El Sector de la Generación Eléctrica en el Perú

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

Daniel Cámac OSINERG 2

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

El Sector de Generación Eléctrica en el Perú

1. Fijación Tarifaria


1. 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


a) 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?



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.



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



Por lo tanto

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

Revisión del PBE

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

May 1998 Nov 1998 May 1999 Nov 1999

Fijación Tarifaria

US

$/M

Wh

COES Fijado Revisado

Fijación COES Fijado Revisado Var COES Var OSINERG

May 1998 35,17 25,30 24,53 43% 3%

Nov 1998 30,42 23,65 23,87 27% -1%

May 1999 27,89 21,18 20,56 36% 3%

Nov 1999 36,73 27,74 28,22 30% -2%



¿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



¿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.).


b. 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.


c) 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.



Fijación mayo 2004 Fijación noviembre 2004

15 días hábiles



¿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.


2. Remuneración de la Capacidad y Reserva


3. 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 Esto ha llevado a comportamientos estratégicos en las propuestas de los agentesen las propuestas de los agentes


3. 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.



Problemática Actual

Algunas Estadísticas

Propuestas de Corto Plazo (inmediatos)

Esquemas de Mediano Plazo


Libre48%

Regulado52%

9 611 GWh

8 852GWh

Problemática Actual

AÑOS PARA EL VENCIMIENTO DE CONTRATOS (BASE ABRIL 2004)

1 año9%

2 años27%

3-5 años31%

6-10 años26%

11-15 años6%

16-21 años1%

Número de Contratos de las Empresas Distribuidoras por Año de Vencimiento

Vencidos5 Contratos

(11%)

20043 Contratos

(7%) 20056 Contratos (13%)

20069 Contratos (20%)

20078 Contratos (18%)

> 200714 Contratos (31%)

Precios : Regulados por OSINERG

N° Usuarios: 3 732 855

Precios : Resultado de una libre negociación entre las partes

N° Usuarios: 249

NADIE quiere

Renovar !!!


¿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

Daniel Cámac OSINERG 22Costos Operativos

Las tarifas reguladas cubren los costos totales

Perú - SEIN : Costos Totales de Generación

0

50

100

150

200

250

300

350

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Mill

ón

US

$

Combustibles y Lubricantes Suministros Diversos

Cargas de Personal Servicios Prestados por Terceros

Tributos Cargas Diversas de Gestión

Daniel Cámac OSINERG 23Costos Operativos


Perú - SEIN : Costos y Precios de Generación

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

US

$ /

MW

h

Precio de Electricidad a Nivel Generación Costo Variable de Producción

Costo Fijo de Producción Costo Total de Producción


Costos Operativos


Perú - SEIN : Costos e Ingresos de Generación

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

US

$ /

MW

h

Utilidad Operativa

Sum.Div. ; Personal; Terceros; Gestión

Costo Combustible


Perú : Precios de Venta del Generador a Clientes

30

35

40

45

50

55

2003200220012000199919981997

US

$ /

MW

h

Clientes Libres - G Generador/Distribuidor Total

El Total representa el promedio de venta de los generadores(el precio incluye los costos de transmisión)

¡Precios Libres y Regulados Convergen!

Las tarifas reguladas están a la par con las del mercado libre


Las Tarifas en Barra no tienen que ser iguales a las del mercado spot

MERCADOS CON RIESGOS y RESPONSABILIDADES DIFERENTES !!!

T. Barra y CMg

0

10

20

30

40

50

60

70

80

En

e-9

7

Ma

y-9

7

Se

p-9

7

En

e-9

8

Ma

y-9

8

Se

p-9

8

En

e-9

9

Ma

y-9

9

Se

p-9

9

En

e-0

0

Ma

y-0

0

Se

p-0

0

En

e-0

1

Ma

y-0

1

Se

p-0

1

En

e-0

2

Ma

y-0

2

Se

p-0

2

En

e-0

3

Ma

y-0

3

Se

p-0

3

US

$/M

Wh

Tarifa Promedio SPOT


Las Tarifas en Barra no tienen que ser iguales a las del mercado spot

Chile - SIC: Comparación de Precios de Energía

0

20

40

60

80

100

120

Ene-98

Jul-9

8

Dic-9

8

Jul-9

9

Dic-9

9

Jun-0

0

Dic-0

0

Jun-0

1

Dic-0

1

Jun-0

2

Dic-0

2

Jun-0

3

Dic-0

3

Jun-0

4

US

$/M

Wh

CMg PBarra

MERCADOS CON RIESGOS y RESPONSABILIDADES DIFERENTES !!!


Libre48%

Regulado52%

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

67.9 Mio US$

Generadores con excedentes

-Edegel 30%-Egenor 29%-Eepsa 13%-Enersur 12%-Termoselva 8%-Egemsa 5%-CNP 2%-Electroandes 1%

Generadores con déficit

-Electroperú 48%-Shougesa 17%-Etevensa 10%-San Gabán 9%-Cahua 7%-Egesur 6%-Egasa 3%

TransferenciasAño 2003


¿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.


Medidas de Corto Plazo

Medida a Adoptar Qué se busca Quién debeAdoptarla

Cómo adoptar la medida

a) Distribuir el pago de la potencia entre generadores eficientes

Dar la señal para tener reservas eficientes

MEMR.M. que modifique porcentaje de Margen de Reserva

b) Incrementar el Factor de Incentivo a la Contratación

Reducir la ganancia en el SPOT y premiar a los que contratan

MEMD.S. que modifique porcentajes actuales


a) 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

DEMANDA

MRO

DEMANDA

MR

42%

1265MW

25%

752MW

G1

G2

G3

G4

G5

G6

G7

G8

G9

G10

G11

3010MW


b) 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.

Potencia

GeneradoresNo contratantes

GeneradoresContratantes

Potencia

Reciben mas que el PB

Traslado

ContratosSpot

Bolsa Potencia

Me

ca

nis

mo

d

e r

ep

art

o

(1-X) * PB * D

Recaudación = PB*D

X

Reciben menos que el PB

Prueba de que el Precio de Barra de Potencia es Diferente al Precio de Potencia en el Spot!!!!Prueba de que el Precio de Barra de Potencia es Diferente al Precio de Potencia en el Spot!!!!


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


¿Qué se propone? Propuesta: Mayor desarrollo del Mercado de

Clientes Libres... Composición del mercado de Energía Eléctrica -2003

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.

48%

9%

28%

15%

Consumidor Libre Consumo Residencial > 300 kWh

Consumo no residencial Consumo Residencial < 300 kWh

Regulado : 52%



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.



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 %)

Libre A Libre B

Quien contrata ? Cliente PROINVERSION (*)

Transfiera Costo de compra

SI SI

Fose NO SIHorizonte Variable MinImo 10 añosNTCSE No es obligatorio Obligatorio

Caracteristicas para contratacion

(*) Con lineamientos técnicos de OSINERG


¿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


4. Incentivos a la inversión


Potencia Efectiva, Máxima Demanda y Reserva en el SEIN 1994 -2003 (MW)

En los últimos años no ha habido mayor inversión en capacidad de generación luego de un período de expansión.

Evolución de la Demanda y Oferta del SEIN (1994 - 2004 P)

2 312 2 305 2 347 2 3942 536 2 552

2 6542 793

2 900 2 9653 083

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

MW

Diesel 760 790 809 1 348 1 456 1 504 1 504 1 402 1 399 1 399 1 399

Carbón 0 0 0 0 0 0 125 142 142 142 142

Gas Natural 0 0 0 0 238 238 238 238 238 238 238

Hidráulica 2 038 2 043 2 043 2 090 1 995 2 090 2 241 2 600 2 624 2 626 2 641

Reserva 486 528 506 1 044 1 153 1 280 1 453 1 589 1 503 1 440 1 336

Demanda 2 312 2 305 2 347 2 394 2 536 2 552 2 654 2 793 2 900 2 965 3 083

1 994 1 995 1 996 1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2004 P


Inversiones en Generación Eléctrica posteriores a la LCE

Motivo de la Inversión

Hidraúlica TérmicaAño de Ingreso

Potencia Efectiva (MW)

Total (MW)

Gallito Ciego 1997 38,1Yanango 2001 42,6Chimay 2000 149,0

Huanchor 2002 18,2Curumuy 1997 10,0Poechos 15,0

Ilo 2 2000 135,0San Gabán II 2000 110,0

Yuncán 130,0Ampl. Machupicchu 2001 75,0

Mollendo 1997 74,0Calana 1996 25,5

Moquegua 1996 0,9Amp. Cañón del Pato 1999 90,0

Aguaytía 1998 156,5Santa Rosa 1997 121,2Ventanilla 1997 328,0Malacas 1998 94,6Zarumilla 18,3Tarapoto 12,0Pucallpa 24,0

407,9

415,4

790,3

54,3

Señal de la LCE

Estado

Compromisos de Inversión

Sistemas Aislados


Inversión en Generación y Demanda Eléctrica(Variaciones Porcentuales)

Evolución de la Inversión y la Demanda (1994 - 2006 P)

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 (P) 2005 (P) 2006 (P)

Inversion Demanda


Inversión anual en expansión de proyectos eléctricos con participación privada en países en desarrollo. (US$ miles de millones )

1 1

5

9

12

16

23

29

14

10

19

10

0

5

10

15

20

25

30

35

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

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


Evolución de las Inversiones, Tarifas en Barra y Costos Marginales

Sa

nta

Ro

sa

TG

7 (

12

0 M

W)

Mo

llen

do

Die

se

l (3

0 M

W)

Mo

llen

do

TG

1 T

G2

(7

7 M

W)

Tu

mb

es

Die

se

l (1

8 M

W)

Ya

rin

ac

oc

ha

Die

se

l (2

4 M

W)

Ve

nta

nill

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G3

TG

4 (

30

2 M

W)

0

20

40

60

80

100

120

Ene

-96

May

-96

Sep

-96

Ene

-97

May

-97

Sep

-97

Ene

-98

May

-98

Sep

-98

Ene

-99

May

-99

Sep

-99

Ene

-00

May

-00

Sep

-00

Ene

-01

May

-01

Sep

-01

Ene

-02

May

-02

Sep

-02

Ene

-03

May

-03

Sep

-03

Ene

-04

May

-04

Sep

-04

US $/MWh

0

50

100

150

200

250

300

350

MW

INVERSIONES Tarifa Promedio SPOT


Costos FijosInversión (US$/KW)Inversión (US$/KW)

550,00550,00

Anualidad con 12% (US$/KW-año)Anualidad con 12% (US$/KW-año)

70,1270,12

COyM (US$/KW-año)COyM (US$/KW-año)

14,8514,85

Costos VariablesCombustible (US$/MWh)Combustible (US$/MWh) 12,48 12,48

No Combustible (US$/MWh)No Combustible (US$/MWh)

2,792,79

Costo PromedioFactor de PlantaFactor de Planta

0,750,75

Fijo (US$/MWh) Fijo (US$/MWh)

12,9312,93

Variable (US$/MWh)Variable (US$/MWh)

15,2615,26

Total (US$/MWh)Total (US$/MWh)

28,1928,19

Costos de Generación EléctricaCentrales Térmicas - Ciclo CombinadoRecurso Energético: Gas Natural

CVC44%

CVNC10%

CF46%

Precio en Barra 32,71 (US$/MWh)

Precio CC/Gas Natural 28,19 (US$/MWh)

+14%


5. Composición y Operación del COES


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


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.


¿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.


¿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).


Muchas Gracias

El Sector de la Generación Eléctrica en el Perú

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