Impacto de la interconexión en las tarifas Ing. Romel W. Jimenez Paredes

Impacto de la interconexión en las tarifas

Ing. Romel W. Jimenez ParedesGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

19 de agosto de 2011

FORO REGIONAL"INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA EL DESARROLLO DE LA

REGIÓN SAN MARTÍN"

Marco Regulatorio Sistema Aislado- Precios en Barra- Mecanismo de Compensación para los Sistemas

Aislados Sistema Interconectado- Precios en Barra Fondo de Compensación Social Eléctrica Datos Relevantes Transparencia de Información

PARTES DE LA PRESENTACIÓNPARTES DE LA PRESENTACIÓN

Marco Regulatorio

Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)

Niv

el J

eárq

uico

Reglamento de la LCE

Normas Técnicas de Calidad

Ley Para Asegurar el Desarrollo

Eficiente de la Generación

Reglamentos de la Ley 28832

Nov 1992 Ley Nº 25844

Feb 1993D.S. Nº 099-93-EM

Oct 1997D.S. Nº 020-97-EM

Julio 2006Ley Nº 28832

2006-2007

Línea de Tiempo de la Reforma del Marco Regulatorio

MARCO REGULATORIO (1 de 5)MARCO REGULATORIO (1 de 5)

● Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (Noviembre 1992) – [en adelante “LCE”]

● Decreto Supremo N° 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Marzo 1993) – [en adelante “RLCE”]

● Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural (Junio 2006)● Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generación Eléctrica (Julio 2006)● Decreto Supremo N° 069-2006-EM, Reglamento del Mecanismo de

Compensación para Sistemas Aislados (Noviembre 2006) – [en adelante “RMCSA”]


● Decreto Supremo N° 025-2007-EM, Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural (Mayo 2007)

● Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD, Procedimientos para Fijación de Precios Regulados (Enero 2003)

● Resolución OSINERGMIN N° 167-2007-OS/CD, Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados (Abril 2007)

● Resolución Ministerial N° 101-2010-MEM/DM, Determinan Monto Específico para el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados (Marzo 2010)

● La Norma "Procedimientos para Licitaciones de Suministro para Sistemas Aislados en el Marco de la Ley Nº 28832”, Resolución OSINERGMIN Nº 004-2010-OS/CD.


● Artículo 8º (LCE).- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.

● Artículo 2° (RLCE).- El límite de potencia para los suministros sujetos al régimen de regulación de precios es fijado en 200 kW. Aquellos usuarios cuya demanda se ubique dentro del rango de potencia establecido en el reglamento de usuarios libres de electricidad, tienen derecho a optar entre la condición de Usuario Regulado o Usuario Libre, conforme a lo establecido en la Ley Nº 28832 y en el Reglamento de Usuarios Libre de Electricidad.En los Sistemas Aislados, todos los suministros están sujetos a regulación de precios.

● Artículo 56º (LCE).- En los Sistemas Aislados, la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERGMIN), fijará las Tarifas en Barra de acuerdo a los criterios señalados en la presente Ley y el Reglamento.


● Artículo 130º (RLCE).- Para los efectos del Artículo 56º de la Ley, se consideran Sistema Aislados, a todos aquellos que no cumplen las condiciones establecidas en el Artículo 80º del Reglamento.

OSINERGMIN fijará únicamente las Tarifas en Barra destinada a los usuarios del Servicio Público; observando en lo pertinente, los mismos criterios señalados en Título V de la Ley y del Reglamento. Las funciones asignadas al COES, en cuanto a cálculo o determinación tarifaria, serán asumidos por OSINERGMIN, empleando la información de los titulares de generación y transmisión.

● Artículo 80º (RLCE).- Para la constitución de un COES en un sistema interconectado se requiere que se cumplan, simultáneamente, las siguientes condiciones:a)Que exista más de una entidad generadora; y,b)Que la potencia instalada total del sistema sea igual o superior a 100 MW.(…)


● Artículo 1.6° (Ley 28832).- Precio en Barra de Sistemas Aislados. Costo medio de generación y transmisión correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento del conjunto de Sistemas Aislados de una empresa, en condiciones de eficiencia.

● Artículo 1.32° (Ley 28832).- Sistema Aislado. Sistema eléctrico no conectado eléctricamente al SEIN. No incluye sistemas operados por empresas municipales.

● Artículo 80º (LCE).- En Sistemas Aislados, los concesionarios de distribución que dispongan de generación y transmisión propia para atender parcial o totalmente su demanda, están obligados a llevar por separado una contabilidad de costos para las actividades de generación, transmisión y distribución.


CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS AISLADOSCLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS AISLADOS

Sistemas con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%TÍPICO A

Sistemas con predominio de potencia efectiva Hidroeléctrica mayor al 50%TÍPICO B

Sistemas con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50% ubicados en Selva

TÍPICO I

Sistema Moyobamba-Tarapoto-Bellavista (interconectado en diciembre 2010)TÍPICO G

Sistema IquitosTÍPICO E

Sistemas Puerto Maldonado (interconectado en febrero 2009), Iberia e IñapariTÍPICO F

Sistema Jaén – Bagua (interconectado en setiembre 2009)TÍPICO H

SISTEMAS AISLADOS MENORES

SISTEMAS AISLADOS MAYORES

SistemaAislado

Precios en Barra de los Sistemas Aislados

PASOS A SEGUIR PARA LA FIJACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA

1. Elaboración del Estudio Técnico-Económico2. Prepublicación del Proyecto de Resolución que fija los Precios en

Barra3. Audiencia Pública para la exposición y sustento de los Criterios,

Metodología y Modelos Económicos4. Recepción de Opiniones y Sugerencias respecto a la prepublicación

(interesados)5. Publicación de la Resolución que fija los Precios en Barra6. Interposición de Recursos de Reconsideración7. Audiencia Pública para presentación y sustento de los Recursos de

Reconsideración8. Sugerencias y Observaciones sobre Recursos de Reconsideración9. Resolución de Recursos de Reconsideración

DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (1 de 6)DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (1 de 6)

Para disfrutar la energía eléctrica se requieren tres cosas: generarla, transportarla y distribuirla (todas se regulan)

Transmisión DistribuciónGeneración Demanda


REGULACIÓN DE GENERACIÓN

PRECIOS EN BARRA

(Cada año)

MONTO ESPECÍFICO (Cada año)

REGULACIÓN DE DISTRIBUCIÓN - VAD

(Cada 4 años)

PRECIOS AL CONSUMIDOR

FINAL

-

+++ PRECIOS EN

BARRA EFECTIVOS

COSTOS DE INVERSIÓN

(Anualidad de la inversión de la unidad de generación, obras civiles de la central, subestación de salida)

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Costos fijos de personal, costos variables combustibles y no combustibles)


● Para la determinación de los Precios en Barra de los sistemas aislados, se asume que la demanda es cubierta con un sistema de generación y transporte adaptado a las necesidades de cada carga.

● Se obtiene el precio que resulta de considerar los costos de inversión, operación y mantenimiento, necesarios para abastecer cada kWh de la demanda. La multiplicación del consumo total del año por este precio, permite recuperar los costos anuales de inversión, operación y mantenimiento de una instalación suficiente para abastecer la demanda con una reserva del 20%.


Costos de InversiónSuministro de los Equipos de Generación y Conexión al Sistema, Transporte Marítimo y Seguro, Aranceles Ad Valorem, Supervisión de Importaciones, Gastos de Desaduanaje, Transporte Local, Obras Civiles, Montaje Electromecánico, Pruebas, Supervisión y Gastos Generales.Costo de Operación y MantenimientoCostos de Personal (incluidos gastos generales y otros costos fijos de la central). Costos de Operación y Mantenimiento (se calcula en función del número de arranques, paradas de las unidades).Costos Variables Combustibles y No Combustibles (para sistemas con centrales termoeléctricas).


Tarifas de Generación y TransmisiónEnergía Generada por la Central

Flujos de Energía en Líneas Transmisión

Curva de duración

Bloque de punta

Bloque de media

Bloque de base

Horas

MW

Datos :Datos :

Resultados :Resultados :


Mecanismo de Compensación para los Sistemas Aislados

• Creación: Por Ley N° 28832 (Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica).

• Finalidad: Compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN.

• Recursos: Hasta el 50% del aporte de los usuarios de electricidad por concepto de Electrificación Rural, Ley N° 28749.

– Mediante Ley N° 28749, Ley de Electrificación Rural, se establece obligación de los Usuarios del SEIN de aportar un dos por mil de una UIT por cada megavatio-hora consumido (aprox. 0,6 Ctms. Sol/kWh).

– Por otro lado, el Artículo 30° de la Ley N° 28832 establece que las tarifas en Sistemas Aislados:

Serán únicas por empresa (promedio de sus sistemas aislados). Se subsidia una parte del Precio en Barra del sistema aislado con el

dinero aportado por los Usuarios del SEIN, hasta el límite establecido por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) a inicios de cada año.

MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS (1 de 5)MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS (1 de 5)

MCAR1

MA

PSA

1

Proyección de FacturaciónAnual al usuario

con Precio promedio deSistemas Aislados

Típico X

Típico Y

G

G

PX

PY

PBSA1 = PROMEDIO

MA

PS

EIN

1

Típico X

Típico Y

PROMEDIO = PBSEIN1

SEIN P1

P2

Proyección de FacturaciónAnual al usuario

con Precio promedio delSEIN

Monto Compensación Anual Requerido (MCAR)Monto Compensación Anual Requerido (MCAR)

MCAR = MCAR1 + MCAR2 + … + MCARn

MAPSEIN: Monto Anual a Precio del SEIN MAPSA: Monto Anual a Precio de Aislado


Compensación Anual (CA)Compensación Anual (CA)

ME

Monto Específico(fijado por MEM)

MCAR2

MCAR1

MCAR

CA1

MA

PSA

1

MA

PS

A1-C

A1

….

MCARn

CA1 + CA2+ … + CAn = ME

Pago de Usuario de

Sistema Aislado


Resolución Ministerial N° 096-2011-MEM/DM establece ME = S/ 87 524 469, para el período mayo 2011 – abril

2012

PRECIO

EN BARRA

EFECTIVO

PRECIO EN

BARRA

PRECIO

A NIVEL

GENERACIÓN

PEAJE DE

TRANSMISIÓN

VALOR

AGREGADO

DE

DISTRIBUCIÓN

APORTE POR

ELECTRIFICACION

RURAL

MONTO

ESPECÍFICO

SISTEMA INTERCONECTADOSISTEMA AISLADO

VALOR

AGREGADO

DE

DISTRIBUCIÓN

VALOR

AGREGADO

DE

DISTRIBUCIÓN

Precio en Barra EfectivoPrecio en Barra Efectivo

Promedio Precio en Barra y Precio de Licitaciones


Programa de TransferenciasPrograma de Transferencias

Empresas

Aportantes

Empresas

Receptoras

Aportes de Usuarios del

SEIN

(Ley 28749)

SISTEMA INTERCONECTADO SISTEMA AISLADO

Transferencia Mensual

Precio en Barra

Efectivo a Usuarios


APLICACIÓN A ELECTRO ORIENTE (1 de 6)APLICACIÓN A ELECTRO ORIENTE (1 de 6)

• Se presenta el caso de la regulación de mayo 2011 – abril 2012

Rubro Unidad Típico E Típico F Típico I

Vida útil central termoeléctrica años 20 10 10

Central Termoeléctrica Miles US$/año 7 511,8 13,0 59,8

Personal de operación y gestión Miles US$/año 550,1 7,9 17,3

Costos Variables (combustible y no combustible) Miles US$/año 43 388,6 618,4 1 068,1

Factor de Carga % 66,0 42,0 49

Margen de Reserva % 20 20 30

Máxima Demanda Anual MW 45,5 0,6 1,0

Energía Anual GWh 263,2 2,1 4,3

• El Precio en Barra que debe recibir la empresa se obtiene como el promedio que permite recaudar a la empresa concesionaria el mismo monto que las tarifas individualmente establecidas para cubrir los costos de prestación del servicio.

Sistema Típico

NúmeroDemanda

(MWh)

Recaudación Anual

(Miles S/.)

Tarifa(ctm. S/./kWh)

E 1 269 876 146 705 54,36

F 1 1 925 1 606 83,41

I 6 15 857 11 569 72,96

PRECIO EN BARRA 287 658 159 879 55,58

Típico F

Típico I

G

G

PG

PI

Típico EG

PE


• Se determina cual sería el ahorro de los usuarios de la empresa concesionaria si pagaran la tarifa del Sistema Interconectado, y el ahorro de todas los usuarios de los sistemas aislados si pagaran dicha tarifa.

• Se determina la Compensación Anual aplicable a la empresa concesionaria, considerando el dinero disponible para subsidio (Monto Específico) y los ahorros calculados previamente.

Empresa Compensación Anual

(Miles S/.)

Participación

Electro Oriente 77 299 88%

Resto 10 225 12%

Monto Específico 87 524 100%


• El Precio en Barra Efectivo que paga el usuario se obtiene de restar al costo anual de prestación del servicio, la parte del Monto Especifico asignado a la empresa concesionaria.

Sistema Típico

NúmeroDemanda

(MWh)Costo Anual

Miles S/.Tarifa

(ctm. S/./kWh)

E 1 269 876 146 705 54,36

I 6 15 857 11 569 72,96

PRECIO EN BARRA (Sin subsidio)

285 733 158 274 55,39

Subsidio de los usuarios del Sistema Interconectado

77 299 -

PRECIO EN BARRA EFECTIVO

285 733 80 975 28,41

- 49%


• La tabla muestra el impacto que sobre las tarifas aplicables a los usuarios residenciales de los sistemas aislados ha tenido la aplicación del aporte de los usuarios del sistema interconectado.

Precio Medio (ctm.S/./kWh) Precio Medio (ctm.S/./kWh)Variación (%)

Sistema 01/05/2011 - Sin Compensación 01/05/2011 - Con Compensación

30 kWh 65 kWh 125 kWh 30 kWh 65 kWh 125 kWh 30 kWh 65 kWh 125 kWh

PSE CANTA 36,7 45,8 55,9 33,3 40,4 49,0 -9,4% -11,6% -12,4%

CHURÍN 28,8 40,2 52,4 26,3 35,3 45,5 -8,9% -12,1% -13,1%

POZUZO 33,5 48,3 63,6 30,8 43,3 56,6 -7,9% -10,4% -11,1%

CHACHAPOYAS 30,7 38,9 47,8 27,3 33,7 41,0 -11,1% -13,5% -14,3%

HUARI 28,7 40,0 52,1 26,0 34,9 44,9 -9,4% -12,8% -13,8%

IQUITOS 46,3 62,6 78,5 31,2 39,4 48,3 -32,5% -37,0% -38,4%

IBERIA 56,6 92,3 125,3 31,7 45,0 59,0 -44,0% -51,2% -53,0%

OCOÑA 40,5 62,4 83,5 26,2 35,2 45,3 -35,4% -43,6% -45,7%


Factores de Actualización de los Precios

Sistema Eléctrico d e f g s cb Adinelsa 0,1667 --- --- --- 0,8333 --- Chavimochic 0,1667 --- --- --- 0,8333 --- Edelnor 0,1667 --- --- --- 0,8333 --- Edelsa 0,1667 --- --- --- 0,8333 --- Egepsa 0,1667 --- --- --- 0,8333 --- Electro Oriente 0,1526 0,0474 0,6859 --- 0,1141 --- Electro Pangoa 0,1667 --- --- --- 0,8333 --- Electro Sur Este 0,0164 0,9029 --- --- 0,0807 --- Electro Ucayali 0,1667 --- --- --- 0,8333 --- Electrocentro 0,1667 --- --- --- 0,8333 --- Electronorte 0,1667 --- --- --- 0,8333 --- Hidrandina 0,1656 0,0072 --- --- 0,8272 --- Seal 0,0860 0,5318 --- --- 0,3822 ---


SistemaInterconectado

Precios en Barra del Sistema Interconectado

SISTEMA DE PRECIOS DEL MARCO REGULATORIOSISTEMA DE PRECIOS DEL MARCO REGULATORIO

Precios Usuarios Libres (1) Usuarios Servicio Público (2)

Generación Libre Regulado (± 10% Pr. Licitaciones)

Transmisión Regulado Regulado

Distribución Regulado Regulado(1) 230 clientes libres (demanda mayor a 1000 kW); 46% del consumo de energía; 33% de la facturación(2) 3,3 millones de clientes regulados; 54% del consumo de energía; 67% de la facturación

• Tarifas de Generación Eléctrica– Precio de Energía: Remunera los costos variables de las centrales de

generación eléctrica (los que dependen de la cantidad que se produzca)

– Precio de Potencia: Remunera los costos fijos de las centrales de generación eléctrica (los que no dependen de la cantidad que se produzca)

• Tarifas de Sistema Principal y Garantizado de Transmisión– Ingreso tarifario: Monto que los generadores deben transferir a los

transmisores– Peaje unitario: Monto (en por unidad) que los consumidores deben

pagar al transmisor para completar los costos del servicio

TARIFAS REGULADAS COMO PRECIOS EN BARRA (1 DE 2)TARIFAS REGULADAS COMO PRECIOS EN BARRA (1 DE 2)

(Continuación)– Cargos Adicionales: Monto (en por unidad) que los Decretos Legislativos

1002 y 1041, así como los Decretos de Urgencia 037-2008 y 049-2008 ordenan incluir dentro del Peaje del Sistema Principal de Transmisión.

Cargo por Compensación por Seguridad de Suministro, que implica la compensación a las centrales duales que operan con gas natural o diesel (Artículo 6° de DL-1041)

Cargo por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables (RER), que implica la compensación a las centrales de generación que utilizan RER (Artículo 7° de DL-1002)

Cargo por Compensación de Generación Adicional, que implica el pago por instalación de unidades de emergencia (Artículo 5° de DU-037-2008)

Cargo por Compensación de Costo Variable Adicional, que implica los sobrecostos de las unidades que operan con costo variable mayor al costo marginal (Artículo 1° del DU-049-2008)

Cargo por Compensación de Retiros Sin Contratos, que implica los sobrecostos de las unidades que cubren los Retiros Sin Contratos (Artículo 2° del DU-049-2008)

TARIFAS REGULADAS COMO PRECIOS EN BARRA (2 DE 2)TARIFAS REGULADAS COMO PRECIOS EN BARRA (2 DE 2)

• ¿Qué ordena la legislación?¿Qué ordena la legislación?– Utilizar la oferta y demanda de los últimos 12 meses.

– Proyectar la oferta y demanda para los próximos 24 meses.

– Determinar el precio de energía a partir del equilibrio de la oferta y la demanda.

– Determinar el precio de potencia como el costo de inversión en una turbina a gas.

– Los precios de energía y potencia no podrán diferir en 10% del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones.

TARIFAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (1 DE 5)TARIFAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (1 DE 5)

• Principios Utilizados– Criterios marginalistas en el Sistema Interconectado: Se paga el costo de

la generación más económica para atender la demanda

Costos de Producción de Electricidad

0

50

100

150

200

250

300

350

Hidráulica TV Carbón CC-GN CS-GN CS-D2

Co

sto

Fij

o:

US

$/kW

-añ

o

0

20

40

60

80

100

120

140

Co

sto

Var

iab

le:

US

$/M

Wh

Costo Fijo Costo Variable

TV R6


• Principios Utilizados– Precio de Potencia: Unidad más económica a construir

Hidroeléctricas TV

Carbón TVResidual

CicloSimple

US$/kW-año

Este es el precio de potencia que paga el consumidor

CicloCombinado


• Precio de Energía: Promedio ponderado de los costos de la unidad más económica hasta atender la demanda en cada momento del tiempo

ValorAgua

1622

25

70

130

Costo de producción Demanda del consumidor

25

70

ValorAgua

22

25

70

130

25

Nuevo

Precio = (25+70+25)/3 = 40,00

Costo de producción

US$

/ MW

h

US$

/ MW

h


• Tarifas de Generación Eléctrica– Mecanismo de ajuste: La tarifa regulada de generación no debe diferir en

más (ni menos) de 10% del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones.

Precio promedioponderado Licitaciones(nivel de referencia)

+10%

-10%

Tarifa de Generación

Se ajusta hasta la línea

punteada

Se ajusta hasta la línea

punteada


ESCENARIOS DE HIDROLOGÍA PLAN DE OBRAS

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES

OPTIMIZACIÓN DEL DESPACHO DE CENTRALES DE

GENERACIÓN

(MODELO PERSEO)

PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA

SITUACIÓN DE LOS EMBALSES

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO

PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PRECIO PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PRECIO DE ENERGÍADE ENERGÍA

DEFINIR TIPO, TAMAÑO Y UBICACIÓN DE LA UNIDAD DE

PUNTA

COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN

Y MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD DE PUNTA Y DE SU

CONEXIÓN A LA RED

PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PRECIO PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PRECIO DE POTENCIADE POTENCIA

PROMEDIO PONDERADO PRECIOS LICITACIONES

PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA

PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA

REAJUSTE DEL PRECIO BÁSICO DE

LA ENERGÍA

PRECIOS DE GENERACIÓN

COMPARACION

FIN

> 10%

< 10%

PROCEDIMIENTO DE COMPARACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE COMPARACIÓN DEL PRECIO EN BARRAPRECIO EN BARRA

Tarifas del Sistema Principal y Garantizado de Transmisión

(SEIN)

REMUNERACIÓN DE TRANSMISIÓNREMUNERACIÓN DE TRANSMISIÓN

23 Julio 2006 (Ley 28832)

Sistema Principal de Transmisión(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión(SST)

Sistema Principal de Transmisión(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión(SST)

Sistema Complementario de Transmisión(SCT)

Sistema Garantizado de Transmisión(SGT)

En la Fijación de Precios en Barra se regulan las tarifas para las instalaciones de transmisión que son parte de SPT y SGT

• Tarifas de Sistema Principal de Transmisión– Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión son aquellas

que fueron calificadas como tales antes de la promulgación de la Ley 28832.

– Determinar el Valor Nuevo de Reemplazo para los casos que corresponda y el Costo de Operación y Mantenimiento (costos totales).

– Agregar los Cargos Adicionales.

• Tarifas de Sistema Garantizado de Transmisión– Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión son aquellas

que forman parte del Plan de Transmisión y cuya concesión y construcción son resultado de un proceso de licitación.

– Las componentes de inversión, operación y mantenimiento que forman parte de la base tarifaria, serán los valores que resulten de los procesos de licitación.

TARIFAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN (1 DE 2)TARIFAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN (1 DE 2)

• Principios Utilizados Criterio de costo medio: Se paga el costo del sistema de transmisión necesario para transmitir la energía requerida por la demanda, considerando criterios de eficiencia.

Peaje por Transmisión

Ingreso tarifario

Costo Total de la

transmisión (inversión y operación)

± Liquidación

Recaudación

Responsabilidad de generadores

A la tarifa de los consumidores

TARIFAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN (2 DE 2)TARIFAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN (2 DE 2)

COSTOS DE INVERSIÓN EN TRANSMISIÓN

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

DETERMINAR COSTO ANUAL DE TRANSMISIÓN

PEAJE POR

TRANSMISIÓN

PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PEAJE POR PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PEAJE POR TRANSMISIÓNTRANSMISIÓN


INGRESO TARIFARIO POR POTENCIA Y ENERGÍA

AJUSTE CONTRATOS BOOT Y RAG AÑO ANTERIOR

PROCEDIMIENTO CARGOS ADICIONALESPROCEDIMIENTO CARGOS ADICIONALES

LIQUIDACION DEL AÑO DE CÁLCULO

ANTERIOR

DETERMINAR CARGOS

ADICIONALES

PEAJE POR CARGOS ADICIONALES


Compensación por Seguridad de

Suministro

Compensación de Generación Adicional

Compensación de Retiros Sin Contratos

Compensación de Costo Variable

Adicional

Compensación de Prima por

Generación RER

Tarifas de los Sistemas Secundarios y

Complementarios de Transmisión

Sistema Principal y Sistema

Garantizado

Sistemas Secundarios y Complementarios de Demanda

Sistemas Secundarios y Complementariosde Generación

Criterios para determinar el SER

Costos de Inversión

Costos Estándares de Inversióny % para determinar COyM

Ingresos Tarifarios

Proyección de Demanda

CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de actualización

Información del STAsignación responsabilidad de pago

Definición del SER

Factores de Pérdidas

Costos Estándares de OyM

PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PEAJE POR PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PEAJE POR TRANSMISIÓN SECUNDARIA Y COMPLEMENTARIA TRANSMISIÓN SECUNDARIA Y COMPLEMENTARIA

• Se regulan las instalaciones asignadas total o parcialmente a los Usuarios.

• 15 Áreas de Demanda donde se aplica el mismo peaje a todos los usuarios por el uso de las instalaciones del SST y SCT.

• Áreas 1 a 14 (San Martin está en el Área 4)• Área 15 – demanda a nivel nacional

• Período de proyección de demanda: 10 años a partir del año de vigencia de la fijación de tarifas.

CRITERIOS PARA EL CALCULO DE LOS PEAJES (1 DE 3)CRITERIOS PARA EL CALCULO DE LOS PEAJES (1 DE 3)

Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar• El estudio de planeamiento comprende todas las

subestaciones de transmisión del SST y SCT que alimenten una misma Área de Demanda

• Los Costos de Inversión del SER determinado por OSINERGMIN, se han obtenido aplicando los costos de los módulos estándares de inversión.

• Los costos de operación y mantenimiento se han determinado aplicando los porcentajes respecto del costo de inversión.


Peajes:• Se calcula el ingreso tarifario siguiendo los mismos criterios

del sistema principal.• Se calcula el Costo Medio Anual.

• El CMA de las empresas titulares de SSTD se calcula por única vez.• El CMA para el SCT se calcula como la suma de:Anualidad del Costo de Inversión + el Costo estándar de Operación y

Mantenimiento

• Peaje Unitario (PU) por Área de Demanda, Titular y Nivel de Tensión:

anomes

1mesmes

mes

5

1añoaño

año,taño,t

t

)1(D)1(

ITCMA

PU


Fondo de Compensación Social Eléctrica

● De los diversos análisis realizados se señala la problemática siguiente: Mercado reducido y disperso. Ausencia de un mercado

óptimo o reducida cantidad y concentración de consumidores que impide contar con economías de escala.

Lejanía y aislamiento de los pueblos que determina la necesidad de instalar generación termoeléctrica por carencia de recursos hídricos, y que resulta en soluciones desfavorables en términos de costos de operación y mantenimiento.

Mercado objetivo de bajo poder adquisitivo. Reducida capacidad de pago.

FONDO COMPENSACIÓN SOCIAL ELÉCTRICA “FOSE”- LeyFONDO COMPENSACIÓN SOCIAL ELÉCTRICA “FOSE”- Ley 28307 (1 de 3) 28307 (1 de 3)

Establece la disminución de las tarifas de los usuarios residenciales con consumos mensuales menores o iguales a los 100 kWh

Usuarios Sector

Reducción Tarifaria para consumos

menores o iguales a 30 kWh/mes

Reducción Tarifaria para consumos mayores a 30

kWh/mes hasta 100kWh/mes

Urbano25% del cargo de

energía7,5 kWh/mes por

cargo de energíaUrbano-rural y

Rural50% del cargo de

energía15 kWh/mes por

cargo de energía

Urbano50% del cargo de

energía15 kWh/mes por

cargo de energía

Urbano-rural y Rural

62,5% del cargo de energía

18,75 kWh/mes por cargo de energía

Sistema Interconectado

Sistemas Aislados


A nivel de Electro Oriente, 139 545 suministros se benefician con el FOSE y representan el 70% del total de clientes del servicio público de electricidad, lo que significa un beneficio para alrededor de 698 000 habitantes.


RANGO DE CONSUMO LORETO SAN MARTIN TOTAL (%)

De 1 a 30 kWh 30 293 42 806 73 099 36,66%

De 31 a 100 kWh 36 417 30 029 66 446 33,33%

Otros 34 411 25 423 59 834 30,01%

Total 101 121 98 258 199 379 100,00%(*) Información Comercial a marzo del 2011

Datos Relevantes

• 3 de diciembre de 2010: Inicio del funcionamiento de la línea de transmisión eléctrica Tocache-Bellavista 138 kV.

• En el mes de diciembre, las tarifas en la región San Martín se redujeron entre 18,2% y 28,3% para los usuarios residenciales y entre 30,7% y 41% para los usuarios comerciales e industriales.

• Se beneficiaron pobladores de Tarapoto, Moyobamba, Rioja y Bellavista, entre otros.

DATOS DE LA INTERCONEXIÓNDATOS DE LA INTERCONEXIÓN

EVOLUCIÓN DEL PRECIO MEDIO DE ELECTRICIDAD - IQUITOS

(BT5B RESIDENCIAL)

May 2007: Inicio del Fondo de Compensación Sistemas Aislados

Nov 2001: Inicio del Fondo de Compensación Social Eléctrica

Dic 2010: Interconexión con el SEIN

Usuario BT5 (Residencial)TARAPOTO

COMPOSICIÓN DE LA TARIFA DE LA ELECTRICIDADA CLIENTE FINAL

Transparencia de Información

Gracias

Impacto de la interconexión en las tarifas Ing. Romel W. Jimenez Paredes

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