1
Abastecimiento Eléctrico 2008-2018
Departamento de Políticas del Sector RealDaniel Barco, Jorge Iberico,
Paola Vargas y Rafael Vera Tudela
XXVI Encuentro de Economistas - BCRPNoviembre, 2008
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 2
Agenda
Introducción / Motivación:
• Aspectos generales y problemática actual del sector eléctrico
Balance Oferta – Demanda en el Corto Plazo: 2008 - 2010
Balance Oferta – Demanda en el Largo Plazo: 2008 – 2018
Aspectos Regulatorios y Factores de Riesgo:
Precios Regulado de la Energía vs Costos Marginales
Precio Regulado de la Potencia vs Costos de Inversión
Licitaciones
Rentabilidad Relativa Hidroeléctrica vs Térmica
Recomendaciones de Política / Comentarios Finales
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 3
MotivaciónLa electricidad es un factor de producción de naturaleza complementaria: su evolución determina el producto potencial de la economía.
0,2%
5,0%
4,0%
6,7%
5,2%
6,0%
8,5%
9,6%10,3%
5,1%
7,6%
9,0%
10,1%
3,8%
2,2%
6,1%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Sem. I - 2008
PBI Máxima Demanda de Electricidad
Consecuentemente, la demanda eléctrica se acelera en línea con el PBI.
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 4
Motivación…Sin embargo, el crecimiento de la oferta de electricidad no
registra similar dinámica
Durante el periodo 2000 – 2007, la demanda eléctrica creció 49 por mientras que la oferta solo 25 por ciento.
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 5
Problemática actual
Gas30%
(1 556 MW)
Hidráulico54%
(2 804 MW)
Carbón3%
(142 MW)
Petróleo13%
(650 MW)
Fuente: OSINERGMIN
La potencia efectiva al 2007 ascendió a 5 152 MW, superior en 30 por ciento a la máxima demanda ( 3 996 MW)
El cálculo del margen de reserva asume: i) inexistencia de riesgos detransmisión, ii) inexistencia de riesgos de falla, iii) inexistencia e riesgo hídrico e iv) inexistencia de limitaciones del ducto de gas.
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 6
Problemática actualDemanda Máxima y Oferta de Potencia Efectiva
por Fuente de Energía
57%52%
34% 34%30%
11%
55%48%
38%
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
MW
Hidráulico Gas Carbón Petróleo Reserva Demanda
Reserva
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 7
Problemática actualAnte el crecimiento de la demanda, el sector enfrenta riesgos de falla y racionamiento en el corto plazo y riesgo de insuficiencia en el largo plazo.
Factores Críticos Consecuencias
Caída del margen de reservaEstiaje más severo que el promedio
Corto Plazo Uso de centrales a diesel / Riesgo de falla2008-2010
Aumento de costos marginalesSaturación del ducto de gas natural
Riesgo de racionamiento
Baja rentabilidad relativa de hidroeléctricas
Largo Plazo Intervención en el mercado spot Insuficiente inversión en generación2008-2018
Precios máximos de licitaciones Escasa inversión hidroeléctrica
Capacidad de transporte de gas
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 8
Corto Plazo: 2008-2010Condiciones Hidrológicas
Volumen Hídrico, (Mill. M3)
La capacidad efectiva de generación hidroeléctrica disminuye estacionalmente en el período de estiaje (mayo – noviembre). La reserva hídrica útil para generación eléctrica del periodo ene.-oct. 2008 es 18 por ciento menor que en 2007 y es la tercera menor reserva hídrica desde 2003.
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 9
Corto Plazo: 2008-2010Condiciones Hidrológicas y Producción Hidroeléctrica
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 10
Corto Plazo: 2008-2010Ducto de Gas Camisea – Lima y Centrales Térmicas
Si bien la demanda de estas generadoras térmicas podría llegar hasta 267 MMPCD, debido a las limitaciones en el ducto de gas natural, actualmente solo consumen alrededor de 200 MMPCD.
El aumento de la producción eléctrica por el incremento de la tasa de utilización de las centrales actuales o la entrada en operación de nuevas centrales térmicas (en la zona de Chilca) sólo es factible si se disminuye el consumo del resto de usuarios o si se amplía la capacidad del ducto de gas.
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 11
Corto Plazo: 2008-2010Ducto de Gas Camisea - Lima
El aumento de la capacidad del ducto a 380 MMPCD , en la práctica, solo permitiría el ingreso de una central (aumento de la potencia en 140 MW). Considerando la expansión de 380 a 450 MMPCD programada para diciembre de 2009, se concretaría el ingreso efectivo de una central térmica adicional en 2010 (operación parcial de las nuevas centrales TG2 de Kallpa y TG3 de Chilca I)
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 12
Corto Plazo: 2008-2010Demanda Máxima y Potencia Neta: Crecimiento medio y estiaje promedio
23%21%
12%11%11% 11%16%15%13%14%12%
6% 5%8% 6% 10%11%
19%18%18%16%10% 9% 9% 7%
10% 8%9%
20%
9%
22%
12%18%
10%
16%
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Ene-
08
Feb-
08
Mar
-08
Abr-
08
May
-08
Jun-
08
Jul-0
8
Ago-
08
Sep-
08
Oct
-08
Nov
-08
Dic
-08
Ene-
09
Feb-
09
Mar
-09
Abr-
09
May
-09
Jun-
09
Jul-0
9
Ago-
09
Sep-
09
Oct
-09
Nov
-09
Dic
-09
Ene-
10
Feb-
10
Mar
-10
Abr-
10
May
-10
Jun-
10
Jul-1
0
Ago-
10
Sep-
10
Oct
-10
Nov
-10
Dic
-10
MW
Demanda
Potencia
Hidraúlica
Gas Natural
Carbón
Diesel
Margen de Reserva
Actualmente, se registra riesgo de falla en los meses de estiaje (mayo a noviembre).
Si el crecimiento de la demanda continúa a niveles cercanos al potencial y se produce un estiaje severo, se produciría riesgo de racionamiento para el 2009.
Demanda Máxima y Potencia Neta: Crecimiento medio y estiaje severo
23%21%
12%11%11% 11%16%15%13%14%
9%1% 1%
5% 3%9%
14%19%18%18%16%
10% 9% 9% 7% 10% 8% 9%
20%
9%
22%
12%18%
10%
18%
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Ene-
08
Feb-
08
Mar
-08
Abr-
08
May
-08
Jun-
08
Jul-0
8
Ago-
08
Sep-
08
Oct
-08
Nov
-08
Dic
-08
Ene-
09
Feb-
09
Mar
-09
Abr-
09
May
-09
Jun-
09
Jul-0
9
Ago-
09
Sep-
09
Oct
-09
Nov
-09
Dic
-09
Ene-
10
Feb-
10
Mar
-10
Abr-
10
May
-10
Jun-
10
Jul-1
0
Ago-
10
Sep-
10
Oct
-10
Nov
-10
Dic
-10
MW
Demanda
Potencia
Hidraúlica
Gas Natural
Carbón
Diesel
Margen de Reserva
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 13
Corto Plazo: 2008-2010
Un crecimiento de la demanda de 10 por ciento, agravaría los problemas al 2010.
Con crecimiento alto de la demanda y estiaje severo se hace inminente el racionamiento de energía durante el 2009
Demanda Máxima y Potencia Neta: Crecimiento alto y estiaje promedio
23%21%
12%11%10% 10%13%12%10%11% 9%3% 2% 4% 2% 6% 7%
13%11%12%10%4% 3%2% 2%1%0%3%
14%8%
22%
11%18%
9%12%
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Ene-
08
Feb-
08
Mar
-08
Abr-
08
May
-08
Jun-
08
Jul-0
8
Ago-
08
Sep-
08
Oct
-08
Nov
-08
Dic
-08
Ene-
09
Feb-
09
Mar
-09
Abr-
09
May
-09
Jun-
09
Jul-0
9
Ago-
09
Sep-
09
Oct
-09
Nov
-09
Dic
-09
Ene-
10
Feb-
10
Mar
-10
Abr-
10
May
-10
Jun-
10
Jul-1
0
Ago-
10
Sep-
10
Oct
-10
Nov
-10
Dic
-10
MW
Demanda
Potencia
Hidraúlica
Gas Natural
Carbón
Diesel
Margen de Reserva
Demanda Máxima y Potencia Neta: Crecimiento alto y estiaje severo
23%21%
12%11%10% 10%13%12%10%11%6%
2% 5%10% 13%11%12%10%
4% 2% 3%
14%9%
18%11%
22%
8%14%
-1%
-1%
3%0%
1%2%-2%0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Ene-
08
Feb-
08M
ar-0
8
Abr-
08M
ay-0
8
Jun-
08
Jul-0
8
Ago
-08
Sep-
08
Oct
-08
Nov
-08
Dic
-08
Ene-
09Fe
b-09
Mar
-09
Abr-
09
May
-09
Jun-
09
Jul-0
9A
go-0
9
Sep-
09
Oct
-09
Nov
-09
Dic
-09
Ene-
10
Feb-
10M
ar-1
0
Abr-
10M
ay-1
0
Jun-
10
Jul-1
0
Ago
-10
Sep-
10O
ct-1
0
Nov
-10
Dic
-10
MW
Demanda
Potencia
Hidraúlica
Gas Natural
Carbón
Diesel
Margen de Reserva
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 14
Corto Plazo: 2008-2010
Dadas las restricciones actuales (ducto, riesgo hídrico), el crecimiento de la demanda es factor de potenciales racionamientos. En un escenario pasivo, la falla de una central de 200 MW de 10 por ciento, generaría racionamiento.
Promedio Severo
Moderado 8,4 6,3
Alto 4,8 2,8
EstiajeC
reci
mie
nto
RIESGO ESPERADO DE RACIONAMIENTO(Margen de Reserva Mayo-Noviembre 2009)
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 15
Largo Plazo: 2008-2018Riesgo de insuficiencia
En el plazo de 10 años, se requiere duplicar la oferta de potencia efectiva (aumento de 5 500 MW o 550 MW por año), asumiendo un crecimiento anual de la demanda eléctrica de 7,5 por ciento.
Proyección Demanda Máxima y Potencia 2008-2018
15%11% 13%
20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20%
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
MW Demanda
Potencia Requerida
Hidraúlica
Gas Natural
CarbónDiesel
Margen de Reserva
Potencia Estimada Requerimientoadicional
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 16
Largo Plazo: 2008-2018Plan de Obras
Fecha de ingreso Ubicación MWCT Oquendo May-09 Callao 50CH Poechos II Jun-09 Sullana 10CH Pariac CH5 y CH6 Jun-09 Huaraz 7,7TG2 de la CT Kallpa Jul-09 Chilca 176TG3 de la CT Chilca I Sep-09 Chilca 176CH Platanal Nov-09 Cañete 220TG de la CT Santa Rosaa/
Ene-10 Lima 186Total 825,7
Plan de proyectos energéticos 2008-2010
a/ Se prevé que la entrada de esta CT recién generaría un aumento en la potencia neta para el año 2011, debido a limitaciones en el ducto de gas natural.
Al 2010, se espera un aumento de la oferta eléctrica superior al 15 por ciento (826 MW)
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 17
Largo Plazo: 2008-2018Concesiones y autorizaciones
Fecha de puesta en servicio Ubicación MW Estado actual
Centrales Hidráulicas 1235CH Morro de Arica 31-Dic-08 Lima 50 Concesión definitivaCH Centauro I y III (1era etapa) 31-Mar-09 Ancash 12,5 Concesión definitivaCH Huanza 13-Feb-10 Lima 86 Concesión definitivaCH Pucará a/ 30-Nov-10 Cusco 130 Concesión definitivaCH Marañon 04-Ene-11 Huánuco 96 Concesión definitivaCH Quitaracsa I 30-Abr-11 Ancash 112 Concesión definitivaCH Santa Rita 31-May-11 Ancash 255 Concesión definitivaCH La Virgen 09-Jun-11 Junín 64 Concesión definitivaCH San Gabán I 30-Jun-11 Puno 150 Concesión definitivaCH Carhuac 31-Jul-11 Lima 20 AutorizaciónCH Cheves 19-Dic-11 Lima 158,6 Concesión definitivaCH Centauro I y III (2da etapa) 31-Dic-11 Ancash 12,5 Concesión definitivaCH Pías I 24-Feb-12 La Libertad 11 Concesión definitivaOtras Hidroeléctricas n.a n.a 77,59 AutorizaciónCentrales Térmicas 143CT Independencia - EGESUR b/ 16-Ago-08 Ica 25,6 AutorizaciónCT Independencia 09-Sep-08 Ica 74,8 AutorizaciónCT El Guayabal 31-Dic-08 Loreto 30,26 AutorizaciónOtras Termoeléctricas n.a n.a 12,08 AutorizaciónTOTAL (hidráulica y térmica) 1521
Potenciales proyectos energéticos …sin embargo, no existe certidumbre relativa a grandes proyectos en el mediano y largo plazo y las capacidad de trasporte de gas.
Como referencia, de los 5 500 MW requeridos al 2018, una expansión del ducto de gas a 1 000 MMPC solo podría permitir la entrada de 1 700 MW.
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 18
Marco Regulatorio: descripciónTres mercados de comercialización de energía eléctrica:
Mercado Spot Participan generadoras y distribuidoras para cumplir con sus
contratos de suministro.Transan a costos marginales.
Mercado Libre (260)Usuarios con demanda mayor a 1 000 KWPrecios de contratos privados. Representan el 46 por ciento del mercado eléctrico
Mercado regulado (4,6 Mill.):Transacciones entre generadores y distribuidores de usuarios
reguladosPrecios: tarifa en barra y precios de licitaciones.
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 19
Aspectos RegulatoriosTarifa de clientes regulados
DistribuciónGeneración Transmisión
Concepto Pago del costo fijo de las centrales de generación.
Pago del costo variable de las centrales de
generación.
Peaje por uso de la red principal.
Peaje por uso de redes secundarias
(conectadas a la red principal).
Cargo por ingreso garantizado a
concesionarios de gas natural.
Cargos fijos y variables por distribución a
usuarios finales.
33%
TC, IPM, Cobre, Aluminio, tasas
arancelariasTC, IPM
Diesel 2, Residual 6, Gas Natural, Carbón, TC, IPM
y tasas arancelarias
14% 37%
TC, IPM TC, IPM No aplica
Peaje Trans. SecundariaComponentes Precio Potencia Precio Energía Peaje Trans.
Principal
Tarifa en barra
4 años (Noviembre)
VAD
Demanda, VNR, Costos O y M, TC e
IPM.
VNR, Costos O y M, TC,
IPM.
Garantía por Red Principal
Anual (Mayo)
Anual (Mayo)
Anual (Mayo)
Costos de inversión (generador, conexión),
capacidad por potencia y costo fijo O y M y de personal.
Oferta, demanda, costos O y M, precio de
combustibles, hidrología, TC e IPM.
Composición Tarifa final
Variables de actualización
tarifaria
Frecuencia de regulación
Factores
16%
Anual (Mayo)
Demanda de gas natural, ingresos
esperados, ingreso garantizado.
Demanda, VNR, Costos O y M, TC e
IPM.
Anual (Mayo)
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 20
Aspectos RegulatoriosPrecio de la Energía y Costos Marginales
El precio regulado de la energía tiene como finalidad remunerar el costo marginal de producción eléctrica.
El precio regulado de la energía es determinado mediante un modelo de optimización que, sobre la base de información histórica (-1) y proyectada (+2) de oferta-demanda y condiciones hidrológicas, estima los Costos Marginales Promedio Ponderados.
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 21
0
50
100
150
200
250
Jun-
93
Oct
-93
Feb-
94
Jun-
94
Oct
-94
Feb-
95
Jun-
95
Oct
-95
Feb-
96
Jun-
96
Oct
-96
Feb-
97
Jun-
97
Oct
-97
Feb-
98
Jun-
98
Oct
-98
Feb-
99
Jun-
99
Oct
-99
Feb-
00
Jun-
00
Oct
-00
Feb-
01
Jun-
01
Oct
-01
Feb-
02
Jun-
02
Oct
-02
Feb-
03
Jun-
03
Oct
-03
Feb-
04
Jun-
04
Oct
-04
Feb-
05
Jun-
05
Oct
-05
Feb-
06
Jun-
06
Oct
-06
Feb-
07
Jun-
07
Oct
-07
Feb-
08
Jun-
08
COSTO MARGINAL Y TARIFA EN BARRA PONDERADO MENSUAL SEIN COSTO EQUIVALENTE EN BARRA SANTA ROSA
COSTO MARGINAL PONDERADO
TARIFA EN BARRA PONDERADA
..pero la tarifa regulada, en promedio, subestima costos marginales.
Aspectos RegulatoriosPrecio de la Energía y Costos Marginales
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 22
…los precios de contratos (licitaciones) registran una tendencia reciente al alza que genera impactos sobre tarifas finales (con rezago, nov08: 10%).
Aspectos RegulatoriosPrecio de la Energía y Costos Marginales
PRECIO A NIVEL DE GENERACIÓN Y PRECIO DE CONTRATOS(Ctm S/. / kWh)
10
11
12
13
14
15En
e-08
Feb-
08
Mar
-08
Abr-
08
May
-08
Jun-
08
Jul-0
8
Ago-
08
Sep-
08
Oct
-08
Contratos PNG
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 23
Aspectos RegulatoriosPrecio de la Potencia y Costos de Inversión
El precio regulado de potencia tiene como finalidad remunerar los costos de inversión de la generación eléctrica.
Sin embargo, a pesar de que existen estructuras de costos claramente diferenciadas, existe solo un precio de potencia equivalente al menor costo de inversión (turbina de gas natural, CS).
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 24
Aspectos RegulatoriosLicitacionesPrincipales características:
Distribuidores y usuarios libres tienen la posibilidad de adquirir electricidad mediante el mecanismo de subasta considerando el precio de la energía como variable clave.
De corto plazo (hasta 3 años).
El regulador establece un precio máximo para la adjudicación de los contratos de cada licitación que se mantendrá en reserva durante el concurso.
Precios máximos fijados por el regulador que no son consistentes con los costos marginales.
El precio de la potencia es equivalente al precio regulado.
Resultados:2006 - 2008: 22 convocatorias de licitación pública (2 en 2006, 8 en 2007 y 12 en
2008), de las cuales 9 fueron declaradas parcialmente desiertas y 12 fueron declaradas desiertas.
No incentiva la participación de nuevas generadoras (principalmente, hidroeléctricas).
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 25
La rentabilidad de una central térmica es 50 por ciento mayor que la de una central hidroeléctrica (11% vs 17%, sin considerar costo de financiamiento).
•El precio local del gas natural para generadoras es relativamente bajo (a nivel local e internacional): incentivo relativa al consumo de un bien no renovable (gas) en lugar de un renovable (agua).• Los precios de potencia no remuneran los costos fijos de la hidroeléctricas.•Para una central térmica, el periodo de construcción y de recuperación de la inversión es menor. •Dado el periodo de construcción y de recuperación de la inversión en hidroeléctricas, las licitaciones de corto plazo no son incentivo para la inversion en una central hidroelectrica.•La construcción de ceentrales hidroelectricas implica costos de transacción relativamente altos (e.g. estudios de factilibilidad, certificado de inexistencia de restos arqueológicos, trámites ambientales).
Aspectos RegulatoriosRentabilidad Relativa Hidroeléctrica vs. Térmica
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 26
Recomendaciones de PolíticaCorto plazo 2008-2010
Expansión del ducto de red principal a 450 MMPCD.
Adquisición y contratación de equipos de generación de emergencia.
Cogeneración de empresas.
Incentivos para la operación dual (gas y combustible líquido).
Fomento de contratos a firme de transporte de gas.
Utilización parcial y transitoria del ducto para la exportación.
Difusión de políticas de ahorro en horas punta.
Redistribución transitoria del consumo de gas hacia usos de mayor productividad.
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 27
Recomendaciones de PolíticaLargo plazo 2008-2018
Licitaciones Eliminación del precio máximo establecido por el regulador
Precio de energía
Precio de potencia
Incorporar factores de riesgo hídrico y tecnológico en la fórmula de actualización de tarifas.
Proy. Oferta: Inclusión exclusiva de centrales con garantía de operación.
Proy. Demanda: Revisión del crecimiento del PBI y la elasticidad - ingreso.
Modificación del periodo considerado para el cálculo del precio de energía.
No interferir en el cálculo de los costos marginales.
Precio regulado de potencia diferenciado para hidroeléctricas y térmicas.
Aplicación de penalidad en caso de fallas.
Regulación tarifaria y
licitaciones de energía
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 28
Recomendaciones de PolíticaLargo plazo 2008-2018
Inversión pública (APP u otra modalidad).Fomento de la inversión extranjera para el mercado interno y externo. Construcción de presas.Actualizar o finalizar estudios de centrales hidroeléctricas.Evaluación de incentivos tributarios adicionales.Considerar el incremento gradual del precio del gas natural. Mejorar la política de manejo y derechos de agua.
Promoción de la conversión de centrales de ciclo simple a ciclo combinado.Continuar el proceso de concesión de redes de transmisión.Intensificar la promoción a la exploración de gas natural y energía renovable.Fomento del ahorro de electricidad.
Ampliación progresiva del sistema nacional de ductos de gas a una capacidad no menor a 1 500 MMPCD.
Inversión hidroeléctrica
Seguridad del sistema
BANCO CENTRAL DE RESERVA DEL PERÚ 29
Comentarios FinalesLa evolución reciente del sector es, principalmente, reflejo de la
evolución de la oferta y de la demanda: crecimiento de la demanda que supera al de la oferta genera escasez y presiona precios al alza.
La aplicación efectiva de las medidas tomadas para el corto (e.g. alquiler de equipos de generación) reducirá los riesgos de insuficiencia.
Las medidas orientadas al largo plazo (e.g. licitaciones hasta 20 años e impuesto al gas natural), si son concretadas, reducirán los riesgos de desabastecimiento.
La gradual disminución de la intervención administrativa para fijar tarifas es instrumento para incentivar la inversión.