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Facilitador: Augusto C. Bello R.

Seminario Internacional “Autoproducción: Tarifas,

Comercialización y Aspectos Financieros en RD”

Analizar y mostrar el Caso República Dominicana,

específicamente del Módulo 4: La Autoproducción: Tarifas y

Comercialización. Bajo el contexto de que es uno de los temas

de mayor problemática y discusión internacional “la tarifa y

comercialización de los excedentes de la autoproducción o

autogeneración”.

Objetivo



Contenido

1. Introducción

2. Autoproductores

3. Comercialización y Régimen Tarifario

4. Conclusiones



INTRODUCINTRODUCCIÓN

El Mercado Eléctrico al igual que el de otros servicios públicos como el agua,saneamiento, gas y telecomunicaciones, ha sufrido profundos cambios en suorganización en casi todo el mundo a partir de la década iniciada en 1980.

Históricamente la electricidad fue provista por empresas monopólicas,generalmente públicas, que abarcan las distintas etapas del sector productivo:

Generación Transmisión Distribución Comercialización

Algunos de estos mercados, continúan siendo monopolios naturales*.*Un monopolio natural será permitido cuando la demanda de servicios públicos sea satisfecha de manera económica y eficiente por un solo productor.



Reforma del sector eléctrico De la republica dominicana



La falta de inversión del estado en proyectos de generación.

Las Constantes salidas de plantas por problemas técnicos o fallas mecánicaspor ser unidades obsoletas y de largo tiempo de servicio.

El crecimiento natural de la economía influye en una mayor demanda deelectricidad.

Ampliación de la cobertura eléctrica en distribución.

Falta de planificación para un abastecimiento futuro de la demanda.

Porqué REFORMA DEL SECTOR?

Era necesaria la REFORMA DEL SECTOR?

Hemos tenido desarrollo?

REFORMA DEL SECTOR RD



REFORMA DEL SECTOR RD

Cuándo se dan los primeros pasos enbusca de la solución del problemaEléctrico?

1. 1990 Se promulgó la Ley No. 14-90 sobre Incentivo al Desarrollo

Eléctrico Nacional

Fomentar y estimular la generación de energía eléctrica a través del

establecimiento de incentivos y amnistías a las empresas que se dedicaren a la

producción de energía eléctrica

Aparición de los IPP’s (Productores independientes de electricidad)

2. 1992 se inicia el proceso de reestructuración de la CDE, a través

organismos internacionales, con la finalidad de diseñar un proyecto

de Reforma y reestructuración del Sistema Eléctrico Dominicano.

*San Felipe no es IPP a partir del 15 de enero de 2015.



CAPITALIZACIÓN



Luego de más de cuarenta (40) años, operando como un monopolio, elsector eléctrico nacional es sometido a una transformación total, paratales fines se promulga la “LEYGENERAL DE REFORMA DE LAEMPRESA PÚBLICA, No. 141-97*”, marco legal que sirvió de basepara la Capitalización de la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE)

Con el Proceso de Capitalización la CDE se dividió en siete empresas, dela siguiente forma:

Tres empresas distribuidoras, EDESUR, EDENORTE y EDEESTEcon capital 50% estatal y 50 % privado;

Tres empresas generadoras, EGEHAINA (62% estatal, 38%privado), EGEITABO (49.7% estatal, 50.3% privado) y EGEHID(100% estatal);

Una empresa de transmisión propiedad 100% estatal.

REFORMA DEL SECTOR

Capitalización del Sector Eléctrico

*El proceso de Capitalización inicio en junio del 1997



APORTES DE LA REFORMA RDDivisión de los Mercados Mayorista y Minorista



APORTES DE LA REFORMADivisión de los Mercados Mayorista y Minorista



Contenido

1. Introducción

2. Autoproductores


4. Conclusiones



Auto Productores



Auto Productores:

Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad (No. 125-01)

Articulo 2

AUTOPRODUCTORES: Entidades o empresas que disponen de generación

propia para su consumo de electricidad, independientemente de su proceso

productivo, que eventualmente, a través del SENI, venden a terceros sus

excedentes de potencia o de energía eléctrica.

ART. 7.- Los Auto productores y Cogeneradores que deseen vender sus excedentes através del SENI deberán solicitar la correspondiente concesión al Poder Ejecutivo vía laCNE, previa recomendación de la SIE, para los efectos de lo dispuesto por los artículos 10y 38 de la Ley.



GENERADORES

AUTOPRODUCTORES

DISTRIBUIDORES

GENERADORES

AUTOPRODUCTOES

DISTRIBUIDORES

AGENTE S AGENTE S

•Precio Fijado por el Mercado (CMG)

•No hay una cantidad transada, hay un monto monetario transado.

•Hay dos o más partes involucrada.

Mercado Spot

Mercado SPOT

UNR UNR



GENCOS-AUTOP

DISTRIBUIDORES

UNR

GENCOS-AUTOP

DISTRIBUIDORES

UNR

AGENTE 1 AGENTE 2

Precio CantidadDuración OtrosPunto de Suministro

Compra - Venta de Electricidad basado

en acuerdos de: Promueve la expansión del sector y eluso eficiente de los recursos.

Crea las condiciones de competenciaen las actividades de Generación.

Regula las actividades de Transmisióny Distribución al identificarlos comomonopolios naturales.

Mercado de Contratos



Auto Productores:

Reglamento para la Aplicación de la Ley 57-07

Artículo 20.-Las Empresas Distribuidoras estarán obligadas a comprarles sus excedentes a preciosregulados por la SIE, previo estudio y recomendación del CNE, a los usuarios regulados yno regulados que instalen sistemas para aprovechar recursos renovables para producirelectricidad con la posibilidad de generar excedentes que pueden ser enviados a las redesdel SENI



Retribución según la Ley 57-07)



Retribución Vigente(Eólico y Solar)



Sistema De Generación Actual

0.0 500.0 1000.0 1500.0 2000.0 2500.0 3000.0 3500.0 4000.0

Haina

AES Dominicana

Hidro

IPP'S

Reserva Fría

Generación en Línea

Demanda Estimada

Restricción/Superavit Distribuidoras

Total Nominal

Situacion actual de las unidades del SENI

MAXIMA MEDIA MINIMA R.F. NOMINAL



PETRÓLEO50.76%

GAS26.84%

CARBÓN13.26%

HIDROELÉCTRICA7.20%

EÓLICA1.94%

GENERACIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE

El tipo de combustible predominante en la proyección de este mediano plazoes el petróleo (fuel), con el 50.76% de la producción; es seguido por el gasnatural 26.84%, el carbón 13.26%, las hidroeléctricas con el 7.2% y, lageneración eólica con 1.94%.



Capacidad Instalada Energías Renovables

Las energías renovables no gestionables (fotovoltaica y eólica), suman 164.95 MW de capacidad instalada, en operación comercial, siendo esto un 5% de la capacidad instalada del parque de generación total del SENI.



GRANDES AUTOPRODUCTORES

PVDC (QUISQUEYA 1) 215 MW Actualmente operando como Autoproductor

METALDOM 42 MW Octubre 2016 le fue otorgada la concesión como Generador

FALCONDO 186 MW Febrero 2017 le fue otorgada la concesión como Generador

Capacidad Instalada Grandes Autoproductores



PPA FIRMADOS MAY 2015 - SEP 2016



Participación de los Autoproductores en el SENI(Propuesta de Normativa)




En su resolución OC 103-2016 el CCOC se estableció lo siguiente:

La aprobación del informe y la tercera propuesta de “Procedimiento de Reglamento

para la Participación de los Autoproductores en el SENI”, y se instruye su envío a la

SIE por parte de la GG del OC para continuar con los trámites correspondientes.

Este se emite con el objetivo reglamentar y precisar la participación de los

Autoproductores en el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Eléctrico Nacional

Interconectado de la República Dominicana, en cumplimiento de lo establecido en

el Artículo 538 del Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad

125-01.




¿Qué contiene la propuesta?

ii) Venta Capacidad Firme de un Autoproductor:

Aplica solo para aquellos casos en donde el autoproductor intercambia

un excedente de capacidad firme (EXCEDENTE DE CAPACIDAD FIRME),

separada del resto de capacidad de producción y contará con una

interconexión exclusiva al SENI.

El excedente de capacidad deberá ser ofertado por períodos mínimos

de 2 años



Auto Productores: Normas Complementarias

Reglamento Medición Neta Reglamento Generación Distribuida



Medición Neta



MEDICIÓN NETA

En fecha 28 de junio de 2011, fue emitido por la Comisión Nacional deEnergia el Reglamento para establecer el programa de MediciónNeta en la Republica Dominicana, dicho documento establece losderechos y responsabilidades del Distribuidor y del cliente dentro delprograma de Medición Neta.

Su base legal esta fundamentada en:

La Ley de Incentivo al desarrollo de las Energías Renovables y susRegímenes Especiales 57-07.

Su Reglamento de Aplicación, Decreto 202-08.

Ley General de Electricidad 125-01 y su Reglamento de Aplicación,Decreto No. 555-02.



Empresa Suministradora

Servicio

Cantidad

ClientesCapacidad Instalada kW

Cap Cana Caribe 2 33

CEB 2 10

CEPM 33 896

Corp. Punta Cana 13 480

Costasur Dominicana 1 8

EDEESTE, S.A. 156 3,229

EDENORTE Dominicana, S.A. 796 16,681

EDESUR Dominicana, S.A. 526 13,154

El Limón 8 26

Luz y Fuerza 63 325

Puerto Plata Electricidad 1 50

Total general 1601 34,891

Programa Medición NetaCantidad Usuarios y Capacidad Instalada (kW) a Julio 2016

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

Jul 2011 2012 2013 2014 2015 Dic 2016

kW Instalado Cantidad Usuario



La energía generada se utilizará dentro del inmueble, de esta manerase deja de consumir la que proviene de la red eléctrica, en caso dehaber un excedente, es decir que se genere más de la que se consume,esta energía excedente es inyectada a la red, pasando previamente porun medidor bidireccional (Medición Neta).

Balance de Medición Neta



1) Arreglo Fotovoltaico, convierte la luz visible del sol en electricidad (Corriente Directa.)

2) Inversor, convierte la Corriente Directa generada por el arreglo fotovoltaico CorrienteAlterna a 60Hrtz 120V, 240V el cual opera en paralelo con la red de distribución.

3) Medidor bidireccional, mide la energía que entra al inmueble por parte de EDEESTE ytambién la energía que sale generada por el sistema fotovoltaico.

4) Sistema eléctrico de distribución.

5) Consumo interno.

PARTES DEL SISTEMA Arreglo Fotovoltaico



1. Aerogenerador .- Convierte la energía del viento en energía eléctrica.

2. Torre.-

3. Rectificador.- Convierte la corriente AC producida por el alternador a corriente DC para poder cargar las baterías.

4. Controlador de carga.-

5. Carga divergente.-

6. Banco de baterías.-

PARTES DEL SISTEMAArreglo Aerogenerador



Clientes Residenciales que se autoabastecen con sistemas degeneración propios de electricidad y que utilicen energía solar, eólica uotras Fuentes Renovables de Energía cuya capacidad sea menor oigual a 25 kilovatios (kW), ubicados en fincas, edificios oestructuras de personas naturales o jurídicas, los cuales podránconectarse a las redes de la Empresa de Distribución.

Sistemas de generación de electricidad privada y ubicadas enfincas, edificios o estructuras de personas naturales o jurídicas, queutilicen energía solar, eólica u otras Fuentes Renovables de Energía yque tengan una capacidad no mayor de 1 megavatio (MW) paraClientes comerciales e industriales, los cuales podrán conectarse alas redes de la Empresa de Distribución y/o Transmisión.

¿ Quienes pueden aplicar a un acuerdo de medición neta?



El NM es una herramienta Regulatoria que permitea las empresas o domicilios que intervienen engeneración eléctrica local y conectada a la red,obtener mayor tasa de retorno a susinversiones.

Promueve y facilita el desarrollo de la industria delas Energías Renovables, reduciendo el impacto almedio ambiente, debido al uso de combustiblesfósiles y así lograr un abastecimiento de energíaseguro y sustentable económica, ambiental ysocialmente.

Los consumidores pueden generar su propiaelectricidad y recibir créditos por el excedente.

Beneficios de Medición Neta



Generación Distribuida




En fecha 30 de noviembre de 2011, fue emitido por la Comisión Nacional deEnergia el Reglamento para interconexión de generación distribuida en laRepublica Dominicana, dicho documento establece los derechos yresponsabilidades del Distribuidor y del cliente dentro del programa degeneración distribuida.

Su base legal esta fundamentada en:

La Ley de Incentivo al desarrollo de las Energías Renovables y susRegímenes Especiales 57-07.

Su Reglamento de Aplicación, Decreto 202-08.

Ley General de Electricidad 125-01 y su Reglamento de Aplicación, DecretoNo. 555-02.



Nace de la problemática que tenían las cargas de consumo alejadas de loscentros de generación para mejorar la reducción de pérdidas técnicas, losperfiles de tensiones y alivio de congestión. Actualmente es un tipo deinstrumento normativo utilizado para incentivar el desarrollo de la generacióneléctrica con energías renovables. La generación se conecta a la red dedistribución de energía eléctrica y se caracteriza por encontrarse instaladaen puntos cercanos al consumo.(solar, eólica, hidráulica, biomasa ygeotérmica).


Este Reglamento de interconexión no aplica a la instalación u operación deSistemas de Generación interconectados al sistema de transmisión, o que operende forma aislada del Sistema de Distribución Eléctrica.




La generación distribuida da otro enfoque. Reduce la cantidadde energía que se pierde en la red de transporte de energíaeléctrica ya que la electricidad se genera muy cerca de dondese consume, a veces incluso en el mismo edificio. Esto haceque también se reduzcan el tamaño y número de las líneaseléctricas que deben construirse y mantenerse en optimascondiciones.

http://es.wikipedia.org/wiki/Red_de_transporte_de_energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica



¿ Quienes aplican?

Este Reglamento aplica e incluye:

Los Sistemas de Generación privados con Capacidad de hasta 1MVA. Los Proyectos con Capacidad mayor de 25 KW monofásico o200 KW trifásico e igual o menor de 1 MVA se evaluarán medianteun Estudio Suplementario.



Beneficios de Generación Distribuida

• Ubicación cerca Consumos/ Tipo de Tecnología o Energía Primaria.

• Reducción de Pérdidas e Integración de Energía Renovable.

• Mejora de los perfiles de tensiones y alivio de congestión.

• Fomento de Energías Renovables.

• Mejora de la Eficiencia Energética.



Las redes eléctricas inteligentes: ‘Smart Grids’

Todos los países necesitan adaptar, cuanto antes. las “tontas” redes

eléctricas actuales y convertirlas en inteligentes, para que la energía

eléctrica generada en baja tensión pueda ser aprovechada por todos

los usuarios de la red. Se trata de pasar de un sistema donde había un

generador principal y muchos consumidores a otro sistema, parecido

al de la red Internet, donde haya muchos productores y muchos

consumidores, todos a la vez.



SMART GRID

La red eléctrica inteligente es una forma de gestión eficiente de la electricidad que utiliza la tecnología informática para optimizar la producción y la distribución de electricidad con el fin de equilibrar mejor la oferta y la demanda entre productores y consumidores.

http://es.wikipedia.org/wiki/Tecnolog%C3%ADa_inform%C3%A1tica

http://es.wikipedia.org/wiki/Red_de_distribuci%C3%B3n_de_energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica



Contenido

1. Introducción

2. Autoproductores


4. Conclusiones



Tarifas Eléctricas en RD



Regulación Distribución: Esquemas

El esquema de remuneración de la actividad de distribución en la República

Dominicana es un esquema de Regulación por Incentivos*, con limitación de

precios “price cap”

Las revisiones tarifarias deben ser realizadas cada 4 años, en la cual se

determina el valor agregado de distribución (VAD), sobre la base del costo

incremental de desarrollo y costo total de largo plazo del servicio de distribución

en sistemas eficientemente dimensionados. Estos estudios y la fijación del VAD

serán realizados por la Superintendencia de Electricidad (SIE).

La metodología utilizada para la determinación de la base de capital a ser

remunerada es el de Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), y para los costos

operativos se considera una Empresa Modelo.

*La empresa puede obtener beneficios si actúa de forma eficiente



Tarifas Electricidad: Ley 125-01

Aquélla que cubre el costo de abastecimiento de las distribuidoras,sustentado en un régimen de competencia, más las pérdidas técnicasentre el punto de inyección de los generadores y el punto de retiro dela energía por parte del consumidor al que se le factura el servicio, máslos costos asociados a la labor de transmisión y distribución (costo deexpansión, operación, mantenimiento y márgenes de operación),cargando un máximo de un 3% de energía incobrables.

Tarifa Técnica (LGE Art. 02)



Costos de Compra

Energía

+

VAD

(Costo subestación +

Costo redes + Costo

Servicio Comercial

TARIFA

Tarifas Electricidad: Ley 125-01



VALOR AGREGADO

DE DISTRIBUCION (VAD)

COSTOS

DE CAPITAL (Amortización de inversión y

rentabilidad de la misma)

GASTOS EXPLOTACION(Operación y mantenimiento y

otros asociados)

VAD

GASTOS DE COMERCIALIZACION(Lectura, facturación, cobro y otros)



Régimen Tarifario Vigente

i. Resolución SEIC-237-1998

• “Establece el Régimen Tarifario del Servicio Público de Distribución yComercialización de Electricidad, el que comprende las opcionestarifarias, sus condiciones de aplicación, y las fórmulas que establecensu estructura, para determinar las tarifas de suministro eléctrico en laszonas de servicio de las empresas distribuidoras EDE Norte, EDE Este yEDE Sur, las que operan bajo contrato de cesión con la CorporaciónDominicana de Electricidad”

Vigencia hasta diciembre 2006.

Ante la ausencia de un régimen tarifario nuevo, este queda vigente conforme alArt. 120. “Mientras no sea publicada la resolución…, que fija las tarifas y losajustes, regirán las tarifas anteriores…, aún cuando haya vencido su período.” Laresolucion SIE-031-2002 modifica el Art. 2 de la 237 “Opciones Tarifarias clientesMT”.




ii. Resolución SEIC-237-1998: Opciones Tarifarias

Libre elección de Tarifas, con las limitaciones establecidas en cada casoy dentro del nivel de tensión que les corresponda.

• Clientes en Baja Tensión:

• Clientes conectados con su empalme a redes cuyo voltaje es inferiora 1.000 Volts.

• Clientes en Media Tensión:

• Clientes conectados con su empalme a redes cuyo voltaje es inferioro igual a 34.5 kV y superior o igual a 1.000 Volts.

• Clientes Alta Tensión:

• Clientes conectados con su empalme a redes cuyo voltaje essuperior a 34.5 kV




ii. Resolución SEIC-237-1998: Opciones Tarifarias (Cont.)

Opciones Tarifarias Clientes en Baja Tensión:

• Baja Tensión Simple (BTS). Tarifa simple con un cargo variable de energíay cargo fijo.

• BTS-1. Usuarios conectados en la RBT, con demanda máxima inferiora 10 kW-mes, Uso Residencial

• BTS-2. Usuarios conectados en la RBT, con demanda máxima inferiora 10 kW-mes, Uso General



Régimen Tarifario VigenteCurva Clientes BTS1

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora

kW




Curva Clientes BTS2

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora

kW






• Baja Tensión Demanda (BTD). Tarifa con cargo variable de energía y depotencia, y un cargo fijo.

• Aplicada a cualquier usuario conectado a la RBT, uso Residencial oGeneral

• Aplicada a usuarios conectados a la RMT*, con CT instalado menor a50 kVA (15 kVA) monofásico, y 75 kVA (25 kVA) trifásico. (Factor demanda>0.6)

*Modificada por la SIE Res. 46-2002, Modificada por la Resolución SIE-012-2014-TF en ese mismo mesfue sometido un recurso de reconsideración ante la SIE.




Curva Clientes BTD

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora

kW






• Baja Tensión Horaria (BTH). Tarifa con cargo variable de energía y depotencia, y un cargo fijo.

• Para todo usuario BT que lo requiera

• Cobro de Potencia en Bloques Horario.

• Potencia Fuera de Punta

• Potencia de Punta (registrada desde las 18 a las 22 horas)





Opciones Tarifarias Clientes en Media Tensión:

• Media Tensión Demanda (MTD). Tarifa con cargo variable de energía yde potencia, y un cargo fijo.

• Aplicada a usuarios conectados a la RMT*, con CT instalado mayor a50 kVA monofásico, y 75 kVA trifásico. (Factor demanda >0.6)

• MTD-1. Usuarios de uso comercial

• MTD-2**. Usuarios de uso Industrial

*Modificado por la SIE Res. 46-2002

** Modificado por la SIE Res. 03-2003




Curva Clientes MTD1

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

80 000

90 000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora

kW




Curva Clientes MTD2

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora

kW





Opciones Tarifarias Clientes en Media Tensión:

• Media Tensión Horaria (MTH). Tarifa con cargo variable de energía y depotencia, y un cargo fijo.

• Para todo usuario MTD que lo requiera

• Cobro de Potencia en Bloques Horario.

• Potencia Fuera de Punta

• Potencia de Punta (registrada desde las 18 a las 22 horas)




Curva Clientes MTH

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora

kW





Opciones Tarifarias Clientes en Alta Tensión:

• Tarifas Alta Tensión

Se aplica la tarifa de Media Tensión que corresponda, y se realizandescuentos de un 5% en energía y un 36% de potencia





Descripción de Cargos:

• De manera global, las opciones contemplan los siguientes cargos




ii. Resolución SEIC-237-1998: Recargo Factor Potencia

• La facturación por consumos efectuados a instalaciones cuyo factor depotencia medio mensual es inferior a 0.90, se recargará en un 1% porcada 0.01 en que dicho factor baje de 0.90. Sobre la base de que?Energía, o energía y potencia

Energía Reactiva

Energía Activa

El vaso representalas instalaciones delas DISCOS




ii. resolución SIE-05-2007



En base al pliego de tarifas indexadas, el Regulador fijaprecios para cada opción tarifaria. El concepto fundamentalpara fijar los precios, en principio, fue el de disminuir elsubsidio tarifario global, creando transferencia de fondosentre empresas.

1. La tarifa Residencial y de Uso General incluye unesquema de aplicación de bloques crecientes, ausuarios de consumo menor a los 700 kWh/mes.

2. Con precios de combustibles (FO6) menores a 60US$/Bbl, los cargos por capacidad de los usuarios confacturación de Demanda, son mayores a los indexados

3. Existe subsidio del Bloque de Media Tensión a los BajaTensión


iv. Cálculo de Tarifas – Tarifas AplicadasLa SIE, modificó las formulas tarifarias de la 237, y la sustituyó por unaformula para una tarifa media país.

Es una tarifa única país, introducida mediante la Res. 33-2005. La misma determina una tarifa media, comoresultado de la suma de:

1. El costo de energía, determinado mediante formulasque tratan de reflejar el mix de generación existente(FO6, LNG y Carbón)

2. Costo de Potencia Mayorista (CMg PP)3. Costo de Transmisión (VAT = 0.069 ctvs. US$/kWh)4. VAD (6.443 Ctvs. US$/kWh)

La relación entre la tarifa media mensual y la tarifa mediabase, se utiliza como multiplicador de los cargos de cadaopción tarifaria.

Tarifa Indexada Tarifa Aplicada




ii. Resolución SIE-011-2017: Fijación TarifariasTARIFA APLICADA RD$

Marzo 2017

BTS1 Cargo Fijo

Consumo Mensual de 0 hasta 100 kwh 37.95

Consumo Mensual de 101 kwh en adelante 137.25

Energía

0-200 KWh 4.44

201-300 KWh 6.97

301-700 KWh 10.86

>700 KWh 11.10

BTS2 Cargo Fijo 137.67

Energía

0-200 KWh 5.97

201-300 KWh 8.62

301-700 KWh 11.30

>700 KWh 11.49

TARIFA SIE PARA SISTEMA INTERCONECTADO

BTD Cargo Fijo 224.53

Energía 7.37

Potencia Máxima 993.99

BTH Cargo Fijo 224.53

Energía 7.26

Potencia Máx. fuera de punta 253.35

Potencia Máx. en horas de punta 1412.74

MTD1 Cargo Fijo 224.53

Energía 7.81


MTD2 Cargo Fijo 224.53

Energía 7.38


MTH Cargo Fijo 224.53

Energía 7.26


Potencia Máx. en horas de punta 985.26




iv. Cálculo de Tarifas – Tarifas Aplicadas

0.1586

0.2346

0.2722

0.2673

0.2620

0.2241

0.2379

- 0.0500 0.1000 0.1500 0.2000 0.2500 0.3000

BTS1

BTS2

BTD

BTH

MTD1

MTD2

MTH

TARIFA PROMEDIO US$/KWh



MEDICION NETA mar-17

CARGO FIJO 137.67RD$

31 dias, RD$ 137.67

ENERGíA

200 kWh X RD 4.44 888.00RD$

100 kWh X RD 6.97 697.00RD$

250kWh X RD 10.86 2,715.00RD$

IMPORTE TOTAL EN RD$ 4,437.67RD$

CLIENTE BTS2

CALCULO FACTURA

Inyeccion a la RED kWh 650

Retiros de la RED kWh 1,200

Artículo 11. Medición y Facturación de Energía.Energía. Se le cobrara el consumo neto de energía,(el resultado alrestarle a la energía consumida por el Cliente laenergía exportada poreste al Sistema del Distribuidor).

Medición Neta

E= 1,200 – 650 = 550 kWh



Inyeccion a la RED kWh 650

Retiros de la RED kWh 1,200

Medición y Facturación de Energía.Energía. Se le cobrara la Facturación neta deenergía, (el resultado alrestarle la facturación de la energía consumida porel Cliente facturación de la energía exportada poreste al Sistema del Distribuidor).

NET BILLING

NET BILLING mar-17


31 dias, RD$ 137.67

ENERGíA

200 kWh X RD 4.44 888.00RD$

100 kWh X RD 6.97 697.00RD$

350kWh X RD 10.86 3,801.00RD$


CLIENTE BTS2

CALCULO FACTURA

NET BILLING mar-17


31 dias, RD$ 137.67

ENERGíA

1,200 kWh X RD 11.49 13,788.00RD$


CLIENTE BTS2

CALCULO FACTURAEste cliente debe pagarRD$8,402.00 en lugar deRD$4,437.67 ( la empresadeja de percibir el 47%)



Contenido

1. Introducción

2. Autoproductores


4. Conclusiones



CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Introducir mejoras a las normativas vigentes:

Eliminar esquema retribución (Ley 57-07) Promover la incorporación de Redes Inteligentes Cambio de esquema “Empresa Modelo” debido a la

incorporación de Redes Inteligentes. Cambio de esquema de medición Neta a Net Billing

Promover el uso eficiente: Autoproducción Biomasa Cogeneración

facilitador: augusto c. bello r. - cecacier.org · el mercado eléctrico al igual que el de otros...

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