CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DEL
MERCADO ELÉCTRICO DE
EL SALVADOR
SEPTIEMBRE 2014
1
Institucionalidad en el Mercado Eléctrico
Política Energética
El Consejo Nacional de Energía (CNE)
establece la Política Energética Nacional.
Regulador
El Ente Regulador del mercado eléctrico
nacional es la Superintendencia General de
Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET).
Administrador & Operador
Generadores y Comercializadores
INGENIO
CHAPARASTIQUE
CENER
CS ENERGY
POLIWATT
HASGAR
COMERCIA ECONOENERGÍA
CECAM TEXTILES SAN ANDRES
Empresa Transmisora
Distribuidoras
Usuarios Finales
Usuarios
Finales
La operación del sistema de transmisión y
mercado mayorista de electricidad es
realizada por la Unidad de Transacciones
(UT).
Los operadores a nivel empresarial, que
participan en el mercado mayorista son los
generadores
privados
y
estatales,
comercializadores,
transmisores,
las
distribuidoras y los grandes usuarios
finales.
Los usuarios finales de energía eléctrica
que están conectados en la red de
transmisión y distribución.
ACTIVIDADES DE LOS OPERADORES
Operador
Actividad operativa
Actividad comercial
Generador
Producción energía
Venta energía
Transmisor
Transporte energía en
alta tensión
Cobra cargo en
concepto de peaje
Distribuidor
Transporte energía en
media y baja tensión
Cobra cargo en
concepto de peaje
Compra-venta energía
Comercializador
Ninguna
Compra-venta energía
UT
Opera el sistema de
transmisión y administra
el Mercado Mayorista
Cobra un cargo
SEGMENTOS DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA
MERCADO MAYORISTA
LA UT OPERA EL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN
Y ADMINISTRA EL MERCADO MAYORISTA
Importación
Exportación
Comercialización
MERCADO MINORISTA
ESTRUCTURA DEL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
GENERADOR
GENERADOR
GENERADOR
GENERADOR
COMERCIALIZADOR
IMPORTADOR
EXPORTADOR
MERCADO MAYORISTA
(ADMINISTRADO POR LA UT)
COMERCIALIZADOR
DISTRIBUIDOR
DISTRIBUIDOR
DISTRIBUIDOR
COMERCIALIZADOR
COMERCIALIZADOR
COMERCIALIZADOR
COMERCIALIZADOR
MERCADO MINORISTA
CONSUMIDOR FINAL
CONSUMIDOR FINAL
CONSUMIDOR FINAL
CONSUMIDOR FINAL
CONSUMIDOR FINAL
ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO, 2013
1,537 MW
Transmisión
GECSA
0.8%
HILCASA
0.4%
TERMO
PUERTO
4.6%
INGs
1.5%
EB
0.9%
2.9%
INE Textufil
6.5%
CASSA
2.4%
NPC
9.4%
LaGeo
13.3%
Duke
22.0%
CEL
30.8%
Generación
Empresa Transmisora de El Salvador (1180 km)
846.8
GWh
Distribución* CLESA
1,426.3
GWh
DELSUR
2,081.9
GWh
CAESS
513.18
GWh
EEO
121.2
GWh
73.1
GWh
2.2
GWh
1/ B&D Y ABRUZZO
DEUSEM EDESAL
OTROS1
TOTAL
Usuarios **
353.9
350.5
567.2
276.9
71.7
12.7
0.1
21.7%
21.5%
34.7% 17.0%
4.4%
0.8%
0.03%
* A diciembre de 2013 ** A diciembre de 2013 (Miles)
1,632.9
100%
Reformas Legales para el Cambio de Modelo de
Mercado Mayorista
Regulación y vigilancia
del Mercado Mayorista
Reformas a la
LGE
AÑOS 2003 Y 2007
Contratos de Largo
Plazo trasladables a
Tarifas
Reglamento de
Operación del Sistema
de Transmisión y
Mercado Mayorista
basado en Costos de
Producción (ROBCP)
Estructura del Mercado Mayorista de Electricidad
Tipo de
Mercado
Mercado
Regulador del
Sistema (MRS)
Mercado de
Contrato
Características
Beneficios
 Costo de Energía: Costo de generación definido por la unidad
marginal.
 Cargo de Capacidad: Costo unitario de la unidad generadora
apropiada para proporcionar potencia de punta. Este es un valor
regulado y definido por la SIGET cada 5 años.
 Contratos Bilaterales: Acuerdos entre partes, contratos establecidos
entre PMs y no son transferibles a las tarifa eléctricas
 Contratos de Largo Plazo
i. Resultan de un proceso de libre concurrencia y son públicos.
ii. El precio del CLP es transferibles a tarifa eléctrica.
iii. Los contratos son financieros por lo cual no inciden en el
despacho de las unidades generadoras.
iv. Licitaciones Abiertas, Generación existe , Nueva Generación,
Renovables no Convencionales y Generación Renovable
Distribuida.
 Reduce poder de mercado de los
operadores
 Mercado alterno para los desvíos de
contratos.
 Mayor
transparencia
en
el
funcionamiento del mercado.
 Mercado auditable y reduce riesgos
percibidos por nuevos generadores
 Precios de energía menos volátiles,
más estable.
 Estimula la competencia por entrada
de nuevos Generadores: precios
competitivos.
 Viabiliza obtención de financiamiento
de nuevos proyectos de Generación.
 Promueve
la
competencia
en
inversión en generación eficiente
 Se preserva el despacho económico
del parque generador (contratos
financieros)
Estructura del Mercado
Mayorista
Mercado regional
Interfaces
regulatorias
Reglamento
de Operación
basado en
Costos de
Producción
(ROBCP)
Regulación y
Vigilancia
del
Mercado
Mayorista
Contratos de
Largo Plazo
con Procesos
Regulados
OPCIONES DE COMPRA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
EN EL MERCADO MAYORISTA
Los pagos se canalizan a través
de la UT, emite el
Documento de
Transacciones
Económicas (DTE)
GENERADORES
Y COMERCIALIZADORES
MERCADO
REGULADOR DEL
SISTEMA (MRS)
CONTRATOS
LARGO PLAZO
TRASLADABLES
(Sólo Distrib.)
Los pagos se efectúan
Privadamente entre las
Partes contractuales,
Se emiten facturas, etc.
CONTRATOS
BILATERALES
DISTRIBUIDORES,
COMERCIALIZADORES
Y USUARIOS FINALES
9
Tipos de licitaciones de contratos de largo plazo
Basadas en:
“Normas sobre Contratos de
Largo Plazo mediante Procesos
De Libre Concurrencia”
Basadas en:
“Normas sobre Procesos de Libre
Concurrencia para Contratos de
Largo Plazo Respaldados con
Generación Distribuida Renovable”
Licitaciones
abiertas
Puede participar cualquier
tipo de tecnología o recurso
energético, generación existente o
nueva; se requiere participación en el
Mercado Mayorista
Licitaciones
Especiales
(fundamentadas
en política
energética)
Licitaciones
Especiales
(fundamentadas
en política
energética)
Dirigidas a generación nueva con
base en recursos energéticos
renovables o tecnologías
específicas;
se requiere participación en el
Mercado Mayorista
Curva de
Suministro
estandarizada
Curva de
Suministro
estandarizada
Curva de
Suministro
No estandarizada
Dirigidas a generación con base en
recursos energéticos renovables; Curva de
Suministro
interconectada
No estandarizada
al sistema de distribución y
sin participación en el Mercado
Mayorista
Supervisión por la SIGET del Proceso de Libre Concurrencia
La SIGET supervisa directamente las siguientes etapas de los procesos de libre
concurrencia:
APROBACIÓN DE LAS
BASES DE LICITACIÓN
APROBACIÓN DE
RESPUESTAS A
CONSULTAS DE LOS
PROPONENTES
APROBACIÓN DE
PROPONENTES
CALIFICADOS PARA
QUE SE REVISE SU
OFERTA ECONÓMICA
DETERMINACIÓN DEL
PRECIO TECHO
APROBACIÓN DE
RESULTADOS DE LA
EVALUACIÓN DE OFERTAS:
ADJUDICACIÓN
20%
289
CLC: Contratos por Libre Concurrencia
Bilaterales: Contratos Bilaterales
MRS: Mercado Regulador del Sistema
CLC
55
265
BILATERALES
59
255
0%
MRS
14
4
332
12
351
3
12
353
332
324
111
106
114
121
88
73
86
87
122
107
120
144
130
135
136
115
108
123
122
118
128
125
115
133
127
131
113
133
115
121
121
119
100
113
116
12
12
341
358
12
12
10
342
327
316
11
13
11
300
313
80%
319
15
322
17
317
17
27
297
320
29
310
63
62
264
255
56
253
55
53
258
262
55
54
273
259
57
275
62
248
56
63
245
257
61
237
64
61
241
70%
247
61
333
98
90%
247
346
327
106
100
345
30%
77
40%
355
50%
91
115
10%
342
60%
83
Retiros de las Empresas Distribuidoras por Tipo de Mercado
Enero 2011 a junio-2014
100%
30%
CLC: Contratos por Libre Concurrencia
Bilaterales: Contratos Bilaterales
MRS: Mercado Regulador del Sistema
MRS
30.0%
27.6%
28.6%
29.0%
25.5%
27.0% 4.0%
31.9%
31.9%
30.5%
33.9%
Oct-12
Nov-12
Dec-12
BILATERALES
Jan-13
Feb-13
CLC
Mar-13
Apr-13
May-13
Jun-13
Jul-13
20.7% 2.8%
Feb-14
26.8% 2.8%
24.9% 3.4%
26.1% 0.8%
Apr-14
May-14
Jun-14
28.5% 0.8%
17.1%2.8%
Jan-14
Mar-14
20.3% 2.8%
Dec-13
Oct-13
20.4% 2.8%
28.6% 2.7%
Sep-13
Nov-13
28.3% 2.5%
25.2% 2.4%
Aug-13
2.5%
3.0%
3.5%
3.9%
6.4%
59.9%
59.9%
62.0%
59.5%
61.7%
62.3%
60.6%
64.2%
60.8%
64.8%
60.4%
58.2%
57.5%
55.8%
58.2%
56.7%
58.1%
78.2%
82.7%
78.1%
83.0%
76.1%
84.1%
80.2%
80.4%
76.8%
74.3%
75.1%
73.7%
70.6%
75.6%
75.2%
74.6%
69.8%
73.0%
60%
6.9%
14.8%
13.9%
14.6%
13.2%
29.4%
12.9%
13.0%
Sep-12
31.2%
Jul-12
12.5%
27.1%
29.9%
Jun-12
13.0%
12.6%
13.4%
13.1%
14.6%
14.9%
14.4%
15.1%
14.4%
Aug-12
30.9%
27.0%
Feb-12
May-12
28.5%
Jan-12
31.2%
28.4%
Dec-11
26.5%
28.1%
Nov-11
Apr-12
23.5%
Oct-11
Mar-12
26.6%
Sep-11
14.4%
78.4%
Jul-11
27.2%
76.8%
Jun-11
70%
Aug-11
81.3%
May-11
81.2%
0%
Apr-11
10%
83.5%
20%
Mar-11
67.8%
19.6%
23.0%
23.5%
24.9%
18.2%
21.4%
27.0%
80%
Feb-11
40%
80.4%
90%
Jan-11
Porcentaje de Energía por Tipo de Mercado
enero 2011 - junio 2014
100%
50%
RESUMEN DE LICITACIONES REALIZADAS
Número de
licitación
Proceso de Libre
concurrencia
Volumen Total
Licitado
Volumen
Licitado por
Bloque
(MW)
Inicio de
Suministro
Finalización
Suministro
Duración
(Años)
30
01-01-2012 (*)
31-dic-26
15
30
30
04-dic-08
278-E-2008
190
01-ago-11
31-jul-13
2
190
190
09-mar-10
58-E-2010
B1
204.3
01-ago-11
31-jul-13
2
85.3
B2
250
01-ago-11
31-jul-14
3
250
335.3
25-abr-11
235-E-2011
B1
250
01-jul-16
30-jun-31
15
0
Bloque
(MW)
1
CAESS-CLP-001-2008
30
2
CAESS-CLP-002-2009
190
3
CAESS-CLP-001-2010
454.3
4
DELSUR-CLP-001-2010
350
5
CAESS-CLP-001-2011
6
30
Volumen
Fecha de
Volumen
Adjudicado
Adjudicado Adjudicación
por Bloque
Total (MW)
(MW)
Acuerdo
100
01-jul-16
31-dic-30
14.5
0
100
100
01-feb-12
31-ene-14
2
30.1
30.1
16-abr-12
(Declarado
desierto)
27-oct-11
CAESS-CLP-001-2012
100
100
01-ene-13
31-dic-14
2
100
100
06-sep-12
731-E-2012
7
CAESS-CLP-001-2013
310
B1
206.715
01-ago-13
31-ene-18
4.5
206.715
B2
103.285
01-ago-13
31-jul-17
4
103.285
310
13-may-13
544-E-2013
8
CAESS-CLP-002-2013
62.2
62.2
01-nov-13
31-oct-16
3
54.8
02-oct-13
1038-E-2013
21-oct-13
1086-E-2013
9
DELSUR-CLP-001-2012
355
B1
252.5
01-ene-18
31-dic-37
20
252.5
B2
102.5
01-ene-18
31-dic-36
19
102.5
355
11-nov-13
1158-E-2013
B1
6
01-ene-15
31-dic-29
15
12.36
B2
4
01-jul-15
30-jun-30
15
0.45
B3
4
01-jul-16
30-jun-31
15
0.50
13.31
28-ene-14
45-E-2014
B4
1
01-abr-15
28-feb-30
15
pendiente
B1
60
01-oct-16
30-sep-36
20
60.00
B2
40
01-oct-17
30-sep-37
20
34.00
94.00
07-jul-14
B1
250
01-ago-14
31-jul-19
1
250
B2
50
01-ago-14
31-dic-17
1.5
50
300
09-jul-14
10
CAESS-CLP-RNV-001-2013
15
11
DELSUR-CLP-RNV-001-2013
100
12
CAESS-CLP-003-2013
300
B2
Nota: (*) Se encuentra pendiente el inicio del suministro del contrato de 30 MW entre CAESS e Hidro Xacbal.
0
54.8
271-E-212
568-E-2011
358-E-2014
362-E-2014
Capacidad Instalada al 2013
Hidroeléctrica
472.6 MW
(30.8%)
Térmica
755.3 MW
(49.1%)
Geotérmica
Ingenios
204.4 MW
(13.3%)
104.5 MW
(6.8%)
INGENIO
CHAPARASTIQUE
Total
1,536.8 MW
Fuente: SIGET
CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA GENERADORA
A DICIEMBRE 2013 (MW)
500
450
TOTAL INSTALADA:
1,536.8 MW
400
350
300
250
200
150
100
50
0
2013
CEL
Duke
Energy
LaGeo
Nejapa
INE
Termo
puerto†
472.6
338.3
204.4
144
100.2
70.8
CASSA Textufil* Holcim
61
44.1
25.9
El Angel
22.5
Fuente: Boletín Estadístico de la SIGET para el año 2012 e Información de las Empresas Generadoras
Notas:
† Termopuerto Ltda. de C.V. inicia operaciones en Marzo de 2013.
*Generadores conectados a la red de distribución.
La
Energía
HILCASA
GECSA
Cabaña* Borealis*
Energy*
21
13.6
11.6
6.8
Evolución de la Capacidad Disponible de
Generación y Demanda Máxima
1800
519.6
MW
1000
514.6
1200
859.8
789.0
800.7
784.7
794.7
618.9
695.4
1400
745.8
1600
Térmico
Hidro
Geo
800
Dem. Máx.
472.6
472.6
472.0
472.0
472.0
472.0
472.0
460.3
448.6
400
429.7
600
204.4
204.4
204.4
204.4
2006
204.4
2005
204.4
151.2
2004
204.4
151.2
0
151.2
200
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
17
CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE DE LAS CENTRALES GENERADORAS DE ELECTRICIDAD A DICIEMBRE 2013
NOMBRE
TIPO
NÚMERO DE UNIDADES
CAPACIDAD
INSTALADA
(MW)
HIDRÁULICA
(%)
CAPACIDAD
DISPONIBLE
(MW)
(%)
472.6
30.75
472.5
33.97
1 - Guajoyo
Hidráulica
(1x19.8)
19.8
1.35
19.8
1.42
2 - Cerrón Grande
Hidráulica
(2x86.4)
172.8
11.79
172.8
12.42
3 - 5 de Noviembre
Hidráulica
(3x20)+(1x18.0)+(1x21.40)+(1x0.6)
100.0
6.82
99.9
7.18
4 - 15 de Septiembre
Hidráulica
(2x90)
GEOTÉRMICA
5 - Ahuachapán
Geotérmica
(2x30.00)+(1x35.00)
6 - Berlín
Geotérmica
(2x 28.12)+(1x44)+(1x9.2)
TÉRMICA
7 -Duke Energy
Acajutla
180.0
12.28
180.0
12.94
204.4
13.30
183.8
13.21
95.0
6.18
80.0
5.75
109.4
7.12
103.8
7.46
859.8
55.9
734.8
52.8
338.3
22.01
320.0
23.00
a) Vapor
(1x30.0)+(1x33.0)
63.0
4.10
61.0
4.38
b) Gas
(1x82.1)+(1x27.0)
109.1
7.10
99.0
7.12
150.0
9.76
145.0
10.42
16.2
1.05
15.0
1.08
c) Motores
(6x16.5)+(3x17)
Soyapango
Motores
(3x5.4)
8 - Nejapa Power
Motores
(27x5.33)
144.0
9.37
143.1
10.29
Motores
(3x6.40)+(1x6.70)
25.9
1.69
25.9
1.86
10- Inversiones Energéticas
Motores
(3x16.5) + (6x8.45)
100.2
6.52
100.2
7.20
11- Textufil
Motores
(2x3.6)+(2x7.05)+(1x7.38)+(2x7.72)
44.1
2.87
42.5
3.06
12- GECSA
Motores
(3x3.8704)
11.6
0.76
11.6
0.83
13- Energía Borealis
Motores
(8x1.7)
13.6
0.88
13.4
0.96
14- HILCASA Energy
Motores
(4x1.7)
9- Holcim
1/
15- CASSA
6.8
0.44
6.6
0.47
61.0
3.97
40.5
2.91
Central Izalco
Vapor
(1x25)+(1x20)
45.0
2.93
28.0
2.01
Ingenio Chaparrastique
Vapor
(1x1.5)+(1x2)+(1x2.5)+(1x10)
16.0
1.04
12.5
0.90
16- Ingenio El Angel
Vapor
(1x10)+(1x12.5)
22.5
1.46
13.0
0.93
17- Ingenio La Cabaña
Vapor
(1x1.5)+(1x2)+(1x7.5)+(1x10)
21.0
1.37
18.0
1.29
18- Termopuerto
Motores
(4x17.7)
70.8
4.61
65.98
4.74
1,536.8
100.0
1,391.1
100.0
TOTAL :
Inyecciones de Energía por
Tipo de Recurso (%)
2013
Ingenios
4%
2014
Imp, Neta
5%
Ingenios
6%
Hidroeléctrico
29%
Geotérmico
24%
Térmico
38%
Imp, Neta
6%
Hidroeléctrico
23%
Geotérmico
23%
Térmico
42%
Nota: Primer Semestre de 2014
19
Fuentes: Unidad de Transacciones
Cremimiento de la Demanda de Energía Neta Nacional
2004-2013
6500
+3.1%
+5.0%
+9.1%
+3.0%
+4.0%
+0.2%
+2.9%
+1.9%
+1.3%
6000
+3.0%
6,095.3
5,842.9
5,919.7
5,735.7
GWh
5500
5,566.2
5,574.8
2008
2009
5,352.6
5,196.9
5000
4,765.0
4500
4,538.2
4000
2004
2005
2006
2007
2010
2011
2012
2013
Demanda Neta Nacional
Fuente: Unidad de Transacciones
Crecimiento de la Demanda de Potencia
2004-2013
Dem. Máx.
Tasa Crecimiento
1100
8.0%
1050
1004
1000
948
950
924
906
900
MW
962
6.0%
975
906
4.0%
881
850
829
809
800
2.0%
750
700
0.0%
650
600
-2.0%
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Fuente: Unidad de Transacciones
Sistema de Transmisión de El Salvador
GUAJOYO
INTERCONEXIÓN
CON GUATEMALA
SANTA ANA
CERRÓN
GRANDE
LINEA SIEPAC
5 DE NOVIEMBRE
OPICO
NEJAPA
AHUACHAPÁN
SONSONATE
ACAJUTLA
SAN ANTONIO
ABAD
ATEOS
TALNIQUE
SAN RAFAEL
CEDROS
A
SOYAPANGO
SAN MARTÍN
INTERCONEXIÓN
CON HONDURAS
15 DE SEPTIEMBRE
SAN BARTOLO
NUEVO
CUSCATLÁN
SANTO
TOMÁS
BERLÍN
LINEA SIEPAC
SAN MIGUEL
TECOLUCA
LÍNEA DE TRANSMISIÓN SIEPAC 230 KV
LÍNEA DE TRANSMISIÓN 115 KV
INTERCONEXIONES REGIONALES PREEXISTENTE 230 KV
T
G
H
GENERACION TERMICA
PEDREGAL
OZATLÁN
LA UNIÓN
GENERACION GEOTERMICA
GENERACION HIDROELECTRICA
Fuente: UT
El Mercado Eléctrico Regional (MER)
Guatemala
El MER es
un séptimo
mercado,
superpuesto
con los seis
mercados o
sistemas
nacionales
existentes,
con
regulación
regional en
el cual los
agentes
realizan
transacciones
internacionales de
energía
eléctrica.
Cap. Inst (MW):2,968.4
Renovable: 55.2%
Dem. Max.(MW) :1,563.6
Usuarios: 2.7 MM .
Electrificación: 85%
Guate Norte
Panaluya
Santa
Rosa
Aguacapa
Cap. Inst (MW):1,562.6
Renovable: 51.7%
Dem. Max. (MW):1,004.0
Usuarios: 1.6 MM.
Electrificación: 94%
Cap. Inst (MW):1,747.9
Renovable: 43.8%
Dem. Max.(MW) :1,336.0
Usuarios: 1.4 MM .
Electrificación: 85%
San Buenaventura
Cajón
Nicaragua
T
AhuachapánNejapa
15 de Sept.
El Salvador
Honduras
Toncontin
Aguacaliente
MER
Sandino
Ticuantepe
Cap. Inst (MW):1,271.7
Renovable: 43.6%
Dem. Max.(MW):620.1
Usuarios: 0.9 MM .
Electrificación: 74%
Panamá
Lago
Nicaragua
CDMER
Cañas
Costa Rica
Cap. Inst (MW):2,516.2
Renovable: 60.2%
Dem. Max. (MW):1,443.9
Usuarios: 0.8 MM .
Electrificación: 89%
Parrita
Palmar NorteRío Claro
Cap. Inst (MW):2,731.2
Renovable: 78.2%
Dem. Max.(MW):1,592.9
Usuarios: 1.5 MM .
Electrificación: 99%
Panamá
Veladero
Fuentes:
1. Capacidad Instalada, Porcentaje de Renovable y Demanda Máxima :Estadísticas de Producción del Subsector Eléctrico, 2013. CEPAL
2. Cantidad de Usuarios y Electrificación: Estadísticas del Subsector Eléctrico, 2012. CEPAL.
AREAS DE INFLUENCIA Y PARTICIPACIÓN EN LAS VENTAS
DE ELECTRICIDAD DE LAS COMPAÑIAS DISTRIBUIDORAS,
2013
Total de usuarios: 1,632,922
EDESAL
12,720 usuarios
CAESS
1.44%
CLESA
EEO
353,899 usuarios
16.72 %
567,154 usuarios
41.1 %
350,513 usuarios
28.16 %
B&D &
ABRUZZO
529 usuarios
0.04%
Nota: Participación en Ventas Finales en Porcentaje
DELSUR
276,583 usuarios
10.13%
71,673 usuarios
2.39%
DEUSEM
24
Cargos de la factura de electricidad
En El Salvador las empresas distribuidoras trasladan 3 cargos a los usuarios finales.
Por requerimiento de la Ley General de Electricidad, estos deben presentarse
diferenciados en la factura que el usuario paga. Estos cargos son los siguientes:
CARGO POR
ENERGÍA
81.8%
CARGO DE
DISTRIBUCIÓN
CARGO DE
COMERCIALIZACIÓN
16.6%
1.6%
Valor Agregado de Distribución
 Costo Producción Energía
 Transporte
 Cargos regionales
 Servicios Auxiliares
 SIGET, UT, Pérdidas AT
Ajustes trimestrales
Costos de Distribución:
O&M
 VNR ACTIVOS DISTRIBUCION
 VECF
Revisión quinquenal
Sujeta a ajustes anuales
Costos de
Comercialización y
Atención al Cliente
Revisión quinquenal
Sujeta a ajustes anuales
TARIFA ELÉCTRICA DE EL SALVADOR
PARTICIPACIÓN DE CADA CARGO TARIFARIO POR TIPO DE USUARIO
Precio de la Energía a Trasladar a Tarifas PETT ($/MWh)
abril 2009 - julio 2014
200.00
182.78 184.49
184.65
176.57
180.00
169.85
173.23
175.98 175.68
165.43
169.77 167.71 169.54 171.30
155.95
160.00
146.71
139.31
140.00
133.93
120.31
120.29
120.00
100.00
80.00
60.00
Modelo de
Mercado basado
en Precios
40.00
20.00
-13.65%
21.96%
-18.00%
Modelo de
Mercado basado
en Costos
11.32% 16.45% 18.40% -10.41% 2.67%
7.61%
0.00
Total
0.94% -4.30%
Ajuste Tarifario
del 15 de julio
de 2014
-1.89% 1.59% -0.17%
-3.36% -1.22%
1.09%
1.04%
Precio Promedio en el MRS, Precio Promedio en Contratos Libre
Concurrencia y Precio Promedio Trasladar a Tarifas
Período ene/2011 – jun/2014
Precio del MRS
Precio MRS MON
Precio CLC MON
PETT
$240.00
$220.00
$/MWh
$200.00
$180.00
$160.00
$140.00
$120.00
Modelo de Mercado
Basado en Precios
Modelo de Mercado
Basado en Costos
Jan-11
Feb-11
Mar-11
Apr-11
May-11
Jun-11
Jul-11
Aug-11
Sep-11
Oct-11
Nov-11
Dec-11
Jan-12
Feb-12
Mar-12
Apr-12
May-12
Jun-12
Jul-12
Aug-12
Sep-12
Oct-12
Nov-12
Dec-12
Jan-13
Feb-13
Mar-13
Apr-13
May-13
Jun-13
Jul-13
Aug-13
Sep-13
Oct-13
Nov-13
Dec-13
Jan-14
Feb-14
Mar-14
Apr-14
May-14
Jun-14
$100.00
Nota:
1. De enero a julio de 2011, el precio de la energía fue calculado de acuerdo al Modelo de Mercado basado en Ofertas de Precios. A partir del 1 de Agosto de 2011 el precio de la
energía ha sido calculado con base a lo establecido en el Reglamento de Operación Basado en Costos de Producción (ROBCP).
TARIFA CENTROAMERICANA
PRECIO PROMEDIO DE LA ENERGIA ELECTRICA EN EL ISTMO CENTROAMERICANO
SECTOR RESIDENCIAL AL 30 DE JUNIO DE 2014
(valores en centavos de dólar)
40.00
34.03
CENTAVOS DE DÓLAR /kWh
35.00
100 KWh
250 KWh
30.00
25.92
25.00
22.34
21.57
22.73
1 000 KWh
23.91
23.08
21.51
19.19
20.00
18.51
18.37
18.64 18.56
19.86
15.86
13.26
15.00
8.41
10.00
9.04
5.00
0.00
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMA
E.E.G.S.A
C.A.E.S.S.
E.N.E.E
E.D.N y S
I.C.E
E.N.S.A.
EMPRESA
FUENTE: Dirección Planificación Financiera/ Proceso Tarifas de Electricidad / ICE Costa Rica
TARIFA CENTROAMERICANA
PRECIO PROMEDIO DE LA ENERGIA ELECTRICA EN EL ISTMO CENTROAMERICANO
SECTOR INDUSTRIAL AL 30 DE JUNIO DE 2014
(valores en centavos de dólar)
15 000 KWh, 41 KW
30.00
50 000 KWh, 137 KW
100 000 KWh, 274 KW
25.17
CENTAVOS DE DÓLAR/kWh
25.00
20.00
22.26
23.73 23.75
22.14
19.40
23.22 23.21
20.65 20.67 20.67
19.40 19.39
19.37
17.36
17.13
15.16 15.16
15.00
10.00
5.00
0.00
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMA
E.E.G.S.A
C.A.E.S.S.
E.N.E.E
E.D.N y S
I.C.E
E.N.S.A.
EMPRESA
FUENTE: Dirección Planificación Financiera/ Proceso Tarifas de Electricidad / ICE Costa Rica
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