Metodología para Retribuir las Actividades de Transporte y ... · Metodología para Retribuir las Actividades de Transporte y Distribución de Electricidad en Perú Jaime R. Mendoza

27 de octubre de 2014

Metodología para Retribuir las Actividades de Transporte y Distribución de Electricidad en

PerúJaime R. Mendoza Gacon

Gerente de Generación y Transmisión EléctricaOSINERGMIN - PERÚ

XII Curso de Regulación Energética:Eficacia de los Instrumentos Regulatorios para la Sostenibilidad Económica,

Energética y Ambiental

2

TRANSMISIÓN

3

En el Perú se considera que el Sistema de Transmisión está conformadopor las líneas y subestaciones con tensión mayor a 30 kilovoltios.

¿LALA TRANSMISIÓN ELÉCTRICA EN EL PERÚ

4

NORMATIVIDADPLAN REFERENCIALCONCESIONES

N=NormatividadC=ConcesionesF=FiscalizaciónR=RegulaciónD=Defensa del ConsumidorL=Libre CompetenciaT=Transferenciasr=Reclamos

EMPRESAS

COES

MEM OSINERGMIN INDECOPI PROINVERSION

USUARIOS

NNC

RF

RF

r

D

DL

T

FISCALIZACION Y REGULACIÓN

TRANSFERENCIAS AL SECTOR PRIVADO

r

MEM o MINEM: MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS OSINERGMIN: ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIA Y MINERÍAINDECOPI: INSITUTO DE DEFENSA DE LA COMPETENCIA Y LA PROPIEDAD INTELECTUALPROINVERSION: AGENCIA DE PROMOCIÓN DE LA INVERSIÓN PRIVADA COES: COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA (OPERADOR DEL SISTEMA Y DEL MERCADO)

INSTITUCIONES SECTOR ELÉCTRICO

5

REFORMAS ESTRUCTURALES – SECTOR ELECTRICIDAD

Estatización de los

Servicios Eléctricos

Proceso de Reforma a Nivel

Mundial

Ley de Concesiones

Eléctricas (LCE)

1972 1980s 1992 2006

Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica

• El Estado concentra todas las actividades de la industria eléctrica

• Estructura verticalmente integrada

• Fomento de mecanismos de libre mercado

• Participación privada• Sudamérica: Chile (1982), Argentina (1992), Perú (1993), Colombia y Bolivia (1994), Brasil (1998)

• Nueva organización del sector

• Uso de mecanismos de mercado

• Régimen de regulación de precios

• Libre acceso a la generación

• Reducción de la intervención administrativa

• Medidas para la competencia efectiva en generación

• Establecimiento de mecanismos de compensación

• Planificación y regulación de la transmisión

Fuentes:Comisión de Tarifas de Energía (2001) Informe de Situación de las Tarifas Eléctricas 1993-2000Congreso de la República (2006) Ley N° 28832

Ley 28832y LCE

Reglamento de Transmisión(D.S. 027-2007)

Reglamento de la LCE

Norma Tarifas SST-SCT (Res. 217-2013-OS/CD)

Procedimientos Específicos para Regulación:•Porcentajes de COyM (Res 635-2007-OS/CD)• Áreas de Demanda (Res 058-2009-OS/CD)

• Altas y Bajas (Res 018-2014-OS/CD)• Liquidación (Res 261-2012-OS/CD)

• Módulos Estándares de Inversión (Res 343-2008-OS/CD)•Asignación de Responsabilidad de Pago (Res 383-2008-OS/CD)

PROCEDIMIENTOS REGULATORIOS

6

7

(Ley 28832)23 Julio 2006

InstalacionesExistentes

InstalacionesNuevas

Se paga con la valorización de las instalaciones existentes a la tarifa vigente

Se paga según se efectúen inversiones previamente planificadas y aprobadas

NUEVO PARADIGMA DE REGULACIÓN

8

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)

TIPOS DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN (1 de 2)

Sistema Principal

o

Sistema Garantizado

Sistema Secundario o Complementario

de Generación


de Demanda


G/D Usuarios Área m

Generador Y

Generador Z

Usuarios Área n

Generador X

TIPOS DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN (2 de 2)

9

10

PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN EN EL PERÚ (1 de 2)

• Lo elabora el COES cada dos años, lo revisa OSINERGMIN,lo aprueba el MINEM y lo licita el MINEM o le encarga aPROINVERSION.

• Corresponden al Sistema Garantizado de Transmisión.

Plan de Transmisión

• Lo elaboran las empresas transmisoras, cada 4 años, lorevisa y aprueba OSINERGMIN y lo construyen lasempresas. Lo puede licitar el MINEM (sólo las líneas quehaya aceptado a pedido de las empresas).

• Corresponden al Sistema Complementario de Transmisión.

Plan de Inversiones

11

PLAN DE TRANSMISIÓN

INSTALACIONESSOMETIDAS A

LICITACIÓN

A. INSTALACIONESCONSTRUIDAS POR

AGENTES, SIN LICITACIÓN

C. INSTALACIONESCONSTRUIDASPOR INICIATIVA OACUERDO DE PARTES

Sistema Garantizado (SGT)

BOOT (30 años) + Costos Explotación

Pago se asigna a la demanda

Sistema Complementario (SCT)

A. Se aplican los mismos principios del SST actual.B. Planificación efectuada por Osinergmin. Se remunera

en función de costos estándares.C. Acuerdo de partes. En caso terceros utilicen la línea

se fija la tarifa con mismos principios del SST.

PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN EN EL PERÚ (2 de 2)

B. INSTALACIONESDEL PLAN

DEINVERSIONES

12

PLAN DE TRANSMISIÓN (1 de 2)

• Periodicidad: Cada 2 años.• Elaborado por: COES.• Responsabilidades de Osinergmin: Proponer criterios y metodología.

Emitir opinión sobre el Plan de Transmisión.• Meta: Determinar equipamiento de transmisión para mantener o mejorar

calidad, fiabilidad y seguridad para horizonte no mayor de 10 años.• Alcances:

– Concesión y construcción de instalaciones resultado de Procesos de Licitación.– El Plan de Transmisión tiene carácter vinculante para las decisiones de inversión.– Comprende las siguientes instalaciones: (i) Todas aquellas hasta el límite donde se

inician las que sirven en forma exclusiva a la Demanda o a la Generación; (ii) las que permitan conexión con sistemas de países vecinos o integración de sistemas aislados; y (iii) cualquier instalación que a criterio del COES resulte de importancia fundamental para el mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad del sistema.

Fuente : COES 201313

PLAN DE TRANSMISIÓN (2 de 2)

14

PLAN DE INVERSIONES (1 de 4)

• Periodicidad: Cada 4 años.• Elaborado por: Osinergmin.• Meta: Seleccionar la alternativa de mínimo costo (Inversión + COyM +

Pérdidas), resultado de un estudio de planificación considerando un horizonte de 10 años, en el cual se evalúan alternativas técnicamente viables para expansión de la transmisión por cada Área de Demanda.

• Alcances:– El Plan de Inversiones tiene carácter obligatorio para las titulares de transmisión a las

que se asigna la construcción de las instalaciones.– La valorización de inversión de estas instalaciones se efectúa con los costos

estándares de transmisión aprobados por Osinergmin (Costos de inversión aplicando módulos estándares vigentes y COyM aplicando porcentajes estándares aprobados).

– Comprende las instalaciones de subtransmisión que sirven en forma exclusiva a los Usuarios o de manera compartida a los Usuarios y a la Generación.

1.1 LT

Aéreas (357)

Subterráneas (34)

1.2 S

ET

Celdas (1187)

Transformador de potencia (2698)

Servicios Auxiliares (90)

Sistemas de Compensación (348)

Obras Civiles Generales (244)

Edificio de Control (370)

Red de Tierra Profunda (812)

Inst. Eléctricas al Exterior (340)

Módulos Estándares

(6899)

3. Telecomunicaciones(206)

2. Centros de Control(213)

1.LT y SET.(6480)

15


16


Brasil

Bolivia

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

SAN JUAN

ICA

POMACOCHA

HUANUCO

HUAYUCACHI

LAMBAYEQUE

ANCASH

LIMA

AREQUIPA

AMAZONAS

SAN MARTIN

PASCO

JUNIN

AYACUCHOAPURIMAC

CUSCO

UCAYALI

LORETO

MADRE DE DIOS

PUNO

ZORRITOS

MALACASTALARA

HUARAZ

VERDUN

CAHUA

HUACHO

HUANTA

AYACUCHO

CAMISEA

CUSCO

AZANGARO

IQUITOS

MANTARO

TACNA

Chile

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

AUCAYACU

TOCACHE

BELLAVISTA

TARAPOTO

MOYOBAMBACAJAMARCA

CHACHAPOYAS

LA LIBERTAD

VIZCARRA

HUANCAVELICA

VENTANILLA

COTARUSE

MOQUEGUA

TUMBES

Piura

1

2

3

5

4

14

6

7

8

912

10

13

11

17


18

RESULTADOS DE LOS PLANESPlan de Transmisión (2011-2018)

Estado Elementos kV km MVA Inversiones(MM US$)

En operación Líneas 220 1 363 263500 1 686 595

En construcción Líneas 220 1 481 768500 900 372

Transformadores 500/220 780 25TOTAL 5 430 780 2023

Plan de Inversiones (2009-2017)

Estado Elementos kV km MVA Inversiones(MM US$)

En operación Líneas 220/138/60 2 038 420Transformadores 220/138/60/22,9 3 573

En construcción Líneas 220/138/60 1 778 643Transformadores 220/138/60/22,9 6 771TOTAL 3 816 10 344 1063

19

¿QUÍÉN FIJA LOS PRECIOS DE TRANSMISIÓN?

– Las tarifas de transmisión y distribución son reguladas porOsinergmin independientemente de si éstas correspondena ventas de electricidad para el Servicio Público deElectricidad (SPE) o para el Mercado Libre.

– Para éstos últimos, los precios de generación se obtendránpor acuerdo de partes.

– En las ventas de energía y potencia que no esténdestinados al SPE, las facturas deberán considerarobligatoria y separadamente los precios acordados a nivelde la barra de referencia de generación y los cargos detransmisión, distribución y comercialización.

20

¿TODAS LAS TARIFAS DE TRANSMISIÓN LAS FIJA OSINERGMIN?

• El Estado Peruano puede suscribir Contratos con rangode Ley, con empresas de transmisión, otorgándoles enconcesión sistemas de transmisión. Estos son de dostipos:

– Contratos BOOT– Contratos tipo Remuneración Anual Garantizada (RAG)

• En mérito a estos Contratos Ley, las tarifas para estasinstalaciones tienen un tratamiento diferente alestablecido en la LCE y la Ley 28832.

Dado un sistema de dos barras, un generador y unconsumidor, las interrogantes que surgen son:

• ¿Quién debe pagar por el costo de la L.T. entre lasbarras A y B?

• ¿Con qué principio y método se debe calcular laresponsabilidad de pago?

GeneradorConsumidor

L.T.A B

Estas mismas preguntas, también se formulan parasistemas más complejos.

21

¿QUIÉN DEBE PAGAR POR LA TRANSMISIÓN? (1 de 3)

22

MÉTODOS BASADOS EN LA RED

(ROLLED IN)

• ESTAMPILLA POSTAL

• CAMINO CONTRACTUAL

• MW-KM BASADO EN DISTANCIA

• POTENCIA-DISTANCIA ELÉCTRICA

MÉTODOS BASADOS EN FLUJOS DE POTENCIA

• MW-KM BASADO EN FLUJO DE POTENCIA

• FACTORES DE PROPORCIÓN

• FACTORES DE DISTRIBUCIÓN

• J. BIALEK

• D. KIRSCHEN

MÉTODOS INCREMENTALES

• ÁREAS DE INFLUENCIA

• BENEFICIO ECONÓMICO

• COSTOS INCREMENTALES DE CORTO PLAZO

• COSTOS INCREMENTALES DE LARGO PLAZO

MÉTODOS TIPO “WHEELING”


A la fecha no existe una respuesta absoluta para estasinterrogantes y en cada país se han adoptado solucionesde consenso.

A nivel mundial se tienen implementados varios modelos,los cuales se agrupan en dos, por el principio queemplean: Principio del Uso. Principio del Beneficio Económico.

En el Perú se emplean dos métodos: Fuerza Distancia para el Principio de Uso. Beneficios Económicos marginales para el Principio de Beneficio

Económico.

23


24

¿QUÍÉNES PAGAN POR LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN?

Tipo Generadores Usuarios

SGT No Sí

SPT No Sí

SCT o SST de Demanda No Sí

SCT o SST de Generación Sí No

SCT o SST Excepcional G/D Sí Sí

25

¿CÓMO PAGAN LOS GENERADORES?Los generadores pagan a los transmisores la proporción del Costo Anual deTransmisión (CAT) que les fue asignado, mediante doce pagos mensualesiguales, denominados Compensaciones Mensuales (CM)

CAT

Ene Feb Mar Oct Nov Dic. . .

100

8,93 8,93 8,93 8,93 8,93 8,93

Compensaciones Mensuales

CATCM : Tasa de Actualización Anual

: Tasa de Actualización Mensual

26

• Se paga anualmente (Tasa 12%, Vida útil 30 años) a través de:

• El Ingreso Tarifario (IT), se incluye en los precios de energía ypotencia en S/./kW-mes o en ctms S/./kWh. Su pago esresponsabilidad de los generadores

• El peaje es el monto adicional al IT para pagar el Costo Total deTransmisión. El usuario paga un peaje unitario (S/./kW-mes o enctms S/./kWh) que resulta de dividir el Peaje entre la demanda total

Costo Total Anual=@CI+COyM=Ingreso Tarifario+Peaje

Peaje Unitario = Peaje / Demanda Total

¿CÓMO PAGAN LOS USUARIOS?

Costo Total de Transmisión = Inversión +OyM

27

SISTEMA DE INFORMACIÓN (1 de 2)

28


29

DISTRIBUCIÓN

30

SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

ELÉCTRICA DEL PERÚ

Fuente:OSINERGMIN (2014) Diagramas Unifilares 2013

• Yardstick Competition (regulación por incentivos):– Combina señales que motivan la reducción de costos.– Empresa modelo que presta un servicio con ciertas

condiciones y es eficiente en la inversión, operación y mantenimiento.

– Define reglas de competencia con las cuales la empresa real es medida.

– Factible para la actividad de distribución dadas sus características tecnológicas.

31

MODELO DE LA REGULACIÓN (1 de 2)

En el marco regulatorio se utiliza el mecanismo de “empresa modelo eficiente” (producción de una cantidad demandada al mínimo costo técnicamente alcanzable). Propiedades: • Supone fijar las tarifas en base a costos medios de largo plazo. • 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 tecnología vigente. • Requiere de información detallada dada la necesidad de separar

los costos de la empresa modelo de los de la empresa real.

32

MODELO DE LA REGULACIÓN (2 de 2)

33

• Osinergmin calcula TIR para concesionarios considerando un período de análisis de 25 años, evaluando ingresos, costos de operación y mantenimiento y VNR de las instalaciones.

• Para el cálculo de la TIR, se conforman conjuntos de concesiones en los que sus Valores de Agregados de Distribución (VAD) no difieran en más de 10%, obteniendo para cada conjunto, valores totales de ingresos, de costos y de valores nuevo de reemplazo.

• Si la tasas calculadas no difieren en más de 4 puntosporcentuales de la Tasa de 12%, los VADs que les dan origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán ser ajustados proporcionalmente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior.

VERIFICACIÓN DE LA RENTABILIDAD

34

COSTOS DE LA DISTRIBUCIÓN

35

Pérdidas de Energía - NacionalEVOLUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS A NIVEL DISTRIBUCIÓN

(*) Cifras acumuladas al IV Trimestre del 2013

Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales

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%

6.51%

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%

7.4%

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

36

SECTORES DE DISTRIBUCIÓN TÍPICOS (1 de 3)

Establecidos por la Res. Directoral 154-2012-EM/DGE:

Sector de Distribución Típico Descripción

Sector de Distribución Típico 1 Urbano Alta Densidad

Sector de Distribución Típico 2 Urbano Media Densidad

Sector de Distribución Típico 3 Urbano Baja Densidad

Sector de Distribución Típico 4 Urbano-Rural

Sector de Distribución Típico 5 Rural de Media Densidad

Sector de Distribución Típico 6 Rural de Baja Densidad

Sector de Distribución Típico SER

Sistemas Eléctrico Rurales (SER), calificados según la Ley General de Electrificación Rural

Sector Especial Sistema Villacurí

• Sector de Distribución Típico 1: Sistemas Lima Norte y Lima Sur.• Sectores 2, 3, 4, 5 o 6: Según el parámetro Costo Anual

Referencial (CAR), de acuerdo a los siguientes rangos:

Fuente: Res. Directoral 414-2013-EM/DGE

• Sector de Distribución Típico Especial: Sistema Villacurí.• Sector de Distribución Típico SER: SER calificados como tales

por el Ministerio de Energía y Minas.

37


Rango del CAR S/./ MWh-año Sector de Distribución Típico

CAR ≤ 220 2220 < CAR ≤ 320 3320 < CAR ≤ 480 4480 < CAR ≤ 740 5

CAR >740 6

38


0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

Machu

picchu

Pangoa

Puerto M

aldo

nado

Cajabamba

Caballococha

Huánu

co Ica

Huancayo

Chachapo

yas

Tacna

La Con

vención

Chiclayo

Talara

Sullana

Campo

Verde

Pisco

Bella Unión

‐Chala

Cajamarca

Virú

Areq

uipa

Cañe

teAy

acucho

And

ahuasi Ilo

Guadalupe

Rioja

Nau

taMoq

uegua

Aguaytía

Huacho

Requ

ena

Utcub

amba

Lunahu

aná

Atico

Iñapari

Bajo Piura

Supe

‐Barranca

Chiclayo

Baja Den

sida

dPu

cará

Pozuzo

Ocoña

Pisco Urban

o Ru

ral

Otuzco‐Motil‐Florida

Ica Ba

ja Den

sidad

Iquitos Ru

ral

Caravelí

Tingo María

Yauri

Pativ

ilca

Paramon

gaCh

urín

Pichanaki

Coracora

Yurim

aguas

Zarumilla Ru

ral

Rodrígue

z de

Men

doza

Sullana

II y III (Po

echo

s)Tarapo

to Rural

Pomahua

caHuanta Ciud

adGera

Ayaviri

Valle Sagrado

1Huallanca

Jumbilla

Iberia

Pampas

Combapata

Valle Sagrado

2Ch

ongoyape

Tayabamba

Tomasiri

San Gabán

Ichu

ñaAzángaro Rural

Bagua‐Jaén

Rural

Chimbo

te Rural

Huari

Huánu

co Rural 2

Tarata

Cangallo‐Llusita

La Con

vención Ru

ral

Olm

os‐M

otup

e‐Illim

oVa

lle del M

antaro 4

Valle Sagrado

3Juliaca Rural

Huanca

Taba

conas

Abancay Ru

ral

Chaviña

Huanta Ru

ral

Yaso

CAR 2012S/./MW.h‐año

220 320

480

740Sector 2 Sector 3 Sector 4

Sector 5

Sector 6

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

39

ESTUDIO DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (1 de 2)

40

Optimizaciónde Comercialización

Optimización de OperaciónMantenimiento

Optimización de lasRedes de Media

y Baja tensión

EMPRESA MODELO

TARIFA:

-Valor Agregado de Distribuciónde Media y Baja Tensión-Cargos Fijos

DATOS:- Demanda- Usuarios- Costos de Operación y Mantenimiento- Costos de Instalaciones

Centro de Transform ación AT/M T(60/10 K V o equivalente)P1 P2

Barra 10 KV

RedM edia

Tensión

Barra BT220 V

SE M T/ BT

RedBaja

Tensión

RedAlum brado

Público

Distribución M T Distribución B T

ESTUDIO DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (2 de 2)

41

aVNR = Anualidad del VNR1 (costo estándar de inversión)COyM = Costo estándar de operación y mantenimientoDM = Demanda máxima del sistema de distribución eléctrica

CÁLCULO DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)

1Artículo 76º (LCE).- El Valor Nuevo de Reemplazo, para fines de la presente Ley, representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes, considerando además:a) Los gastos financieros durante el período de la construcción, calculados con una tasa de interés que no podrá ser superior a la Tasa de Actualización, fijada en el

artículo 79° de la presente Ley;b) Los gastos y compensaciones por el establecimiento de las servidumbres utilizadas; y,c) Los gastos por concepto de estudios y supervisión.(…)

42

ESTRUCTURA DE LOS PRECIOS DE ELECTRICIDAD (1 de 2)

Usuario BT5 - Consumo Mensual 125 kWh - LIMA NORTE

VADMT 6%VADBT 26%

43

ESTRUCTURA DE LOS PRECIOS DE ELECTRICIDAD (2 de 2)

FACTURACIÓN POR SECTOR TÍPICO I SEM. 2011 (%)

Fuente: OSINERGMIN

En Empresas Estatales

A nivel nacional

44

Miles S/.

45

• Concesiones utilizando áreas geográficas.

• Remuneración de las empresas distribuidoras:– Utilización de empresa como unidad de eficiencia.

– Comprobación de rentabilidad por separado para cada una de las empresas.

– Incentivo explícito a la mejora de calidad de servicio.

• Gobierno corporativo de las empresas públicas.

• Regulación de la Distribución a partir de instalaciones de Alta o Muy Alta Tensión que sirvan de manera exclusiva a la demanda.

PROPUESTAS MEJORA MARCO NORMATIVO (LIBRO BLANCO)

OPCIONES TARIFARIAS VIGENTES

46

Nivel MT Nivel BT

MT2 BT2 2E 2P Energía y potencia en HP y HFP

MT3p BT3p 2E 1P Energía en HP y HFP, y potencia (calificación presente en punta)

MT3fp BT3fp 2E 1P Energía en HP y HFP, y potencia (calificación presente en fuera de punta)

MT4p BT4p 1E 1P Energía y potencia (calificación presente en punta)

MT4fp BT4fp 1E 1P Energía y potencia (calificación presente en fuera de punta)

BT5A 2E Energía en HP y HFPBT5B 1E Energía (usuarios residenciales)

BT5C‐AP 1E Energía (alumbrado público a cargo de las empresas distribuidoras)

BT5D 1E Energía (usuarios provisionales)

BT5E 1E Energía (con sistema de medición centralizada)

BT6 1P Potencia (avisos luminosos, cabinas telefónicas o similares)

BT7 1E Energía (usuarios prepago)

BT8 1EEnergía (usuarios rurales con sistemas fotovoltaicos ‐ no convencionales)

E: Energía, P: PotenciaHP: Horas Punta, HFP: Horas Fuera de Punta

Tipo de Medición

• Los usuarios podrán elegir libremente cualquiera de las opciones tarifarias, teniendo en cuenta el sistema de medición que requiere la respectiva opción, independientemente de su potencia conectada y con las limitaciones establecidas para las opciones BT5A, BT5B, BT5C-AP, BT5D, BT5E; BT6, BT7 y BT8 y dentro del nivel de tensión que le corresponda.

• La opción tarifaria deberá ser aceptada obligatoriamente por la empresa distribuidora.

• Salvo acuerdo con la distribuidora, la opción tarifaria será vigente por un año. Si no existiera solicitud de cambio, ésta se renovará automáticamente por periodos anuales.

ELECCIÓN Y VIGENCIA DE LA OPCIÓN TARIFARIA

47

• Opción BT5A– Sólo podrán optar por esta opción tarifaria los usuarios alimentados

en BT con una demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta (predominantemente para uso residencial), o con una demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas de punta y de hasta 50 kW en horas fuera de punta (destinado al uso industrial).

• Opción BT5B (residencial)– Sólo podrán optar por esta opción tarifaria los usuarios alimentados

en BT con una demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta, o con una demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas de punta y de hasta 50 kW en horas fuera de punta.

OPCIONES TARIFARIAS BT (1 de 4)

48

• Opción BT5C y BT5C-AP– En los casos de iluminación especial de parques, jardines, plazas y

demás instalaciones de alumbrado adicional a cargo de las municipalidades, éstas podrán elegir cualquier opción tarifaria binomia señalada en la Norma.

– En materia alumbrado público, las empresas distribuidoras de electricidad sólo aplicarán la opción tarifaria BT5C-AP.

• Opción BT5D (medición colectiva)– Sólo podrán optar por esta opción tarifaria los usuarios ubicados en

zonas habitadas que no cuenten con habilitación urbana y que se encuentren alimentados directamente en bloque desde bornes de salida BT de los transformadores de distribución MT/BT y cuya medición se efectúa en forma colectiva desde este punto de conexión.


49

• Opción BT5E (medición centralizada)– Sólo podrán optar por esta opción tarifaria los usuarios del servicio de

BT que posean equipo de medición para medición centralizada y que posean una demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas e punta y fuera de punta o con una demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas de punta y de hasta 50 kW en horas fuera de punta.

• Opción BT6– Sólo podrán optar por esta opción tarifaria los usuarios alimentados en

BT con una alta participación en las horas de punta o con demanda de potencia y consumo predecible, tales como avisos luminosos, cabinas telefónicas y similares, no comprendiéndose el uso residencial. La demanda máxima mensual para acceder a esta opción tarifaria es de 20 kW.


50

• Opción BT7– Sólo podrán optar por esta opción tarifaria los usuarios en BT que reúnan

las siguientes condiciones: (i) Que posean un equipo de medición con las características especiales requeridas por el servicio prepago; (ii) Que su demanda máxima de potencia sea de hasta 20 kW; y (iii) Que el punto de suministro se encuentre comprendido en las zonas determinadas por la empresa distribuidora para la prestación del servicio público de electricidad en la modalidad de prepago.

• Opción BT8 (sistema fotovoltaico)– Sólo podrán optar por esta opción tarifaria los usuarios del servicio eléctrico

que se encuentren ubicados en los Sistemas Eléctricos Rurales (SER) establecidos según la Ley General de Electrificación Rural y alimentados mediante sistemas fotovoltaicos.


51

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

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

Urbano 25% del cargo de energía

7,5 kWh/mes por cargo de energía

Urbano-rural y Rural

50% del cargo de energía

15 kWh/mes por cargo de energía

Urbano 50% del cargo de energía

15 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

FONDO COMPENSACIÓN SOCIAL ELÉCTRICA (FOSE)- Ley 28307

52

53

0

2

4

6

8

10

12

14

16ag

o-02

ene-

03

jun-

03

nov-

03

abr-

04

sep-

04

feb-

05

jul-0

5

dic-

05

may

-06

oct-0

6

mar

-07

ago-

07

ene-

08

jun-

08

nov-

08

abr-

09

sep-

09

feb-

10

jul-1

0

dic-

10

may

-11

oct-1

1

mar

-12

ago-

12

ene-

13

jun-

13

nov-

13

abr-

14

sep-

14

ctv.

US$

/kW

.h

Evolución del Precio Medio Residencial - Lima

30 kW.h

65 kW.h

125 kW.h

541Referencia Junio 2010

COMPARACIÓN DE TARIFAS RESIDENCIALES

1° Trimestre - 2014

0.84 1.75 1.98 3.72 4.71 5.997.85 8.97

12.80 14.47 15.0218.69

24.77 26.41

54.93

05

101520253035404550556065

Ven

ezue

la

Par

agua

y

Arg

entin

a

Bra

sil

Ecu

ador

Méx

ico

Col

ombi

a

Bol

ivia

Per

ú

Pan

amá

Cos

ta R

ica

Chi

le

El S

alva

dor

Gua

tem

ala

Uru

guay

(ctv

.US$

/kW

.h)

Tarifas de Electricidad Sector Residencial - Consumo Mensual de 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

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Ven

ezue

la

Arg

entin

a

Par

agua

y

Bra

sil

Ecu

ador

Méx

ico

Bol

ivia

Col

ombi

a

Per

ú

Pan

amá

Cos

ta R

ica

Chi

le

El S

alva

dor

Gua

tem

ala

Uru

guay

(ctv

.US$

/kW

.h)



0.28 1.26

3.936.38 6.47 6.50

8.85

12.5814.40 14.96 15.02 15.58

22.6423.94

27.28

0

5

10

15

20

25

30

35

Vene

zuel

a

Arge

ntin

a

Para

guay

Bras

il

Ecua

dor

Méx

ico

Boliv

ia

Pana

má

Perú

Col

ombi

a

Cos

ta R

ica

Chi

le

El S

alva

dor

Gua

tem

ala

Uru

guay

(ctv

.US$

/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

5

10

15

20

25

30

35

Ven

ezue

la

Arg

entin

a

Par

agua

y

Bol

ivia

Bra

sil

Ecu

ador

Per

ú

Pan

amá

Chi

le

Col

ombi

a

Cos

ta R

ica

El S

alva

dor

Gua

tem

ala

Méx

ico

Uru

guay

(ctv

.US$

/kW

.h)

Tarifas de ElectricidadSector Residencial - Consumo Mensual de 300 kW.h

551Referencia Junio 2010

COMPARACIÓN DE TARIFAS COMERCIALES E INDUSTRIALES

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57


Muchas Gracias

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Documents

Metodología para Retribuir las Actividades de Transporte y ... · Metodología para Retribuir las Actividades de Transporte y Distribución de Electricidad en Perú Jaime R. Mendoza