Regulación Tarifaria en Distribución Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica 2013-2017 (Resolución N° 203-2013-OS/CD)

1

Contenido

1. Introducción

2. Procedimiento para la Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica

3. Determinación del Valor Agregado de Distribución (VAD)

4. Costos y Ratios Técnicos y Económicos

5. Tarifas eléctricas de Hidrandina-Cajamarca.

2

3

1. Introducción

4 4

Generación Hidráulica y Térmica

Transmisión Líneas y Subestaciones

Distribución Redes, Subestaciones y

Alumbrado Público

Usuarios del Servicio Público de Electricidad

Térmica

Generación

Hidráulica

Subestaciones

Transmisión

Líneas de Transmisión

Subestaciones y Alumbrado Público

Distribución

Redes Eléctricas

Usuarios del Servicio Público de Electricidad

¿Cómo llega la energía eléctrica a los diferentes lugares?

5

Composición de la tarifa a usuarios residenciales-Cajamarca, ST2

Cajamarca: Composición de la tarifa sin FOSE,BT5B, SDT2 Al 04/octubre/2014 (ctm. S/./kW.h)

Generación Transmisión Distribución Tarifa 21.63 6.06 16.64 44.33

48.79% 13.67% 37.54% 100%

Generación, 48.79%

Transmisión, 13.67%

Distribución, 37.54%

Centrales de Generación del SEIN:

6

El SEIN está conformado por áreas operativas, ligadas tanto al ámbito geográfico del país, como a aspectos propios de la red de transmisión; estas áreas se pueden resumir en tres (03) áreas: área norte, área centro y área sur, las cuales se encuentran interconectadas con los enlaces de trasmisión Paramonga – Chimbote, en el caso de las áreas norte y centro, y la interconexión Mantaro – Socabaya en el caso de las áreas centro y sur.

Potencia Efectiva por Área

7

PRODUCCIÓN DEL SEIN POR TIPO DE COMBUSTIBLE

8

Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Empresas-Junio 2014

9

Sistema Eléctrico Interconectado

10

2. Procedimiento para la Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica

11

Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, OSINERGMIN N° 080-2012-OS/CD: Objeto

Establecer los procedimientos para fijación de precios regulados en las actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad, así como en las actividades de distribución de gas natural por red de ductos y transporte de hidrocarburos por ductos.

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Procedimientos para Fijación de Precios Regulados: Base Legal

• Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. • Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios

Públicos y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 042-2005-PCM. • Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN,

aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM. • Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General (LPAG). • Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y su Reglamento, aprobado por Decreto

Supremo Nº 009-93-EM. • Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo

N° 025-2007-EM. • Ley Nº 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos. • Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado por Decreto Supremo Nº 081-

2007-EM. • Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado

por Decreto Supremo Nº 040-2008-EM. • Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, incluyéndose en

todos los casos, las normas modificatorias, complementarias y conexas a los dispositivos citados; y las normas que los modifiquen o sustituyan.

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Procesos de Revisión Tarifaria - Regulación

• La ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento establece que las tarifas de energía eléctrica a usuarios finales comprenden:

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Generación Se fijan cada año (mayo)

Transmisión Principal: Se fijan cada año (mayo)

Transmisión Secundaria: Se fijan cada 4 años (mayo)

Distribución Se fijan cada 4 años (noviembre)

Procedimiento para la Fijación del VAD y Cargos Fijos 2013-2017

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Procedimiento para la Fijación del VAD y Cargos Fijos 2013-2017

16

17

Procedimientos Regulatorios – Web (1)

17

2. Buscar Procedimientos

Regulatorios

1. Dirección Página Web

3. Estudios de Costos del VAD

18

Procedimientos Regulatorios – Web (2)

18

Elegir Fijación Tarifaria 2013

19

Procedimientos Regulatorios – Web (3)

19

20

3. Determinación del Valor Agregado de Distribución (VAD)

21 21

Marco Legal – Tarifas de Distribución Eléctrica

Ley General de Electrificación Rural

Ley de Transparencia y Simplificación de los

Procedimientos Regulatorios

Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural

Norma de Procedimientos para Fijación de Precios Regulados

Resolución OSINERGMIN N° 080-2012-OS/CD

Ley de Concesiones Eléctricas

Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas

Resolución de Fijación de las Tarifas de

Distribución Eléctrica

Sectores de Distribución Típicos • La Resolución Directoral N° 154-2012-EM/DGE, en su

Artículo 1°, establece los sectores típicos.

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Sector de Distribución Típico Descripción

1 Urbano de alta densidad 2 Urbano de media densidad 3 Urbano de baja densidad 4 Urbano rural 5 Rural de Media Densidad 6 Rural de Baja Densidad

Sistemas Eléctricos Rurales (SER)

SER calificados según la Ley General de Electrificación Rural

Especial Coelvisac (Villacurí)

Sectores de Distribución Típicos

23

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

Mac

hupi

cchu

Pang

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Mal

dona

doCa

jaba

mba

Caba

lloco

cha

Huán

uco Ica

Huan

cayo

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Ica

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cora

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II y

III (

Poec

hos)

Tara

poto

Rur

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do 2

Chon

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Rur

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Jaén

Rur

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ral 2

Tara

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ro 4

Valle

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y Ru

ral

Chav

iña

Huan

ta R

ural

Yaso

CAR 2012S/./MW.h-año

220 320

480

740Sector 2 Sector 3 Sector 4

Sector 5

Sector 6

aVNR : Anualidad del VNR. OyM : Costos estándar de operación y mantenimiento. ICF : Ingresos por cargos fijos. MW.h : Consumo de energía en media tensión (MT) o baja tensión (BT).

¿VNR?

• Según el artículo 76 de la Ley de Concesiones Eléctricas, el VNR, representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes.

• El cálculo del VNR realiza la elección de las tecnologías más adecuadas tanto para los niveles de media tensión (redes aéreas, redes subterráneas y equipos de protección y seccionamiento) como para las de baja tensión (subestaciones de distribución MT/BT asignadas de acuerdo a la zonificación, redes aéreas, redes subterráneas y alumbrado público).

24

25

Proceso del Cálculo del VAD

26

Estructuración de la Empresa Modelo

27

Empresa Modelo Eficiente (1)

En el marco regulatorio peruano se utiliza el mecanismo de “empresa modelo eficiente” (producción de una cantidad demandada al mínimo costo).

Fija las tarifas en base a los costos medios de largo plazo, lo óptimo cuando la empresa se debe autofinanciar Incentiva a un proceso de inversión ordenado y desarrollo de

la red conforme a los requerimientos de la demanda. La empresa asume el riesgo de “obsolescencia” al ser

comparada con una inversión con la tecnología vigente.

28

Sector Típico 2 – Arequipa

Estudios de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD)

Resolución N° 203-2013-OS/CD •Vigencia: 01 de Noviembre 2013 – 31 de Octubre 2017

29

Sector Típico 2 – Arequipa Modelos de Optimización y Áreas Geográficas

Zona Concentrada (Modelo Geométrico)

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Sector Típico 2 – Arequipa Optimización Técnico-Económica (1)

Color MW/km2>4

2.5 a 41.5 a 2.5

0.25 a 1.5<0.25

Leyenda Zonificación y Mercado La zonificación se efectuó con bloques de

400 m x 400 m y de 200 m x 200 m, se efectuó una zonificación adicional con bloques de 100 m x 100 m.

Franja corrosiva definida por OSINERGMIN en 7 kms.

Muy alta >4 25 2,65 9,52Alta 1 2,5 a 4 24 7,34 3,29Alta 2 1,5 a 2,5 41 19,81 2,07Media 0,25 a 1,5 34 42,48 0,81Baja < 0,25 3 23,00 0,13

127,8 95TOTAL

Zonificación por Area Típica de Distribución (ATD)

ATD MW/km2 MW km2 MW/km2

31

Empresa modelo eficiente (2)

Considere una zona, a la que se le quiere brindar el servicio de electricidad.

Se requiere diseñar una red que permita brindar el servicio a los usuarios

La red de distribución debe de considerar la red primaria, secundaria y la subestación.

Las redes primarias deben de ser definidas según tecnologías: aérea y/o subterránea.

El diseño de red permitirá establecer la inversión que se requiere para desplegar dicha red.

32

Sector Típico 2 – Arequipa Optimización Técnico-Económica (2)

Tecnología Adaptada

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Sector Típico 2 – Arequipa Dimensionamiento de los Equipos de S&P (2)

Subestaciones MT/BT y de seccionamiento

o Tipo (biposte, monoposte, convencionales y compactas)

o Transformadores (tipo y material de construcción); y

o Equipamiento de maniobra y protección.

Sistemas de operación y equipos de protección de la red eléctrica

o Sistema de operación de la red (Estrella con neutro rígido,

con neutro aislado, etc.);

o Equipos de protección (recloser, seccionalizadores,

seccionadores-fusible, etc.); y

o Equipos de compensación reactiva del sistema de

distribución eléctrica.

Resumen de equipamiento

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Red Optimizada por Zona de Densidad de Carga

Sector Típico 2 – Arequipa Resultados de la Optimización Técnico-Económica (1)

Total

Tipo Cantidad US$/centro US$

MAD y AD1 20 Seccionador interior 208 10 126 20,8% 2 544 055

Reconectador 20 11 277 20,8% 272 437

secc. fusibles 40 302 20,8% 14 574

Seccionalizadores 36 5 281 20,8% 229 640

Reconectador 24 11 277 20,8% 326 924

secc. fusibles 48 302 20,8% 17 489

Seccionalizadores 51 5 281 20,8% 325 323

Reconectador 18 11 277 20,8% 245 193

secc. fusibles 179 302 20,8% 65 218

Seccionalizadores 72 5 281 20,8% 459 280

Total 73 4 500 133

Cantidad salidas

Maniobra y protecc.Densidad Ind.

Alta densidad 2 20

Media y baja densidad 24

9Alimentadores Periféricos

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Costos y ratios técnicos y económicos Sectores Típicos – Zonas Urbanas

+ Reconectadores hidráulico. + Seccionadores bajo carga, soplado autoneumático. + Seccionadores fusibles del tipo Cut-Out.

1 772 + Protección Interfase Urb/Rural + Seccionadores + Descargadores

6 484 266%

Cantidad total de equipos/km de red MT = 45/100 Cantidad total de equipos/km de red MT = 79/100

+ Reconectadores hidráulico con corte en aceite. + Seccionadores fusibles del tipo Cut-Out.

1 494

+ Reconectadores y Seccionalizadores automáticos + Seccionalizadores unipolares sobre bases cut-outs. + Ramales con extensión demanda reducida: cut-outs. + Protección contra sobretensiones - pararrayos.

2 874 92%

Cantidad total de equipos/km de red MT = 34/100 Cantidad total de equipos/km de red MT = 57/100 + SAIFI < 5 interrupciones/año, SAIDI < 9 horas/año

+ N < 4 interrupciones/semestre, D < 7 horas/semestre + Media Tensión: N < 4 interrupciones/semestre, D < 7 horas/semestre + Baja Tensión: N < 6 interrupciones/semestre, D < 10 horas/semestre

3

2

+ SAIFI < 5 interrupciones/año, SAIDI < 9 horas/año + N < 4 interrupciones/semestre, D < 7 horas/semestre

+ Media Tensión: N < 4 interrupciones/semestre, D < 7 horas/semestre + Baja Tensión: N < 6 interrupciones/semestre, D < 10 horas/semestre

Sector T ípico

Equipos de Protección y SeccionamientoCosto Unitario por

equipo (US$)Equipos de Protección y Seccionamiento

Costo Unitario por equipo (US$)

Variación Costo (%)

Fijación 2009-2013 Fijación 2013-2017

36

4. Tarifas Eléctricas en Cajamarca

Resolución N° 203-2013-OS/CD Vigencia: 01 de Noviembre 2013 – 31 de Octubre 2017

Sistemas de Distribución Eléctrica de Hidrandina

37

38

Aplicación del VAD en las Tarifas Eléctricas

Sector 5 fpS5

∑ ×= SiSiPonderado fpVADVAD

∑ =1fpSi

Sector 2 fpS2

Sector 3 fpS3

Sector 4 fpS4

Sector 5 fpS5

SER fpS6

Los factores de ponderación (fp) del VAD se determinan en función de las ventas de energía.

Ámbito de la empresa distribuidora.

39

Valores Agregados de Distribución en BT por Sector Típico (S/./kW-mes) - Hidrandina

39

Factor de Ponderación por Sector Típico (%)

1 2 77.88% 3 11.23% 4 4.07% 5 1.95% 6 2.38%

SER 2.49%

46.213

61.914

94.748 99.792

115.173

159.174

55.998

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

2 3 4 5 6 SER VAD_Ponderado

• Establece la disminución de las tarifas de los usuarios residenciales con consumos mensuales menores o iguales a los 100 kW.h (Tarifa BT5B residencial):

Usuarios Sector

Reducción Tarifaria para consumos

menores o iguales a 30 kW.h/mes

Reducción Tarifaria para consumos mayores a 30

kW.h/mes hasta 100kW.h/mes

Urbano 25% del cargo de energía

7.5 kW.h/mes por cargo de energía

Urbano-rural y Rural

50% del cargo de energía

15 kW.h/mes por cargo de energía

Urbano 50% del cargo de energía

15 kW.h/mes por cargo de energía

Urbano-rural y Rural

62.5% del cargo de energía

18.75 kW.h/mes por cargo de energía

Sistema Interconectado

Sistemas Aislados

Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) Ley N° 28307 (1)

Descuentos del FOSE

41

2 Bambamarca 47.86 35.9 42.34 -25% -12% 6 Bambamarca Rural 59.48 29.74 45.75 -50% -23% 2 Cajamarca 44.33 33.25 39.21 -25% -12% 3 Cajabamba 48.08 36.06 42.54 -25% -12% 5 Celendín 58.79 29.4 45.22 -50% -23% 6 Cajamarca Rural 58.52 29.26 45.018 -50% -23%SER SER Ticapampa 67.89 25.8 48.46 -62% -29%

Hidrandina

Cargo de Energía BT5B - ctm. S/./kW.hDescuento FOSE

oct-14

Electro Norte

Con FOSE 30 kW.h/mes

Con FOSE 65 kW.h/mesEmpresa Sector Sistema Eléctrico Sin FOSE 30 kW.h/mes 65 kW.h/mes

Descuento FOSE

Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) Sectores Típicos

42

Porcentaje de usuarios beneficiados por el

FOSE Afectos al

FOSE

ST Pliego Sistema EléctricoBT5B,

hasta 30 kW.h

BT5B entre 31 y 100 kW.h

BT5B Afectos al

FOSE

Total General

%

2 PL0118 Cajamarca 9 874 15 247 25 121 46 981 53% 3 PL1230 Cajabamba 1 550 1 530 3 080 4 017 77% 4 PL0257 Catilluc 270 97 367 427 86% 5 PL0128 Celendín 8 614 2 967 11 581 13 034 89% 6 PL0230 Cajamarca Rural 13 622 3 783 17 405 19 175 91%SER PR0125 Aija-Cotaparaco III Etapa 21 586 2 513 24 099 25 307 95%

Cantidad de Clientes

2 Bambamarca 13 434 3 769 4 216 3 377 80%

6 ambamarca Rur 56 8 3 194 3 258 3 158 97%

Total 69 442 6 963 7 474 6 535 87%

Beneficiarios del FOSE

BT5B Hasta 100 kW.h/mes

neficiarios del F

Electro Norte

Clientes a Junio 2014

Empresa Sector istema EléctricMedia TensiónBaja Tensión

(1)Baja Tensión

BT5BTotal

Pliegos Tarifarios – Web (1)

43

1. Dirección Página Web

2. Buscar Tarifas

3. Pliegos Tarifarios Aplicables a Cliente

Final

Pliegos Tarifarios – Web (2)

44

Elegir Departamento para

Pliegos Tarifarios

Pliegos Tarifarios – Web (3)

45

Elegir Sistema de Distribución Eléctrica:

•Cajamarca (ST2) •…

Gracias…

46