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
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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
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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
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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
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(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
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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
Sistema Secundario o Complementario
de Demanda
Sistema Secundario o Complementario
G/D Usuarios Área m
Generador Y
Generador Z
Usuarios Área n
Generador X
TIPOS DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN (2 de 2)
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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
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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
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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.
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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)
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PLAN DE INVERSIONES (2 de 4)
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
PLAN DE INVERSIONES (4 de 4)
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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
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¿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.
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¿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.
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¿QUIÉN DEBE PAGAR POR LA TRANSMISIÓN? (1 de 3)
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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”
¿QUIÉN DEBE PAGAR POR LA TRANSMISIÓN? (2 de 3)
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.
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¿QUIÉN DEBE PAGAR POR LA TRANSMISIÓN? (3 de 3)
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¿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
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¿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
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• 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
• 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.
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MODELO DE LA REGULACIÓN (2 de 2)
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• 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
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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
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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.
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SECTORES DE DISTRIBUCIÓN TÍPICOS (2 de 3)
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
SECTORES DE DISTRIBUCIÓN TÍPICOS (3 de 3)
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.
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)
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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.(…)
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ESTRUCTURA DE LOS PRECIOS DE ELECTRICIDAD (1 de 2)
Usuario BT5 - Consumo Mensual 125 kWh - LIMA NORTE
VADMT 6%VADBT 26%
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
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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
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• 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)
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• 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.
OPCIONES TARIFARIAS BT (2 de 4)
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.
OPCIONES TARIFARIAS BT (3 de 4)
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• 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.
OPCIONES TARIFARIAS BT (4 de 4)
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
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Col
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Cos
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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
1° Trimestre - 2014
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
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agua
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Bra
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Méx
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Bol
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El S
alva
dor
Gua
tem
ala
Uru
guay
(ctv
.US$
/kW
.h)
Tarifas de Electricidad Sector Residencial - Consumo Mensual de 65 kW.h
1° Trimestre - 2014
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
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Bras
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Ecua
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Méx
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Boliv
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le
El S
alva
dor
Gua
tem
ala
Uru
guay
(ctv
.US$
/kW
.h)
Tarifas de Electricidad Sector Residencial - Consumo Mensual de 125 kW.h
1° Trimestre - 2014
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
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Arg
entin
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Par
agua
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Bol
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Bra
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alva
dor
Gua
tem
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Méx
ico
Uru
guay
(ctv
.US$
/kW
.h)
Tarifas de ElectricidadSector Residencial - Consumo Mensual de 300 kW.h
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