CONSTRUCCIÓN DE UN
SISTEMA TARIFARIO EFICIENTE
PARA EL SECTOR ELÉCTRICO
Expositor:
Dr. Miguel REVOLO ACEVEDO
Santo Domingo, Abril de 2015
Latinoamérica– Tarifa Residencial
Primer Trimestre2014
Residential Tariff - Monthly Consumption 65 kW.h
Residential Tariff - Monthly Consumption 30 kW.h
40
40
34.93
35
24.77
25
30
26.41
(ctv.US$/kW.h)
18.69
20
12.80
1.98
0.84 1.75
3.72
4.71
5.99
5
0.39
5.15
5.81
5.99
7.30
1.47 1.96
Uruguay
Guatemala
El Salvador
Chile
Costa Rica
Panama
Peru
Colombia
Bolivia
Paraguay
Venezuela
Uruguay
Guatemala
Chile
Costa Rica
Panama
Peru
Bolivia
Colombia
Mexico
Ecuador
Brazil
Argentina
Paraguay
Venezuela
El Salvador
Residential Tariff - Monthly Consumption 300 kW.h
Residential Tariff - Monthly Consumption 125 kW.h
35
35
30
30
27.28
22.64
23.94
(ctv.US$/kW.h)
25
20
15.58
14.40 14.96 15.02
15
12.58
8.85
10
6.38
6.47
20
17.60
19.04
15.01
14.00 14.16
15
9.10
8.20 8.28 8.81
10
5
0.94 1.13
1.26
Uruguay
Mexico
Guatemala
El Salvador
Costa Rica
Colombia
Chile
Panama
Peru
Ecuador
Brazil
Bolivia
Paraguay
Uruguay
Guatemala
El Salvador
Chile
Costa Rica
Colombia
Peru
Panama
Bolivia
Mexico
Ecuador
Brazil
Paraguay
Argentina
SOURCE: GART - OSINERGMIN
Argentina
0
0
Venezuela
0.28
24.20 24.45
22.66 23.34
25
6.50
3.93
5
Venezuela
(ctv.US$/kW.h)
16.49
0
0
2
15.02
9.81
10
Mexico
7.85
13.10 13.41
15
Ecuador
10
8.97
20
Brazil
15
14.47 15.02
23.22 24.11
25
Argentina
(ctv.US$/kW.h)
30
5
34.60
35
Latinoamérica– Tarifa Comercial e Industrial
Primer Trimestre 2014
3
Commercial Tariff - Monthly Consumption 50 000 kW.h
Industrial Tariff - Monthly Consumption 50 000 kW.h
30
40
35
32.32
25
21.71
20
20
14.38
15
10
8.09
15.57
16.66 17.61
9.85 9.88 10.58
5.59
13.46
10
7.44
7.56
8.66
14.18
18.61
14.99
10.62
9.88 10.40
4.13
5
2.01
2.01
0.52
SOURCE: GART - OSINERGMIN
Mexico
El Salvador
Guatemala
Panama
Uruguay
Colombia
Bolivia
Chile
Costa Rica
Brazil
0
Paraguay
Mexico
El Salvador
Uruguay
Guatemala
Colombia
Panama
Costa Rica
Chile
Bolivia
Peru
Brazil
Ecuador
Paraguay
Argentina
0
Argentina
0.97
15
Venezuela
5
17.63
Ecuador
(ctv.US$/kW.h)
22.98
20.02 20.72
Peru
25
Venezuela
(ctv.US$/kW.h)
30
Precios en barra de Sistemas Aislados
4
Fijación de Mayo 2014 – Precios en Barra Efectivo
Empresa
Adinelsa
Chavimochic
Edelnor
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Ucayali
Eilhicha
Electronorte
Hidrandina
Seal
Tensión
(kV)
PPM
US$/./kW-mes
PEMP
ctv. US$/kWh
PEMF
ctv. US$/kWh
CVT
ctv. US$/kWh
CVT
US$/MWh
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
10.81
10.81
10.81
14.94
20.16
10.81
10.81
16.50
23.83
17.68
8.58
8.58
8.58
19.49
25.91
8.58
8.58
13.21
18.53
17.95
8.58
8.58
8.58
19.49
25.91
8.58
8.58
13.21
18.53
17.95
11.31
11.31
11.31
23.26
31.00
11.31
11.31
17.38
24.55
22.42
113.05
113.05
113.05
232.61
310.03
113.05
113.05
173.80
245.49
224.17
Tarifa Residencial sin FOSE (G, T, D)
(ctv. US$/kW.h)
5
Sistema Interconectado Sin Fose
G
Lima
7.1
52%
Arequipa
7.8
49%
Rural
8.4
34%
T
2.0
15%
2.2
14%
3.4
14%
Sin Compensación Sistemas Aislados (Térmico)
Iquitos
21.3
7.3
75%
25%
Con Compensación Sistemas Aislados (Térmico)
Iquitos
8.6
7.3
54%
46%
D
4.5
33%
6.1
38%
13.1
53%
TOTAL
13.6
16.0
24.9
28.6
15.9
Opción 2 (LDE):
Generación Competencia por
el mercado
Opción 3:
Subastas de
Proinversión
6
Segmento
Opción 4:
Subastas RER
Licitaciones de energía: corto y largo plazo
Permanente
Sistema de precios
Subastas de hidroeléctricas
Subastas
de recursos
energéticos
renovables (eólica, solar,
y Metodología
Criterios
Principios,
biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW)
Eventual
Período
Cada
24 meses
Competencia entre Generadores
de la operación del sistema
producto
Marginales
Energía: Costos
Monopolio
Regulado
/ Concesiones
Opción 1 (LCE): (Costo de la última unidad despachada)
Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado
12 meses
Competencia en el
Potencia: Costos Marginales producto de la central de mínimo
mercado
Sistema
principal: para
Pagado
por todos
los consumidores
finales
Opción 1 (LCE): costo
48 meses
(Turbina a Gas)
la punta
abastecer
de inversión
Sistema secundario: Pagado por los que usan físicamente las
Transmisión Opción 2 (LDE):
instalaciones
Generación Competencia por Licitaciones de energía: corto y largo plazo
Permanente
- Sistema garantizado
Permanente el mercado
- Planeamiento
Opción 3:
2 (LDE):
Plazo de 25
Opción
- Subastas BOOT
años
Eventual
hidroeléctricas
Subastas
Subastas de
- SubastasdeRAG
(remuneración anual garantuizada)
Proinversión
Monopolio Natural
Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar,
Opción 4:
Cada 24 meses
Distribución Costo Medio Eficiente para Empresas Modelo
48 meses
biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW)
Subastas RER
Valor Agregado de Distribución por nivel de tensión
Monopolio Regulado / Concesiones
LCE: Ley de Concesiones Eléctricas
LDE: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica
Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado
7
Costos de Generación Eléctrica
8
Tecnología
Costo 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
Evolución de la Demanda y Oferta
Evolución de Demanda y Oferta (2000 - 2016P)
12 000
200%
180%
10 000
160%
140%
8 000
7 257
120%
MW
6 618
6 000
100%
5 575
4 961
4 000
2 793
2 900
2 965
3 335
3 970 4 198 4 294
80%
4 596
60%
40%
2 654
2 000
55%
57%
52%
39%
48%
38%
0
3 143
3 619
5 955
5 291
34%
33%
30%
36%
28%
29%
37%
41%
37%
46%
20%
23%
Renovable
2000
0
2001
0
2002
0
2003
0
2004
0
2005
0
2006
0
2007
0
2008
0
2009
0
2010
20
2011
23
2012
135
2013
154
2014P
296
2015P
314
2016P
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%
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
9 7 257
46%
0%
Opción 2 (LDE):
Generación Competencia por
el mercado
10
Opción 3:
Subastas de
Proinversión
Opción 4:
Segmento Subastas RER
Licitaciones de energía: corto y largo plazo
Sistema de precios
Subastas de hidroeléctricas
Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar,
biomasa
e hidroeléctricas
de 20 MW)
Principios,
Criterios ymenores
Metodología
Permanente
Eventual
Cada 24 meses
Período
Competencia
entre Generadores
Monopolio
Regulado
/ Concesiones
Energía: Costos Marginales producto de la operación del sistema
Costo
Eficiente
de undespachada)
Sistema Económicamente Adaptado
(CostoMedio
de la última
unidad
Opción 1 (LCE):
Competencia
en el Sistema principal: Pagado por todos los consumidores finales
Opción 1 (LCE):
Potencia: Costos Marginales producto de la central de mínimo
mercado
costo
de secundario:
inversión para
abastecer
la punta
(Turbina
a Gas)las
Sistema
Pagado
por los
que usan
físicamente
Transmisión
instalaciones
Opción 2 (LDE): - Sistema garantizado
Generación Competencia por Licitaciones de energía: corto y largo plazo
- Planeamiento
Opción
2 (LDE):
el mercado
- Subastas BOOT
Opción 3:
- Subastas RAG (remuneración anual garantuizada)
Subastas de
Subastas de hidroeléctricas
Proinversión
Monopolio Natural
Distribución Costo Medio Eficiente para Empresas Modelo
Opción 4:
Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar,
Valor Agregado de Distribución por nivel de tensión
Subastas RER
biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW)
LCE: Ley de Concesiones Eléctricas
LDE: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente deMonopolio
la Generación
Eléctrica
Regulado
/ Concesiones
12
48 meses
meses
Permanente
PermanentePlazo de 25
años
Eventual
48 meses
Cada 24 meses
Tarifas del Sistema Principal de Transmisión
11
Ingreso
tarifario
Costo Total
de la
transmisión
(inversión y
operación)
Responsabilidad de generadores
A la tarifa de los consumidores
Peaje por
Conexión
Recaudación
Criterio: Valor Nuevo de Reemplazo del SEA
CTT = @VNR + COyM = Ingreso Tarifario + Peaje por Conexión
Peaje de Transmisión – FITA 2014
12
Cargos Adicionales
Peaje de SPT
Peaje de SGT
Cargo Unitario de Prima por Generación RER
No RF
RF Talara
RF de ILO
Cargo Unitario por Compensación de Generación Adicional
Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional
Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos
Cargo Unitario por Compensación de FISE
Total
Cargo Unitario por Compensación por
Seguridad de Suministro
US$/./kW-month
1.40
1.50
0.87
0.03
0.25
0.57
0.07
1.44
0.00
0.13
6.28
Alrededor del 53% del Peaje de Transmisión corresponde a Cargos
Adicionales
Tarifa Residencial sin FOSE
(ctv. US$/kW.h)
13
Tarifa Media (ctv. US$/kW.h)
Sistema Eléctrico
Urbano - Alta Densidad
Urbano - Media Densidad
Urbano - Baja Densidad
Urbano-Rural
Rural
Rural con Medidor
Media Tensión - Rural
Sector
Tipico
1
2
3
4
5
RES
Epecial
Tarifa Rural Fotovoltaica (SHS)
30 kW.h/month
65 kW.h/month 125 kW.h/month
15.63
18.66
23.08
24.53
28.48
30.36
22.58
Costa
(US$/month)
14.12
16.79
21.15
22.26
26.05
27.12
20.30
Sierra
(US$/month)
13.50
16.02
20.36
21.33
25.06
25.79
19.36
Selva
(US$/month)
PV Rural -Inversión Privada1
80Wp
19.60
19.90
22.20
PV Rural -Inversión Pública1
80Wp
12.75
13.01
15.17
1
Antes de Impuestos
Tarifa Residencial con FOSE
14
Tarifa Media (ctv. US$/kW.h)
System
Urbano - Alta Densidad
Urbano - Media Densidad
Urbano - Baja Densidad
Urbano-Rural
Rural
Rural con Medidor
Media Tensión - Rural
Sector
Tipico
1
2
3
4
5
RES
Epecial
Tarifa Rural Fotovoltaica (SHS)
30 kW.h/month
65 kW.h/month 125 kW.h/month
12.43
14.87
18.20
14.38
16.49
15.27
13.40
12.65
15.03
18.90
17.57
20.52
20.15
16.07
13.85
16.43
20.89
21.88
25.71
26.46
19.86
Costa
(US$/month)
Sierra
(US$/month)
Selva
(US$/month)
PV Rural -Inversión Privada1
80Wp
3.92
3.98
4.44
PV Rural -Inversión Pública1
80Wp
2.55
2.60
3.03
1
Antes de Impuestos
Mecanismo del FOSE
15
Recargo tarifario a los
usuarios con
consumos mensuales
> 100 kW.h (2,5%)
APORTANTES
DISCO
Descuento a los
usuarios con
consumos mensuales
<= 100 kW.h
Fondo Anual: US$ 36 Millones
Aportantes: 2.5 Millones Consumidores (> 100 KW.h por mes)
Beneficiarios: 3.5 Millones Consumidores (≤ 100 kW.h por mes)
FONDO DE
COMPENSACIÓN
SOCIAL
ELÉCTRICA
(FOSE)
Recargo tarifario a los
usuarioss con
consumos mensuales
> 100 kW.h (2,5%)
RECEPTORES
DISCO
Descuento a los
usuarios con
consumos mensuales
<= 100 kW.h
Atributos de la autonomía
16
Comportamiento del Regulador
17

Transparencia:




Predictibilidad:




Normas y procedimientos de cálculo tarifario
Procedimientos de supervisión
Respecto al marco legal
Oportunidad


Audiencias públicas,
Prepublicación y Publicación de Resoluciones,
Acceso a la información.
Dentro de los plazos establecidos en los dispositivos legales
Consistencia técnica y económica

Toma de decisiones basados en criterios técnicos y económicos
Grupos de interés y objetivos de la actividad
regulatoria
18
19
MUCHAS GRACIAS
[email protected]
Estadísticas - PERU
20
Estadísticas
1992
2013
Area
1 285 216 km2
1 285 216 km2
Población
22. 2 Millones
30 Millones
Nº 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
1 800 MW
5 575 MW
Máxima
Capacidad
2 600 MW
9 100 MW
instalada
Acceso (%)
49 %
92 %
Acceso– R (%)
7.2 %
70 %
Componentes de las Redes de Distribución Eléctrica
21
INSTALACIONES ELÉCTRICAS
Acometida de
Terceros
Subestación de
Terceros
CENTRO DE
TRANSFORMACIÓN (CT)
Salida en Media Tensión
Usuario
MT
Subestación de
Seccionamiento
C
T
Equipo de
Protección y
Seccionamiento
Nodo de Enlace
MT
Tramo de Media
Tensión
Subestación de
Distribución
MT/BT
Tensión Nominal
1
Estructura de MT
Salida en Baja
Tensión
Equipo de
Control de
Alumbrado
Público
Tramo de Baja
Tensión
Estructura de BT
Subestación de
Distribución
MT/BT
Tensión Nominal
2
Subestación
Elevadora /
Reductora
Acometida
Punto de
Conexión del
Suministro
Equipo de
Alumbrado
Público
(1 a n
suministros)
FUENTE: GART - OSINERGMIN
4.3%
3.6%
3.3%
2.0%
1.5%
0.8% 8.6%
8.0%
7.8%
7.8%
7.6%
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%
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
8.8%
9.0%
9.1%
9.7%
7.9%
8.2%
7.2%
11.5%
10.3%
8.6%
2.5%
4.8%
7.28%
1997
17.1%
14.6%
15%
12.4%
8.4%
7.39%
1996
20.6%
21.9%
19.7%
20%
7.7%
8.5%
7.45%
1995
9.0%
8.7%
0%
7.59%
5%
1994
10%
7.91%
25%
1993
Pérdidas de Energía
22
TOTAL PERÚ
(1993-2013*)
Evolución del Coeficiente de Electrificación
23
100
90
80
70
73
74
79
76
82
90
70
60
63
59
51
50
44
40
30
87
85
37
29
30
20
10
0
2006
2007
2008
2009
C.E. Nacional
FUENTE: DGER - MEM
2010
2011
2012
C.E. Rural
2013
Generación de Flujo de Efectivo
(Millones de US$)
24
EBITDA + AMORTIZATION & DEPRECIATION
2400
2200
2000
Million of US$
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
Year
SOURCE: GART - OSINERGMIN
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
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1987
1986
-200
1985
0
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perspectiva de la regulación de distribución eléctrica