Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

Presentación del tema: "Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas"— Transcripción de la presentación:

1 Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
X REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA - ARIAE- Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas Presentado por: Ing. Alfredo Dammert Lira Presidente de OSINERG Guatemala, 25 de Abril de 2006

2 CONTENIDO MERCADO ELÉCTRICO EN PERÚ REFORMAS EN EL SECTOR ELÉCTRICO
DISEÑO DEL MARCO INSTITUCIONAL DISEÑO DEL MERCADO ELÉCTRICO PERUANO Y ESQUEMA REGULATORIO MARCO CONCEPTUAL Y DISEÑO TARIFARIO GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN PROBLEMÁTICA DEL MERCADO ELÉCTRICO Y MEDIDAS DE POLÍTICA INCERTIDUMBRE EN INVERSIONES CONTRATOS POTENCIALES RAZONES MEDIDAS DE POLÍTICA TARIFAS COMPLEJAS E IMPREDECIBLES INVERSIÓN INSUFICIENTE E INADECUADA POCA HOMOGENEIDAD EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL CONCLUSIONES

3 Reformas en el Sector Eléctrico (’90´s)
A inicios de los noventa el esquema de la empresa estatal verticalmente integrada había colapsado debido principalmente a la politización de las tarifas, el sobre empleo, ineficiencias y la ausencia de inversiones. La reforma de 1992 tenía como objetivos: Garantizar el suministro de energía promoviendo la inversión. Fijar tarifas justas que remuneren adecuadamente las inversiones. Promover la eficiencia mediante la introducción de competencia en diferentes niveles. Incrementar el acceso a la electricidad de más usuarios (cobertura). Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

4 Diseño del Marco Institucional
OSINERG Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

5 Diseño del Mercado Eléctrico Peruano (1)
En el Perú se tomó como modelo el diseño del Mercado Eléctrico Chileno (1982). CONSUMIDORES REGULADOS MWh US$ DISTRIBUIDORES REDES SST REDES MT /BT COMERCIALIZACION US$ NEGOCIOS CON CONTRATOS (NO EXISTE) EXISTE) COES US$ SPOT (NO INFORMACIÓN DESPACHO TRANSFERENCIA CLIENTE SPOT LIBRE MWh US$ (NO EXISTE) INFORMACIÓN TRANSMISORES NEGOCIOS CON CONTRATOS REDES SST REDES SPT GENERADORES US$ MWh CONTRATO G1 G2 Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

6 Diseño del Mercado Eléctrico Peruano (2)
Separación de las actividades de generación, transmisión y distribución. Libre entrada en la generación y competencia por contratos. Precios máximos de venta de generador a distribuidor. Competencia entre generadores y distribuidoras por los clientes mayores (1 MW en Perú, 2 MW en Chile). El operador del mercado está conformado por los generadores y transmisores (Comité de Operación Económica del Sistema, COES). El despacho y precios en el mercado spot se fijan usando los costos variables de las centrales independientemente de los contratos financieros. El mercado spot sólo se utiliza para valorizar las transferencias entre generadores (diferencias entre despacho y compromisos contractuales). No existen comercializadores independientes. Las distribuidoras tienen el monopolio de la red y comercialización sobre los usuarios de servicio público. Las distribuidoras no pueden comprar directamente al mercado spot. Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

7 Principios, Criterios y Metodología
Esquema Regulatorio en el Mercado Eléctrico Peruano (1) Segmento Principios, Criterios y Metodología Período Generación Competencia entre Generadores 1 Año Energía: Costos marginales resultado de la operación económica del sistema (Costo de la última unidad despachada) Potencia: Costos de la unidad más económica para abastecer potencia adicional en la hora de máxima demanda (usualmente turbina a gas) Transmisión Monopolio Regulado / Concesiones Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado Sistema Principal: Pagado por todos los consumidores finales Sistema Secundario: Pagado por los usuarios particulares de las instalaciones 4 Años Distribución Monopolio Regulado Costo Medio Eficiente para Empresas Modelo Valor Agregado de Distribución por Nivel de Tensión Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

8 + + + + + Esquema Regulatorio en el Mercado Eléctrico Peruano (2)
REGULACIÓN DE GENERACIÓN REGULACIÓN DE DISTRIBUCIÓN - VAD + + PRECIOS EN BARRA + + REGULACIÓN DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN + PRECIOS AL CONSUMIDOR FINAL REGULACIÓN DEL SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

9 1.- Tarifas de Generación: Marco Conceptual
De acuerdo con la teoría del Peak - Load Pricing, cuando un bien no es almacenable y existe estacionalidad en el consumo, el consumidor de las horas punta es el que debe pagar el costo de capacidad (β) y no sólo el costo variable como sucede con los consumidores fuera de horas punta (b). Punta Fuente: Viscusi (1996) Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

10 Tarifas de Generación: Minimización de Costos
Minimización de Costos sin Gas Natural Minimización de Costos con Gas Natural Costos D ßH 8 760 ßD tD H Potencia Costo de Abastecimiento Potencia Energía Generada por Centrales CS D CS Energía Generada por Centrales CC CC H Horas de funcionamiento anual Costos D C S C C H ßH Ahorro para los Usuarios ßCC ßCS Ahorro para los Usuarios ßD t”D t”CS t”CC 8 760 Horas de funcionamiento anual H: Hidráulica, CC: Ciclo Combinado, CS: Ciclo Simple, D: Diesel ßi: Costo Fijo Anual de Tecnología, bi: Costo Variable por hora de Tecnología

11 Tarifas de Generación: Precios de Energía y Potencia
Componentes en la obtención del precio de la Generación: El pago de energía está dado por el costo variable de la central marginal por bloque horario El pago de potencia está dado por el costo de inversión de la central que abasteció el pico. Precio de Energía (US$/MWh) Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

12 Tarifas de Generación: Comparación con el Mercado Libre
La LCE estableció un mecanismo de ajuste de tarifas de generación con el fin de que éstas no se desvíen de los precios que se obtendrían en un mercado competitivo (Mercado Libre). Así, la tarifa regulada de generación no debe diferir en más (ni menos) de 10% del precio promedio del Mercado Libre Se ajusta hasta la línea punteada +10% Precio medio libre (nivel de referencia) -10% Se ajusta hasta la línea punteada Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

13 2.- Tarifas de Transmisión: Marco Conceptual
Un planificador debería invertir en transmisión como máximo hasta el punto en que el costo marginal de la nueva capacidad de transmisión se iguale a la diferencia de precios entre nodos. Es decir, se invertirá hasta el punto en que el costo y el beneficio para la sociedad sean equivalentes. Ello implica que las diferencias de precios entre nodos deberían cubrir el costo de la transmisión. Sin embargo, por economías de escala, la configuración de la red, entre otros, estas solo cubren aproximadamente el 20% de los costos. El resto debe cubrirse mediante un “cargo complementario” o “peaje” que debe ser repartido entre los diferentes agentes, existiendo una serie de métodos de asignación. . 100 600 Q 20 40 32 P 500 300 Valor de la Transmisión 46 Zona A Zona B PB = PA = De la zona A todavía puede ser eficiente exportar si Costo Transmisión < (PB – PA) = (14)

14 Tarifas de Transmisión: Clasificación de Sistemas
Parte del sistema de transmisión, común al conjunto de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica. Principal (SPT) Comprende instalaciones de alta o muy alta tensión (138 ó 220 kV) Debe permitir el flujo bidireccional de energía El régimen de uso de los sistemas no permite identificar responsables individuales por el flujo de las mismas. Parte del sistema de transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde el SPT. Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una Barra del SPT. Secundario (SST)

15 SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL
15 Chile Ecuador Colombia Brasil B o l i v a CHICLAYO OESTE GUADALUPE TRUJILLO NORTE CHIMBOTE PARAMONGA INDEPENDENCIA SAN JUAN MARCONA ICA PACHACHACA POMACOCHA PARAGSHA CARHUAMAYO HUAYUCACHI OROYA PIURA LIMA LORETO CH CAÑON DEL PATO HUARAZ SULLANA CH CAHUA HUACHO CH YAUPI HUINCO AYACUCHO QUENCORO CACHIMAYO MACHUPICCHU CUSCO COMBAPATA TINTAYA AZANGARO JULIACA PUNO TOQUEPALA ARICOTA 1 ARICOTA 2 TOMASIRI TACNA ILO 1 TV ILO 2 REF. ILO CERRO VERDE CHILINA CHARCANI V CH MANTARO ABANCAY AYAVIRI SAN NICOLAS CHARCANI VI CHARCANI IV SOCABAYA PIURA OESTE AGUAYTIA PUCALLPA TINGO MARIA TARAPOTO CH CARHUAQUERO CHACHAPOYAS CAJAMARCA VIZCARRA HUANCAVELICA CHAVARRIA VENTANILLA ZAPALLAL SANTA ROSA SAN GABAN MALPASO COTARUSE BOTIFLACA TUMBES MOQUEGUA HUANUCO CALLAHUANCA CH YUNCAN AUCAYACU TOCACHE BELLAVISTA MOYOBAMBA Sistema Norte radial (1000 km) enlace débil y de baja fiabilidad por poca redundancia SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) ZORRITOS TALARA Atiende 70 % de la población del Perú en 21 Regiones EXISTENTE PROYECTO 220 kV 138 kV 30-69 kV Oferta de Generación : 4471MW Demanda Nacional : 3305MW

16 Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Tarifas de Transmisión: Costos y Remuneración Se determina un costo total anual (CT) que incluye la anualidad del valor nuevo de reemplazo (aVNR) y los costos eficientes de operación y mantenimiento (COyM). Uso de diferencias entre precios nodales (ingreso tarifario) y procedimientos de reparto de cargos complementarios (peajes). Las tarifas se fijan en mayo de cada año: CT = aVNR + COyM = IT + Peajes Costo a Reconocer = Forma de Pago Donde: CT : Costo Total Anual aVNR : Anualidad Valor Nuevo de Reemplazo (descontada al 12%) con un período de vida útil de 30 años. COyM : Costo eficientes de operación y mantenimiento. IT : Ingreso Tarifario (basados en costos marginales) Peajes : Cargo Complementario. Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

17 *SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO COSTOS DE INVERSIÓN EN TRANSMISIÓN
Tarifas de Transmisión Principal: Esquema Tarifario COSTOS DE INVERSIÓN EN TRANSMISIÓN INGRESOS TARIFARIOS (generadores) DETERMINAR COSTO ANUAL DE TRANSMISIÓN COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO PEAJES POR TRANSMISIÓN (consumidores finales) * Es 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.

18 Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Tarifas de Transmisión: Contratos de Concesión En forma independiente de lo establecido en la LCE y el RLCE, el Estado Peruano suscribió Contratos con rango de Ley. Estos son de dos tipos: Contratos BOOT: Otorga remuneración a través de un peaje calculado con base a un Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) fijo igual a su oferta, los cuales se ajustan anualmente de acuerdo a un índice de precios. El COyM lo calcula OSINERG en base a estándares de eficiencia. Contratos tipo Remuneración Anual Garantizada: Se recibe un monto anual fijo que se ajusta mediante el mismo índice. En mérito a estos contratos las tarifas para estas instalaciones tienen un trato diferente. Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

19 3.- Tarifas de Distribución: Marco Conceptual
Se reconoce la característica de monopolio natural Las tarifas se fijan conceptualmente en base a un costo medio eficiente comparando a las empresas con una “empresa modelo”. Costos de Corto y Largo Plazo Demanda de Punta (kW) US$/kW-año CMeCP CMgCP CMeLP CMgLP Eficiencia económica: Costos medios de una red adaptada Crecimiento homogéneo CMeCP  CMgLP Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

20 Tarifas de Distribución: Cálculo del VAD
El VAD se calcula como un costo total anual que corresponde a la Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), correspondiente al costo estándar de inversión de un “sistema económicamente adaptado”, más los Costos de Explotación (CE) o costos fijos de operación y mantenimiento, para cada sector típico. El VNR es “el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes” y se calcula para una empresa modelo construida a partir de un sistema eléctrico preseleccionado y representativo del sector típico. Luego, se calcula un VAD unitario considerando la proyección de la máxima demanda del sistema eléctrico para los próximos cinco años. VAD = aVNR + CE VAD = aVNR + COyM DM Como las características de los otros sistemas del mismo sector típico pueden diferir de aquella seleccionada para la empresa modelo, se realiza una verificación de la rentabilidad por grupos de concesionarios (debe estar entre 8% y 16%) Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

21 Tarifas de Distribución: Sectores Típicos
Los sistemas eléctricos típicos se definen en base a indicadores de densidad de instalaciones, clientes y carga. En la actualidad se reconocen 6 sectores típicos. Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 6 (Especial) Sector 5 1993 1997 2001 2005 Sectores Típicos ( ) 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 Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

22 Tarifas de Distribución: Esquema Tarifario
Ingresos Costos Flujo Neto 8% ≤ TIR ≤ 16% FIN Ajuste del VAD VNR NO SI Verificación de la TIR Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

23 CONTENIDO PROBLEMÁTICA DEL MERCADO ELÉCTRICO Y MEDIDAS DE POLÍTICA
GENERACIÓN INCERTIDUMBRE EN INVERSIONES CONTRATOS POTENCIALES RAZONES MEDIDAS DE POLÍTICA TRANSMISIÓN TARIFAS COMPLEJAS E IMPREDECIBLES INVERSIÓN INSUFICIENTE E INADECUADA DISTRIBUCIÓN POCA HOMOGENEIDAD EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL CONCLUSIONES

24 Problemática del Mercado Eléctrico
Tarifa en Barra Garantía de Abastecimiento Manejo del Riesgo y Rentabilidad Problemas Actuales Insuficiente Competitividad en la Generación Institucionalidad Relacionados al Mercado de Contratos Transmisión Sensibilidad de Demanda a Precios Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

25 1.- Problemática de la Generación: Incertidumbre en Inversiones (1)
Los mercados eléctricos suelen enfrentar problemas para asegurar la suficiente capacidad de generación (adecuada y confiable). Los problemas de incertidumbre y tiempo de ejecución, hacen que las inversiones se retrasen y no sigan el crecimiento de la demanda. El mayor problema está en aquellas inversiones que requieren un mayor tiempo de maduración (hidroeléctricas) En la LCE se establece la libre entrada en generación y se espera que las señales de precios den los incentivos apropiados, sin embargo el crecimiento de la oferta no se puede asegurar. Ello ha llevado a considerar la necesidad de cierto grado de intervención del Estado en la promoción de inversiones. GENERACIÓN Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

26 Problemática de la Generación: Incertidumbre de las inversiones (2)
La reducción de las inversiones en el sector eléctrico no se ha dado únicamente en el Perú sino también en los principales países en desarrollo. Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

27 Problemática de la Generación: Contratos (1)
En el 2004 las distribuidoras tuvieron problemas para renovar sus contratos a tarifa regulada con los generadores. Ello se debió a que el precio spot estaba muy alto como consecuencia de la sequía, y la renovación al precio regulado (estable) implicaba pérdidas financieras para los generadores. Las distribuidoras estaban en riesgo de perder su concesión por la obligación de mantener sus contratos vigentes (para un periodo de dos años). Las distribuidoras no pueden acceder al mercado spot ni trasladar al consumidor precios diferentes a los regulados. Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

28 Problemática de la Generación: Contratos (2)
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

29 Problemática de la Generación: Potenciales Razones
El problema de inversiones estaría asociado con: La falta de incentivos de los incumbentes para invertir en capacidad eficiente (pues reducirían el precio para todas sus inversiones hundidas). El ingreso de Camisea, proyecto que genera cierta incertidumbre en los inversionistas La existencia de problemas administrativos en el caso de las centrales hidráulicas (derechos de agua, la devolución anticipada del IVA). La percepción de riesgo regulatorio para los inversores ante la fijación anual de las tarifas y el grado de discrecionalidad resultante. No existe una relación estrecha entre la tarifa en barra y señales de precios que recojan las condiciones vigentes de mercado (escasez, expectativas y riesgo). Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

30 Generación: Medidas de Política
Objetivo de las Políticas plasmadas en el LIBRO BLANCO: Incorporar mecanismos de mercado en la fijación tarifaria Desregular el mercado Promover la competencia entre los agentes Dar mayor transparencia al mercado Promover la inversión (garantía de abastecimiento) En el caso de la GENERACIÓN: Se crea un mecanismo de licitaciones para atraer nueva capacidad, mediante una demanda asegurada. Se reduce el riesgo regulatorio al mantener fijo por cinco o diez años el precio de oferta del postor ganador. Se fomenta la competencia entre actores nuevos y actuales (licitaciones incluyen demanda para los siguientes años). Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

31 Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Generación: Medidas de Política Incrementar Competencia vía Licitaciones Es responsabilidad del Distribuidor mantener su demanda regulada cubierta con contratos y, en caso necesario, convocar a licitaciones a precio firme Licitaciones serán conducidas por los Distribuidores. No se requiere la autorización de OSINERG para iniciar un proceso de licitación OSINERG no aprobará las Bases de la Licitación, sólo los lineamientos para su elaboración y supervisará el proceso Licitaciones serán con Precio Máximo definido por OSINERG y mantenido en reserva y custodia por un Notario Público Lineamientos Lineamientos Lineamientos Lineamientos Licitaciones Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

32 Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Generación: Medidas de Política Incrementar Competencia vía Licitaciones El distribuidor debe contratar con al menos 3 años anticipación su demanda (regulada + libres que quieran adherirse), mediante licitaciones competitivas. Distribuidor que inicie licitación debe permitir se asocien otros distribuidores. Contratos con precios firmes hasta por 15 años, sólo modificables con autorización de OSINERG. Se establecen incentivos a la contratación anticipada, que no podrán exceder del 3% del precio firme. OSINERG aprobará lineamientos para formular las bases de la licitación y verificará que se cumplan Es responsabilidad del Distribuidor establecer requerimientos y modalidades de compra, así como plazos contractuales Contratos de menos de 5 años sólo hasta 25% de demanda regulada Como máximo 10% de la demanda regulada podrá ser contratada con menos de 3 años de anticipación. OSINERG aprobará los plazos contractuales. Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

33 Generación: Medidas de Política Precio para los Usuarios Regulados
El Distribuidor traslada al Usuario final un precio compuesto por: Contratos bilaterales: precio medio entre el precio del contrato bilateral (menor o igual al precio de barra) y el precio de barra. Contratos licitados: precio del contrato considerando régimen de incentivos. Se excluye la participación de la demanda de las transacciones en el spot Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

34 2.-Problemática de la Transmisión: Tarifas Complejas e Impredecibles
La LCE y las normas obligan a revisar constantemente los elementos que sirven para fijar las tarifas, generando incertidumbre sobre la recuperación de costos. Se revisan tanto los costos como la magnitud de las inversiones (SEA). Un cambio originado por una externalidad puede hacer que las instalaciones se desadapten generando incertidumbre dada su condición de costos hundidos. Se distingue entre instalaciones que conforman el Sistema Principal y los Sistemas Secundarios, con consecuencias sobre quienes asumen el costo de las redes y su posible recuperación. TRANSMISIÓN Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

35 Problemática de la Transmisión: Inversión Insuficiente e Inadecuada
No se están efectuando las inversiones en transmisión en la forma y magnitud esperada Incertidumbre del sistema actual de precios. Nadie se siente responsable de la planificación ni de la expansión del sistema de transmisión. El Gobierno ha aplicado medidas ad-hoc para ampliaciones (contratos BOOT) y para la operación y mantenimiento de la red (RAG). Existe un incremento paulatino de la congestión, lo que genera ineficiencias en el despacho. Tratamiento de los Servicios Complementarios – la ley no menciona el tema – no es claro como se valoran ni quien los debe pagar. Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

36 Transmisión: Medidas de Política
El LIBRO BLANCO recoge las siguientes medidas: Las tarifas de transmisión deben recuperar los costos prudentes incurridos por el transmisor (fijados una sola vez). Los activos existentes deben ser pagados por los usuarios actuales y los activos nuevos por sus beneficiarios. Crear una entidad de Planeamiento de la Transmisión independiente de todos los agentes que analice opciones, identifique proyectos, determine beneficiarios y asigne cargos. Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

37 Transmisión: Medidas de Política Nuevas Inversiones
PLAN DE TRANSMISIÓN INSTALACIONES SOMETIDAS A LICITACIÓN CONSTRUIDAS POR AGENTES, SIN AGENTES FUERA DEL PLAN DE TRANSMISIÓN Sistema Planificado Remuneración por contrato En caso que terceros utilicen la línea se fija la tarifa con los mismos principios del SST (por el uso) Contratos BOOT (30 años) Se asigna según “Beneficios Económicos” (generadores y consumidores) Cálculo de Costo Eficiente Sistema Complementario (Ente planificador) Necesidades sistema, generadores, distribuidores Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

38 Transmisión: Medidas de Política Nuevas Inversiones
El sistema de transmisión será desarrollado principalmente a través de licitaciones y pagado en 30 años El plan de obras de transmisión identificadas como necesarias por el planificador permitirá que algunos equipamientos puedan ser construidos por interesados bajo las reglas del SST actual Después de 30 años sólo se pagará costos de OyM más reposición. Otros interesados pueden construir instalaciones no previstas como necesarias por el Planificador, bajo su cuenta y riesgo y en caso estas sean utilizadas por terceros, tarifas serán según lo previsto para el SST. Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

39 3.- Problemática de la Distribución
La clasificación de las empresas en seis sectores típicos hace que algunas tengan menores rentabilidades que otras debido a la poca homogeneidad entre los sistemas de distribución, dejando de ser representativas para algunos casos. Estas diferencias no necesariamente se compensan dentro de cada empresa. Los concesionarios han cuestionado la aplicación del criterio de “Empresa Modelo Eficiente”, en cuanto al diseño de la red, porcentaje de líneas aéreas y subterráneas, entre otros. También se cuestiona el uso de la noción “Valor Nuevo de Reemplazo” en la fijación de tarifas y solicitan el uso del costo incurrido en realidad para el proceso de verificación de la TIR . El crecimiento de la cobertura ha perdido dinamismo sobre todo en zonas rurales (solo alcanza un 50%), existiendo para financiar inversiones para las empresas estatales. Existe un subsidio al consumo mas no al acceso, el cual depende de los concesionarios o de las obras de electrificación rural. DISTRIBUCIÓN Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

40 3.- Problemática de la Distribución
Indicador de los Costos de Inversión y Explotación en Distribución Sector 1 Zona Urbana Alta Densidad Sector 2 Media Densidad Sector 3 Baja Densidad Sector 4 Zona Urbana-Rural Sector 5 Zona Rural Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

41 Distribución: Medidas de Política
A la fecha, se está enfocando el problema de la distribución rural a través de los siguientes mecanismos: La Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP) del MINEM encarga la construcción de nuevas redes para el sector rural. Hasta la fecha, éstas luego se traspasan a las distribuidoras estatales como contribución de capital. Para evitar que dichos costos altos de capital se pasen a los usuarios se está proponiendo que no se incorporen al activo fijo. El Banco Mundial ha aprobado un préstamo destinado a la electrificación rural con un esquema de subsidios a la inversión. Dichos esquema permitiría que los proyectos puedan recuperar la inversión no subsidiada a través de las tarifas. Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

42 Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Conclusiones Generación y Transmisión: El nuevo modelo propuesto en el Libro Blanco garantizará estabilidad a las inversiones con lo cual se espera dar mayor dinamismo a las mismas. Distribución: Respecto a la distribución sólo se está contemplando como asegurar la rentabilidad adecuada para los proyectos de electrificación rural Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas

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