LAS TARIFAS ELÉCTRICAS, MÉTODO DE CÁLCULO Y EL ORIGEN DE SUS VARIACIONES IEEE - JULIO 2008

La Base Legal del Régimen Tarifario es: • • • • •

Suficiencia Financiera (Cubran sus costos) Eficiencia Económica (Costos eficientes) Equidad (clientes tengan similar tratamiento) Simplicidad (Tarifas sean comprensibles) Transparencia (Régimen sea explícito y público)

BASE DE LA METODOLOGÍA TARIFARIA EN EL SECTOR ELÉCTRICO (Ley 6 de 3 de feb. 199/) La base es la separación de las actividades del sector eléctrico: •Generación (13 empresas) •Transmisión y (1 empresa) •Distribución y Comercialización (1 empresa por área geográfica, y son 3 áreas)

Composición de las Tarifas Costos de Generación – ¿Qué se Remunera?

Costos de compra de potencia y energía Contratos de Abastecimiento Compras en Mercado Ocasional

Servicios asociados al funcionamiento del Mercado Mayorista

Continuación Generación….. ¿Cómo se remunera?

• El precio promedio de los contratos que surjan de un proceso de libre concurrencia supervisado por la ASEP y de las compras en el Mercado Ocasional y costos asociados al mercado mayorista asignados por el CND se trasladan a las tarifas. Las liquidaciones del balance de energía las hace el CND. (Para facturar)

• La metodología está desarrollada en el Régimen Tarifario.

Composición de las Tarifas Costos de Transmisión – ¿Qué se Remunera?

Costo por el uso de las redes de transmisión. Costo por el servicio de Operación Integrada (CND e Hidrometereología) Costo de las pérdidas de energía en las redes de transmisión.

Continuación Transmisión….. ¿Cómo se remunera?

• La distribuidora paga a ETESA en base al uso de la red de transmisión y a una tarifa de transmisión que es aprobada por la ASEP. • Los pagos realizados a ETESA se trasladan a las tarifas. • La metodología está desarrollada en el Régimen Tarifario.

Composición de las Tarifas Costos de Distribución(y alumbrado público): – ¿Qué se Remunera?

Costos de Capital de la Red

Costos de

Pérdidas

operación y

en la Red

mantenimiento de la red, admin.

Composición de las Tarifas Costos de Comercialización – ¿Qué se Remunera? Lectura de la Medición Atención al Cliente

Facturación y Envío

Gestión de Cobro

Costos del Equipo Medición

¿Cómo se hace?

REVISIÓN TARIFARIA CADA 4 AÑOS • Se calcula el IMP a las empresas distribuidoras por su actividad (red) y se fija por cuatro años.

– El AOYM en base a empresas comparadoras eficientes – Las inversiones se revisan y se ajustan en base a costos de comparadoras – Se calcula con una rentabilidad sobre activos fijos en operación eficientes establecida en la Ley – Se reconoce la depreciación en base a la vida útil

• Se actualizan los costos de generación y transmisión • Se estudia el perfil de carga de los clientes en una campaña de medición. – Se asignan los costos por tarifa usando los factores de responsabilidad que resulten. – Se revisa la estructura tarifaria

COMPONENTES DE COSTOS Componentes COMERCIALIZACIÓN (fijo y variable) DISTRIBUCIÓN ALUMBRADO PÚBLICO (red) TRANSMISIÓN PÉRDIDAS EN TRANSMISIÓN GENERACIÓN (potencia punta, energía punta y fuera de punta) PÉRDIDAS EN DISTRIBUCIÓN (potencia punta, energía en punta y fuera de punta) ALUMBRADO PÚBLICO (consumo)

BTS

BTD

MTD

ATD

BTH

MTH

ATH

DENTRO DEL PERIODO TARIFARIO • Se hace una revisión semestral para introducir el pronóstico de costos del semestre futuro. • Se ajustan los cargos de distribución por el IPC. • Se hace una revisión parcial mensual para revisar las variaciones del costo estimado y el real del semestre anterior. • Hay una metodología aprobada en el RT que se debe cumplir.

Antes

Durante el Semestre Tarifa Base

Cálculo Tarifario (próximos 6 meses) ¿cuánto se debe recuperar?

Cargos de Distribución y Comercialización

•Contratos Térmicos •Compras en el Ocasional

Después Cálculo Tarifario (próximos 6 meses) ¿cuánto se debe recuperar?

Cargos de Distribución y Comercialización

•Costos de Transmisión •Pérdidas de Transmisión

Costos de Generación

•Costos de Transmisión •Pérdidas de Transmisión

Cargo Variable por Combustible

Costos de Generación Pronóstico + Saldo (Costo Real-Costo Estimado)

•Contratos Térmicos •Compras en el Ocasional

•Contratos Térmicos •Compras en el Ocasional

•Contratos Hidroeléctricos •Reserva •Generación Obligada •Servicios Auxiliares del Mercado Mayorista

Ajuste Mensual Parcial

•Contratos Hidroeléctricos •Reserva •Generación Obligada •Servicios Auxiliares del Mercado Mayorista

Tarifa Base Costo Real Parcial vs Costo Estimado

Pronóstico + Saldo (Costo Real-Costo Estimado)

Nueva Tarifa Base

TARIFA BÁSICA Y CARGO VARIABLE POR COMBUSTIBLE • TARIFA BÁSICA

Incluye la proyección de costos para el semestre futuro de: – Costos de Distribución (Ajustada por IPC) – Costos de Transmisión (Ajustada por IPC y uso) – Costos de Generación (Pronóstico de costos) + Saldo no recuperado del periodo (p-2)

• CARGO VARIABLE POR COMBUSTIBLE

Incluye la diferencia (positiva o negativa) de los costos térmicos y MO incurridos versus los estimados. El cargo tiene un desfase de 2 meses.

CARGO VARIABLE POR COMBUSTIBLE DE LA ELECTRICIDAD • La razón principal de la creación de este cargo es que el cliente tenga más pronto la señal de precio del suministro eléctrico, de manera que le permita hacer los ajustes o ahorros de energía en sus hogares o empresas oportunamente. • Además evitar ajustes abruptos al final de semestre de ser el caso.

JU AG LIO SE PT OS I E TO M O BR C NO TU E VI BR E E DI MB CI EM RE B EN RE FE E R BR O E M RO AR Z AB O RI M L AY JU O NI O JU A L SE G O IO PT S I E TO M O BR C NO TU E VI BR E E DI MB CI EM RE BR EN E FE E R BR O E M RO AR Z AB O RI M L AY JU O NI O

ELEKTRA CARGO VARIABLE POR COMBUSTIBLE (En centavos por kWh)

3.50

3.00

2.50

2.00 AÑO 2006 AÑO 2007 AÑO 2008

1.50

1.00

0.50

0.00

-0.50

Balboas/kWh

PRECIO PROMEDIO DE LA ENERGIA ELECTRICA TOTAL

0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 0.00

AÑO 2004

AÑO 2005

AÑO 2006

Precio promedio pagado por cliente

Aporte del Estado Millones de B/.

25.4

20.0

AÑO 2007

AÑO 2008

Aporte Fondo de Estabilización

131.8

34.1

68.6

¿Qué ha ocurrido en los últimos meses?

Variación Porcentual del Precio del Petróleo y el Precio Promedio de la Energía Eléctrica Facturado Según Tarifa en Panamá (Datos Base = Enero 2004) 310%

260%

210%

160%

110%

60%

10%

En eM 04 ar -0 M 4 ay -0 Ju 4 l-0 Se 4 pN 04 ov -0 En 4 eM 05 ar -0 M 5 ay -0 Ju 5 l-0 Se 5 pN 05 ov -0 En 5 eM 06 ar -0 M 6 ay -0 Ju 6 l-0 Se 6 pN 06 ov -0 En 6 eM 07 ar -0 M 7 ay -0 Ju 7 l-0 Se 7 pN 07 ov -0 En 7 eM 08 ar -0 M 8 ay -0 8

-40%

Petróleo

Tarifa Eléctrica

GENERACIÓN ELÉCTRICA AÑO 2008

kWh

Térmica

Hidro

600,000

500,000

400,000

300,000

Hidro 77%

Hidro 63%

Enero

Febrero

Hidro 55%

Hidro 42%

Marzo

Abril

Mayo

Hidro 61%

200,000

100,000

0

B/./Barril Sobre Costo Millones B/.

92.97

95.39

105.45

112.58

125.4

-2.1

5.9

9.4

33.7

47.2

APORTE DEL ESTADO PARA EL SEGUNDO SEMESTRE 2008 • Para mitigar el efecto de este incremento, el Estado hará un aporte para los clientes que consumen hasta 500 kWh de: – B/.34.1 millones para la Tarifa Básica – B/.6.6 millones para el Cargo Variable por Combustible (CVC).

• Es decir, al 90% de los clientes del sector eléctrico no tendrá efecto en la TB y recibirá un crédito de B/./kWh 0.01 para CVC.

Precios Promedio Global Jul-Dic07

Ene-Jun08

20.00 ,

18.00 16.00

,

FET

Centavos/kWh

10.00

,

FET

FET

14.00 12.00

Jul-Dic08

Generación, 10.71

Generación, 12.99

Generación, 13.92

8.00 6.00

Pérd en Dist, 1.38

Pérd en Dist, 1.42

4.00

Pérd en Dist, 1.11

2.00

Distr y Comer, 3.46

Distr y Comer, 3.53

Distr y Comer, 3.57

0.00

Transmisión, 0.63

Transmisión, 0.68

Transmisión, 0.75

¿Qué se espera para el futuro?

Resto de 2008 y 2009 • Es aventurero pronosticar actualmente pero todo indica que se mantendrán los precios altos del combustible. • Inversiones en plantas térmicas nuevas. Planta Desarrollo Balboa 83 MW Térmica del Caribe 44.3 MW Generadora del Atlántico 87 MW • Inversiones en varias plantas hidro nuevas 10 MW

Cuando entran las plantas hidráulicas? • En el mediano plazo. Actualmente están en construcción o en alguna etapa avanzada : – Para el 2011 aproximadamente 100 MW – Para el 2012 272 MW

La forma de compensar en el corto plazo los nuevos precios a los que nos enfrentamos: EL AHORRO EN EL CONSUMO DE ENERGÍA

MUCHAS GRACIAS