lunes, 29 de diciembre de 2008

PRECIOS DE ELECTRICIDAD EN EL PERU

Este Post se mejora continuamente.

Actividades en el Sector Electricidad

Es importante hacer de conocimiento al iniciar, que las actividades en el sector eléctrico se dividen en tres grandes grupos:

Generadores.- Son aquellas empresas que tienen la concesión de una instalación de generación (son los que producen la electricidad)

Transmisores.- Son aquellas empresas que tienen la concesión de una instalación de transmisión osea líneas de transmisión en Muy Alta y Alta Tensión. Sólo permiten el transporte de la electricidad desde un punto de generación a otro de consumo.

Distribuidores.- Son aquellas empresas que tienen la concesión de un área territorial dentro de la cual están obligadas a atender a los usuarios regulados y de ser el caso poder contratar con usuarios libres. Son los que llevan la electricidad hasta el punto de consumo, como podrían ser nuestras casas por ejemplo EDELNOR, HIDRANDINA y LUZ DEL SUR.

Tipos de Usuarios

Antes de continuar esta explicación sobre los precios de electricidad en el Perú es necesario definir dos tipos de usuarios:

Usuario Regulado.- Son aquellos cuyos suministros (servicios) están sujetos a regulación de precios y cuyo límite de potencia (demanda máxima) es fijado en 200 kW.

El usuario regulado en resumen es aquel para el cual los precios de electricidad que debe pagar son regulados en su totalidad. Además, solamente puede contratar con el distribuidor del área de concesión en la cual está ubicado el suministro. Por ejemplo, en Lima los distribuidores son dos EDELNOR (para la zona norte) y LUZ DEL SUR (para la zona sur).

Usuario Libre.- Son aquellos cuya demanda máxima anual sea mayor de 2.5 MW.

Los usuarios libres por su parte pueden pactar libremente sus precios de electricidad y contratar sus suministros directamente con un generador o distribuidor de electricidad.

Los usuarios libres en el país representan un poco menos de la mitad de la demanda eléctrica (mayor a 40%). Los usuarios calificados como libres son aproximadamente entre 260 a 270. Para conocer los consumos y lista de los clientes libres pueden acceder a esta dirección:

Datos de Clientes Libres del mes de Febrero de 2012

Los Usuarios cuya máxima demanda anual sea mayor de 200 kW, hasta 2500 kW, tienen derecho a elegir entre la condición de Usuario Regulado o de Usuario Libre.

Precios para Usuarios Regulados

Lo que sigue de esta explicación aplica únicamente a los usuarios regulados (que somos la mayoría) pues los precios de electricidad en nuestro caso son regulados completamente.

En el país el precio en barra de la energía eléctrica es regulado por el OSINERGMIN para los sistemas de uso público de la electricidad y por otro lado existe el mercado libre en el cual los grandes consumidores de electricidad son llamados clientes libres y su consumo de potencia es mayor a 1 MW. Se define lo siguiente para el caso de los precios en barra al nivel de Generación:

· Las ventas de energía eléctrica a un concesionario de distribución, destinada al Servicio Público de Electricidad (SPE), se efectúan a Tarifas en Barra (Art. 45°LCE).

· Las Tarifas en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, son fijadas anualmente por OSINERG y entran en vigencia en el mes de mayo (Art. 46°LCE).

Costos de Generación

Aproximadamente los costos de inversión para instalar una nueva central son los siguientes:

Precio de Central Hidroeléctrica : 1000 - 1300 US $/kW
Precio de Central a Carbón : 1200 - 1300 US $/kW
Precio de Central a Gas Natural Ciclo Simple : 400 - 600 US $/kW
Precio de Central a Gas Natural Ciclo Combinado : 800 - 900 US $/kW
Precio de Generación a Diesel : 1000 - 1200 US $/kW

Aproximadamente los costos variables de generación actualmente en el Perú por tipo de fuente son los siguientes:

Precio de Generación Hidroeléctrica : 0.000 US $/kWh
Precio de Generación a Carbón : 0.027 US $/kWh
Precio de Generación a Gas Natural : 0.023 - 0.029 US $/kWh
Precio de Generación a Diesel : 0.150 - 0.200 US $/kWh

El sistema eléctrico peruano es hidrotérmico, tiene 54% correspondiente a hidroeléctrico y 46% de origen térmico, por consiguiente; el costo de la energía en el Perú es el promedio de un sistema donde la mayor incidencia es hidráulica. Bajo estas consideraciones el precio de la tarifa en barra para un nodo típico como es la S.E. Santa Rosa en Lima. Este precio es de aproximadamente US $ 0.012/kWh al nivel de tensión de 220 kV. A partir de estos valores, los precios irán aumentando conforme el nivel de tensión va disminuyendo, ya que se toman en cuenta las mayores inversiones necesarias que hay que realizar, como un ejemplo podemos presentar el costo al nivel de baja tensión en 220 V, del usuario doméstico común, que esta en un orden de US $ 0.17/ kWh.

Metodología de Cálculo de Tarifas en Barra (Energía y Potencia)

Los procesos de fijación de tarifas en barra se realizan anualmente iniciando el proceso en Noviembre del año previo a la fijación y finalizan en Mayo del año de fijación de tarifas. En este proceso se regulan los precios básicos de potencia y energía.

La metodología utilizada por OSINERGMIN para fijar los precios regulados de potencia y energía en las barras de referencia (subestaciones base) del sistema eléctrico a niveles de Alta Tensión (nodo eléctrico en donde confluyen grandes cargas, ejemplo las subestaciones S.E Chavarria, S.E. Santa Rosa y S.E. San Juan en Lima y SE Socabaya en Arequipa) en resumen es como sigue:

Precio Básico de la Energía
1. El horizonte de tiempo en el cual se fijan los precios en barra son de 4 años (el año anterior, el año de fijación y dos años futuros), en base al crecimiento proyectado de la demanda y el plan de obras previsto en el horizonte mencionado que permita cubrir la demanda proyectada, es decir el costo de la incorporación de nuevas centrales hidráulicas y térmicas.

2. Se proyecta la demanda para los próximos veinticuatro (24) meses y se determina un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período.

3. Se determina el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación para el período de estudio, tomando en cuenta: las series hidrológicas históricas, los embalses, los costos de combustible y la tasa de actualización de 12%.

4. El precio básico de la energía corresponde al valor estabilizado de los costos marginales esperados para un período de 36 meses (24 hacia delante y 12 hacia atrás).

5. Los Costos marginales son resultado de un proceso de optimización del uso de centrales para abastecer la demanda

Precio Básico de la Potencia

Se determina a partir de una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El Precio Básico de Potencia corresponde a la anualidad de la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual. El Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia es como sigue:

1. Se determina la Anualidad de la Inversión;

2. Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar;

3. Se suman los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento;

4. Se determinan los factores que tomen en cuenta la Ubicación de la unidad, la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema;

5. El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral 3) por los factores definidos en el numeral 4).

Tarifas del Sistema de Transmisión

Las tarifas del Sistema Principal de Transmisión y Sistema Garantizado de Transmisión se realizan cada año conjuntamente con la fijación de Tarifas en Barra. En el caso de los Sistemas Secundarios y Complementarios el proceso de fijación de tarifas se realiza cada cuatro años. Así según lo contemplado en la Ley 28832 “Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación de Electricidad” en su Artículo Nº 20 se define los siguientes sistemas de transmisión:

“El sistema de transmisión del SEIN está integrado por instalaciones:

a) Del Sistema Garantizado de Transmisión
b) Del Sistema Complementario de Transmisión.
c) Del Sistema Principal de Transmisión.
d) Del Sistema Secundario de Transmisión.”

· Sistema Garantizado de Transmisión.- son aquellos cuyo conjunto de instalaciones de transmisión se construyen como resultado del Plan de Transmisión (El Plan de Transmisión será desarrollado por el COES).

· Sistema Complementario de Transmisión.- son aquellas instalaciones de transmisión que no conforman el Sistema Garantizado de Transmisión.

· Sistema Principal.- son aquellas instalaciones que permiten a los generadores comercializar potencia y energía en cualquier barra de dicho sistema es decir permite el intercambio de electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica.

· Sistemas Secundarios.- son aquellas instalaciones que permiten a los generadores conectarse al sistema principal o comercializar potencia y energía en cualquier barra de estos sistemas. También son aquellas instalaciones de transmisión destinadas a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal.

El pago por el Sistema Principal de Transmisión en la actualidad está estructurado de tal forma que el 16.5% de este pago está destinada a pagar la Garantía por Red Principal de Camisea (GRP) este porcentaje se ha venido reduciendo conforme el ducto ha venido copando su capacidad de transporte.

Para los Sistemas Principal y Secundario el sistema a remunerar contempla lo siguiente:

1. Costos de Inversión de los activos de transmisión y transformación
2. Costos estándares de operación y mantenimiento (COyM)

Estos costos son referidos no del sistema existente, sino del Sistema Económicamente Adaptado (SEA) que se define como “… aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio” según la Ley de Concesiones Eléctricas.

Para los Sistemas Garantizados y Complementarios el sistema a remunerar contempla:

1. Costos de Inversión de los activos de transmisión y transformación
2. Costos estándares de operacion y mantenimiento (COyM)

Del sistema existente producto de la licitación pública en el caso de los Sistemas Garantizados y de los costos reconocidos por OSINERGMIN en caso de los sistemas Complementarios.

Finalmente de los procesos de fijación de tarifas en barra se obtiene que actualmente la composición porcentual de la tarifa en barra actual es la siguiente:

Precio de la Energía : 52%
Precio de la Potencia : 24%
Peaje por conexión al Sistema Principal : 16%
Peaje de Compensación por el Sistema Secundario : 8%

Tarifas de Distribución

Se establece el Valor Agregado de Distribución cada cuatro (4) años. Existen 5 sectores típicos en los cuales se definen el VAD de cada sector según la siguiente clasificación:

1. Urbano de alta densidad
2. Urbano de media densidad
3. Urbano de baja densidad
4. Urbano – Rural
5. Rural.

De acuerdo al artículo 64° de la LCE, el VAD considera los siguientes componentes:

· Costos asociados al usuario
· Pérdidas estándar
· Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento.

De acuerdo al artículo 147° del Reglamento de la LCE, el VAD considerará factores de simultaneidad que ajusten la demanda a la suma de la potencia contratada con los usuarios y las respectivas pérdidas. Dichos factores son:

· Número de horas de uso BT5A y BT5B.
· Factores de coincidencia y contribución a la punta (aplicable a tarifas en MT y BT).
· Factor de corrección del VAD por ventas de potencia en fuera de punta (PTP).

Opciones Tarifarias para el cliente final

Finalmente, existen diferentes opciones tarifarias para los clientes regulados que se clasifican en usuarios en Media Tensión (MT) y en Baja Tensión (BT) de la siguiente manera:

Media Tensión : MT2, MT3, MT4

Baja Tensión : BT2, BT3, BT4, BT5A, BT5B, BT5C, BT5C-AP, BT5D, BT6 y BT7

De la aplicación de los pliegos tarifarios a los clientes finales se tiene un desagregado porcentual de la tarifa eléctrica para un usuario residencial con una opción tarifaria tipo BT5B y que consume en promedio 125 kWh en la ciudad de Lima:

Energía : 35%
Potencia : 16%
Transmisión Principal : 5%
Transmisión Secundaria : 3%
GRP : 4%
Distribución : 37%

4 comentarios:

Lourdes Ortiz dijo...

buen material me sirvio de mucho gracias...

Lourdes Ortiz dijo...

muchas gracias me sirvio la informacion...

Blog de Elbio Medina Hinostroza dijo...

Podría comentar acerca de la opción tarifaria BT5A? Gracias

SOULENERGY1976 dijo...

Gracias por el post, sabes de un link que me permita ver el precio unitarito del kw/h en los diferentes distritis de Lima que pueda bajarlo a un Excel