1 caracterÍsticas principales del mercado elÉctrico de el salvador septiembre 2014
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1
CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DEL MERCADO ELÉCTRICO DE
EL SALVADOR
SEPTIEMBRE 2014
El Consejo Nacional de Energía (CNE) establece la Política Energética Nacional.
El Ente Regulador del mercado eléctrico nacional es la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET).
La operación del sistema de transmisión y mercado mayorista de electricidad es realizada por la Unidad de Transacciones (UT).
Los operadores a nivel empresarial, que participan en el mercado mayorista son los generadores privados y estatales, comercializadores, transmisores, las distribuidoras y los grandes usuarios finales.
Los usuarios finales de energía eléctrica que están conectados en la red de transmisión y distribución.
Política Energética Regulador
Administrador & Operador
Generadores y Comercializadores
Empresa Transmisora
Distribuidoras Usuarios Finales
INGENIO CHAPARASTIQUE
CENER POLIWATT COMERCIA
CECAM
Institucionalidad en el Mercado Eléctrico
Usuarios Finales
CS ENERGYHASGAR
ECONOENERGÍATEXTILES SAN ANDRES
ACTIVIDADES DE LOS OPERADORES
OperadorActividad operativa
Actividad comercial
Generador Producción energía Venta energía
Transmisor Transporte energía en alta tensión
Cobra cargo en concepto de peaje
DistribuidorTransporte energía
en media y baja tensión
Cobra cargo en concepto de peaje
Compra-venta energía
Comercializador Ninguna Compra-venta energía
UT
Opera el sistema de transmisión y
administra el Mercado Mayorista
Cobra un cargo
SEGMENTOS DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA
MERCADO MAYORISTA
MERCADO MINORISTA
LA UT OPERA EL SISTEMA DE TRANSMISIÓNY ADMINISTRA EL MERCADO MAYORISTA
ImportaciónExportación
Comercialización
ESTRUCTURA DEL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
GENERADORGENERADOR GENERADORGENERADOR GENERADORGENERADOR GENERADORGENERADOR
COMERCIALIZADORDISTRIBUIDOR
COMERCIALIZADOR
DISTRIBUIDOR
COMERCIALIZADORCOMERCIALIZADOR
CONSUMIDOR FINAL CONSUMIDOR FINAL CONSUMIDOR FINAL CONSUMIDOR FINAL CONSUMIDOR FINAL
MERCADO MAYORISTA(ADMINISTRADO POR LA UT)
DISTRIBUIDOR
COMERCIALIZADOR
MERCADO MINORISTA
COMERCIALIZADORIMPORTADOR EXPORTADOR
ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO, 2013ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO, 2013
353.9 276.9567.2350.5
GeneraciónGeneración
TransmisiónTransmisión
Distribución*Distribución*
Usuarios **Usuarios **
CLESA CAESSDELSUR EEO
CEL
1,632.9
TOTAL
DEUSEM
71.7
1,537 MW
30.8
%
21.7%
846.8GWh
2,081.9GWh
1,426.3GWh
513.18GWh
121.2GWh
INGs
Empresa Transmisora de El Salvador (1180 km)
LaGeoDuke NPC INE Textufil EBCASSA
EDESAL
12.7
TERMOPUERTO HILCASA
73.1GWh
* A diciembre de 2013* A diciembre de 2013
1/ B&D Y ABRUZZO
** A diciembre de 2013 (Miles)** A diciembre de 2013 (Miles)
GECSA
22.0
%
13.3
%
9.4%
2.4%
6.5%
2.9%
0.9%
1.5%
4.6%
0.4%
0.8%
OTROS1
0.1
2.2GWh
21.5% 34.7% 17.0% 4.4% 0.8% 0.03% 100%
Regulación y vigilancia del Mercado Mayorista
Reglamento de Operación del Sistema
de Transmisión y Mercado Mayorista
basado en Costos de Producción (ROBCP)
Contratos de Largo Plazo trasladables a Tarifas
Reformas Legales para el Cambio de Modelo de Mercado Mayorista
Reformas a laLGE
AÑOS 2003 Y 2007
Estructura del Mercado Mayorista de Electricidad
Tipo de Mercado Características Beneficios
Mercado Regulador del Sistema (MRS)
Costo de Energía: Costo de generación definido por la unidad marginal.
Cargo de Capacidad: Costo unitario de la unidad generadora apropiada para proporcionar potencia de punta. Este es un valor regulado y definido por la SIGET cada 5 años.
Reduce poder de mercado de los operadores
Mercado alterno para los desvíos de contratos.
Mayor transparencia en el funcionamiento del mercado.
Mercado auditable y reduce riesgos percibidos por nuevos generadores
Mercado de Contrato
Contratos Bilaterales: Acuerdos entre partes, contratos establecidos entre PMs y no son transferibles a las tarifa eléctricas
Contratos de Largo Plazoi. Resultan de un proceso de libre concurrencia y son públicos.ii. El precio del CLP es transferibles a tarifa eléctrica.iii. Los contratos son financieros por lo cual no inciden en el
despacho de las unidades generadoras.iv. Licitaciones Abiertas, Generación existe , Nueva Generación,
Renovables no Convencionales y Generación Renovable Distribuida.
Precios de energía menos volátiles, más estable.
Estimula la competencia por entrada de nuevos Generadores: precios competitivos.
Viabiliza obtención de financiamiento de nuevos proyectos de Generación.
Promueve la competencia en inversión en generación eficiente
Se preserva el despacho económico del parque generador (contratos financieros)
Estructura del Mercado Mayorista
Reglamento de Operación
basado en Costos de
Producción (ROBCP)
Regulación y Vigilancia
del Mercado
Mayorista
Contratos de Largo Plazo
con Procesos Regulados
Mercado regional
Interfaces regulatorias
9
MERCADO REGULADOR DELSISTEMA (MRS)
CONTRATOSBILATERALES
OPCIONES DE COMPRA DE ENERGÍA ELÉCTRICAEN EL MERCADO MAYORISTA
CONTRATOSLARGO PLAZOTRASLADABLES(Sólo Distrib.)
GENERADORES Y COMERCIALIZADORES
DISTRIBUIDORES, COMERCIALIZADORESY USUARIOS FINALES
Los pagos se canalizan a travésde la UT, emite elDocumento deTransaccionesEconómicas (DTE)
Los pagos se efectúan Privadamente entre las Partes contractuales,Se emiten facturas, etc.
Tipos de licitaciones de contratos de largo plazo
Basadas en:“Normas sobre Contratos de
Largo Plazo mediante ProcesosDe Libre Concurrencia”
Basadas en:“Normas sobre Procesos de Libre Concurrencia para Contratos de
Largo Plazo Respaldados con Generación Distribuida Renovable”
Puede participar cualquier tipo de tecnología o recurso energético, generación existente o nueva; se requiere participación en el Mercado Mayorista
Dirigidas a generación nueva con base en recursos energéticos renovables o tecnologías específicas;se requiere participación en el Mercado Mayorista
Licitaciones abiertas
Licitaciones Especiales(fundamentadasen política energética)
Licitaciones Especiales(fundamentadasen política energética)
Dirigidas a generación con base en recursos energéticos renovables; interconectadaal sistema de distribución ysin participación en el MercadoMayorista
Curva de Suministroestandarizada
Curva de SuministroNo estandarizada
Curva de SuministroNo estandarizada
Curva de Suministroestandarizada
APROBACIÓN DE LAS BASES DE LICITACIÓN
APROBACIÓN DE RESPUESTAS A
CONSULTAS DE LOS PROPONENTES
APROBACIÓN DE PROPONENTES
CALIFICADOS PARA QUE SE REVISE SU
OFERTA ECONÓMICA
APROBACIÓN DE RESULTADOS DE LA
EVALUACIÓN DE OFERTAS: ADJUDICACIÓN
La SIGET supervisa directamente las siguientes etapas de los procesos de libre concurrencia:
Supervisión por la SIGET del Proceso de Libre Concurrencia
DETERMINACIÓN DEL PRECIO TECHO
Jan-
11Fe
b-11
Mar
-11
Apr-
11M
ay-1
1Ju
n-11
Jul-1
1Au
g-11
Sep-
11O
ct-1
1N
ov-1
1D
ec-1
1Ja
n-12
Feb-
12M
ar-1
2Ap
r-12
May
-12
Jun-
12Ju
l-12
Aug-
12Se
p-12
Oct
-12
Nov
-12
Dec
-12
Jan-
13Fe
b-13
Mar
-13
Apr-
13M
ay-1
3Ju
n-13
Jul-1
3Au
g-13
Sep-
13O
ct-1
3N
ov-1
3D
ec-1
3Ja
n-14
Feb-
14M
ar-1
4Ap
r-14
May
-14
Jun-
14
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
83
115
91 77 106
100
98
61 61
64
61 63 62 56 57 54 55 53 55
55
56 62 59 63
29 27 17
17 15 13 11
11 10 12
12 12
12
12
3 12
14 4
342 28
9
355
345 34
6
327
333
116
113
100
119
121
121
115
133
113
131
127
133
115
125
128
118
122
123
108
115
136
135
130
144 12
0
107
122 87 86 73
88
121
114
106
111
247
241
247
237
245
248
257
275
259
273
258
265
262
253
264
255
255 31
0
297
317
320
322
300
313 31
9
316
327 34
2
341
358
324
353
332
351
332
Retiros de las Empresas Distribuidoras por Tipo de MercadoEnero 2011 a junio-2014
CLC BILATERALES MRS
CLC: Contratos por Libre ConcurrenciaBilaterales: Contratos BilateralesMRS: Mercado Regulador del Sistema
Jan-11
Feb-11
Mar-11
Apr-11
May-11
Jun-11Jul-1
1
Aug-11
Sep-11
Oct-11
Nov-11
Dec-11Jan
-12
Feb-12
Mar-12
Apr-12
May-12
Jun-12Jul-1
2
Aug-12
Sep-12
Oct-12
Nov-12
Dec-12Jan
-13
Feb-13
Mar-13
Apr-13
May-13
Jun-13Jul-1
3
Aug-13
Sep-13
Oct-13
Nov-13
Dec-13Jan
-14
Feb-14
Mar-14
Apr-14
May-14
Jun-140%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
80.4
%
67.8
%
83.5
%
81.2
%
81.3
%
76.8
%
78.4
%
27.2
%
26.6
%
23.5
%
28.1
%
28.4
%
28.5
%
27.0
%
31.2
%
26.5
%
30.9
%
29.9
%
31.2
%
27.1
%
29.4
%
30.0
%
27.6
%
28.6
%
29.0
%
25.5
%
27.0
%
31.9
%
31.9
%
30.5
%
33.9
%
28.3
%
25.2
%
28.6
%
20.4
%
20.3
%
17.1
%
20.7
%
28.5
%
26.8
%
24.9
%
26.1
%
19.6
%
27.0
%
21.4
%
18.2
%
24.9
%
23.5
%
23.0
%
14.4
%
14.4
%
15.1
%
14.4
%
14.9
%
14.6
%
13.1
%
13.4
%
12.6
%
13.0
%
12.5
%
13.0
%
12.9
%
13.2
%
14.6
%
13.9
%
14.8
%
6.9%
6.4%
4.0% 3.
9%
3.5%
3.0% 2.5%
2.5%
2.4% 2.7%
2.8%
2.8%
2.8% 2.
8% 0.8%
2.8%
3.4% 0.8%
58.1
%
56.7
%
58.2
%
55.8
%
57.5
%
58.2
%
60.4
%
64.8
%
60.8
%
64.2
%
60.6
%
62.3
%
61.7
%
59.5
%
62.0
%
59.9
%
59.9
%
73.0
%
69.8
%
74.6
%
75.2
%
75.6
%
70.6
%
73.7
%
75.1
%
74.3
%
76.8
%
80.4
%
80.2
%
84.1
%
76.1
%
83.0
%
78.1
%
82.7
%
78.2
%
Porcentaje de Energía por Tipo de Mercadoenero 2011 - junio 2014
MRS BILATERALES CLC
CLC: Contratos por Libre ConcurrenciaBilaterales: Contratos BilateralesMRS: Mercado Regulador del Sistema
Volumen Total Licitado
BloqueVolumen
Licitado por Bloque
(MW) (MW)
1 CAESS-CLP-001-2008 30 30 30 01-01-2012 (*) 31-dic-26 15 30 30 04-dic-08 278-E-2008
2 CAESS-CLP-002-2009 190 190 01-ago-11 31-jul-13 2 190 190 09-mar-10 58-E-2010
B1 204.3 01-ago-11 31-jul-13 2 85.3
B2 250 01-ago-11 31-jul-14 3 250
B1 250 01-jul-16 30-jun-31 15 0 16-abr-12
B2 100 01-jul-16 31-dic-30 14.5 0(Declarado desierto)
5 CAESS-CLP-001-2011 100 100 01-feb-12 31-ene-14 2 30.1 30.1 27-oct-11 568-E-2011
6 CAESS-CLP-001-2012 100 100 01-ene-13 31-dic-14 2 100 100 06-sep-12 731-E-2012
B1 206.715 01-ago-13 31-ene-18 4.5 206.715
B2 103.285 01-ago-13 31-jul-17 4 103.285
02-oct-13 1038-E-2013
21-oct-13 1086-E-2013
B1 252.5 01-ene-18 31-dic-37 20 252.5
B2 102.5 01-ene-18 31-dic-36 19 102.5
B1 6 01-ene-15 31-dic-29 15 12.36
B2 4 01-jul-15 30-jun-30 15 0.45
B3 4 01-jul-16 30-jun-31 15 0.50
B4 1 01-abr-15 28-feb-30 15 pendiente
B1 60 01-oct-16 30-sep-36 20 60.00 358-E-2014
B2 40 01-oct-17 30-sep-37 20 34.00
B1 250 01-ago-14 31-jul-19 1 250
B2 50 01-ago-14 31-dic-17 1.5 50
Nota: (*) Se encuentra pendiente el inicio del suministro del contrato de 30 MW entre CAESS e Hidro Xacbal.
Duración (Años)
8
7
4
3
RESUMEN DE LICITACIONES REALIZADAS
Fecha de Adjudicación
Acuerdo
CAESS-CLP-001-2013
CAESS-CLP-001-2010
DELSUR-CLP-001-2010
Número de licitación
Volumen Adjudicado por Bloque
(MW)
Volumen Adjudicado Total (MW)
Proceso de Libre concurrencia
Inicio de Suministro
Finalización Suministro
CAESS-CLP-002-2013
310
454.3
350
310
62.2
335.3
0
54.862.2 01-nov-13 31-oct-16 3 54.8
355
12 CAESS-CLP-003-2013 300 300
355DELSUR-CLP-001-2012
10 CAESS-CLP-RNV-001-2013 15 13.31
11 DELSUR-CLP-RNV-001-2013 100 94.00
9
362-E-2014
235-E-2011
271-E-212
13-may-13 544-E-2013
11-nov-13 1158-E-2013
25-abr-11
09-jul-14
28-ene-14 45-E-2014
07-jul-14
Capacidad Instalada al 2013
Hidroeléctrica
Térmica
Geotérmica
Ingenios
Total
Fuente: SIGET
472.6 MW(30.8%)
755.3 MW(49.1%)
204.4 MW(13.3%)
104.5 MW(6.8%)
1,536.8 MW
INGENIO CHAPARASTIQUE
Fuente: Boletín Estadístico de la SIGET para el año 2012 e Información de las Empresas GeneradorasNotas:† Termopuerto Ltda. de C.V. inicia operaciones en Marzo de 2013.*Generadores conectados a la red de distribución.
CEL Duke Energy
LaGeo Nejapa INE Termo puerto†
CASSA Textufil* Holcim El Angel La Cabaña*
Energía Borealis*
GECSA HILCASA Energy*
2013 472.6 338.3 204.4 144 100.2 70.8 61 44.1 25.9 22.5 21 13.6 11.6 6.8
25
75
125
175
225
275
325
375
425
475
CAPACIDAD INSTALADA POR EMPRESA GENERADORAA DICIEMBRE 2013 (MW)
TOTAL INSTALADA: 1,536.8 MW
17
Evolución de la Capacidad Disponible de Generación y Demanda Máxima
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 20130
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
15
1.2
15
1.2
15
1.2
20
4.4
20
4.4
20
4.4
20
4.4
20
4.4
20
4.4
20
4.4
42
9.7
44
8.6
46
0.3
47
2.0
47
2.0
47
2.0
47
2.0
47
2.0
47
2.6
47
2.6
51
4.6
51
9.6 6
18
.9
69
5.4
74
5.8
79
4.7
78
4.7
80
0.7
78
9.0
85
9.8
809 829 881 906 924906 948 962 975 1004
TérmicoHidroGeoDem. Máx.
MW
CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE DE LAS CENTRALES GENERADORAS DE ELECTRICIDADA DICIEMBRE 2013
NOMBRE TIPO NÚMERO DE UNIDADESCAPACIDAD INSTALADA
CAPACIDAD DISPONIBLE
(MW) (%) (MW) (%)
HIDRÁULICA 472.6 30.75 472.5 33.97
1 - Guajoyo Hidráulica (1x19.8) 19.8 1.35 19.8 1.42
2 - Cerrón Grande Hidráulica (2x86.4) 172.8 11.79 172.8 12.42
3 - 5 de Noviembre Hidráulica (3x20)+(1x18.0)+(1x21.40)+(1x0.6) 100.0 6.82 99.9 7.18
4 - 15 de Septiembre Hidráulica (2x90) 180.0 12.28 180.0 12.94
GEOTÉRMICA 204.4 13.30 183.8 13.21
5 - Ahuachapán Geotérmica (2x30.00)+(1x35.00) 95.0 6.18 80.0 5.75
6 - Berlín Geotérmica (2x 28.12)+(1x44)+(1x9.2) 109.4 7.12 103.8 7.46
TÉRMICA 859.8 55.9 734.8 52.8
7 -Duke Energy 338.3 22.01 320.0 23.00
Acajutla a) Vapor (1x30.0)+(1x33.0) 63.0 4.10 61.0 4.38
b) Gas (1x82.1)+(1x27.0) 109.1 7.10 99.0 7.12
c) Motores (6x16.5)+(3x17) 150.0 9.76 145.0 10.42
Soyapango Motores (3x5.4) 16.2 1.05 15.0 1.08
8 - Nejapa Power Motores (27x5.33) 144.0 9.37 143.1 10.29
9- Holcim 1/ Motores (3x6.40)+(1x6.70) 25.9 1.69 25.9 1.86
10- Inversiones Energéticas Motores (3x16.5) + (6x8.45) 100.2 6.52 100.2 7.20
11- Textufil Motores (2x3.6)+(2x7.05)+(1x7.38)+(2x7.72) 44.1 2.87 42.5 3.06
12- GECSA Motores (3x3.8704) 11.6 0.76 11.6 0.83
13- Energía Borealis Motores (8x1.7) 13.6 0.88 13.4 0.96
14- HILCASA Energy Motores (4x1.7) 6.8 0.44 6.6 0.47
15- CASSA 61.0 3.97 40.5 2.91
Central Izalco Vapor (1x25)+(1x20) 45.0 2.93 28.0 2.01
Ingenio Chaparrastique Vapor (1x1.5)+(1x2)+(1x2.5)+(1x10) 16.0 1.04 12.5 0.90
16- Ingenio El Angel Vapor (1x10)+(1x12.5) 22.5 1.46 13.0 0.93
17- Ingenio La Cabaña Vapor (1x1.5)+(1x2)+(1x7.5)+(1x10) 21.0 1.37 18.0 1.29
18- Termopuerto Motores (4x17.7) 70.8 4.61 65.98 4.74
TOTAL : 1,536.8 100.0 1,391.1 100.0
19
Inyecciones de Energía por Tipo de Recurso (%)
20142013
Fuentes: Unidad de Transacciones
Hidroeléctrico29%
Térmico39%
Geotérmico24%
Ingenios4%
Imp, Neta5%
Hidroeléctrico23%
Térmico43%
Geotérmico23%
In-ge-nios7%
Imp, Neta6%
Nota: Primer Semestre de 2014
Fuente: Unidad de Transacciones
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 20134000
4500
5000
5500
6000
6500
4,538.2
4,765.0
5,196.9
5,352.6
5,566.2 5,574.8
5,735.75,842.9
5,919.7
6,095.3
Cremimiento de la Demanda de Energía Neta Nacional2004-2013
Demanda Neta Nacional
GWh
+3.1% +5.0% +9.1% +3.0% +4.0% +0.2% +1.9% +1.3% +3.0%+2.9%
Fuente: Unidad de Transacciones
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013600
650
700
750
800
850
900
950
1000
1050
1100
-2.0%
0.0%
2.0%
4.0%
6.0%
8.0%
809829
881906
924906
948962
975
1004
3.06%
2.47%
6.27%
2.84%
1.99%
-1.95%
4.64%
1.48%
1.35%
2.97%
Crecimiento de la Demanda de Potencia2004-2013
Dem. Máx. Tasa Crecimiento
MW
Sistema de Transmisión de El Salvador
Fuente: UT
ACAJUTLA
GUAJOYO
SONSONATE
ATEOS
SANTA ANA
AHUACHAPÁN
OPICO
NEJAPA
A SAN ANTONIO
ABAD
NUEVO CUSCATLÁN
SANTO TOMÁS
PEDREGAL
SOYAPANGO
SAN BARTOLO
SAN MARTÍN
CERRÓN GRANDE
SAN RAFAEL CEDROS
5 DE NOVIEMBRE
BERLÍN
15 DE SEPTIEMBRE
SAN MIGUEL
TECOLUCA
OZATLÁN
INTERCONEXIÓN CON GUATEMALA
LÍNEA DE TRANSMISIÓN 115 KV
INTERCONEXIONES REGIONALES PREEXISTENTE 230 KV
T GENERACION TERMICA
G GENERACION GEOTERMICA
H GENERACION HIDROELECTRICA
TALNIQUE
LA UNIÓN
LÍNEA DE TRANSMISIÓN SIEPAC 230 KV
LINEA SIEPAC
INTERCONEXIÓN CON HONDURAS
LINEA SIEPAC
El Mercado Eléctrico Regional (MER)
LagoNicaragua
Toncontin
Panamá
Aguacapa
Nejapa
Cañas
Ticuantepe
Parrita
Aguacaliente
Veladero
CajónSan BuenaventuraPanaluya
Ahuachapán
Sandino
Palmar Norte
15 de Sept.
TSantaRosa
Río Claro
MER
Guatemala
Honduras
El Salvador
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
Cap. Inst (MW):2,968.4Renovable: 55.2%Dem. Max.(MW) :1,563.6Usuarios: 2.7 MM .Electrificación: 85%
Cap. Inst (MW):1,747.9Renovable: 43.8%Dem. Max.(MW) :1,336.0Usuarios: 1.4 MM .Electrificación: 85%
Guate Norte
Cap. Inst (MW):1,271.7Renovable: 43.6%Dem. Max.(MW):620.1Usuarios: 0.9 MM .Electrificación: 74%
Cap. Inst (MW):2,516.2Renovable: 60.2%Dem. Max. (MW):1,443.9Usuarios: 0.8 MM .Electrificación: 89%
Cap. Inst (MW):2,731.2Renovable: 78.2%Dem. Max.(MW):1,592.9Usuarios: 1.5 MM .Electrificación: 99%
Cap. Inst (MW):1,562.6Renovable: 51.7%Dem. Max. (MW):1,004.0Usuarios: 1.6 MM.Electrificación: 94%
El MER es un séptimo mercado, superpuesto con los seis mercados o sistemas nacionales existentes, con regulación regional en el cual los agentes realizan transaccio-nes internacio-nales de energía eléctrica.
Fuentes: 1. Capacidad Instalada, Porcentaje de Renovable y Demanda Máxima :Estadísticas de Producción del Subsector Eléctrico, 2013. CEPAL2. Cantidad de Usuarios y Electrificación: Estadísticas del Subsector Eléctrico, 2012. CEPAL.
CDMER
24
567,154 usuarios41.1 %
350,513 usuarios28.16 %
353,899 usuarios16.72 %
276,583 usuarios10.13%
71,673 usuarios2.39%
CAESS
CLESA
DELSUR
DEUSEM
EEO
EDESAL12,720 usuarios
1.44%
Total de usuarios: 1,632,922
AREAS DE INFLUENCIA Y PARTICIPACIÓN EN LAS VENTAS DE ELECTRICIDAD DE LAS COMPAÑIAS DISTRIBUIDORAS,
2013
B&D & ABRUZZO529 usuarios
0.04%
Nota: Participación en Ventas Finales en Porcentaje
Cargos de la factura de electricidadEn El Salvador las empresas distribuidoras trasladan 3 cargos a los usuarios finales. Por requerimiento de la Ley General de Electricidad, estos deben presentarse diferenciados en la factura que el usuario paga. Estos cargos son los siguientes:
CARGO POR ENERGÍA
CARGO DE DISTRIBUCIÓN
CARGO DE COMERCIALIZACIÓN
Valor Agregado de Distribución
Costo Producción Energía Transporte Cargos regionales Servicios Auxiliares SIGET, UT, Pérdidas AT
Costos de Distribución: O & M VNR ACTIVOS DISTRIBUCION VECF
Costos de Comercialización y Atención al Cliente
Ajustes trimestrales Revisión quinquenalSujeta a ajustes anuales
Revisión quinquenalSujeta a ajustes anuales
81.8% 16.6% 1.6%
TARIFA ELÉCTRICA DE EL SALVADORPARTICIPACIÓN DE CADA CARGO TARIFARIO POR TIPO DE USUARIO
01/04/0
9
01/07/0
9
01/10/0
9
01/01/1
0
01/04/1
0
01/07/1
0
01/10/1
0
01/01/1
1
01/04/1
1
01/07/1
1
01/10/1
1
01/01/1
2
01/04/1
2
01/07/1
2
01/10/1
2
01/01/1
3
01/04/1
3
01/07/1
3
01/10/1
3
01/01/1
4
01/04/1
4
01/07/1
40.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
160.00
180.00
200.00
139.31
120.29
146.71
120.31
133.93
155.95
184.65
165.43169.85
182.78 184.49
176.57173.23
175.98 175.68169.77 167.71 169.54 171.30
Precio de la Energía a Trasladar a Tarifas PETT ($/MWh) abril 2009 - julio 2014
Total
-13.65% 21.96% -18.00% 11.32% 16.45% 18.40% -10.41% 2.67% 7.61% 0.94% -4.30% -1.89% 1.59% -0.17% -3.36% -1.22% 1.09%
Ajuste Tarifario del 15 de julio
de 2014
Modelo de Mercado basado
en Precios
Modelo de Mercado basado
en Costos
1.04%
Precio Promedio en el MRS, Precio Promedio en Contratos Libre Concurrencia y Precio Promedio Trasladar a Tarifas
Período ene/2011 – jun/2014
Jan-11 Apr-11 Jul-11 Oct-11 Jan-12 Apr-12 Jul-12 Oct-12 Jan-13 Apr-13 Jul-13 Oct-13 Jan-14 Apr-14$100.00
$120.00
$140.00
$160.00
$180.00
$200.00
$220.00
$240.00
Precio del MRS Precio MRS MON Precio CLC MON PETT
$/M
Wh
Modelo de Mercado Basado en Costos
Modelo de Mercado Basado en Precios
Nota: 1. De enero a julio de 2011, el precio de la energía fue calculado de acuerdo al Modelo de Mercado basado en Ofertas de Precios. A partir del 1 de Agosto de 2011 el precio de la energía
ha sido calculado con base a lo establecido en el Reglamento de Operación Basado en Costos de Producción (ROBCP).
TARIFA CENTROAMERICANA
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMAE.E.G.S.A C.A.E.S.S. E.N.E.E E.D.N y S I.C.E E.N.S.A.
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
22.34
8.41 9.04
18.51
15.86
18.64
21.5722.73
13.26
23.91
18.37 18.5621.51
23.08
19.19
34.03
25.92
19.86
PRECIO PROMEDIO DE LA ENERGIA ELECTRICA EN EL ISTMO CENTROAMERICANO SECTOR RESIDENCIAL AL 30 DE JUNIO DE 2014
(valores en centavos de dólar)
100 KWh
250 KWh
1 000 KWh
EMPRESA
CE
NT
AV
OS
DE
DÓ
LA
R /
kW
h
FUENTE: Dirección Planificación Financiera/ Proceso Tarifas de Electricidad / ICE Costa Rica
TARIFA CENTROAMERICANA
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMAE.E.G.S.A C.A.E.S.S. E.N.E.E E.D.N y S I.C.E E.N.S.A.
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
22.26
19.37
15.16
23.73
20.65
23.2222.14
19.40
15.16
23.75
20.67
23.21
19.40 19.39
17.13
25.17
20.67
17.36
PRECIO PROMEDIO DE LA ENERGIA ELECTRICA EN EL ISTMO CENTROAMERICANO SECTOR INDUSTRIAL AL 30 DE JUNIO DE 2014
(valores en centavos de dólar)15 000 KWh, 41 KW
50 000 KWh, 137 KW
100 000 KWh, 274 KW
EMPRESA
CE
NT
AV
OS
DE
DÓ
LA
R/k
Wh
FUENTE: Dirección Planificación Financiera/ Proceso Tarifas de Electricidad / ICE Costa Rica
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