De acuerdo a la legislación vigente en Chile cada cuatro años se deben realizar estudios para determinar el valor anual de los sistemas de subtransmisión (VASTx), a modo de mantener una tarificación adecuada para el sistema y conservar correctamente la distribución de ingresos entre las empresas participantes de éste. El VASTx se forma a partir de la determinación del valor de inversión (VI) de las instalaciones y de los costos de operación, mantención y administración (COMA) de los sistemas de subtransmisión. El presente trabajo de título tiene por finalidad definir una metodología para calcular los valores de inversión, tanto de líneas de transmisión, como de subestaciones eléctricas que se encuentren catalogadas como de subtransmisión, la cual puedan utilizar las empresas del rubro, consultores o inversionistas. Se realiza una revisión general del sector de transmisión de energía eléctrica, para posteriormente centrarse en determinar cómo se regula el sector denominado de subtransmisión en Chile. Además se presentan los principales componentes del estudio de determinación del VASTx que influyen en el cálculo del valor de inversión. La metodología que se propone permite manejar la gran cantidad de información que se debe ordenar para valorizar las instalaciones de los sistemas de subtransmisión, tanto eléctricas como asociadas a obras civiles. A modo de aplicación del modelo del modelo de valorización desarrollado, se efectúa la valorización de la línea perteneciente al SIC6, 66 kV Valdivia – Los Lagos, y de las subestaciones extremo, de manera de poder obtener el valor económico del tramo. Como conclusión se obtiene que la metodología implementada resulta ser efectiva para determinar los costos de un sistema de subtransmisión y evita trabajar con grandes volúmenes de datos, al mantener una segmentación adecuada de éstos. Particularmente, el trabajar con bases de datos permite mantener un orden respecto de lo que se está valorizando facilitando la extracción de datos dependiendo de lo que se requiera particularmente.

En el presente trabajo de título se comparan los diferentes estudios de costos mediante los cuales la autoridad competentedetermina los Valores Agregados de Distribución (VAD), según establece el Artículo 182° del DFL N°4 de 2006, Ley General de Servicios Eléctricos. Los estudios del VAD, deben determinar costos estándares de inversión, operación, mantención y administración para definir el dimensionamiento de una empresa modelo con políticas de eficiencia en la gestión de costos y que opere en el país. La entidad modelo resultante, deberá abastecer a todos los suministros de la zona de concesión de la empresa de referencia y debe cumplir con los estándares de calidad establecidos por la normativa vigente. La Ley establece que la CNE debe contratar un estudio por área típica, y que las empresas también pueden hacerlo. Si estas optan por hacerlo, el VAD definitivo se determinará ponderando por 2/3 los valores del estudio encargados por la Comisión y por 1/3 los resultados encargados por las empresas. Los resultados históricos de los procesos de fijación que se han realizado hasta la fecha, muestran la existencia de diferencias de los VAD entre los estudio encargados por la Comisión y por las empresas, discrepancias tanto a nivel global como a nivel de componentes. El objetivo principal del trabajo consiste en lograr establecer los orígenes de las diferencias que presentaron los estudios de Valores Agregados de Distribución realizados en el último proceso de tarificación (2008), para las 6 áreas de distribución típicas. Se realizó un análisis crítico de las diferencias entre los resultados de los estudios elaborados por los consultores de la CNE y los obtenidos por los consultores contratados por las empresas distribuidoras. Se analizaron tanto los VADs globales como sus componentes, y también las metodologías con que estas fueron determinadas; además, se fue verificando si es que los consultores seguían adecuadamente el cumplimiento de las Bases que la CNE publicó previamente a la realización de los estudios, las cuales normaron la forma como los consultores debieron diseñar la empresa modelo. Además se analizó críticamente las Bases, concluyéndose que ellas también contribuyen a generar diferencias de VAD. A partir de los análisis de datos, se constató que a nivel de ingresos totales que se obtienen utilizando las componentes del VAD, es decir, considerando la anualidad de las inversiones, los costos de operación y mantenimiento y las pérdidas, las diferencias que se advierten son distintas y varían según el área típica. En efecto, la diferencia mínima es de 27%, para el área 1 y de 125% para el área 3. Finalmente, se resalta, como una conclusión global que, en general, no es posible establecer con certeza el origen de todas las diferencias, ya que el contenido de los informes de los consultores de las empresas y CNE, tienen distintas formas de presentación, de formato y de detalles y se constató que en algunos casos no se siguió con rigurosidad lo establecido en las Bases Técnicas.

La modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos del año 2004, conocida como la Ley Corta I, junto con establecer lo que se entiende por sistemas de subtransmisión, incorpora una detallada normativa para regular la valorización de dichos sistemas. Esta normativa no incluye el detalle de la estructura tarifaria de peajes mediante los cuales los propietarios de las instalaciones de subtransmisión pueden recuperar los costos de inversión (AVI) y los de operación, mantenimiento y administración (COMA). Lo anterior motiva al objetivo principal de esta memoria, el cual es estudiar alternativas de tarificación que permitan asignar de manera eficiente los costos de los sistemas de subtransmisión a los consumidores. Cabe señalar que este tema es particularmente relevante de resolver en sistemas enmallados, que es el caso del sistema de subtransmisión SIC 3, constituido fundamentalmente por instalaciones de propiedad de Chilectra, sistema en el cual se simulan las alternativas desarrolladas. El estudio comienza presentando una revisión de los mercados eléctricos y las características que tienen los sistemas de transmisión en este tipo de esquemas. Se muestra la importancia que tiene la regulación de la transmisión en permitir un correcto funcionamiento de un mercado eléctrico. Luego se señala el proceso de tarificación de sistemas de transmisión y las cualidades que son deseables que éste posea. Se realiza posteriormente una síntesis de como ha sido tarificada la subtransmisión en Chile en los últimos años. Se desarrollan dos alternativas para asignar el uso de la red. La primera identifica los tramos comprometidos basándose en un análisis topológico de la red y el principio de proporcionalidad. En ella se identifican los caminos por los que es abastecido cada consumo desde una barra del sistema troncal. Se establecen dos formas de efectuar el pago, una a través del costo efectivo de los tramos y la otra por medio de cargos base que consideran el costo medio de las instalaciones. La segunda alternativa obtiene las participaciones que un consumo tiene sobre un tramo, utilizando los factores generalizados de distribución de carga (GLDF). Ambas metodologías incorporan un análisis estocástico al considerar diversas condiciones de operación que permitan reflejar aún mejor el uso del sistema. Para evaluar las alternativas, éstas se aplican al sistema de subtransmisión SIC3, con datos de demanda de punta de invierno del año 2007 y 6 condiciones de operación que consideran hidrologías seca, media y húmeda y el despacho o no de la central Renca. Los resultados obtenidos muestran que las condiciones de operación no tienen gran incidencia en los valores finales. También se aprecia que el empleo de costos efectivos de instalaciones y el uso de factores GLDF, produce señales de localización similares al entregar cargos más altos en zonas donde las instalaciones tienen mayores costos. No obstante, en este caso se tiene el inconveniente de que se genera una gran dispersión de precios para un área geográfica acotada. Por otra parte, la alternativa que considera los costos medios, si bien obtiene cargos menos representativos de los costos del sistema, tiene la ventaja de ser muy sencilla de aplicar. Por las razones señaladas se recomienda aplicar la primera metodología empleando costos medios. Se propone para futuros trabajos abordar el tema del pago de centrales generadoras que inyectan su producción en subtransmisión.