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Situación actual y perspectiva del mercado eléctrico peruano
Edwin Quintanilla Acosta
Gerente General - OSINERGMIN
Setiembre 2011
Contenido
1. Introducción y rol del Regulador
2. Resultados y Perspectivas en
– Mercados de Competencia
– Mercados Regulados
– Mercados inexistentes
3. Institucionalidad
4. Principales Desafíos
Rol de las reguladoras
EmpresasPromover
la eficiencia económica
Población
Gobierno
Proteger los derechos
de la población
Garantizarlas inversiones
Cumplimiento delmarco normativo y contractual
Supervisión deCompromisos
Política energética
geoestratégica económica
social
sector
energía
SOSTENIBILIDAD
SEGURIDAD COMPETITIVIDAD
Unidades 1992 2010Variación
anualizadaCrecimiento
Cobertura % 48 82 3%
N° clientes millones 2.0 5.2 5%
Ventas de energía GW.h 7,261 29,567 8%
Facturación millones US$ 457 2,476 10%
Máxima demanda SEIN MW 1,972 4,646 5%
Participación gas natural % (capacidad) 0 35%
Eficiencia
Pérdidas de energía % 22 8 -6%
Participación privada
Generación % (capacidad) 0 76
Transmisión % (kms. Líneas) 0 100
Distribución % (ventas) 0 65
Señales económicas
EBIDTA millones US$ 185 1,563 13%
EBIDTA ctv.US$/kW.h 2.5 5.3
Sector Electricidad Peruano 1992-2010
EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE GAS NATURAL (CAMISEA)
2004 2010 ago-11
MERCADO GN
Cobertura % 0 0.5% 0.8%
No. Clientes 7 29307 47059
Demanda _Nacional MMPCD 85 460 538
Demanda Total MMPCD 85 1113 1158
ESTRUCTURA MERCADO NACIONAL GN
Generación eléctrica % 68 65 67
Industria % 32 25 23
GNV % 0 9 10
Residenciales y comerciales % 0 0.3 0.5
PARTICIPACIÓN PRIVADA
Producción % 100 100 100
Transporte % 100 100 100
Distribución % 100 100 100
MERCADO DE LIQUIDOS DE GN-Camisea
Producción LGN MBPD 23 81 84
33
%
Incremento
2004/2010
Perú: Institucionalidad, regulación y
desempeño del sector electricidad a 18 años
de la reforma
Edwin Quintanilla Acosta
Noviembre 2010
Perú 2010
Resultados Sectoriales
Organismo Regulador:
Independiente
Precios: De tarifas a subastas
de energía
Supervisión: Basada en
indicadores
Institucionalidad
Tasas de crecimiento
durante 18 años
Energía: 8% anual
Potencia: 5% anual
Clientes: 5% anual
EVOLUCION DE LA PRODUCCION
7.33%9.35%
8.24%8.11% 9.4% 8.6% 8.28%
9.48%
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500E
ne
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Set
Oct
Nov
Dic
GWh
-14.00%
-9.00%
-4.00%
1.00%
6.00%
11.00%
2010 2011 incremento 11/10
PRIMEROS 264 DIAS RESPECTO AL AÑO ANTERIOR
2010 2011 Incremento 2010 2011 Incremento
23213.1 25247.6 8.8% 4452.6 4764.2 7.0%
No se considera la producción de SINERSA (centrales hidroeléctricas Curumuy y Poechos I).
Máxima demanda instantanea (MW)Periodo
Producción acumulada (GWh)
Del 01 de enero al 21 de setiembre
Producción de electricidad (energía) comparada
PRODUCCION POR TIPO DE COMBUSTIBLE
AGOSTO 2003
HIDRAULICA
80.3% CARBON
5.6%
GAS
NATURAL
6.1%
PETROLEO
8.0%
Antes de Camisea
Luego de Camisea
Agosto 2003: 1743.74 GWH
Agosto 2011: 2892.90 GWH
HIDRAULICA49,3%
PETROLEO2,4%
GAS NATURAL45,8%
CARBON2,5%
PRODUCCION POR TIPO DE COMBUSTIBLE AGOSTO 2011
35763972
4199 4322 4579 4744
0
7000
14000
21000
28000
35000
42000
1800
2300
2800
3300
3800
4300
4800
2006 2007 2008 2009 2010 2011
GWhMW Máxima Demanda y Energía Acumulada Anual
Energía Acumulada Máxima Demanda
EVOLUCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL
DE CAMISEA
Año
Máxima
Demanda
Interna
(MMPCD)
Variación (%)
2004 84.93 - - -
2005 127.67 50.33%
2006 174.27 36.50%
2007 288.76 65.70%
2008 305.96 5.96%
2009 336.73 10.06%
2010 493.2 46.47%
2011(*) 538.73 9.23%
0
100
200
300
400
500
600
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011(*)
Máxima Demanda Interna (MMPCD)
Subastas de Largo Plazo – 2010/2011No. Características Precio Energía
(US$/Mwh)
1.1 1213 MW (2014-2021) 40
1.2 662 MW (2014-2023) 42
1.3 650 MW (2014-2026) 44
1.4 558 MW (2013-2022) 41
2.1 670 MW (2014-2025) 39
3.1 30 MW (2014-2018) 40
Nota: Subastas adjudicadas en los años 2010/2011– Conducidas por las empresas
distribuidoras y supervisadas por OSINERGMIN. Total adjudicado 3750 MW.
Precios no incluyen cargo de potencia.
Subasta energías renovables – 2010/2011
No
.
Fuente renovable Precio
Monómico
(US$/Mwh)
Capacidad
Plantas MW
01 Hidroeléctricas 60 / 53 180 +102 = 265
02 Biomasa 64 / 99 27 + 2 = 26
03 Eólica 80 / 69 142 + 90 = 232
04 Solar 221 / 120 80 + 16 = 96
Nota: Total capacidad equivalente de 639 MW adjudicados en primera y segunda
subasta (2010 / 2011)
INVERSIONES
EN
GENERACION
2009 - 2010 MW MMPCD
Gas Natural 1121 281
Hidroeléctricas 262 ----
Total 2009-2010 1383 281
2011 - 2012 MW MMPCD
Gas Natural 323 8
Hidroeléctricas 144 ----
Renovables RER 146
Total 2011-2012 613 8
2013-2014 MW MMPCD
Gas Natural 994 138
Renovables RER 493 ----
Térmicas (D2/GN) 800
Total 2013-2014 2287 138
Fuente: Plan de Obras –Regulación OSINERGMIN. Para el 2015-2016 se considera CHs Quitaracsa, Cheves, Santa Teresa, Chaglla, La Virgen, CH Pucará y Cerro del Aguila. MMPCD corresponde a la demanda potencial de gas natural
2015-2016 MW MMPCD
Hidroeléctricas 1387 ----
Total 2015-2016 1387
Total 2008-2016 5670 427
Balance Oferta/Demanda incremental
Demanda (MW) Oferta (MW)
Año 2008 (*1) 0 0
Año 2011 (*2) 600 1500
Año 2016 (*3) 3530 5700
Notas:
(*1) Año base demanda 4200 MW
(*2) Demanda y oferta estimadas para final del período anual
(*3) Demanda estimada con 10% de tasa de crecimiento anual durante
5 años (2012-2016). Oferta según programa comprometido: Gas
natural 43%, Hidroeléctrico y renovables 43% y Reserva fría (duales
D2/GN)14%
INVERSIONES EN TRANSMISION
2011-2013 KM Mio US$
220 kV 1210 227
500 kV 1800 613
Total 3010 840
Fuente: Proinversión – Contratos BOOT
adjudicados
Evolución de la tarifa de distribución
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09
US
$ / k
W-m
es
Alta densidad Media densidad Rural
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
01/0
1/2
000
01/0
5/2
000
01/0
9/2
000
01/0
1/2
001
01/0
5/2
001
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9/2
001
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1/2
002
01/0
5/2
002
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9/2
002
01/0
1/2
003
01/0
5/2
003
01/0
9/2
003
01/0
1/2
004
01/0
5/2
004
01/0
9/2
004
01/0
1/2
005
01/0
5/2
005
01/0
9/2
005
01/0
1/2
006
01/0
5/2
006
01/0
9/2
006
01/0
1/2
007
01/0
5/2
007
01/0
9/2
007
01/0
1/2
008
01/0
5/2
008
01/0
9/2
008
01/0
1/2
009
01/0
5/2
009
01/0
9/2
009
01/0
1/2
010
01/0
5/2
010
01/0
9/2
010
01/0
1/2
011
01/0
5/2
011
01/0
9/2
011
ctm
..S
ol/kW
.h
Evolución del Precio Medio Residencial en Arequipa(ctm. Sol/kW.h)
30 kWh
65 kWh
125 kWh
Acumulada
Residencial BT5B (30 kW.h) -23.7%
Residencial BT5B (65 kW.h) -16.8%
Residencial BT5B (125 kW.h) -6.4%
Diesel 2 212.0%
Residual 6 159.6%
Inflación 34.2%
Fuente: Conferencia Dr. Antón Costas . ESAN. Regulación y calidad de los servicios públicos -
Octubre de 200628
A lo largo de los últimos años ha habido intensos procesosde liberalización en las industrias de redes. ¿Quépromesas llevaban implícitos estos procesos?
competencia, eficiencia, precios y calidad
La prioridad de los reguladores se ha centrado en las tresprimeras, porque preveían que el nuevo entornocompetitivo y sus mecanismos de mercado seríansuficientes para ajustar el nivel de calidad y laspreferencias de los consumidores.
¿Cómo está funcionando el nuevo modelo de mercado de los servicios públicos?
Promesas del modelo
Primera certificaciónCAMINO DE LA CALIDAD
2005
2009
2010
Formación de Comité Central de la Calidad
13 certificaciones
Implementación del Modelo de ExcelenciaIngresan 5 Oficinas Regionales al sistema24 certificaciones
1ra Presentación al PNC (Mención Honrosa) 10 Oficinas Regionales 32 certificaciones
2da Presentación al PNC (Medalla de oro)15 Oficinas Regionales
39 certificaciones ISO 9001Certificación 14001 y 18001
3ra Presentación al PNC (Medalla de oro y PNC)24 Oficinas Regionales
55 certificaciones
2011
Presentación Premio Iberoamericano de la Calidad
31
Tarea de la regulación
• “Algunos han observado que aun con los
mejores reguladores y la mejor regulación se
evadirá la regulación. Pero éste no es un
argumento contra las buenas regulaciones …
incluso una sombrilla con agujeros da alguna
protección en una tempestad”.
Fuente: Stiglitz (2010)
1992-2001
(9 años)
Tarifas
basadas en
costos/calidad
2001-hoy
(10 años)
Tarifas/precio
s basados en
costos/calidad
+
FOSE
1972-1992
(20 años)
Tarifas por
debajo de
costos/calidad
1992: REFORMA DEL SECTOR
FOSE: Fondo de
Compensación
Social Eléctrico
Tarifa Rural Fotovoltaica
• Se otorga en concesión sistema fotovoltaico
• Se utilizan sistemas individuales (Solar Home Systems).
• La tarifa se expresa en un costo fijo mensual que
depende de la capacidad de generación del sistema
individual.
• Se encuentra inmersa en el esquema de subsidio FOSE.
Subsidio a
Inversión
Costo
Mensual
Costo con
FOSE
US$ / mes US$ / mes
0% 16.7 3.3
100% 11.1 2.2
• Tarifa referencial para
un sistema de 50Wp en
zona rural de la sierra.
Una labor conjunta– “Las intervenciones estatales pueden mejorar o
empeorar el resultado de los 'fallos de mercado',
dependiendo ello de la calidad de la intervención, la
cual depende a su vez fundamentalmente de la
capacidad institucional del Estado. Sabemos también
que los gobiernos y el sector privado se encuentran
más íntimamente entrelazados de lo que suponía la
primera aproximación de los fallos del mercado. El
Estado debe servir como complemento a los
mercados, emprendiendo acciones que hagan que
los mercados funcionen mejor y corrijan los fallos de
los mercados". Joseph Stiglitz
37
¿Qué es la autonomía?
• Es la capacidad resultante de la dotación
institucional para establecer políticas y
decisiones independientes basadas en el interés
de todos los agentes económicos. Esto, de
forma de lograr acciones que sean moralmente
correctas, técnicamente factibles e
intelectualmente defendibles como parte del
cumplimiento de sus objetivos institucionales.
Fuente:Abdala (1998, p.5), Sifontes (2003, p.7), Spiller y Tommasi (2004, p.16),Oberlander (2001, p. 3-12)
Publicación de experiencia
• Libro: “El Servicio de la Excelencia en la Gestión Pública: Caso OSINERGMIN”
• Prólogo: “Como se podrá apreciar en este libro, OSINERGMIN es una muestra de política exitosa de un modelo de acción pública que combina la defensa de los intereses del ciudadano a partir de la receptividad a las demandas sociales, con una gestión estratégica de calidad basada en la eficiencia en la utilización de los recursos públicos y en la eficacia del resultado de sus políticas”
Dr. David Sancho R. Universidad Pompeu Fabra -Barcelona
Gestión Pública y Avance
Económico
“No se puede tener una economía
del Primer Mundo con un Estado
del Tercer Mundo”
39
Francis Fukuyama, Cumbre de Comercio Exterior – Lima.
41
Desafíos regulatorios
– Mejorar nivel 3 Is en el Índice de Competitividad
Global WEF• Infraestructura: Promoción y aseguramiento de inversiones, garantía
de suministro, reservas y gestión de riesgos
• Institucionalidad: Reforzamiento de rol regulador y supervisor,
mantener garantías a la inversión y protección al consumidor
• Innovación: Promoción de recursos renovables, eficiencia energética
(Smart grids, autos eléctricos, etc.), actualización de marco
regulatorio y de supervisión, certificaciones y percepción de servicios
– Promover una mayor inclusión social: Incrementar
cobertura eléctrica pasando de 82% a un nivel
superior a 95%. Complemento con usos productivos
42
Desafíos regulatorios
– Promover APPs e inversiones en infraestructura de
distribuidoras eléctricas estatales:
• Asegurar gestión empresarial
• Implantación de sistemas de gobierno corporativo.
• Mejora en la gestión operativa, consolidación empresarial e
inserción en el mercado financiero
– Incentivar la integración energética regional CAN
• Uniformización de marcos regulatorios
• Interconexiones internacionales
• Desarrollo del mercado del GN, GNL(Gas Natural Licuado),
Micro GNL y usos
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