16 Dic
MATRIZ ENERGÉTICA Uruguay
INTRODUCCIÓN
La matriz energética se refiere a una representación cuantitativa de toda la energía disponible, en un determinado territorio, región, país, o continente para ser utilizada en los diversos procesos productivos. El análisis de la matriz energética es fundamental para orientar la planificación del sector energético con el fin de garantizar la producción, la seguridad energética y el uso adecuado de la energía disponible.
Capital: Montevideo. Población: 3.395.253. Superficie: 176.220 km2. Moneda: Peso (1 EUR=21,3940 UYU. Capital: Santiago. Población: 17.464.814. Superficie: 756.096 km2. Moneda: Peso Chileno (1 EUR=522,6700 CLP).
EVOLUCIÓN RECIENTE Y SITUACIÓN ACTUAL DEL SECTOR ELÉCTRICO EN URUGUAY.
Breve descripción del sistema eléctrico uruguayo:
La demanda de energía eléctrica: El consumo final total de energía eléctrica en Uruguay alcanzó a 5.147 GWh. representando un 19,6% del consumo final total de energía del país. Según datos del Sistema de Información Económico Energética de OLADE (SIEE), esta participación alcanzó a 12,4% en Argentina, 17,7% en Brasil, 13,4% en Chile y 10,1% en Paraguay, valores inferiores al registrado en Uruguay.
Distribución: En lo que respecta a la distribución territorial de la demanda de energía eléctrica, la información disponible permite analizar el mercado dividido en Montevideo y cuatro zonas del Interior: Norte (Artigas, Salto, Paysandú, Río Negro, Rivera y Tacuarembó), Oeste (Río
Negro, Soriano, Colonia, Durazno, Flores y San José), Este (Cerro Largo, Treinta y Tres,Lavalleja, Maldonado y Rocha) y Centro (Florida y Canelones). Estimaciones propias indicanque mientras que Montevideo concentra un 55% del consumo de energía eléctrica, y las zonas del interior un 10, 10, 10 y 15% respectivamente
Generación: El sistema eléctrico uruguayo está constituido por dos sistemas: el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y el sistema de generación autónoma, disperso en el país y de dimensión marginal (0,2% de la producción en 1996). El Sistema Hidrotérmico de Generación (SHG) asociado al SIN dispone de una potencia instalada de 2.087MW, de los cuales 563MW corresponden a centrales térmicas.
Transmisión.: El sistema de transmisión del SIN (500 y 150Kv) puede descomponerse en los siguientes subsistemas:
1.- Sistema Gabriel Terra – Baygorria – Palmar – Montevideo en 150kV.
2.- Línea Montevideo – San Carlos en 500KV, con una extensión a Rocha en 150kV y derivaciones en 60KV.
3.- Sistema Montevideo – Litoral Sur, en 150 y 110Kv, alcanzando las ciudades de Colonia y Mercedes, llegando hasta San Javier.
4.- Sistema Gabriel Terra – Litoral Norte, alcanzando las ciudades de Paysandú, Salto y Artigas, en 150kV.
5.- Líneas Gabriel Terra – Melo y Gabriel Terra – Rivera, en 150kV, con derivaciones en 60kV.
6.- Sistema Salto Grande – San Javier – Palmar – Montevideo en 500kV.
7.- Anillo colector de Montevideo en 150KV.
8.- Una característica muy importante del SIN es su fuerte interconexión física con el sistema argentino a través de la central de Salto Grande y la línea San Javier – Colonia Elía, con una
9.- Capacidad de 2.000MW, netamente superior a la demanda máxima del sistema uruguayo.
Paralelamente, está en ejecución una conexión con el sistema sur de Brasil de 70MW de capacidad en el nodo Rivera – Livramento, y se prevé durante los próximos años una interconexión con el sistema brasileño en alta tensión, a través de una línea de 500kV entre San Carlos y Presidente Médici.
Distribución.
A nivel de la distribución de energía eléctrica, puede decirse que la red de 30, 15 y 6kV abarca la mayor parte del territorio del país, con un 94% de las viviendas electrificadas (98% a nivel urbano y 59% a nivel rural)5. Si se toman en cuenta datos publicados por la Comisión de Integración Eléctrica Regional, en 1995 Uruguay era el país de América del Sur con mayor nivel de cobertura.
Comercialización de la energía eléctrica
UTE es el único distribuidor y comercializador de energía eléctrica en el país. Sus redes de distribución alcanzan como se comentó los diecinueve departamentos del país. La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), es una empresa propiedad del Estado uruguayo que se dedica a las actividades de generación, trasmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, prestación de servicios anexos y consultoría.
PROYECCION; En 2016 Uruguay será el país del mundo con mayor porcentaje de energía eólica 22 nuevos proyectos, 500 molinos, miles de horas-hombre en logística y transporte, impactarán en sector energético. En 2012 se comenzaron a vislumbrar los proyectos y 2013 es el año del gran desafío logístico y la construcción de parques. Para 2016, si todo sale como está proyectado, Uruguay será el país del mundo con mayor porcentaje de energía eólica en su oferta energética. A ello debe sumársele el proyecto anunciado meses atrás en conjunto con Electrobras de Brasil, que se desarrollará en Colonia. Serán más de 500 aerogeneradores distribuidos por todo el territorio nacional. Cambio de matriz: La matriz de abastecimiento de energía para la economía uruguaya se ha caracterizado históricamente por una participación mayoritaria de energías no renovables, a través del petróleo y sus derivados, que en líneas generales ha tenido una participación de entre 50% y 60% del total. En los últimos años, se observa un aumento en la generación a través de energías renovables y el papel de la eólica se ha vuelto cada vez más relevante. Desde 2009 está vigente un decreto que viabiliza incentivos tributarios específicos para el sector de las energías renovables, que han sido debidamente aprovechados por agentes locales e inversores del exterior. La existencia de un régimen fiscal muy atractivo para la generación eólica, determinó que casi el 80% de los proyectos promovidos por la Comisión de Aplicación de la Ley de Inversiones durante el año pasado, correspondiera a este sector de actividad. Uruguay está viviendo una revolución energética. Eso es lo que opinan a nivel internacional y la evidencia local lo comprueba. Con un plan de inversiones –entre públicas y privadas– que rondará los US$7.000 millones al cierre del período de gobierno, el país conseguirá para 2016 una matriz energética radicalmente diferente a la que ostentó en la última década, más autóctona y más independiente de las condiciones climáticas y externas. Además, el cambio permitirá al sector privado dar un salto en su participación en la generación eléctrica desde el magro 10% que representó al cierre de 2012, medido en potencia instalada.Como parte de ese proceso de incorporación y apropiación tecnológica, el país logrará además volcar en su favor el fiel de la balanza que hoy señala una fuerte dependencia del suministro energético foráneo. Para 2016, Uruguay podrá contar con más de la mitad de su matriz energética de fuente renovable, un objetivo ambicioso que todavía no ha alcanzado ningún país del mundo. De hecho, a nivel global el promedio de energía primaria renovable es de 17% de acuerdo a los datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), y Europa se plantea como una meta relevante alcanzar el 20% para 2020. El convencimiento político y una buena labor técnica en la identificación de las oportunidades es el factor clave que permitirá a esta pequeña economía sudamericana convertirse en “un país líder” a nivel global, sobre todo en el mercado eólico, dijo recientemente a su paso por Uruguay Hugo Lucas, uno de los directores de la Agencia Internacional de Energías Renovables.Fin de un reinado. Entre 2000 y 2010 el petróleo fue la base de la matriz energética uruguaya, con una presencia que marcó picos de 70% del total de energía consumida en el país cuando, en períodos de sequía, se debía recurrir forzosamente a la producción de electricidad con combustibles fósiles. Viento de cola. Pero sin duda el proceso de apropiación tecnológica que más réditos dará a Uruguay en los próximos años será la incorporación masiva de generación eólica. el primero ingresó al sistema en marzo de 2007 y el último en enero de este año–. En ese listado no están considerados los 400 MW que planea instalar UTE por su cuenta bajo la modalidad de leasing o en asociación con la estatal brasileña Eletrobrás. Un desarrollo similar se está dando y se dará asimismo en el segmento de la generación térmica en base a biomasa, de la mano del crecimiento del sector forestal y arrocero principalmente en la zona norte y este del país. Entre 2000 y 2010 la biomasa –incluyendo la leña de uso industrial y doméstico– promediaron 19,6% de la matriz primaria, con una participación de 5,8% sobre el total se los residuos de biomasa para generar energía. Esa porción creció a 8,7% el año pasado, y sumado a la leña rondará el 30% para 2016, según cálculos oficiales. Con ese panorama, Uruguay llegará a 2016 con 90% de generación eléctrica en base a energía de fuente renovable, un guarismo sin par en ningún país del mundo. Es por eso que Uruguay, un país chico, históricamente dependiente en materia energética, hoy despierta la atención internacional por su ejecución de política en la materia y planificación de largo plazo, con objetivos que superan los estándares de los países desarrollados.Cifras: -US$529 millones invertirá UTE para construir una central de 531 MW que operará con gas natural y gasoil,. -US$1.900 millones es la inversión comprometida para la prospección de petróleo y gas natural en territorio uruguayo. Tres empresas ya reservaron 166 MW en cuatro proyectos licitados por UTE: tres de 50 MW y uno de 16 MW. -US$400 millones se habrán invertido en usinas de generación de electricidad en base a biomasa entre 2011 y 2015. -US$ 1.000 millones es la inversión proyectada en parques de molinos eólicos hasta 2016. Uruguay ya posee su matriz proyectada al 2030 donde ya esta considerado el uso en un 50% energías renovables. Participación de las personas en la compra o venta de energía a la red de particulares. Ya existe la normativa según decreto 173/010. Uruguay primer país de americe latina que permite que los usuarios de baja tensión generar su propia energía y venderla a la red eléctrica a partir de cuatro fuentes de energía renovables ; solar fotovoltaica , micro eólica , pequeñas centrales hidroeléctricas y biomasa. Asimismo fija las condiciones comerciales de compra de excedentes de energía y asegura un periodo de contrato de 10 años.
PERÚ
La normativa peruana clasifica las actividades del sector eléctrico en tres:
Generación: La generación se refiere a la producción de energía eléctrica a través de distintas técnicas, como son: la hidráulica, térmica, eólica, nuclear, geotérmica, de ciclo combinado, etc, utilizándose en el país las 2 primeras técnicas.
Transmisión: La actividad de transmisión se refiere al transporte de energía desde los generadores hacia los centros de consumo y se compone de líneas o redes de transmisión y subestaciones de transformación o barras base. En el Perú, el sistema de transmisión está compuesto por el Sistema Principal de Transmisión (SPT) y por el Sistema secundario de Transmisión (SST). El SPT -principal- está conformado por líneas de transmisión de muy alta y alta tensión que se conectan a las subestaciones o barras base. Luego a través de la SST -sistema secundario, compuesto por líneas de transmisión de media y baja tensión, la energía eléctrica se transporta a los consumidores finales.
Distribución: En esta fase se transporta la energía desde las subestaciones o barras base a los consumidores finales, vía líneas de transmisión de media tensión que antes de llegar al consumidor final es transformada a baja tensión (360V ó 220 V).
GENERACIÓN
1.1.1 Principales aspectos normativos de impacto en la inversión y el abastecimiento
Hasta julio del 2006, de acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), los incentivos para la expansión de la generación en Perú estaban basados en las señales de precios del mercado de contratos a precio regulado para la venta a los distribuidores, y del mercado spot. La LCE establecía para los distribuidores la obligación de contar con contratos para su demanda por un plazo de al menos dos años. Dados los altos costos variables de las centrales marginales y de reserva en el sistema, y la volatilidad de los precios de los combustibles, las señales no fueron lo suficientemente convincentes como para atraer nuevas inversiones en generación. Después de julio de 2006, la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, trata de corregir las ineficiencias de las señales dadas por la LCE y descritas antes, mediante distintos mecanismos, principalmente:
Establece la licitación o subasta como medida preventiva para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica para los distribuidores, mediante contratos.
Prevé la participación en el mercado de corto plazo de los Generadores, de los Distribuidores para atender a sus Usuarios Libres y de los Grandes Usuarios Libres.
1.1.2 Características del sector que influyen en la inversión y el abastecimiento
En el año 2010, el 58% de la energía generada en Perú fue de origen hidroeléctrico. Una gran parte de las centrales hidroeléctricas disponen de embalses (naturales y artificiales).
Existen 22 empresas de generación eléctrica. Aproximadamente, el 29,4% de la energía generada procede de empresas de propiedad estatal, de las cuales la más importante es Electroperú, propietaria del complejo hidroeléctrico del Mantaro, que genera alrededor del 22,2% de la energía del país. Empresas estatales tienen alrededor de un tercio del mercado de ventas en el mercado regulado. El mayor grupo económico de empresas privadas (Endesa) cubre alrededor del 28,6 % del mercado.La interconexión internacional no es significativa para el abastecimiento, mas bien se exporto a Ecuador 111,88 GWh. La energía generada en el SEIN en el año 2010 fue 32.426 GWh.
1.1.3 Mercados para los generadores
La Ley para el Desarrollo Eficiente de la Generación establece que ningún generador puede contratar con los usuarios libres y Distribuidores más potencia y energía firme que las propias y las que tenga contratadas con terceros.
La Energía Firme es la máxima producción esperada de energía eléctrica.
Mercado de corto plazo o spotEl precio spot se establece para intervalos de 15 minutos considerando el costo variable de la unidad más costosa que opera en dicho intervalo de tiempo.
Los costos variables de las unidades termoeléctricas son auditados, excepto en el caso de centrales que utilicen gas natural, en cuyo caso el precio del combustible es declarado una vez al año.
La Ley N° 28832 prevé la participación en el mercado spot de corto plazo de los Generadores, de los Distribuidores para atender a sus Usuarios Libres y de los Grandes Usuarios Libres (clientes libres con potencia mayor a 10 MW).
Mercado de generación para los clientes regulados La Ley N° 28832 de 2006, establece que las ventas de los generadores a los distribuidores, destinadas al servicio público de electricidad, se efectúan mediante:
Contratos Sin Licitación: cuyos precios no pueden ser superiores a los Precios de Barra a que se refiere el artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas (Precios Regulados).
Contratos Resultantes de Licitaciones: contratos derivados de licitaciones convocadas por los Distribuidores las cuales se realizan de acuerdo a lo establecido en la Ley N° 28832.
Las empresas concesionarias de distribución están obligadas a tener contratos vigentes con empresas generadoras que le garanticen su requerimiento total de potencia y energía por los siguientes veinticuatro meses como mínimo.
Plazos de ContrataciónEn la tabla siguiente se presenta un resumen sobre los plazos de contratación previstos en la Ley 28832.
1.- Larga duración, 5/10 años, anticipada de almenos 3 años, contratación 100%.
2.- Media Duración, hasta 5 años anticipada de almenos 3 años, contratación 25%.
3.- Corta duración: El plazo lo define el osinergmin, anticipada de almenos 3 años, contratación 10%.
Mercado de generación para los clientes libres
Los usuarios con demandas mayores a 200 kW y menos a 2 500 kW pueden elegir entre ser usuarios libres o regulados. Los suministros de electricidad con demandas mayores a 2 500 kW son clientes libres, para los que la Ley establece un Régimen de Libertad de Precios en contratos pactados con los generadores.
A su vez, de acuerdo con la Ley 28832, aquellos clientes libres o agrupación de clientes libres cuya potencia contratada total sea igual o superior a 10 MW, son denominados Grandes Usuarios. El Decreto Supremo N° 017-2000-EM, aprobó cambios en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas de forma tal que las tarifas y compensaciones que los clientes libres deben pagar por el uso de los sistemas de transmisión y distribución, son precios regulados por el OSINERGMIN.
Remuneraciones a la capacidad de generación y a las reservas
El precio básico de la potencia de punta se calcula considerando una unidad de turbina a gas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual.
El precio básico corresponde a la anualidad de la inversión de ese tipo de central (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual.
El valor económico de la transferencia de potencia entre los generadores se determina mensualmente tomando en cuenta para cada generador:
- Ingresos Garantizados por Potencia Firme requerida por el Sistema;
- Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema y
- Egresos por Compra de Potencia al Sistema.
Disponibilidad de fuentes de energía para la generación
La producción de energía eléctrica de origen térmico proviene de centrales termoeléctricas que utilizan Gas Natural, Residual 6, Carbón y Diesel.
El precio del Gas Natural en Boca de Pozo tiene un máximo determinado en el Contrato de Licencia de explotación del Lote 88 de Camisea, de 1.0 y 1.8 dólares americanos por millón de BTU (British Thermal Unit), para los generadores eléctricos y demás usuarios, respectivamente. De acuerdo al contrato de licencia, a este precio base se le aplica un Factor de Actualización (FA), una vez al año.
Incentivos para la generación con fuentes renovables no convencionales
Mediante el Decreto Legislativo N° 1002, Ley de Promoción de la Inversión en Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables y su Reglamento, el Gobierno del Perú promueve el aprovechamiento en la generación de electricidad de los Recursos Energéticos Renovables (RER) tales como: biomasa, eólico, solar, geotérmico, mareomotriz y energía hidráulica. Se realizó con éxito la primera subasta de Recursos Energéticos Renovables que concluyó con la adjudicación de tres parques eólicos (142 MW), dos centrales de biomasa (27 MW), cuatro bosques solares (80 MW) y 18 pequeñas centrales hidroeléctricas (180 MW), haciendo un total de 429 MW.
Para sistemas aislados rurales, se tiene en vigencia la Ley Nº 28546, Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales en Zonas Rurales, Aisladas y de Frontera del País, que tiene por finalidad promover el uso de las energías renovables no convencionales para fines de electrificación de las zonas rurales, aisladas y de frontera del país.
Comercio internacional de energía
El comercio internacional de energía no cumple ningún papel en el aseguramiento del abastecimiento. Existe una línea de interconexión a 220 kV con Ecuador, pero que se ha utilizado únicamente en situación de emergencia para resolver una contingencia en dicho país. La energía eléctrica generada en el Perú destinada a la exportación al Ecuador no ha sido significativa (0,35% de la energía eléctrica generada en el SEIN).
TRANSMISION
El sistema de transmisión eléctrica de Perú está constituido por el denominado Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) a partir de octubre del año 2000, que abarca de Norte a Sur la totalidad del país, desde Tumbes (ciudad fronteriza con Ecuador), hasta Tacna (ciudad fronteriza con Chile).
El sistema troncal de transmisión entre Tumbes y Tacna opera a 220 kV y 500 kV, los sistemas de transmisión secundarios y complementarios están conectados a 220 kV, 138 kV y 60 kV.
La Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, establece que el Sistema de Transmisión del SEIN está integrado por cuatro categorías de instalaciones:Sistema Garantizado de Transmisión (SGT). Sistema Complementario de Transmisión (SCT). Sistema Principal de Transmisión (SPT). Sistema Secundario de Transmisión (SST).
El Sistema Garantizado de Transmisión está conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión cuya concesión y construcción sean el resultado de un proceso de licitación pública.
El Sistema Complementario de Transmisión está conformado por instalaciones que son parte del Plan de Transmisión, pero cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres).
Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión y del Sistema Secundario de Transmisión son las instalaciones cuya puesta en operación comercial se produjo antes de la promulgación de la Ley N° 28832.
El Sistema Secundario de Transmisión es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal.
.- Mecanismos de expansión de la red de transmisión
Después de julio de 2006, la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, se establecen los siguientes mecanismos para la expansión de la red de transmisión:
Plan de Transmisión: El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) tiene a su cargo la elaboración de la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM.
Plan de Inversiones: se establece cada cuatro años y está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años.
Ingresos del transportista
Instalaciones del Sistema Principal
Las tarifas y compensaciones de las instalaciones pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión, se rigen por lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992.
Los sistemas de transmisión remuneran a través de las tarifas reguladas la anualidad de los costos de inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento correspondientes a un Sistema Económicamente Adaptado (SEA).
Los Costos de Operación y Mantenimiento se determina a partir de la valorización de los costos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad eficientes para toda una empresa en su conjunto, debido a que existen procesos y/o actividades de operación y gestión que están asociadas a todas las instalaciones de la misma.
Instalaciones del Sistema Secundario
Las Instalaciones del Sistema Secundario, se remuneran de acuerdo a lo dispuesto en el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas:
Este Costo Medio Anual será igual al ingreso anual por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario y deberá ser actualizado, en cada fijación tarifaria, de acuerdo con las fórmulas de actualización que para tal fin establecerá OSINERGMIN.
• Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión
Se remuneran de acuerdo a lo dispuesto en el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas:
– El costo de inversión del Sistema Eléctrico.
– La valorización de la inversión de los SCT.
– El costo anual estándar de operación y mantenimiento.
– El Costo Medio de Anual.
Cargos por el empleo de la red de transporte por parte de los generadores y cargas
• Cargos por el empleo del Sistema Principal de Transmisión: Los generadores y demandantes de energía del sistema interconectado nacional pagan el costo del Sistema Principal de Transmisión mediante el denominado “Ingreso Tarifario” y mediante el “Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión”.
El Ingreso Tarifario se calcula en función de la potencia y energía entregada y retirada en barras.
Dado que el Ingreso Tarifario no cubre el 100% del costo de transmisión, se determina un cargo complementario que es el Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión (PCSPT).
El Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso Tarifario.
El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y los costos anuales de operación y mantenimiento eficientes, es decir, se reconocen costos estándares en base a la noción de un Sistema Económicamente Adaptado a la demanda.
El Peaje por Conexión Unitario, empleado para la determinación del Precio de la Potencia de Punta en Barra es igual al cociente entre el Peaje por Conexión y la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes.
El Peaje por Conexión de cada Transmisor Principal le es pagado mensualmente por los generadores en proporción a la recaudación por Peaje de Conexión, en la misma oportunidad en que abonen el Ingreso Tarifario Esperado.
DISTRIBUCIÓN
Papel del distribuidor como intermediario en la energía. Traslado a las tarifas de los costos de compra en el mercado mayorista
Los Precios en Barra que el distribuidor traslada a las tarifas se fijan cada año junto con sus fórmulas de actualización que contienen parámetros tales como el índice de precios al por mayor, el tipo de cambio del dólar, la tasa de aranceles de productos importados, y el precio de los combustibles.
La Ley establece que el Precio de Barra regulado que fija el OSINERGMIN, no puede diferir en más de diez por ciento, del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones, vigentes al 31 de marzo de cada año.
La Ley 28832 señala que los Precios a Nivel Generación para Usuarios Regulados se calculan como el promedio ponderado de los siguientes precios:
- Contratos sin Licitación: Por cada contrato, los precios son iguales al promedio de los Precios en Barra y los precios del contrato sin Licitación;
- Contratos resultantes de Licitaciones: Por cada contrato, los precios son iguales a los Precios de contrato resultantes de la Licitación, considerando el régimen de incentivos definido en el artículo 10° de la Ley 28832.
Los precios de Contratos provenientes de Licitaciones tienen fórmulas de actualización que se establecen en dichos contratos. Los parámetros a utilizar son similares a los utilizados en las formulas de actualización de los Precios en Barra.
Determinación de los activos del distribuidor a remunerar
La remuneración que recibe el distribuidor es el Valor Agregado de Distribución (VAD), considera los siguientes componentes:
• Costos asociados al usuario (Cargos fijos mensuales por lectura, reparto, facturación y cobranza).
• Pérdidas estándar de distribución.
• Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación por unidad de potencia suministrada.
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