vii reunión de la asociación iberoamericana de entidades reguladoras de energía oaxaca, méxico,...

VII Reunión de la Asociación Iberoamericana de VII Reunión de la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de EnergíaEntidades Reguladoras de Energía

Oaxaca, México, Mayo 2003Oaxaca, México, Mayo 2003

ESTADO DE LA REGULACIÓN DEL ESTADO DE LA REGULACIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO EN SERVICIO ELÉCTRICO EN PANAMÁ PANAMÁ

Ing. Carlos Rodríguez

Ente Regulador de los Servicios Públicos

Panamá

MARCO LEGAL DE LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO

• La Ley No. 26 de enero de 1996 creó el Ente Regulador de los Servicios Públicos con la responsabilidad de regular los sectores de telecomunicaciones, electricidad, agua y alcantarillado sanitario.

• La Ley No.6 de 3 de febrero de 1997 estableció el marco regulatorio e institucional del Sector Eléctrico Nacional.

PILARES DE LA REFORMA

• Normas Técnicas y Comerciales de Calidad del Servicio Eléctrico

• Regímenes Tarifarios de Transmisión y Distribución

• Reglas para el Mercado Mayorista de Electricidad

HITOS DE LA REFORMA

• El Mercado Eléctrico fue reestructurado a principios de 1998

• Las empresas transferidas al control del sector privado a fines de 1998 y principios de 1999

Agentes del Mercado

BLMBLM

ETESAETESA

EDEMET

FortunaFortuna Pan AmPan Am COPESACOPESA AESAES

EDECHI ELEKTRA

GRAN CLIENTECEMEX

PEPPEP

ICE

CONSUMIDORES

PRODUCTORERS

ENEL ENEE

TRANSPORTISTA

GRAN CLIENTECEMENTO PANAMÁ

ICE ENEL ENEE

PPCPPC

BREVE DESCRIPCIÓN DEL SISTEMAAño 2002

• La capacidad total de generación es de 1316 MW en el Sistema Integrado Nacional. Existen, además, otras empresas más pequeñas y autogeneradores. La capacidad total del país es de 1,571 MW.

• La producción de energía fue de 5,135 GWh. • Las empresas de distribución vendieron 4030

GWh a un total de 560,000 clientes. • La demanda máxima del sistema fue de 857.3

MW.

Interrupciones (Confiabilidad).

Niveles de Tensión.

Perturbaciones eléctricas (parpadeo y armónicas)

Desviaciones advertidas de las Normas Técnicas

conllevan reducciones tarifarias.

NORMAS TECNICAS

Reposición de suministro después de interrupción.

Tiempos de conexión y reconexión.

Estimaciones de la Facturación

Tiempos de Atención de Reclamaciones.

Información a los Clientes acerca de Interrupciones

Programadas.

Desviaciones advertidas de las Normas Comerciales

conllevan reducciones tarifarias.

Normas de Calidad Comercial

Se Verifican por medio de:

⇨ Informes periódicos de las Empresas Reguladas.

⇨ Inspecciones o auditos esporádicos a agencias de

las empresas de distribuidoras.

⇨ Atención de reclamos específicos.

Normas Técnicas y de Calidad Comercial

1 de julio2000

1 de julio2001

1 de julio2002

1 de julio2003

1 de julio2004

1 de julio2005

1 de julio2006

1 de julio2007

INDICADORES DE CONFIABILIDADGLOBALES (POR SISTEMA)

INDICADORES DE CONFIABILIDADINDIVIDUALES (POR CLIENTE)

1 de julio 2008y 1 de juliode cada año

siguiente.

SAIFI12/año

SAIDI35.08

horas/año

SAIFI12/año

SAIDI35.08

horas/año

SAIFI6/año

SAIDI8.76

horas/año

SAIFI8/año

SAIDI17.52

horas/año

SAIFI10/año

SAIDI26.28

horas/año

SAIFI10/año

SAIDI26.28

horas/año

SAIFI8/año

SAIDI17.52

horas/año

SAIFI6/año

SAIDI8.76

horas/año

NORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICONORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO

CONFIABILIDAD: La calidad del servicio eléctrico en lo que respecta a la confiabilidad se evaluará sobre la base de la frecuencia (SAIFI) y la duración (SAIDI) de las interrupciones a los clientes.

INDICADORES DE CONFIABILIDAD GLOBALES: son aquellos que se obtienen para la evaluación del servicio de electricidad del sistema eléctrico en general de la distribuidora.

INDICADORES DE CONFIABILIDAD INDIVIDUALES: son aquellos que se obtienen para la evaluación del servicio de electricidad prestado por la distribuidora a cada cliente en forma individual.

NORMA DE CONFIABILIDAD PARA LOS CENTROS URBANOS (Ciudad y Área Urbana)

METAFINAL

DIAGRAMA No. 1

1 de julio2000

1 de enero2002

1 de julio2003

1 de enero2005

1 de julio2006

1 de enero2008

INDICADORES DE CONFIABILIDADGLOBALES

INDICADORES DE CONFIABILIDADINDIVIDUALES

1 de enerode cada

añosiguiente

SAIFI14/año

SAIDI78.84

horas/año

SAIFI14/año

SAIDI78.84

horas/año

SAIFI10/año

SAIDI43.80

horas/año

SAIFI12/año

SAIDI61.32

horas/año

SAIFI12/año

SAIDI61.32

horas/año

SAIFI10/año

SAIDI43.80

horas/año


CONFIABILIDAD: La calidad del servicio eléctrico en lo que respecta a la confiabilidad se evaluará sobre la base de la frecuencia (SAIFI) y la duración (SAIDI) de las interrupciones a los clientes.

INDICADORES DE CONFIABILIDAD GLOBALES: son aquellos que se obtienen para la evaluación del servicio de electricidad del sistema eléctrico en general de la distribuidora.

INDICADORES DE CONFIABILIDAD INDIVIDUALES: son aquellos que se obtienen para la evaluación del servicio de electricidad prestado por la distribuidora a cada cliente en forma individual.

NORMA DE CONFIABILIDAD PARA LAS ÁREAS RURALES

METAFINAL

DIAGRAMA No. 2


NIVELES DE TENSIÓN O VOLTAJE

DIAGRAMA No. 3

Límites admisiblesLos niveles máximo y mínimo de tensión, según las zonas de servicio, en el punto de suministro o entrega al cliente, se indican en la Tabla N° 5 y Tabla N° 6.

Tabla N° 5- Límites permisibles de Baja Tensión (hasta 600 V)

FECHA CENTRO URBANO RURAL AISLADO1 de Julio 2000 U = ± 10 % U = ± 10 % U = ± 10%1 de Julio 2002 U = ± 7.5% U = ± 8.5 % U = ± 9%1 de Julio 2004 U = ± 5 % U = ± 7.5 % U = ± 8%

Donde: U=Vabs(Us-Un)/Un

Vabs(Us-Un)/Un: es igual al valor absoluto de la diferencia entre la tensión medida del suministro (Us) y la tensión nominal del suministro (Un).

Tabla N° 6 - Límites permisibles de Media Tensión (mayor a 600V y menor a 115 kV)

FECHA CENTRO URBANO RURAL AISLADO1 de Julio 2000 U = ± 7 % U = ± 9 % U = ± 10%1 de Julio 2002 U = ± 6% U = ± 8 % U = ± 9%1 de Julio 2004 U = ± 5 % U = ± 7 % U = ± 8%

(*) = AISLADO SE REFIERE A UNA RED DE DISTRIBUCION, QUE NO ESTA CONECTADA AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN).

1 de enero2003

1 de enero2004

1 de enero2005

1 de enero2006

1 de enero2007

1 de enero2008

ETAPA INTERMEDIA ETAPA FINAL

NORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIALNORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL

NIVELES DE CALIDAD COMERCIAL GARANTIZADOS A CADA CLIENTE

REPOSICIÓN DEL SUMINISTRO DESPUÉS DE UNA INTERRUPCIÓN INDIVIDUAL

6-horasMuyAlta

Densidad

8-horasAlta

Densidad

8-horasDensidad

Intermedia

12-horasBaja

Densidad

24-horasMuyBaja

Densidad

3-horasMuyAlta

Densidad

4-horasAlta

Densidad

4-horasDensidad

Intermedia

6-horasBaja

Densidad

18-horasMuyBaja

Densidad

DIAGRAMA No. 4

1 de julio2001

1 de julio2002

1 de julio2003

1 de julio2004

1 de julio2005

1 de julio2006




CONEXIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO Y DEL MEDIDORPARA CONEXIONES QUE NO REQUIERAN ADICIONES O MODIFICACIONES

DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA.

6-díashábiles

MuyAlta

Densidad

6-díashábiles

AltaDensidad

6-díashábiles

DensidadIntermedia

10-díashábiles

BajaDensidad

20-díashábiles

MuyBaja

Densidad

3-díashábiles

MuyAlta

Densidad

3-díashábiles

AltaDensidad

3-díashábiles

DensidadIntermedia

5-días hábiles

BajaDensidad

10-díashábiles

MuyBaja

Densidad

DIAGRAMA No. 5a

1 de julio2001

1 de julio2002

1 de julio2003

1 de julio2004

1 de julio2005

1 de julio2006




CONEXIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO Y DEL MEDIDORPARA CONEXIONES QUE REQUIERAN ADICIONES O MODIFICACIONES

DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, DENTRO DE LOS 100 METROS.

14-díashábiles

MuyAlta

Densidad

14-díashábiles

AltaDensidad

20-díashábiles

DensidadIntermedia

30-díashábiles

BajaDensidad

30-díashábiles

MuyBaja

Densidad

7-díashábiles

MuyAlta

Densidad

7-díashábiles

AltaDensidad

10-díashábiles

DensidadIntermedia

15-días hábiles

BajaDensidad

15-díashábiles

MuyBaja

Densidad

DIAGRAMA No. 5b

1 de julio2001

1 de julio2002

1 de julio2003

1 de julio2004

1 de julio2005

1 de julio2006




RESTABLECIMIENTO DEL SERVICIO CUANDO HAYA SIDO SUSPENDIDO POR FALTA DE PAGO

36-horasMuyAlta

Densidad

36-horasAlta

Densidad

36-horasDensidad

Intermedia

72-horasBaja

Densidad

72-horas

MuyBaja

Densidad

24-horasMuyAlta

Densidad

24-horasAlta

Densidad

24-horasDensidad

Intermedia

48-horasBaja

Densidad

48-horas

MuyBaja

Densidad

DIAGRAMA No. 6

1 de julio2001

1 de julio2002

1 de julio2003

1 de julio2004

1 de julio2005

1 de julio2006




ESTIMACIONES EN LA FACTURACIÓN

3facturas

MuyAlta

Densidad3

facturasAlta

Densidad

3facturasDensidad

Intermedia

4facturas

BajaDensidad

4facturas

MuyBaja

Densidad

2facturas

MuyAlta

Densidad2

facturasAlta

Densidad

2facturasDensidad

Intermedia

3facturas

BajaDensidad

3facturas

MuyBaja

Densidad

DIAGRAMA No. 7



RECLAMACIONES POR INCONVENIENTES EN LA FACTURACIÓN

MuyAlta

Densidad

DensidadIntermedia

MuyBaja

Densidad

DIAGRAMA No. 8

BajaDensidad

AltaDensidad

RESPUESTA POR ESCRITO DENTRO DE 30 DÍAS CALENDARIO, QUE REPOSE EN LAS OFICINAS DE LA DISTRIBUIDORA, Y SOLUCIÓN

DEL INCONVENIENTE EN LA PRÓXIMA FACTURACIÓN.

A partir del día 1 de Octubre de 1998.A partir del día 1 de Octubre de 1998.



RECLAMACIONES POR INCONVENIENTES CON EL NIVEL DE TENSIÓN SUMINISTRADO

8-díashábiles,visita al

sitio

MuyAlta

Densidad


sitio

DensidadIntermedia


sitio

MuyBaja

Densidad

DIAGRAMA No. 9


sitio

BajaDensidad


sitio

AltaDensidad

RESPUESTA POR ESCRITO DENTRO DE 30 DÍAS CALENDARIO




RECLAMACIONES POR FUNCIONAMIENTO DEL MEDIDOR ELÉCTRICO


sitio

MuyAlta

Densidad


sitio

DensidadIntermedia


sitio

MuyBaja

Densidad

DIAGRAMA No. 10


sitio

BajaDensidad


sitio

AltaDensidad

RESPUESTA POR ESCRITO DENTRO DE 30 DÍAS CALENDARIO


PRECIOS DE PARIDAD

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

50.00

31D

ic.9

8-13

En.

99

11-2

4 Fe

b.99

25 M

ar.-7

Ab.

99

6-19

May

.99

17-3

0 Ju

n.99

29 J

ul.-1

1 A

go.9

9

9-22

Sep

.99

21 O

ct.-3

Nov

.99

2-15

Dic

.99

13-2

6 E

n.00

24

Feb.

-8 M

ar.0

0

6-19

Ab.

00

18-3

1 M

ay.0

0

29 J

un.-1

2 Ju

l.00

10-2

3 A

go.0

0

21 S

ep.-4

Oct

.00

2-15

Nov

00

14-2

7 N

ov 0

0

25

En-

7 F

eb 0

1

8-21

Mar

. 01

19 A

br.-2

May

.01

31 M

ay.-1

3

12-2

5 Ju

l.01

23 A

go.-5

Sep

.01

4-17

Oct

.01

15-2

8 N

ov.0

1

27D

ic.0

1-9

En.

02

7-20

Feb

.02

21 M

ar.-3

Abr

.02

2-15

May

.02

13-2

6 Ju

n.02

25 J

ul.-7

Ago

.02

5-18

Sep

.02

B/.BARRIL

Bunker C Diesel Liviano Diesel Marino

Precios de Paridad en la Tarifa

Tarifas: Comportamiento Histórico

0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

98 (I

RHE)

99

-I

99-II

00

-I00

-II 01-I

01-II

02

-I

02-II 03

-I

EDEMET ELEKTRA EDECHI

Datos hasta 02-I son reales, 02-II son preliminares y 03-I son estimados.Incluye el consumo de Alumbrado Público.

ALGUNOS ASPECTOS DEL NUEVO RÉGIMEN TARIFARIO

Las tarifas con cargos por demanda se aplicaban a clientes con demanda mayor a 10 kW

Para facturar se utilizaba el registro de la demanda máxima de los últimos doce meses.

Se facturaba la mayor demanda que resultaba de comparar la del mes con el promedio de las 2 más altas de los últimos 12 meses.

Ahora será a clientes con demanda mayor a 12 kW

Ahora será la de los últimos 6 meses.

Ahora será el promedio de las 3 más altas de los últimos seis meses.

El recargo por bajo factor de potencia se aplicaba a todo cliente cuya medición registrara los datos requeridos.

El recargo por bajo factor de potencia sólo se podrá aplicar a clientes cuya demanda sea mayor a 12 kW

Mercado Mayorista

• Mercado de Contratos• Contratos de Capacidad - compromisos

físicos

• Contratos de Energía - compromisos

financieros• Contratos de suministro

• Contratos de reserva

• Mercado Ocasional

MERCADO MAYORISTA• Es administrado por el Centro Nacional de

Despacho (CND), dependencia de la Empresa de Transmisión, y el despacho de las plantas se realiza por mérito económico

• Es un mercado de oferta de costos variables que puede ser actualizado semestralmente

• El precio de la energía es el costo marginal de la hora y se les remunera a todos los generadores que estén produciendo en esa hora

EL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL

• El Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central firmado en 1997 por los 6 países de América Central creó la Comisión de Integración Eléctrica Regional (CRIE) que tiene la función de regulador del mercado regional.

• En abril de 2002 entró en operación la línea de interconexión que une Honduras con El Salvador completándose así la interconexión eléctrica desde Guatemala hasta Panamá.

• El Mercado Eléctrico Regional (MER) inició operaciones el 1° de noviembre de 2002.

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