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