Transcript Sector Eléctrico Marco Normativo del en el Perú

Marco Normativo del Sector
Eléctrico en el Perú
Raúl García Carpio
Maestría de Regulación de Servicios Públicos – Universidad Católica del Perú
Oficina de Estudios Económicos - OSINERGMIN
Seminario GESEL-UFRJ - Mayo 2009
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Contenido
• Las Reformas Estructurales.
• El Mercado Eléctrico Peruano
•GMecanismos de fijación de tarifas por actividad
G
 Generación (LCE y Licitaciones)
 Transmisión (LCE y modificaciones recientes)
 Distribución
• Medidas Recientes y Comentarios Finales
G
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Las Reformas del Sub Sector Eléctrico Peruano
A inicios de los noventa el esquema de la empresa estatal verticalmente integrada
había colapsado debido principalmente a la politización de las tarifas, el sobre
empleo, una serie de ineficiencias y la ausencia de inversiones.
La reforma de 1992 tenía como objetivos:
- Garantizar el suministro de energía promoviendo la inversión
- Fijar tarifas que remuneren adecuadamente las inversiones y permitan la
sostenibilidad del servicio.
- Promover la eficiencia mediante la introducción de competencia en diferentes
niveles.
- Incrementar el acceso a la electricidad de más usuarios (cobertura).
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Las Reformas del Sub Sector Eléctrico Peruano
Marco Legal e Institucional
PROINVERSION
-Promotor de la
inversión Privada
MINEM
-Concedente
-Promotor
-Normativo
OSINERG
-Supervisor
-Fiscalizador
-Regulador
INDECOPI
– Promotor de
competencia
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Las Reformas del Sub Sector Electricidad en los ‘90
Funciones de los Principales Entidades del Sector
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Las Reformas del Sub Sector Eléctrico Peruano
Se tomó la decisión de separar las actividades de generación, transmisión y
distribución, poniendo límites a la integración vertical y horizontal, y fijar esquemas
tarifarios sostenibles de acuerdo a las características de cada actividad:
• Generación: fijación de tarifas de acuerdo a menores costos marginales de
potencia y energía. Recientemente se ha cambiado a un esquema de
licitaciones de contratos.
• Transmisión: uso de modelo marginalista junto con cargos complementarios
para cubrir costos medios eficientes (monopolio natural). Exclusión de
inversiones ineficientes. Recientemente se busca generalizar el uso de
competencia por el mercado mediante contratos BOOT.
• Distribución: uso de modelos de competencia por comparación y
reconocimiento de costos eficientes.
• Tarifas Finales: Se optó por reducir las distinciones por tipo de uso. Se
crearon opciones tarifarias por nivel de tensión.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Reestructuración de las Empresas y Privatización
Se optó por reducir la participación del Estado en el sector dividiendo las
unidades de Electroperú en generadoras y distribuidoras en determinadas áreas
de concesión, para proceder a privatizarlas. El proceso estuvo a cargo de la
COPRI y CEPRIS especializados (actualmente por Proinversión).
Electroperú
Electrolima
Etecen y Etesur
Contratos BOOT
Cahua (abril 1995)
Etevensa (diciembre 1995)
Egenor (junio 1996)
Eepsa (octubre 1996)
Electroperú (c.h.Mantaro y c.t. Tumbes)
(Se mantiene bajo propiedad estatal).
Edelnor (julio 1994)
Luz del Sur (julio 1994)
Edecañete (junio 1996)
Edechancay (diciembre 1995)
Edegel (octubre 1995)
ISA (junio 2002, concesión)
Transmantaro (2000), Redesur (2000) e ISA (2002)
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Las Reformas del Sub Sector Eléctrico Peruano
Marco Regulatorio y Diseño de Mercado
En el caso de la Generación se optó por usar mecanismos de
competencia a través de:
• El establecimiento de la libre entrada a la actividad de generación una
vez aprobados requisitos mínimos para aprobar los derechos de
concesión.
• La creación de un mercado Libre en el cual las generadoras pudieran
competir con las distribuidoras para vender energía directamente a tarifas
no reguladas (competencia a nivel de comercialización mayorista).
• Las tarifas de venta de generación y transmisión principal para el
mercado regulado (tarifas en barra) se establecen en base a costos
marginales auditados y no ofertas de precios.
• Las distribuidoras tienen el monopolio de la comercialización para los
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clientes de servicio público (menos de 1 MW).
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Las Reformas del Sub Sector Eléctrico Peruano
Marco Regulatorio y Diseño de Mercado
- En el funcionamiento de corto plazo, las centrales son despachados en base a
su costo variable siguiendo la programación del Comité de Operación
Económica del Sistema (COES).
- El COES estaba conformado por los generadores y transmisores principales y
sigue los procedimientos de operación económica y técnica del sistema dados
por el Ministerio de Energía y Minas.
- No existía acceso al COES para las distribuidoras ni comercializadores
independientes.
- El Sistema consisten en un Pool Obligatorio (“mandatory pool”) donde existe
una separación entre la operación a mínimo costo del sistema y las
transacciones financieras de los generadores.
- Ello genera la necesidad de transferencias de potencia y energía entre los
generadores.
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Regulación del Sector Eléctrico
El Modelo chileno/peruano
Clientes Libres
MWh
Clientes Regulados
Distribuidores
Líneas de
Baja Tensión
Servicios a
los clientes
MWh
$$$
Comercialización
regulada
Operación
del Sistema
Transferencias
Spot
Líneas de
Alta Tensión
Info
MWh
Generadores existentes
Fuente: Ruff (2003)
Comercialización
Competitiva
Contrato $$$
COES
Info
Raúl García Carpio
Tarifa
Spot $$$
Contrato $$$
Contratos
de generadores
Contrato $$$
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Regulación del Sector Eléctrico
Contratos en el Mercado Mayorista
En general, en el mercado mayorista se separan las transacciones derivadas de
los contratos de largo plazo de los generadores (o comercializadores) con los
distribuidores (o grandes clientes) de la operación del sistema.
En este contexto, las ventas a tarifa en barra funcionan como un “Contrato por
Diferencias”. El generador recolecta ingresos derivados de sus contratos
financieros y a su vez pone a disposición del operador del mercado (COES) su
energía al costo marginal.

(
p
)

Q
C
*
P
C

(
Q
(
p
)

Q
C
)
*
p

C
M
*
Q
i
d
i
d i
d i
d
i
d
P
C
re
c
iod
e
lc
o
n
tra
to
id P
i
d
Q
C C
a
n
tid
a
dc
o
n
tra
ta
d
a
id
Ingresos
Contratos
Ingresos
Spot
PP
re
c
ios
p
o
t
Q (p
)=C
a
n
tid
a
dP
ro
d
u
c
id
a
id
Si los generadores despachan lo contratado, sus beneficios variables no
dependerán de la volatilidad del precio spot (protección contra riesgo precio).
La decisión de cuanto contratar (riesgo cantidad) depende de la política comercial
de las empresas, aunque está limitada a la potencia firme.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Raúl García Carpio
MESES
nov-05
ago-05
may-05
feb-05
nov-04
ago-04
may-04
feb-04
nov-03
ago-03
may-03
feb-03
nov-02
ago-02
may-02
feb-02
nov-01
ago-01
may-01
feb-01
nov-00
ago-00
may-00
feb-00
nov-99
ago-99
may-99
feb-99
nov-98
ago-98
may-98
feb-98
nov-97
ago-97
may-97
feb-97
nov-96
ago-96
may-96
feb-96
nov-95
ago-95
may-95
feb-95
nov-94
ago-94
may-94
feb-94
nov-93
ago-93
may-93
US$ por MWh
Precios en el Mercado Mayorista
Costo Marginal y Precio Regulado de Energía Barra Santa Rosa
120
100
Costo Marginal de Energía
80
Precio en Barra de Energía
60
40
20
0
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Regulación del Sector Eléctrico
Riesgo Cantidad
Una forma de medir este riesgo son las desviaciones entre la energía contratada y
la generada. Esta está alrededor del 20%. En el actual sistema, las generadoras
asumirían parte importante de este riesgo debido a que las distribuidoras pueden
tomar energía sólo con límites máximos de potencia o a potencia leída.
Porcentaje de Compras de Energía de los Generadores al Mercado
Mayorista en relación a las ventas por contrato (1999 – 2002)
30%
26%
25%
20%
15%
17%
1999
2000
17%
15%
10%
5%
0%
Fuente: Anuarios Estadísticos GART y OSINERG
Raúl García Carpio
2001
2002
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Regulación del Sector Eléctrico
Riesgo Cantidad
Algunas empresas como Electroperú se encuentran sobre-contratadas (gracias
a contratos de potencia firme con otras generadoras) lo que incrementa sus
niveles de riesgo cantidad en situaciones como un año seco.
Potencia Contratada de las Empresas Generadoras (MW)
Suministrador
EDEGEL
Cliente
Libre
231
(46%)
ELECTROPERÚ
55
(5%)
EGENOR
ENERSUR
230
-
EGEMSA
SHOUGESA
PACASMAYO
8
172
(4%)
(96%)
59
269
527
51%
200
360
56%
40
325
12%
179
317
57%
59
174
34%
136
156
87%
58
142
41%
117
141
83%
85
99
86%
63
67
95%
45
54
83%
67
61
110%
(0%)
76
60
(56%)
(44%)
8
50
(87%)
79
38
(68%)
(32%)
35
50
(41%)
(59%)
42
21
(67%)
(33%)
(0%)
EGESUR
130%
40
(13%)
SAN GABÁN
883
(0%)
(100%)
EEPSA
1,147
-
(0%)
(100%)
TERMOSELVA
Total / Pot.
Firme
52%
(95%)
(85%)
200
Potencia
Firme
961
1,091
39
EGASA
ELECTRO ANDES
270
Total
Contratado
501
(54%)
(15%)
(100%)
ETEVENSA
Distribuidor
(0%)
45
(100%)
67
(100%)
Fuente: contratos. Elaboración: Oficina de Estudios Económicos
Raúl García Carpio
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Regulación del Sector Eléctrico
Recaudación y Reparto del Pago por Capacidad
En el caso peruano, el pago por capacidad es fijado de forma administrativa y
recaudado a través de los contratos que firman los generadores con las
distribuidoras o clientes libres.
Sin embargo, las generadoras que firman contratos no necesariamente son las que
despachan o están presentes en el sistema en las horas punta. Adicionalmente,
dado que los contratos son por una capacidad fija, es necesario un mecanismo para
pagar a las unidades de reserva.
Es por ello que se crea una “Bolsa de Capacidad”. Los generadores con contratos
“depositan” mensualmente en el COES lo recaudado por capacidad, y este monto es
repartido entre los diferentes generadores.
Bolsa de Capacidad
(Costo de Inversión de Unidad Marginal)(1+Margen de Reserva)(Máxima Demanda)
Reparto de la Bolsa de Capacidad
30% se reparte a las centrales que despachan en la máxima demanda
70% se reparte a las unidades que están disponibles.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Regulación de la Generación
en el Perú
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Regulación de la Generación en el Perú
OBJETIVO
“Reforzar los mecanismos de mercado
para descubrir precios que incentiven la
inversión en generación eléctrica
eficiente”
1993 - 2006
Esquema LCE1
(1) Regulación de los
precios de generación
2006 - Actualidad
Esquema LGE2
(2) Licitaciones a
cargo de distribuidoras
Minimización
permanente de Costos
Competencia
por el mercado
1 LCE: Ley de Concesiones Eléctricas
2 LGE: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica
Raúl García Carpio
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Regulación del Sector Eléctrico
Tarifas en Barra
De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, OSINERGMIN tiene el encargo
de fijar las tarifas de generación en los meses de mayo de cada año, las que
constituyen el precio de compra en los contratos de las distribuidoras con los
generadores para el servicio público de electricidad. Estas tarifas están
compuestas de dos componentes:
Precio de Potencia: Costo de Inversión y costos fijos de la central marginal.
Precio de Energía: Costos de producción de energía para los próximos 48
meses estimados en base a proyecciones de oferta y demanda (a partir de este
año sólo los próximos 24 meses)
Estos precios se calculan para cada barra o nodo del sistema eléctrico y más el
Peaje por Transmisión Principal constituyen las denominadas “Tarifas en
Barra”. Al cobrarse la potencia y la transmisión en cargos mensuales por
capacidad, para tener un indicador en energía del Precio en Barra es necesario
expresarla en horas equivalentes de la siguiente forma:
Precio en Barra (US$ por MWh) = Precio Promedio de Energía + Precio de
Potencia
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Tarifas de Energía
Precio Básico de Energía:
Este precio se obtiene como aquel precio estable que iguala los costos
esperados de abastecer el servicio en los próximos 24 meses:
C
m
g
.
q
j
j
2
4

2
4C
p
.
q
m
g
.
q
1)

ij
j
j j
j

1(


p
2

j  j
4 q
(
1)

i i
1)

i
j
j

1
1(

(
1)

ij
j

1
2
4
Esta forma de cálculo tiene básicamente dos funciones:
- Funcionan como un mecanismo que “suaviza” los costos permitiendo manejar la
volatilidad de los precios spot (hidrología, congestión, precios de combustibles)
tanto para los generadores como para los distribuidores (clientes finales).
- Representan una señal de precios de mediano plazo para los potenciales
inversionistas en generación.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Tarifas de Energía
COSTO DE
RACIONAMIENTO
ESCENARIOS DE
HIDROLOGIA
SITUACION DE
LOS EMBALSES
PRECIO DE LOS
COMBUSTIBLES
OPTIMIZACION DEL
DESPACHO DE
CENTRALES DE
GENERACION
COSTO VARIABLE
DE GENERACIÓN
HIDROELÉCTRICA
PROYECCION DE
LA DEMANDA
PLAN DE OBRAS
PRECIO BASICO DE
ENERGIA
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Tarifas de Energía
Proyección de la Demanda
Pronóstico
Econométrico Ventas
(PBI, población, tarifas
finales)
Ventas Distribuidor
(MT, BT)
Pérdidas de
Distribución,
Subtransmisión y
Transmisión
Ventas Distribuidor
(MAT, AT)

Cargas Incorporadas
(Talara, Tumbes,
Pucallpa, etc.)
Demanda Global
ó Producción
Ventas Generador (MAT,
AT, MT)
Cargas Especiales
(Electroandes,
Shougesa, Antamina,
entre otras)
Proyectos
(Ampliación Tintaya,
Quellaveco, etc.) +
Consumo Propio
Centrales
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Tarifas de Energía
• Para el cálculo de los costos marginales mensuales se utiliza el modelo
PERSEO, el cual viene a ser una representación multinodal del sistema
eléctrico.
• Este modelo calcula los costos marginales para cada barra del sistema
considerando las restricciones de transmisión y optimizando la
operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas
mensuales.
• El modelo utiliza programación lineal para determinar la estrategia
óptima de operación ante diferentes escenarios de hidrología que
minimice la suma del costo actualizado de operación y de
racionamiento (US$ 250 por MWh) para el período de análisis.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Tarifas de Potencia
Precio Básico de Potencia (PBP):
• Se determina el tipo de unidad generadora más económica para
suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima
anual del sistema eléctrico.
• Se calcula el monto de Inversión considerando el costo del equipo y el
costo de instalación y conexión al sistema.
• Se determina la Anualidad de la Inversión: producto del factor de
recuperación de capital con una tasa del 12% y una vida útil de 20 años
para el equipo de generación y 30 para el de conexión.
• Se determina el Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento.
• Se determinan los factores de ubicación de la unidad Se calcula el
Precio del Turbogenerador (PTG) como el costo total multiplicado por los
factores y dividido entre la potencia.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Tarifas de Potencia
Precio Básico de Potencia:
Adicionalmente para establecer el PBP, el Art. 126° del Reglamento de
la LCE dispone la utilización de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF)
de la unidad de punta (2.63% )y del Margen de Reserva Firme Objetivo
(MRFO) del Sistema Interconectado Nacional (19,4%), según la
siguiente ecuación:
Estos factores son fijados cada cuatro años por OSINERG en base a un
estudio de confiabilidad del suministro para determinada probabilidad de
pérdida de carga y parámetros como el valor de la energía no
suministrada.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Tarifas de Potencia
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
El Mecanismo de las Licitaciones (I)
En el año 2004 se generó un problema para la renovación de los contratos de
suministro entre generadores y distribuidores debido a que los primeros no
querían renovar los contratos a la tarifa en barra vigente.
Este y otros problemas relacionados a la organización del mercado mayorista
y tratamiento regulatorio de la transmision dieron origen a la Ley 28832 “Ley
de Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, la cual, en el caso de la
generación crea el mecanismo de licitaciones de contratos para atraer nueva
capacidad, mediante una demanda asegurada.
Se busca reducir de esta forma el componente administrativo en la fijación de
tarifas, y por lo tanto el “riesgo regulatorio”, y de que los precios obtenidos
surjan de un mecanismo de competencia por los contratos, pudiendo
mantenerse fijos hasta por un período de 20 años.
En una primera etapa este esquema contempla la competencia por los
precios de energía, manteniéndose fijo el pago por potencia.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
El Mecanismo de las Licitaciones (II)
Riesgo
Inversión
no Factible
Oferta Fondos
de Inversión
Riesgo con
Tarifas en Barra
Reducción
del Riesgo
Riesgo con
mecanismos
Ley 28832
rff
r1
r2
Área de Factibilidad
de Inversiones
Rentabilidad
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
El Mecanismo de las Licitaciones (III)
Objetivo:
 Asegurar suficiencia de generación a
través de contratos de suministro o
abastecimiento.
 Requisito fundamental: creación de
competencia (he aquí un desafío para la
reglamentación)
 Si el mercado no es competitivo, deberá
hacerlo disputable disminuyendo las
barreras de entrada para nuevos
agentes.
 Precios de licitaciones serán trasladados
a consumidores.
Abastecimiento
oportuno de la demanda
Licitaciones
Contrato con
precios firmes
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
El Mecanismo de las Licitaciones (IV)
• La cobertura del Servicio Público de Electricidad se dará mediante
tres tipos de licitaciones, que brindan flexibilidad al distribuidor para
garantizar la cobertura de la demanda:
Tipo
Plazo
Contractual
Convocatoria
Cantidad a
Contratar
Objetivo
Larga
Duración
Entre 5 y 20
años
Anticipada de al
menos 3 años
Hasta 100%
Contratar el grueso del
crecimiento estimado
Mediana
Duración
Hasta 5 años
Anticipada de al
menos 3 años
Hasta 25%
Contratar desajustes
detectados con antelación
respecto de lo estimado
Corta
Duración
Lo define
OSINERGMIN
Anticipada de
menos de 3 años
Hasta 10%
Contratar pequeños
desajustes no previstos
respecto de lo estimado
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
El Mecanismo de las Licitaciones (V)
Atención de la demanda
Contratos
de
Larga
Duración
Los contratos
permiten al distribuidor
reacomodarse a las
nuevas proyecciones
Hoy
(La demanda
es conocida)
Año 3
Primeros
contratos
de Corta
Duración
Raúl García Carpio
Año 5
Año x
Contratos de Corta y Mediana Duración
30
Regulación del Sector Eléctrico
Regulación de la Transmisión en el
Perú
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Regulación de la Transmisión en el Perú
OBJETIVO
Mecanismo que permita cubrir costos medios del monopolio
natural y asegure la exclusión de inversiones ineficientes.
Esquema LCE: 1993 - 2006
1. Reconocimiento de costos
eficientes
2. Sistema Económicamente
Adaptado
3. Distinción entre líneas
principales y secundarias
4. No había planificación para
la inversión en la
transmisión
Esquema LGE: 2006 - Actualidad
1. Reducción de incertidumbre: los
costos reconocidos no se
modifican a futuro (costos
hundidos)
2. La asignación de los costos
entre beneficiarios no cambiará
ante cambios en los flujos
3. Se establece un plan de
transmisión y una entidad
responsable
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fijación de Tarifas en el Perú (I)
•
Se determina un costo total anual (CT) que incluye la anualidad del valor
nuevo de reemplazo (aVNR) y los costos eficientes de operación y
mantenimiento (COyM).
•
Uso de diferencias entre precios nodales (ingreso tarifario) y procedimientos
de reparto de cargos complementarios (peajes).
•
Las tarifas se fijan en mayo de cada año:
CT
=
aVNR + COyM
=
IT + Peajes
Costo a Reconocer
=
Forma de Pago
Donde:
 CT
: Costo Total Anual
 aVNR :
Anualidad Valor Nuevo de Reemplazo (descontada al 12%) con un
período de vida útil de 30 años.
 COyM : Costo eficientes de operación y mantenimiento.
 IT
: Ingreso Tarifario (basados en costos marginales)
 Peajes : Cargo Complementario.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fijación de Tarifas en el Perú (II)
Los costos totales corresponden al costo de inversión de un “sistema
económicamente adaptado” a la demanda, que corresponde al costo de
abastecer la demanda de transporte al menor costo de mercado para los
próximos 15 años.
Se intenta mantener el equilibrio oferta/demanda usando la tecnología
vigente, manteniendo la calidad y evitando el uso de capacidad
innecesaria.
• Se hace la distinción entre líneas principales y secundarias. Los criterios
para definir una línea como principal son.
− Deberá comprender instalaciones de alta o muy alta tensión;
− Deberá permitir el flujo bidireccional de energía;
− Cuando el régimen de uso de los sistemas no permite identificar
responsables individuales por el flujo de las mismas.
• Cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de
generación se evalúa la calificación de los sistemas de transmisión. La
modificación es aprobada por el MEM.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fijación de Tarifas en el Perú (III)
Ingreso Tarifario (IT)
IT = IT por potencia + IT por energía
IT = (Pr*Ppr - Pe*Ppe ) + (Er*Per - Ee*Pee)
Pe, Pr
Ee, Er
Ppe, Ppr
Pee, Per
Potencia de entrega y retiro
Energía de entrega y retiro
Precios de potencia en barras de entrega y retiro
Precios de energía en barras de entrega y retiro
El ingreso tarifario, en ausencia de congestión, corresponderá al valor de las
pérdidas totales del sistema (que los generadores deben reintegrar al transmisor).
De acuerdo a la definición anterior, el ingreso tarifario también debería incluir las
rentas por congestión si estas existieran. Sin embargo, en la actualidad existe
cierto vacío debido a las rigideces de la LCE (factores de penalización sólo
incluirían las pérdidas respecto a una barra de referencia).
Asimismo, se requieren ciertos ajustes para la separación de ambos costos en el
modelo Perseo.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fijación de Tarifas en el Perú (IV)
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fijación de Tarifas en el Perú (V)
• Líneas Principales:
– Se genera un peaje unitario que viene a ser el cociente entre el
Peaje de Conexión y la Máxima Demanda anual proyectada a ser
entregada a los clientes (“Sello de correos”).
• Líneas Secundarias:
– De Demanda: Peaje unitario expresado en energía pagado por los
consumidores
– De Generación: pagados en proporción al uso de la red (Bialek)
– Generación/Demanda: Proporción a beneficios obtenidos
(beneficiarios).
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fijación de Tarifas en el Perú (VI)
COSTOS DE INVERSION EN
TRANSMISION
INGRESOS TARIFARIOS
(generadores)
DETERMINAR COSTO ANUAL DE
TRANSMISION
*SISTEMA ECONOMICAMENTE
ADAPTADO
COSTOS DE OPERACION Y
MANTENIMIENTO
PEAJES POR TRANSMISION
(consumidores finales)
* Es aquel sistema eléctrico en el que existe una
correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de
energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad
del servicio.
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fijación de Tarifas en el Perú – El SEIN
Empresas de Transmisión
1. Red de Energía del Perú-REP
2. Interconexión Eléctrica ISA-Perú
3. Consorcio Trans-Mantaro
4. Red Eléctrica del
Sur-REDESUR
5. ETESELVA SRL
6. CTA-Cía. Transmisora
Andina
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Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fijación de Tarifas en el Perú – Contratos BOOT
•
•
•
•
Las empresas en esta modalidad son REDESUR, ISA y TRANSMANTARO
El Peaje se calcula de forma similar al régimen común; sin embargo, no
contempla el concepto de SEA.
El costo de inversión (VNR o CI) es igual al monto inicial de la oferta de la
empresa y se actualiza anualmente de acuerdo al índice IPP (Finished Goods
Less Food and Energy - WPSSOP3500)
VNRn = (VNRo x (IPPn/IPPo)
En el caso de ISA el VNR se actualiza cada cuatro años
EL COYM
– El COyM de REDESUR se fija en base a costos estándares.
– El COyM de ISA esta fijado mediante Contrato como el 3% del VNR.
– El COyM de TRANSMANTARO es un monto fijo que se actualiza anualmente con
el IPP, de forma similar al VNR.
•
Se efectúan liquidaciones anuales, para verificar que la empresa haya
recuperado el monto fijado en la regulación del año anterior. El saldo de la
liquidación se agrega o disminuye del monto fijado para el siguiente año.
40
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fijación de Tarifas en el Perú – Contratos BOOT
Principales Características de los Contratos de Transmantaro y Redesur
Concepto
Red Eléctrica Del Sur
Consorcio Transmantaro
Líneas
. Interconexión entre el SICN y el SISUR de
609 km y doble circuito en 220 kV, entre
Mantaro (Huancavelica) y Socabaya
(Arequipa).
Dos tramos Mantaro – Cotaruse (Ayacucho) de 280
Km y Cotaruse – Socabaya de 329 Km.
La capacidad de transmisión es de 300 MW (150 MW
garantizada).
. Ampliación de la Subestación de Socabaya de 100 MVA
de potencia.
. Segundo Terna, Línea de Transmisión en 220 kV
Socabaya-Moquegua de 108 Km.
. Subestación de Moquegua de 220/138/33 kV y 100 MVA
de capacidad.
. Línea de Transmisión en 220 kV Moquegua-Puno de 198
km.
. Subestación de Puno de 220/138/60 Kv.
. Línea de Transmisión en 220 kV Moquegua-Tacna de
127 Km.
. Subestación en Tacna.
Inversión
Ofertada
. US$ 179.2 millones.
. US$ 74.8 millones.
Monto Máximo
- US$ 300 millones
- US$ 92 millones
. Contrato BOOT por 33 años desde la firma
. Contrato BOOT por 32 años desde la firma
. 27 de febrero de 1998.
. 19 de marzo de 1999.
Capital Social
Mínimo
. US$ 50 millones.
. US$ 20 millones.
Seguros
. Responsable Civil: Mínimo US$ 10 millones.
. Responsable Civil: Mínimo US$ 10 millones.
. 08 de octubre de 2000.
. 22 de octubre de 2000 (1° fase) y 10 de marzo de 2001
(2° fase).
Modalidad
Plazos
Fecha
Cierre
Inicio
Operación
Raúl García Carpio
y
de
de
41
Regulación del Sector Eléctrico
Fijación de Tarifas en el Perú – Remuneración de REP
La Concesión de Etecen y Etesur
En setiembre del 2002 se firmó el contrato que entregó en concesión por 30 años las instalaciones de
Etecen y Etesur (que operaban una red de 5.500 km. que abarcaba a 17 de los 25 departamentos) a la
Sociedad Concesionaria Red de Energía del Perú, cuyo principal accionista es la empresa estatal de
Colombia Interconexión Eléctrica S.A. (ISA).
La modalidad consistió en fijar una Remuneración Anual Garantizada (RAG) de US$ 58 638
millones a la empresa que se comprometa a brindar el servicio cumpliendo los requisitos de calidad y
seguridad en un sistema de 220 KV, realizar el mantenimiento, reparación y modernización de la
infraestructura eléctrica, y a construir determinadas líneas necesarias para la expansión del sistema,
específicamente la Interconexión con el Ecuador a través de la construcción de la línea eléctrica
Zorritos- Zarumilla, el cambio de conductores en la línea eléctrica existente Lima-Chimbote y la
instalación de un sistema de compensación reactiva en el sistema eléctrico del sur.
El consorcio ganador era aquel que ofertaba el mayor monto a pagar al Estado. Este monto dependía
entonces de factores tales como la magnitud de los costos del postor, la tasa de descuento de cada
inversionista y la competencia esperada en la subasta. En este caso ISA ofreció un monto de US$ 261
millones por el derecho de concesión respecto a un precio base de US$ 250 millones.
A la concesión de Etecer y Etesur también aspiraban Hidro Québec de Canadá y Red Eléctrica de
España, pero ambas decidieron finalmente no presentar sus ofertas. Sin embargo, el hecho que sólo
se presentara a la subasta la empresa ISA no tiene las mayores implicancias tarifarias, como si es el
caso de los contratos BOOT, donde las ofertas ganadoras pasan a ser reconocidas automáticamente
en las tarifas, sino que se podría haber traducido en menores ingresos para el Estado.
42
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fijación de Tarifas en el Perú – Remuneración de REP
• Se remunera con un monto anual fijo, Remuneración Anual
Garantizada (RAG = US$ 58 638 000). La RAG se actualiza
anualmente con el índice WPSOOP3500.
• Este monto lo pagan los generadores (RAG1) y los usuarios del
Sistema Principal (RAG2SPT) y del Sistema Secundario (RAG2SST)
RAG = RAG1 + RAG2 SPT + RAG2SST
Si la RAG1 no paga el total de la RAG, el saldo lo cubre la RAG2SPT
y si aún con ello no se paga la RAG, la RAG2SST paga el monto
restante.
• Se efectúa una liquidación anual para garantizar que REP reciba la
RAG. El saldo de la liquidación se añade o resta a la RAG
actualizada del año siguiente.
43
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Modificaciones Marco Regulatorio de la Transmisión
En el caso de transmisión, la experiencia en los años noventa había mostrado
que el marco regulatorio vigente introducía incertidumbre para la recuperación
de costos para los inversionistas debido a la comparación periódica con un
sistema económicamente adaptado a la demanda actual y a la reclasificación
de los sistemas en principales y secundarios.
En una actividad sujeta a costos hundidos y donde el flujo que pase por las
líneas depende de una serie de factores, este esquema habría sido
demasiado exigente para generar incentivos para nuevas inversiones. Así, en
el LIBRO BLANCO elaborado por el MINEM y OSINERGMIN, y recogidas en
la Ley 28832 se plantean las siguientes medidas:
•
•
•
•
•
Las tarifas de transmisión deben recuperar los costos prudentes
incurridos por el transmisor (fijados una sola vez).
Los activos existentes deben ser pagados por los usuarios actuales y los activos nuevos por
sus beneficiarios.
La congestión en la transmisión y la provisión de los Servicios Complementarios, deberían
ser administrados sobre la base de un proceso integrado Despacho/Mercado spot.
Para la determinación de precios de la congestión se deben utilizar (Locational Marginal
Prices – LMPs). Asimismo, se deben implantar (Financial Transmision Rights – FTRs).
Crear una entidad de Planeamiento de la Transmisión independiente de todos los agentes
que analice opciones, identifique proyectos, determine beneficiarios y asigne cargos.
44
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Planificación de la Transmisión (1/4)
Cambios en las reglas: Ley 28832 (Libro Blanco)
Necesidades
del sistema
Generadores
Distribuidores
(ENTE PLANIFICADOR)
PLAN DE TRANSMISIÓN
INSTALACIONES
SOMETIDAS A
LICITACIÓN
INSTALACIONES
CONSTRUIDAS POR
AGENTES, SIN
LICITACIÓN
SISTEMA PLANIFICADO
Contratos
BOOT (30 años)
Cálculo de Costo
Eficiente
Se asigna en proporción al beneficio que
otorga la línea a los generadores y
consumidores “Beneficios Económicos”
(generadores y consumidores)
Fuente: Ley N° 28832 y Ley de Concesiones Eléctricas
Raúl García Carpio
INSTALACIONES
CONSTRUIDAS POR
AGENTES FUERA DEL
PLAN DE TRANSMISIÓN
SISTEMA
COMPLEMENTARIO
Remuneración por
contrato.
La tarifa se fija con
los mismos
principios del SST
(por el uso).
45
Regulación del Sector Eléctrico
Planificación de la Transmisión (2/4)
Nueva Estructura del COES
Anteriormente
 Conformación del COES: generadores y
transmisores.
 Funciones: Procedimientos operativos y
de administración de mercado
Con la Ley N° 28832
 Se incluye a los distribuidores.
 Nuevas funciones:
 Planeamiento de transmisión
 Asegurar competencia
 Asegurar acceso libre a información
Asamblea
5 Cómites
Directorio
(5)
Dirección
Ejecutiva
Dirección de
Operación y
Mercado
Dirección de
Planeamiento
De Transmisión
46
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Planificación de la Transmisión (3/4)
Criterios para la planificación
BASE TARIFARIA
 Igual para todos los sistemas de transmisión.
 Anualidad de Inversión (30 años) + Costo O& M.
 Determinada en función a procesos de licitación o a costos eficientes
definidos por OSINERGMIN.
CONTRATOS DEL ESTADO
 Primer Contrato tipo BOOT
 Contratos posteriores tipo RAG sin aporte para el Estado.
 Con esto se deja espacio para las nuevas inversiones.
CRITERIO DEL PAGO DE LA INSTALACIÓN
 Pago por beneficio económico positivo (por la nueva inversión).
 Luego de determinada la fracción entre Generadores y Demanda, se reparte
el pago de acuerdo al método actual (tipo SPT en caso de la demanda y tipo
SST de generación para la fracción de generación)
47
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Planificación de la Transmisión (4/4)
Criterios para la planificación
DEL PLAN DE TRASMISIÓN
 Elaborado por el nuevo COES cada dos años y aprobado por el
Ministerio.
 Plan de carácter vinculante.
 Proceso de licitación de nuevas líneas conducido por el Ministerio.
 Sistemas ejecutados fuera del Plan serán asumidos por titulares o
mientras no fuera necesario.
 El uso por parte de terceros ameritará cargos definidos por
OSINERGMIN (para evitar free - riders)
 Uso de cargos incrementales
48
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Regulación de Distribución en el
Perú
49
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Marco Regulatorio Peruano (I)
• Se reconoce la característica de monopolio natural y las tarifas se fijan
conceptualmente en base a un costo medio eficiente que resulta de la provisión
adecuada de incentivos para la reducción de costos.
• Se reducen los problemas de sobrecapitalización usando el concepto de
“empresa modelo” basado en reconocer costos eficientes para las distintas
empresas.
• Se definen sistemas eléctricos típicos (basados en densidad de instalaciones,
clientes y carga), siendo el OSINERG el encargado de definir las características
y número de sectores (actualmente son 6), en base a los cuales se calculan los
costos eficientes del suministro.
• La tarifa de distribución se calcula cada cuatro años y considera:
-
Costos asociados al usuario independiente del consumo.
Pérdidas estándar de energía y potencia.
Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento por unidad de
demanda suministrada (VAD).
50
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
1993
1997
2001
Sector 6 (Especial)
Sector 5
Sector 4
Sector 3
Sector 2
Sector 1
Sector 4
Sector 3
Sector 2
Sector 1
Sector 4
Sector 3
Sector 2
Sector 1
Sector 3
Sector 2
Sector 1
Marco Regulatorio Peruano (II)
2005
Sectores Típicos (2005-2009)
Descripción
Sector 1
Urbano Alta Densidad
Sector 2
Urbano Media densidad
Sector 3
Urbano Baja Densidad
Sector 4
Urbano Rural
Sector 5
Rural
Sector Especial
Coelvisa
51
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Marco Regulatorio Peruano (III)
Sectores Típicos y Empresas Modelo
Sector Típico
Sistema de
Distribución Eléctrica
(Empresa Modelo)
Lima Sur
Empresa de
Distribución Eléctrica
Responsable
1
Urbano de Alta Densidad
Luz del Sur
2
Urbano de Media Densidad Huancayo
Electrocentro
3
Urbano de Baja Densidad
Caraz-CarhuazHuaraz
Hidrandina
4
Urbano- Rural
Chulucanas
Electronoroeste
5
Rural
Valle Sagrado (Calca ,
Urubamba y Pisac)
Electro Sur Este
Especial
Sistema de Distribución
Eléctrica de Villacurí
Villacurí
Coelvisac
52
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Marco Regulatorio Peruano (IV)
• Los costos asociados al usuario independientes del consumo son los
siguientes: lectura de medidor, procesamiento de factura, reparto de factura y
cobranza de factura.
• Respecto a las pérdidas, en el reglamento de la LCE se estableció que las
empresas deberían alcanzar un nivel estándar luego de tres fijaciones tarifarias.
En la primera fijación se deberá reducir por lo menos el 50% de la diferencia
entre las pérdidas reales y las pérdidas estándares.
Este cronograma preanunciado de reducción de pérdidas reconocidas en las
tarifas generó incentivos en las empresas para alcanzar niveles de pérdidas
incluso menores a las reconocidas, pues en caso contrario incurrían en pérdidas
financieras. Las pérdidas que más se redujeron fueron las pérdidas no técnicas
(robos de energía).
El preanuncio redujo los incentivos a que las empresas no realizaran el esfuerzo
óptimo, pues las metas no dependían de sus esfuerzos anteriores sino que eran
exógenas (“Efecto Ratchet”). En la regulación del 2005 las pérdidas reconocidas
serán fijas e iguales a 7%.
53
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Marco Regulatorio Peruano (V)
Cronograma de Reconocimiento de Pérdidas en las Tarifas de Distribución
Se estableció que a partir de noviembre del 2005 solo se reconozca un 7% de pérdidas técnicas y
0% de pérdidas por hurto de energía.
54
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Marco Regulatorio Peruano (VI)
• El VAD se calcula como un costo total anual que corresponde a la Anualidad
del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), correspondiente al costo estándar de
inversión de un “sistema económicamente adaptado”, más los Costos de
Explotación (CE) o costos fijos de operación y mantenimiento.
VAD = aVNR + CE
• El VNR es “el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar
el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes” (art. 76, LCE).
• Luego se calcula un VAD unitario considerando la proyección de la máxima
demanda del sistema eléctrico para los próximos cinco años.
aVNR

CE
VAD
Unitario

Máxima
Demand
• El cálculo del VAD supone la realización de importantes estudios de costos
tanto del VNR como de los Costos de Explotación.
55
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Marco Regulatorio Peruano (VII)
• La LCE (Art. 70) prevé la validación del VAD a través del cálculo de la TIR para
conjuntos de concesionarios tomando en consideración:
•Los ingresos proyectados considerando demandas estimadas y sectores
típicos.
•Los costos de operación y mantenimiento.
•El VNR de las instalaciones.
Artículo 71° de la LCE señala que la TIR no debe diferir en más de cuatro
puntos porcentuales de la tasa de actualización establecida en la LCE (de 12%),
llevando a un recálculo del VAD hasta que alcance uno de estos límites.
56
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Marco Regulatorio Peruano (VIII)
Ingresos
Costos
Verificación
de la TIR
Ajuste del
VAD
Flujo Neto
VNR
NO
8% ≤ TIR ≤ 16%
SI
FIN
57
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Resultados y Agenda Pendiente
 La clasificación de las empresas en seis sectores típicos hace que algunas
tengan menores rentabilidades que otras debido s la poca homogeneidad entre
los sistemas de distribución, dejando de ser representativas para algunos
casos. Estas diferencias no necesariamente se compensan dentro de cada
empresa.
 Los concesionarios han cuestionado la aplicación del criterio de “Empresa
Modelo Eficiente”, en cuanto al diseño de la red, porcentaje de líneas aéreas y
subterráneas, entre otros.
 También se cuestiona el uso de la noción “Valor Nuevo de Reemplazo” en la
fijación de tarifas y solicitan el uso del costo incurrido en realidad para el
proceso de verificación de la TIR .
 El crecimiento de la cobertura ha perdido dinamismo sobre todo en zonas
rurales (solo alcanza un 50%), existiendo para financiar inversiones para las
empresas estatales.
 Existe un subsidio al consumo mas no al acceso, el cual depende de los
concesionarios o de las obras de electrificación rural.
58
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Resultados y Agenda Pendiente
Indicador de los Costos de Inversión y Explotación en Distribución
Sector 5
Zona Rural
Sector 4
Zona Urbana-Rural
Sector 1
Zona Urbana
Alta Densidad
Sector 3
Zona Urbana
Baja Densidad
Sector 2
Zona Urbana
Media Densidad
Fuente: OSINERG - GART
59
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Medidas de Política de Corto y Largo Plazo
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Medidas Tomadas
En Generación y Transmisión:
•
En julio del 2006 promulgó la Ley de Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica
que buscaba hacer las inversiones más rentables y menos riesgosas.
•
El incremento de la demanda generó la necesidad de agilizar algunas medidas e
implementar otras adicionales para asegurar oferta de electricidad ante posibles
crisis como la licitación de líneas necesarias para evitar congestión.
En Gas Natural
•
Se tomaron medidas para asegurar capacidad suficiente del ducto de gas natural y
permitir combustible alternativo cuando falte gas natural.
En Eficiencia energética
•
Se dictaron normas para mejorar la eficiencia y confiabilidad de la operación del
SEIN
•
Reducir el consumo de electricidad
•
Minimizar el efecto de mayores costos sobre los usuarios
•
Fomentar el desarrollo eficiente de la transmisión
•
Garantizar en lo posible el servicio público de electricidad
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fomento de Inversiones
Objetivo:
Hacer inversiones más rentables y menos riesgosas
DL 1041 (25/06/2008)
 Incrementa contratos de suministro de electricidad de generadoras
a distribuidoras de 15 a 20 años (antes había sido de 10 a 15
años).
 Determina que líneas de SGT (Sistema Garantizado de
Transmisión) sean pagadas por usuarios (efecto en rentabilidad).
 Disposición complementaria aplica descuento de precios en oferta
hidroeléctrica para licitaciones de generadoras a distribuidoras
(definido por OSINERGMIN).
DL 1058 (28/06/08)
Permite depreciación acelerada de energías renovables hasta
mínimo de 5 años (hace más rentables hidroeléctricas).
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Proyectos de Transmisión
Líneas de Transmisión de reciente construcción:
Fecha de Ingreso
Proyecto
Marzo 2008
LT. Cajamarca – Corona 220 kV.
Abril 2008
LT. Zapallal – Paramonga – Chimbote 220 kV (2na terna).
Junio 2008
LT. Carhuaquero – Jaén 138 kV
Septiembre 2008
LT. San Gabán – Puerto Maldonado 138 kV
Octubre 2008
LT. Tocache - Bellavista
Líneas de Transmisión recientemente licitadas por PROINVERSION:
Línea Licitada
Consorcio Ganador
Costo
Reconocido
Abengoa Perú S.A.
US$ 17.97 millones
Octubre 2010 (220 Kv)
LT. Mantaro – Montalvo,
Machupicchu - Cotaruse
ISONOR (Eleonor y
Grupo Isolux)
US$ 29,487 millones
Noviembre 2010 (500 Kv)
LT. Chilca – Planicie - Zapallal
ISA de Colombia
US$
6,920.
millones
Junio 2010 (primera etapa
220 kV) y abril 2011
(segunda etapa 500 Kv)
LT.
Carhuamayo
Carhuaquero
Raúl García Carpio
–
Anual
3
Fecha de
Operación
Entrada
en
Regulación del Sector Eléctrico
Incremento de la Oferta de Energía Eléctrica
con Inversión Pública
Objetivo:
Asegurar oferta de electricidad ante posibles crisis
Decreto de Urgencia Nº 037 – 2008 (21/08/2008)
Establece medidas para que las empresas con participación
mayoritaria del Estado puedan contratar instalaciones de
generación eléctrica cuando el MINEM declare en emergencia el
abastecimiento de electricidad.
Pendiente:
Procedimiento para garantizar la reserva de capacidad suficiente
en el sistema.
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fomentar de contratos a firme de generadoras a
gas natural con transportista de gas
Objetivo:
Asegurar capacidad suficiente del ducto de gas natural
DL 1041 (25/06/2008)
 Sólo generadoras a gas natural con contratos a firme de
abastecimiento de hidrocarburos, tendrán derecho a pago por
capacidad.
 Generadores que contraten transporte de gas a firme, tienen
derecho a compensación cuando no consuman gas
(OSINERGMIN realizará el cálculo).
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Fomentar generadoras duales a gas natural
y combustibles Líquidos
Objetivo:
Permitir combustible alternativo cuando falte gas natural
DL 1041 (25/06/2008)
 Generadoras duales tendrían que generar con diesel, cuando falte
gas natural pero serán compensadas por generadoras beneficiadas.
 Generadoras duales obtendrán compensación adicional calculada
por OSINERGMIN.
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Mejoras en la operación del SEIN
Objetivos:
Mejorar la eficiencia y confiabilidad de la operación del SEIN
Aprobación del Reglamento del Comité de Operación Económica
del Sistema (COES) Decreto Supremo Nº 027-2008-EM (23/05/2008)
Decreto Supremo Nº 035-2008-EM (05/07/2008)
Modifica el artículo del reglamento del COES que establecía el requisito
de ser ingeniero eléctrico o ingeniero mecánico eléctrico para ser
director del COES por el de tener un título profesional y experiencia no
menor de 15 años en el sector.
Procedimiento para Supervisar el Procedimiento de Rechazo de
Carga (Resolución OSINERGMIN Nº 489-2008-OS/CD) (11/07/2008).
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Posibilitar Ahorro de Energía
Objetivo:
Reducir el consumo de electricidad
D.S. 034-2008-EM (16/06/08)
Fomentar ahorro de energía en el sector público
Ordena reemplazar lámparas de mayor consumo por otras más
eficientes.
D.S. 037-2008-EM (09/07/08)
Permitir ahorro de energía suspendiendo Norma Técnica de
Calidad
Suspende aplicación NTCSE hasta 31/12/09 (Base
metodológica de aplicación a determinar por OSINERGMIN).
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Asignación de Costos Extraordinarios
Objetivo:
Minimizar el efecto de mayores costos sobre los usuarios
DS 001-2008-EM (15/01/2008)
Evita impacto de racionamiento de gas en costos marginales y
establece compensaciones a generadoras por costo de combustibles.
DU 046-2007 (25/11/07)
Cuando por congestión en la transmisión el COES despache
generadoras fuera del orden de mérito de costos, los costos variables
no formarán parte de los costos marginales del sistema, sin afectar de
esa forma directamente a las tarifas.
DL 1041 (25/06/2008)
Hasta mayo del 2009, los costos adicionales serán pagados en partes
iguales por los generadores y usuarios de acuerdo al procedimiento
establecido por OSINERGMIN (Resolución N° 568-2008-OS/CD del
23 de julio de 2008).
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Prioridades en caso de racionamiento
de electricidad
Objetivo:
Garantizar en la medida de lo posible el servicio público de
electricidad
Resolución Directoral Nº 025-2008-EM/DGE (08/08/2008)
Modifican la norma de operación en tiempo real para dar la
prioridad del servicio al servicio público estableciendo que el
COES determinará la proporción del racionamiento para los
demás agentes del sistema.
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Política Energética respecto a las
Energías Renovables
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
La Ley actual
Decreto Legislativo Nº 1002 (02/05/2008)
Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión para la Generación
de Electricidad con el Uso de Energías Renovables
• RER en la Matriz de Generación Eléctrica
Indica que el MINEM establecerá cada 5 años un porcentaje
objetivo en que debe participar, en el consumo nacional de
electricidad, la electricidad generada a partir de Recursos
Energéticos Renovables (RER), tal porcentaje objetivo será hasta
5% anual durante el primer quinquenio.
• Comercialización de energía y potencia generada con RER
Tiene prioridad en despacho (se le considera con costo variable
de producción igual a cero), primas preferenciales en subastas
(recargadas al peaje de transmisión), prioridad en conexión a
redes, además de fondos para investigación y desarrollo.
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Promover energías renovables
Recursos Energéticos Renovables (RER)
Definición de energías renovables: biomasa, eólica, solar,
geotérmicas, mareomotriz, hidráulicas (ésta última cuando la
capacidad instalada no sobrepasa de los 20 MW).
Pendiente:
• Reglamentación por parte del MINEM.
• Procedimientos de Fijación de la Prima por parte de
OSINERGMIN, mecanismo de subasta de primas y recargo en
los peajes de transmisión.
Decreto Legislativo N° 1058 (28/06/08)
Permite depreciación acelerada de energías renovables (sin
restricciones por capacidad en el caso de hidroeléctricas),
hasta mínimo de 5 años (hace más rentables hidroeléctricas).
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Comentarios Finales
• El elevado crecimiento económico originó un
incremento significativo en la demanda de electricidad
y gas natural, lo que generó una alta tasa de
utilización de la capacidad instalada, y que el ducto de
transporte de gas natural llegara a su límite 8 años
antes de lo previsto.
• El MINEM viene implementando una serie de medidas
de corto plazo para hacer frente a la mayor demanda
de electricidad y de gas natural.
• El Ejecutivo ha dictado medidas de mediano plazo
orientadas a promover una mayor capacidad de
generación hidroeléctrica y a gas natural más
eficientes.
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Comentarios Finales
• OSINERGMIN viene implementando las medidas regulatorias
correspondientes.
• Se requieren otras medidas que permitan el desarrollo sostenible
del sector:
– Planificación de las redes de gas natural.
– Restitución del margen de reserva de generación.
– Generación descentralizada y en boca de pozo en Camisea.
– Interconexión de gasoductos.
– Promoción de proyectos hidroeléctricos.
– Uso eficiente de energía.
• La disminución en el crecimiento esperado por la crisis mundial
ha generado una ligera disminución de la presión, la cual debe
verse como una oportunidad para implementar las medidas.
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico
Resumen de Indicadores
Producción Nacional
Ventas
30 508,2 GWh
60,8% hidroeléctrica
27 003,3 GWh
39,2% térmica
53,9% en el mercado regulado y
46,1% en el mercado libre
98,2% en el Sistema Interconectado
Nacional y 1,8% en sistemas aislados
5 277 MW
2 839 hidroeléctrica
Máxima Demanda
4 199 MW
2 437 térmica
Diciembre 2008
Clientes
4 628 253
4 627 993 regulados
Pérdidas en Distribución
8%
260 libres (más de 1 MW)
Las empresas de provincias tiene
pérdidas mayores al promedio
Número de Trabajadores
6 424
No incluye trabajadores indirectos
80,1%
En las zonas rurales no supera un
50%
Potencia Efectiva (SEIN)
Coeficiente de
Electrificación
76
Raúl García Carpio
Regulación del Sector Eléctrico