costos adicionales e innecesarios en energia eléctrica.

El Problema Reducir la factura mensual de la compañía eléctrica es un desafío continuo. Para muchas plantas industriales reducir costes eléctricos significa limitar el pico de demanda o instalar sistemas de ahorro de energía. Pero hay una parte de la factura que puede ser reducida sin alterar la utilización de la energía. El factor de Potencia representa una parte muy significativa de la factura para muchas empresas, y es todavía, uno de los costes más frecuentemente controlable. Además los factores de potencia desfavorables aumentan los costes del sistema de potencia de otras tres maneras. Este tema trata sobre todas las ventajas de instalar condensadores para corregir el factor de potencia (PFCs). También incluye ejemplos de cálculos y termina explicando los problemas de instalar condensadores en una red que contiene cargas productoras de armónicos.

4.4. TERMINOS Y CONCEPTOS CLAVES El factor de potencia es la diferencia entre la potencia que es suministrada a su empresa y la potencia que se utiliza. La potencia activa, en kilovatios, mide la potencia útil; la potencia reactiva, enkilovares, mide el campo necesario para conseguir consumir la potencia activa. El suministro de potencia reactiva, a aquellas cargas que la requieren, resulta caro, por ello las compañías penalizan los factores de potencia, para recuperar los costes adicionales que les supone alimentar cargas con factores de potencia desfavorables. Las cantidades de penalización dependen de la relación de utilización de las estructuras y de la política de comisiones. Así pues, algunos clientes no pagan penalización ya que mejoran su factor de potencia. Los factores de potencia desfavorables requieren que el sistema conduzca mayor intensidad de corriente para suministrar una potencia total superior a la necesaria para obtener la energía útil. De hecho, las cargas que poseen estos factores de potencia, pueden considerarse alimentadas mediante dos tipos de corriente: la que produce potencia activa y la que produce potencia reactiva. Ambas son necesarias en sistemas de corriente alterna, pero no es estrictamente necesario que la potencia


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reactiva sea proporcionada por la fuente de potencia activa. Como veremos, los condensadores podrán suministrar reactiva a cualquier parte del sistema.

4.5. LA SOLUCIÓN TÉCNICA Consideraremos, en definitiva, cuatro razones para corregir el factor de potencia en una empresa: · · · ·

Reducir penalizaciones. Chile 1% neto /0,01 / 0,93 Reducir perdidas de energía debidas a corrientes excesivas (I2R). Mejorar la regulación de tensión. Liberar la capacidad del sistema.

La figura 1 es un diagrama de un circuito de potencia típico que contiene la fuente de la compañía, dos transformadores y una carga con un factor de potenciadesfavorable. El primer transformador pertenece a la compañía, y reduce la tensión de 23 kV a 4160 V. El segundo reduce de 4160 V a 480 V, y está situado en el interiorde la empresa. La carga cuyo factor de potencia es pobre, podría ser un motor de inducción cargado ligeramente. Esta figura muestra también el efecto del factor de potencia en el sistema de distribución eléctrica. Sin condensadores, el sistema de la empresa, así como toda la aparamenta de desconexión y los conductores, transmiten una intensidad y una potencia aparente excesiva. Esto supone una sobrecarga innecesaria de los componentes de la instalación y de la misma. Las siguientes secciones describen con detalle las ventajas de instalar condensadores en diferentes lugares de la instalación.

4.6. REDUCIR COSTOS DE FACTURA ELÉCTRICA Con el fin de eliminar o reducir las penalizaciones de la compañía por factor de potencia, muchos clientes instalan condensadores en las subestaciones principales o en la entrada principal de la instalación. La figura 2 muestra el efecto de los condensadores en la acometida principal. Los condensadores (PFCs) suministran la parte de potencia reactiva, liberando a la compañía y a su transformador de proporcionar la potencia adicional. El registro del medidor contabiliza menos potencia y la mejora del factor de potencia (asegurarse de que los condensadores se encuentran aguas abajo del medidor ). Los condensadores son instalados generalmente para reducir las facturas por factor de potencia sin considerar otras ventajas, ya que supone un ahorro significativo y fácilmente calculable. En algunos casos, las compañías ayudan a sus clientes a realizar estos cálculos: el ejemplo 1 muestra un análisis de este tipo.


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Figura1. Ejemplo de instalación con una carga que reduce el factor de potencia. La carga utiliza más intensidad y potencia aparente que la realmente necesaria para realizar el mismo trabajo.

Figura 2. Las baterías de condensadores en la acometida principal, alivian los equipos de la compañía y reducen las penalizaciones del factor de potencia.


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$

95%

$

Ahorro aproximado :

Mejorar el factor de potencia de un 80% a un 95% con un consumo máximo de 672 KW requiere una batería de condensadores de 283 KVAr. Para estimar la cantidad de potencia de los condensadores multiplicaremos el factor correspondiente de la tabla 1 por la potencia máxima consumida. En nuestro ejemplo el factor para pasar de 80% a 95% es 0,421 y la potencia de los condensadores es 672 x 0,421 = 283 KVAr. La cantidad ahorrada es equivalente a la factura por factor desfavorable (2.100.000) y el coste de las baterías es aproximadamente 283 KVAr x $ 4.000 /KVAr =$ 1.132.000 . La amortización de la instalación es inferior a un año.


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4.7. OPTIMIZAR LA RED ELÉCTRICA ( FP ) Como muestra la figura 3,

Figura 3. Los condensadores para corregir el factor de potencia instalados a 480 V mejoran las posibilidades del sistema.

la capacidad de la instalación pueden mejorarse corrigiendo el factor de potencia. Vemos como el suministro a 4160 V y el transformador reductor necesitan menos intensidad (y potencia aparente) gracias a esta mejora en el tablero de distribución, lo que permite añadir otras cargas a la instalación. El mismo principio puede aplicarse en cualquier punto de la misma. La batería de condensadores aumenta las posibilidades de la instalación desde el punto de conexión de la batería hasta la alimentación de la red eléctrica. Además son esencialmente útiles cuando pueden ser utilizadas para retrasar o cancelar gastos en ampliación de aparamenta, como nuevos transformadores, interruptores; o recableado de circuitos ya existentes. Las ventajas de mejorar las posibilidades del sistema con este tipo de montaje son poco importantes; es por esto que no suele utilizarse únicamente para ahorrar en aparamenta, a no ser que el coste de los condensadores frente a ésta así lo justifique (ejemplo 2).

4.8. EVALUACIÓN DE COSTO Y AHORRO

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EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELECTRICAS BT y AT Ahorro aproximado : (fdp : factor de potencia)

La potencia suministrada por el transformador de capacidad 2000 KVA la determinaremos de la siguiente forma : Carga = 1330 KW / 0,7 fdp = 1900 KVA

Por tanto si le añadimos 350 KVA a la instalación sobrecargaremos el transformador. Si añadimos condensadores para conseguir un factor de potencia de 0,95 en el transformador tendremos : 1330 KW / 0,95 fdp = 1400 KVA

Esto nos permite añadir el equipo de 350 KVA sin sobrecargar el transformador. Los condensadores a instalar tendrán una potencia : 1330 x 0,691 KVAr/KW = 919 KVAR

( el factor proviene de la tabla 1).

¿ Por qué no colocamos siempre los condensadores junto a la carga cuyo factor de potencia queremos compensar ?

Principalmente porque el coste proporcional de los condensadores es mayor si la tensión es menor. Esto se debe al efecto capacitivo que es proporcional a la tensión aplicada al cuadrado ; por tanto, los condensadores para tensiones menores, requieren mayor cantidad de material que para tensiones mayores. Por ejemplo, un condensador de 240 V puede costar hasta 4 veces más que uno de 480 V e idéntica potencia.

4.9. OPTIMIZAR LA RED ELÉCTRICA Reduce las pérdidas de energía

Los conductores sufren pérdidas por calor que están relacionadas a su resistencia al paso de intensidad. Estas perdidas son proporcionales a la intensidad total (componentes reactiva y activa) y pueden ser reducidas con baterías de condensadores. Se consiguen ahorros máximos cuando la distancia de conductor liberada de intensidades excesivas es máxima. La figura 4 muestra la situación óptima para los condensadores cuando se desea reducir las pérdidas por este efecto (I2 R).

Mejora la regulación de tensión Aunque los condensadores aumentan la tensión del circuito, no suelen instalarse en industrias u oficinas únicamente con este fin. Este aumento de tensión generalmente es menor al 3% y debe ser considerado como una ventaja adicional de estos dispositivos. En una instalación con pequeñas cargas, las baterías de condensadores pueden aumentar la tensión por encima de la tensión de la fuente, lo cual puede resultar perjudicial para los equipos electrónicos u otros dispositivos sensibles. El aumento de tensión se conseguirá en cualquiera de las colocaciones indicadas en las figuras 2,3,4.


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Figura 4. Los condensadores instalados aguas arriba de la carga proporcionan todas las ventajas pero generalmente su precio por KVAr es mayor.

4.10. ADVERTENCIA DE LA PRESENCIA DE CONTAMINACIÓN ARMÓNICA •

•

•

Las baterías de condensadores no generan armónicos pero su conexión puede cambiar la faciilidad de la instalación para transmitir intensidades con armónicos. Si los cambios son suficientemente severos la instalación puede entrar en resonancia y los dispositivos de control y protección puede resultar dañados. Para evitar la resonancia se instalan filtros en vez de condensadores, que además de corregir el factor de potencia están diseñados para eliminar los armónicos de intensidad de la instalación. Además de los problemas de resonancia, las cargas que introducen armónicos pueden hacerle creer que su instalación requiere condensadores cuando no es así. Estas cargas reducen el factor de potencia real (relación entre la potencia activa y la potencia aparente), que incluye todas las frecuencias de la instalación. Además pueden contribuir o no al desplazamiento del factor de potencia desfavorable; que es el retraso temporal entre la tensión y la corriente fundamentales (50 Hz). Las baterías de condensadores corrigen únicamente el desplazamiento. Afortunadamente analizadores de calidad de energia miden tanto el factor de potencia real como el desplazamiento del mismo.

¿ Como podemos determinar si los armónicos serán un problema ? En cualquier instalación de condensadores considerable (superior en KVAr al 20% de la potencia del transformador en KVA), debe llevarse a cabo una medición de armónicos. Esto implica medir la cantidad de armónicos de intensidad en el lugar propuesto para la instalación de los condensadores, y calcular el potencial de resonancia. 4.11. Conclusión Los factores de potencia pobres reducen la capacidad de las instalaciones e incrementan los costes de operación. Las baterías de condensadores proporcionan los cuatro beneficios anteriores, pero su instalación puede agravar los problemas de la instalación con los armónicos.***

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELÉCTRICAS BT y AT

BIBLIOGRAFÍA

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tarifas-electricas

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