Determinantes de La Inversion en El Sector Electrico Peruano - DT03a-OEE-OSINERGa

Determinantes de la Inversin en el Sector Elctrico Peruano

Documento de Trabajo No 3

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG

Junio del 2005

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG OSINERG Diagnstico de la Problemtica de la Inversin en el Sector Elctrico Peruano. Documento de Trabajo No 3, preparado por la Oficina de Estudios Econmicos. Est permitida la reproduccin total o parcial de este documento por cualquier medio, siempre y cuando se cite la fuente. Elaborado por Jos Gallardo, Ral Garca y Ral Prez-Reyes Para comentarios o sugerencias dirigirse a: OSINERG Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar Lima, Per Tel. (511) 219-3400, anexo 1057 Fax (511) 219-3413 http://www.osinerg.gob.pe/investigacion Correo electrnico: [email protected], [email protected], [email protected]

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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG Organismo Supervisor de la Inversin en Energa Oficina de Estudios Econmicos Documento de Trabajo No 3

Determinantes de la Inversin en el Sector Elctrico Peruano1

Resumen

El objetivo de este documento es realizar una primera evaluacin de la problemtica de la inversin en el sector elctrico peruano con nfasis en la actividad de generacin. A partir de desarrollos recientes en la literatura econmica en el documento se plantean las dificultades para explicar y predecir las decisiones de inversin de los agentes en un contexto donde existe incertidumbre, costos hundidos y decisiones irreversibles, como la inversin en el sector elctrico peruano. Estas incertidumbres se muestran a travs de un anlisis del comportamiento de la inversin en generacin y de la incertidumbre existente sobre la reconfiguracin del parque generador con la entrada del gas natural a nivel masivo gracias al proyecto de Camisea. En este contexto, se argumenta que las seales de precios de energa y potencia del esquema marginalista pueden ser insuficientes como seales para asegurar niveles adecuados de inversin que mantengan la confiabilidad del suministro y que progresivamente puede surgir una brecha entre la inversin eficiente requerida y esperada de acuerdo al esquema de regulacin, y la inversin efectivamente realizada. Esta diferencia puede llevar a una creciente necesidad de innovaciones en el marco regulatorio, a la utilizacin de mecanismos especficos de atraccin de inversiones o a un mayor grado de participacin del Estado en la actividad de generacin (solucin por default al problema de credibilidad).

1. Documento elaborado por Jos Gallardo, Ral Garca y Ral Prez Reyes. Los autores agradecen los valiosos comentarios a una versin inicial del documento de Guillermo Shinno, Jaime Mendoza, Jos Koc, David Orozco, Lennin Quiso y Arturo Vsquez. Los errores y omisiones son de responsabilidad de los autores. Remitir comentarios o sugerencias a [email protected], [email protected] o [email protected].

3

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG En el documento tambin se analiza brevemente la problemtica de la actividad de transmisin y los diferentes mecanismos que se plantean a nivel internacional para fomentar inversiones en esta actividad.

4


TABLA DE CONTENIDO

I. Marco Conceptual.....................................................................................7 II. Inversin en el Sector Elctrico Peruano ..............................................13

II.1 Inversin en el Sector Elctrico Latinoamericano ..........................13 II.2 Breve Historia de la Formacin de Capital en el Sector Elctrico Peruano .........................................................................................................15

III.2.1 Inversin en la Dcada de los Noventa..................................18 III.2.2 Composicin de la Inversin por Tecnologa ........................23

III.3 Camisea y la Inversin en la Actividad de Generacin Elctrica ...28 III.3.1 Anlisis de Sensibilidad .........................................................37 III.3.2 Evolucin de la Demanda ......................................................42

III.4. Problemtica de la Inversin en Transmisin .................................51 III. Lecciones y Agenda Pendiente ...............................................................56 IV. Referencias bibliogrficas ......................................................................61

INDICE DE CUADROS

Cuadro N 1: Inversin en Capacidad Instalada en el SEIN por Origen ............23 Cuadro N 2: Cambios en la Potencia Efectiva en el Sistema Interconectado

Nacional (MW) .........................................................................................25 Cuadro N 3: Cambios en la Potencia Efectiva en el Sistema Interconectado

Nacional (MW) .........................................................................................26 Cuadro N 4: Potencia Efectiva por Tipo de Generacin ...................................27 Cuadro N 5: Costos Variables...........................................................................31 Cuadro N 6: Costos Fijos ..................................................................................32 Cuadro N 7: Comparacin Cualitativa de los Riesgos de Inversin por Tipo de

Tecnologa.................................................................................................37 Cuadro N 8: Ingresos marginales mnimos estndares por tipo de central........50

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INDICE DE GRAFICOS

Grfico N 1: Inversin Anual en Proyectos de Infraestructura en Latino Amrica.....................................................................................................14

Grfico No 2: Inversin Privada Anual en el Sector Elctrico en Latinoamrica15 Grfico No 3: Evolucin Potencia Elctrica Instalada Per-Cpita, Per: 1940-

2000...........................................................................................................17 Grfico No 4: Evolucin de la Potencia Instalada en el Per: 1940 -2000..........17 Grfico No 5: Evolucin de la Inversin Privada y Pblica en Generacin

Elctrica ....................................................................................................19 Grfico No 6: Evolucin de la Potencia Efectiva, Mxima Demanda y Reserva

SEIN (1980 -2003)....................................................................................20 Grfico No 7: Cambios en la Inversin Privada en Capacidad de Generacin en

el SEIN (MW) - 1995-2006 Proyectada....................................................22 Grfico No 8: Minimizacin de Costos en un Escenario sin Gas Natural...........33 Grfico No 9: Minimizacin de Costos en un Escenario con Gas Natural..........35 Grfico No 10: Sensibilidad del Parque Generador ante cambios en el Costo de

Instalacin de las Centrales Hidrulicas....................................................39 Grfico No 11: Evolucin de la Cotizacin del Precio del Crudo 1975 - 2004...40 Grfico N 12: Sensibilidad del Parque Generador ante cambios en el Precio

del Petrleo ...............................................................................................41 Grfico No 13: Incremento de la Demanda e Inversin ptima en un Esquema

Centralizado ..............................................................................................46 Grfico No 14: Evolucin de la Inversin Estatal y Privada en Transmisin

1994 - 2004 (US$ miles) ...........................................................................52

INDICE DE ANEXOS

Anexo N 1: Obtencin de q de Tobin en un modelo de Inversin con Costos de Ajuste ...................................................................................................68

Anexo N 2: Una Exposicin del Modelo de Dixit y Pyndick y un Ejercicio para la Generacin Elctrica. ....................................................................71

Anexo N 3: Inversiones Ejecutadas por las Empresas Privadas 1994 - 2004 (miles de US$) ..........................................................................................85

Anexo N 4: Inversiones Ejecutadas por las Empresas Estatales 1990 - 2004 (miles de US$) ..........................................................................................86

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Determinantes de la Inversin en el Sector Elctrico Peruano

Jos Gallardo, Ral Garca y Ral Prez-Reyes

I. Marco Conceptual

Debido a la continua dificultad de lograr un grado de prediccin satisfactorio, la

teora de la inversin ha sufrido importantes innovaciones a lo largo de las

ltimas cuatro dcadas. Entre los aportes ms importantes pueden sealarse al

enfoque neoclsico (Jorgenson; 1963), la famosa teora q de Tobin (Tobin;

1969, Summers; 1981) y, ms recientemente, teora de la inversin como una

opcin sintetizada en Dixit y Pindyck (1994).

En el enfoque neoclsico, el stock de capital ptimo se determina en la

condicin marginal de eficiencia en el mercado de capitales, mientras que la

inversin, definida como un cambio en el stock de capital, se relaciona con el

capital ptimo a travs de un mecanismo de ajuste parcial entre el stock de

capital deseado y el existente. A nivel conceptual, el enfoque ha mostrado ser

limitado por la necesidad de modelar mejor el proceso de ajuste, as como por

la indeterminacin de la solucin del problema de optimalidad en presencia de

rendimientos a escala constantes. A nivel emprico el enfoque ha sido poco

consistente con la evolucin real de la inversin.2

2. Por ejemplo, considerando la inversin de una empresa como el proceso de ajuste del stock de capital fsico y humano desde su nivel actual (Kt) a un nivel deseado (K*), Nemoto, Nakanishi y Madono (1993) y Caballero (1997), estiman que dicha discrepancia est entre el 11,8% y el 20%, para el caso de la industria elctrica en Japn entre 1981-85 y la industria manufacturera en los EEUU de Norteamrica entre 1972-89, respectivamente.

7

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG El aporte de Summers a la teora de la inversin de Tobin solucion en gran

medida los problemas conceptuales del enfoque de Jorgenson haciendo

supuestos claves sobre la oferta de trabajo y explicando que el proceso de ajuste

ocurra de acuerdo al arbitraje asociado a la diferencia entre el valor de una

empresa y el costo de instalarla (precisamente la q de Tobin) 3 . Ms

especficamente, la inversin variara de acuerdo al ratio de estas variables,

aumentando cuando el ratio aumentaba y viceversa. Sin embargo, a nivel

emprico, el enfoque tampoco ha sido satisfactorio no obstante los diversos

ajustes realizados para incorporar elementos tributarios (Summers; 1981).

En estos enfoques se espera que cualquier variable que reduzca el costo de

capital o incremente el nivel de produccin (demanda) resulte en un incremento

de la inversin de las empresas. Caballero (1997) indica que esta relacin es

vlida a nivel emprico pero como una relacin de largo plazo. En el corto

plazo, sin embargo, la evidencia sugiere que la inversin de las empresas no es

adecuadamente explicada por estas variables, pues sta se comporta de forma

discreta, concentrndose slo en algunos perodos de la vida de la empresa.

La teora de la inversin como una opcin real seala que una explicacin a las

limitaciones de los enfoques de Jorgenson y Tobin consiste en el uso del

criterio del valor presente neto de los proyectos de inversin (VPN) que

subyace a estos enfoques. Ms especficamente, stos asumen que una

inversin debe ser realizada si, bajo supuestos razonables, el VPN del proyecto

es positivo.4 No obstante, cuando se toma en cuenta importantes caractersticas

3. En el Anexo N 1 se presenta una derivacin de la q de Tobin en un caso estndar. 4 . La percepcin convencional sobre los determinantes de la inversin privada, a nivel de la decisin de las empresas individuales, se asocian a sta con la evolucin del costo de capital y el nivel de produccin o ventas (Chirinko; 1993). Esta percepcin se basa en los fundamentos

8

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG que la inversin comparte con productos financieros como la irreversibilidad de

la decisin de invertir (debido a la existencia de costos hundidos), la existencia

de incertidumbre (debido a las distintas posibilidades para los beneficios

futuros), y la posibilidad de diferir o ejecutar la decisin u opcin de invertir,

entonces, resulta claro que es necesario modificar la regla del VPN aadiendo

el valor que puede tener el esperar que las incertidumbres sean despejadas

parcial o totalmente (Dixit y Pindyck; 1994).

En el enfoque de la inversin como una opcin existe un trade off entre los

beneficios de empezar un negocio en el perodo corriente y los beneficios de

una mayor informacin posponiendo la decisin de inversin (Bernanke; 1983).

De acuerdo a esta teora, la inversin se produce cuando los aspectos que

generan incertidumbre se resuelven lo cual es consistente con el rasgo

discontinuo de la inversin (lumpy investment). Al introducir este elemento, la

teora ha permitido lograr mejores resultados empricos.

En el Anexo N 1 se presenta de manera ms formal la teora de la inversin

como una opcin en el esquema de Dixit y Pyndick (1994), desarrollado por

Brandao (2000), y se desarrolla un ejercicio con valores numricos para un

proyecto de inversin en generacin termoelctrica.

Adicionalmente a los aspectos vinculados con la resolucin de la incertidumbre

en industrias con inversiones irreversibles, propio de algunas industrias, un

hecho estilizado de la inversin en cualquier industria es su carcter discreto, es

financieros de la decisin de inversin, los cuales relacionan esta decisin con el valor presente neto de los flujos de fondos futuros que resultasen de la inversin en caso sta se llevase a cabo.

9

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG decir, que usualmente se concentra en algunos perodos (lumpy investment).5

En este sentido, Keynes haba sealado hace varias dcadas el carcter errtico

de la inversin. Considerando la ocurrencia de ciclos marcados de inversin;

no es sorpresa que las primeras teoras de la inversin tuvieran poco poder

explicativo. Conceptualmente, la teora de la inversin como una opcin

permite explicar a nivel terico la concentracin de inversiones en un perodo

corto de tiempo como derivada de una importante reduccin de la

incertidumbre sobre el futuro. La evidencia emprica sugiere que el enfoque de

la inversin como una opcin permite mejorar el grado de prediccin

(Caballero; 1997).

Como se ha sealado, la teora de la inversin no ha logrado explicar

completamente la evolucin observada de esta variable, no obstante sus

constantes desarrollos. Sin embargo, es posible listar un conjunto amplio de

elementos que posiblemente expliquen el comportamiento de la inversin en el

corto plazo. Entre estos elementos destacan la existencia de:

- Costos de ajuste del stock de capital que generan rigideces de corto plazo, en tanto el beneficio obtenido del incremento del stock de capital no sea

mayor que el costo marginal (con financiamiento propio y de terceros) ms

los costos de ajuste asociados.

- Problemas de irreversibilidad de la inversin, en tanto existan costos hundidos y especificidad de activos relacionados. Esto hace que la decisin

de inversin se postergue o incluso no se realice.

5. Sobre la base de los obstculos antes mencionados, Doms y Dunne (1993) han encontrado evidencia de que la inversin de las firmas se concentra en determinados periodos de tiempo. Ello le da a la inversin una naturaleza altamente discreta en el tiempo, con una tendencia a concentrarse en ciertos periodos, esencialmente al inicio de operaciones de la empresa o en desplazamientos del ciclo de vida de sus productos.

10

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG - Shocks externos a la empresa; las empresas pueden ajustar la vida

(depreciacin) econmica del stock de capital adquirido en el pasado,

desplazando decisiones de inversin para el futuro y utilizando mquinas

asociadas a tecnologas obsoletas pero cuyo valor econmico residual no

es cero (modelos de vintage capital), esto hace que se posterguen o revisen

inversiones corrientes.

- Aprendizaje social e inaccin asociados a la existencia de problemas de informacin asimtrica e interaccin en las decisiones de inversin. Este

enfoque percibe la decisin de inversin como un mecanismo a travs del

cual la empresa que invierte revela informacin al resto de firmas en el

mercado o a entrantes potenciales.

- Restricciones crediticias, asociadas a problemas de asimetra informativa que encarecen el costo de capital efectivo, a travs del costo promedio

ponderado del capital (WACC), y que retrasan o disuaden a las empresas

en su decisin de inversin.

- Periodos de mantenimiento de equipos, los que retrasan el ajuste hacia el nivel de capital deseado y por lo tanto retrasan la inversin.

A los obstculos antes mencionados, en industrias caracterizadas por la

existencia de externalidades de redes6 y con presencia de costos hundidos, se

deben agregar problemas referidos a la imperfecta divisibilidad de la inversin,

a una diversidad de externalidades negativas (contaminacin ambiental,

utilizacin de espacios pblicos) y a la existencia de economas de escala y de

diversificacin.

6. Tales como problemas de congestin y costo de oportunidad de no uso de los servicios de infraestructura.

11

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG En el caso de la inversin en el sector elctrico, y particularmente en la

actividad de generacin, existen una serie de factores que pueden explicar el

comportamiento esperado de la inversin. Tal como mencionan Gallardo,

Garca y Tvara (2005) estos factores se pueden dividir en dos grandes rubros:

(i) los factores asociados a los niveles de riesgo e incertidumbre que se

enfrentan en la inversin en el sector elctrico en una determinada economa,

donde se incluyen desde factores institucionales, problemas del marco

regulatorio y diseo de mercado, hasta problemas asociados a las condiciones

tecnolgico - econmicas y de demanda que pueden condicionar la inversin

(ii) los factores asociados a diferentes niveles de ejercicio de poder de mercado

que en trminos dinmicos y en la presencia de problemas de entrada pueden

involucrar la realizacin de inversiones en niveles no socialmente ptimos.

En el presente documento se analiza la evolucin de la inversin en generacin

y se plantean algunos escenarios de la posible reconfiguracin del parque

generador a fin de identificar algunos factores tecnolgico econmicos que

pueden introducir incertidumbre en los agentes, mientras que en Gallardo,

Garca y Tvara (2005) se discuten y analizan con amplitud los aspectos

institucionales, regulatorios y de diseo de mercado que pueden estar

generando incertidumbre en los inversionistas. Por ltimo, en Dammert, Garca

y Quiso (2005) se analizan los incentivos a la inversin de los generadores

incumbentes en el sector elctrico peruano y como estos pueden ejercer

indirectamente su poder de mercado a travs de las decisiones de precios en un

contexto donde los precios ptimos estn basados en los costos marginales

esperados de proveer el servicio como ocurre en el caso peruano.

12


II. Inversin en el Sector Elctrico Peruano

II.1 Inversin en el Sector Elctrico Latinoamericano

Un aspecto importante de la inversin privada en el sector elctrico y los

sectores de infraestructura en general tiene que ver con la percepcin de riesgo

de la regin latinoamericana por parte de los inversionistas. En este sentido, el

incremento del flujo de inversiones observado en la dcada del 90 tuvo un

carcter regional y estuvo vinculado principalmente al inicio de un amplio

proceso de reformas estructurales destinadas a reducir la intervencin estatal y

atraer inversin privada luego del pobre desempeo de las iniciativas pblicas

en la dcada pasada.

As, de acuerdo a estadsticas del Banco Mundial,7 entre 1990 y el ao 2001, se

apreci un fuerte incremento de la inversin privada en infraestructura producto

de las reformas estructurales llegando a un mximo de US$ 140 mil millones

anuales en 1997 y 1998. Este nivel de inversin se ha reducido de forma

importante a partir de 1999 (ver Grfico N 1).

7. Ver estadsticas del Public - Private Infraestructure Advisory Facility (PPIAF).

13

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG Grfico N 1: Inversin Anual en Proyectos de Infraestructura en Latino

Amrica (US$ miles de millones)

41

12

3945

8086

98

140 140

82 85

39

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Fuente: Private Participation in Infrastructure: Trends in Developing Countries in 1990-2001 - Banco Mundial.

Por su parte, en el mismo perodo se invirti en el sector elctrico a nivel

mundial US$ 213.2 mil millones, de la cual la mayor parte se concentr en

Latinoamrica y el Caribe (US$ 89.5 mil millones). De los pases

latinoamericanos, los mayores receptores de inversin privada fueron Brasil

(ms de US$ 40,000 millones), Argentina (US$ 14,000 millones) y Colombia

(US$ 7,000 millones).

La inversin en el sector elctrico latinoamericano muestra un patrn similar

aprecindose un pico de inversiones en el ao 1997 con US$ 23,200 millones.

Tambin es importante destacar que el 54.7% de las inversiones estuvieron

relacionadas a la compra de activos, siendo las inversiones en expansin

relativamente estables en el perodo (ver Grfico N 2).

14


Grfico No 2: Inversin Privada Anual en el Sector Elctrico en

Latinoamrica (US$ miles de millones)

0.3 0.0 0.41.2 2.1

4.3 3.85.6 5.6 5.0

8.8

3.50.6

0.0

2.32.4 1.0

2.1

6.0

17.6

9.4

3.0

4.2

0.3

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Inversiones en Expansin Compra de Activos

Fuente: Private Participation in Infrastructure: Trends in Developing Countries in 1990-2001 -Banco Mundial

Como puede observarse de la evolucin de la inversin en el sector elctrico en

el Per y en Latinoamrica, el flujo de inversiones tiende a acumularse en

determinados perodos como la segunda mitad de la dcada de los noventa, lo

cual estuvo asociado a un proceso de reforma y promocin de la inversin

privada que resolvi una serie de incertidumbres en el sector.

II.2 Breve Historia de la Formacin de Capital en el Sector Elctrico Peruano

En esta seccin se describe brevemente la evolucin de la inversin en el sector

elctrico y su composicin por tecnologa. Asimismo, se analizan estas

variables en el perodo posterior a la implementacin de las reformas

15

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG estructurales, es decir, la evolucin de la inversin a lo largo de la ltima

dcada y su composicin en el marco del esquema de regulacin de costos

marginales auditados en la generacin elctrica.

La serie histrica de la potencia elctrica instalada construida por Vsquez

(2003) es una variable proxy de la evolucin de la inversin elctrica en los

ltimos 60 aos. El Grfico No 3 muestra que, en general, la evolucin de la

capacidad per-cpita puede ser dividida en cuatro etapas. En un primer perodo,

hasta mediados de los aos 50, la variable muestra un crecimiento sostenido

pero muy moderado. En un segundo perodo que va desde los 50 hasta

comienzos de la dcada del 80, la potencia instalada contina creciendo

sostenidamente pero a mayores tasas. Luego, en un tercer perodo que se

extiende por la dcada del 80 hasta la segunda parte de la dcada del 90, se

produce un estancamiento de la variable. Finalmente, la variable vuelve a

crecer de manera importante en una cuarta etapa que se inicia en la segunda

mitad de los 90.8

Debe sealarse que no obstante la evolucin sostenida de la potencia instalada,

las tendencias en las tasas de crecimiento presentan una importante varianza, la

cual es consistente con la entrada secuencial de proyectos. Esta varianza es

mayor si se considera que la variable potencia incluye tanto la inversin

referida al servicio pblico como la inversin de los denominados auto-

productores. El Grfico No 4 muestra la evolucin de la variable potencia. Este

grfico es menos claro en distinguir las cuatro etapas sealadas, sin embargo, la

8. Campodnico (1999) presenta una revisin ms detallada de la dinmica de la inversin en el sector elctrico en el perodo 1970-1999.

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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG evolucin de la variable es consistente con el anlisis de la serie de potencia

per-cpita sealada anteriormente.

Grfico No 3: Evolucin Potencia Elctrica Instalada Per - Cpita, Per:

1940 - 2000

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000

Aos

Kilo

wat

ts p

er -

cpi

ta

Fuente: Vsquez (2003)9.

Grfico No 4: Evolucin de la Potencia Instalada en el Per: 1940 -2000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000

Aos

Pot

enci

a In

stal

ada

(MW

)

Fuente: Vsquez (2003).

9. Esta serie de potencia instalada fue construida por el autor, usando informacin del MINEM y de Electroper, con la finalidad de realizar un anlisis economtrico que vincula la dotacin de infraestructura con el crecimiento econmico en el Per.

17


III.2.1 Inversin en la Dcada de los Noventa

De acuerdo a estadsticas del MINEM, la inversin privada ejecutada en el

perodo 1994-2004 en el sector elctrico peruano habra sido de US$ 2,561

millones.10 De este monto, US$ 1,299 millones se destinaron a la actividad de

generacin, US$ 388 millones a la transmisin y US$ 874 millones a la

distribucin (ver Anexo No 2). De estos montos, cerca de US$ 1,600 millones

sera inversin extranjera segn informacin de Proinversin. Sin embargo,

entre 1990 y el 2004 la inversin estatal tambin habra sido significativa

debido principalmente a que el proceso de privatizacin qued inconcluso. Se

calcula esta inversin en US$ 2,203 millones. De este monto US$ 1,113

millones se destinaron a la actividad de generacin, US$ 351 millones a la

transmisin y US$ 739 millones a la distribucin (ver Anexo No 3). A ello

habra que aadir la inversin en electrificacin rural que alcanz los US$ 643

millones en el perodo 1993 - 2004.11

Analizando algo ms en detalle el perfil de inversiones en generacin (ver

Grfico N 5), se aprecia claramente cmo hasta el ao 2000 la inversin

privada mostraba un crecimiento muy importante, luego del cual disminuy

drsticamente. Algo similar sucedi con la inversin estatal, concentrada en

Electroper, aunque con un perfil ms suavizado.

10. Este monto incluye las inversiones en activos fijos (capacidad e instalaciones) por parte de las empresas. A ello habra que sumar unos US$ 1,943 millones obtenidos como parte del proceso de privatizacin entre julio del ao 1994 y junio del ao 2002. 11. De acuerdo a informacin de la Direccin Ejecutiva de Proyectos (DEP) del MINEM.

18

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG Si se concentra el anlisis en la evolucin de la inversin en generacin

elctrica a travs del indicador de capacidad efectiva se aprecia que en la

segunda mitad de la dcada del noventa se produce un importante crecimiento

de la inversin, tal como se observa en el Grfico No 6. En este perodo la

potencia instalada en el sector elctrico crece significativamente, lo cual se

refleja en un aumento acumulado en la potencia efectiva de 56%. De este

crecimiento, el 21,3% ya se haba realizado hacia finales de 1997, un ao

despus de la privatizacin de la mayora de las empresas generadoras y el

30,5% en el ao 1998. Esto es, cerca del 55% de la inversin se realiz en los

primeros aos que siguieron a la privatizacin. Estos valores son consistentes

con la caracterizacin de Doms y Dunne (1993) quienes, como se ha sealado,

encuentran que la inversin tiende a concentrarse en algunos perodos y con el

enfoque de la inversin como una opcin, ya que en ese perodo se fueron

resolviendo una serie de incertidumbres relacionadas a problemas polticos,

tratamiento del capital extranjero, estabilidad macroeconmica, entre otros.

Grfico No 5: Evolucin de la Inversin Privada y Pblica en Generacin Elctrica 1994-2004 (US$ miles)

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Inversin Pblica Inversin Privada

19

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG Fuente: MINEM Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG.

Grfico No 6: Evolucin de la Potencia Efectiva, Mxima Demanda y Reserva SEIN (1980-2003)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

1.980 1.981 1.982 1.983 1.984 1.985 1.986 1.987 1.988 1.989 1.990 1.991 1.992 1.993 1.994 1.995 1.996 1.997 1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004

MW

Hidrulica Gas Natural Carbn Diesel Reserva Demanda

Fuente: OSINERG - GART. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG

En el perodo 1995 - 2000, el stock de inversin creci a tasas superiores al

crecimiento de la mxima demanda. As, mientras que la potencia efectiva

creci a una tasa anual de 9,2%, la mxima demanda lo hizo a una tasa anual de

4,7% y la reserva a una tasa anual de 23,2%. Esta evolucin estuvo asociada al

cumplimiento de los compromisos de inversin en las privatizaciones que

acompaaron al proceso de reforma iniciado en 1992, y a la interconexin de

algunos operadores. El efecto del incremento de la potencia por encima de lo

requerido por la mxima demanda dio como resultado un incremento en el

nivel de reserva en el Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN),

20

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG pasando este de 23% en 1995 a 55% en el ao 2000.12 Este incremento de la

capacidad, complementado con las inversiones en transmisin y distribucin,

permiti un incremento de la cobertura de cerca de 53% en 1993 a 76% en el

ao 2004.13

Como se puede apreciar en los Cuadros N 2 y 3, la inversin en capacidad en

las empresas que actualmente forman parte del SEIN entre 1995 y 2002 se

concentra en los aos 1996, 1997 y 1998. Este crecimiento es explicado

principalmente por los incrementos de potencia de Edegel, Etevensa y EEPSA;

las mismas que se asocian al cumplimiento de los compromisos de inversin

contrados con el Estado Peruano en el proceso de privatizacin. Tambin

destacan la interconexin de Enersur (Tractebel) en 1997 y las inversiones e

interconexin de Aguayta Energy (actualmente Termoselva) en 1998. A partir

del ao 2001 las inversiones privadas en generacin se reducen de forma

significativa.

Con excepcin de Edegel, que ha realizado importantes ampliaciones de

potencia en 1996 y 2000, el resto de las empresas ha concentrado su principal

inversin en capacidad en un ao determinado, lo cual permite apreciar que en

el marco de un proceso de inversin privada, a nivel de empresas, sta tiende a

darse de forma discreta y no suavizada, y est asociada a perodos de resolucin

de incertidumbres, tal como lo establecen las teoras modernas de la inversin y

la evidencia emprica al respecto (Caballero, 1997).

12. Sin embargo, una parte importante de la capacidad instalada que forma parte de la reserva corresponde a centrales trmicas semi-obsoletas y con altos costos de operacin. 13. A pesar de estos logros, la cobertura en el sector rural es slo cercana a 40, por lo que se han venido evaluando alternativas para financiar y hacer ms atractivas inversiones en estos segmentos.

21


Grfico No 7: Cambios en la Inversin Privada en Capacidad de Generacin en el SEIN (MW) - 1995 - 2006 Proyectada.

100

280

80 1000

13075

85.8

322.9

397.8

59.2204.4

2

17.6

885.0

410.4

165.0

-204.1

20.845.015

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 P 2005 P 2006 P

Compromiso de Inversin Otras Inversiones Privatizacin

Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG. Fuente: Resoluciones de Tarifas en Barra, OSINERG - GART.

Aunque en aos recientes se han dado ampliaciones en centrales hidrulicas por

parte de Edegel (Chimay y Yanango) y en menor medida por Egenor

(reservorio de San Diego y otros), es importante destacar que no se han

registrado casos donde inversionistas sin participacin en el proceso de

privatizacin hayan realizado inversiones de importancia en centrales elctricas

nuevas, solamente el caso de Enersur (Tractebel), que abastece a Southern

Per, podra aproximarse a este tipo de inversiones. Esta empresa instal una

central a carbn de 141.9 MW en el ao 2000, gracias a un contrato de largo

plazo con Southern Per.14 De otro lado, tambin se han producido algunas

14. La compra de empresas ya existentes para reestructurarlas e incrementar su capacidad es una estrategia de inversin coherente con la existencia de riesgos en el perodo de construccin,

22

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG des-inversiones, tales como la dada de baja de algunas centrales menores y la

venta de capacidad por parte de Etevensa en el ao 2001, la cual explica la

reduccin de la capacidad trmica efectiva en ese ao. Al 2003 el 67.6% de la

inversin tuvo origen privado, aunque cerca de la mitad de sta correspondi a

compra de activos estatales y slo un 23.3% fueron inversiones realizadas por

iniciativa netamente privadas y no asociadas a compromisos de privatizacin

(ver Cuadro N 1).

Cuadro N 1: Inversin en Capacidad Instalada en el SEIN por Origen

Capacidad Inicial Inversin

Capacidad Final (2002) Participacin

Total 2,870 1,499 4,368 100.0%Pblico 1,167 250 1,417 32.4%Privado 1,703 1,248 2,951 67.6%

Inversin Privada al 2003 Capacidad ParticipacinPrivados Iniciales 209 7.1%Adquisiciones en Privatizacin 1,493 50.6%Compromiso Privatizacin 560 19.0%Otras Inversiones 688 23.3%

Nuevas InversionesContrato Take or Pay (julio 2006) 75 2.5%Yuncn (julio 2005) 130 4.4%

Fuente: OSINERG PROINVERSION.

III.2.2 Composicin de la Inversin por Tecnologa

La potencia efectiva total en el SEIN, para el 2003 super los 4,385 MW15

frente a una mxima demanda de 2,965 MW. Ello implica, un margen de

reserva cercano al 48%. Este margen de reserva superara los requerimientos

tcnicos necesarios para mantener la confiabilidad del servicio en el sistema

principalmente con centrales hidrulicas, y con tener la posibilidad de entrar a un mercado en crecimiento con un perodo corto de tiempo. 15. Informe OSINERG - GART/DGT N 003-2004. Proceso de Regulacin de Tarifas en Barra Noviembre 2003 - Abril 2004.

23

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG peruano, que se han establecido en el indicador conocido como Margen de

Reserva Firme Objetivo (MRFO), el cual es actualmente de 19.5%, aunque en

este caso este indicador est referido a la potencia firme y no a la potencia

efectiva.

Un aspecto relevante que debe analizarse en la inversin en el sector tiene que

con la actual composicin del parque generador y que tanto se aleja esta en

relacin a un parque generador eficiente. En la actualidad, la inversin en

capacidad en el SEIN tiene un predominio de centrales hidrulicas las cuales

representan cerca del 59.9% de la capacidad efectiva. Sin embargo, destaca

tambin la importante inversin en centrales que operan en base a Diesel 2, las

cuales representan un 21.9% de la capacidad de generacin. Tambin existen

algunas inversiones nuevas en tecnologas alternativas como el gas natural y el

carbn, aunque en menor medida (ver Cuadro No 4).

La coyuntura experimentada a inicios de la reforma, los incentivos para invertir

en determinadas tecnologas y el acceso a nuevas tecnologas, llevan a

preguntarse sobre el nivel de eficiencia de la inversin en capacidad en relacin

a un parque adaptado. Si bien esta pregunta es difcil de responder, los criterios

tericos para encontrar el sistema econmicamente adaptado, tanto en un

sistema donde existe un planificador centralizado, como en un sistema

descentralizado basado en mecanismos que promuevan la competencia,

indicaran que han existido elementos que se contraponen en el caso peruano.

24


Cuadro N 2: Cambios en la Potencia Efectiva en el Sistema Interconectado Nacional (MW)

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Hidroelctrica 210.0 0.0 0.0 15.0 0.0 110.0 16.6 0.0 4.1Trmica 133.6 17.3 4.5 0.0 5.0 2.9 13.1 0.0 6.5


Etevensa (Endesa) Trmica 200.0 0.0 -5.2 292.7 75.5 -13.7 0.0 -221.2 -3.5Eepsa (Endesa) Trmica 45.0 0.0 0.0 129.5 0.0 0.0 16.9 -3.2Electroandes (PSEG) Hidroelctrica 0.0 0.0 165.0 0.0 0.0 8.9 0.0 0.0 0.0

Hidroelctrica 26.0 0.0 0.0 0.0 8.0 4.1 0.0 0.0 0.0Trmica 0.0 0.0 0.0 8.9 15.6 0.0 0.0 0.0

Sociedad Minera Corona Hidroelctrica 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 18.0Cahua Hidroelctrica 40.0 0.0 0.0 0.0 5.2 0.0 0.0 0.0 0.0Termoselva (Aguayta) Trmica 0.0 0.0 0.0 0.0 156.5 0.0 0.0 0.0 0.0Trupal Trmica 0.0 11.0 0.0 0.0 1.9 0.0 1.0 0.0Enersur Trmica 0.0 0.0 172.3 34.5 9.5 126.2 22.2 -4.3Shougesa Trmica 0.0 0.0 0.0 54.7 3.8 5.1 0.0 3.2




Hidroelctrica 109.0 0.0 0.0 2.0 38.6 -4.8 -50.2 -8.2 0.0Trmica 30.3 -9.2 12.2 -9.7 16.6 7.6 -25.1 -10.6 0.0


Cambios Potencia Hidrulica 1848.1 6.2 195.0 17.0 51.8 209.4 119.9 142.7 25.0Cambios Potencia Trmica 551.9 74.8 52.5 578.2 481.2 68.1 127.3 -179.3 -1.3Cambios Potencia Total 81.0 247.5 595.2 533.0 277.5 247.2 -36.6 23.7

2,400.0 2,481.0 2,728.5 3,323.7 3,856.7 4,134.1 4,381.3 4,344.7 4,368.4

Egesur

Egemsa

San Gabn

Egasa

Potencia Total

Edegel (Endesa)

Energa Pacasmayo

Cambios en la Potencia Efectiva

Egenor

Electroper

Saldo a 1994Tipo de CentralEmpresa Generadora

Nota: No se consideran cambios marginales en la potencia de las centrales. Los datos estn a noviembre de cada ao. Fuente: OSINERG - GART Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG.

25


Cuadro N 3: Cambios en la Potencia Efectiva en el Sistema Interconectado Nacional (MW)

Hidroelctrica 210.0 355.7 145.7 100.0 45.7Trmica 133.6 182.9 49.3 0.0 49.3


Etevensa (Endesa)* Trmica 200.0 324.6 124.6 280.0 -155.4Eepsa (Endesa) Trmica 45.0 188.2 143.2 80.0 63.2Cahua Hidroelctrica 40.0 45.2 5.2 0.0 5.2Electroandes (PSEG) Hidroelctrica 165.0 173.9 8.9 0.0 8.9

Hidroelctrica 26.0 38.1 12.1 0.0 12.1Trmica 24.5 24.5 0.0 24.5

Sociedad Minera Corona Hidroelctrica 0.0 18.0 18.0 0.0 18.0Termoselva - Aguayta (Maple) Trmica 0.0 156.5 156.5 0.0 156.5Trupal Trmica 11.0 13.9 2.9 0.0 2.9Enersur (Tractebel) Trmica 172.3 360.4 188.1 0.0 188.1Shougesa Trmica 54.7 66.8 12.1 0.0 12.1




Hidroelctrica 109.0 86.4 -22.6 0.0 -22.6Trmica 30.3 12.1 -18.2 0.0 -18.2


Cambios Potencia Hidrulica 2013.1 2615.0 601.9 100.0 501.9Cambios Potencia Trmica 856.6 1753.4 896.8 460.0 436.8Potencia Total 2,869.7 4,368.4 1,498.7 560.0 938.7Estatal 1,167.1 1,417.4 250.3 0.0 250.3

16.7% 0.0% 100.0%Privada 1,702.6 2,951.0 1,248.4 560.0 688.4

83.3% 44.9% 55.1%

Saldo 2002 Compromiso de InversinIniciativa

PropiaInversin

Edegel (Endesa)

Energa Pacasmayo

Egenor (Duke)

Electroper

Saldo InicialTipo de CentralEmpresa Generadora

Egesur

Egemsa

San Gabn

Egasa

Fuente. OSINERG - GART Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG.

26


Cuadro N 4: Potencia Efectiva por Tipo de Generacin

Tecnologa MW ParticipacinCarbn 141.5 3.2%Diesel N 2 959.2 21.9%Gas Natural 284.2 6.5%Mezcla R6,D2 12.2 0.3%Residual N 500 167.4 3.8%Residual N 6 104.1 2.4%Vapor 23.2 0.5%Vapor - Residual N 500 68.7 1.6%Hidrulicas 2 625.0 59.9%Total 4 385.5 100.0%

Fuente: OSINERG - GART. Resolucin de Tarifas en Barra - Noviembre 2003.

De un lado, el mecanismo regulatorio basado en principios marginalistas

proporciona conceptualmente las seales para que gradualmente el parque se

adapte. De otro lado, existen o han existido factores que generan incentivos

opuestos para la adaptacin del sistema. Entre estos se puede sealar:

- El establecimiento de un sistema de pagos por capacidad que no estaba alineado con los criterios del modelo marginalista, ya que hasta 1999 las

centrales trmicas eran remuneradas prioritariamente (Putnam, Hayes &

Bartlett Inc.y Mercados Energticos S.A.; 1998).

- Inversin pblica en centrales hidroelctricas como San Gabn. - Los compromisos de privatizacin que inducan a la inversin en

determinadas tecnologas a travs del establecimiento de plazos

(privatizacin de Egenor, Etevensa, Edegel y EEPSA).

27

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG - Tratamientos tributarios diferenciados (ISC al carbn para generacin de

electricidad desde 1999).16

Otros temas relevantes son la existencia de indivisibilidades y la propia forma

cmo los mecanismos de fijacin de tarifas dan las seales a la inversin

eficiente cuando existe un pago separado por potencia y donde las tarifas de

energa se obtienen de minimizar el costo de operacin variable (despacho)

utilizando la capacidad instalada existente.

III.3 Camisea y la Inversin en la Actividad de Generacin Elctrica

La implementacin del proyecto Camisea ha introducido un conjunto de

preguntas sobre la forma y los efectos de la entrada del gas natural como fuente

de energa para el sector elctrico: Es un proyecto conveniente?, respecto a la

tecnologa: Cul es el tipo de central conveniente, una central a ciclo simple o

una central a ciclo combinado?, en cada uno de estos casos: cul es la

rentabilidad individual?, a nivel microeconmico: Cul es el impacto en las

tarifas y el bienestar de los individuos?, a nivel macroeconmico: se trata de

un shock de oferta significativo?, a nivel de la industria: Cmo se afectar la

rentabilidad de las otras empresas?, a nivel de la inversin: Cmo se

modificar la composicin del parque generador a futuro?. Parte de estas

preguntas han sido tratadas por Espinoza (2000) en un contexto ms amplio del

impacto del gas natural en el sector energtico. Sin embargo, en este

16. La aplicacin del impuesto selectivo al consumo en el caso del carbn puede entenderse como un mecanismo que incentiva la inversin en gas natural o como un instrumento de poltica ambiental. Sin embargo, su aplicacin desde 1999 tiene efectos en la operacin econmica del sistema, en el bienestar de los consumidores y en las rentas de las empresas. De otro lado, centrales que utilizan Diesel 2 que tambin crean problemas ambientales no estn sujetas a dicho impuesto.

28

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG documento se busca realizar enfatizar la forma como se reconfigurara el

parque generador y los riesgos inherentes a la inversin en el sector elctrico

asociados a las caractersticas tcnicas y econmicas de cada tipo de central. En

particular, se mostrar con algunos ejercicios el grado de incertidumbre que

asumen los inversionistas y de los cuales no tienen un control directo.

Dado que el sistema tarifario peruano intenta replicar el proceso de

minimizacin del costo de abastecer la electricidad, aunque dejando que los

agentes privados tomen sus decisiones de inversin, en las siguientes secciones

se analizar como la llegada del gas natural implicar una modificacin del

parque generador ptimo y se mostrar que el resultado final introduce

incertidumbre sobre los inversionistas ya que depende de la evolucin de

diferentes variables.

El modelo marginalista muestra que si un planificador central decidiera

abastecer a mnimo costo la produccin de electricidad, abstrayendo la

existencia de costos de transmisin y distribucin de la energa, debera optar

por instalar un parque generador que se obtenga como producto de la

combinacin de diferentes tecnologas (centrales hidrulicas y diferentes tipos

de centrales trmicas). La configuracin del parque generador ptimo se

conoce como Sistema Econmicamente Adaptado.

La obtencin de este resultado tiene que ver directamente con tres

caractersticas peculiares del proceso de abastecimiento de electricidad: i) el

patrn cambiante de la demanda a lo largo del tiempo, ii) la imposibilidad de

almacenar la electricidad a costos razonables, y iii) la existencia de diferentes

tecnologas con diferentes costos de inversin y operacin. Como producto de

estas condiciones, la minimizacin de costos de inversin y operacin

29

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG implicar la instalacin de diferentes niveles capacidad en cada tecnologa

dada la eficiencia relativa de una tecnologa para diferentes niveles de

demanda.

Con la finalidad de simplificar, se podra caracterizar el caso peruano antes de

la entrada del gas natural de Camisea, como una situacin donde un

planificador tendra slo dos tecnologas, diesel (D) e hidrulica (H), a su

disposicin para elegir el parque generador ptimo que abastezca la demanda al

menor costo total y permita recuperar todos los costos econmicos.17

En este caso, sabiendo que las centrales hidrulicas tienen costos fijos muy

altos pero costos operativos prcticamente nulos, se deber instalar centrales

hidrulicas hasta un nivel de capacidad que les permita operar el nmero

suficiente de horas hasta que su costo medio horario se iguale con el costo

medio horario de las centrales Diesel. Niveles de demanda que slo se

presentan en un nmero de horas menor a nivel ptimo, slo deben ser

atendidos con centrales Diesel las cuales tienen un costo de inversin mucho

menor pero un costo operativo mayor (ver Grfico No 8).

Si se estiman y calibran los valores de los costos fijos y costos variables de las

diferentes tecnologas y el patrn de la demanda a lo largo del tiempo se

pueden realizar algunos ejercicios sobre la posible reconfiguracin del parque

generador.

17. La obtencin de los tiempos de operacin y del parque generador ptimo y la demostracin de cmo fijando los precios de energa y potencia en base a criterios marginalistas se logra la recuperacin todos los costos econmicos de los generadores eficientes se presenta en el Anexo No 5 y en Hunt (2002) una explicacin didctica de este modelo. En los grficos se abstrae la posibilidad de carga no servida.

30

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG Costos Variables

Estos costos se pueden obtener en base a los datos de la Gerencia Adjunta de

Regulacin Tarifaria (GART) y corresponden bsicamente a los costos de

combustibles, incluyendo los precios mximos del gas de Camisea, e

indicadores de consumo especfico estndares.

Cuadro N 5: Costos Variables

Tipo de CentralCosto Unitario

(US$ por combustible) *

Consumo Especfico

(Combustible por MWh) **

Costo Variable Combustible

(US$ por MWh)

Costo Variable No Combustible

(US$ por MWh)

Costo Variable(US$ por MWh)

Diesel 337.18 0.2 67.436 7.0 74.4Gas Natural a Ciclo Simple 1.81 9.5 17.2 1.0 18.2Gas Natural a Ciclo Combinado 1.81 6.0 10.9 1.0 11.9

Hidrulica 0.2 0.3 0.066 0.8 0.9

* Combustibles Lquidos: US$/Ton, Gas Natural = US$/MMBTU* Combustibles Lquidos: Ton/MWh, Gas Natural: MMBTU/MWh

Costos Fijos

Estos incluyen los costos fijos de mantener la central en marcha ms las

anualidades de la inversin. Para el clculo de los costos fijos se us

informacin de costos por naturaleza y datos estndares por tipo de tecnologa.

Para el clculo de las anualidad se consideran costos de inversin estndares y

reales en el caso de los proyectos o privatizaciones en el Per y perodos de

vida til estndares. El costo del capital utilizado ha sido de 12%, el cual de

acuerdo a estimados existentes sera una aproximacin cercana al costo de

oportunidad del capital en Estados Unidos ms la prima por riesgo pas.

31


Cuadro N 6: Costos Fijos

Clculo de Anualidades

Tipo de CentralCosto Unitario (miles de US$

por MW)Duracin (aos) Factor de Anualidad

Anualidad (miles de US$ por

MW ao)

Costo fijo de operacin y

mantenimiento (%)

Costo fijo de OyM (miles de US$ por MW ao)

Costo fijo anual (miles de US$ por MW ao)

Diesel 350 25 0.127 44.6 3% 10.50 55.12Gas Natural a Ciclo Simple 400 25 0.127 51.0 3% 12.00 63.00Gas Natural a Ciclo Combinado 550 25 0.127 70.1 3% 16.50 86.62Hidrulica 1,250 40 0.121 151.6 2% 25.00 176.63

Por ltimo, para obtener la capacidad ptima por tipo de tecnologa es necesaria

una forma funcional para la curva de duracin, la cual representa el

ordenamiento de la demanda horaria a lo largo del ao de la ms alta a la ms

baja. En este caso se ha aproximado la curva de duracin en base a la

informacin de la demanda del COES, usndose una aproximacin lineal de la

forma: Q(t) = 3000 0.16t

Usando estos costos y curva de duracin se puede obtener el parque generador

ptimo. En un escenario simple donde slo hay centrales hidrulicas y trmicas

que utilizan diesel, se tendra que las centrales hidroelctricas representaran el

91.2% de la mxima demanda, mientras que el 8.8% seran centrales a Diesel

218. A ello habra que sumar 840 MW de capacidad Diesel que formara la

reserva del sistema (28%)19. Esta combinacin implica un precio promedio de

18. Este resultado se obtiene de los puntos de corte de las curvas de costos que dan los momentos ptimos en que se debe pasar a usar la siguiente tecnologa. Evaluando estos puntos en la curva de duracin se obtienen las capacidades ptimas. 19. Se considera un Margen de Reserva asociado principalmente a la incertidumbre de la oferta como un promedio de la siguiente forma:

Margen de Reserva = (30%*Capacidad Hidrulica + 10%*Capacidad Trmica) / (Capacidad Total)

Ello considerando la reduccin de la capacidad hidrulica en un aoseco y las indisponibilidades mxima que podran tener las centrales trmicas.

32

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG electricidad de US$ 28,7 MWh20. Esta situacin sera similar a la que en algn

momento enfrent el Per, pese al ingreso de algunas centrales a gas natural

(Aguayta y EEPSA) y de la central a carbn de Enersur.

Grfico No 8: Minimizacin de Costos en un Escenario sin Gas Natural

D

H

Potencia

8 760

Horas de funcionamiento

anual

Hw

D

H


anual

Dt

Costos

H Dw w +

H

D

Tecnologa Costo Fijo Anual "B"(US$ por MW ao)

Costo Variable "b"

(US$ por MWh)Potencia (MW)

Energa producida por Tipo de

Tecnologa (MWh)

Diesel 55,125 74.4 1,652 264.2 218,209 Hidrulica 176,630 0.9 8,760 2735.8 19,922,783 Precio Marginal Promedio de Energa (US$ por MWh) 18.2 3000.0 20,140,992 Precio Mg. Potencia en Energa (US$ por MWh) Incluyendo Reserva 10.5 Precio Monmico (US$ por MWh) 28.7 Reserva 28%

* i+1 ii

i i+1

-t =b -b

* i+1 ii

i i+1

-t =b -b

Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG

20. Este precio surge de la siguiente forma:

Precio de PotenciaPrecio Monmico = Precio Promedio de Energa + 8760*Factor de Carga

Precio Potencia = Costo Fijo Anual de las Centrales Diesel * (1+% Margen de Reserva)

33


La introduccin de una nueva tecnologa como el gas natural, cuyo costo fijo

mayor que el de una central diesel pero menor que el de una central

hidroelctrica y cuyo costo variable es menor que el de una diesel pero mayor

que el de una hidrulica, genera una modificacin en el parque ptimo. En una

perspectiva de largo plazo, el efecto de dicha incorporacin sera una reduccin

en la participacin en la potencia ptima que debera mantenerse en

generadores diesel (D) e hidrulicas (H), las cuales cederan su lugar a centrales

a gas natural (CS y CC). En este caso, la capacidad instalada eficiente de

centrales hidrulicas sera el 56.3% de la mxima demanda, las centrales a gas

natural el 42,9% y las centrales Diesel el 0.7% (ver Grfico No 9). A ello habra

que sumar 638 MW de capacidad diesel que formara la reserva del sistema. La

proporcin en produccin es algo diferente, produciendo las centrales

hidrulicas un 73,4%. Si se considera una reserva de 21% y se incrementa en

esa proporcin el precio de potencia, el precio medio de energa sera de US$

25,6 por MWh. El resultado descrito se basa en un sistema que minimiza el

costo total unitario en la situacin en la que se instala el nivel de potencia

ptimo por tipo de tecnologa. En este esquema, es esperable que las centrales

trmicas a ciclo combinado, y en menor medida a ciclo simple, tengan una

participacin importante en la capacidad del sistema y en el despacho de

energa, en particular en el bloque medio e incluso en la base de la curva de

duracin.

34


Grfico No 9: Minimizacin de Costos en un Escenario con Gas Natural

D

CC

H

Potencia

8 760


anual

HwH CCw w +


anualDt CCt

Costos

H CC CSw w w + +

Hidrulica

Diesel Ciclo Simple

CS

CSt

Ciclo Combinado

DCSCC

H

D

CC

H

Potencia

8 760


anual

HwH CCw w +


anualDt CCt

Costos

H CC CSw w w + +

Hidrulica

Diesel Ciclo Simple

CS

CSt

Ciclo Combinado

DCSCC

H

Tecnologa Costo Fijo Anual "B"(US$ por MW ao)

Costo Variable "b"

(US$ por MWh)Potencia (MW)

Energa producida por Tipo de

Tecnologa (MWh)

Diesel 55,125 74.4 140 22.4 1,569 Gas Natural a Ciclo Simple 63,000 18.2 3,729 574.3 1,111,034 Gas Natural a Ciclo Combinado 86,625 11.9 8,187 713.2 4,249,158 Hidrulica 176,630 0.9 8,760 1690.1 14,779,231 Precio Marginal Promedio de Energa (US$ por MWh) 15.7 3000.0 20,140,992 Precio Mg. Potencia en Energa (US$ por MWh) Incluyendo Reserva 10.0 Precio Monmico (US$ por MWh) 25.6 Reserva 21%

* i+1 ii

i i+1

-t =b -b

* i+1 ii

i i+1

-t =b -b

Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG

Sin embargo, en el marco regulatorio peruano, si bien se basa en los principios

marginalistas expuestos, los precios de energa se calculan minimizando el

costo de operacin del sistema y tomando como dada la potencia efectiva de las

35

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG centrales existentes por lo que este nuevo resultado se obtendra slo luego de

la entrada paulatina del gas natural y se referiran ms bien a las proporciones

en que la mxima demanda sera abastecida por el sistema en el mediano plazo.

Tambin debe mencionarse que la configuracin final del parque generador

depender adicionalmente de algunas estrategias de los generadores

incumbentes para tratar de defender sus costos hundidos, tanto de centrales a

Diesel y Residual como de centrales hidrulicas. En el primer caso, una

estrategia consistira en convertir las centrales a gas natural, an a costa de

cierta prdida de eficiencia, ya que estas se veran despachadas

automticamente del despacho con la entrada de centrales a gas natural. Este

costo de inversin adicional, como la realizada por Etevensa y Edegel, se

podra tomar como un nuevo costo de inversin, ya que la inversin anterior se

tornaba en irrecuperable, lo que les permitira a estas centrales formar parte de

la combinacin eficiente de tecnologas.

Una segunda forma de defender sus costos hundidos podra ser con estrategias

de subdeclaracin de costos variables en el despacho, lo cual permite a las

centrales un mayor despacho y participacin en la provisin de la mxima con

la consiguiente remuneracin por capacidad. Sin embargo, en el sistema actual

esto no sera tan factible ya que el despacho se realiza en base a costos

auditados y no declarados, y en el caso de las centrales hidrulicas en base a

una estimacin del valor del agua por parte del operador del sistema. Esta

estrategia slo sera viable en el caso de las centrales a gas natural que

compiten con Camisea, ya que son las nicas que tiene la posibilidad de

declarar una vez al ao sus costos variables, decisin que se tomara a fin de

reducir sus riesgos asociados a la rigidez de los contratos Take or Pay.

36

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG III.3.1 Anlisis de Sensibilidad

En la inversin en determinados tipos de centrales de generacin se asumen una

serie de condicionantes y riesgos que varan dependiendo del tipo de tecnologa

utilizada. Entre estos destacan el tamao de las unidades, el tiempo de

construccin, el costo de inversin por MW instalado, los costos operativos, la

dependencia o existencia de shocks en el costo del combustible, las emisiones y

daos ambientales, y la exposicin a riesgos regulatorios. Entre los casos ms

importantes destacan los altos costos de inversin y tiempo de puesta en

marcha as como la alta exposicin al riesgo regulatorio debido a la

especificidad de las inversiones de las centrales hidrulicas, la alta exposicin a

la evolucin del precio de los combustibles en el caso de centrales a gas natural

o que utilizan combustibles derivados del petrleo, aunque con una baja

exposicin al riesgo regulatorio debido a la estandarizacin de las unidades, y

la alta exposicin a temas medio ambientales y riesgos de inversin en capital

de las centrales a carbn. En el Cuadro N 7 se muestra una comparacin

cualitativa de estos riesgos para diferentes tipos de centrales elaborada por la

EIA y la OECD (2003).

Cuadro N 7: Comparacin Cualitativa de los Riesgos de Inversin por Tipo de Tecnologa

Tecnologa Tamao de la Unidad Tiempo de

Construccin

Costo de Inversin por MW

Costo Operativo

Costo del Combustible

Emisiones de CO2

Riesgo Regulatorio / Especificidad de

Activos

Gas Natural a Ciclo Combinado Medio Corto Bajo Bajo Alto Medio Bajo

Carbn Grande Largo Alto Medio Medio Alto AltoNuclear Muy Grande Largo Alto Medio Bajo Despreciable Alto

Hidrulica Muy Grande Largo Muy Alto Muy Bajo Despreciable Despreciable AltoViento Pequeo Corto Alto Muy Bajo Despreciable Despreciable Medio

Celulas de Combustible Pequeo Muy Corto Muy Alto Medio Alto Medio BajoFotovoltaicas Muy Pequeo Muy Corto Muy Alto Muy Bajo Despreciable Despreciable Bajo

Fuente. International Energy Agency - OECD (2003)

37

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG El anlisis anterior se realiz con el fin de ilustrar, en un escenario factible,

como podra reconfigurase el parque generador ptimo con la entrada del gas

natural a nivel masivo. Sin embargo, el resultado final depende de una serie de

factores, tales como los referidos a las estrategias que les permite el marco

regulatorio del sector a los agentes, mencionadas anteriormente, y a otros

factores sobre los cuales los inversionistas no tienen un control directo y cuyas

probabilidades de realizacin son diferentes. Es por ello que en esta seccin se

realiza un anlisis de sensibilidad del parque generador ante dos tipos de

eventos, el cambio en el costo de inversin de las centrales hidrulicas y el

cambio en el precio de los combustibles.

Sensibilidad ante el Costo de Inversin de las Hidrulicas

Existe un amplio rango de costos de construccin de las centrales hidrulicas

que dependern de factores tales como la existencia de facilidades naturales

(abundancia de recursos hdricos, embalses naturales, entre otros), el tiempo

que tome la construccin de la central, en cuyo proceso se asumen una serie de

riesgos, y los mecanismos de financiamiento.

En el caso peruano, algunas inversiones en centrales hidrulicas han bordeado

los US$ 2 millones por MW (Yuncn), mientras que otras han tenido un costo

menos cercano a US$ 1 milln (Chimay y Yanango de Edegel).

En el Grfico N 10 se muestra la evolucin de la participacin en la capacidad

instalada ptima de las centrales hidrulicas y las centrales trmicas ante

cambios en el costo de inversin de las centrales hidrulicas. Se puede ver

claramente como conforme se incrementa el costo de inversin de las centrales

hidrulicas de US$ 900,000 por MW a cerca de US$ 1.3 millones por MW, la

38

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG participacin del gas natural se va incrementado de cerca de 20% a cerca del

40%, dando un salto al 100% en un nivel cercano a los US$ 1 300,000. Dado

que el sistema marginalista indica que el parque generador ptimo supone el

equilibrio financiero de las inversiones al mismo tiempo que minimiza el costo

de total, ello implica que los inversionistas privados no deberan invertir en

centrales hidrulicas con costos mayores de US$ 1.3 millones por MW pues

estas no seran rentables y que el valor de mercado de las centrales hidrulicas

construidas a un costo mayor no debe superar este monto debido a que el

sistema tarifario slo permitira recuperar estos costos.

Grfico No 10: Sensibilidad del Parque Generador ante cambios en el

Costo de Instalacin de las Centrales Hidrulicas

0.0%

20.0%

40.0%

60.0%

80.0%

100.0%

120.0%

900

949

999

1048

1098

1147

1197

1246

1296

1345

1395

1444

1494

1543

1593

Costo de Instalacin de una Central Hidralica $/MW

% d

e Pa

rtici

paci

n e

n la

Cap

acid

ad

Gas Natural Hidrulica

Sensibilidad ante el Cambio en los Precios del Petrleo

El precio de largo plazo de los combustibles basados en el petrleo es una

variable que no puede ser predicha con un alto nivel de incertidumbre y de cuya

39

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG evolucin depende la rentabilidad esperada de las inversiones en centrales

trmicas. En el caso peruano esta incertidumbre incluye a las centrales a gas

natural puesto que los precios en boca de pozo se actualizan en base a una

canasta de combustibles lquidos. En este sentido, un incremento en el precio

internacional del petrleo supondr no solo una modificacin en los costos

variables de las centrales que utilizan combustibles lquidos sino tambin un

incremento en los costos variables mximos de las centrales a gas natural, ya

que los precios en boca de pozo se actualizan en base a la evolucin de los

precios de una canasta de residuales21.

Grfico No 11: Evolucin de la Cotizacin del Precio del Crudo 1975-2004 (WTI US$ por tonelada)

Evolucin de la Cotizacin del Precio del Petrleo 1975 - 2004 (WTI US$ por barril)

0

10

20

30

40

50

60

Ene

-75

Ene

-76

Ene

-77

Ene

-78

Ene

-79

Ene

-80

Ene

-81

Ene

-82

Ene

-83

Ene

-84

Ene

-85

Ene

-86

Ene

-87

Ene

-88

Ene

-89

Ene

-90

Ene

-91

Ene

-92

Ene

-93

Ene

-94

Ene

-95

Ene

-96

Ene

-97

Ene

-98

Ene

-99

Ene

-00

Ene

-01

Ene

-02

Ene

-03

Ene

-04

Evolucin de la Cotizacin del Precio del Petrleo 1975 - 2004 (WTI US$ por barril)

0

10

20

30

40

50

60

Ene

-75

Ene

-76

Ene

-77

Ene

-78

Ene

-79

Ene

-80

Ene

-81

Ene

-82

Ene

-83

Ene

-84

Ene

-85

Ene

-86

Ene

-87

Ene

-88

Ene

-89

Ene

-90

Ene

-91

Ene

-92

Ene

-93

Ene

-94

Ene

-95

Ene

-96

Ene

-97

Ene

-98

Ene

-99

Ene

-00

Ene

-01

Ene

-02

Ene

-03

Ene

-04

21. Esta frmula supone implcitamente que el costo de oportunidad de la produccin de gas natural est relacionado con el costo del principal combustible sustituto, en este caso los derivados del petrleo.

40

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG El incremento del precio del petrleo tiene dos consecuencias, incrementar el

costo variable de las centrales a Diesel 2, y, a travs de la frmula de

actualizacin establecida en los contratos de explotacin, incrementar los

precios en boca de pozo y por lo tanto los costos variables de las centrales a gas

natural. En el Grfico N 12, se muestra como a partir de un precio del Diesel

2 menor a US$ 314 por tonelada, el gas natural desplazara completamente a

las centrales hidrulicas (en este caso a las de un costo base de US$ 1250,000

por MW). En el caso contrario, que el precio del petrleo se vaya

incrementando, la participacin del gas natural se ira reduciendo aunque con

una pendiente no muy pronunciada.

Grfico N 12: Sensibilidad del Parque Generador ante cambios en el Precio del Petrleo

0.0%

20.0%

40.0%

60.0%

80.0%

100.0%

120.0%

293.

2

298.

5

303.

9

309.

2

314.

5

319.

9

325.

2

330.

5

335.

8

341.

2

346.

5

351.

8

357.

2

362.

5

367.

8

373.

2

378.

5

Precio del Diesel 2 en Lima US$/Tonelada Equivalente

% d

e Pa

rtici

paci

n e

n la

Cap

acid

ad

Gas Natural Hidrulica

41

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG III.3.2 Evolucin de la Demanda

En el sistema actual, el pago por potencia de la central corresponder a los

costos fijos y anualidad de la inversin de la central eficiente que abastezca la

demanda punta.22 Este pago es menor a los costos fijos de los dems tipos de

centrales (hidrulicas, gas natural y carbn), por lo que en la lgica marginalita

el resto de los costos fijos de las centrales debe ser recuperado con los

excedentes que pueden lograr las centrales infra-marginales en los perodos

donde el precio del sistema es fijado por las centrales con costos variables ms

altos.23

En este contexto, se puede analizar el potencial efecto de la puesta en operacin

de una central de ciclo combinado que use el gas de Camisea. Para que esta

central entre al sistema es necesario que pueda operar el tiempo suficiente para

generarse rentas inframarginales que le permitan recuperar sus costos fijos y no

operar en perodos punta e incluso marginar. 24 Es por ello que la entrada

depender de las expectativas que se tengan da factores como el incremento

22. En la actualidad esta central corresponde a una turbogas Alstom GT11N2 de 114,22 MW ISO Diesel (ver recientes Resoluciones de Tarifas en Barra). El costo de potencia no cambiara puesto que la minimizacin de costos de abastecimiento implica usar centrales con costos de inversin bajos como las Diesel en los perodos punta (ver Cuadro No 5 al final de esta seccin). 23 . Debe recordarse que en el corto plazo la curva de oferta de la industria en un mercado competitivo con restricciones de capacidad estar representada por el costo variable de la ltima empresa. 24. A modo de ejemplo, si se considera el ingreso de una central de ciclo combinado de 225 MW de potencia efectiva, la diferencia de precio de potencia de aproximadamente US$ 200,000 por MW, respecto de una central de ciclo simple (aprox. US$ 350,000 por MW), los ingresos anuales por energa deberan representar aproximadamente US$ 7.2 millones anuales, dado el ahorro de aprox. US$ 10 por MWh que tiene una central de ciclo combinado respecto de una central de ciclo simple (como los 250 MW requeridos dentro de 15 meses en la transferencia del contrato Take or Pay a Etevensa). Ello implicara que la central a ciclo simple debera operar 3,200 horas al ao (37% del total) a fin de rentabilizar su inversin, aunque este tiempo podra ser menor ya que se mantendran marginando centrales Diesel con costos ms altos, lo que permitira recuperar ingresos en un menor nmero de horas.

42

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG esperado de la demanda o la evolucin esperada de los costos de los

combustibles.25

En este escenario tambin se puede considerar el problema de un planificador

que busque minimizar el costo de abastecimiento del sistema dado un

incremento no homogneo de la demanda.26 En este caso, el resultado ser una

modificacin de las proporciones ptimas de capacidad a instalar por cada tipo

de tecnologa (ver Grfico N 13).27 En este contexto, es necesario analizar el

mecanismo de ajuste del parque generador ante una nueva tecnologa en un

sistema tarifario como el peruano. En ste se utiliza la capacidad instalada

existente para obtener el despacho de mnimo costo y se paga la potencia de

acuerdo a la contribucin a la mxima demanda. Si se considera que en el corto

plazo la capacidad hidrulica es despachada prioritariamente, y por lo tanto no

puede ser desplazada por el gas natural como si puede serlo la capacidad Diesel

(lo cual es consistente con su carcter menos hundido respecto a las centrales

hidrulicas), entonces, en base al planteamiento matemtico del problema y

algunas simulaciones, se puede sealar que el mnimo costo de abastecimiento

del sistema implicar que la demanda adicional deber ser suministrada slo

25. En este caso podra considerarse tericamente un incremento en el precio de la potencia a remunerar (los costos fijos y de inversin de este tipo de central). Entonces la reduccin en el precio de la energa podra verse compensada con el incremento en el costo de la potencia. Conceptualmente, estos efectos se cancelaran en la rentabilidad de las empresas, pero se incrementara el costo total de abastecimiento. Por ello, el artculo 47 de la LCE establece que el precio de potencia remunerar a la unidad ms econmica disponible del sistema para satisfacer la mxima demanda. 26. Estos incrementos no suelen ser iguales en todas las horas del ao, ya que suelen darse con mayor frecuencia en el bloque medio y en la base, que en la punta (debido a los mayores precios). 27. En el caso peruano, la demanda de energa suele crecer en una proporcin mayor al incremento de la mxima demanda (5% versus 3.3% en la dcada pasada), lo que representa aproximadamente un crecimiento anual en el corto plazo de 1000 GWh en energa y 100 MW de potencia.

43

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG con centrales a gas natural por un perodo cercano a seis aos hasta un nivel

aproximado de 1,000 MW en el ao 2010.28

Por su parte, la capacidad con centrales Diesel 2 debera tender a mantenerse

durante este perodo en un nivel mnimo, algo ms de 100 MW sin considerar

la reserva, luego de un desplazamiento inicial por centrales a gas natural.29 A

partir del ao 2010, y dependiendo del patrn de crecimiento de la demanda, un

incremento de sta debera empezar a ser cubierto con una combinacin de

tecnologas.

La lgica de este resultado se puede ilustrar con algunos ejercicios basados en

los datos del Cuadro N 8, donde se muestran los precios medios necesarios por

tecnologa para amortizar dado cierto nivel de operacin. As, se puede apreciar

que centrales a gas a ciclo combinado requeriran el menor precio medio (cerca

=T1

i DmaxY ,

28 . El nuevo problema consistira en minimizar el costo de abastecimiento introduciendo las restricciones de utilizar la capacidad instalada de las tecnologas existentes. Este problema se puede resolver usando las condiciones de Kuhn Tucker y se puede plantear formalmente de la siguiente manera:

( i i

i=T i=TMin b E + Yi i i i

i=1 i=1Y ,t

s.a: HHY Y y DDY Y

Sin embargo, en el caso peruano donde se minimiza el costo de despacho en base a los menores costos variables, se satisface la segunda restriccin, dado que las centrales hidrulicas siempre despacharn primero, pero no la tercera, puesto que las centrales Diesel 2 pueden dejar de operar y salir del sistema cuando entren las centrales a gas natural. Por ello, en este caso correspondera a un nivel mnimo eficiente y tcnicamente aceptable ( DY ). La resolucin de este problema implicar que la capacidad nueva en el sistema debe ser en base a centrales a gas natural por un determinado perodo y que cierta capacidad Diesel 2, que pudo ser ptima cuando slo se contaba con dos tecnologas, resulte redundante en el sistema. Se ha una curva de duracin lineal y con un crecimiento de 4% anual. En el Anexo No 5 se detalla la notacin y se resuelve analticamente el problema. 29. En este ejercicio se est abstrayendo la incertidumbre sobre la oferta y la demanda, lo que origina la necesidad de una reserva tcnica que incrementara la participacin de las centrales Diesel.

44

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG de US$ 28 por MWh), lo que hace que slo puedan ser competitivas a este

nivel centrales hidroelctricas nuevas o ampliaciones con un costo de inversin

inferior a los US$ 1,000 por KW (ver Cuadro N 8 al final de esta seccin).30

El ejercicio puede repetirse con factores de planta algo menores para centrales

no necesariamente ubicadas en el bloque base sino medio de la curva de

duracin. All se sigue apreciando que el gas natural es una tecnologa

competitiva en el abastecimiento de electricidad, aunque para factores ms

pequeos tecnologas con costos de inversin como las Diesel 2 deberan seguir

teniendo alguna participacin en el abastecimiento. Conforme el gas natural

vaya incrementando su participacin en el despacho, los costos en

determinados segmentos de la curva de duracin deberan ir bajando. As,

estimaciones hechas por diversas entidades indican que una vez introducido el

gas en el sector, los precios medios de electricidad al nivel de generacin se

reduciran pasando de unos US$ 36 por MWh en el ao 2004 a niveles cercanos

a US$ 30 por MWh.31 Esta reduccin sera adicional a la registrada hasta el

momento donde la consideracin de Camisea en las tarifas en barra llev los

precios de cerca de US$ 40 por MWh a los US$ 36 por MWh actuales.

30. Debe tenerse en cuenta que en esta comparacin es importante el nivel de operacin de las centrales, ya que ello determinar el nivel de precios medios (costos medios) requeridos para recuperar las inversiones en las diferentes tecnologas. Es de esperarse que una central de punta alcance difcilmente un factor de planta de 80%, por lo que si se consideran factores de planta menores las tecnologas adecuadas sern aquellas donde el menor costo de inversin tenga una mayor importancia. Se puede apreciar que la llegada del gas hara no rentable de centrales a carbn dado que son tecnologas dominadas por el gas, al tener mayores costos de inversin y operacin que una central a gas de ciclo combinado. 31. Este precio correspondera a un precio de energa de 26,6 US$/MWh y un precio de potencia (sin incluir peaje por conexin al Sistema Principal de Transmisin y el prepago de la Garanta del Ducto Camisea) de 5,3 US$/kW-mes, lo cual con un factor de carga de 77% da un precio promedio de aproximadamente 36 US$/MWh.

45


Grfico No 13: Incremento de la Demanda e Inversin ptima en un Esquema Centralizado

8760t1t2t t3

Y1

Y2

Y3

Y4

D Max8760t1t2t t3

Costo Total

1

3

4

2

Yn1

Yn2

Yn3

Yn4

Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG

Tambin se puede efectuar un ejercicio donde se muestra que centrales con

costos medios bajos como las hidrulicas baratas en un contexto de

desadaptacin del parque generador encontraran mayores dificultades para

amortizar sus inversiones. As, si se considera una nueva central hidrulica con

una potencia efectiva de aproximadamente US$ 1000,000 por MW, requerira

46

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG una remuneracin anual (incluido los costos fijos) de US$ 157,580 por MW, lo

cual implica que tendra que operar por lo menos a un 65% de factor de planta

para obtener los US$ 28 por MWh necesarios para recuperar sus costos medios.

Slo algunos proyectos muy especficos, que cuentan con facilidades pre-

existentes o naturales que permiten represar pueden lograr estos resultados y ya

han sido construidos por los operadores. Estas son centrales pequeas como las

de Poechos de 16 MW o Huanchor de 18 MW. Otros proyectos mayores

tendrn problemas de rentabilidad.

Algo similar sucede en el caso de las ampliaciones de las centrales

hidroelctricas existentes, por ejemplo a un nivel adicional de slo 100 MW.

As, incluso con un costo de inversin relativamente bajo, cercano US$

800,000 por MW de potencia efectiva, se requeriran ingresos anuales cercanos

a los US$ 126,000 por MW, que considerando una central de ciclo simple

marginando implica un ingreso anual adicional por energa de

aproximadamente US$ 7 millones, lo que representa casi lo mismo de lo

requerido por una central a ciclo combinado del doble de tamao. Esto sera

poco viable dado el nivel de oferta hidrulica actual.

Esto permite concluir que en el mediano plazo, ante incrementos en la

demanda, la tecnologa dominante en las centrales entrantes debiese ser la de

centrales trmicas a gas natural de ciclo combinado y en menor medida de ciclo

simple, pues stas podrn operar en los bloques medio y base, remunerando su

potencia mediante ventas de energa, siempre y cuando puedan operar a un

factor de planta alto, lo cual slo es viable conforme se incremente la demanda

de electricidad. En todo caso, es posible que la evolucin del factor de planta

refleje la dinmica del crecimiento de mercado, en tanto el crecimiento de sta

47

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG ltima no se concentre en la punta sino en la media o en la base de la curva de

duracin del sistema elctrico.

La posibilidad de contar con el gas de Camisea tendr efectos tanto en el tipo

de inversin como en la rentabilidad de las empresas. En el corto plazo se

generar una reduccin importante en los costos para centrales que utilizan

actualmente Diesel 2, como el caso de Etevensa, que pasar a usar gas

natural.32 En el mediano plazo esta reduccin de precios sera ms importante

dada la mayor importancia de las centrales de ciclo combinado en el

abastecimiento. Ello se traducira en una reduccin de los mrgenes de

rentabilidad de los concesionarios que generen con centrales hidroelctricas, lo

que unido a un exceso de capacidad hidrulica y Diesel 2 respecto a un

escenario ptimo con gas, hace poco previsible el desarrollo de proyectos

privados de generacin hidroelctrica. Estos se realizaran slo en casos muy

especiales, con proyectos que puedan amortizar costos con este nuevo estndar

de precios, y luego que el gas natural haya incrementado su participacin en el

parque generador. Por su parte, capacidad de generacin con centrales Diesel 2

debera mantenerse en un nivel mnimo y se esperara que paulatinamente

algunas de estas centrales no sean requeridas por el sistema, como ya ocurre en

algunos casos incluso en un escenario sin el gas natural de Camisea.

En este punto existen una serie de temas a analizar como la existencia de

incentivos dentro de una empresa para realizar inversiones en otros tipos de

tecnologa que puedan ser individualmente rentables pero que afectan la

rentabilidad de inversiones previamente realizadas. Un resultado en el sistema

32. Empresa ganadora de la licitacin de transferencia del contrato Take or Pay de Electroper, donde se establece que la empresa tendr que contar con 250 MW a ciclo simple dentro de 15 meses y en 36 meses con 187.5 MW a ciclo combinado y 125 MW a ciclo simple.

48

Oficina de Estudios Econmicos OSINERG actual, donde se usan las potencias instaladas de las centrales existentes para el

despacho, es que no deberan ingresar ms centrales hidrulicas y Diesel con

costos estndares, ya que la nueva combinacin ptima (que tiene su correlato

en trminos de equilibrio financiero) implicar que en el futuro entren slo

centrales a gas natural hasta tener la participacin adecuada en el parque

generador (ver la siguiente seccin).

Esta situacin podra llevar a que el sistema se tome un tiempo mayor en

adaptarse debido a que la entrada de una nueva central, sea de ciclo combinado

o ciclo simple, puede reducir significativamente los precios de energa debido a

que estos se calculan en base al despacho a mnimo costo con las centrales

hidrulicas y trmicas existentes y estas ya generan en la actualidad cerca del

90% de la energa en un ao normal y tienen una capacidad superior a la

demanda de potencia promedio del SEIN.33

33. Ello a pesar que a pesar de que las centrales a carbn (125 MW de Enersur) y la de gas natural a ciclo simple (238 MW de Aguayta y EEPSA) vienen incrementando su participacin en el despacho y marginando ms tiempo

49


Cuadro N 8: Ingresos marginales mnimos estndares por tipo de central

Tasa de Descuento 12%

T

i

p

o

d

e

P

l

a

Determinantes de La Inversion en El Sector Electrico Peruano - DT03a-OEE-OSINERGa

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