FORMULACIÓN DE LA TARIFA ELÉCTRICA EN PANAMÁ

CONCEPTOS Y RESULTADOS

HONDURAS –AGOSTO 2010

Composición de las Tarifas

Costos de Distribución:– ¿Que se Remunera?

Costos de Capital

de la RedCostos de

operación y

mantenimiento de

la red, admin.

Pérdidas

en la Red

Composición de las Tarifas

Costos de Comercialización– ¿Que se Remunera?

Lectura de la Medición

Gestión de Cobro

Atención al Cliente

Costos del

Equipo Medición

Facturación y Envío

COMPONENTE DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

¿Cómo se fija?

• Se establece un Ingreso Máximo Permitido (IMP) a las empresas de distribución que reconoce el valor eficiente en Distribución, o sea los costos de administración, operación y mantenimiento, pérdidas en distribución y el costo de capital (rentabilidad y depreciación). También hay un IMP para el servicio del Alumbrado Público. (art. 103)

• El IMP de comercialización reconoce el costo de capital y del servicio de atención al cliente, tales como medición, facturación, cobro y atención al cliente. (art. 111)

COMPONENTE DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN (Cont.)

• El criterio está definido en el artículo 103 de la Ley 6. Para el VAD es:– Utilizar el costo de empresas reales, similares

nacionales o extranjeras, eficientes.– Con la data de las empresas comparadoras se

establecen modelos estadísticos para establecer los parámetros o ecuaciones de eficiencia, para cada uno de los componentes. (OyM, ADM, etc, de Dist y COM)

– Se utilizan las proyecciones de clientes, demanda (kW) de cada empresa distribuidora en Panamá.

– Se calcula el $OyM, $ADM, $Inv de DIST y COM y PE%

– Se ajustan los $ a B/.

El criterio está definido en el artículo 103 de la Ley 6. Para la Base de Capital es:

•La ASEP fija la tasa de rentabilidad a las empresas. (No es garantizada) (art. 103)

•Se revisa el costo de los activos incorporados y se determina la razonabilidad de los costos. (art. 97, 103)

•Se calcula la depreciación (vida útil)

COMPONENTE DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN (Cont.)

En resumen, el IMP (B/.) se calcula para un periodo de 4

años:

– DISTRIBUCIÓN

– COMERCIALIZACIÓN

– ALUMBRADO PÚBLICO

Resultados del IMP para julio 2010 - junio 2014

• Se utilizan empresas de la FERC de USA• Se selecciona la información de

distribución y comercialización.• De las empresas que cuenten con toda la

información se les hace una análisis de eficiencia.

• Se seleccionan solo las que sean eficientes mayor de 0.8

• De 123 empresas se seleccionaron 93 empresas

Resultados del IMP para julio 2010 - junio 2014

• Los costos se llevan a dólares en Panamá.

• Se calculan las ecuaciones de eficiencia.• Con las ecuaciones de eficiencia se

calcula el AOyM y el COM y un monto para inversiones en el periodo.

• El AOYM y el COM es un 10.5% de los Activos Brutos en promedio.

• Se incluye inversiones por B/.323 millones, de las cuales B/. 38 es soterrar.

RESULTADOS IMP

• Incluye 38.5 millones en subestaciones nuevas, 20 millones por alumbrado público y 4.1millones para medidores prepago.

• Para la Base de Capital se revisan las inversiones realizadas en el periodo y si el valor es mayor se ajustan al precio de mercado. Se ajustan o eliminan las que se hayan considerado como OyM. Hubo una reducción de 18% en las inversiones a ser incorporadas en la base de capital.

RESULTADOS IMP

• Se fija el porcentaje de pérdidas a reconocer por las ecuaciones de eficiencia. Se fijó en 8.2%.

• Para calcular la rentabilidad la Ley establece el promedio de bonos USA a 30 años más 8 puntos, con un 2% de discreción de la ASEP.

• Se evalúa la gestión de las empresas y se estima el WACC para verificar.

• Se fijó en 10.44%

COSTO MEDIO DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN 2010-2014

UNIDADES EDEMET EDECHI ELEKTRA

TARIFA VIGENTE

ENE-JUN /10 ENE-JUN /10 ENE-JUN /10

COSTO MEDIO

B/./MWh 47.19 69.98 49.73

TARIFA FUTURA

JUL/10 – JUN/14 JUL/10 – JUN/14 JUL/10 – JUN/14

COSTO MEDIO

B/./MWh 47.15 71.02 42.31

VARIACIÓN % -0.09% 1.49% -14.92%

Composición de las TarifasCostos de Generación– ¿Qué se Remunera?

Costos de compra de potencia y energía

Compras en Mercado OcasionalContratos de Abastecimiento

Servicios asociados al funcionamiento del Mercado Mayorista

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.

ASIGNACIÓN DE LOS COSTOS DEL SERVICIO POR GRUPOS DE

CLIENTES

Cómo se distribuyen? El criterio utilizado según la Ley 6, es que esta asignación debe ser de acuerdo al servicio recibido, en este caso, por nivel de tensión al que están conectados y a las características de consumo .

DISEÑO DE ESTRUCTURA TARIFARIA

RÉGIMEN TARIFARIO

Distribución + Costos de

Abastecimiento

Factores de Responsabilidad

por Tarifa

Estructura Tarifaria vigente por cuatro años

Metodología de Asignación de Costos

•El grupo de clientes paga por la red en función del uso que realiza de la red. El uso se valora en base a parámetros medidos en una campaña de medición.

•Los Costos se establecen en valores por Unidad y por cada componente– En Distribución - por kW y por kWh– En Comercialización -Por Cliente y Por kWh– En Generación

• Potencia - por kW• Energía - por kWh

ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE (artículo 111)

�Diseñada por nivel de tensión en:– Alta tensión – Media tensión– Baja tensión

�Cargos fijos y variables, que incluyen:– Cargo por Generación– Cargo por Transmisión– Cargo por Comercialización y Distribución– Cargo por Alumbrado Público

COMPONENTES DE COSTOS

Componentes BTS BTD MTD ATD BTH MTH ATH

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)

Actualización dentro del Periodo Tarifario

• El artículo 99 de la Ley 6, reconoce la variación de los costos.

• Distribución y Comercialización y Transmisión varían por IPC

• Generación– Varían principalmente por el precio del

combustible y por el mercado ocasional– Fuentes externas a las empresas lo

determinan. (El CND y el mercado internacional.)

Cálculo Tarifario(próximos 6 meses)

¿cuánto se deberecuperar?

Cargos de Distribución y Comercialización

•Costos de Transmisión•Pérdidas de Transmisión

Costos de GeneraciónPronóstico + Saldo(Costo Real-Costo Estimado)

•Contratos Térmicos•Compras en el Ocasional

•Contratos Hidroeléctricos•Reserva•Generación Obligada•Servicios Auxiliares delMercado Mayorista

Cálculo Tarifario(próximos 6 meses)

¿cuánto se deberecuperar?

Cargos de Distribucióny Comercialización

•Costos de Transmisión•Pérdidas de Transmisión

Costos de Generación

•Contratos Térmicos•Compras en el Ocasional

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

Durante el Semestre Después

Tarifa Base

•Contratos Térmicos•Compras en el Ocasional

Cargo Variablepor Combustible

Ajuste MensualParcial

Costo Real Parcial vs

Costo Estimado

Tarifa Base

Nueva TarifaBase

Pronóstico + Saldo(Costo Real-Costo Estimado)

Antes

TARIFA BÁSICA Y CARGO VARIABLE POR COMBUSTIBLE

• TARIFA BÁSICA - SEMESTRALIncluye 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 -MENSUALIncluye 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

• Revisión parcial sobre cómo ha variado el costo de generación estimado con respecto al costo real de los costos del combustible en los contratos térmicos y del mercado ocasional.

• Se realiza mensualmente con un rezago de dos meses

CAPACIDAD INSTALADA EN GENERACIÓN HIDRAULICA Y TÉRMICA

AÑO 2009

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.

4.82

5.915.25

3.39

1.873.313.19

1.00

0.210.690.58

1.29

-0.05-0.09

0.53

1.551.00

1.18

-0.05-0.30-0.280.14

13.00

14.00

15.00

16.00

17.00

18.00

19.00

20.00

21.00

22.00

23.00

24.00

25.00

26.00

Ene-

07Fe

b-07

Mar

-07

Abr

-07

May

-07

Jun-

07Ju

l-07

Ago

-07

Sep-

07O

ct-0

7N

ov-0

7D

ic-0

7En

e-08

Feb-

08M

ar-0

8A

br-0

8M

ay-0

8Ju

n-08

Jul-0

8A

go-0

8Se

p-08

Oct

-08

Nov

-08

Dic

-08

Precio promedio tarifa básica Promedio CVC

ELEKTRAPRECIO PROMEDIO DE LA ENERGIA

ELECTRICA TARIFA + CARGO VARIABLE POR COMBUSTIBLE(Centavos/kWh)

OTROS ASPECTOS

La tarifa básica del 2009 se ajustó para cubrir la generación térmica a un costo de combustible a B/.

70.00 de bunker.

A raíz de esta volatilidad el Estado decidió comprar un seguro por combustible en el año 2009 y en el 2010.

El precio se mantuvo en el 2009 sin variaciones y en el 2010 se redujo un 3% por la revisión del cargo de

distribución y comercialización.

Precios Promedio GlobalTarifa Básica + CVC

FET

FET16.94

17.9418.91

FET

Peso Relativo de los Costos en el Precio Promedio Global

SUBSIDIOS

• Ley 15 de 2001, hasta un 20% de la factura de los clientes que consumen hasta 100 kWh.

• Ley de jubilados, un 25% de la factura hasta 600 kWh.

• Sector agropecuario un 5% de la factura.• Aportes del Estado, actualmente entre un

8 y 50%, hasta 500 kWh. Representa como B/. 65 millones al año al precio actual de la electricidad.

GRACIAS