El Sector de la Generaci

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El Sector de la Generación Eléctrica en el Perú

• Identificación de Problemas y Posibles Soluciones
• Propuestas para la Reunión del Sector
  Electricidad
• OSINERG

Lima, 16 de julio de 2004
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Temas a Tratar

1. Fijación Tarifaria
2. Remuneración y Suficiencia de la Capacidad
3. Contratos Generador-Distribuidor
4. Incentivos a la inversión
5. Organización y operación del COES

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El Sector de Generación Eléctrica en el Perú

• Fijación Tarifaria

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Fijación Tarifaria

• Problemas Fundamentales
• Criterios para la determinación del Programa de
  Obras de Generación y la Proyección de la Demanda
• Desviación de las Tarifas con lo que sucede en la
  realidad
• Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en
  Barra

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Criterios para la determinación del Programa de
Obras de Generación y la Proyección de la Demanda

• Problemática actual
• La ausencia de procedimientos que establezcan
  clara y objetivamente los criterios y la
  metodología para la determinación del Programa de
  Obras de generación y la proyección de la demanda
  ocasiona constantes discrepancias y conflictos
  entre los agentes económicos del sector
  energético y el regulador debido a las diferentes
  interpretaciones que se dan en estas proyecciones
• Discrecionalidad del Regulador?

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Criterios para la determinación del Programa de
Obras de Generación y la Proyección de la Demanda

• Visión parcial
• Se dice que la inclusión de determinados
  proyectos ha perjudicado a los generadores
• Ejm. Plantas de Generación usando el gas de
  Camisea han sido incluidas en las tarifas en
  barra aprobadas por el Regulador desde Noviembre
  1997.

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Criterios para la determinación del Programa de
Obras de Generación y la Proyección de la Demanda

• No obstante..
• COES propuso la planta de Camisea mediante
  Informe Técnico Económico Oficio COES-SICN/P-
  027-97 del 12/09/97.
• C.H. Chimay y Yanango no fueron incorporados por
  los generadores. Solo se incluyeron cuando
  faltaban 2 años
• La oferta de generación adicional estuvo
  acompañada por la demanda adicional asociada a
  nuevos proyectos mineros

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Criterios para la determinación del Programa de
Obras de Generación y la Proyección de la Demanda

• Por lo tanto
• No ha existido desviaciones sustanciales en las
  proyecciones del Regulador con aquellas
  confirmadas por la realidad

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Criterios para la determinación del Programa de
Obras de Generación y la Proyección de la Demanda

• Qué se propone?
• Si bien el D.S. N 010-2004-EM es un avance, se
  requiere explicitar criterios a fin de minimizar
  la asimetría de información.
• En el caso de la Oferta
• Proyectos Tipo A Proyectos que se encuentren en
  ejecución física y con una estimación de puesta
  en servicio dentro del horizonte de tiempo del
  plan de obras.
• Verificación a través de un seguimiento continuo
  al Diagrama PERT del Proyecto
• Proyectos Tipo B Proyectos que resulten
  rentables con la señal de precios básicos de
  energía y potencia vigentes al momento de
  iniciarse el proceso de fijación de las Tarifas
  en Barra y que pueden ser culminados dentro del
  horizonte de tiempo del plan de obras
• Verificación a través de un formulario de
  Evaluación Económica pre-establecido

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Criterios para la determinación del Programa de
Obras de Generación y la Proyección de la Demanda

• Qué se propone?
• En el caso de la demanda
• El único hito que en la actualidad puede indicar
  el nacimiento de un proyecto minero es la
  aprobación del Estudio de Impacto Ambiental.
• Consecuentemente, se debe efectuar un seguimiento
  de las siguientes autorizaciones
• Disponibilidad de Terreno
• Autorización para uso de aguas
• Concesión de beneficio y autorización de
  construcción
• Contrato de estabilidad (incluye el detalle de
  obras principales, producción esperada, monto de
  inversión, forma de financiamiento, plazo de
  ejecución, etc.).

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Desviación de las Tarifas con lo que sucede en la
realidad

• Problemática Actual
• Las proyecciones de la Oferta y Demanda, sobre
  todo nuevos proyectos, a decir de los generadores
  vienen siendo realizados por OSINERG sin tomar en
  cuenta la realidad de los hechos.
• Qué se propone?
• Revisión Ex-post de las Tarifas en Barra con base
  en la oferta y demanda ejecutada
• En cada proceso tarifario se procederá también a
  calcular un Factor de Corrección de Tarifas en
  Barra, con base en la oferta y la demanda
  ejecutada de los cuatro años anteriores.
• Con el factor antes referido se efectuarán las
  deducciones o incrementos correspondientes en las
  Tarifas en Barra para el periodo siguiente.

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Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en
Barra

• Problemática Actual
• Los plazos para la ejecución de las diferentes
  etapas en los procesos de regulación resultan
  demasiado cortos y no permiten efectuar las
  revisiones, cálculos y verificaciones que se
  requieren para la determinación de las tarifas.
• En efecto, a fin de cumplir con las normas de
  transparencia, los procesos tarifarios involucran
  múltiples etapas que han llevado a que,
  prácticamente, una vez finalizada una fijación
  tarifaria, se de inicio a la siguiente.

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Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en
Barra

• Fijación mayo 2004

• Fijación noviembre 2004

15 días hábiles
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Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en
Barra

• Qué se propone?
• Mediante Ley del Congreso de la República y
  Decreto Supremo del MEM, se modifique la Ley de
  Concesiones Eléctricas y su Reglamento,
  respectivamente, a fin que la periodicidad del
  proceso de fijación de las Tarifas en Barra sea
  anual.
• Esta modificación daría una señal económica más
  estable tanto a los inversionistas como a los
  consumidores y permitiría contar con mayores
  plazos para la elaboración de las propuestas
  tarifarias, su revisión y la fijación de las
  tarifas de generación.

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El Sector de Generación Eléctrica en el Perú

1. Remuneración de la Capacidad y Reserva

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Estabilidad del Precio de la Potencia

• Problemática actual
• El elemento de costos que define gran parte del
  valor del Precio Básico de Potencia es el precio
  FOB de la turbina a gas de la unidad de punta
• Dicho precio se obtiene de la publicación Gas
  Turbine World Handbook.
• A pesar, de que en la referencia utilizada el
  precio se obtiene como promedio del mercado, el
  mismo ha tenido un comportamiento volátil

Esto ha llevado a comportamientos estratégicos
en las propuestas de los agentes
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Estabilidad del Precio de la Potencia

• Que se ha propuesto
• Se recomienda utilizar el valor promedio de las
  últimas cinco ediciones de la revista a fin de
  dar una señal estable a los consumidores e
  inversionistas.

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El Sector de Generación Eléctrica en el Perú

• Contratos Generador-Distribuidor

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Contratos Generador-Distribuidor

• Problemática Actual
• Algunas Estadísticas
• Propuestas de Corto Plazo (inmediatos)
• Esquemas de Mediano Plazo

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Problemática Actual
Precios Resultado de una libre negociación entre las partes
N Usuarios 249
Precios Regulados por OSINERG
N Usuarios 3 732 855
NADIE quiere Renovar !!!
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Qué se aduce?

• Las tarifas no cubren los costos
• El Regulador ha disminuido sistemáticamente el
  nivel de las tarifas de generación para compensar
  el incremento de los cargos de transmisión
  (electricidad y gas natural)
• Las tarifas en el Mercado Spot, en la actualidad,
  son 4 a 5 veces la tarifa en el mercado regulado

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Las tarifas reguladas cubren los costos totales
Costos Operativos
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Las tarifas reguladas cubren los costos totales
Costos Operativos
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Las tarifas reguladas cubren los costos totales
Costos Operativos
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Las tarifas reguladas están a la par con las del
mercado libre
Precios Libres y Regulados Convergen!
El Total representa el promedio de venta de los
generadores (el precio incluye los costos de
transmisión)
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Las Tarifas en Barra no tienen que ser iguales a
las del mercado spot
MERCADOS CON RIESGOS y RESPONSABILIDADES
DIFERENTES !!!
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Las Tarifas en Barra no tienen que ser iguales a
las del mercado spot
MERCADOS CON RIESGOS y RESPONSABILIDADES
DIFERENTES !!!
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El nivel de transferencias es reducido con
relación a la facturación total
Facturación 408 mio US
Venta 8 852 GWh
Facturación 818 mio US
Venta 9 611 GWh
Transferencias Año 2003
Generadores con excedentes
Generadores con déficit
67.9 Mio US
-Electroperú 48 -Shougesa 17 -Etevensa
10 -San Gabán 9 -Cahua
7 -Egesur 6 -Egasa 3
-Edegel 30 -Egenor 29 -Eepsa
13 -Enersur 12 -Termoselva
8 -Egemsa 5 -CNP
2 -Electroandes 1
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Qué se requiere comprender?

• Vender vía Contratos implica un Riesgo diferente
  que el vender al SPOT.
• La Ley establece como paradigma la seguridad
  del suministro y por tanto exige contratos a los
  distribuidores.
• El término potencia firme implica un sistema de
  riesgo controlado.
• El precio de la potencia debe servir para
  equilibrar los riesgos en ambos mercados.

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Medidas de Corto Plazo
Medida a Adoptar Qué se busca Quién debe Adoptarla Cómo adoptar la medida
Distribuir el pago de la potencia entre generadores eficientes Dar la señal para tener reservas eficientes MEM R.M. que modifique porcentaje de Margen de Reserva
Incrementar el Factor de Incentivo a la Contratación Reducir la ganancia en el SPOT y premiar a los que contratan MEM D.S. que modifique porcentajes actuales
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Distribuir el pago de la potencia a generadores
eficientes

• Problemática Actual
• La tarifa reconoce, en el pago de la potencia una
  reserva eficiente (MRO)
• La reserva (MR) especificada por el MEM hace que
  los ingresos alcancen a algunas plantas térmicas
  que no tienen garantía de una operación continua
  e incentiva a que las mismas no se reemplacen
• El monto asignado a dichas plantas ineficientes
  alcanza a 17 Mio US anuales que corresponden a
  512MW
• Qué se propone
• Redistribuir los ingresos entre los generadores
  más eficientes hasta el MRO

M R
42 1265MW
G11
G10
M R O
G9
25 752MW
G8
G7
D E M A N D A
D E M A N D A
G6
3010MW
G5
G4
G3
G2
G1
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Incrementar el Factor de Incentivo a la
Contratación

• Problemática Actual
• Este factor (x) se introdujo como mecanismo para
  incentivar la contratación del Mercado Libre y
  Regulado
• Este factor, inicialmente, estuvo fijado en 5
  sin embargo, se ha ido reduciendo hasta su valor
  actual, que es 2. En el 2006 será 0.
• Qué se propone?
• Se debe incrementar este factor a 20 y 50. Con
  20, el monto que podrían disponer los
  generadores por incentivo a la contratación sería
  aproximadamente de 76 Mio. de Nuevos Soles
  anuales, y con un FIC de 50 dicho monto se
  elevaría a 190 Mio. de Nuevos Soles anuales.

Spot
Contratos
Traslado
Potencia
Potencia
(1-X) PB D
Recaudación PBD
Mecanismo de reparto
Bolsa Potencia
X
Generadores Contratantes
Generadores No contratantes
Reciben mas que el PB
Reciben menos que el PB
Prueba de que el Precio de Barra de Potencia es
Diferente al Precio de Potencia en el Spot!!!!
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Medida de Mediano Plazo

• Qué se puede hacer en el mediano plazo?
• Trasladar la experiencias del Mecanismo BOOT de
  transmisión
• Promover la participación de nuevos actores
• Promover mayor dinamismo al mercado de clientes
  libres
• Qué riesgos se evitan?
• La supuesta discrecionalidad del regulador
• La volatilidad del Precio en Barra

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Qué se propone?

• Propuesta Mayor desarrollo del Mercado de
  Clientes Libres...
• Composición del mercado de Energía Eléctrica
  -2003

Regulado 52
Nota Los consumidores no residenciales están
conformados por los pequeños
industriales, comercios, entre otros.
Los consumidores libres son aquellos cuya
potencia contratada están por encima
de los 1,000 kW.
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Qué se propone?

• Propuesta Mayor desarrollo del Mercado de
  Clientes Libres
• Profundizar el desarrollo del mercado de clientes
  libres, permitiendo que el segmento de clientes
  No-Residenciales formen un nuevo bloque que puede
  ser licitado a precio firme.
• Esto significa un 28 del mercado.
• Se puede hacer por etapas.
• 10 del mercado cada 2 años.
• La forma del contrato lo establece el regulador.
• Idea de Contrato estándar
• Del mismo modo, los Consumidores Residenciales
  cuyos consumos están por encima de 300kWh por mes
  (9 del mercado) también puedan acceder al
  mercado libre donde se negocia los precios.

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Qué se propone?

• Propuesta Mayor desarrollo del Mercado de
  Clientes Libres
• De este modo el mercado Libre estaría compuesto
  por el mercado libre actual (libre A) mas el
  nuevo segmento (libre B)
• En estas condiciones el mercado regulado quedaría
  reducido solamente al consumo residencial cuyo
  promedio de consumo por usuario es menor a 300
  kWh por mes (15 )

() Con lineamientos técnicos de OSINERG
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Qué se propone?

• Propuesta adicional Licitar el Incremento de la
  Demanda
• Permitir que el nuevo consumo sea incorporado
  como un nuevo bloque que puede ser licitado a
  precio firme.
• Esto significa entre 300 y 400 MW cada 2 años.
• Se puede hacer según el crecimiento.
• Al inicio cada 2 años.
• La forma del contrato lo establece el regulador.
• Idea de Contrato estándar

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El Sector de Generación Eléctrica en el Perú

• Incentivos a la inversión

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En los últimos años no ha habido mayor inversión
en capacidad de generación luego de un período de
expansión.
Potencia Efectiva, Máxima Demanda y Reserva en el
SEIN 1994 -2003 (MW)

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Inversiones en Generación Eléctrica posteriores a
la LCE
41
Inversión en Generación y Demanda
Eléctrica (Variaciones Porcentuales)

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Sin embargo, esta situación no sería propia del
caso peruano sino que abarcaría los principales
países en desarrollo.

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Evolución de las Inversiones, Tarifas en Barra y
Costos Marginales

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Costos de Generación EléctricaCentrales Térmicas
- Ciclo CombinadoRecurso Energético Gas Natural
Precio en Barra 32,71 (US/MWh)
Costos Fijos Inversión (US/KW)
550,00 Anualidad con 12 (US/KW-año)
70,12 COyM (US/KW-año) 14,85 Costos
Variables Combustible (US/MWh) 12,48 No
Combustible (US/MWh) 2,79 Costo
Promedio Factor de Planta 0,75 Fijo
(US/MWh) 12,93 Variable (US/MWh)
15,26 Total (US/MWh) 28,19
14
Precio CC/Gas Natural 28,19 (US/MWh)
CF 46
CVNC 10
CVC 44
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El Sector de Generación Eléctrica en el Perú

• Composición y Operación del COES

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Problemática Actual

• Las reglas no permiten que el sistema opere bajo
  condiciones de mercado competitivo.
• El acceso al mercado es restringido
• Existen restricciones para el flujo transparente
  de la información, al acceso del proceso de
  programación del despacho centralizado, y al
  suministro de los Servicios Complementarios.
• Se impide acceso al COES de unidades pequeñas
  hidráulicas y/o térmicas eficientes.
• Sólo los generadores que operan en base a gas
  natural pueden declarar costos de combustible
  (Precio Unico). Los demás están sujetos a la
  rigidizes de los costos variables.
• Evita manejar el riesgo de contratación

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Problemática Actual

• Solamente los generadores pueden comprar y vender
  en el mercado mayorista
• El sistema ingenuamente está diseñado para que
  los generadores puedan estratégicamente vender o
  bien al mercado de contratos o al spot
• Cuando hay escasez de agua los generadores se
  encuentran reacios a contratar con distribuidores
  y, si pueden, rescinden contratos con clientes
  libres.
• Se le obliga a los distribuidores a suscribir
  contratos, pero no se les ha dado acceso a, que
  como comercializadores, puedan comprar en el
  mercado mayorista al precio spot.

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Qué se propone?

• Permitir el acceso de una gran mayoría de
  generadores al COES, por ejemplo, con potencias
  superiores a 10 MW (acceso al mercado). No
  necesariamente tienen que integrar su Directorio.
• Se deben generar señales que permitan que los
  distribuidores o probables comercializadores
  mantengan contratos que aseguren estabilidad de
  precios en escasez.
• Acceso de los Distribuidores/Comercializadores al
  mercado mayorista
• Creación de la Figura del Comercializador
• La Decisión CAN prevé dicha implementación
• Acceso al mercado Boliviano.
• Desarrollo inmediato de las interconexiones en el
  marco de la Decisión CAN
• Desarrollo de contratos BOO de generación.

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Qué se propone?

• Implementación del Mercado del Día Previo
• Reduce el riesgo de comportamientos estratégicos
  de última hora (indisponibilidades fantasmas)
• Despachos centralizados que inspiren
  transparencia y/o descentralizados que permitan
  flexibilidad.
• Revisión y ajustes en los procedimientos del COES
  (determinación de la potencia efectiva, precio de
  combustibles, etc).

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El Sector de Generación Eléctrica en el Perú

• Muchas Gracias