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Mercado Eléctrico en el Perú:
Balance de Corto Plazo y
Agenda Pendiente
Rafael Vera Tudela, Carlos Paredes y Enzo Defilippi
Enero 2013
Mercado Eléctrico en el Perú:
Balance de Corto Plazo y Agenda Pendiente
2
Agenda
1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí
2. Balance Oferta - Demanda al 2015
3. Agenda Pendiente y Retos Principales
2
Situación actual
• Hemos llegado a un punto en el que el
abastecimiento de electricidad puede convertirse
en un obstáculo para nuestro crecimiento.
• La demanda viene creciendo más rápido que la
oferta y nuestra capacidad de incrementarla es
limitada, al menos, hasta 2015.
3 1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí
4
Evolución de la Facturación (US$ 000)
Crecimiento de la demanda…
1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 4
Fuente: OSINERGMIN.
5
Complementado (parcialmente) por
el crecimiento de la oferta…
Potencia Efectiva (MW)
1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 5
Fuente: MINEM.
Desde 2001, mientras la oferta creció
(erráticamente) 68%, la demanda creció 89%
6
0,4
-0,5-1,0
3,1
7,4 7,3
-0,1
13,6
10,5
-0,7
10,9
4,2
1,9
5,6 5,6
8,3
10,8
5,9
2,9
5,9
8,4
6,6
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012*
Potencia Efectiva Máxima Demanda
1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 6
Potencia Efectiva y Máxima Demanda
(Var. % Anual)
*/ Proyección para la Potencia Efectiva. Fuente: OSINERGMIN y COES. Elaboración: Propia.
¿Cómo llegamos aquí?
• Por inconsistentes
• La base conceptual de las reformas de 1992 y las
mejoras hechas en 2006 (Ley 28832) es que son las
fuerzas del mercado las que guían las decisiones de
inversión en el sector: – Tarifas mínimas e incentivos correctos a la entrada en
operación de tanta oferta como sea necesaria (eficiencia)
• Desde 2006, creciente y mal dirigido intervencionismo
estatal: deterioro del clima de inversión por contradicción
entre medidas de corto plazo y objetivos de largo plazo
7 1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí
Inconsistencias entre corto plazo y
largo plazo
2008: Costos marginales idealizados Supone que no existen los problemas de transmisión eléctrica y
transporte de gas
2010: Reserva fría Precio de potencia 20-30% por encima del régimen general y
estabilizado por 20 años
2011: Nuevas centrales hidroeléctricas con garantía tipo take-
or-pay (que no disfrutan otras empresas)
Intervenciones dirigidas a atacar el síntoma, no la causa
del problema.
8 1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí
• Proyectos e intenciones intervencionistas:
–Anuncio, al inicio del actual gobierno, que todo proyecto
hidroeléctrico tendría que tener como socio a Electroperú
–El FISE: obliga a las distribuidoras eléctricas a distribuir
cupones de descuento para GLP
–El proyecto de ley de Masificación del Gas Natural: las
distribuidoras estatales podrían realizar inversiones de
redes de gas.
–El proyecto de ley de Seguridad Energética y Polo
Petroquímico: el Estado sería el único que podría realizar
licitaciones de largo plazo. Las distribuidoras estarían
obligadas a contratar con los ganadores.
9
Inconsistencias entre corto plazo y
largo plazo
1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí
Durante la última década, la reserva
eléctrica registró tendencia decreciente…
10
57
51 4838 35 34
3023
35
41
29 34
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Margen de Reserva Potencia Efectiva Máxima Demanda
2. Balance Oferta–Demanda al 2015 10
Margen de Reserva, Potencia Efectiva y Máxima Demanda
(% y MW, respectivamente)
Nota: Proyección la Potencia Efectiva y Reserva de 2012- Fuente: OSINERGMIN, COES. Elaboración: propia
Y; en la práctica, la reserva disponible
enfrenta restricciones diversas…
11
Reducción de Oferta: 1,500 MW
2. Balance Oferta–Demanda al 2015 11
Desde la Potencia Efectiva hacia la Potencia Disponible
(MW, Simulación en temporada de estiaje y con capacidad actual de ducto de GN)
Nota: Considera la potencia y máxima demanda de Dic. 2011. Elaboración: propia
12
Condiciones hidrológicas restringen
hasta en más de 25% a la oferta hidro en estiaje
Factor Estiaje de las Centrales Hidroeléctricas 2004 - 2011
(Reducción de la potencia hidro, % de la potencia máxima despachada en el año)
Fuente: OSINERGMIN. Elaboración: propia
2. Balance Oferta–Demanda al 2015 12
13
Capacidad del ducto de GN limita
hasta en más de 25% a la oferta térmica a GN
Fuente:MINEM. Elaboración: propia
2. Balance Oferta–Demanda al 2015 13
Dada la capacidad disponible actual del ducto de TGP y la demanda
de otros usuarios de GN, la oferta de las centrales que utilizan
GN de Camisea está restringida, en promedio, en más de 25%.
Generación75%
Otros usuarios25%
CAPACIDAD DEL DUCTO TGP Y
CONSUMO DOMÉSTICO: 530 MMPCD
(Part. %)
POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES
A GN - CAMISEA: 2 626 MW
(Part. %)
Disponible73%
No disponible, dado el ducto
de GN
27%
14
Base Riesgo Estrés
Demanda
(Var.% Anual) 8,3% 10,0% 10,0%
Oferta
(Var.% Anual) 10,9% 10,9% 10,9%
Condiciones Hidrológicas
en Estiaje
(May. – Nov.)
15% de reducción de
Oferta Hidro
20% de reducción de
Oferta Hidro
20% de reducción de
Oferta Hidro
Indisponibilidad del
Suministro de Gas de
Camisea
Parcial Parcial Total
Expansión del Ducto de Gas
de Camisea Enero 2015 Enero 2016 Enero 2016
Mantenimiento Programado 3% Oferta 3% Oferta 3% Oferta
Escenarios: Principales Supuestos
2012 – 2015
Balance Oferta–Demanda al 2015,
sobre la base de escenarios alternativos
2. Balance Oferta–Demanda al 2015
Fuente: COES y OSINERGMIN. Elaboración: propia
14
15
Proyecciones de demanda incorporan
crecimiento vegetativo y grandes proyectos
Escenarios de Demanda (Var. %)
Fuente: COES, OSINERGMIN y BCRP (RI Set. 2012). Elaboración: propia
2. Balance Oferta–Demanda al 2015 15
16
Nuevos Proyectos Seleccionados 2013 2014 2015
Antapacay 90 90 90
Ampliación Antamina 45 45 45
Ampliación Cementos Lima 28 28 28
2da Ampliación de Aceros Arequipa 20 30 40
Ampliación Cemento Andino 18 18 18
Bayóvar 19 19 19
Ampliación Cerro Lindo 10 10 10
Toromocho 120 160 160
Ampliación Conc. Toquepala y Cuajone 8 44 44
Pachapaqui 4 8 12
Ampliación Quimpac (Oquendo) 26 26 26
Shahuindo 10 10 40
El Brocal (Colquijirca) 10 10 10
Las Bambas 7 61 147
Marcobre (Mina Justa) 5 70 70
Ampliación Shougang Hierro Perú 126 118
Ampliación Cemento Pacasmayo 28 28
Minas Conga 25 25
Constancia 23 90
Ampliación Cerro Verde 150
Mina Chapi 10
Tía María 10
Chupaca-Cañahuíre 10
Pukagaga (Milpo) 10
Quellaveco 10
Total - Zona Norte 29 82 112
Total - Zona Centro 286 531 547
Total - Zona Sur 105 218 561
TOTAL PROYECTOS 420 831 1220
Fuente: COES (Información publicada a Enero 2012), Elaboración: propia
Principales Grandes Proyectos de Demanda: 2013 – 2015 (MW)
Proyecciones de Demanda al 2015
16
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Escenarios de Oferta (MW)
Proyecciones de oferta incluyen plan
de obras y las correcciones por oferta disponible
Fuente: COES y OSINERGMIN. Elaboración: propia
2. Balance Oferta–Demanda al 2015 17
18
Central Fecha Potencia (MW)
2013 2014 2015
CH Chancay Ene-13 19 19 19
CH Manta Ene-13 20 20 20
CH Angel I-II-III Ene-13 60 60 60
CH Pizarra Ene-13 18 18 18
CH Huanza Feb-13 90 90 90
CT Fenix CC Mar-13 521 521 521
CT Reserva Fria - Talara Jul-13 183 183 183
CT Chilca I CC Ago-13 268 268 268
CT Reserva Fria - Ilo Sep-13 460 460 460
CT SD Olleros Oct-13 197 197 197
CT Reseva Fría - Etén Abr-14 0 200 200
CH Machupicchu II Jun-14 0 101 101
CT La Gringa V Jul-14 0 2 2
CH Quitaracsa Oct-14 0 112 112
CH Runatullu Dic-14 0 20 20
CH Cheves Ene-15 0 0 168
CH Canchayllo Ene-15 0 0 4
CH Huatziroki Ene-15 0 0 11
CH Renovandes Ene-15 0 0 20
CH 8 de Agosto Ene-15 0 0 19
CH El Carmen Ene-15 0 0 8
CS Moquegua Ene-15 0 0 16
CE Tres Hermanas Ene-15 0 0 90
CH Santa Teresa Mar-15 0 0 98
Hidroeléctrica 236 469 797
Gas Natural - Camisea 1274 1274 1274
Gas Natural - No Camisea 30 30 30
Petróleo 703 843 843
RER no Hidro 222 224 330
Carbón 0 0 0
Total 2465 2840 3274
PRINCIPALES
PROYECTOS DE
GENERACIÓN
2013-2015
Fuente: COES (Información
publicada a Mayo 2012),
Elaboración: propia
Proyecciones de Oferta al 2015
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Balance Oferta–Demanda al 2015 (1)
Escenario Base
2. Balance Oferta–Demanda al 2015
Fuente: COES y OSINERGMIN. Elaboración: propia
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Balance Oferta–Demanda al 2015 (2)
Escenario de Riesgo
2. Balance Oferta–Demanda al 2015
Fuente: COES y OSINERGMIN. Elaboración: propia
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Escenario de Estrés
Balance Oferta–Demanda al 2015 (3)
2. Balance Oferta–Demanda al 2015
Fuente: COES y OSINERGMIN. Elaboración: propia
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Los clientes libres son los más
vulnerables en caso de racionamiento
Regulado -Residencial
24%
Regulado - No Residencial
32%
Libre44%
Dado el orden de prioridad fijado por la regulación, en caso de
racionamiento por interrupción de suministro de GN, el corte
afectaría a aproximadamente 250 grandes empresas.
MERCADO LIBRE
MERCADO ELÉCTRICO
(% Ventas)
Fuente: OSINERGMIN (Dic. 2011). Elaboración: propia
2. Balance Oferta–Demanda al 2015
Rango de
Potencia
Contratada
N° de
usuarios
Potencia
Contratada
Mayor a 100 MW 6 856
<10 - 100] 27 776
Menor a 10 MW 208 630
Mercado Libre 241 2 262
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Escenario Base 2012 2013 2014 2015
Margen de Reserva Mínimo (%) 5.8 11.8 15.4 16.9
Margen de Reserva Medio (%) 8.5 18.3 17.3 20.0
Déficit Prom. para Reserva de 20% (MW) 607 97 167 0
Escenario de Riesgo
Margen de Reserva Mínimo (%) 2.7 7.2 7.9 -1.5
Margen de Reserva Medio (%) 5.1 13.1 10.5 2.0
Déficit Prom. para Reserva de 20% (MW) 793 399 617 1 308
Escenario de Estrés
Margen de Reserva Mínimo (%) -24.1 -19.8 -17.6 -24.4
Margen de Reserva Medio (%) -21.7 -14.6 -16.0 -21.7
Déficit Prom. para Reserva de 20% (MW) 2 220 2 010 2 339 3 030 Nota: la temporada de estiaje mayo – noviembre
Elaboración: propia.
Resumen: Escenarios Base, Riesgo y Estrés
Margen de Reserva y Déficit de Oferta en Estiaje
En suma, sí existen riesgos al 2015
2. Balance Oferta–Demanda al 2015 23
24
A nivel regional, existen retos para la desconcentración del
parque generador así como la confiabilidad y capacidad de la
transmisión
Balance Oferta - Demanda Regional
Margen de Reserva
Escenario de Riesgo
Margen de Reserva
Escenario Base
2. Balance Oferta–Demanda al 2015 24
Potencia Efectiva
(Por Zona y Tecnología, MW y Part. %, respectivamente)
Norte (225 MW)
Norte Medio
(475 MW)
Centro (4862 MW)
Sur (846 MW)
0
2 000
4 000
6 000
La oferta es dependiente del GN de
Camisea y está concentrada en la zona Centro
Hidro49%
GN (Camisea)37%
GN (Resto)5%
Petroleo7%
Carbon2% E. Renovable
0%
25 2. Balance Oferta–Demanda al 2015
26
Agenda Pendiente
Proveer energía de manera confiable, oportuna, sostenible,
y a un costo razonable
Agenda de corto plazo: Garantizar la seguridad del suministro eléctrico
•Garantizar la seguridad del gasoducto.
•Brindar las condiciones para la expansión de la capacidad para uso
doméstico del gasoducto de TGP, sin nuevos retrasos.
•Inversión, financiada por tarifas eléctricas, para aumentar la reserva para
casos de emergencia: (i) almacenamiento y regasificación de GNL; y (ii)
conversión a operación dual de las centrales térmicas.
•Realizar las negociaciones para adquirir el gas del lote 56 en caso de
emergencia objetiva y técnicamente definida y/o la demanda doméstica
que supere a la capacidad del ducto para uso local.
•Asegurar el cumplimiento programado del plan de obras de transmisión
26 3. Principales Retos
27
Agenda Pendiente
Agenda de mediano plazo: Proveer las condiciones para la expansión
diversificada del parque generador, mediante señales de mercado. •Definir el rol del Estado en materia energética, consolidando su papel subsidiario
y de facilitador de mecanismos de mercado.
•Fortalecer el mecanismo de precios en el sector energético, lo que incluye: (i)
eliminación del costo marginal idealizado; (ii) comercialización doméstica de gas
natural de lotes distintos al 88; y (iii) aplicación de precios máximos para las
subastas que efectivamente recojan las señales de escasez relativa.
•Ampliar, desconcentrar y diversificar la oferta eléctrica: brindar las condiciones
para facilitar la inversión en centrales hidroeléctricas de gran escala y en
centrales RER, principalmente en las zonas norte y sur
•Expandir la capacidad de suministro desde la zona de Gran Camisea
15 retos pendientes hacia el 2015
Retos en tres áreas de acción fundamentales:
Infraestructura, Institucional-Regulatorios y Socio-Ambientales
27 3. Principales Retos
Agenda Pendiente
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Retos de Infraestructura
• Invertir en infraestructura energética para escenarios de emergencia
•Garantizar oportunamente la expansión de capacidad y del
suministro de gas natural
•Fortalecer la capacidad y la confiabilidad de transmisión eléctrica
• Incrementar la capacidad de reserva eficiente del sistema eléctrico
•Desconcentrar geográficamente la oferta de generación
•Alcanzar una matriz de generación eléctrica de mayor diversificación
• Incrementar la cobertura y calidad del servicio eléctrico, con énfasis en
el área rural e interior del país
28 3. Principales Retos
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Retos Institucional/Regulatorios
•Realizar las negociaciones Estado – Sector Privado para facilitar los
mecanismos para la adquisición doméstica de los recursos de gas natural
del lote 56 en caso fuese necesario (complementar y aclarar alcances de
recientes normas)
•Fortalecer el esquema de señales de precios de mercado en los sectores
eléctricos e hidrocarburos
•Definir el rol del Estado en materia eléctrica, en particular y; en materia
energética, en general.
•Evitar mezclar política energética con política social
Agenda Pendiente
29 3. Principales Retos
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Retos Socio/Ambientales
•Fortalecer la institucionalidad en materia ambiental
•Brindar las condiciones para que el mecanismo de consulta previa sea
un vehículo para la inversión y no un obstáculo
•Promover proyectos ambientalmente sostenibles y fomentar energías
renovables no convencionales y eficiencia energética, minimizando
distorsiones
•Lograr que los beneficios de la inversión en el sector eléctrico llegue a
las comunidades
Agenda Pendiente
30 3. Principales Retos
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Mercado Eléctrico en el Perú:
Balance de Corto Plazo y
Agenda Pendiente
Gracias,
Rafael Vera Tudela, Carlos Paredes y Enzo Defilippi
Enero 2013