Добірка наукової літератури з теми "Tarificación de electricidad"

El presente trabajo se basa en el desarrollo de un dispositivo capaz de medir diversos parámetros relacionados con la tarificación y calidad de energía, de un suministro eléctrico de 220V trifásico y 60Hz, estos son: los valores eficaces y armónicos de las tensiones y corrientes del sistema trifásico, junto con sus respetivos desfasajes, la frecuencia del sistema y las potencias y energías trifásicas (tanto activa, reactiva y aparente). El presente dispositivo se basa en un microcontrolador ESP32 programado en lenguaje C++ el cual estará conectado inalámbricamente a la plataforma web mediante Wi-Fi para su lectura remota. El indicador externo para la medición de la energía activa es mediante las pulsaciones de un led a razón de 950 impulsos/kw-h. En el caso de la medición de armónicos el algoritmo aplica la transformada rápida de Fourier, o FFT por sus siglas en inglés, sobre un periodo de onda representativo obtenido por métodos de undersampling, o muestreo de baja velocidad, para elevar el rango de armónicos legibles. La validación de la medición de energía se realiza mediante la prueba de contraste detallada en la IEC 62053- 21, resultando el dispositivo diseñado de clase 1 y la validación de la lectura de los demás parámetros se realiza mediante comparación con un analizador de redes utilizando los criterios de aceptación de la norma IEC 61557-12 siendo también de clase 1, ambas pruebas realizadas en el laboratorio N°6 de electricidad de la UNI.

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El alto tráfico telefónico que se origina en las empresas, hace necesario un sistema que permita verificar que, en la factura telefónica, se cobren las llamadas que realmente fueron cursadas, y con la tarifa acordada. Por otra parte, la telefonía IP ha penetrado fuertemente en el mundo empresarial y cada vez son más las organizaciones que cuentan con un sistema privado de comunicaciones sobre IP. Dado este contexto, la memoria busca diseñar e implementar un sistema de servicios de tarificación, para centrales de telefonía IP privadas, en específico para la plataforma Cisco Unified Communications Manager (CUCM), debido a que es el fabricante con mayor participación en el mercado nacional. Desde el punto de vista del diseño lógico, el sistema se compone de dos módulos integrados entre sí, estos son el de tarificación y el de gestión telefónica. El componente tarificador tiene el propósito de fiscalizar el proceso de tarificación de las compañías; el componente de gestión telefónica complementa la función anterior y se caracteriza por describir por completo cada llamada procesada por el CUCM, lo que otorga un control absoluto del recurso telefónico, tanto por parte de los supervisores como de los usuarios. Desde el punto de vista del diseño funcional, el sistema se divide en tres bloques comunicados entre sí, estos son: un repositorio de los Call Detail Records (CDRs) –o registros que produce el CUCM por cada llamada que atiende–, una base de datos y un servidor web. El repositorio recibe, almacena y procesa los CDRs; la base de datos contiene los resultados finales y la información auxiliar que sirve de apoyo a las tareas de procesamiento de CDRs; el servidor web crea reportes de las llamadas efectuadas y recibidas, que fueron registradas en los CDRs. El trabajo contempló la modelación de una base de datos y la creación de código PHP para procesar los CDRs y desplegar los informes de llamadas. El modelo elegido para entregar el servicio de tarificación está basado en el formato de un Application Service Provider (ASP), en el que se distribuye la aplicación a través de internet, sin necesidad de equipamiento adicional en el lado del cliente. Además, es centralizado puesto que la plataforma se diseña para ser compartida por todos los clientes, manteniendo la confidencialidad de la información. La exactitud de la información, de gestión y tarificación telefónica, entregada por la plataforma depende en gran medida de la confiabilidad de los datos de apoyo contenidos en la base. El resultado del presente trabajo es un prototipo funcional de la plataforma diseñada, que valida los algoritmos, códigos y base de datos creados para el tratamiento de CDRs.

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.

La correcta asignación de los costos asociados al suministro eléctrico, incurridos por cada una de las áreas de producción, de las grandes empresas industriales y mineras, es esencial para adoptar las medidas necesarias tendientes a fortalecer la eficiencia del uso de la energía. En este contexto, cada empresa debe asegurar, desde un enfoque integral, el uso óptimo de los recursos energéticos tanto desde la perspectiva del funcionamiento de su sistema energético como del desarrollo sustentable. La eficiencia energética no es sólo un desafío técnico, sino que en muchos casos implica una correcta gestión de los sistemas energéticos. Y en este aspecto, sujeto de dar seguimiento a los cambios en la eficiencia con que las áreas de la producción usan la energía, se construyen distintos indicadores de intensidad energética que reflejan en términos cuantitativos la relación entre el uso de la energía y la magnitud de producción. El objetivo de este estudio apunta a establecer los indicadores a nivel de cada una de las áreas de producción de una faena minera, que permitan evaluar la evolución del uso de energía eléctrica, para motivar el potencial teórico de mejoramiento de la eficiencia energética en forma periódica. Dichos indicadores buscarán dar cuenta de la participación energética de cada una de las áreas de producción, y contribuirán al diseño de una metodología de tarificación eléctrica que complemente una esquema de asignación de costos y señales tarifarias que desincentiven el uso indiscriminado del recurso eléctrico. El modelo comprende también un análisis de factibilidad técnico- económica que busca validar o rechazar la estrategia de autogeneración durante las horas de punta, empleada por parte de una faena minera. La metodología propuesta fue implementada en una faena minera y sus resultados se analizaron en el horizonte de un año de estudio, obteniéndose la distribución de las componentes asociadas a la tarificación conforme a criterios eléctricos innovadores. Además, se constató el impacto generado por la influencia de los indicadores de eficiencia energética a través de multas e incentivos, los cuales resultaron dar cuenta de una señal clara de tarificación. Se concluye que el modelo es válido y que constituye una herramienta fundamental para distribuir en forma fehaciente los costos involucrados en la tarificación eléctrica, contribuyendo además a potenciar criterios de eficiencia y racionalidad económica.

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El objetivo general del presente trabajo de título es evaluar el mercado de las Energías renovables no Convencionales (ERNC), dado que la Ley Nº20.257 incorpora la obligación por parte de los generadores de acreditar que el 5% de sus ventas de energía corresponden a ERNC; se espera proveer información suficiente, de modo de esclarecer las condiciones de mercado de los certificados de energías renovables. En la actualidad, la seguridad energética es uno de los principales desafíos de Chile. Nuestro País importa casi tres cuartas partes de la energía que consume, esto lo posiciona en una situación vulnerable en un contexto internacional caracterizado por alta volatilidad de los precios de los insumos e interrupciones en el suministro. En este aspecto, las políticas de gobierno están promoviendo medidas de corto y largo plazo para el desarrollo de la seguridad energética en miras de la diversificación de nuestra matriz energética y promoviendo el uso eficiente de esta y creación de energía limpias. Ante esta situación se aprobó una modificación en Ley General de Servicios Eléctricos respecto de la generación de la energía eléctrica con fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC). Esta propone un mecanismo de cuotas de retiros de energía en base a ERNC, exigidas a los grupos generadores, en un comienzo establecida en 5% desde el año 2010 hasta el 2014, para luego aumentar 0,5% anualmente hasta alcanzar el 10% el Año 2024. En este contexto, se tiene como finalidad, disponer de un análisis técnico económico, que en términos generales, dimensione el potencial impacto de esta Ley, en el Mercado de las energías renovables no convencionales tanto para el SING como para el SIC. El resultado final fue un déficit de certificados emitidos por fuentes de ERNC, para los principales generadores que operan en nuestro país. Este déficit se presenta para el mercado global desde el año 2011, segundo año de puesta en marcha la Ley Nº20.257. Esté mercado global lo constituyen las sistemas SIC y SING por su característica de potencia instalada superior a 200MW. Estos déficit pueden llegar a 8,5 millones de dólares en el SIC y 6,4 millones de dólares para el SING, por motivos de multa, al no cumplimiento de la cuota del 5% de generación por medios de ERNC. Se concluye que el mercado de acreditación de ERNC, incorporado por la Ley Nº20.257, está supeditado al ingreso de nuevas fuentes de ERNC por parte de inversionistas que cuentan con la Aprobación Ambiental de sus proyectos. Se recomienda a los Grupos Generadores, la compra de estos certificados potenciales que se incorporarán al nuevo mercado de la ERNC. Además se puede establecer que los proyectos de ERNC, corresponden a más de 1.200MW potenciales con aprobación de impacto ambiental a la fecha de junio de 2009, para entrada en operación en un mediano plazo.

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.

Dans cette thèse, les aspects théoriques et les applications en économie du modèle Principal-Agent sont étudiés.La première partie de la thèse présente deux applications du modèle. Dans la première, un fournisseur d’électricité détermine le tarif de consommation optimal pour ses clients. La population est hétérogène et le fournisseur observe parfaitement la consommation des clients. Cela conduit à une sélection adverse sans aléa moral. Le problème du Principal s’écrit commeun problème variationnel non standard, qui peut être résolu sous certaines formes particulières de l’utilité de réservation de la population. Les contrats optimaux obtenus sont linéaires ou polynomiaux par rapport à la consommation et le fournisseur d’électricité ne contracte que les consommateurs avec un faible ou un fort appétit pour l’électricité.Dans la deuxième application, une banque surveille un pool de prêts identiques soumis à une contagion Markovienne. La banque collecte des fonds auprès d’un investisseur, qui ne peut pas observer les actions de la banque et ne sait pas sa capacité à faire son travail. Ces travaux c’est une extension du modèle de Pagès et Possamaï [84] au cas du aléa moral avec sélection adverse. Suivant l’approche de Cvitanić, Wan et Yang [31] à ces problèmes, l’ensemble crédible est calculé explicitement et la fonction valeur de l’investisseur est obtenue au moyen de un système récursif d’inégalités variationnelles. Les propriétés des contrats optimaux sont discutées en détail.Dans la deuxième partie de la thèse, le problème d’un Agent contrôlant le drift d’un processus de diffusion sous incertitude de volatilité est étudié. On suppose que le Principal et l’Agent ont une approche pessimiste du problème et ils agissent comme si un troisième joueur, la Nature, choisissait la pire volatilité possible. Ce travail est une extension à Mastrolia et Possamaï [64] et Sung [125] à un cadre plus général. Il est prouvé que la fonction valeur de l’Agent peut être représentée comme la solution à un EDSR de second ordre, et aussi que la fonction valeur du Principal correspond à la solution de viscosité unique de l’équationassociée Hamilton-Jacobi-Bellman-Isaacs, étant donné que celle-ci satisfait un résultat de comparaison
In this thesis, theoretical aspects and applications in economics of the Principal-Agent model are studied.The first part of the thesis presents two applications of the model. In the first one, an electricity provider determines the optimal tariff of consumption for its clients. Population is heterogeneous and the provider observes perfectly the consumption of the clients. This leads to a setting of adverse selection without moral hazard. The problem of the Principal writes as a non-standard variational problem, which can be solved under certain particular forms of the reservation utility of the population. The optimal contracts obtained are either linear or polynomial with respect to the consumption and the electricity provider contractsonly consumers with either low or high appetite for electricity.In the second application, a bank monitors a pool of identical loans subject to Markovian contagion. The bank raises funds from an investor, who cannot observe the actions of the bank and neither knows his ability to do the job. This is an extension of the model of Pagès and Possamaï [84] to the case of both moral hazard and adverse selection. Following the approach of Cvitanić, Wan and Yang [31] to these problems, the dynamic credible set is computed explicitly and the value function of the investor is obtained through a recursive system of variational inequalities. The properties of the optimal contracts are discussed in detail.In the second part of the thesis, the problem of an Agent controlling the drift of a diffusion process under volatility uncertainty is studied. It is assumed that the Principal and the Agent have a worst–case approach to the problem and they act as if a third player, the Nature, was choosing the worst possible volatility. This work is an extension to Mastrolia and Possamaï [64] and Sung [125] to a more general framework. It is proved that the value function of the agent can be represented as the solution to a second–order BSDE, and also that the value function of the Principal corresponds to the unique viscosity solution of the associated Hamilton-Jacobi-Bellman-Isaacs equation, given that the latter satisfies a comparison result