tarifas de distribuciÓn elÉctrica ica, julio 2004 ing. miguel rÉvolo acevedo gerente de...
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TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
Ica, Julio 2004
ING. MIGUEL RÉVOLO ACEVEDOGerente de Regulación de Distribución Eléctrica
OSINERG
Foro de EnergíaForo de Energía
Temas
1. Fijación Tarifaria
2. Norma Técnica de Calidad de Servicio y Proceso de Fiscalización Eléctrica
3. Contratos de Venta Generador-Distribuidor
4. Electrificación Rural
1. FIJACIÓN TARIFARIA1. FIJACIÓN TARIFARIA
Sistema Eléctrico
~Generación
TransmisiónSecundaria
TransmisiónPrincipal
Distribución enMedia Tensión
Distribución enBaja Tensión
MAT
MAT
AT
AT
MT
MT BT
MAT : Muy alta tensiónAT : Alta tensiónMT : Media tensiónBT : Baja tensión
Objetivos Estratégicos
Proveer señales de eficiencia con relación a la inversión y operación
Responder adecuadamente al desarrollo del mercado (niveles de oferta y demanda)
Ofrecer una condición simétrica de riesgos y oportunidades
Esquemas de Regulación Tarifaria
1. Costo de Servicio ó RORR2. Regulación Por Incentivos
Costo de Servicio ó RORR
Basada en costos históricos. Cubre costos de operación, depreciación y retorno del
capital Costo de operación es estimado para un periodo basado
en información contable. La depreciación se calcula de forma lineal. La base de capital para el cálculo del retorno del capital
es el activo fijo neto.
Regulación Por Incentivos
Es un sistema de regulación prospectivo
Las tarifas son señales económicas
Los concesionarios se sienten incentivados a obtener resultados eficientes.
Esquemas de regulación mas usados:
Price-cap o RPI-X; y
Yardstick Competition
Yardstick Competition
1. Es un mecanismo de incentivos muy útil para introducir un elemento competitivo donde el competidor externo no existe
2. Se calcula para empresas con similares características (actividad y tamaño).
3. Comparaciones entre empresas similares con la empresa modelo.
Perú: Utiliza empresa modelo para el cálculo de la tarifa. La empresa modelo se construye empleando criterios de eficiencia
técnica y operativa. La tarifa es el costo medio de la empresa modelo La empresa real compite con la empresa modelo.
Cálculo del VAD – LCE y su Reglamento
Fijacióndel VNR
Determinación y Clasificaciónde los Sectores Típicos
Estudio deCostos del
VAD
Ajuste delVAD
Verificaciónde la TIR
Fin
Sectores Típicos
PROBLEMÁTICA
1. Las empresas opinan que los sectores típicos actuales no representan adecuadamente los sistemas de distribución.
2. Empresas de provincias señalan que deben crearse sectores típicos por costa, sierra y selva
PUNTO DE VISTA
1. Tener una amplia gama de sectores típicos por costa, sierra y selva, no soluciona la aplicación extendida de los resultados de la empresa modelo. Hacerlo significaría aumentar el número de Estudios del VAD.
2. La Resolución Directoral No. 015-2004-EM/DGE del 15.04.2004, amplió los sectores típicos de 4 a 6.
Sectores Típicos
Sectores Típicos (2005-2009) Descripción
Sector 1 Urbano Alta Densidad
Sector 2 Urbano Media densidad
Sector 3 Urbano Baja Densidad
Sector 4 Urbano Rural
Sector 5 Rural
Sector Especial Coelvisa
Se
cto
r 1
Se
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Se
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Se
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Se
cto
r 6
(E
sp
ec
ial)
1993 1997 2001 2005
Estudios del VAD
PROBLEMÁTICA
1. Los estudios deben realizarse para cada concesionario de distribución.
2. Los estudios no son estandarizados.3. Discrecionalidad del consultor.4. Discrecionalidad del supervisor.5. Términos de referencia (TR).
Estudios del VAD
PUNTOS DE VISTA
1. La LCE ha previsto estudios por cada sector típico. Criterio seguido en las regulaciones tarifarias del VAD de 1993, 1997 y 2001.
2. De efectuarse los estudios por cada concesionario se efectuarían 20 estudios en lugar de 6 estudios.
3. TR recogerán las opiniones y sugerencias de los concesionarios.
4. Los TR incluirán:
• Criterios técnicos y económicos.• Etapas y pautas para el desarrollo del estudio
Estudio del VAD
ACCIONES EFECTUADAS
1. La Resolución OSINERG No. 0001-2003-OS/CD del 10.01.2003, determina el Procedimiento para la Fijación de Precios Regulados.
2. Ley de Transparencia N° 27838 del 04.10.2002, establece el marco legal que complementa los mecanismos de transparencia de los procedimientos de fijación de tarifas, además posibilita el acceso a la información utilizada en las regulaciones tarifarias.
3. El proyecto de los TR del VAD ha sido enviado a las empresas distribuidoras para sus comentarios y observaciones. Las empresas tienen plazo para la entrega de sus comentarios el 15.07.2004.
Evolución del VADMT (US$/kW-mes)
0
2
4
6
8
10
Nov-9
3
May-9
4
Nov-9
4
May-9
5
Nov-9
5
May-9
6
Nov-9
6
May-9
7
Nov-9
7
May-9
8
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8
May-9
9
Nov-9
9
May-0
0
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0
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1
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1
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2
Nov-0
2
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3
Nov-0
3
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4
S1 S2
S3 S4
Resultados de la Fijación del VAD
Evolución del VADBT (US$/kW-mes)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Nov-9
3
May-9
4
Nov-9
4
May-9
5
Nov-9
5
May-9
6
Nov-9
6
May-9
7
Nov-9
7
May-9
8
Nov-9
8
May-9
9
Nov-9
9
May-0
0
Nov-0
0
May-0
1
Nov-0
1
May-0
2
Nov-0
2
May-0
3
Nov-0
3
May-0
4
S1 S2
S3 S4
Resultados de la Fijación del VAD
Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)
PROBLEMÁTICA
1. El VNR según opinión de algunas distribuidoras debe ser el VNR-Real, es decir el valor a nuevo que cuesta reemplazar el bien instalado.
2. Ley de Concesiones Eléctricas señala que el VNR representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con tecnología y precios vigentes, es decir el VNR se calcula tomando en cuenta el bien que mejor sustituye al activo instalado
Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)
PUNTOS DE VISTA
Tomar el VNR-REAL significaría que:
1. No aplicar la definición que señala el Artículo 76° de la Ley de Concesiones Eléctricas.
2. Se estaría actuando en forma contraria al fallo judicial, sobre la definición del VNR, que favoreció a la Ex-Comisión de Tarifas Eléctricas.
3. El estudio del VAD (empresa modelo) se invalida, debido a que el VNR-Real (Inversiones ineficientes) es tomado como base de capital para la verificación de la TIR.
Impacto de la aplicación del VNR-Real
Verificación de Rentabilidad
Regulación 2001
7.7
%
7.6
%
5.5
%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%
20%
G1 G2 G3 G1 G2 G3
VNR Adaptado VNR Existente
Costos Estándar OSINERG
TIR (%)
8.5
%
10
.2 %
12
.3 %
Se tiene que incrementar los ingresos (VAD) para alcanzar la TIR de 8%, de
acuerdo a la LCE
Artículo 79° del LCE
Pérdidas de Energía
PROBLEMÁTICA
1. La segunda disposición transitoria de la LCE señala que a partir de la Regulación de Noviembre de 2005 los excesos de pérdidas por hurto serán excluidas de las TF.
2. Las distribuidoras señalan que las condiciones económicas de los usuarios habrían disminuido y como consecuencia de ello, se requiere la ampliación del reconocimiento de las pérdidas por hurto en las TF por un periodo adicional (hasta octubre de 2009).
Pérdidas de Energía
PUNTO DE VISTA
1. La Ley de Concesiones Eléctricas estableció el reconocimiento de pérdidas como un incentivo para que las empresas inviertan en el país.
2. En 1993 las pérdidas de energía a nivel nacional alcanzaban en promedio el 22 %. A Marzo de 2004 las pérdidas de energía a nivel nacional son de 9,0%. valor que es igual a las pérdidas reconocidas por OSINERG.
3. El Ministerio de Energía y Minas debe analizar la situación técnica y legal del tema antes de tomar su decisión.
Pérdidas de Energía en DistribuciónEmpresas Estatales
27.5% 28.0% 27.3%
24.6%
21.8%
19.5%
16.9%
14.1%12.8%
11.7% 11.2%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Años
Po
rcen
taje
(%
)
Reconocida
Estándar
Real
Empresas Privadas
19.2%
17.1%16.1%
13.8% 11.7%
9.6% 9.2% 8.8% 8.4% 8.1% 8.2%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Años
Po
rcen
taje
(%
)
Reconocida
Estándar
Real
Total País
21.9%20.6%
19.7%
17.1%14.6%
12.4%11.5%
10.3% 9.7% 9.1% 9.0%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Años
Po
rcen
taje
(%
)
Reconocida
Estándar
Real
Perspectivas
1. Incorporación de los peajes de SST dentro del proceso de determinación de las tarifas de distribución.
2. Revisión del sistema de comercialización.
Incorporación de los peajes de SST dentro del proceso tarifario de distribución
1. Unificar el periodo de fijación: VAD y SST
2. Obligatoriedad de los concesionarios de distribución de presentar en forma conjunta los estudios de tarifas y compensaciones.
3. Optimización conjunta de los SST con las redes de distribución:
La mayoría de las distribuidoras poseen SST en forma conjunta con los sistemas de distribución.
Los módulos de potencia AT/MT elegidos para optimizar los SST deben ser el punto de partida de los estudios del VAD.
El óptimo económico de la red de SST debe considerar la incidencia sobre los costos de distribución.
Revisión del sistema de comercialización
1. No se tiene definido los criterios y pautas para el desarrollo de la actividad de comercialización a través de medidores Pre-pago:
Puede ser una alternativa para usuarios que rentan departamentos o viviendas.
Medidor Pre-pago cuesta US$ 80 VS. US$ 20 del medidor electrónico convencional de simple medida.
2. Reducir los costos de lectura y facturación en los sectores rurales:
Facturación mensual estimada con lectura y distribución de facturas anual, semestral o trimestral.(Mod. Art. 172° del RLCE).
22. NORMAS TÉCNICAS DE . NORMAS TÉCNICAS DE CALIDAD DE SERVICIO Y CALIDAD DE SERVICIO Y PROCESO DE FISCALIZACIÓNPROCESO DE FISCALIZACIÓN
NTCSE - Estándares de Calidad
Aspecto Variable Tolerancia Normativi-dad
NTCSE : Norma Técnica de Calidad de los Servicios EléctricosNTC : Norma Técnica de Contraste.
Duración de Interrupciones
10 horas por semestre (baja
tensión) NTCSE I.-
Calidad Técnica Variaciones de
Tensión +/- 5% (baja tensión) NTCSE
Plazos de Atención
24 horas (para reconexión del
servicio cortado) NTCSE
II.- Calidad
Comercial Precisión de Medidores
5% de medidores descalibrados
+/- 2% de precisión (medidores
clase 2)
NTCSE NTC
Nivel de Iluminación
10% de vías con Alumbrado
NTCSE Norma de
Alumbrado Público
III.- Alumbrado
Público Funcionamiento de Alumbrado
3% (lámparas apagadas)
Resolución OSINERG 192-
2003-OS/CD
Proceso de Fiscalización
PROBLEMÁTICA
1. Falta de procedimientos que normen el proceso de fiscalización
2. Fiscalizadores facultados ha observar a los concesionarios en representación del OSINERG.
3. Fiscalizador con facultades ilimitadas para realizar observaciones a la concesionaria.
4. Necesidad de compatibilizar las normas DGE con las de OSINERG (Alumbrado publico).
Norma DGE (Diseño del servicio)
Normas OSINERG (privilegia el funcionamiento del servicio)
Revisión de la Norma de Contraste de medidores de energía
Proceso de Fiscalización
PUNTOS DE VISTA
1. Las TF incorporan en sus costos los requerimientos de calidad de servicio establecido por las NTCSE y las Normas Técnicas de la DGE.
2. Los concesionarios se comportan de manera distinta en cuanto a la perspectiva económica que implica el cumplimiento de la NTCSE.
3. Las notificaciones de las deficiencias de la concesionaria son realizadas por OSINERG (ya no por el fiscalizador).
Proceso de Fiscalización
PUNTOS DE VISTA
4. Supervisores calificados y entrenados en la aplicación de nuevos procedimientos.
Ejecutan tareas especificas previamente establecidas.
Supervisan con criterios objetivos
El muestreo se sustenta en criterios estadísticos.
5. Las Normas del sector deben definirse claramente en:
Normas de diseño
Normas de calidad
Normas de supervisión
Comportamiento de las Concesionarias
Maximizan utilidades optimizando sus gastos.Están atentos frente al efecto de las compensaciones y multas.Actúan cuando se configura el beneficio económico de la Calidad.
Impulso a cumplir con indicadores de Gestión.Están sujetos a restricciones presupuestales por parte del Estado.Las penalidades ni las compensaciones los impulsan en pro de la Calidad.
Empresa Privada Empresa Estatal
Filosofía del Proceso de Fiscalización
Detección de deficiencias de instalaciones eléctricas (OSINERG)Las Concesionarias corrigen sólo las deficiencias.La corrección de las deficiencias depende de la cantidad de inspecciones de OSINERG.
Las concesionarias brindan el servicio cumpliendo los estándares de calidad establecidos.
OSINERG verifica el cumplimiento de la calidad a través de muestreo.
La mejora de calidad es tarea permanente de la concesionaria
Antes Ahora
Grado de Supervisión de OSINERG Mejora de calidad
OSINERG impulsa la mejora del servicio
Actividades prioritarias de la Supervisión
Alum.Público
Solución de reclamos en 3 díasTolerancia Máximo (2004) 3%
Mtto.
Contraste
Medidores
10% del parque total
Reem
plazo de parque defectuoso
Segu-
ridad Pub.
Tolerancia Máxim
a
Riesgo M
oderado (2004) 5%
ZAA
P
Cub
rir e
l 100
%
Tras
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r a la
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y re
quis
itos
esta
blec
idos
Leyenda
Definir tolerancias Plazo para mejora sustancial
Comercia-lización
Publicado
Prepublicado
Publicado
Prepublicado
Perspectivas
1. Consolidar la nueva filosofía.
2. Sistematizar con medios informáticos los trabajos referidos a reporte mensual.
3. Analizar los resultados iniciales y estabilizar las acciones de supervisión.
4. Establecer estándares de calidad que motiven a las concesionarias a la mejora de calidad de los servicios.
Fiscalización moderna y previsible
RESULTADOS: Deficiencias de Alumbrado Público (Perú)
Notas : 2004 (a junio del 2004) con nuevo procedimiento (192-2003-OS/CD) 2002 y 2003 se supervisó con el esquema anterior.
11.81%11.08%
5.21%
0.00%
2.00%
4.00%
6.00%
8.00%
10.00%
12.00%
14.00%
2002 2003 2004
Tolerancia (3%)
Tolerancia (3%)
2004: Con nuevo método (vigencia de procedimiento de fiscalizaciónResolución OSINERG 005-2004-OS/CD)
2200 5000
48847
257982
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
2002 2003 2004 2004 (meta)
Num
ero
de m
edid
ores
con
tras
tado
s
Contrastación de Medidores de Electricidad(a mayo 2004)
3. CONTRATOS 3. CONTRATOS GENERADOR-GENERADOR-DISTRIBUIDORDISTRIBUIDOR
Contratos de Generador - Distribuidor
PROBLEMÁTICA
1. Los concesionarios de distribución de acuerdo al Artículo 34°, de la LCE, están obligados a tener contratos de suministro vigentes por los siguientes 2 años como mínimo.
2. El Artículo 36° de la LCE, señala que, una de las causales de caducidad es la no acreditación del contrato de suministro.
3. Los concesionarios de distribución no encuentran ofertantes.
4. Los precios en barra regulados, son las tarifas de generación, que las empresas de distribución eléctrica están autorizadas a traspasar a los clientes del servicio público de electricidad
Contratos de Generador - Distribuidor
PUNTOS DE VISTA
1. El requerimiento del contrato de energía y potencia, es un instrumento fundamental que tiene la LCE, para promover nuevas inversiones en el sistema de generación.
2. Ante la falta de contratos, se recomienda buscar una solución de mercado:
– Licitación de la compra de potencia (Contrato BOO)
3. Los generadores que contratan con los distribuidores para el abastecimiento del servicio público de electricidad, deberían tener un incentivo.
4. ELECTRIFICACIÓN 4. ELECTRIFICACIÓN RURALRURAL
Electrificación Rural
PROBLEMÁTICA
1. La tarifa de distribución del sistema rural es entre 50% y 100% más cara que la tarifa en la zona urbana.
2. La diferencia de costos entre la zona urbana y rural se debe a:
Altos costo de inversión
Bajos consumos
Dispersión de los usuarios
3. Los altos costos de inversión por kilovatio instalado desincentiva las inversiones de los concesionarios privados
4. El Estado es el promotor de la expansión de la frontera eléctrica a través la DEP del MEM
5. Mercado objetivo tiene bajo poder adquisitivo
Electrificación Rural
PUNTOS DE VISTA
1. La Ley de Electrificación Rural no ha sido reglamentada y el Fondo de Electrificación Rural no recibe los fondos que se han previsto.
2. Las percepción es que las obras eléctricas ejecutadas por la DEP son caras.
3. La captación de los recursos económicos debe asegurarse a través de la ampliación del alcance del FOSE:
• Reducción Tarifaria
• Ampliación de la Frontera Eléctrica
4. Los recursos captados deben asignarse eficientemente:
• Holding (Sostenibilidad, economías de escala, estandarización)
• Contratos BOOT
Nuevos Holdings
Agrupar a las empresas de distribución eléctrica en los siguientes holdings:
Holding DistriluzHidrandina
Electronorte
Electronoroeste
Electrocentro
Holding SurSeal
Electro Sur
Electro Sur Este (Cusco)
Electro Puno
Holding SelvaElectro Oriente
Electro Ucayali
Clientes:1 000 000
Clientes:560 000
Clientes:160 000
MUCHAS GRACIAS..!