PROCESOS Y REVISIÓN PERIÓDICA DE TARIFAS

1. VIII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE ENERGÍA PROCESOS Y REVISIÓN PERIÓDICA DE TARIFAS Ing. Jorge Vergara CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CONELEC Brasil, 23 – 26 de mayo de 2004

2. CONTENIDO: • Marco Legal • Estructura del Sector Eléctrico Ecuatoriano • Tarifa Eléctrica: Principios Tarifarios • Estructura de Costos: • Costos Atribuibles al Servicio Eléctrico • Componentes del Costo • Comentarios

3. QUE BUSCA EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO CON LA LEY DE REGIMEN • Desmonopolización • Competitividad de los mercados de Producción • Uso generalizado de instalaciones de T&D • Operación técnica y económica del sistema • Participación de capitales privados • Tarifas justas para el inversionista y el consumidor • Fomento de recursos energéticos no convencionales

4. MARCO LEGAL: Ley de Régimen del Sector Eléctrico • Capítulo VIII Mercado y Tarifas • Transacciones en el MEM • Contratos a plazo • Ventas en el mercado ocasional • Precios sujetos a Regulación • Transferencia de potencia y energía entre generadores. • Transferencia de potencia y energía de generadores a distribuidores. • Las tarifas de transmisión. • Peajes. • Tarifas por suministro a consumidores finales.

5. Principios Tarifarios (LRSE Art. 53) • Las tarifas aplicables a los consumidores finales cubrirán los precios referenciales de generación, los costos medios del sistema de transmisión y el valor agregado de distribución (VAD) de empresas eficientes. • Los pliegos tarifarios serán elaborados sobre la base de la aplicación de índices de gestión establecidos mediante regulación por el CONELEC, para empresas eficientes con costos reales. • La estructura tarifaria para el consumidor final que no esté en posibilidad de suscribir contratos de largo plazo para el suministro de la energía o que estándolo no haya hecho uso de esa posibilidad, deberá reflejar los costos que los clientes originen según sus modalidades de consumo, y nivel de tensión eléctrica.

6. Principios Tarifarios (LRSE Art. 53) Los pliegos tarifarios deberán tomar en cuenta el derecho de los consumidores de más bajos recursos a acceder al servicio eléctrico dentro de condiciones económicas acordes con sus posibilidades. Los consumidores de bajo consumo, serán subsidiados por los usuarios residenciales de mayor consumo en cada zona geográfica.

7. MARCO LEGAL: Ley de Régimen del Sector Eléctrico • Art. 57.- Pliegos tarifarios y Ajustes. El CONELEC fijará y publicará anualmente las tarifas de transmisión y de distribución, así como sus fórmulas de reajuste, las que entrarán en vigencia el 30 de octubre del año en que corresponda. Los pliegos tarifarios incluirán ajustes automáticos de tarifas hacia arriba o hacia abajo debido a cambios excepcionales e imprevistos de costos que no pueden ser directamente controlados por el concesionario, reajustes que se aplicarán si la variación de las tarifas es superior o inferior al 5% del valor vigente a la fecha de cálculo. Reglamento de Tarifas Eléctricas

8. MEM MER Distribuidores. Clientes Regulados. Generadores Distribuidores Grandes Consumidores Tarifa: PRG + TT + VAD Transmisor ESTRUCTURA DEL SECTOR ELECTRICO: (11) (20) (62) (1) Sistemas no Interconectados: Tarifa: PGA + T + VAD; Donde: PGA = PRG + FF

9. ESTRUCTURA DE COSTOS: (Reglamento de Tarifas Art. 6 y Art. 7) Costos atribuibles al Servicio: • Precios referenciales de generación (PRG) • Costos medios del sistema de transmisión (TT) • Valor agregado de distribución (VAD) Componentes del Costo: • Costos de energía • Costos de capacidad • Costos de restricción técnica • Pérdidas • Costos de comercialización • Costos de administración

10. PRECIO REFERENCIAL DE GENERACIÓN: PRG Componente de Energía.- Corresponde al promedio ponderado de los costos marginales de generación de corto plazo, para un período de simulación de cuatro años del despacho de carga de mínimo costo, proveniente de la planificación operativa del sistema de generación elaborado por el CENACE, con el objeto de mitigar las variaciones que pueden experimentar los costos, tanto diaria como estacionalmente. Componente de Capacidad.- Corresponderá a la anualidad de las inversiones consideradas a la Tasa de Descuento y para una vida útil aprobadas por el CONELEC, para poner en funcionamiento un equipamiento marginal de mínimo costo, para cubrir la demanda máxima del sistema, a la que se agregarán los costos fijos de operación y mantenimiento correspondientes. REGLAMENTO DE TARIFAS ELÉCTRICAS Art. 8

11. PRECIO REFERENCIAL DE GENERACIÓN: PRG

12. COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN: TT Corresponde al costo de capacidad que se determina como la suma de los costos de inversión, depreciación, administración, operación, mantenimiento y pérdidas. Los costos de inversión provendrán del programa de expansión optimizada del sistema, para un período de diez años, cuyo estudio será preparado por el Transmisor, en coordinación con el CENACE y aprobado por el CONELEC. Mediante el flujo de caja descontado de los activos de la empresa de transmisión considerada la expansión optimizada; y, asociados a la demanda máxima correspondiente, se obtendrán los costos medios de inversión. El costo imputable a la tarifa será la anualidad de los costos medios de inversión para una vida útil de 45 años para líneas de transmisión y 30 años para SEy la tasa de descuento aprobada por el CONELEC. REGLAMENTO DE TARIFAS ELÉCTRICAS Art. 9

13. COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN: TT

14. VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN: VAD El VAD será obtenido para los niveles de subtransmisión, media tensión y baja tensión y su costo, en cada uno de ellos, tiene los componentes de costo de capacidad, administración, pérdidas y comercialización. El estudio técnico - económico respectivo con los resultados del cálculo del VAD será presentado por cada distribuidor al CONELEC hasta el último día laborable del mes de mayo de cada año; estos resultados deberán ajustarse a los valores del VAD para la empresa de referencia, según lo dispuesto en el artículo 56 de la Ley. REGLAMENTO DE TARIFAS ELÉCTRICAS Art. 10

15. Información de soporte para el VAD • Información Técnica: • Balances de energía y potencia. • Información Económica: • Valor de Activos en servicio; • Costos de Operación y Mantenimiento • Estandarizados.- En base a una función matemática que considera: • Concentración o dispersión del mercado servido; • Consumo per capita; y, • Características específicas de la empresa. • Históricos incrementados. • Índices de Gestión sobre la base de activos en Servicio.

16. Tarifa Nacional Promedio

17. Tarifa Nacional Promedio

18. Estructura de los Precios de Electricidad

19. REDUCCIÓN TARIFARIA

20. COMENTARIOS • Las señales de mercado no han incentivado las inversiones privadas en nuevas centrales de generación. • No se está cumpliendo con el plan de expansión de generación. • La participación de la generación térmica en el cubrimiento de la demanda es de alrededor del 40%, por lo que el precio de los combustibles tiene alta importancia. • La falta oportuna del pago a los generadores por parte de los distribuidores a ocasionado desequilibrios financieros. • No se ha implementado de programas de reducción de pérdidas en las distribuidoras. • No se ha mejorado la gestión administrativa y comercial.

21. GRACIAS POR SU ATENCION web site: www.conelec.gov.ec web master: conelec@conelec.gov.ec