Regulación y Operación en la Integración
Alfredo Dammert Lira
Presidente del Consejo Directivo
OSINERGMIN
Enero 2010
Contenido
 Requerimientos del sector eléctrico en Perú
 El Marco Regulatorio Peruano
 La experiencia de integración en la CAN
 Aspectos regulatorios a tener en cuenta en la integración
Perú - Brasil
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Requerimientos del sector eléctrico en Perú
 El crecimiento económico sostenido del Perú explica el incrementó de la
demanda eléctrica en 8% promedio anual en los últimos años, lo que ha
implicado una reducción del margen de reserva de capacidad.
 En Perú existen una serie de proyectos de inversión, principalmente
mineros que requerirán nueva capacidad. Se estima un requerimiento
anual de entre 400 y 500 MW en los próximos años para mantener
sostener la demanda y mantener una reserva adecuada (cercana al
30%).
 Es necesario aprovechar el potencial hidroeléctrico (unos 60,000 MW), del
cual es utilizado sólo un 5%.
 El crecimiento anual, en MW, de Brasil es varias veces mayor al de Perú
(unos 4,000 MW anuales) por lo que con la finalidad de identificar fuentes
de suministro confiables y abundantes en el futuro es necesario para Perú
el integrar sus sistemas eléctricos a los de Brasil.
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Requerimientos del sector eléctrico en Perú
Evolución del Balance entre Oferta y Demanda de Electricidad (2000 – 2008)
5,500
200%
5,000
180%
160%
4,500
140%
4,000
120%
3,500
100%
3,000
80%
60%
2,500
65.9%
56.8%
51.5%
48.0%
2,000
40%
41.0%
37.5%
30.8%
32.4%
25.7%
1,500
20%
0%
2000
2001
2002
Margen de Reserva
2003
2004
2005
Potencia Efectiva
2006
2007
2008
Máxima Demanda
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El Diseño de Mercado Peruano
 Existe desintegración vertical entre las actividades.
 En el funcionamiento de corto plazo, las centrales son despachados
en base a su costo variable siguiendo la programación del Comité
de Operación Económica del Sistema (COES).
 El COES, recientemente reformado, está conformado por los
comités que incluyen a los generadores, transmisores y otros
agentes. Asume funciones de planificación.
 El Sistema consisten en un Pool Obligatorio (“mandatory pool”)
donde existe una separación entre la operación a mínimo costo del
sistema y las transacciones financieras de los generadores.
 No existen comercializadores independientes. Los generadores y
transmisores compiten por los clientes libres (los que superen 0,5
MW de demanda opcionalmente y 2,5 MW automáticamente).
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El Diseño de Mercado Peruano
 Todas las compras son bajo contratos, el mercado spot solo es para
valorizar transferencias entre generadores.
 Recientemente se implementó el esquema de licitaciones de
contratos de las distribuidoras como mecanismo de reducción del
riesgo regulatorio.
 Los contratos pueden tener una duración de hasta 20 años teniendo
las hidroeléctricas una ventaja de 15 puntos para su asignación
sobre otras tecnologías.
 A diferencia de Brasil, en Perú no se distingue entre “energía nueva”
y “energía vieja” en las subastas.
 Las subastas son convocadas por las empresas distribuidoras y no
por un administrador estatal.
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El Diseño de Mercado Peruano
Clientes Libres
MWh
Clientes Regulados
Distribuidores
Líneas de
Baja Tensión
Servicios a
los clientes
MWh
$$$
Comercialización
regulada
Operación
del Sistema
Transferencias
Spot
Líneas de
Alta Tensión
Info
MWh
Generadores existentes
Fuente: Ruff (2003)
Comercialización
Competitiva
Contrato $$$
COES
Info
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Tarifa
Spot $$$
Contrato $$$
Contratos
de generadores
Contrato $$$
Licitaciones a cargo de Distribuidoras
Plazo de las licitaciones
Tipo
Plazo
Contractual
Convocatoria
Cantidad a
Contratar
Objetivo
Larga
Duración
Entre 5 y 20
años
Anticipada de
al menos 3
años
Hasta
100%
Contratar el grueso
del crecimiento
estimado
Anticipada de
al menos 3
Hasta 25%
años
Contratar
desajustes
detectados con
antelación respecto
de lo estimado
Anticipada de
Corta
Lo define
menos de 3 Hasta 10%
Duración OSINERGMIN
años
Contratar pequeños
desajustes no
previstos respecto
de lo estimado
Mediana
Duración
Hasta 5 años
Expansión de la Transmisión
Necesidades
del sistema
Generadores
Distribuidores
(ENTE PLANIFICADOR)
PLAN DE TRANSMISIÓN
INSTALACIONES
SOMETIDAS A
LICITACIÓN
INSTALACIONES
CONSTRUIDAS POR
AGENTES, SIN
LICITACIÓN
SISTEMA GARANTIZADO
Contratos
BOOT (30 años)
Cálculo de Costo
Eficiente
Se asigna en proporción al “beneficio económico” que
otorga la línea a los generadores y consumidores
Fuente: Ley N° 28832 y Ley de Concesiones Eléctricas
INSTALACIONES
CONSTRUIDAS POR
AGENTES FUERA DEL
PLAN DE TRANSMISIÓN
SISTEMA COMPLEMENTARIO
Remuneración por contrato
Si terceros utilicen la línea, la tarifa
se fija con los mismos principios del
SST (por el uso)
Avances en la Integración: Experiencia de la
Comunidad Andina de Naciones
 La experiencia previa de integración está asociada
principalmente con la Decisión Andina 536 (fines 2002).
 Se planteó la interconexión Perú-Ecuador-Colombia:

Está operativo solo el último tramo.
 Se apunta a mercado único como medio para lograr
expansión del sistema y beneficio colectivo



Ningún miembro discrimina la oferta y demanda extranjera
(discriminación de precios)
Las transacciones no están sujetas a aranceles ni impuestos
Uso del enlace responde a despacho económico coordinado:




Rentas de Congestión no van al transmisor internacional
Un agente acreditado en un país opera inmediatamente en
el resto de países y puede comercializar electricidad.
Se reconoce pagos por capacidad y por transmisión
Se establece el Comité Andino de Organismos Normativos y
Reguladores de Electricidad (CANREL) para desarrollar las
normas que requiere la Decisión 536:

Integrados por Ministerios y Organismos Reguladores.
10
Experiencia Comunidad Andina de Naciones
¿Cómo se solucionó el problema ante la puesta inminente en servicio del enlace
de 250 MW entre Colombia y Ecuador a inicios del año 2003?
Se simplificó el problema de la siguiente manera:
 Se postergaron los refuerzos locales y se operó la interconexión sobre
la red que exista en cada país.
 No se aprobó un reglamento de interconexiones comunitario y se dejó
que cada miembro apruebe su propia norma modificando en lo
mínimo posible el resto de su normativa interna.
 Las transacciones se llevaron al corto plazo y para efectos de decidir
los intercambios se agregó a la curva de costos variables (o precios
declarados) de energía los cargos por transporte, potencia y otros que
disponga la legislación interna.
 Cada operador nacional actúa sobre su sistema comparando los
precios totales y para evitar intercambios no económicos se castigó la
oferta del otro miembro con un factor de seguridad (que puede ser
diferenciado).
 Cada miembro sanciona un costo marginal independientemente y
luego las rentas de congestión son por esta diferencia de precios y se
asignan al miembro exportador quien decidirá qué hacer con ellas.
 Los estados acuerdan los interconexiones.
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Aspectos regulatorios a tener en cuenta en la
integración Perú - Brasil
 Problemática de las centrales hidroeléctricas:
 Necesidad de identificar las centrales hidroeléctricas que entrarán en
operación, sus plazos de entrada en operación y potencia asociada.
 Analizar la superación de requisitos legales. (impacto ambiental y
social)
 Rol de los contratos de largo plazo:
 ¿Cómo determinar el consumo de cada país?
 ¿Cómo compatibilizar los contratos con las contingencias que pueden
surgir en la operación de los sistemas eléctricos?
 Analizar la participación de estas inversiones en los mecanismos de
licitaciones de contratos (requisitos y riesgos).
 Problemática de las líneas de transmisión:
 ¿Cómo integrar las inversiones requeridas en el esquema de
planificación y remuneración vigente para la transmisión?
 Identificación de las responsabilidades por la construcción y el pago de
las nuevas inversiones.
 Evaluación de incorporación en el sistema garantizado o en el sistema
complementario de transmisión.
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Comentarios Finales

A nivel internacional la organización de los mercados eléctricos
es muy variada. En este contexto, la integración es un
problema complejo y un reto a nivel internacional.

Las ventajas de la integración justifican un esfuerzo por
armonizar marcos regulatorios. Las simplificaciones muchas
veces suponen la generación de nuevos problemas y la
inviabilidad de las iniciativas.

Este proceso supone una discusión detallada de los problemas
e identificación de las diferencias en los diseños de mercado y
procedimientos de operación de los sistemas eléctricos.

Debe identificarse a los responsables de las transacciones y los
deberes y derechos de las partes.
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