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
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
Daniel Cámac
OSINERG
2
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
Daniel Cámac
OSINERG
4
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?
Daniel Cámac
OSINERG
5
a) Criterios para la determinación del
Programa de Obras de Generación y la
Proyección de la Demanda
 Visión parcial
 Se dice que la inclusión de determinados
proyectos ha perjudicado a los generadores
 Ejm.: Plantas de Generación usando el gas de Camisea han
sido incluidas en las tarifas en barra aprobadas por el
Regulador desde Noviembre 1997.
Daniel Cámac
OSINERG
6
a) Criterios para la determinación del
Programa de Obras de Generación y la
Proyección de la Demanda
 No obstante…..
 COES propuso la planta de Camisea mediante
“Informe Técnico Económico – Oficio COES-SICN/P- 027-97
del 12/09/97.
 C.H. Chimay y Yanango no fueron incorporados
por los generadores. Solo se incluyeron cuando
faltaban 2 años
 La oferta de generación “adicional” estuvo
acompañada por la demanda “adicional”
asociada a nuevos proyectos mineros
Daniel Cámac
OSINERG
7
a) Criterios para la determinación del
Programa de Obras de Generación y la
Proyección de la Demanda
 Por lo tanto
Revisión del PBE
40,00
No ha existido
desviaciones
sustanciales en las
proyecciones del
Regulador con
aquellas confirmadas
por la realidad
35,00
30,00
US$/MWh

25,00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
May 1998
Nov 1998
Nov 1999
Fijación Tarifaria
COES
Daniel Cámac
May 1999
Fijado
Revisado
Fijación
COES
Fijado
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%
OSINERG
Revisado Var COES Var OSINERG
8
a) Criterios para la determinación del
Programa de Obras de Generación y la
Proyección de la Demanda
¿Qué se propone?



Si bien el D.S. N° 010-2004-EM es un avance, se requiere
explicitar criterios a fin de minimizar la asimetría de
información.
En el caso de la Oferta:
Daniel Cámac

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 preestablecido
OSINERG
9
a) Criterios para la determinación del
Programa de Obras de Generación y la
Proyección de la Demanda

¿Qué se propone?

En el caso de la demanda:


El único hito que en la actualidad puede indicar el
nacimiento de un proyecto minero es la aprobación del
Estudio de Impacto Ambiental.
Consecuentemente, se debe efectuar un seguimiento de
las siguientes autorizaciones:




Daniel Cámac
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.).
OSINERG
10
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.
Daniel Cámac
OSINERG
11
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.
Daniel Cámac
OSINERG
12
c) Periodicidad de la Fijación de las
Tarifas en Barra
 Fijación mayo 2004
 Fijación noviembre 2004
15 días hábiles
Daniel Cámac
OSINERG
13
c) Periodicidad de la Fijación de las
Tarifas en Barra
¿Qué se propone?


Mediante Ley del Congreso de la República y Decreto
Supremo del MEM, se modifique la Ley de Concesiones
Eléctricas y su Reglamento, respectivamente, a fin que
la periodicidad del proceso de fijación de las Tarifas en
Barra sea anual.

Esta modificación daría una señal económica más
estable tanto a los inversionistas como a los
consumidores y permitiría contar con mayores plazos
para la elaboración de las propuestas tarifarias, su
revisión y la fijación de las tarifas de generación.
Daniel Cámac
OSINERG
14
El Sector de Generación
Eléctrica en el Perú
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
Daniel Cámac
Esto ha llevado a comportamientos estratégicos
en las propuestas de los agentes
OSINERG
16
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.
Daniel Cámac
OSINERG
17
El Sector de Generación
Eléctrica en el Perú
4. Contratos GeneradorDistribuidor
4. Contratos GeneradorDistribuidor
 Problemática Actual
 Algunas Estadísticas
 Propuestas de Corto Plazo (inmediatos)
 Esquemas de Mediano Plazo
Daniel Cámac
OSINERG
19
Problemática Actual
Regulado
52%
Precios :
Regulados por
OSINERG
N° Usuarios:
3 732 855
Libre
48%
9 611
GWh
8 852
GWh
NADIE
Número de Contratos de las Empresas Distribuidoras por Año de
quiere
Vencimiento
Renovar !!!
Vencidos
5 Contratos
(11%)
2004
3 Contratos
(7%)
Precios :
Resultado de una libre
negociación entre las
partes
N° Usuarios:
249
AÑOS PARA EL VENCIMIENTO DE CONTRATOS
(BASE ABRIL 2004)
11-15 años 16-21 años
1%
6%
2005
6 Contratos (13%)
1 año
9%
6-10 años
26%
2 años
27%
> 2007
14 Contratos (31%)
2006
9 Contratos (20%)
2007
8 Contratos (18%)
Daniel Cámac
3-5 años
31%
OSINERG
20
¿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
21
Las tarifas reguladas cubren los
costos totales
Perú - SEIN : Costos Totales de Generación
350
300
Millón US$
250
200
150
100
50
0
1997
1998
1999
Combustibles y Lubricantes
Cargas de Personal
Tributos
Daniel Cámac
2000
2001
2002
2003
Suministros Diversos
Servicios Prestados por Terceros
Cargas Diversas de Gestión
Costos Operativos
OSINERG
22
Las tarifas reguladas cubren los
costos totales
Perú - SEIN : Costos y Precios de Generación
50
45
40
US$ / MWh
35
30
25
20
15
10
5
0
1997
1998
1999
Precio de Electricidad a Nivel Generación
Costo Fijo de Producción
Daniel Cámac
2000
2001
2002
2003
Costo Variable de Producción
Costo Total de Producción
OSINERG
Costos Operativos
23
Las tarifas reguladas cubren los
costos totales
Perú - SEIN : Costos e Ingresos de Generación
50
45
40
US$ / MWh
35
30
25
20
15
10
5
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Utilidad Operativa
Sum.Div. ; Personal; Terceros; Gestión
Costo Combustible
Costos Operativos
Daniel Cámac
OSINERG
24
Las tarifas reguladas están a la par
con las del mercado libre
Perú : Precios de Venta del Generador a Clientes
55
45
40
US$ / MWh
50
¡Precios Libres y Regulados Convergen!
35
30
1997
1998
1999
Clientes Libres - G
2000
2001
2002
Generador/Distribuidor
2003
Total
El Total representa el promedio de venta de los generadores
(el precio incluye losOSINERG
costos de transmisión)
Daniel Cámac
25
Las Tarifas en Barra no tienen que
ser iguales a las del mercado spot
T. Barra y CMg
US $/MWh
80
70
60
50
40
30
20
Tarifa Promedio
Sep-03
May-03
Ene-03
Sep-02
May-02
Ene-02
Sep-01
May-01
Ene-01
Sep-00
May-00
Ene-00
Sep-99
May-99
Ene-99
Sep-98
May-98
Ene-98
Sep-97
May-97
Ene-97
10
0
SPOT
MERCADOS CON RIESGOS y RESPONSABILIDADES
DIFERENTES
!!!
Daniel Cámac
OSINERG
26
Las Tarifas en Barra no tienen que
ser iguales a las del mercado spot
Chile - SIC: Comparación de Precios de Energía
120
US$/MWh
100
80
60
40
20
0
eEn
98
8
l-9
u
J
D
8
-9
ic
9
l-9
u
J
D
9
-9
ic
J
-0
un
0
D
0
-0
ic
J
CMg
-0
un
1
D
1
-0
ic
J
-0
un
2
D
2
-0
ic
J
-0
un
3
D
3
-0
ic
J
-0
un
4
PBarra
MERCADOS CON RIESGOS y RESPONSABILIDADES
Daniel Cámac
OSINERG
DIFERENTES
!!!
27
El nivel de transferencias es reducido
con relación a la facturación total
Facturación
818 mio US$
Venta
9 611 GWh
Regulado
52%
Generadores con
excedentes
-Edegel
-Egenor
-Eepsa
-Enersur
-Termoselva
-Egemsa
-CNP
-Electroandes
Daniel Cámac
30%
29%
13%
12%
8%
5%
2%
1%
Libre
48%
Transferencias
Año 2003
67.9
Mio US$
OSINERG
Facturación
408 mio US$
Venta
8 852 GWh
Generadores con
déficit
-Electroperú
-Shougesa
-Etevensa
-San Gabán
-Cahua
-Egesur
-Egasa
48%
17%
10%
9%
7%
6%
3%
28
¿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.
Daniel Cámac
OSINERG
29
Medidas de Corto Plazo
Medida a Adoptar
a)
b)
Qué se busca
Distribuir el
pago de la
potencia entre
generadores
eficientes
Dar la señal para
tener reservas
eficientes
Incrementar el
Factor de
Incentivo a la
Contratación
Reducir la
ganancia en el
SPOT y premiar a
los que contratan
Daniel Cámac
OSINERG
Quién debe
Adoptarla
MEM
MEM
Cómo adoptar
la medida
R.M. que
modifique
porcentaje de
Margen de
Reserva
D.S. que
modifique
porcentajes
actuales
30
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
25%
752MW
3010MW
Qué se propone

Redistribuir los ingresos
entre los generadores más
eficientes hasta el MRO
Daniel Cámac
OSINERG
42%
G11
1265MW
G10
M
R
O
M
R
D
E
M
A
N
D
A
D
E
M
A
N
D
A
G9
G8
G7
G6
G5
G4
G3
G2
G1
31
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.
Spot
Contratos
Traslado
Potencia
Potencia
(1-X) * PB * D
Recaudación = PB*D
Mecanismo
de reparto

Bolsa
Potencia
X
Generadores
Contratantes
Generadores
No contratantes
Reciben
mas que
el PB
Reciben
menos que
el PB
Prueba de que el Precio de Barra de Potencia es Diferente al Precio de Potencia en el Spot!!!!
Daniel Cámac
OSINERG
32
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
Daniel Cámac
OSINERG
33
¿Qué se propone?
 Propuesta: Mayor desarrollo del Mercado de
Clientes Libres...
 Composición del mercado de Energía Eléctrica -2003
Regulado : 52%
15%
48%
28%
9%
Consumidor Libre
Consumo Residencial > 300 kWh
Consumo no residencial
Consumo Residencial < 300 kWh
Nota :Los consumidores no residenciales están conformados por los pequeños
industriales, comercios, entre otros.
Los consumidores libres son aquellos cuya potencia contratada están por
Daniel encima
Cámac de los 1,000 kW.
OSINERG
34
¿Qué se propone?
 Propuesta: Mayor desarrollo del Mercado de
Clientes Libres
 Profundizar el desarrollo del mercado de clientes
libres, permitiendo que el segmento de clientes NoResidenciales 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.
Daniel Cámac
OSINERG
35
¿Qué se propone?
 Propuesta: Mayor desarrollo del Mercado de
Clientes Libres
 De este modo el mercado Libre estaría compuesto por el mercado
libre actual (libre A) mas el nuevo segmento (libre B)
 En estas condiciones el mercado regulado quedaría reducido
solamente al consumo residencial cuyo promedio de consumo por
usuario es menor a 300 kWh por mes (15 %)
Caracteristicas para contratacion
Libre A
Libre B
Quien contrata ?
Cliente
PROINVERSION (*)
Transfiera Costo
de compra
Fose
Horizonte
NTCSE
SI
SI
NO
Variable
No es obligatorio
SI
MinImo 10 años
Obligatorio
(*) Con lineamientos técnicos de OSINERG
Daniel Cámac
OSINERG
36
¿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
Daniel Cámac
OSINERG
37
El Sector de Generación
Eléctrica en el Perú
4. Incentivos a la inversión
En los últimos años no ha habido mayor inversión en capacidad de generación
luego de un período de expansión.
Potencia Efectiva, Máxima Demanda y Reserva en el SEIN 1994 -2003 (MW)
Evolución de la Demanda y Oferta del SEIN (1994 - 2004 P)
5 000
4 500
4 000
3 500
MW
3 000
2 500
2 312
2 305
2 347
2 394
2 536
2 552
2 654
2 793
2 900
2 965
3 083
2 000
1 500
1 000
500
0
1 994
1 995
1 996
1 997
1 998
1 999
2 000
2 001
2 002
2 003
2004 P
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
2 038
2 043
2 043
2 090
1 995
2 090
2 241
2 600
2 624
2 626
2 641
Hidráulica
Reserva
Demanda
Daniel Cámac
486
528
506
1 044
1 153
1 280
1 453
1 589
1 503
1 440
1 336
2 312
2 305
2 347
2 394
2 536
2 552
2 654
2 793
2 900
2 965
3 083
OSINERG
39
Inversiones en Generación Eléctrica posteriores a la LCE
Motivo de la
Inversión
Señal de la
LCE
Hidraúlica
Térmica
Gallito Ciego
Yanango
Chimay
Huanchor
Curumuy
Poechos
Ilo 2
Estado
San Gabán II
Yuncán
Ampl. Machupicchu
Mollendo
Calana
Moquegua
Amp. Cañón del Pato
Compromisos
de Inversión
Sistemas
Aislados
Daniel Cámac
Aguaytía
Santa Rosa
Ventanilla
Malacas
Zarumilla
Tarapoto
Pucallpa
OSINERG
Año de
Ingreso
Potencia
Efectiva (MW)
1997
2001
2000
2002
1997
38,1
42,6
149,0
18,2
10,0
15,0
135,0
110,0
130,0
75,0
74,0
25,5
0,9
90,0
156,5
121,2
328,0
94,6
18,3
12,0
24,0
2000
2000
2001
1997
1996
1996
1999
1998
1997
1997
1998
Total (MW)
407,9
415,4
790,3
54,3
40
Inversión en Generación y Demanda Eléctrica
(Variaciones Porcentuales)
Evolución de la Inversión y la Demanda (1994 - 2006 P)
0,25
0,2
0,15
0,1
0,05
0
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Inversion
Daniel Cámac
2001
2002
2003
2004 (P)
2005 (P)
2006 (P)
Demanda
OSINERG
41
Sin embargo, esta situación no sería propia del caso peruano sino que
abarcaría los principales países en desarrollo.
Inversión anual en expansión de proyectos eléctricos con participación privada en
países en desarrollo.
(US$ miles de millones )
35
29
30
25
23
19
20
16
14
15
12
10
10
9
10
5
5
1
1
1990
1991
0
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Fuente: Private Participation in Infrastructure: Trends in Developing Countries in 1990-2001 -Banco Mundial
Daniel Cámac
OSINERG
42
Daniel Cámac
OSINERG
Sep-04
May-04
Ene-04
Sep-03
Yarinacocha Diesel (24 MW)
Tarifa Promedio
May-03
Ene-03
Sep-02
May-02
Ene-02
Sep-01
Tumbes Diesel (18 MW)
Mollendo TG1 TG2 (77 MW)
Ventanilla TG3 TG4 (302 MW)
INVERSIONES
May-01
Ene-01
Sep-00
May-00
Ene-00
Sep-99
May-99
Ene-99
Sep-98
May-98
Ene-98
Sep-97
20
Mollendo Diesel (30 MW)
40
May-97
60
Ene-97
80
Santa Rosa TG7 (120 MW)
100
Sep-96
May-96
Ene-96
Evolución de las Inversiones, Tarifas en Barra y
Costos Marginales
US $/MWh
120
MW
350
SPOT
300
250
200
150
100
50
0
0
43
Costos de Generación Eléctrica
Centrales Térmicas - Ciclo Combinado
Recurso Energético: Gas Natural
Precio en Barra 32,71 (US$/MWh)
Costos Fijos
Inversión (US$/KW)
550,00
Anualidad con 12% (US$/KW-año) 70,12
COyM (US$/KW-año)
14,85
+14%
Precio CC/Gas Natural
28,19 (US$/MWh)
Costos Variables
Combustible (US$/MWh)
No Combustible (US$/MWh)
12,48
2,79
Costo Promedio
Factor de Planta
Fijo (US$/MWh)
Variable (US$/MWh)
Total (US$/MWh)
Daniel Cámac
0,75
12,93
15,26
28,19
OSINERG
CF
46%
CVNC
10%
CVC
44%
44
El Sector de Generación
Eléctrica en el Perú
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.

Daniel Cámac
Evita manejar el riesgo de contratación
OSINERG
46
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.
Daniel Cámac
OSINERG
47
¿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”


Acceso al mercado Boliviano.


La Decisión CAN prevé dicha implementación
Desarrollo inmediato de las interconexiones en el marco de la Decisión CAN
Desarrollo de contratos BOO de generación.
Daniel Cámac
OSINERG
48
¿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).
Daniel Cámac
OSINERG
49
El Sector de Generación
Eléctrica en el Perú
Muchas Gracias
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