tarifas electricas

φ DHS E

INGENIEROS Relatores

LECTRICIDAD AVANZADA y

GESTIÓN TECNICA

WWW.DHSING.CL

TEXTO DE ESTUDIO versión 2010

EVALUACIÓN DE COSTOS

DE

TARIFAS

ELÉCTRICAS E

BT-MT

l 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

E curso tiene por finalidad entregar una visión de las tarifas eléctricas vigentes en l

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 1.2. 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

2. EVALUACIÓN DE TARIFAS ELECTRICAS AT-BT 2 y 3 2.1. Cargos en factura de consumo eléctrico BT/AT2...............................................................................10 2.2. 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

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 3.2. Método de cobro tarifa BT/AT4.1.......................................................................................................14 3.3. Evaluación de costos tarifas BT4.1. usando Excel............................................................................14 3.4. Evaluación de costos tarifas AT4.1 usando Excel.............................................................................14 3.5. Cargos en factura consumo eléctrico 4.2..........................................................................................15 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 4.2. Sugerencias para lograr clientes......................................................................................................25 4.3. Problemas por mal factor de potencia..............................................................................................27 4.4. Conceptos claves.............................................................................................................................27 4.5. Solución técnica...............................................................................................................................28 4.6. 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

EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFAS ELECTRICAS BT y AT

Parte

1

Introducción a Tarifas Eléctricas


INTRODUCCIÓN

1

Véase DFL1 Ley General Servicios Eléctrico Concesiones

Distribuidoras . Norma NCH 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 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.

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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, según 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.

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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 Consumo 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 el 1 de Abril y el 30 de septiembre, siempre que el consumo mensual del cliente exceda los 430 kWh. Si este fuera el caso, a cada 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 entre 1 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 originan? 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 sólo representan 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

BT1

LIMITE INDIVIDUAL SEGUN Decreto 632 LIMITE GENERAL SEGUN Decreto 632

M KWH 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


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

IMPORTANTE - Lea las celd as q ue tien en MENSAJES 2513DE AYUDA 0 - Lo s valo res d e tarifas n o son actualizados - Las celd as co n caracteres en VERDE estan h abilitadas p ara en trar d atos - Si d esea p erso nalizar la p lanilla : d esproteger en Herramien tas

AÑO 2008 2008 2008 2009 2009 2009

EM 200 205 199 146 119 120

20% 33

PCV 198

LI 350

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

KWH LI

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

KWH EA

EM

CEB

CEA

CF

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

350 350 350 350 350 350


350 430

0 0 0 0 0 59

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

0 0 0 0 0 4366

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

697 697 697 697 697 697 697 697 697 697 697 697

TOTAL $ $ 6.537 $ 5.457 $ 5.497 $ 7.337 $ 8.617 $ 8.697 $ 9.897 $ 10.697 $ 19.423 $ 10.297 $ 10.537 $ 10.257 $ 113.250 $ 9.438

º

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.

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2.3. EVALUACIÓN DE COSTOS DE TARIFA BT2 USANDO EXCEL TARIFA ELECTRICA BT2 y AT2 IMPORTANTE - Lea las celdas que tienen MENSAJES DE AYUDA - Los valores de tarifas no son actualizados - Las celdas con caracteres en VERDE estan habilitadas para entrar datos - Si desea personalizar la planilla : desproteger en Herramientas

PLIEGO TARIFARIO Cargo fijo mesual $ $ 491 Energia ( $xKWH) $ 22 Potencia contratada PP $xkwh/mes $ 10.434 Potencia contratada PPP $xKWH/mes $ 7.689

DATOS INICIALES POTENCIA CONTRATADA

250

KW LECTURA MEDIDOR

AÑO 2008


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

DL (kw) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

AÑO 2009


M (kwh) 13.350 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

AÑO 2009

PP=>0,5 ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

M (kwh) 13.350 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DL (kw) -

POT CONTR kw 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250

FIJO $ $ 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

POT CONTR $ $ 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 $

Total $ $ 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 $ 35.767.622

AÑO 2009

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

M (kwh) 13.350 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DL (kw) -

POT CONTR kw 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250

FIJO $ $ 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

POT CONTR $ $ 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

Total $ $ 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 $ 27.532.622 $ 8.235.000

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

DL (kw) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 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


2.7. METODO DE COBRO DE TARIFA BT3 USANDO EXCEL

TARIFA ELECTRICA BT3-AT3 IMPORTANTE - Lea las celdas que tienen MENSAJES DE AYUDA - Los valores de tarifas no son actualizados - Las celdas con caracteres en VERDE estan habilitadas para entrar datos - Si desea personalizar la planilla : desproteger en Herramientas

PLIEGO TARIFARIO Cargo Fijo mensual $ Energia $/kwh Demanda max PP $/KW/ Demanda max PPP $/KW AÑO 2008


$ 734 $ 22 $ 10.434 $ 7.688 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

LECTURA MEDIDOR

DL (kw) 140 130 159 168 171 205 199 216 191 193 166 159

AÑO 2009

CONSUMO PRESENTE EN PUNTA PP>=0,5 M (kwh) DL (kw) ENERO 13.350 154 FEBRERO 12.595 143 MARZO 15.400 175 16.280 185 ABRIL 16.500 188 MAYO 19.800 225 JUNIO 19.250 219 JULIO 20.900 238 AGOSTO 18.480 210 SEPTIEMBRE OCTUBRE 18.700 213 NOVIEMBRE 16.060 183 DICIEMBRE 15.400 175

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

CONSUMO PARCIALMENTE PRESENTE PUNTA AÑO PPP<0,5 M (kwh) DL (kw) 13.350 154 2009 ENERO FEBRERO 12.595 143 MARZO 15.400 175 ABRIL 16.280 185 MAYO 16.500 188 JUNIO 19.800 225 JULIO 19.250 219 AGOSTO 20.900 238 SEPTIEMBRE 18.480 210 OCTUBRE 18.700 213 NOVIEMBRE 16.060 183 DICIEMBRE 15.400 175

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

AÑO 2009


M (kwh) 13.350 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

DL (kw) 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

FACTURACION FINAL Presente en Punta FIJO $ ENERGIA $ DM $ $ 734 $ 293.700 $ 2.201.574 $ 734 $ 277.090 $ 2.201.574 $ 734 $ 338.800 $ 2.201.574 $ 734 $ 358.160 $ 2.201.574 $ 734 $ 363.000 $ 2.201.574 $ 734 $ 435.600 $ 2.347.650 $ 734 $ 423.500 $ 2.316.348 $ 734 $ 459.800 $ 2.483.292 $ 734 $ 406.560 $ 2.420.688 $ 734 $ 411.400 $ 2.420.688 $ 734 $ 353.320 $ 2.420.688 $ 734 $ 338.800 $ 2.420.688 ANUAL $

PROMEDIO 211 211 211 211 211 221 222 232 232 232 232 232

Total $ $ 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 $ 32.306.450

FACTURACION FINAL Parcialmente Presente en Punta FIJO $ ENERGIA $ DM $ Total $ $ 734 $ 293.700 $ 1.622.168 $ 1.916.602 $ 734 $ 277.090 $ 1.622.168 $ 1.899.992 $ 734 $ 338.800 $ 1.622.168 $ 1.961.702 $ 734 $ 358.160 $ 1.622.168 $ 1.981.062 $ 734 $ 363.000 $ 1.622.168 $ 1.985.902 $ 734 $ 435.600 $ 1.729.800 $ 2.166.134 $ 734 $ 423.500 $ 1.706.736 $ 2.130.970 $ 734 $ 459.800 $ 1.829.744 $ 2.290.278 $ 734 $ 406.560 $ 1.783.616 $ 2.190.910 $ 734 $ 411.400 $ 1.783.616 $ 2.195.750 $ 734 $ 353.320 $ 1.783.616 $ 2.137.670 $ 734 $ 338.800 $ 1.783.616 $ 2.123.150 ANUAL $ $ 24.980.122 AHORRO $ 7.326.328

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

A FACTURAR 211 211 211 211 211 225 222 238 232 232 232 232


Parte

3

Evaluación de Tarifas Eléctricas BT-AT HORARIAS

14


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 que tienen MENSAJES DE AYUDA - Los valo res d e tarifas no son actualizados - Las celdas con caracteres en VERDE estan habilitadas para entrar datos - Si desea personalizar la planilla : desproteger en Herramientas

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

$ 491 $ 22 $ 8.614 $ 1.820

DATOS INICIALES PCHP 90 PCFP 250

KW KW LECTURA MEDIDOR

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

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

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

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

AÑO 2009


RESUMEN DE VALORES AÑO MES 2009 ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

A FACTURAR M (KWH) PCHP (KW) 13.350 90 12.595 90 15.400 90 16.280 90 16.500 90 19.800 90 19.250 90 20.900 90 18.480 90 18.700 90 16.060 90 15.400 90

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

FIJO $ $ 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 (KWH) 13.350 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

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

FACTURACION FINAL PCHP $ PCFP $ $ 775.260 $ 455.000 $ 775.260 $ 455.000 $ 775.260 $ 455.000 $ 775.260 $ 455.000 $ 775.260 $ 455.000 $ 775.260 $ 455.000 $ 775.260 $ 455.000 $ 775.260 $ 455.000 $ 775.260 $ 455.000 $ 775.260 $ 455.000 $ 775.260 $ 455.000 $ 775.260 $ 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


3.5. CARGO EN FACTURA CONSUMO ELECTRICO 4.2

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

15

16


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 - Lo s valores de tarifas n o son actualizados - Las celdas con caracteres en VERDE estan habilitadas para entrar datos - Si desea p erso nalizar la planilla : desproteger en Herramientas

PLIEGO TARIFARIO Cargo Fijo m ensual $ Cargo Energia bases ($ PCHP PCFP AÑO 2008

DATOS INICIAL PCFP 250

$ 733 $ 22 $ 8.614 $ 1.820

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 17.000 NOVIEMBRE 14.600 DICIEMBRE 14.000

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 68 193 58 166 56 159

DEMANDA DE FACTURACION EN HP 2008 2009 DLHP Kw DLHP Kw ENERO 49 54 46 50 FEBRERO MARZO 56 61 59 ABRIL 65 60 MAYO 66 JUNIO 72 79 70 JULIO 77 AGOSTO 76 83 67 74 SEPTIEMB 68 75 OCTUBRE NOVIEMB 58 64 56 61 DICIEMBR

AÑO 2009


M (KWH) 13.350 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

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

AÑOS

RESUMEN DATOS A FACTURAR M KwH DMHP Kw PCFP Kw ENERO 13.350 74 250 FEBRERO 12.595 74 250 MARZO 15.400 74 250 16.280 ABRIL 65 250 16.500 MAYO 66 250 19.800 JUNIO 79 250 19.250 JULIO 77 250 20.900 AGOSTO 83 250 74 250 SEPTIEMB 18.480 OCTUBRE 18.700 81 250 NOVIEMB 16.060 81 250 DICIEMBR 15.400 81 250

PROME Kw DMHP Kw 74 74 74 74 74 74 X 65 X 66 X 79 X 77 X 83 X 74 81 81 81 81 81 81

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

FACTURACION TOTAL ENERGIA $ DMHP $ $ 293.700 $ 637.436 $ 277.090 $ 637.436 $ 338.800 $ 637.436 $ 358.160 $ 559.910 $ 363.000 $ 568.524 $ 435.600 $ 680.506 $ 423.500 $ 663.278 $ 459.800 $ 714.962 $ 406.560 $ 637.436 $ 411.400 $ 697.734 $ 353.320 $ 697.734 $ 338.800 $ 697.734

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

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

PCFP $ 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

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

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


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


3.11. EVALUACIÓN DE COSTOS TARIFA BT 4.3. USANDO EXCEL

TARIFA ELECTRICA BT4.3 y AT4.3

IMPORTANTE - Lea las celdas que tienen MENSAJES DE AYUDA - Los valores de tarifas no son actualizados - Las celdas con caracteres en VERDE estan habilitadas para entrar datos - Si desea personalizar la planilla : desproteger en Herramientas

PLIEGO TARIFARIO Cargo Fijo mensual $ Cargo Energia base ($/Kwh Cargo DMHP ( $/KW) Cargo DMFP ( $/Kw ) AÑO 2008

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

$ 871 $ 22 $ 8.614 $ 1.820

LECTURA DEL MEDIDOR

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

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

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

FACTURAR DMHP 74 74 74 65 66 79 77 83 74 81 81 81

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

2008 DLHP 49 46 56 59 60 72 70 76 67 68 58 56

2009 DLHP 54 50 61 65 66 79 77 83 74 75 64 61

PROMEDIO 74 74 74 X X X X X X 81 81 81

FACTURAR ENERO FEBRERO

M Kw 13.350 12.595

DMHP Kw 74 74

DMFP Kw 211 211

AÑO 2009


M (KWH) 13.350 12.595 15.400 16.280 16.500 19.800 19.250 20.900 18.480 18.700 16.060 15.400

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

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

FP ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMB OCTUBRE NOVIEMBR DICIEMBR

2008 DLFP 140 130 159 168 171 205 199 216 191 193 166 159

2009 DLFP 154 143 175 185 188 225 219 238 210 213 183 175

PROMEDIO 211 211 211 211 211 221 222 232 232 232 232 232

FACTURAR DMFP 211 211 211 211 211 225 222 238 232 232 232 232

FIJO $ $ 871 $ 871

ENERGIA $ $ 293.700 $ 277.090

DMHP $ $ 637.436 $ 637.436

DMFP $ $ 384.020 $ 384.020

TOTAL $ $ 1.316.027 $ 1.299.417

MARZO

15.400

74

211

$ 871

$ 338.800

$ 637.436

$ 384.020

$ 1.361.127

ABRIL MAYO

16.280 16.500

65 66

211 211

$ 871 $ 871

$ 358.160 $ 363.000

$ 559.910 $ 568.524

$ 384.020 $ 384.020

$ 1.302.961 $ 1.316.415

JUNIO JULIO

19.800 19.250

79 77

225 222

$ 871 $ 871

$ 435.600 $ 423.500

$ 680.506 $ 663.278

$ 409.500 $ 404.040

$ 1.526.477 $ 1.491.689

AGOSTO SEPTIEMBRE

20.900 18.480

83 74

238 232

$ 871 $ 871

$ 459.800 $ 406.560

$ 714.962 $ 637.436

$ 433.160 $ 422.240

$ 1.608.793 $ 1.467.107

OCTUBRE NOVIEMBRE

18.700 16.060

81 81

232 232

$ 871 $ 871

$ 411.400 $ 353.320

$ 697.734 $ 697.734

$ 422.240 $ 422.240

$ 1.532.245 $ 1.474.165

DICIEMBRE

15.400

81

232

$ 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

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 .


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¿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 origen 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.

Resultados de la evaluación Dar a conocer los resultados numéricos de la evaluación tarifaría a través de una tabla resumen.

5.

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. 3. Enviar propuesta por correo, email, fax u otro medio a Jefes o encargado de mantención eléctrica de la empresa. 4. En su propuesta , identificar claramente los beneficios que el cliente obtendrá tras el ANÁLISIS TARIFARIO que ejecutará. 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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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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