El documento describe un sistema tarifario eficiente para el sector eléctrico en Latinoamérica. Presenta datos sobre las tarifas residenciales en diferentes países de la región y analiza los costos de generación eléctrica según la tecnología. También examina la evolución de la demanda y oferta de energía y propone diferentes opciones para establecer un sistema de precios que promueva la inversión en el sector.

1. CONSTRUCCIÓN DE UN
SISTEMA TARIFARIO
EFICIENTE PARA EL
SECTOR ELÉCTRICO
Santo Domingo, Abril de 2015
Expositor:
Dr. Miguel REVOLO ACEVEDO

2. Latinoamérica– Tarifa Residencial
Primer Trimestre2014
2
SOURCE: GART - OSINERGMIN
0.84 1.75 1.98
3.72
4.71
5.99
7.85
8.97
12.80
14.47 15.02
18.69
24.77
26.41
34.93
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Venezuela
Paraguay
Argentina
Brazil
Ecuador
Mexico
Colombia
Bolivia
Peru
Panama
CostaRica
Chile
ElSalvador
Guatemala
Uruguay
(ctv.US$/kW.h)
Residential Tariff - Monthly Consumption 30 kW.h
0.39
1.47 1.96
5.15 5.81 5.99
7.30
9.81
13.10 13.41
15.02
16.49
23.22 24.11
34.60
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Venezuela
Argentina
Paraguay
Brazil
Ecuador
Mexico
Bolivia
Colombia
Peru
Panama
CostaRica
Chile
ElSalvador
Guatemala
Uruguay
(ctv.US$/kW.h)
Residential Tariff - Monthly Consumption 65 kW.h
0.28
1.26
3.93
6.38 6.47 6.50
8.85
12.58
14.40 14.96 15.02 15.58
22.64
23.94
27.28
0
5
10
15
20
25
30
35
Venezuela
Argentina
Paraguay
Brazil
Ecuador
Mexico
Bolivia
Panama
Peru
Colombia
CostaRica
Chile
ElSalvador
Guatemala
Uruguay
(ctv.US$/kW.h)
Residential Tariff - Monthly Consumption 125 kW.h
0.94 1.13
8.20 8.28 8.81 9.10
14.00 14.16 15.01
17.60
19.04
22.66 23.34 24.20 24.45
0
5
10
15
20
25
30
35
Venezuela
Argentina
Paraguay
Bolivia
Brazil
Ecuador
Peru
Panama
Chile
Colombia
CostaRica
ElSalvador
Guatemala
Mexico
Uruguay
(ctv.US$/kW.h)
Residential Tariff - Monthly Consumption 300 kW.h

3. Latinoamérica– Tarifa Comercial e Industrial
Primer Trimestre 2014
3
SOURCE: GART - OSINERGMIN
0.97
2.01
5.59
8.09
9.85 9.88 10.58
14.38
15.57
16.66 17.61
20.02 20.72
22.98
32.32
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Venezuela
Argentina
Paraguay
Ecuador
Brazil
Peru
Bolivia
Chile
CostaRica
Panama
Colombia
Guatemala
Uruguay
ElSalvador
Mexico
(ctv.US$/kW.h)
Commercial Tariff - Monthly Consumption 50 000 kW.h
0.52
2.01
4.13
7.44 7.56
8.66
9.88 10.40 10.62
13.46
14.18
14.99
17.63
18.61
21.71
0
5
10
15
20
25
30
Venezuela
Argentina
Paraguay
Peru
Ecuador
Brazil
CostaRica
Chile
Bolivia
Colombia
Uruguay
Panama
Guatemala
ElSalvador
Mexico
(ctv.US$/kW.h)
Industrial Tariff - Monthly Consumption 50 000 kW.h

4. Precios en barra de Sistemas Aislados
Fijación de Mayo 2014 – Precios en Barra Efectivo
Empresa
Tensión
(kV)
PPM
US$/./kW-mes
PEMP
ctv. US$/kWh
PEMF
ctv. US$/kWh
CVT
ctv. US$/kWh
CVT
US$/MWh
Adinelsa MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05
Chavimochic MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05
Edelnor MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05
Electro Oriente MT 14.94 19.49 19.49 23.26 232.61
Electro Sur Este MT 20.16 25.91 25.91 31.00 310.03
Electro Ucayali MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05
Eilhicha MT 10.81 8.58 8.58 11.31 113.05
Electronorte MT 16.50 13.21 13.21 17.38 173.80
Hidrandina MT 23.83 18.53 18.53 24.55 245.49
Seal MT 17.68 17.95 17.95 22.42 224.17
4

5. Tarifa Residencial sin FOSE (G, T, D)
(ctv. US$/kW.h)
5
Sistema Interconectado Sin Fose
G T D TOTAL
Lima 7.1 2.0 4.5 13.6
52% 15% 33%
Arequipa 7.8 2.2 6.1 16.0
49% 14% 38%
Rural 8.4 3.4 13.1 24.9
34% 14% 53%
Sin Compensación Sistemas Aislados (Térmico)
Iquitos 21.3 7.3 28.6
75% 25%
Con Compensación Sistemas Aislados (Térmico)
Iquitos 8.6 7.3 15.9
54% 46%

6. Sistema de precios
Segmento Período
Energía: Costos Marginales producto de la operación del sistema
(Costo de la última unidad despachada)
Potencia: Costos Marginales producto de la central de mínimo
costo de inversión para abastecer la punta (Turbina a Gas)
Opción 2 (LDE):
Competencia por
el mercado
Licitaciones de energía: corto y largo plazo Permanente
Opción 3:
Subastas de
Proinversión
Subastas de hidroeléctricas Eventual
Opción 4:
Subastas RER
Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar,
biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW)
Cada 24 meses
Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado
12 meses
Opción 1 (LCE):
Competencia en el
mercado
Competencia entre Generadores
Monopolio Regulado / Concesiones
Principios, Criterios y Metodología
Generación
Opción 2 (LDE):
Competencia por
el mercado
Licitaciones de energía: corto y largo plazo Permanente
Opción 3:
Subastas de
Proinversión
Subastas de hidroeléctricas Eventual
Opción 4:
Subastas RER
Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar,
biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW)
Cada 24 meses
Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado
Sistema principal: Pagado por todos los consumidores finales
Sistema secundario: Pagado por los que usan físicamente las
instalaciones
Opción 2 (LDE):
- Sistema garantizado
- Planeamiento
- Subastas BOOT
- Subastas RAG (remuneración anual garantuizada)
Permanente -
Plazo de 25
años
LCE: Ley de Concesiones Eléctricas
LDE: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica
48 meses
Opción 1 (LCE): 48 meses
Valor Agregado de Distribución por nivel de tensión
Costo Medio Eficiente para Empresas Modelo
Monopolio Regulado / Concesiones
Monopolio Natural
Transmisión
Distribución
Generación
6

7. 7

8. Costos de Generación Eléctrica
8
Tecnología
Costo de
Inversión
(US$/KW)
Anualidad
(US$/Kw-año)
Costo Fijo
(US$/MWh)
Costo Variable
(US$/MWh)
Total
(US$/MWh)
Hidráulica A 2000 240.83 47.56 0.39 48
Hidráulica B 1500 180.62 36.99 0.39 37
Carbón 1000 124.14 20.03 38.84 59
CC-GN 550 70.12 12.93 22.92 36
CS-GN 350 46.86 8.73 33.43 42
CS-D2 350 46.86 10.91 283.18 294

9. Evolución de la Demanda y Oferta
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P
Renovable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 23 135 154 296 314 404
Petroleo 1 504 1 400 1 398 1 361 966 814 797 650 648 690 500 455 362 1 123 1 123 1 395 1 895
Carbón 125 141 141 141 141 141 142 142 142 142 142 141 141 140 140 140 140
Gas Natural 238 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 542 2 158 2 641 2 625 3 198 3 188 3 744 3 744 3 744
Hidráulico 2 241 2 603 2 626 2 626 2 626 2 785 2 789 2 804 2 816 2 858 3 098 3 109 3 140 3 171 3 364 3 768 4 841
Reserva 55% 57% 52% 48% 38% 34% 33% 30% 23% 36% 39% 28% 29% 37% 41% 37% 46%
Demanda 2 654 2 793 2 900 2 965 3 143 3 335 3 619 3 970 4 198 4 294 4 596 4 961 5 291 5 575 5 955 6 618 7 257
55% 57%
52% 48%
38%
34% 33% 30%
23%
36%
39%
28% 29%
37%
41% 37%
46%
2 654
2 793 2 900
2 965 3 143 3 335
3 619
3 970 4 198 4 294
4 596
4 961
5 291
5 575
5 955
6 618
7 257
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
200%
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
MW
Evolución de Demanda y Oferta (2000 - 2016P)
9

10. Sistema de precios
Opción 2 (LDE):
Competencia por
el mercado
Licitaciones de energía: corto y largo plazo Permanente
Opción 3:
Subastas de
Proinversión
Subastas de hidroeléctricas Eventual
Opción 4:
Subastas RER
Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar,
biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW)
Cada 24 meses
Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado
Sistema principal: Pagado por todos los consumidores finales
Sistema secundario: Pagado por los que usan físicamente las
instalaciones
Opción 2 (LDE):
- Sistema garantizado
- Planeamiento
- Subastas BOOT
- Subastas RAG (remuneración anual garantuizada)
Permanente -
Plazo de 25
años
LCE: Ley de Concesiones Eléctricas
LDE: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica
48 meses
Opción 1 (LCE): 48 meses
Valor Agregado de Distribución por nivel de tensión
Costo Medio Eficiente para Empresas Modelo
Monopolio Regulado / Concesiones
Monopolio Natural
Transmisión
Distribución
Generación
Segmento Período
Energía: Costos Marginales producto de la operación del sistema
(Costo de la última unidad despachada)
Potencia: Costos Marginales producto de la central de mínimo
costo de inversión para abastecer la punta (Turbina a Gas)
Opción 2 (LDE):
Competencia por
el mercado
Licitaciones de energía: corto y largo plazo Permanente
Opción 3:
Subastas de
Proinversión
Subastas de hidroeléctricas Eventual
Opción 4:
Subastas RER
Subastas de recursos energéticos renovables (eólica, solar,
biomasa e hidroeléctricas menores de 20 MW)
Cada 24 meses
12 meses
Opción 1 (LCE):
Competencia en el
mercado
Competencia entre Generadores
Monopolio Regulado / Concesiones
Principios, Criterios y Metodología
Generación
10

11. Tarifas del Sistema Principal de
Transmisión
11
Criterio: Valor Nuevo de Reemplazo del SEA
CTT = @VNR + COyM = Ingreso Tarifario + Peaje por Conexión
Peaje por
Conexión
Ingreso
tarifario
Costo Total
de la
transmisión
(inversión y
operación)
Recaudación
Responsabilidaddegeneradores
A la tarifa delosconsumidores

12. Peaje de Transmisión – FITA 2014
Cargos Adicionales US$/./kW-month
Peaje de SPT 1.40
Peaje de SGT 1.50
Cargo Unitario de Prima por Generación RER 0.87
Cargo Unitario por Compensación por
Seguridad de Suministro
No RF 0.03
RF Talara 0.25
RF de ILO 0.57
Cargo Unitario por Compensación de Generación Adicional 0.07
Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional 1.44
Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos 0.00
Cargo Unitario por Compensación de FISE 0.13
Total 6.28
Alrededor del 53% del Peaje de Transmisión corresponde a Cargos
Adicionales
12

13. Tarifa Residencial sin FOSE
(ctv. US$/kW.h)
13
Sistema Eléctrico
Sector
Tipico
30 kW.h/month 65 kW.h/month 125 kW.h/month
Urbano - Alta Densidad 1 15.63 14.12 13.50
Urbano - Media Densidad 2 18.66 16.79 16.02
Urbano - Baja Densidad 3 23.08 21.15 20.36
Urbano-Rural 4 24.53 22.26 21.33
Rural 5 28.48 26.05 25.06
Rural con Medidor RES 30.36 27.12 25.79
Media Tensión - Rural Epecial 22.58 20.30 19.36
Tarifa Rural Fotovoltaica (SHS)
Costa
(US$/month)
Sierra
(US$/month)
Selva
(US$/month)
PV Rural -Inversión Privada1 80Wp 19.60 19.90 22.20
PV Rural -Inversión Pública1 80Wp 12.75 13.01 15.17
1
Antes de Impuestos
Tarifa Media (ctv. US$/kW.h)

14. Tarifa Residencial con FOSE
14
System
Sector
Tipico
30 kW.h/month 65 kW.h/month 125 kW.h/month
Urbano - Alta Densidad 1 12.43 12.65 13.85
Urbano - Media Densidad 2 14.87 15.03 16.43
Urbano - Baja Densidad 3 18.20 18.90 20.89
Urbano-Rural 4 14.38 17.57 21.88
Rural 5 16.49 20.52 25.71
Rural con Medidor RES 15.27 20.15 26.46
Media Tensión - Rural Epecial 13.40 16.07 19.86
Tarifa Rural Fotovoltaica (SHS)
Costa
(US$/month)
Sierra
(US$/month)
Selva
(US$/month)
PV Rural -Inversión Privada1 80Wp 3.92 3.98 4.44
PV Rural -Inversión Pública1
80Wp 2.55 2.60 3.03
1
Antes de Impuestos
Tarifa Media (ctv. US$/kW.h)

15. Mecanismo del FOSE
15
Fondo Anual: US$ 36 Millones
Aportantes: 2.5 Millones Consumidores (> 100 KW.h por mes)
Beneficiarios: 3.5 Millones Consumidores (≤ 100 kW.h por mes)
Recargo tarifario a los
usuarios con
consumos mensuales
> 100 kW.h (2,5%)
Descuento a los
usuarios con
consumos mensuales
<= 100 kW.h
APORTANTES
DISCO
FONDO DE
COMPENSACIÓN
SOCIAL
ELÉCTRICA
(FOSE)
Recargo tarifario a los
usuarioss con
consumos mensuales
> 100 kW.h (2,5%)
Descuento a los
usuarios con
consumos mensuales
<= 100 kW.h
RECEPTORES
DISCO

16. Atributos de la autonomía
16

17. Comportamiento del Regulador
17
 Transparencia:
 Audiencias públicas,
 Prepublicación y Publicación de Resoluciones,
 Acceso a la información.
 Predictibilidad:
 Normas y procedimientos de cálculo tarifario
 Procedimientos de supervisión
 Respecto al marco legal
 Oportunidad
 Dentro de los plazos establecidos en los dispositivos
legales
 Consistencia técnica y económica
 Toma de decisiones basados en criterios técnicos y
económicos

18. Grupos de interés y objetivos de la actividad
regulatoria
18

19. 19
MUCHAS GRACIAS
mra1988@yahoo.com

20. Estadísticas - PERU
20
Estadísticas
1992 2013
Area 1 285 216 km2 1 285 216 km2
Población 22. 2 Millones 30 Millones
Nº of usuarios 2.0 Millones 6.5 Millones
Venta de
Energía
7.3 TWh 39.6 TWh
Facturación
457 Millones
US$
3.8 Billones
US$
Tarifa
Residencial
2 ctv. US$/kWh 12.8 ctv US$/kWh
Demanda
Máxima
1 800 MW 5 575 MW
Capacidad
instalada
2 600 MW 9 100 MW
Acceso (%) 49 % 92 %
Acceso– R (%) 7.2 % 70 %

21. 21
Componentes de las Redes de Distribución
Eléctrica
CENTRO DE
TRANSFORMACIÓN (CT)
INSTALACIONES ELÉCTRICAS
C
T
Salida en Media Tensión
Acometida de
Terceros
Subestación de
Terceros
Equipo de
Protección y
Seccionamiento
Usuario
MT
Nodo de Enlace
MT
Subestación de
Distribución
MT/BT
Subestación de
Seccionamiento
Equipo de
Control de
Alumbrado
Público
Tramo de Baja
Tensión
Equipo de
Alumbrado
Público
Estructura de BT
Salida en Baja
Tensión
Acometida
Punto de
Conexión del
Suministro
(1 a n
suministros)
Estructura de MT
Tensión Nominal
1
Tensión Nominal
2
Subestación
Elevadora /
Reductora
Tramo de Media
Tensión
Subestación de
Distribución
MT/BT

22. Pérdidas de Energía
22
FUENTE: GART - OSINERGMIN
7.91%
7.59%
7.45%
7.39%
7.28%
7.33%
7.25%
7.12%
6.85%
7.05%
7.10%
7.04%
6.95%
6.88%
6.84%
6.81%
6.82%
6.83%
6.71%
6.64%
6.60%
9.0%
8.7%
8.5%
8.4%
7.7%
4.8%
4.3%
3.6%
3.3%
2.5%
2.0%
1.5%
0.8%
21.9%
20.6%
19.7%
17.1%
14.6%
12.4%
11.5%
10.3%
9.7%
9.1%
9.0%
8.8%
8.6%
8.6%
8.2%
8.0%
7.8%
7.8%
7.6%
7.9%
7.2%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
TOTAL PERÚ
(1993-2013*)

23. Evolución del Coeficiente de Electrificación
23
FUENTE: DGER - MEM
73 74 76 79 82 85 87 90
29 30
37
44
51
59
63
70
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
C.E. Nacional C.E. Rural

24. Generación de Flujo de Efectivo
(Millones de US$)
24
-200
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
MillionofUS$
Year
EBITDA + AMORTIZATION & DEPRECIATION
SOURCE: GART - OSINERGMIN