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%

Resumen y mensaje de navidad 2008

Este año será recordado por ser el año de las cumbres pero sobretodo por ser el año de las crisis,

1.- La más sonada fue la crisis de las concesiones petroleras provocada por el escándalo de los petroaudios con Rómulo León Alegría a la cabeza y que generó la caída del gabinete ministerial que terminó vinculando al primer ministro Jorge del Castillo. ¿Es que acaso no terminaremos con el mal de la corrupción que siempre está presente en nuestra política nacional? Se tienen que plantear mejores mecanismos de asignación de concesiones de tal forma que sean transparentes y a la vez permitan elegir a los mejores postores. Pero creo que sobretodo se debe generar un compromiso de parte de todos para participar de la política con el afán de mejorarla y no dejarla en manos de individuos ávidos de hacer dinero fácil con los bienes del estado. .

2.- La crisis del precio del petróleo y el fondo de estabilización, este año el precio del barril de petróleo alcanzó nivel récord al estar por encima de los 140 dólares. Esto generó que el gobierno creara un fondo de estabilización de los combustibles de tal forma de atenuar el elevado precio del crudo. Sin embargo, ahora que el precio del barril ha caído cerca a 40 dólares, esta disminución no se ha reflejado en los precios al usuario final. ¿Acaso el gobierno está generándose ingresos adicionales con el pretexto de compensar a través del fondo el costo pagado a las refinerías? ¿Hasta cuando es necesario que se mantenga este fondo? ¿Por qué no se muestran los cálculos?

3.- La crisis del sector eléctrico en este año alcanzó su punto crítico después de varios años.

La generación del sistema llegó al tope máximo de capacidad por lo que el servicio tuvo que ser restringido por momentos a algunos grandes usuarios (principalmente mineros) y en casos de fallas de centrales de generación se realizaron cortes a usuarios del servicio público de electricidad (regulados). En el mes de menor capacidad hidráulica la reserva del sistema fue de 0%. .

Se produjo un año con pocas lluvias debido a esto en la época de máximo estiaje (sequía) las centrales hidroeléctricas no pudieron entregar 600 MW de potencia por falta de agua.

Desde el año pasado se había alcanzado la capacidad máxima de transporte de las principales líneas de transmisión que enlazan tanto el norte y el sur del país.

La crisis del sector eléctrico obligó al Ministerio de Energía y Minas a dictar diversas normas de emergencia que han de ser implementadas con rapidez para poder afrontar el año 2009 que parece será más crítico. .

En resumen la crisis de este año en el sector eléctrico ha sido debida a la falta de inversiones en infraestructura de generación y transmisión. En ambos casos se aduce la falta de incentivos a la inversión como el costo barato del gas natural de Camisea (?). Parece abrirse un debate sobre si lo que necesita el sector eléctrico es introducir mayores mecanismos de mercado para fomentar las inversiones o si se genera una planificación del sector de tal forma que se generen planes de crecimiento de infraestructura que sean vinculantes. .

4.- La crisis del ducto de gas natural de Camisea que se declaró en congestión y que abastece a las centrales termoeléctricas ubicadas en Chilca y Lima. Esta restricción en el suministro no permitió mayor capacidad de generación en el momento de máximo estiaje agudizando la falta de generación en el sistema. Esta congestión se ha producido por elevado crecimiento del consumo de gas natural y se comienza a sacar cuentas de que las reservas de Camisea no alcanzarán para cubrir nuestra demanda interna dentro de 20 años por ello se cuestiona seriamente la exportación en desmedro del mercado interno. .

¿Por qué vendemos al exterior el gas natural si no tenemos mayores reservas descubiertas que nos permitan autoabastecernos? ¿Se podrá lograr que se destine nuevamente al mercado interno lo que se ha comprometido para exportación? Esto dependerá de las élites de gobierno. Antes de terminar el año se produjo la crisis financiera internacional que ha generado un freno al neoliberalismo más radical a pesar de este freno estos son tiempos en que el significado verdadero de la navidad continua sepultado debajo de la aplastante abundancia, el despilfarro y el afán de lucro insaciable. Por ello hay que recordar que la navidad es un tiempo de espera (esperanza) en el nacimiento del niño que convertido en el adulto Jesús vino a anunciar y proclamar el Reino de Dios.

Este Jesús también nos exige no una esperanza inerte sino por el contrario una espera con conversión, nos pide un nacer nuevamente asumiendo con mayor radicalidad el Reino de Dios en el día a día de la historia. El niño convertido en hombre vivió haciendo realidad concreta el Reino de Dios luchando por reestablecer la justicia y la paz, criticó a los injustos, vivió por los débiles, murió en mano de los poderosos y que resucitó a la derecha del Padre. Es esta esperanza activa, esta dinámica de entregar la vida a cada momento por el Reino de Dios lo que nos produce la alegría de tener al salvador entre nosotros. .

Finalmente para este año 2009 mi deseo es que esta esperanza de navidad se convierta en compromiso diario de cada uno, que estemos mejor preparados como país para afrontar esta crisis económica que nos llega, que la crisis afecte lo mínimo posible a los más débiles, que sigamos avanzando en disminuir la pobreza, que no vuelva a ocurrir lo injusto de que se mantenga los impuestos a las gratificaciones y que a la vez se suspendan los impuestos a las ganancias en la bolsa de las empresas, que el gobierno tenga la suficiente capacidad de gasto para que el dinero del plan anticrisis pueda ser ejecutado y se atenúe los efectos adversos y que seamos un país más inclusivo, más justo que se parezca cada día más al Reino de Dios anunciado por Jesús. .

Feliz Navidad y Feliz Año Nuevo 2009