PROCESOS Y REVISIÓN PROCESOS Y REVISIÓN PERIÓDICA DE TARIFASPERIÓDICA DE TARIFAS

Ing. Jorge Ing. Jorge VergaraVergara

Brasil, 23 – 26 de mayo de 2004

CONSEJO NACIONAL DE CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD - ELECTRICIDAD -

CONELECCONELEC

• Marco LegalMarco Legal• Estructura del Sector Eléctrico Estructura del Sector Eléctrico

EcuatorianoEcuatoriano• Tarifa Eléctrica: Principios Tarifa Eléctrica: Principios

TarifariosTarifarios• Estructura de Costos:Estructura de Costos:

Costos Atribuibles al Servicio Costos Atribuibles al Servicio EléctricoEléctrico

Componentes del CostoComponentes del Costo

• ComentariosComentarios

CONTENIDOCONTENIDO::

QUE BUSCA EL SECTOR ELÉCTRICO QUE BUSCA EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANOECUATORIANO CON LA LEY DE REGIMEN CON LA LEY DE REGIMEN

• DesmonopolizaciónDesmonopolización

• Competitividad de los mercados de ProducciónCompetitividad de los mercados de Producción

• Uso generalizado de instalaciones de T&DUso generalizado de instalaciones de T&D

• Operación técnica y económica del sistema Operación técnica y económica del sistema

• Participación de capitales privadosParticipación de capitales privados

• Tarifas justas para el inversionista y el consumidorTarifas justas para el inversionista y el consumidor

• Fomento de recursos energéticos no Fomento de recursos energéticos no

convencionalesconvencionales

Ley de Régimen del Sector EléctricoLey de Régimen del Sector Eléctrico• Capítulo VIII Mercado y TarifasCapítulo VIII Mercado y Tarifas

Transacciones en el MEMTransacciones en el MEMContratos a plazoContratos a plazoVentas en el mercado ocasionalVentas en el mercado ocasional

Precios sujetos a RegulaciónPrecios sujetos a RegulaciónTransferencia de potencia y energía entre Transferencia de potencia y energía entre

generadores.generadores.Transferencia de potencia y energía de Transferencia de potencia y energía de

generadores a distribuidores.generadores a distribuidores.Las tarifas de transmisión.Las tarifas de transmisión.Peajes.Peajes.Tarifas por suministro a consumidores finales.Tarifas por suministro a consumidores finales.

MARCO MARCO LEGAL:LEGAL:

a)a) Las tarifas aplicables a los consumidores finales cubrirán los Las tarifas aplicables a los consumidores finales cubrirán los precios referenciales de generación, los costos medios del precios referenciales de generación, los costos medios del sistema de transmisión y el valor agregado de distribución (VAD) sistema de transmisión y el valor agregado de distribución (VAD) de empresas eficientes.de empresas eficientes.

b)b) Los pliegos tarifarios serán elaborados sobre la base de la Los pliegos tarifarios serán elaborados sobre la base de la aplicación de índices de gestión establecidos mediante aplicación de índices de gestión establecidos mediante regulación por el CONELEC, para empresas eficientes con regulación por el CONELEC, para empresas eficientes con costos reales.costos reales.

c)c) La estructura tarifaria para el consumidor final que no La estructura tarifaria para el consumidor final que no esté en posibilidad de suscribir contratos de largo esté en posibilidad de suscribir contratos de largo plazo para el suministro de la energía o que estándolo plazo para el suministro de la energía o que estándolo no haya hecho uso de esa posibilidad, deberá reflejar no haya hecho uso de esa posibilidad, deberá reflejar los costos que los clientes originen según sus los costos que los clientes originen según sus modalidades de consumo, y nivel de tensión eléctrica.modalidades de consumo, y nivel de tensión eléctrica.

Principios TarifariosPrincipios Tarifarios (LRSE Art. 53)(LRSE Art. 53)

LosLos pliegos tarifarios deberá pliegos tarifarios deberánn tomar en cuenta el tomar en cuenta el derecho de los consumidores de más bajos derecho de los consumidores de más bajos recursos a acceder al servicio eléctrico dentro de recursos a acceder al servicio eléctrico dentro de condiciones económicas acordes con sus condiciones económicas acordes con sus posibilidades. posibilidades.

Los consumidores de bajo consumo, serán Los consumidores de bajo consumo, serán subsidiados por los usuarios residenciales subsidiados por los usuarios residenciales de mayor consumo en cada zona de mayor consumo en cada zona geográfica.geográfica.

Principios TarifariosPrincipios Tarifarios (LRSE Art. 53)(LRSE Art. 53)

Ley de Régimen del Sector EléctricoLey de Régimen del Sector Eléctrico• Art. 57.- Pliegos tarifarios y Ajustes.Art. 57.- Pliegos tarifarios y Ajustes.

El CONELEC fijará y publicará El CONELEC fijará y publicará anualmenteanualmente las tarifas de las tarifas de transmisión y de distribución, así como sus fórmulas de reajuste, transmisión y de distribución, así como sus fórmulas de reajuste, las que entrarán en vigencia el 30 de octubre del año en que las que entrarán en vigencia el 30 de octubre del año en que corresponda. Los pliegos tarifarios incluirán ajustes automáticos corresponda. Los pliegos tarifarios incluirán ajustes automáticos de tarifas hacia arriba o hacia abajo debido a cambios de tarifas hacia arriba o hacia abajo debido a cambios excepcionales e imprevistos de costos que no pueden ser excepcionales e imprevistos de costos que no pueden ser directamente controlados por el concesionario, reajustes que se directamente controlados por el concesionario, reajustes que se aplicarán si la variación de las tarifas es superior o inferior al 5% aplicarán si la variación de las tarifas es superior o inferior al 5% del valor vigente a la fecha de cálculo.del valor vigente a la fecha de cálculo.

Reglamento de Tarifas EléctricasReglamento de Tarifas Eléctricas

MARCO MARCO LEGAL:LEGAL:

Sistemas no Interconectados:

Tarifa: PGA + T + VAD;

Donde: PGA = PRG + FF

MEM

GeneradoresDistribuidoresGrandes ConsumidoresTransmisor

MER

Distribuidores.

Clientes Regulados.Tarifa:PRG + TT + VAD

ESTRUCTURA DEL SECTOR ELECTRICO::

(11)

(20)

(62)

(1)

ESTRUCTURA DE COSTOSESTRUCTURA DE COSTOS::

Costos atribuibles al ServicioCostos atribuibles al Servicio:: Precios referenciales de generación (PRG)Precios referenciales de generación (PRG) Costos medios del sistema de transmisión (TT)Costos medios del sistema de transmisión (TT) Valor agregado de distribución (VAD)Valor agregado de distribución (VAD)

Componentes del CostoComponentes del Costo:: Costos de energíaCostos de energía Costos de capacidadCostos de capacidad Costos de restricción técnicaCostos de restricción técnica PérdidasPérdidas Costos de comercializaciónCostos de comercialización Costos de administraciónCostos de administración

(Reglamento de Tarifas Art. 6 y Art. 7)(Reglamento de Tarifas Art. 6 y Art. 7)

PRECIO REFERENCIAL DE GENERACIÓNPRECIO REFERENCIAL DE GENERACIÓN: PRG: PRG

Componente de EnergíaComponente de Energía.-.- Corresponde al promedio ponderado Corresponde al promedio ponderado de los costos marginales de generación de corto plazo, de los costos marginales de generación de corto plazo, para un para un período de simulación de cuatro años del despacho de carga de período de simulación de cuatro años del despacho de carga de mínimo costomínimo costo, proveniente de la planificación operativa del , proveniente de la planificación operativa del sistema de generación elaborado por el CENACE, con el objeto sistema de generación elaborado por el CENACE, con el objeto de mitigar las variaciones que pueden experimentar los costos, de mitigar las variaciones que pueden experimentar los costos, tanto diaria como estacionalmente.tanto diaria como estacionalmente.

Componente de CapacidadComponente de Capacidad.-.- Corresponderá a la anualidad de Corresponderá a la anualidad de las inversiones consideradas a la Tasa de Descuento y para una las inversiones consideradas a la Tasa de Descuento y para una vida útil aprobadas por el CONELEC, para poner en vida útil aprobadas por el CONELEC, para poner en funcionamiento un equipamiento marginal de mínimo costo, funcionamiento un equipamiento marginal de mínimo costo, para cubrir la demanda máxima del sistema, a la que se para cubrir la demanda máxima del sistema, a la que se agregarán los costos fijos de operación y mantenimiento agregarán los costos fijos de operación y mantenimiento correspondientes.correspondientes.

REGLAMENTO DE TARIFAS ELÉCTRICAS Art. 8REGLAMENTO DE TARIFAS ELÉCTRICAS Art. 8

PRECIO REFERENCIAL DE GENERACIÓNPRECIO REFERENCIAL DE GENERACIÓN: PRG: PRG

EVOLUCIÓN PRECIO REFERENCIAL DE GENERACIÓN

4,63000

6,120005,46683 5,81267

4,63304,1660

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

¢USD

/kWh

* COMPONENTE DE POTENCIA 1,20000 1,24000 1,30749 1,30822 1,0807 1,0807

* COMPONENTE DE ENERGÍA 3,43000 4,88000 4,15934 4,50445 3,5523 3,0853

PRG 4,63000 6,12000 5,46683 5,81267 4,6330 4,1660

Nov. 1999 - Oct.2000Nov. 2000 -

Oct.2001

Nov. 2001 -

Oct.2002

Nov. 2002 -

Oct.2003

Nov. 2003 -

Mar. 2004Nov. 2003 - Oct.2004

COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓNCOSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN: TT: TT

REGLAMENTO DE TARIFAS ELÉCTRICAS Art. 9REGLAMENTO DE TARIFAS ELÉCTRICAS Art. 9

Corresponde al costo de capacidad que se determina como la Corresponde al costo de capacidad que se determina como la suma de los costos de inversión, depreciación, administración, suma de los costos de inversión, depreciación, administración, operación, mantenimiento y pérdidas.operación, mantenimiento y pérdidas. Los costos de inversión provendrán del programa de expansión Los costos de inversión provendrán del programa de expansión optimizada del sistema, para un período de diez años,optimizada del sistema, para un período de diez años, cuyo cuyo estudio será preparado por el Transmisor, en coordinación con estudio será preparado por el Transmisor, en coordinación con el CENACE y aprobado por el CONELEC.el CENACE y aprobado por el CONELEC.

Mediante el flujo de caja descontado de los activos de la Mediante el flujo de caja descontado de los activos de la empresa de transmisión considerada la expansión optimizada; empresa de transmisión considerada la expansión optimizada; y, asociados a la demanda máxima correspondiente, se y, asociados a la demanda máxima correspondiente, se obtendrán los costos medios de inversión. El costo imputable a obtendrán los costos medios de inversión. El costo imputable a la tarifa será la anualidad de los costos medios de inversión la tarifa será la anualidad de los costos medios de inversión para una vida útil de para una vida útil de 4545 años para líneas de transmisión y años para líneas de transmisión y 3030 años para años para SESE y la tasa de descuento aprobada por el CONELEC.y la tasa de descuento aprobada por el CONELEC.

COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓNCOSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN: TT: TT

EVOLUCIÓN DE LA TARIFA DE TRANSMISIÓN

0,60

0,62

0,64

0,66

0,68

0,70

0,72

0,74

0,76

0,78

¢US

D/k

Wh

2,5

2,6

2,7

2,8

2,9

3

3,1

3,2

3,3

3,4

US

D/K

W-m

es

T ARIFA DE T RANSMISIÓN 0,66000 0,71000 0,71364 0,76310 0,7070 0,7070

T ARIFA DE T RANSMISIÓN 2,78 3,1 3,1 3,27 3,15 3,15

Nov. 1999 -

Oct.2000

Nov. 2000 -

Oct.2001

Nov. 2001 -

Oct.2002

Nov. 2002 -

Oct.2003

Nov. 2003 -

Mar . 2004

Nov. 2003 -

Oct.2004

VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓNVALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN: VAD: VAD

REGLAMENTO DE TARIFAS ELÉCTRICAS Art. 10REGLAMENTO DE TARIFAS ELÉCTRICAS Art. 10

El VAD será obtenido para los niveles de El VAD será obtenido para los niveles de subtransmisión, media tensión y baja tensión y su subtransmisión, media tensión y baja tensión y su costo, en cada uno de ellos, tiene los componentes de costo, en cada uno de ellos, tiene los componentes de costo de capacidad, administración, pérdidas y costo de capacidad, administración, pérdidas y comercialización.comercialización.

El estudio técnico - económico respectivo con los El estudio técnico - económico respectivo con los resultados del cálculo del VAD será presentado por resultados del cálculo del VAD será presentado por cada distribuidor al CONELEC hasta el último día cada distribuidor al CONELEC hasta el último día laborable del mes de mayo de cada año; estos laborable del mes de mayo de cada año; estos resultados deberán ajustarse a los valores del VAD resultados deberán ajustarse a los valores del VAD para la empresa de referencia, según lo dispuesto en para la empresa de referencia, según lo dispuesto en el artículo 56 de la Ley.el artículo 56 de la Ley.

Información Técnica:Información Técnica:Balances de energía y potencia.Balances de energía y potencia.

Información Económica:Información Económica:Valor de Activos en servicio;Valor de Activos en servicio;Costos de Operación y MantenimientoCostos de Operación y Mantenimiento

Información de soporte para el VAD

• Históricos incrementados.Históricos incrementados.

• Índices de Gestión sobre la base de activos en Servicio.Índices de Gestión sobre la base de activos en Servicio.

Concentración o dispersión del mercado servido;Concentración o dispersión del mercado servido;Consumo per capita; y,Consumo per capita; y,Características específicas de la empresa.Características específicas de la empresa.

• Estandarizados.- En base a una función matemática que Estandarizados.- En base a una función matemática que considera:considera:

Tarifa Nacional Tarifa Nacional PromedioPromedio

Valores en US¢/kWh

Nov. 1999 -Oct.2000

Nov. 2000 -Oct.2001

Nov. 2001 -Oct.2002

Nov. 2002 -Oct.2003

Nov. 2003 -Mar. 2004

Abr. 2004 -Oct. 2004

PRECIO REFERENCIAL DE GENERACIÓN PRG 4.63000 6.12000 5.46683 5.81267 4.6330 4.1660 * COMPONENTE DE ENERGÍA PRG(E) 3.43000 4.88000 4.15934 4.50445 3.5523 3.0853 * COMPONENTE DE POTENCIA PRG(P) 1.20000 1.24000 1.30749 1.30822 1.0807 1.0807

TARIFA DE TRANSMISIÓN TT 0.66000 0.71000 0.71364 0.76310 0.7070 0.7070

VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN VAD 3.10000 3.52000 4.21953 3.80423 3.8179 3.8179

TARIFA MEDIA TM 8.39000 10.35000 10.40000 10.38000 9.1579 8.6909

Nov. 2003 - Oct. 2004

AÑO ELÉCTRICO

Tarifa Nacional Tarifa Nacional PromedioPromedio

-

2.00000

4.00000

6.00000

8.00000

10.00000

12.00000

¢USD

/kWh

VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN 3.10000 3.52000 4.21953 3.80423 3.8179 3.8179

TARIFA DE TRANSMISIÓN 0.66000 0.71000 0.71364 0.76310 0.7070 0.7070

PRG 4.63000 6.12000 5.46683 5.81267 4.6330 4.1660

TARIFA MEDIA 8.39000 10.35000 10.40000 10.38000 9.1579 8.6909

Nov. 1999 -

Oct.2000

Nov. 2000 -

Oct.2001

Nov. 2001 -

Oct.2002

Nov. 2002 -

Oct.2003

Nov. 2003 -

Mar. 2004

Abr. 2004 -

Oct. 2004

Estructura de los Precios de ElectricidadEstructura de los Precios de Electricidad

BT

SE MT/ BT

UsuarioBaja

Tensión

Distribución MT Distribución BT

MT

Usuarios

SE AT/ MT

AT

Generación

Transmisión

Empresas Eléctricas

PRGPRG 4.16604.1660 47.88 %47.88 %

TTTT 0.70700.7070 8.13 %8.13 %

VADVAD 3.82703.8270 43.99 %43.99 %

Tarifa Tarifa MediaMedia

8.70008.7000 100.00 %100.00 %

EVOLUCIÓN DE LA TARIFA MEDIAOctubre 2002 - Octubre 2004

0,0870

0,1038

0,0916

0,0864

0,0876

0,0857

0,0871

0,0921

0,0883

0,0800

0,0820

0,0840

0,0860

0,0880

0,0900

0,0920

0,0940

0,0960

0,0980

0,1000

0,1020

0,1040

Oct

-02

Nov

-02

Dic

-02

Ene

-03

Feb

-03

Mar

-03

Abr

-03

May

-03

Jun-

03

Jul-0

3

Ago

-03

Sep

-03

Oct

-03

Nov

-03

Dic

-03

Ene

-04

Feb

-04

Mar

-04

Abr

-04

May

-04

Jun-

04

Jul-0

4

Ago

-04

Sep

-04

Oct

-04

US

$/kW

h

TARIFA MEDIA OBJETIVO TARIFA MEDIA ESTIMADA

REDUCCIÓN TARIFARIA

COMENTARIOSCOMENTARIOSLas señales de mercado no han incentivado las Las señales de mercado no han incentivado las inversiones privadas en nuevas centrales de generación. inversiones privadas en nuevas centrales de generación. No se está No se está cumpliendo con el plan de expansión de cumpliendo con el plan de expansión de generación.generación.La participación de la generación térmica en el La participación de la generación térmica en el cubrimiento de la demanda es de alrededor del 40%, por cubrimiento de la demanda es de alrededor del 40%, por lo que el precio de los combustibles tiene alta lo que el precio de los combustibles tiene alta importancia.importancia.La falta oportuna del pago a los generadores por parte La falta oportuna del pago a los generadores por parte de los distribuidores a ocasionado desequilibrios de los distribuidores a ocasionado desequilibrios financieros.financieros.No se ha implementado de programas de reducción de No se ha implementado de programas de reducción de pérdidas en las distribuidoras.pérdidas en las distribuidoras.No se ha mejorado la gestión administrativa y comercial.No se ha mejorado la gestión administrativa y comercial.

GRACIAS POR SU ATENCION

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