X REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE
REGULADORES DE LA ENERGÍA
- ARIAE-
Modelo de Mercados Eléctricos y
Políticas Energéticas
Presentado por:
Ing. Alfredo Dammert Lira
Presidente de OSINERG
1
Guatemala, 25 de Abril de 2006
CONTENIDO
MERCADO ELÉCTRICO EN PERÚ
REFORMAS EN EL SECTOR ELÉCTRICO
DISEÑO DEL MARCO INSTITUCIONAL
DISEÑO DEL MERCADO ELÉCTRICO PERUANO Y ESQUEMA REGULATORIO
MARCO CONCEPTUAL Y DISEÑO TARIFARIO
 GENERACIÓN
 TRANSMISIÓN
 DISTRIBUCIÓN
PROBLEMÁTICA DEL MERCADO ELÉCTRICO Y MEDIDAS DE POLÍTICA
GENERACIÓN
 INCERTIDUMBRE EN INVERSIONES
 CONTRATOS
 POTENCIALES RAZONES
 MEDIDAS DE POLÍTICA
TRANSMISIÓN
 TARIFAS COMPLEJAS E IMPREDECIBLES
 INVERSIÓN INSUFICIENTE E INADECUADA
 MEDIDAS DE POLÍTICA
DISTRIBUCIÓN
 POCA HOMOGENEIDAD EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
 PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL
 MEDIDAS DE POLÍTICA
2
CONCLUSIONES
Reformas en el Sector Eléctrico (’90´s)
A inicios de los noventa el esquema de la empresa estatal
verticalmente integrada había colapsado debido principalmente a la
politización de las tarifas, el sobre empleo, ineficiencias y la
ausencia de inversiones.
La reforma de 1992 tenía como objetivos:
1. Garantizar el suministro de energía promoviendo la inversión.
2. Fijar tarifas justas que remuneren adecuadamente las inversiones.
3. Promover la eficiencia mediante la introducción de competencia en
diferentes niveles.
4. Incrementar el acceso a la electricidad de más usuarios (cobertura).
3
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Diseño del Marco Institucional
OSINERG
4
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Diseño del Mercado Eléctrico Peruano (1)
En el Perú se tomó como modelo el diseño del Mercado Eléctrico Chileno (1982).
CONSUMIDORES
REGULADOS
MWh
US$
DISTRIBUIDORES
REDES SST
REDES MT /BT
COMERCIALIZACION
NEGOCIOS
CON
CONTRATOS
(NO EXISTE)
COES
INFORMACIÓN
DESPACHO
TRANSFERENCIA
SPOT
CLIENTE
LIBRE
MWh
US$
US$ SPOT (NO EXISTE)
US$
(NO EXISTE)
INFORMACIÓN
TRANSMISORES
REDES SST
NEGOCIOS CON
CONTRATOS
REDES SPT
US$
GENERADORES
MWh
G1
5
G2
CONTRATO
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Diseño del Mercado Eléctrico Peruano (2)
Separación de las actividades de
generación, transmisión y distribución.
Libre entrada en la generación
competencia por contratos.
Precios máximos de venta de generador a
distribuidor.
Competencia entre generadores y
distribuidoras por los clientes mayores
(1 MW en Perú, 2 MW en Chile).
El operador del mercado está conformado
por los generadores y transmisores
(Comité de Operación Económica del
Sistema, COES).
El mercado spot sólo se utiliza para
valorizar
las
transferencias
entre
generadores (diferencias entre despacho
y compromisos contractuales).
Las distribuidoras tienen el monopolio de
la red y comercialización sobre los
usuarios de servicio público.
6
y
El despacho y precios en el mercado
spot se fijan usando los costos variables
de las centrales independientemente de
los contratos financieros.
No
existen
independientes.
comercializadores
Las distribuidoras no pueden comprar
directamente al mercado spot.
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Esquema Regulatorio en el Mercado Eléctrico Peruano (1)
Segmento
Principios, Criterios y Metodología
Período
Competencia entre Generadores
Generación
Energía: Costos marginales resultado de la operación económica del
sistema (Costo de la última unidad despachada)
Potencia: Costos de la unidad más económica para abastecer
potencia adicional en la hora de máxima demanda (usualmente
turbina a gas)
1 Año
Monopolio Regulado / Concesiones
Transmisión
Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado
Sistema Principal: Pagado por todos los consumidores finales
1 Año
Sistema Secundario: Pagado por los usuarios particulares de las
instalaciones
4 Años
Monopolio Regulado
Distribución
7
Costo Medio Eficiente para Empresas Modelo
Valor Agregado de Distribución por Nivel de Tensión
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
4 Años
Esquema Regulatorio en el Mercado Eléctrico Peruano (2)
REGULACIÓN DE
GENERACIÓN
REGULACIÓN DEL
SISTEMA
PRINCIPAL DE
TRANSMISIÓN
+
+
PRECIOS EN BARRA
+
+
+
REGULACIÓN DEL
SISTEMA
SECUNDARIO DE
TRANSMISIÓN
8
REGULACIÓN DE
DISTRIBUCIÓN - VAD
PRECIOS AL
CONSUMIDOR
FINAL
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
1.- Tarifas de Generación: Marco Conceptual
GENERACIÓN
De acuerdo con la teoría del Peak - Load Pricing, cuando un bien no es
almacenable y existe estacionalidad en el consumo, el consumidor de las horas
punta es el que debe pagar el costo de capacidad (β) y no sólo el costo variable
como sucede con los consumidores fuera de horas punta (b).
9
Punta
Fuente: Viscusi (1996)
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Tarifas de Generación: Minimización de Costos
Minimización de Costos con Gas Natural
Minimización de Costos sin Gas Natural
Potencia
Potencia
Energía Generada
por Centrales CS
D
CS
D
Energía Generada
por Centrales CC
CC
H
H
D
Costos
H
ßH
D
Costos
Costo de Abastecimiento
CS
CC
H
ßH
Ahorro para los
Usuarios
ßCC
ßCS
Ahorro para los
Usuarios
ßD
ßD
tD
10
Horas de
funcionamiento
anual
8 760
t”D t”CS
t”CC
H: Hidráulica, CC: Ciclo Combinado, CS: Ciclo Simple, D: Diesel
ßi: Costo Fijo Anual de Tecnología, bi: Costo Variable por hora de Tecnología
8 760
Horas de
funcionamiento
anual
Tarifas de Generación: Precios de Energía y Potencia
Componentes en la obtención del precio de la Generación:
• El pago de energía está dado por el costo variable de la central marginal por bloque horario
• El pago de potencia está dado por el costo de inversión de la central que abasteció el pico.
Precio de Energía
(US$/MWh)
P re cio d e P o te n cia
Hora fuera de Punta
Hora Punta
(U S $ /M W a ñ o )
US$
D m ax
Pe7
Pe5
Pt
Q1
11
Q2
MWh
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
P o te n cia (M W )
Tarifas de Generación: Comparación con el Mercado Libre
•
•
La LCE estableció un mecanismo de ajuste de tarifas de generación con el fin de que éstas no
se desvíen de los precios que se obtendrían en un mercado competitivo (Mercado Libre).
Así, la tarifa regulada de generación no debe diferir en más (ni menos) de 10% del precio
promedio del Mercado Libre
Se ajusta hasta la línea
punteada
+10%
Precio medio libre
(nivel de referencia)
-10%
Se ajusta hasta la línea
punteada
12
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
2.- Tarifas de Transmisión: Marco Conceptual
Un planificador debería invertir en transmisión como máximo hasta el punto
en que el costo marginal de la nueva capacidad de transmisión se iguale a la
diferencia de precios entre nodos. Es decir, se invertirá hasta el punto en que
el costo y el beneficio para la sociedad sean equivalentes.
Ello implica que las diferencias de precios entre nodos deberían cubrir el
costo de la transmisión. Sin embargo, por economías de escala, la
configuración de la red, entre otros, estas solo cubren aproximadamente el
20% de los costos.
El resto debe cubrirse mediante un “cargo complementario” o “peaje” que
debe ser repartido entre los diferentes agentes, existiendo una serie de
métodos de asignación.
.
P
P
Zona A
Zona B
PB = 46
40
Valor de la
Transmisión
PA = 32
20
100
13
600
500
Q
300
De la zona A todavía puede ser eficiente exportar si
Costo Transmisión < (PB – PA) = (14)
Q
Tarifas de Transmisión: Clasificación de Sistemas
Parte del sistema de transmisión, común al
conjunto
de generadores de un Sistema
Interconectado, que permite el intercambio de
electricidad y la libre comercialización de la
energía eléctrica.
Principal (SPT)
Secundario (SST)
14
• Comprende instalaciones de alta o muy alta
tensión (138 ó 220 kV)
• Debe permitir el flujo bidireccional de energía
• El régimen de uso de los sistemas no permite
identificar responsables individuales por el flujo
de las mismas.
Parte del sistema de transmisión destinado a
transferir electricidad hacia un distribuidor o
consumidor final, desde el SPT. Son parte de este
sistema, las instalaciones necesarias para
entregar electricidad desde una central de
generación hasta una Barra del SPT.
SISTEMA ELÉCTRICO
INTERCONECTADO
NACIONAL
(SEIN)
ZORRITOS
Colombia
Ecuador
LORETO
TUMBES
SULLANA
PIURA
PIURA OESTE
MOYOBAMBA
TALARA
CHACHAPOYAS
TARAPOTO
CH CARHUAQUERO
BELLAVISTA
CHICLAYO OESTE
CAJAMARCA
Brasil
GUADALUPE
Atiende 70 % de la población
del Perú en 21 Regiones
TOCACHE
PUCALLPA
TRUJILLO NORTE
AUCAYACU
AGUAYTIA
CH CAÑON
DEL PATO
TINGO MARIA
CHIMBOTE
HUARAZ
HUANUCO
VIZCARRA
PARAGSHA
EXISTENTE
220 kV
138 kV
30-69 kV
PROYECTO
PARAMONGA
CH YAUPI
CH YUNCAN
CH
CAHUA
CARHUAMAYO
HUACHO
ZAPALLAL
VENTANILLA
CHAVARRIA
SANTA ROSA
SAN JUAN
MALPASO
CALLAHUANCA
OROYA
PACHACHACA
HUAYUCACHI
HUINCO
CH MANTARO
POMACOCHA
LIMA
HUANCAVELICA
MACHUPICCHU
CACHIMAYO
CUSCO
QUENCORO
AYACUCHO
INDEPENDENCIA
COTARUSE
AYAVIRI
TINTAYA
Oferta de Generación : 4471MW
Demanda Nacional : 3305MW
AZANGARO
MARCONA
JULIACA
SAN NICOLAS
PUNO
CHARCANI V
CHARCANI IV
CHARCANI VI
CHILINA
SOCABAYA
15
SAN GABAN
COMBAPATA
ABANCAY
ICA
Sistema Norte radial (1000 km)
enlace débil y de baja fiabilidad
por poca redundancia
BOTIFLACA
CERRO VERDE
TV ILO 2
ILO 1
REF.
ILO
MOQUEGUA
TOQUEPALA
ARICOTA 1
ARICOTA 2
B
o
l
i
v
i
a
TOMASIRI
TACNA
Chile
15
Tarifas de Transmisión: Costos y Remuneración
•
Se determina un costo total anual (CT) que incluye la anualidad del valor
nuevo de reemplazo (aVNR) y los costos eficientes de operación y
mantenimiento (COyM).
•
Uso de diferencias entre precios nodales (ingreso tarifario) y procedimientos
de reparto de cargos complementarios (peajes).
•
Las tarifas se fijan en mayo de cada año:
CT
=
aVNR + COyM
=
IT + Peajes
Costo a Reconocer
=
Forma de Pago
Donde:
 CT
: Costo Total Anual
 aVNR : Anualidad Valor Nuevo de Reemplazo (descontada al 12%) con un
período de vida útil de 30 años.
 COyM : Costo eficientes de operación y mantenimiento.
 IT
: Ingreso Tarifario (basados en costos marginales)
 Peajes : Cargo Complementario.
16
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Tarifas de Transmisión Principal: Esquema Tarifario
COSTOS DE
INVERSIÓN EN
TRANSMISIÓN
*SISTEMA
INGRESOS
TARIFARIOS
(generadores)
DETERMINAR
COSTO ANUAL DE
TRANSMISIÓN
ECONOMICAMENTE
ADAPTADO
PEAJES POR
TRANSMISIÓN
(consumidores
finales)
COSTOS DE
OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO
*
17
Es aquel sistema eléctrico en el que existe una
correspondencia de equilibrio entre la oferta y
la demanda de energía, procurando el menor
costo y manteniendo la calidad del servicio.
Tarifas de Transmisión: Contratos de Concesión
• En forma independiente de lo establecido en la LCE y el RLCE, el
Estado Peruano suscribió Contratos con rango de Ley. Estos son de
dos tipos:
• Contratos BOOT: Otorga remuneración a través de un peaje
calculado con base a un Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) fijo
igual a su oferta, los cuales se ajustan anualmente de acuerdo a un
índice de precios.
• El COyM lo calcula OSINERG en base a estándares de eficiencia.
• Contratos tipo Remuneración Anual Garantizada: Se recibe un
monto anual fijo que se ajusta mediante el mismo índice.
• En mérito a estos contratos las tarifas para estas instalaciones tienen
un trato diferente.
18
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
3.- Tarifas de Distribución: Marco Conceptual
Se reconoce la característica de monopolio natural
Las tarifas se fijan conceptualmente en base a un costo medio
eficiente comparando a las empresas con una “empresa modelo”.
Costos de Corto y Largo Plazo
DISTRIBUCIÓN
US$/kW-año
19
Eficiencia económica:
• Costos medios de una red adaptada
• Crecimiento homogéneo
• CMeCP  CMgLP
CMgCP
CMeCP
CMgLP
CMeLP
Demanda de
Punta
(kW)
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Tarifas de Distribución: Cálculo del VAD
El VAD se calcula como un costo total anual que corresponde a la Anualidad del Valor Nuevo
de Reemplazo (VNR), correspondiente al costo estándar de inversión de un “sistema
económicamente adaptado”, más los Costos de Explotación (CE) o costos fijos de operación
y mantenimiento, para cada sector típico.
VAD = aVNR + CE
El VNR es “el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo
servicio con la tecnología y precios vigentes” y se calcula para una empresa modelo
construida a partir de un sistema eléctrico preseleccionado y representativo del sector típico.
Luego, se calcula un VAD unitario considerando la proyección de la máxima demanda del
sistema eléctrico para los próximos cinco años.
aVNR + COyM
VAD =
DM
Como las características de los otros sistemas del mismo sector típico pueden diferir de
aquella seleccionada para la empresa modelo, se realiza una verificación de la rentabilidad
por grupos de concesionarios (debe estar entre 8% y 16%)
20
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Tarifas de Distribución: Sectores Típicos
1993
1997
2001
Sectores Típicos (2005-2009)
Descripción
Urbano Alta Densidad
Sector 2
Urbano Media Densidad
Sector 3
Urbano Baja Densidad
Sector 4
Urbano Rural
Sector 5
Rural
Sector Especial
Coelvisa
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Sector 6 (Especial)
Sector 5
Sector 4
2005
Sector 1
21
Sector 3
Sector 2
Sector 1
Sector 4
Sector 3
Sector 2
Sector 1
Sector 4
Sector 3
Sector 2
Sector 1
Sector 3
Sector 2
Sector 1
Los sistemas eléctricos típicos se definen en base a indicadores de densidad de instalaciones,
clientes y carga. En la actualidad se reconocen 6 sectores típicos.
Tarifas de Distribución: Esquema Tarifario
Ingresos
Costos
Verificación
de la TIR
Ajuste del
VAD
Flujo Neto
NO
8% ≤ TIR ≤ 16%
SI
FIN
22
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
VNR
CONTENIDO
PROBLEMÁTICA DEL MERCADO ELÉCTRICO Y MEDIDAS DE POLÍTICA
GENERACIÓN
 INCERTIDUMBRE EN INVERSIONES
 CONTRATOS
 POTENCIALES RAZONES
 MEDIDAS DE POLÍTICA
TRANSMISIÓN
 TARIFAS COMPLEJAS E IMPREDECIBLES
 INVERSIÓN INSUFICIENTE E INADECUADA
 MEDIDAS DE POLÍTICA
DISTRIBUCIÓN
 POCA HOMOGENEIDAD EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
 PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL
 MEDIDAS DE POLÍTICA
CONCLUSIONES
23
Problemática del Mercado Eléctrico
Tarifa en Barra
Garantía de
Abastecimiento
Institucionalidad
Manejo del Riesgo y
Rentabilidad
Problemas
Actuales
Insuficiente
Competitividad en la
Generación
Relacionados al
Mercado de
Contratos
Transmisión
Sensibilidad de
Demanda a Precios
24
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
1.- Problemática de la Generación:
Incertidumbre en Inversiones (1)
GENERACIÓN
Los mercados eléctricos suelen enfrentar problemas para asegurar la
suficiente capacidad de generación (adecuada y confiable).
25
 Los problemas de incertidumbre y tiempo de ejecución, hacen que las
inversiones se retrasen y no sigan el crecimiento de la demanda.
 El mayor problema está en aquellas inversiones que requieren un
mayor tiempo de maduración (hidroeléctricas)
En la LCE se establece la libre entrada en generación y se espera que
las señales de precios den los incentivos apropiados, sin embargo el
crecimiento de la oferta no se puede asegurar.
Ello ha llevado a considerar la necesidad de cierto grado de
intervención del Estado en la promoción de inversiones.
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Problemática de la Generación:
Incertidumbre de las inversiones (2)
La reducción de las inversiones en el sector eléctrico no se ha dado
únicamente en el Perú sino también en 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
Fuente: Private Participation in Infrastructure: Trends in Developing Countries in 1990-2001 -Banco Mundial
26
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
1999
2000
2001
Problemática de la Generación: Contratos (1)
En el 2004 las distribuidoras tuvieron problemas para renovar sus
contratos a tarifa regulada con los generadores.
Ello se debió a que el precio spot estaba muy alto como
consecuencia de la sequía, y la renovación al precio regulado
(estable) implicaba pérdidas financieras para los generadores.
Las distribuidoras estaban en riesgo de perder su concesión por la
obligación de mantener sus contratos vigentes (para un periodo de
dos años).
Las distribuidoras no pueden acceder al mercado spot ni trasladar al
consumidor precios diferentes a los regulados.
27
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Ctv US$/kWh
Problemática de la Generación: Contratos (2)
Tarifa Regulada vs. Costo Marginal
(Energía)
12.00
10.00
8.00
6.00
4.00
2.00
0.00
1997
28
1998
1999
2000
ETAPA
Tarifa Regulada
2001
2002
2003
Costo Marginal COES
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
2004
2005
Problemática de la Generación: Potenciales Razones
El problema de inversiones estaría asociado con:
 La falta de incentivos de los incumbentes para invertir en capacidad
eficiente (pues reducirían el precio para todas sus inversiones
hundidas).
 El ingreso de Camisea, proyecto que genera cierta incertidumbre en
los inversionistas
 La existencia de problemas administrativos en el caso de las
centrales hidráulicas (derechos de agua, la devolución anticipada
del IVA).
 La percepción de riesgo regulatorio para los inversores ante la
fijación anual de las tarifas y el grado de discrecionalidad resultante.
 No existe una relación estrecha entre la tarifa en barra y señales de
precios que recojan las condiciones vigentes de mercado (escasez,
expectativas y riesgo).
29
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Generación: Medidas de Política
Objetivo de las Políticas plasmadas en el LIBRO BLANCO:

Incorporar mecanismos de mercado en la fijación tarifaria

Desregular el mercado

Promover la competencia entre los agentes

Dar mayor transparencia al mercado

Promover la inversión (garantía de abastecimiento)
En el caso de la GENERACIÓN:
 Se crea un mecanismo de licitaciones para atraer nueva
capacidad, mediante una demanda asegurada.
 Se reduce el riesgo regulatorio al mantener fijo por cinco o diez
años el precio de oferta del postor ganador.
 Se fomenta la competencia entre actores nuevos y actuales
(licitaciones incluyen demanda para los siguientes años).
30
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
31
Lineamientos
Lineamientos
Lineamientos
Lineamientos
Generación: Medidas de Política
Incrementar Competencia vía Licitaciones
Es responsabilidad del Distribuidor mantener su
demanda regulada cubierta con contratos y, en caso
necesario, convocar a licitaciones a precio firme
Licitaciones serán conducidas por los Distribuidores.
No se requiere la autorización de OSINERG para
iniciar un proceso de licitación
OSINERG no aprobará las Bases de la Licitación, sólo
los lineamientos para su elaboración y supervisará el
proceso
Licitaciones serán con Precio Máximo definido por
OSINERG y mantenido en reserva y custodia por un
Notario Público
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Generación: Medidas de Política
Incrementar Competencia vía Licitaciones
El distribuidor debe contratar con al menos 3 años anticipación su demanda
(regulada + libres que quieran adherirse), mediante licitaciones competitivas.
 Distribuidor que inicie licitación debe permitir se asocien otros distribuidores.
 Contratos con precios firmes hasta por 15 años, sólo modificables con
autorización de OSINERG.
 Se establecen incentivos a la contratación anticipada, que no podrán exceder
del 3% del precio firme.
 OSINERG aprobará lineamientos para formular las bases de la licitación y
verificará que se cumplan
 Es responsabilidad del Distribuidor establecer requerimientos y modalidades
de compra, así como plazos contractuales
 Contratos de menos de 5 años sólo hasta 25% de demanda regulada
Como máximo 10% de la demanda regulada podrá ser contratada con menos de
3 años de anticipación. OSINERG aprobará los plazos contractuales.
32
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Generación: Medidas de Política
Precio para los Usuarios Regulados
El Distribuidor traslada al Usuario final un precio
compuesto por:
a) Contratos bilaterales: precio medio entre el
precio del contrato bilateral (menor o igual al precio
de barra) y el precio de barra.
b) Contratos licitados: precio del
contrato considerando régimen de
incentivos.
Se excluye la participación de la demanda de las
transacciones en el spot
33
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
2.-Problemática de la Transmisión:
Tarifas Complejas e Impredecibles
TRANSMISIÓN
La LCE y las normas obligan a revisar constantemente los elementos que
sirven para fijar las tarifas, generando incertidumbre sobre la
recuperación de costos.
34
Se revisan tanto los costos como la magnitud de las inversiones (SEA).
Un cambio originado por una externalidad puede hacer que las
instalaciones se desadapten generando incertidumbre dada su condición
de costos hundidos.
Se distingue entre instalaciones que conforman el Sistema Principal y los
Sistemas Secundarios, con consecuencias sobre quienes asumen el
costo de las redes y su posible recuperación.
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Problemática de la Transmisión:
Inversión Insuficiente e Inadecuada
No se están efectuando las inversiones en transmisión en la forma y
magnitud esperada
 Incertidumbre del sistema actual de precios.
 Nadie se siente responsable de la planificación ni de
la expansión del sistema de transmisión.
El Gobierno ha aplicado medidas ad-hoc para ampliaciones (contratos
BOOT) y para la operación y mantenimiento de la red (RAG).
Existe un incremento paulatino de la congestión, lo que genera
ineficiencias en el despacho.
Tratamiento de los Servicios Complementarios – la ley no menciona el
tema – no es claro como se valoran ni quien los debe pagar.
35
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Transmisión: Medidas de Política
El LIBRO BLANCO recoge las siguientes medidas:
 Las tarifas de transmisión deben recuperar los costos
prudentes incurridos por el transmisor (fijados una sola
vez).
 Los activos existentes deben ser pagados por los usuarios
actuales y los activos nuevos por sus beneficiarios.
 Crear una entidad de Planeamiento de la Transmisión
independiente de todos los agentes que analice opciones,
identifique proyectos, determine beneficiarios y asigne
cargos.
36
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Transmisión: Medidas de Política
Nuevas Inversiones
(Ente planificador)
Necesidades
sistema,
generadores,
distribuidores
PLAN DE TRANSMISIÓN
INSTALACIONES
SOMETIDAS A
LICITACIÓN
INSTALACIONES
CONSTRUIDAS POR
AGENTES, SIN
LICITACIÓN
Sistema Planificado
Contratos BOOT
(30 años)
Cálculo de Costo
Eficiente
Se asigna según “Beneficios Económicos”
(generadores y consumidores)
37
INSTALACIONES
CONSTRUIDAS POR
AGENTES FUERA
DEL PLAN DE
TRANSMISIÓN
Sistema Complementario
Remuneración por contrato
En caso que terceros utilicen la línea se
fija la tarifa con los mismos principios
del SST (por el uso)
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Transmisión: Medidas de Política
Nuevas Inversiones
El sistema de transmisión será desarrollado principalmente a
través de licitaciones y pagado en 30 años
El plan de obras de transmisión identificadas como
necesarias por el planificador permitirá que algunos
equipamientos puedan ser construidos por interesados bajo
las reglas del SST actual
Después de 30 años sólo se pagará costos de OyM más
reposición.
Otros interesados pueden construir instalaciones no previstas
como necesarias por el Planificador, bajo su cuenta y riesgo y
en caso estas sean utilizadas por terceros, tarifas serán
según lo previsto para el SST.
38
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
DISTRIBUCIÓN
3.- Problemática de la Distribución
39
La clasificación de las empresas en seis sectores típicos hace que
algunas tengan menores rentabilidades que otras debido a la poca
homogeneidad entre los sistemas de distribución, dejando de ser
representativas para algunos casos. Estas diferencias no
necesariamente se compensan dentro de cada empresa.
Los concesionarios han cuestionado la aplicación del criterio de
“Empresa Modelo Eficiente”, en cuanto al diseño de la red, porcentaje
de líneas aéreas y subterráneas, entre otros.
También se cuestiona el uso de la noción “Valor Nuevo de Reemplazo”
en la fijación de tarifas y solicitan el uso del costo incurrido en realidad
para el proceso de verificación de la TIR .
El crecimiento de la cobertura ha perdido dinamismo sobre todo en
zonas rurales (solo alcanza un 50%), existiendo para financiar
inversiones para las empresas estatales.
Existe un subsidio al consumo mas no al acceso, el cual depende de
los concesionarios o de las obras de electrificación rural.
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
3.- Problemática de la Distribución
Indicador de los Costos de Inversión y Explotación en Distribución
Sector 5
Zona Rural
Sector 4
Zona Urbana-Rural
Sector 1
Zona Urbana
Alta Densidad
Sector 3
Zona Urbana
Baja Densidad
Sector 2
Zona Urbana
Media Densidad
40
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Distribución: Medidas de Política
A la fecha, se está enfocando el problema de la distribución rural a
través de los siguientes mecanismos:
 La Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP) del MINEM encarga
la construcción de nuevas redes para el sector rural. Hasta la
fecha, éstas luego se traspasan a las distribuidoras estatales
como contribución de capital. Para evitar que dichos costos
altos de capital se pasen a los usuarios se está proponiendo
que no se incorporen al activo fijo.
 El Banco Mundial ha aprobado un préstamo destinado a la
electrificación rural con un esquema de subsidios a la inversión.
Dichos esquema permitiría que los proyectos puedan recuperar
la inversión no subsidiada a través de las tarifas.
41
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Conclusiones
Generación y Transmisión:
 El nuevo modelo propuesto en el Libro Blanco
garantizará estabilidad a las inversiones con lo cual
se espera dar mayor dinamismo a las mismas.
Distribución:
 Respecto a la distribución sólo se está
contemplando como asegurar la rentabilidad
adecuada para los proyectos de electrificación rural
42
Modelo de Mercados Eléctricos y Políticas Energéticas
Visítenos: http://www.osinerg.gob.pe
43
Descargar

Diapositiva 1