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CONSTRUCCIÓN DE UN SISTEMA TARIFARIO EFICIENTE PARA EL SECTOR ELÉCTRICO
Santo Domingo, Abril de 2015
Expositor:
Dr. Miguel REVOLO ACEVEDO
Latinoamérica– Tarifa Residencial Primer Trimestre2014
2SOURCE: GART - OSINERGMIN
0.84 1.75 1.983.72 4.71
5.997.85
8.97
12.8014.47 15.02
18.69
24.7726.41
34.93
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Gu
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Uru
gu
ay
(ctv
.US
$/kW
.h)
Residential Tariff - Monthly Consumption 30 kW.h
0.391.47 1.96
5.15 5.81 5.997.30
9.81
13.10 13.4115.02
16.49
23.22 24.11
34.60
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Ch
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El S
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Gua
tem
ala
Uru
gua
y
(ctv
.US
$/kW
.h)
Residential Tariff - Monthly Consumption 65 kW.h
0.281.26
3.93
6.38 6.47 6.508.85
12.5814.40 14.96 15.02 15.58
22.6423.94
27.28
0
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Ch
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El S
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Gua
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Uru
gua
y
(ctv
.US
$/kW
.h)
Residential Tariff - Monthly Consumption 125 kW.h
0.94 1.13
8.20 8.28 8.81 9.10
14.00 14.16 15.01
17.6019.04
22.66 23.34 24.20 24.45
0
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y
(ctv
.US
$/kW
.h)
Residential Tariff - Monthly Consumption 300 kW.h
Latinoamérica– Tarifa Comercial e Industrial
Primer Trimestre 20143
SOURCE: GART - OSINERGMIN
0.97 2.01
5.598.09
9.85 9.88 10.58
14.3815.57 16.66 17.61
20.02 20.7222.98
32.32
0
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Uru
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(ctv
.US
$/k
W.h
)
Commercial Tariff - Monthly Consumption 50 000 kW.h
0.522.01
4.13
7.44 7.568.66
9.88 10.40 10.62
13.46 14.1814.99
17.6318.61
21.71
0
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a
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y
Pan
ama
Gu
atem
ala
El S
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Me
xico
(ctv
.US
$/k
W.h
)
Industrial Tariff - Monthly Consumption 50 000 kW.h
4
Precios en barra de Sistemas Aislados
Fijación de Mayo 2014 – Precios en Barra Efectivo
Empresa Tensión (kV)
PPM US$/./kW-
mes
PEMP ctv.
US$/kWh
PEMF ctv.
US$/kWh
CVT ctv.
US$/kWh
CVT
US$/MWh
Adinelsa MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05
Chavimochic MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05
Edelnor MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05
Electro Oriente
MT 14.94 19.49 19.49 23.26 232.61
Electro Sur Este
MT 20.16 25.91 25.91 31.00 310.03
Electro Ucayali MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05
Eilhicha MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05
Electronorte MT 16.50 13.21 13.21 17.38 173.80
Hidrandina MT 23.83 18.53 18.53 24.55 245.49
Seal MT 17.68 17.95 17.95 22.42 224.17
5
Tarifa Residencial sin FOSE (G, T, D)(ctv. US$/kW.h)
Sistema Interconectado Sin FoseG T D TOTAL
Lima 7.1 2.0 4.5 13.652% 15% 33%
Arequipa 7.8 2.2 6.1 16.049% 14% 38%
Rural 8.4 3.4 13.1 24.934% 14% 53%
Sin Compensación Sistemas Aislados (Térmico)Iquitos 21.3 7.3 28.6
75% 25%Con Compensación Sistemas Aislados (Térmico)
Iquitos 8.6 7.3 15.954% 46%
6
Sistema de precios
Segmento Período
Energía: Costos Marginales producto de la operación del sistema (Costo de la última unidad despachada)
Potencia: Costos Marginales producto de la central de mínimo costo de inversión para abastecer la punta (Turbina a Gas)
Opción 2 (LDE): Competencia por el mercado
Licitaciones de energía: corto y largo plazo Permanente
Opción 3: Subastas de Proinversión
Subastas de hidroeléctricas Eventual
Opción 4: Subastas RER
Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar, biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW)
Cada 24 meses
12 mesesOpción 1 (LCE): Competencia en el mercado
Competencia entre Generadores
Principios, Criterios y Metodología
Generación
LCE: Ley de Concesiones EléctricasLDE: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica
7
8
Costos de Generación Eléctrica
TecnologíaCosto de Inversión (US$/KW)
Anualidad (US$/Kw-año)
Costo Fijo (US$/MWh)
Costo Variable(US$/MWh)
Total (US$/MWh)
Hidráulica A 2000 240.83 47.56 0.39 48
Hidráulica B 1500 180.62 36.99 0.39 37
Carbón 1000 124.14 20.03 38.84 59
CC-GN 550 70.12 12.93 22.92 36
CS-GN 350 46.86 8.73 33.43 42
CS-D2 350 46.86 10.91 283.18 294
9
Evolución de la Demanda y Oferta
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P
Renovable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 23 135 154 296 314 404
Petroleo 1 504 1 400 1 398 1 361 966 814 797 650 648 690 500 455 362 1 123 1 123 1 395 1 895
Carbón 125 141 141 141 141 141 142 142 142 142 142 141 141 140 140 140 140
Gas Natural 238 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 542 2 158 2 641 2 625 3 198 3 188 3 744 3 744 3 744
Hidráulico 2 241 2 603 2 626 2 626 2 626 2 785 2 789 2 804 2 816 2 858 3 098 3 109 3 140 3 171 3 364 3 768 4 841
Reserva 55% 57% 52% 48% 38% 34% 33% 30% 23% 36% 39% 28% 29% 37% 41% 37% 46%
Demanda 2 654 2 793 2 900 2 965 3 143 3 335 3 619 3 970 4 198 4 294 4 596 4 961 5 291 5 575 5 955 6 618 7 257
55% 57%52% 48%
38%34% 33% 30%
23%
36%
39%
28% 29%37% 41% 37%
46%2 654
2 793 2 9002 965 3 143 3 335
3 6193 970 4 198 4 294 4 596
4 9615 291
5 5755 955
6 618
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0%
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60%
80%
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120%
140%
160%
180%
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0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
MW
Evolución de Demanda y Oferta (2000 - 2016P)
10
Sistema de precios
Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado
Sistema principal: Pagado por todos los consumidores finales
Sistema secundario: Pagado por los que usan físicamente las instalaciones
Opción 2 (LDE):
- Sistema garantizado- Planeamiento- Subastas BOOT- Subastas RAG (remuneración anual garantuizada)
Permanente - Plazo de 25
años
LCE: Ley de Concesiones EléctricasLDE: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica
48 meses
Opción 1 (LCE): 48 meses
Valor Agregado de Distribución por nivel de tensiónCosto Medio Eficiente para Empresas Modelo
Monopolio Regulado / Concesiones
Monopolio Natural
Transmisión
Distribución
Segmento PeríodoPrincipios, Criterios y Metodología
Tarifas del Sistema Principal de Transmisión
11
Criterio: Valor Nuevo de Reemplazo del SEA
CTT = @VNR + COyM = Ingreso Tarifario + Peaje por Conexión
Peaje por Conexión
Ingreso tarifario
Costo Total de la
transmisión (inversión y operación)
Recaudación
Responsabilidad de generadores
A la tarifa de los consumidores
12
Peaje de Transmisión – FITA 2014
Cargos Adicionales US$/./kW-month
Peaje de SPT 1.40Peaje de SGT 1.50Cargo Unitario de Prima por Generación RER 0.87
Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro
No RF 0.03RF Talara 0.25RF de ILO 0.57
Cargo Unitario por Compensación de Generación Adicional
0.07
Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional
1.44
Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos
0.00
Cargo Unitario por Compensación de FISE 0.13Total 6.28Alrededor del 53% del Peaje de Transmisión corresponde
a Cargos Adicionales
13
Tarifa Residencial sin FOSE(ctv. US$/kW.h)
Sistema EléctricoSector Tipico
30 kW.h/month 65 kW.h/month 125 kW.h/month
Urbano - Alta Densidad 1 15.63 14.12 13.50Urbano - Media Densidad 2 18.66 16.79 16.02Urbano - Baja Densidad 3 23.08 21.15 20.36Urbano-Rural 4 24.53 22.26 21.33Rural 5 28.48 26.05 25.06Rural con Medidor RES 30.36 27.12 25.79Media Tensión - Rural Epecial 22.58 20.30 19.36
Tarifa Rural Fotovoltaica (SHS)Costa
(US$/month)Sierra
(US$/month)Selva
(US$/month)
PV Rural -Inversión Privada1 80Wp 19.60 19.90 22.20
PV Rural -Inversión Pública1 80Wp 12.75 13.01 15.171Antes de Impuestos
Tarifa Media (ctv. US$/kW.h)
Tarifa Residencial con FOSE14
SystemSector Tipico
30 kW.h/month 65 kW.h/month 125 kW.h/month
Urbano - Alta Densidad 1 12.43 12.65 13.85Urbano - Media Densidad 2 14.87 15.03 16.43Urbano - Baja Densidad 3 18.20 18.90 20.89Urbano-Rural 4 14.38 17.57 21.88Rural 5 16.49 20.52 25.71Rural con Medidor RES 15.27 20.15 26.46Media Tensión - Rural Epecial 13.40 16.07 19.86
Tarifa Rural Fotovoltaica (SHS)Costa
(US$/month)Sierra
(US$/month)Selva
(US$/month)
PV Rural -Inversión Privada1 80Wp 3.92 3.98 4.44
PV Rural -Inversión Pública1 80Wp 2.55 2.60 3.031Antes de Impuestos
Tarifa Media (ctv. US$/kW.h)
Mecanismo del FOSE
15
Fondo Anual: US$ 36 Millones
Aportantes: 2.5 Millones Consumidores (> 100 KW.h por mes)
Beneficiarios : 3.5 Millones Consumidores (≤ 100 kW.h por mes)
Recargo tarifario a los usuarios con
consumos mensuales > 100 kW.h (2,5%)
Descuento a los usuarios con
consumos mensuales <= 100 kW.h
APORTANTESDISCO
FONDO DE COMPENSACIÓN
SOCIAL ELÉCTRICA
(FOSE)
Recargo tarifario a los usuarioss con
consumos mensuales > 100 kW.h (2,5%)
Descuento a los usuarios con
consumos mensuales <= 100 kW.h
RECEPTORESDISCO
16
Atributos de la autonomía
17
Comportamiento del Regulador
Transparencia: Audiencias públicas, Prepublicación y Publicación de Resoluciones, Acceso a la información.
Predictibilidad: Normas y procedimientos de cálculo tarifario Procedimientos de supervisión Respecto al marco legal
Oportunidad Dentro de los plazos establecidos en los dispositivos
legales Consistencia técnica y económica
Toma de decisiones basados en criterios técnicos y económicos
18
Grupos de interés y objetivos de la actividad regulatoria
Estadísticas - PERU20
Estadísticas 1992 2013
Area 1 285 216 km2
1 285 216 km2
Población 22. 2 Millones 30 MillonesNº of usuarios 2.0 Millones 6.5 Millones
Venta de Energía 7.3 TWh 39.6 TWh
Facturación 457 Millones US$
3.8 Billones US$
Tarifa Residencial
2 ctv. US$/kWh 12.8 ctv US$/kWh
Demanda Máxima 1 800 MW 5 575 MW
Capacidad instalada 2 600 MW 9 100 MW
Acceso (%) 49 % 92 %Acceso– R (%) 7.2 % 70 %
21
Componentes de las Redes de Distribución Eléctrica
CENTRO DE TRANSFORMACIÓN (CT)
INSTALACIONES ELÉCTRICAS
CT
Salida en Media Tensión
Acometida de Terceros
Subestación de Terceros
Equipo de Protección y
Seccionamiento
Usuario MT
Nodo de Enlace MT
Subestación de Distribución
MT/BT
Subestación de Seccionamiento
Equipo de Control de Alumbrado
PúblicoTramo de Baja
TensiónEquipo de Alumbrado
Público
Estructura de BTSalida en Baja
TensiónAcometida
Punto de Conexión del Suministro
(1 a n suministros)
Estructura de MT
Tensión Nominal 1
Tensión Nominal 2
Subestación Elevadora / Reductora
Tramo de Media Tensión
Subestación de Distribución
MT/BT
22
Pérdidas de Energía
FUENTE: GART - OSINERGMIN
7.91
%
7.59
%
7.45
%
7.39
%
7.28
%
7.33
%
7.25
%
7.12
%
6.85
%
7.05
%
7.10
%
7.04
%
6.95
%
6.88
%
6.84
%
6.81
%
6.82
%
6.83
%
6.71
%
6.64
%
6.60
%
9.0%
8.7%
8.5%
8.4%
7.7%
4.8%
4.3%
3.6%
3.3%
2.5%
2.0%
1.5% 0.8%
21.9
%
20.6
%
19.7
%
17.1
%14
.6%
12.4
%
11.5
%
10.3
%
9.7%
9.1%
9.0%
8.8%
8.6%
8.6%
8.2%
8.0%
7.8%
7.8%
7.6% 7.9%
7.2%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
TOTAL PERÚ(1993-2013*)
23
Evolución del Coeficiente de Electrificación
FUENTE: DGER - MEM
73 74 76 79 82 85 87 90
29 3037
4451
5963
70
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
C.E. Nacional C.E. Rural
24
Generación de Flujo de Efectivo(Millones de US$)
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
-200
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
EBITDA + AMORTIZATION & DEPRECIATION
Year
Million
of
US
$
SOURCE: GART - OSINERGMIN
