CONSTRUCCIÓN DE UN
SISTEMA TARIFARIO
EFICIENTE PARA EL
SECTOR ELÉCTRICO
Santo Domingo, Abril de 2015
Expositor:
Dr. Miguel...
Latinoamérica– Tarifa Residencial
Primer Trimestre2014
2
SOURCE: GART - OSINERGMIN
0.84 1.75 1.98
3.72
4.71
5.99
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8.97...
Latinoamérica– Tarifa Comercial e Industrial
Primer Trimestre 2014
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SOURCE: GART - OSINERGMIN
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Precios en barra de Sistemas Aislados
Fijación de Mayo 2014 – Precios en Barra Efectivo
Empresa
Tensión
(kV)
PPM
US$/./kW-...
Tarifa Residencial sin FOSE (G, T, D)
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Sistema Interconectado Sin Fose
G T D TOTAL
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Sistema de precios
Segmento Período
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Evolución de la Demanda y Oferta
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Peaje de Transmisión – FITA 2014
Cargos Adicionales US$/./kW-month
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Sistema Eléctrico
Sector
Tipico
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Tarifa Residencial con FOSE
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Sector
Tipico
30 kW.h/month 65 kW.h/month 125 kW.h/month
Urbano - Alta Densidad 1 12...
Mecanismo del FOSE
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Aportantes: 2.5 Millones Consumidores (> 100 KW.h por mes)
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Atributos de la autonomía
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Comportamiento del Regulador
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 Transparencia:
 Audiencias públicas,
 Prepublicación y Publicación de Resoluciones,
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Grupos de interés y objetivos de la actividad
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MUCHAS GRACIAS
mra1988@yahoo.com
Estadísticas - PERU
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Población 22. 2 Millones 30 Millones
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Componentes de las Redes de Distribución
Eléctrica
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TRANSFORMACIÓN (CT)
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Sistema tarifario miguel revolo - final

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Consejo Económico y Social de la República Dominicana
“Pacto Nacional por la Reforma del Sector Eléctrico”

JORNADA POR EL SECTOR ELECTRICO
8 de abril de 2015 - Hotel Embajador

Ponencia Eje Temático: Aspectos Tarifarios y Financieros
“Construcción de un Sistema Tarifario Eficiente para el Sector Eléctrico”
Miguel Révolo Acevedo

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  • Los 3 actores son necesarios para una eficiente provisión del servicio.
    Cada uno debe perseguir su propio interés (separación de poderes)
    Pero debe existir un marco general de relaciones leales y comunicación entre ellos que, a modo de mano invisible concilie el interés privado de cada uno de los tres actores con el interés general.
  • Sistema tarifario miguel revolo - final

    1. 1. CONSTRUCCIÓN DE UN SISTEMA TARIFARIO EFICIENTE PARA EL SECTOR ELÉCTRICO Santo Domingo, Abril de 2015 Expositor: Dr. Miguel REVOLO ACEVEDO
    2. 2. Latinoamérica– Tarifa Residencial Primer Trimestre2014 2 SOURCE: GART - OSINERGMIN 0.84 1.75 1.98 3.72 4.71 5.99 7.85 8.97 12.80 14.47 15.02 18.69 24.77 26.41 34.93 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Venezuela Paraguay Argentina Brazil Ecuador Mexico Colombia Bolivia Peru Panama CostaRica Chile ElSalvador Guatemala Uruguay (ctv.US$/kW.h) Residential Tariff - Monthly Consumption 30 kW.h 0.39 1.47 1.96 5.15 5.81 5.99 7.30 9.81 13.10 13.41 15.02 16.49 23.22 24.11 34.60 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Venezuela Argentina Paraguay Brazil Ecuador Mexico Bolivia Colombia Peru Panama CostaRica Chile ElSalvador Guatemala Uruguay (ctv.US$/kW.h) Residential Tariff - Monthly Consumption 65 kW.h 0.28 1.26 3.93 6.38 6.47 6.50 8.85 12.58 14.40 14.96 15.02 15.58 22.64 23.94 27.28 0 5 10 15 20 25 30 35 Venezuela Argentina Paraguay Brazil Ecuador Mexico Bolivia Panama Peru Colombia CostaRica Chile ElSalvador Guatemala Uruguay (ctv.US$/kW.h) Residential Tariff - Monthly Consumption 125 kW.h 0.94 1.13 8.20 8.28 8.81 9.10 14.00 14.16 15.01 17.60 19.04 22.66 23.34 24.20 24.45 0 5 10 15 20 25 30 35 Venezuela Argentina Paraguay Bolivia Brazil Ecuador Peru Panama Chile Colombia CostaRica ElSalvador Guatemala Mexico Uruguay (ctv.US$/kW.h) Residential Tariff - Monthly Consumption 300 kW.h
    3. 3. Latinoamérica– Tarifa Comercial e Industrial Primer Trimestre 2014 3 SOURCE: GART - OSINERGMIN 0.97 2.01 5.59 8.09 9.85 9.88 10.58 14.38 15.57 16.66 17.61 20.02 20.72 22.98 32.32 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Venezuela Argentina Paraguay Ecuador Brazil Peru Bolivia Chile CostaRica Panama Colombia Guatemala Uruguay ElSalvador Mexico (ctv.US$/kW.h) Commercial Tariff - Monthly Consumption 50 000 kW.h 0.52 2.01 4.13 7.44 7.56 8.66 9.88 10.40 10.62 13.46 14.18 14.99 17.63 18.61 21.71 0 5 10 15 20 25 30 Venezuela Argentina Paraguay Peru Ecuador Brazil CostaRica Chile Bolivia Colombia Uruguay Panama Guatemala ElSalvador Mexico (ctv.US$/kW.h) Industrial Tariff - Monthly Consumption 50 000 kW.h
    4. 4. Precios en barra de Sistemas Aislados Fijación de Mayo 2014 – Precios en Barra Efectivo Empresa Tensión (kV) PPM US$/./kW-mes PEMP ctv. US$/kWh PEMF ctv. US$/kWh CVT ctv. US$/kWh CVT US$/MWh Adinelsa MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05 Chavimochic MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05 Edelnor MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05 Electro Oriente MT 14.94 19.49 19.49 23.26 232.61 Electro Sur Este MT 20.16 25.91 25.91 31.00 310.03 Electro Ucayali MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05 Eilhicha MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05 Electronorte MT 16.50 13.21 13.21 17.38 173.80 Hidrandina MT 23.83 18.53 18.53 24.55 245.49 Seal MT 17.68 17.95 17.95 22.42 224.17 4
    5. 5. Tarifa Residencial sin FOSE (G, T, D) (ctv. US$/kW.h) 5 Sistema Interconectado Sin Fose G T D TOTAL Lima 7.1 2.0 4.5 13.6 52% 15% 33% Arequipa 7.8 2.2 6.1 16.0 49% 14% 38% Rural 8.4 3.4 13.1 24.9 34% 14% 53% Sin Compensación Sistemas Aislados (Térmico) Iquitos 21.3 7.3 28.6 75% 25% Con Compensación Sistemas Aislados (Térmico) Iquitos 8.6 7.3 15.9 54% 46%
    6. 6. Sistema de precios Segmento Período Energía: Costos Marginales producto de la operación del sistema (Costo de la última unidad despachada) Potencia: Costos Marginales producto de la central de mínimo costo de inversión para abastecer la punta (Turbina a Gas) Opción 2 (LDE): Competencia por el mercado Licitaciones de energía: corto y largo plazo Permanente Opción 3: Subastas de Proinversión Subastas de hidroeléctricas Eventual Opción 4: Subastas RER Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar, biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW) Cada 24 meses Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado 12 meses Opción 1 (LCE): Competencia en el mercado Competencia entre Generadores Monopolio Regulado / Concesiones Principios, Criterios y Metodología Generación Opción 2 (LDE): Competencia por el mercado Licitaciones de energía: corto y largo plazo Permanente Opción 3: Subastas de Proinversión Subastas de hidroeléctricas Eventual Opción 4: Subastas RER Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar, biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW) Cada 24 meses Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado Sistema principal: Pagado por todos los consumidores finales Sistema secundario: Pagado por los que usan físicamente las instalaciones Opción 2 (LDE): - Sistema garantizado - Planeamiento - Subastas BOOT - Subastas RAG (remuneración anual garantuizada) Permanente - Plazo de 25 años LCE: Ley de Concesiones Eléctricas LDE: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica 48 meses Opción 1 (LCE): 48 meses Valor Agregado de Distribución por nivel de tensión Costo Medio Eficiente para Empresas Modelo Monopolio Regulado / Concesiones Monopolio Natural Transmisión Distribución Generación 6
    7. 7. 7
    8. 8. 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
    9. 9. Evolución de la Demanda y Oferta 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P Renovable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 23 135 154 296 314 404 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% 46% 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 7 257 55% 57% 52% 48% 38% 34% 33% 30% 23% 36% 39% 28% 29% 37% 41% 37% 46% 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 7 257 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200% 0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 MW Evolución de Demanda y Oferta (2000 - 2016P) 9
    10. 10. Sistema de precios Opción 2 (LDE): Competencia por el mercado Licitaciones de energía: corto y largo plazo Permanente Opción 3: Subastas de Proinversión Subastas de hidroeléctricas Eventual Opción 4: Subastas RER Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar, biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW) Cada 24 meses Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado Sistema principal: Pagado por todos los consumidores finales Sistema secundario: Pagado por los que usan físicamente las instalaciones Opción 2 (LDE): - Sistema garantizado - Planeamiento - Subastas BOOT - Subastas RAG (remuneración anual garantuizada) Permanente - Plazo de 25 años LCE: Ley de Concesiones Eléctricas LDE: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica 48 meses Opción 1 (LCE): 48 meses Valor Agregado de Distribución por nivel de tensión Costo Medio Eficiente para Empresas Modelo Monopolio Regulado / Concesiones Monopolio Natural Transmisión Distribución Generación Segmento Período Energía: Costos Marginales producto de la operación del sistema (Costo de la última unidad despachada) Potencia: Costos Marginales producto de la central de mínimo costo de inversión para abastecer la punta (Turbina a Gas) Opción 2 (LDE): Competencia por el mercado Licitaciones de energía: corto y largo plazo Permanente Opción 3: Subastas de Proinversión Subastas de hidroeléctricas Eventual Opción 4: Subastas RER Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar, biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW) Cada 24 meses 12 meses Opción 1 (LCE): Competencia en el mercado Competencia entre Generadores Monopolio Regulado / Concesiones Principios, Criterios y Metodología Generación 10
    11. 11. Tarifas del Sistema Principal de Transmisión 11 Criterio: Valor Nuevo de Reemplazo del SEA CTT = @VNR + COyM = Ingreso Tarifario + Peaje por Conexión Peaje por Conexión Ingreso tarifario Costo Total de la transmisión (inversión y operación) Recaudación Responsabilidaddegeneradores A la tarifa delosconsumidores
    12. 12. Peaje de Transmisión – FITA 2014 Cargos Adicionales US$/./kW-month Peaje de SPT 1.40 Peaje de SGT 1.50 Cargo Unitario de Prima por Generación RER 0.87 Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro No RF 0.03 RF Talara 0.25 RF de ILO 0.57 Cargo Unitario por Compensación de Generación Adicional 0.07 Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional 1.44 Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos 0.00 Cargo Unitario por Compensación de FISE 0.13 Total 6.28 Alrededor del 53% del Peaje de Transmisión corresponde a Cargos Adicionales 12
    13. 13. Tarifa Residencial sin FOSE (ctv. US$/kW.h) 13 Sistema Eléctrico Sector Tipico 30 kW.h/month 65 kW.h/month 125 kW.h/month Urbano - Alta Densidad 1 15.63 14.12 13.50 Urbano - Media Densidad 2 18.66 16.79 16.02 Urbano - Baja Densidad 3 23.08 21.15 20.36 Urbano-Rural 4 24.53 22.26 21.33 Rural 5 28.48 26.05 25.06 Rural con Medidor RES 30.36 27.12 25.79 Media Tensión - Rural Epecial 22.58 20.30 19.36 Tarifa Rural Fotovoltaica (SHS) Costa (US$/month) Sierra (US$/month) Selva (US$/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 Media (ctv. US$/kW.h)
    14. 14. Tarifa Residencial con FOSE 14 System Sector Tipico 30 kW.h/month 65 kW.h/month 125 kW.h/month Urbano - Alta Densidad 1 12.43 12.65 13.85 Urbano - Media Densidad 2 14.87 15.03 16.43 Urbano - Baja Densidad 3 18.20 18.90 20.89 Urbano-Rural 4 14.38 17.57 21.88 Rural 5 16.49 20.52 25.71 Rural con Medidor RES 15.27 20.15 26.46 Media Tensión - Rural Epecial 13.40 16.07 19.86 Tarifa Rural Fotovoltaica (SHS) Costa (US$/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 Tarifa Media (ctv. US$/kW.h)
    15. 15. Mecanismo del FOSE 15 Fondo Anual: US$ 36 Millones Aportantes: 2.5 Millones Consumidores (> 100 KW.h por mes) Beneficiarios: 3.5 Millones Consumidores (≤ 100 kW.h por mes) Recargo tarifario a los usuarios con consumos mensuales > 100 kW.h (2,5%) Descuento a los usuarios con consumos mensuales <= 100 kW.h APORTANTES DISCO FONDO DE COMPENSACIÓN SOCIAL ELÉCTRICA (FOSE) Recargo tarifario a los usuarioss con consumos mensuales > 100 kW.h (2,5%) Descuento a los usuarios con consumos mensuales <= 100 kW.h RECEPTORES DISCO
    16. 16. Atributos de la autonomía 16
    17. 17. Comportamiento del Regulador 17  Transparencia:  Audiencias públicas,  Prepublicación y Publicación de Resoluciones,  Acceso a la información.  Predictibilidad:  Normas y procedimientos de cálculo tarifario  Procedimientos de supervisión  Respecto al marco legal  Oportunidad  Dentro de los plazos establecidos en los dispositivos legales  Consistencia técnica y económica  Toma de decisiones basados en criterios técnicos y económicos
    18. 18. Grupos de interés y objetivos de la actividad regulatoria 18
    19. 19. 19 MUCHAS GRACIAS mra1988@yahoo.com
    20. 20. 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 Máxima 1 800 MW 5 575 MW Capacidad instalada 2 600 MW 9 100 MW Acceso (%) 49 % 92 % Acceso– R (%) 7.2 % 70 %
    21. 21. 21 Componentes de las Redes de Distribución Eléctrica CENTRO DE TRANSFORMACIÓN (CT) INSTALACIONES ELÉCTRICAS C T Salida en Media Tensión Acometida de Terceros Subestación de Terceros Equipo de Protección y Seccionamiento Usuario MT Nodo de Enlace MT Subestación de Distribución MT/BT Subestación de Seccionamiento Equipo de Control de Alumbrado Público Tramo de Baja Tensión Equipo de Alumbrado Público Estructura de BT Salida en Baja Tensión Acometida Punto de Conexión del Suministro (1 a n suministros) Estructura de MT Tensión Nominal 1 Tensión Nominal 2 Subestación Elevadora / Reductora Tramo de Media Tensión Subestación de Distribución MT/BT
    22. 22. Pérdidas de Energía 22 FUENTE: GART - OSINERGMIN 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% 6.60% 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% 7.2% 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 TOTAL PERÚ (1993-2013*)
    23. 23. Evolución del Coeficiente de Electrificación 23 FUENTE: DGER - MEM 73 74 76 79 82 85 87 90 29 30 37 44 51 59 63 70 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 C.E. Nacional C.E. Rural
    24. 24. Generación de Flujo de Efectivo (Millones de US$) 24 -200 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 MillionofUS$ Year EBITDA + AMORTIZATION & DEPRECIATION SOURCE: GART - OSINERGMIN

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