politica economica gubernamental para el abastecimiento de energia en lima metropolitana
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Analisis de la politica economica gubernamental del estado peruano en el sector electricoTRANSCRIPT
POLÍTICA ECONÓMICA GUBERNAMENTAL PARA
EL DESARROLLO DEL ABASTECIMIENTO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA DE LIMA METROPOLITANA
INTEGRANTES GRUPO DESARROLLADORES DE LA POLÍTICA:
GÁLVEZ GUERRA, JOSÉ ISAAC
BAZAN CABELLO, JUAN CARLOS
PISCONTE RUIZ, LUIS ALEJANDRO
1. INTRODUCCION
1.1. AGRADECIMIENTOS
En este presente trabajo agradecemos a nuestros padres y familiares quienes nos
dieron su apoyo moral y económico para ejecutarlo. De igual manera a nuestros
queridos formadores en especial al profesor Gilberto Cárdenas Nuñez que nos dio
las pautas para ejecutar este trabajo.
1.2. PRINCIPALES PROBLEMAS ENCONTRADOS AL DESARROLLAR EL TEMA
Al desarrollar el tema de investigación e iniciar la búsqueda de información relacionada,
mediante el uso de internet se encontró información relacionada sobre las propuestas para
el sistema energético eléctrico que incluía información general, pero que no especificaba
muchos detalles sobre lo que se estaba proyectando a futuro para la zona central de Lima
Metropolitana, no encontrándose muchas referencias precisas sobre lo que se propone y
planea para Lima metropolitana para lo cual debimos de realizar una búsqueda más
profundad e ir tomando datos de estudios en referencia lo cual nos permitió ir generando
datos referente al tema en cuestión.
1.3. BREVE DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE INVESTIGACIÓN
El presente trabajo se realizará incluyendo información recopilada de varias fuentes
confiables, para que exista información exacta en cada una de las partes del trabajo, para
lo cual se extraerá de las fuentes la información más relevante que se relaciona con la
información requerida, para su posterior análisis, síntesis y transcripción al documento de
trabajo como redacción. Y el objetivo de información que se ha planteado incluir es sobre
planteamientos, la descripción de la situación actual y el análisis de la situación.
Buscando responder:
¿En torno a qué giran, cuál ha sido la dinámica y quienes son los actores de las políticas
económicas para el desarrollo del abastecimiento de energía eléctrica en Lima
Metropolitana?
¿Qué caracteriza la situación actual del desarrollo de abastecimiento en Lima
Metropolitana?
1.4. DESCRIPCIÓN DEL TEMA
El tema del presente trabajo es política económica gubernamental para el desarrollo del
abastecimiento de energía eléctrica en Lima metropolitana el cual nos enmarca a un análisis
de los componentes de ella, cuál es su carácter y dinámica de la misma. Para ello en primer
lugar realizamos una pequeña aproximación teórica donde enmarcamos el ámbito de la
política económica para luego describir a que sector pertenece el subsector eléctrico y
como está organizada luego realizamos una mirada de la evolución del sector para a
continuación explicar el contexto actual del tema el cuál creemos debemos de haremos
una breve reseña de las actividades propias del sector para ir identificando los instrumentos
mediante el cual el estado cumple su función respecto al establecimiento de políticas
económicas y cual está siendo el carácter propio de estas, por último señalaremos algunas
conclusiones y perspectivas del tema en mención.
Las políticas económicas según su carácter tienen objetivos básicos como la creación de
empleo, la estabilidad de precios, el crecimiento económico, la distribución de la renta, el
mejoramiento de la calidad de vida y la conservación del medio ambiente.
Las políticas económicas están relacionadas a un sector o sectores en particular para el
cumplimiento de sus objetivos para los cuales los diferentes actores involucrados utilizan
instrumentos de política económica entre los que tenemos:
Como veremos en el sector eléctrico se han uso de controles directos (regulaciones en el
sector) y cambios institucionales (privatizaciones).
Contexto
El sector eléctrico en el Perú ha experimentado sorprendentes mejoras en los últimos 15
años. El acceso a la electricidad ha crecido del 45% 1990 al 88.8% en junio de 2011,1 a la
vez que mejoró la calidad y la eficacia de la prestación del servicio. Estas mejoras fueron
posibles gracias a las privatizaciones posteriores a las reformas iniciadas en 1992. Al mismo
tiempo, las tarifas de electricidad han permanecido en consonancia con el promedio de
América Latina.
Sin embargo, aún quedan muchos retos. Los principales son el bajo nivel de acceso en las
áreas rurales y el potencial sin explotar de algunas energías renovables, en concreto la
energía hidroeléctrica, la energía eólica y la energía solar. El marco regulador de energías
renovables incentiva estas tecnologías pero en volúmenes muy limitados ya que una mayor
oferta implicaría un aumento en el costo de la energía del país.
La capacidad actual de generación de electricidad está dividida de manera uniforme entre
las fuentes de energía térmica e hidroeléctrica. El renovado y reciente dinamismo del sector
eléctrico del país se basa en el cambio por plantas a gas natural, fomentado por la
producción del campo de gas de Camisea en la selva amazónica.
El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) abastece al 85% de la población
conectada, con varios sistemas “aislados” que cubren el resto del país. A pesar de que la
inversión en generación, transmisión y distribución en las áreas urbanas es principalmente
privada, los recursos para la electrificación rural provienen únicamente de recursos públicos
La Dirección General de Electricidad (DGE), dependiente del Ministerio de Energía y Minas
(MEM), está a cargo del establecimiento de políticas y regulaciones de electricidad y de
otorgar concesiones. También es la responsable de elaborar los planes de expansión de la
generación y la transmisión y tiene que aprobar los procedimientos pertinentes para el
funcionamiento del sistema eléctrico.12
El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), creado en
1996 como OSINERG (las competencias sobre minería fueron agregadas en enero de
2007, posteriormente la competencia específica sobre aspectos minero ambientales fueron
transmitidos al OEFA) desempeña sus funciones en el sector según lo establecido en la
Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992 y la Ley para asegurar el desarrollo eficiente
de la Generación Eléctrica (Ley de Generación Eficiente) de 2006, entre otras. Además, el
OSINERGMIN es el organismo responsable de hacer cumplir las obligaciones fiscales de
los licenciatarios según lo establecido por la ley y su regulación. Por último, es el
responsable de controlar que se cumplan las funciones del Comité de Operación
Económica del Sistema (COES) y de determinar semestralmente los porcentajes de la
participación de las compañías en el mercado.12
En 2000, OSINERG se fusionó con la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE), actualmente
denominada Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART). Juntos, están a cargo de
fijar las tarifas de generación, transmisión y distribución y las condiciones de ajuste de tarifa
para los consumidores finales. También determinan las tarifas del transporte y la
distribución de gas mediante gasoductos.12
En el caso de la electrificación rural, la Dirección General de Electrificación Rural (DGER)
está a cargo del Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), que se enmarca en las
pautas de las políticas establecidas por el Ministerio de Energía y Minas. La DGER está a
cargo de la ejecución y coordinación de los proyectos en áreas rurales y regiones de
pobreza extrema.13
Finalmente, el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la
Propiedad Intelectual (INDECOPI) se encarga de controlar el cumplimiento de la Ley
Antimonopolioy Antioligopolio de 1997.12
El mercado peruano de distribución eléctrica está conformado por 22 empresas que cubren
un igual número de zonas de concesión, de las cuales 5 se encuentran actualmente bajo
control privado.
Se requiere concesión definitiva de la distribución de la energía eléctrica cuando la
demanda supere los 500kW. La concesión de distribución de Servicio Público de
Electricidad en una zona determinada, será exclusiva para un solo concesionario, y no
podrá reducirla sin autorización del Ministerio de Energía y Minas. El concesionario de
distribución podrá efectuar ampliaciones de su zona de concesión, informando previamente
al Ministerio de Energía y Minas los nuevos límites. Las ampliaciones de la zona de
concesión se regularizarán cada dos años mediante un procedimiento similar al de una
concesión definitiva.
Con respecto a la generación distribuida, el estado a través del Ministerio de Energía y
Minas ha dado a conocer el proyecto de Reglamento de la Generación Distribuida que ha
dado a conocer la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM, además la conexión
de las unidades de generación distribuida a la red del distribuidor, podrá hacerse mediante
instalaciones propias o de terceros.
La futura norma responde a la política energética nacional que tiene, entre sus objetivos,
promover la eficiencia energética y diversificar la matriz de la oferta de generación para
asegurar el abastecimiento de la demanda de manera confiable y oportuna,
correspondiéndole a la generación distribuida el aporte de los beneficios concretos para
estos fines.
Dicho objetivo se logra al permitir la generación en pequeña y mediana escala, tanto con
recursos energéticos renovables como no renovables, y contribuyendo con la reducción de
pérdidas de energía en las redes eléctricas en las que se encuentra directamente
conectada.
2. Breve reseña histórica del sector eléctrico del Perú
Durante la década del sesenta (Ley de la Industria Eléctrica), la generación eléctrica en el
Perú se encontraba en manos del sector privado, las empresas de generación de la época
trabajan mediante concesiones temporales y con limitada capacidad de abastecimiento
impidiendo que el servicio llegara a localidades alejadas del país. Después entre años
setenta y ochenta (Ley Normativa de Electricidad y Ley General de Electricidad) la actividad
del sector eléctrico estuvo a cargo de empresas estatales con características monopólicas,
a través de las cuales se canalizaron importantes flujos de inversión pública.
En el año 1972 se creó Electroperú como la primera empresa de generación eléctrica de
propiedad del Estado. Como resultado de la fuerte inversión estatal en este rubro, a lo largo
de la década de los setenta se incrementó de manera significativa la capacidad de
generación a través de proyectos de gran envergadura. Sin embargo, aspectos como las
deficiencias en la estructura tarifaria y su consiguiente retraso, así como otras ineficiencias
administrativas ubicaron al Perú entre los países latinoamericanos con menores indicadores
de consumo de electricidad per cápita.
En el año 1992 entro en vigencia la Ley de Concesiones Eléctricas Nº 25844(la cual rige
hasta el día de hoy), con la cual se implementan las primeras reformas en el sector. Estas
incluían la eliminación del monopolio que ejercía el gobierno sobre la totalidad de la
actividad de generación y venta de energía, descomponiéndola en tres pilares básicos: la
generación, transmisión y distribución. Del mismo modo, se buscó otorgar incentivos para
fomentar la participación de capitales privados en estas actividades, creándose
adicionalmente una institución reguladora denominada OSINERG (actualmente
OSINERGMIN) encargada de regular la estructura tarifaria. Así, con la finalidad de ordenar
el proceso de generación-transmisión-distribución, se establecieron dos mercados
diferentes, el de clientes libres y el de transferencia entre generadoras (este último regulado
por el comité de operación económica- COES). A partir de la entrada en vigencia de la Ley
antes mencionada se reserva para el Estado una labor básicamente normativa, supervisora
y de fijación de tarifas.
2.1. Aspecto técnico del Sector Eléctrico
2.1.1. Generación Eléctrica.
La generación es la primera de las actividades de la cadena productiva de energía
eléctrica, la cual consiste en transformar alguna clase de energía en energía eléctrica.
La generación eléctrica es el proceso de producción de electricidad o energía
eléctrica, en la que se utiliza una maquina llamada alternador o generador eléctrico,
la cual aprovecha la energía mecánica que se le aplica, donde un generador eléctrico
o la agrupación de varios generadores forman una central eléctrica.
2.1.1.1. Tipos de generación:
2.1.1.1.1. Generación hidráulica:
Este tipo de generación eléctrica se realiza con las centrales de generación
hidráulica, las cuales utilizan la energía cinética y el potencial gravitatorio del
agua para hacer girar el rotor1 del alternador y, como consecuencia de ello,
generar electricidad. A su vez, las centrales eléctricas de generación
hidráulica se pueden clasificar en dos tipos según estén o no asociadas a un
embalse2: centrales hidráulicas de embalse y de pasada, respectivamente.
1 El rotor es la parte superior del alternador 2 Se le llama embalse a la acumulación de agua formada natural o artificialmente, producto de la obstrucción del cauce de un rio.
Centrales hidráulicas de pasada: También llamadas centrales hidráulicas
de agua fluyente, son aquellas que no presentan embalse, por lo que solo
aprovechan la energía cinética que brinda el movimiento del agua de los ríos
para lograr mover las turbinas del generador
Centrales hidráulicas de embalse: Este tipo de centrales están asociadas
a un embalse, el cual es producido por una represa que genera un desnivel
en el lecho de un rio, aprovechándose, además de la energía cinética, la
energía potencial gravitatoria para generar electricidad.
2.1.1.1.2. Generación térmica:
La generación eléctrica también se puede basar en energía en forma de
calor, utilizando combustibles fósiles como el diésel, gas natural y carbón
para hacer girar el rotor del alternador. A continuación, se hace mención de
los tipos de centrales térmicas:
Centrales térmicas a diésel y/o derivados: Este tipo de centrales eléctricas
utilizan el diésel, residual y/o otros derivados del petróleo para la generación
de electricidad.
Centrales térmicas a carbón: Su proceso de generación eléctrica es
bastante similar al anterior con algunas variantes.
Centrales térmicas a gas natural: Puede ser básicamente de dos tipos: las
centrales térmicas gas natural y las de ciclo combinado.
Central térmica a gas natural de ciclo simple: En este caso, el gas
natural se concentra en una cámara de combustión. Además se
requiere de un compresor de aire que alimente a la cámara para
aumentar la presión de gas. Como resultado de la combustión, la
presión del gas aumenta alcanzado la fuerza suficiente para hacer
girar las turbinas y, por lo tanto, el rotor del generador, Este proceso
también desperdicia energía calórica, ya que los gases que impulsan
la turbina se encuentran a elevadas temperaturas como resultado de
la combustión. Esta energía calorífica no se utiliza en el proceso
descrito, sino que se emite a la atmosfera.
Central a gas natural de ciclo combinado: En este tipo de
centrales, los gases a altas temperaturas que se obtienen del ciclo se
reutilizan para calentar una caldera con agua, la cual ebulliciona,
liberando vapor a elevada presión y temperatura para hacer girar una
segunda turbina vinculada a otro alternador, generándose de este
modo de energía eléctrica adicional. En el proceso complementario
tiene un concepto similar a una generadora térmica a diésel, donde
en lugar del diésel, se reutilizan los gases calientes del primer de la
turbogas.
2.1.1.1.3. Centrales eléctricas no convencionales:
Dentro de esta subclasificacion encontramos centrales de tecnologías tales
como: generación nuclear, eólica, solar, entre otras. A continuación,
detallaremos las más importantes:
Generación nuclear: La característica principal de este tipo de generación
es que utilizan combustible nuclear, como uranio o plutonio.
Generación eólica: Este tipo de central eléctrica utiliza la fuerza del viento
para su operación.
Generación solar: La energía solar es la energía primaria más abundante
en el planeta.
Generación geotérmica: Este tipo de generación utiliza el calor de la tierra.
2.1.2. Transmisión Eléctrica.
Mediante esta actividad se transporta la electricidad desde los centros de producción
(centrales eléctricas) hacia los centros de consumo. Por ello, esta actividad puede
compararse con una “carretera” que sirve para el transporte de vehículos de un punto
a otro, del mismo modo, la corriente eléctrica necesita una “carretera” para poder
trasladarse, vale decir que se debe contar con algún medio que pueda transmitir los
electrones, el cual se denomina conductor eléctrico.
Todos los conductores afectan, en algún grado, el paso de la corriente eléctrica, ello
en la medida que se presenta cierta resistencia eléctrica. En este sentido, se debe
tener en cuenta que la resistencia eléctrica se define como la oposición que ejerce un
cuerpo al paso de la corriente eléctrica. Esta depende de factores como la longitud,
la superficie y, finalmente, el material del cual está compuesto el cuerpo analizado.
Por su grado de resistencia, los cuerpos pueden ser:
Conductores: Aquellos cuerpos o medios que presentan una resistencia muy baja al
paso de la corriente eléctrica. Estos son todos metales, así como algunos materiales
no metálicos.
Aislantes: También conocidos como dieléctricos. Son aquellos cuerpos o medios que
presentan una resistencia muy alta al paso de la corriente eléctrica.
Semiconductores: Tienen la particularidad de comportarse tanto como un conductor
o como aislante. La situación de conductor o aislante depende de algunas
condiciones, tales como la temperatura en que se encuentran.
2.1.2.1. Los componentes de la transmisión eléctrica y las etapas del proceso
de transmisión.
El sistema de transmisión eléctrica se compone de líneas de altas o muy bajas
tensión, las cuales permiten el intercambio de energía eléctrica, incluye,
además las subestaciones de transformación, los centros de control, las
instalaciones de compensación reactiva, los elementos de regulación de
tensión, la transferencia de potencia activa y otras instalaciones asociadas.
Atendiendo a fines metodológicos, el proceso de transmisión eléctrica se puede
dividir en cuatro etapas:
2.1.2.2. Primera etapa:
Comienza luego de que los generadores producen e inyectan su energía y
potencia al sistema de transmisión. Para esto se necesita elevar la tensión,
con el objetivo de reducir las pérdidas de energía.
2.1.2.3. Segunda etapa:
Comienza después de alcanzar el nivel de tensión requerido, conduciéndose
la energía a través de líneas de transmisión de alta tensión con destino a los
centros de consumo.
2.1.2.4. Tercera etapa:
Comienza con la reducción de la tensión, utilizando subestaciones de
transformación, pasando de muy alta a alta a alta o media tensión una vez
que la línea se encuentra cerca de los centros de consumo.
2.1.2.5. Cuarta etapa:
En esta, finalmente, se transforma la energía de media a baja tensión para
su posterior distribución y/o consumo.
2.1.3. Instalaciones del sistema de transmisión nacional
Resulta importante tener en cuenta las principales instalaciones que se utilizan
en el sistema de transmisión: subestaciones de transformación y torres de
transmisión.
2.1.3.1. Subestación de transformación:
Una subestación de transformación se encarga de modificar el nivel de
tensión (voltaje). Existen dos tipos: las “subestaciones elevadoras de
tensión”3 y las “reductoras de tensión”4.
La parte principal y de mayor costo en una subestación es el transformador
de potencia que es una maquina eléctrica, la cual tiene la facultad de
incrementar o disminuir el voltaje en un circuito eléctrico.
2.1.3.2. Torres de transmisión
Son las estructuras sobre las cuales se sostienen las líneas de transmisión
eléctrica. Dichas estructuras son frecuentemente metálicas y galvanizadas5.
Sin embrago, el material utilizado para la construcción de las torres depende
3 Las subestaciones elevadas de tensión se encuentran cerca de las centrales eléctricas. 4 Las subestaciones reductoras disminuyen el nivel de tensión, por lo que se ubican cerca de los centros de consumo. 5 Es un proceso por medio del cual se cubre un metal con otro con el fin de proteger la superficie del primer metal.
de las características geográficas, climatológicas, del lugar en el cual se va
a construir y del factor económico. Con la utilización de estas estructuras se
pueden elevar los conductores o líneas de transmisión a una distancia
prudencial del suelo.
2.1.4. El vano económico y los vanos especiales
Por el caso de la transmisión eléctrica, resulta de interés tratar el tema de los
vanos. Se denomina vano a la distancia existente entre dos torres de
transmisión, estos pueden ser de dos tipos: vano económico y vano especial.
Vano económico: Se relaciona con las torres de suspensión, que son torres
diseñadas para terrenos poco accidentados, por lo que la distancia entre torres
es uniforme, lo que implica el menor costo de inversión posible.
Vano especial: Se relaciona con las torres de retención, que están diseñadas
para terrenos montañosos, cambio de dirección, entre otras, las cuales exigen
un vano diferente al económico, incrementando los costos de inversión.
2.1.3. Distribución Eléctrica.
La actividad distribución eléctrica tiene la función de llevar el suministro de energía
eléctrica desde el sistema de transmisión hacia cada uno de los usuarios finales del
servicio eléctrico. Las redes que conforman el sistema de distribución deben
diseñarse de tal forma que exista un equilibrio entre la seguridad del suministro, en el
sentido de tener la capacidad de seguir funcionando ante posibles fallas o
desperfectos en algunas instalaciones, y la eficiencia, en el sentido de la minimización
de costos. Como resultado de lo anterior, el diseño de las redes de distribución toma
gran importancia.
2.1.3.1. Topología de redes de distribución eléctrica:
La topología de redes hace referencia a la estructura o forma en la que se
organizan las redes de distribución eléctrica. Entre las configuraciones más
comunes se tienen los sistemas radiales, los sistemas en anillo y los sistemas
enmallados.
Sistemas radiales: Este tipo de sistema tiene como principal característica que
el suministro eléctrico hacia cada unidad de consumo proviene de un solo punto,
buscándose la forma más económica de unir a todos los usuarios en la red de
distribución.
Este sistema tiene como ventaja el ser de menor costo; sin embargo, se
presenta una disyuntiva entre la minimización de los costos y la confiabilidad
del sistema.
Sistemas en anillo: Este tipo de configuración de red mejora la confiabilidad
del sistema de distribución “cerrando el circuito” es decir, la conexión entre el
primer y el último punto o usuario. Pero también incrementa los costos de
servicio.
Sistemas enmallados: Este tipo de configuración de red presenta la
característica de tener una mayor interconexión y, por ello, un elevado nivel de
confiabilidad en el sistema, pero a un mayor costo.
2.1.3.2. Tipos de distribución eléctrica en el Perú
Según la normativa peruana, un sistema de distribución se define como “el
conjunto de instalaciones para la entrega de energía eléctrica a los diferentes
usuarios”. Este se divide en el subsistema de distribución primaria y el
subsistema de distribución secundaria, instalaciones de alumbrado público, las
conexiones y los puntos de entrega.
Subsistema de distribución primaria: Este sistema transporta la energía
eléctrica a media tensión desde el sistema de transmisión, hasta el subsistema
de distribución secundaria y/o conexiones para usuarios mayores.
Subsistema de distribución secundaria: Mediante este sistema se transporta
la energía eléctrica a baja tensión para su utilización por los usuarios finales, la
misma que se encuentra conformada por líneas aéreas o cables subterráneos
de baja tensión.
2.1.3.3. La acometida
La red de distribución termina en la distribución secundaria, entre esta y las
conexiones internas domiciliarias se encuentra la acometida. La acometida es
la parte de la conexión, comprendida por los conductores instalados desde el
empalme con la red de distribución secundaria hasta bornes6 de entrada del
medidor de energía. Es decir, comprende la sección entre la red de distribución
secundaria con los límites del medidor eléctrico. Por ello, con el objetivo de
estudiar integralmente el servicio es conveniente describir dicha conexión.
2.1.3.4. Partes de la acometida y tipos de conexiones
Las partes principales de la acometida son: el punto de alimentación o
conexión, los conductores o cables, los dispositivos de protección, la caja de
medidores y la caja de toma.
Acometidas aéreas: Acometida en el cual la derivación o empalme se
efectúa desde una red de distribución aérea.
Acometidas subterráneas: Acometida en la cual la derivación o empalme
se efectúa desde una red de distribución subterránea.
Acometidas aéreo – subterráneas: Acometida en la cual se usaran la
derivación o empalme se realiza desde una red de distribución aérea y que
desciende al subsuelo.
6 Lugar físico donde ocurre la conexión eléctrica.
GRAFICO N°1: ESQUEMA DE LA INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA
3. Principales Teorías
3.1. Las economías y deseconomías de escala
Se dice que existen economías de escala si al incrementar la producción en una
proporción, los costos totales aumentan en una proporción menor. Esto ocurre cuando
los costos medios de largo plazo van decreciendo al aumentar la producción.
El grafico muestra en la parte superior (A) una función típica de costos totales.
GRAFICO N°1: ECONOMÍAS Y DESECONOMÍAS DE ESCALA
En el eje de las abscisas se representan las cantidades producidas y en el eje de las
ordenadas se representan los costos. En dicho grafico podemos apreciar que desde
el origen de coordenadas hasta el nivel de producción y* (el punto proyectado a la
función de costos es el punto “M”), la función de costos tiene el siguiente
comportamiento: cuando aumenta la producción, el costo total aumenta menos que
proporcionalmente, y ocurre lo contrario para un nivel de producción mayor a y*.
Asimismo, en la parte inferior (B) del mismo grafico se puede apreciar la curva de
costo medio que se obtiene de la curva de costo total de la parte superior (A). El costo
medio se define como el costo total el cual depende de la producción total “C(y)”,
dividido entre la producción total “y”:
𝐶𝑚𝑒 =𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙=
𝐶(𝑦)
𝑦
Siguiendo la definición de economías de escala, podemos demarcar dos zonas en
base a la función de costo medio. El punto E indica cual es el punto mínimo de la
función de la función de costo medio, al nivel de producción que corresponde a ese
punto se le llama tamaño óptimo de planta (y*). En la zona que se encuentra antes
del tamaño óptimo de planta, la función de costos exhibe economías de escala (costo
medio decreciente) y, después de dicho punto, la función de costos exhibe
deseconomías de escala (costos medios crecientes). En el tamaño óptimo de planta,
no existen economías ni deseconomías de escala.
3.2. Las economías de escala y la estructura del mercado eléctrico
El grafico muestra dos situaciones distintas (ver parte A y B). En la situación(A) se
puede apreciar la curva de costo medio de una empresa, denominada CMeA, la cual
presenta forma de “U”; es decir, al principio los costos medios se reducen conforme
aumenta la producción, al llegar a un determinado punto la curva de costo medio
alcanza su nivel más bajo (tamaño óptimo de planta y A); luego, si la producción
continua aumentando, los costos medios comienzan a aumentar.
GRAFICO N°2: ECONOMÍAS DE ESCALA Y ESTRUCTURA DE MERCADO
Con el objeto de poder analizar en forma integral el efecto del tamaño óptimo de
planta, el grafico incluye la curva de demanda de mercado. En la parte superior (A)
de dicho grafico se puede apreciar que el tamaño óptimo de planta es muy pequeño
con respecto a la demanda del mercado(𝑦𝐴 < 𝑦𝐵), por lo que si una empresa quiere
servir a toda la demanda lo haría a un precio muy elevado para poder cubrir sus
costos, lo que atraería a otros competidores. Estos nuevos competidores entraran al
mercado mientras existan ganancias, lo cual llevara a un equilibrio con un precio que
refleja costos (P→Cme), con muchas empresas produciendo al mínimo costo y
proveyendo en conjunto a toda la demanda(∑ 𝑦𝑖𝑛𝑖=1 = 𝑦𝐷).
Esta situación presenta una asignación eficiente de recursos por sí misma y ninguna
intervención externa debería modificar este equilibrio (por lo menos no en el largo
plazo). A una situación como la presentada en la parte(A) se denomina solución
competitiva, la cual se debe a que las economías de escala son pequeñas en
comparación con el tamaño de la demanda.
En la parte inferior (B) del mismo grafico se puede apreciar una situación distinta a la
descrita anteriormente. En esta situación las economías de escala son tan grandes
que sobrepasan el tamaño de la demanda del mercado. El costo medio (CMe B) es
decreciente para cualquier nivel de producción (economías de escala muy grande),
en una situación como esta no es conveniente que opere más de una empresa ya
que eso sería ineficiente (mayores costos). Esta ineficiencia se denomina ineficiencia
productiva; es decir, no se estaría produciendo en la industria al mínimo costo posible,
por lo que el resultado óptimo es que la empresa B opere sola en el mercado ((𝑌𝐵 =
𝑌𝐷).
Una situación como la descrita en la parte (B) del mismo grafico representa una
situación particular a la que se denomina monopolio natural y en esa situación es más
eficiente que opere una sola empresa a que lo haga más de una; sin embargo, el que
opere una sola empresa en el mercado traerá consigo muchos problemas que
abordaremos más adelante.
Un factor que influye en el tamaño de las economías de escala, y por lo tanto en el
tamaño óptimo de planta, es el nivel de inversión fija a realizarse para que la empresa
en mención entre en operación. Así por ejemplo, la curva de costo medio de la parte
superior (A) del grafico presenta una inversión fija menor a la que se realiza en la
parte inferior (B), las economías de escala en el primer caso se agotan rápidamente
porque los pequeños costos fijos son repartidos entre pocas unidades producidas
para alcanzar el óptimo de planta, en cambio en el caso (B) las economías de escala
son extensas, porque los elevados costos fijos se deben de repartir entre un número
mayor de unidades de producto para alcanzar el óptimo de planta.
3.3. Separación del sector eléctrico peruano en actividades
El marco regulatorio peruano contempla que la inversión en la actividad de generación
eléctrica es libre, es decir que cualquier operador que cumpla con los requisitos
exigidos por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) puede competir o ampliar su
capacidad en este mercado libremente. La manera en que se reglamenta este
segmento se basa en los fundamentos descritos en la sección precedente, ya que en
la actividad de generación eléctrica se pueden observar economías de escala que se
agotan rápidamente, como en el caso (A) del grafico anterior, por lo cual este
segmento se considera potencialmente competitivo. En contraste a la actividad de
generación, las actividades de transmisión y distribución eléctrica presentan
características de monopolio natural, encontrándose significativas economías de
escala, altos costos de inversión (muchos de los cuales son costos hundidos) y
reducidos costos marginales. Estas actividades presentan una regulación más
rigurosa, ya que se encuentran en una situación similar a la descrita en la parte (B)
del grafico anterior.
La actividad de comercialización, al igual que la actividad de generación eléctrica,
también presenta características de ser un mercado potencialmente competitivo, pues
encontramos muy bajo costos de inversión, lo que permitiría la entrada de una gran
cantidad de operadores en el mercado; sin embargo, como se mencionó
anteriormente, la comercialización minorista en nuestro país se encuentra dentro de
la actividad de distribución eléctrica.
Finalmente, en el caso del operador del sistema se tiene una actividad con
características de monopolio natural, pues siempre resulta más costosa la
coexistencia de dos operadores que la existencia de un solo operador del sistema,
debido a la duplicación de tareas y por lo tanto de costos.
En el grafico se muestra la separación de actividades en el sector eléctrico por
segmentos o actividades, y se realiza una distinción por el grado de competencia que
presenta cada uno de ellos.
GRAFICO N°3: CARACTERÍSTICAS DE LAS ACTIVIDADES EN EL SECTOR ELÉCTRICO
En el caso peruano, la provisión del servicio de energía eléctrica se sujeta a la
competencia en el mercado de generación y monopolios geográficos en las
actividades de transmisión y distribución. Las empresas distribuidoras de energía,
además de poseer el monopolio zonal de la red, incluyen como parte de actividad la
comercialización de la energía eléctrica con los usuarios regulados del servicio
público(es decir, no existen comercializadores independientes). El tamaño reducido
del mercado minorista en el Perú, no ha permitido aun la liberalización de esta
actividad.
El grafico muestra la separación de actividades del sector eléctrico en el caso
peruano.
GRAFICO N°4: SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES EN EL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO
4. Situación Actual del Tema
El estado actual de las políticas económicas gubernamentales para el desarrollo del
abastecimiento de energía eléctrica a Lima Metropolitana se han estado
modificando para modificar principalmente la infraestructura, capacidad de
generación, regulación del abastecimiento para cada habitante mediante la
regulación de tarifas, seguridad energética para los procesos del sistema. Para esto
se ha implementado una planificación del sector con direcciones ya elegidas, dentro
del que se especifica los procedimientos proyectados que se implementarán para
conseguir que el abastecimiento pueda expandirse e incrementar sus operaciones,
de forma que se obtenga un suministro bien provisto que cubra la oferta – demanda
de la zona de Lima Metropolitana. Para esto se han elaborado normas
especializadas para el funcionamiento del sector, por ejemplo:
Ley N°28832: Licitaciones de largo plazo para el suministro de energía.
Ley de generación eficiente
Ley de promoción de inversión para la generación de electricidad con el uso
de energías renovables.
Reglamento de la generación de electricidad con energías renovables
Ley de concesiones eléctricas (1992)
Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica (2006)
Reglamento de la ley de concesiones eléctricas.
Procedimiento para la supervisión y fiscalización del performance de los
sistemas de transmisión. (Resolución de consejo directivo)
Procedimiento para la supervisión de la operatividad de la generación de
sistemas eléctricos aislados.
Procedimiento para la supervisión de los planes de contingencias operativos
en el sector eléctrico.
4.1. La generación eléctrica en el Perú
Empresas generadoras de energía eléctrica para el mercado eléctrico
CUADRO Nº1: EMPRESAS GENERADORAS DE ENERGIA ELECTRICA PARA EL
MERCADO ELECTRICO
Empresas generadoras de energía eléctrica para eso propio
CUADRO Nº2: Empresas generadoras de energía eléctrica de uso propio
4.1.3. Potencia instalada y efectiva del sector eléctrico nacional
La potencia instalada del mercado eléctrico peruano fue de 9 635 MW en 2013,
de esta solo el 2% correspondió a sistemas aislados. Esto supone un
crecimiento de 14% con respecto al año 2012; la puesta en operación comercial
de la reserva fría de Ilo y Talara, así como de la central térmica Santo Domingo
de Olleros aportaron significativamente a dicho resultado.
En el caso de las empresas con instalaciones de uso propio, esta ascendió a 1
416 MW, lo que equivale al 12,8% de la potencia instalada total del país. La
potencia instalada de uso propio mostró una tendencia creciente, con una tasa
de crecimiento promedio anual de 4,9%, en el período 2004-2013, lo que reflejó
el mayor dinamismo de la minería en dicho período, actividad en la que se
prefirió buscar la seguridad en el suministro eléctrico debido a su relativo
aislamiento respecto al SEIN. Sin embargo, el 93% de la potencia instalada de
estos sistemas, en el año 2013, fue de fuente térmica, específicamente
derivados del petróleo, lo cual supuso un costo elevado con respecto a los
precios a los que se pudo contratar energía en el mercado eléctrico; por este
motivo, parte de esas máquinas fueron utilizadas como unidades de
emergencia.
GRAFICO N°3: POTENCIA INSTALADA NACIONAL POR TIPO DE SERVICIO, 2004-2013 (MW)
El crecimiento promedio anual de la potencia instalada del mercado eléctrico
fue de 7,3%, en el período 2004-2013. Esto reflejó el dinamismo de la inversión
privada en el SEIN, en los últimos años, proceso que se vio favorecido por la
creciente demanda y suministro del gas natural de Camisea, en la costa central
del país. De este modo, la potencia instalada térmica creció a una tasa promedio
anual de 12,4%, mientras que la hidráulica a 1,7%, en dicho período. (Ver
GRAFICO N°).
Cabe resaltar que este crecimiento se concentró en la zona centro,
específicamente en la región Lima, donde destacaron las centrales ciclo
combinado de Kallpa y Enersur, con capacidades instaladas de generación de
870 MW y 852 MW, respectivamente.
GRAFICO N°4: POTENCIA INSTALADA EN EL MERCADO ELECTRICO POR TIPO DE FUENTE,
2004-2013(MW)
Por otro lado, la potencia efectiva a nivel nacional fue 9 885 MW, en el año 2013.
(Ver GRAFICO N°). Esto equivale al 89% de la potencia instalada.
En el caso de las centrales hidráulicas, su potencia efectiva fue, en promedio,
96% de su potencia instalada, mientras que la potencia efectiva de las centrales
térmicas fue el 86% de la potencia instalada. Esta diferencia se debió a los
mayores factores que intervinieron en las condiciones de potencia efectiva de
una central térmica, como son la presión y humedad atmosférica, y la
temperatura ambiente.
GRAFICO N°5: POTENCIA EFECTIVA A NIVEL POR TECNOLOGIA, 2004-2013 (MW)
4.1.4. Producción de energía
La producción de energía eléctrica en el mercado eléctrico ascendió a 40 665
GW.h, en el año 2013. El crecimiento de la producción vino de la mano con el
ritmo de crecimiento de la economía, así, la tasa de crecimiento promedio anual
fue de 6,7%, en el período 2004-2013. Esto reflejó el dinamismo experimentado
por la economía nacional en la última década, favorecida en parte por el boom
del precio de los metales y el desarrollo de la demanda interna. Sin embargo, el
crecimiento de la producción fue liderado por la generación térmica que alcanzó
una tasa de crecimiento promedio anual de 14,6%, en comparación con la
hidráulica que registró 2,7%.
GRAFICO N°6: PRODUCCION EN EL MERCADO ELECTRICO POR TECNOLOGIA, 1995-2013
(GW.h)
Asimismo, la participación de las fuentes hidráulicas en la producción del mercado
eléctrico fue de 53%; participación que, a pesar de estar muy relacionada a la
evolución de la hidrología, experimentó una sostenida tendencia a la baja desde el
2001, año en que llegó a 89,5%. (Ver GRAFICO N°). Esto se debió, en parte, al
menor crecimiento de la potencia instalada de tecnología hidráulica en el mercado
nacional y a la priorización del aprovechamiento de gas natural proveniente de
Camisea, por parte del sector eléctrico.
En este sentido, el crecimiento de la participación de fuentes térmicas en la
generación a gas natural, si bien resultan más caras que la hidráulica, sustituyeron
a los equipos térmicos de mayor costo de generación.
En los años previos a Camisea, el despacho térmico estuvo relacionado a unidades
con fuente en derivados del petróleo que marginaban en la operación, es decir,
abastecían de electricidad en hora punta o en época de estiaje. En cambio,
actualmente, las unidades térmicas con ciclo combinado suelen despachar en
períodos de hora baja y media sin que esto impacte drásticamente en los costos de
operación del sistema y disminuyendo el riesgo hidrológico al suministro de
electricidad.
GRAFICO N°7: PARTICIPACION DE LAS FUENTES DE GENERACION EN LA PRODUCCION
DE ENERGIA ELECTRICA, EN EL MERCADO ELECTRICO, 1995-2013(GWh)
GRAFICO N°8: GENERACION HIDRAULICA POR EMPRESA DEL MERCADO ELECTRICO, EN
EL 2013 (GW.h)
Se pudo apreciar que cerca del 50% de la generación hidráulica, en el 2013, fue
generada por dos empresas: Electroperú y Edegel. Asimismo, las empresas Egenor
y SN Power también tuvieron una participación importante, contando ambas con un
nivel de generación similar. (Ver GRAFICO N°). Además, existieron diferencias
significativas en la potencia instalada de estas empresas, entre las que destacó
Electroperú, que cuenta con el Complejo Hidroeléctrico de Mantaro de 1 008 MW.
GRAFICO N°9: GENERACION TERMICA POR EMPRESA DEL MERCADO ELECTRICO, EN EL
2013 (GW.h)
Por otro lado, Enersur, Kallpa y Edegel aportaron el 86% de la generación térmica.
Cabe destacar que las empresas mencionadas produjeron en base a gas natural y
carbón, fuentes de mínimo costo en el mercado. (Ver GRAFICO N°).
Finalmente, en el año 2013, la producción de las unidades de autogeneración fue
de 2 666 GW.h, lo que equivalió a 6,2% de la producción nacional. Asimismo, la
generación térmica representó el 77% de la autogeneración. A partir de 1996, se dio
una significativa reducción de esta debido a la conexión de diversos usuarios
eléctricos al SEIN. Sin embargo, a partir de 2003, se apreció una tendencia creciente
que estuvo relacionada con la mayor actividad de autogeneración de las unidades
mineras y de explotación de hidrocarburos. (Ver GRAFICO N° ).
GRAFICO Nº10: PRODUCCION DE LAS UNIDADES DE AUTOGENERACION POR TIPO DE
FUENTE 1995-2013 (GW.h)
4.1.5. Máxima demanda
En el año 2013, la máxima demanda del SEIN, es decir, el momento de mayor
demanda simultánea en el sistema, se registró el día 11 de diciembre a las 20:15
y ascendió a 5575 MW, presentando un crecimiento de 5.4% respecto a la
máxima demanda del año anterior. (Ver gráfico). Esto reflejo el incremento del
equipamiento de los hogares y la industria, en especial de la minería y, en
general, del nivel de actividad económica. La tasa de crecimiento promedio
anual fue 6.5%, en el periodo 2004-2013. Así, en la última década, la máxima
demanda acumulo un crecimiento total de 78%.
GRAFICO Nº11: MAXIMA DEMANDA DEL SEIN, 2004-2013 (MW)
De otro lado, la cobertura de la máxima demanda por recurso energético, en el
2013, muestra una mayor participación de agua y gas natural, 50.5% y 45.5%,
respectivamente. El gas natural mostro un crecimiento de 11.5% en dicha
cobertura debido a la mayor capacidad de generación de las centrales térmicas
que operaron con tecnología de ciclo combinado. (Ver cuadro Nº). Asimismo,
no fue necesario el despacho en base a diésel, lo cual tuvo un impacto positivo
en el costo marginal de la operación.
CUADRO Nº12: COBERTURA DE LA MAXIMA DEMANDA POR RECURSO ENERGETICO 2012-
2013 (MW)
4.2. Balance Oferta y Demanda
El margen de reserva del SEIN fue de 32%, en el año 2013, lo que represento una
diferencia de 3,0% respecto al margen de 2012. Esto se explica por la expansión de
12,4% experimentada por la potencia efectiva, ritmo superior al crecimiento de la
máxima demanda, que en dicho año fue 5,4%. Al respecto, en el periodo 2001-2008,
se pudieron apreciar dos tendencias, la máxima demanda y la potencia efectiva
crecieron a una tasa promedio anual de 6% y 2,5%, respectivamente, lo cual explica
la reducción del margen de reserva.
En el periodo 2009-2013, se apreció una reversión en dicha tendencia, en el cual se
experimentó un crecimiento de 6,5% y 9,1%, respectivamente. Lo último, se explica
por la mayor inversión en generación que se centralizo en Lima, específicamente, en
las centrales térmicas ubicadas en el distrito de Chilca.
El crecimiento de la demanda se vio impulsado por el dinamismo del sector minero
que represento aproximadamente el 34% de la demanda de electricidad en el 2012,
y el sucesivo incremento del coeficiente de electrificación a nivel nacional, que
alcanzo a 90% de los hogares en dicho ano. Esto, complementado con una mayor
intensificación del uso de energía eléctrica en la estructura productiva del país, fue la
fuente del crecimiento sostenido y dinámico de la máxima demanda.
Con el objetivo de responder a la expansión de la demanda, el sector privado lidero
las inversiones en capacidad de generación aprovechando el suministro de gas
natural en la zona centro del país. A partir de 2004, año en que se inició la operación
comercial de Camisea, la oferta mostro un mayor dinamismo, fenómeno que se vio
ralentizado en los últimos años debido a las restricciones de transporte de gas natural
desde Malvinas, los yacimientos de Camisea, hasta Lima.
GRAFICO Nº13: BALANCE DE OFERTA Y DEMANDA EN EL SEIN, 2001-2013 (MW.h)
4.3. La transmisión eléctrica en el Perú
En el Perú, la transmisión de energía eléctrica se efectúa mediante el Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados (SS. AA.), ambos
sistemas reúnen un total de 20 585 km de líneas de transmisión, con niveles de
tensión superiores a 30 kV.
Así mismo el Sistema de Transmisión del SEIN está integrado por líneas del sistema
garantizado y complementario de transmisión, así como líneas del sistema principal y
secundario de transmisión. En este orden a fines del año 2013, el SEIN registró 20
536 km de líneas de transmisión, de las cuales 15% pertenecen al sistema
garantizado, 10 % al complementario, 11 % al principal y 64% al sistema secundario
de transmisión; estas líneas transportaron energía eléctrica para el norte, centro y sur
del país.
Por otro lado, los SS. AA. contaron con 49 km de líneas de transmisión. Las empresas
concesionarias que desarrollan como actividad principal la transmisión eléctrica, son:
Red de Energía del Perú S.A. (REP S.A.) que dispone de 4 949 km (24% del total
nacional); Consorcio Transmantaro S.A. (9%), Abengoa Transmisión Norte S.A. (5%),
Red Eléctrica del Sur.S.A., Eteselva S.R.L., Interconexión Eléctrica ISA Perú,
Consorcio Energético Huancavelica y Etenorte E.I.R.L. con 2%, totalizando una
longitud de 9 638 km de líneas (47% del total nacional) para este grupo.
Las otras empresas del mercado eléctrico (generadoras y distribuidoras) así como
empresas que generan energía para uso propio, disponen de 10 947 km de líneas
(53% del total nacional) en diversos niveles de tensión.
CUADRO Nº14: EMPRESAS TRANSMISORAS DE ENERGIA ELECTRICA DEL 2013
4.3.1. Empresas transmisoras de energía eléctrica
Actualmente, nueve empresas privadas cuentan con concesiones para la
actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema Garantizado de
Transmisión (SGT), el Sistema Principal de Transmisión (SPT) y el Sistema
Complementario de Transmisión (SCT). (Ver CUADRO N°).
CUADRO Nº15: EMPRESAS TRANSMISORAS DE ENERGIA ELECTRICA, EN 2013.
4.3.2. Longitud de las líneas de transmisión
La longitud de las líneas de transmisión a nivel nacional fue de 20 585 km, de
las cuales el 38,1% (7 842 km) y el 21,5% (4 417 km) correspondieron a líneas
con niveles de tensión de 220 kV, 138 kV, respectivamente. (Ver GRAFICO N°).
Las congestiones en el sistema de transmisión, debido al constante crecimiento
de la demanda de energía eléctrica, y la centralización de la capacidad instalada
en la zona centro, hicieron necesaria su expansión, junto con la construcción de
líneas con mayor nivel de tensión. A la fecha, se cuenta con 611 km de líneas
de transmisión en 500 kV.
GRAFICO Nº16: LONGITUD DE LAS LINEAS DE TRASMISION A NIVEL NACIONAL, 1995- 2013
(km)
4.3.3. Mapa del SEIN y sistemas aislados
4.3.4. Pérdidas y congestión en los sistemas de transmisión
En el año 2013, el porcentaje de pérdidas de energía eléctrica en el SGT y SPT
ascendió a 4,35%. (Ver GRAFICO N°). Como se puede apreciar, desde 1995,
este porcentaje tuvo una tendencia decreciente. Esto fue favorecido por la
expansión inicial del sistema luego de la privatización del segmento de
transmisión por parte del Estado y por la mayor eficiencia de los operadores a
través de la modernización del equipamiento y el planeamiento de la operación
por parte del COES. Sin embargo, en los años recientes, el gran crecimiento
experimentado por la demanda en las zonas sur y norte significo la necesidad
de exportar energía a dichas zonas desde la zona centro, área en la que se
centralizo la expansión de la capacidad instalada. Por este motivo, se
experimentaron congestiones en la red de transmisión, las cuales explican
significativamente el reciente incremento del porcentaje de pérdidas en los
sistemas de transmisión.
GRAFICO Nº17: PERDIDAS DE ENERGIA ELECTRICA EN EL SGT Y EL SPT, 1995-
2013 (%)
En el caso del enlace centro a norte, la construcción y puesta en operación de
la línea 500 Kv Zapallal-Trujillo permitió la progresiva reducción de congestiones
en los flujos de la línea 220 kV Paramonga-Chimbote. Sin embargo, con
respecto al enlace del centro a sur, desde el 2013, se registró la congestión de
la línea 220 kV Mantaro-Socabaya debido al incremento de la transferencia de
energía del centro hacia el sur.
Se espera que la puesta en operación de la línea 500 kV Chilca–Marcona–
Montalvo y de otros proyectos en 500 kV y en 220 kV, que están incluidos en el
Plan de Transmisión, propicien la descongestión paulatina del sistema de
transmisión y favorezcan la reducción progresiva del nivel de pérdidas. (Ver
GRAFICO Nº).
GRAFICO Nº18: FLUJOS DE ENERGIA ELECTRICA RESPECTO A LA MAXIMA CAPACIDAD
NOMINAL DE LA LINEA, 2011-2013(%)
4.4. La distribución eléctrica en el Perú
La empresas generadoras y distribuidoras atendieron a fines de 2013 a 6 156 315
usuarios finales (diciembre 2013), 5,5% mayor a los usuarios atendidos por las
empresas en el mismo periodo del año 2012. Del total de usuarios, 6 154 268 son
clientes regulados y 280 clientes libres, y de éstos últimos, 139 son atendidos por las
empresas generadoras.
En el año 2013, la energía eléctrica comercializada alcanzó los 35 613 GW.h y el 62%
de ésta fue distribuida por 24 empresas distribuidoras y el 38% por 22 empresas
generadoras; las ventas totales aumentaron 5,8% respecto del año 2012.
Las generadoras comercializaron a sus clientes libres 13 674 GW.h, lo que representa
un incremento del 7,6% con relación al año anterior. Del mismo modo, las
distribuidoras vendieron 21 939 GW.h, 6,1% más que el año 2012.
La energía eléctrica total al cierre del año 2013 se distribuyó de acuerdo a los niveles
de tensión requeridos según la siguiente estructura: en MAT (26%), AT (6%), MT
(33%) y BT (35%).
Las principales empresas eléctricas que destacaron por las ventas efectuadas a sus
clientes finales respecto del total nacional fueron: Luz del Sur (19.4%), Edelnor
(18.2%), Edegel (9.2%), Enersur (7.1%), Kallpa (6.9%), Hidrandina (4.6%), entre
otras.
CUADRO Nº19: EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELECTRICA 2013
4.4.1. Número de Clientes
GRAFICO Nº20: PARTICIPACION DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCION EN EL NUMERO DE
CLIENTES A NIVEL NACIONAL, EN 2013 (%)
Las empresas de distribución contaron con 6 156,2 miles de clientes en el año
2013. De estos, solo 141 fueron clientes libres con contratos de suministro de
energía eléctrica (PPA’s, por sus siglas en inglés) firmados principalmente con
Edelnor (78) y Luz del Sur (22). Asimismo, Edelnor, Luz del Sur e Hidrandina
contaron con aproximadamente 48% del total de clientes del segmento. Esto se
debe a la alta densidad demográfica registrada en sus áreas de demanda, en
las cuales se ubican ciudades importantes como Lima, Trujillo y Chimbote.
4.4.2. Mapa de concesiones de distribución
4.4.3. Perdidas de distribución
El porcentaje de pérdidas en las redes de distribución mostro una tendencia
decreciente en el periodo 1995-2013, pasando de un máximo de 19,7%, en
1995, a 7,5%, en 2013. Esto fue producto de las inversiones del sector
distribución en la modernización de equipos y ampliación de redes. Asimismo,
las empresas que presentaron un mayor nivel de eficiencia en este aspecto se
localizaron en Lima, Edelnor y Luz del Sur, respectivamente. Nótese, que a
diferencia del caso de transmisión, las redes de distribución se desempeñaron
a nivel local, razón por la cual las empresas de distribución pudieron ampliar su
capacidad a medida que creció su red, se incrementó el número de usuarios y
el nivel de carga al que debieron. suministrar energía eléctrica.
GRAFICO Nº21: PERDIDAS EN DISTRIBUCION, 1995-2013(%)
4.5. Participantes del Sector Eléctrico:
Clientes: Pueden ser divididos a su vez en “clientes libres”7 y “clientes regulados”8.
COES (Comité de Operación Económica del Sistema): Se encuentra conformado
por los titulares de las centrales de generación y de transmisión que se encuentran
interconectadas al sistema nacional. Este organismo tiene como finalidad coordinar
las operaciones al mínimo costo, garantizando la seguridad en el abastecimiento; su
labor es de nuestra técnica.
7 Los clientes libres son aquellos cuya demanda es mayor o igual a 2500 kW. 8 Los clientes regulados son todos aquellos con consumos menores a 200 kW de demanda de potencia (Servicio Público de Electricidad).
Ministerio de Energía y Minas: Es la entidad encargada de la representación del
estado peruano a través de la Dirección General de Electricidad, este organismo
cumple con labores normativas y es el responsable del otorgamiento de concesiones
y autorizaciones.
OSINERGMIN (Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería): Es
la institución encargada de supervisar, regular, fiscalizar y sancionar a las empresas
que se desarrollan en el sector eléctrico, hidrocarburos y minero.
Se creó el 31 de diciembre de 1996, mediante la Ley N° 26734, bajo el nombre de
OSINERG. Inició el ejercicio de sus funciones el 15 de octubre de 1997, supervisando
que las empresas eléctricas y de hidrocarburos brinden un servicio permanente,
seguro y de calidad. A partir del año 2007, la Ley N° 28964 le amplió su campo de
trabajo al subsector minería y pasó a denominarse OSINERGMIN.
GRAFICO N°22: ACTORES DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO
5. Análisis de la situación
El Subsector Eléctrico ha mostrado una evolución positiva y altamente dinámica durante los
últimos años. Esto se evidencia en el gran crecimiento de la actividad de generación
eléctrica, caracterizado por la expansión de la capacidad instalada y el nivel de producción.
Esta situación acorde al dinamismo de la economía y su consiguiente efecto en la demanda
de electricidad. Sin embargo, se aprecia un alto nivel de centralización de esta capacidad
en la zona centro debido a la ubicación del gasoducto, que transporta el gas natural
proveniente de los yacimientos de Camisea a la costa central del país.
En el caso del sistema de transmisión, la expansión se ha realizado mediante mecanismos
contractuales que estabilizan los ingresos y que se sustentan en la alta competencia del
mercado, en las licitaciones. No obstante, se aprecia aún congestiones debido a la
centralización de la generación en el centro y el alto crecimiento de la demanda en el norte
y sur del país. Este proceso ha significado un deterioro en la eficiencia del sistema debido
al incremento de las pérdidas en los sistemas de transmisión. Sin embargo, las inversiones
públicas y privadas orientadas a modernizar el equipamiento y, expandir la red de
transmisión, y su capacidad, tendrán un impacto positivo en el corto y mediano plazo,
reduciendo las congestiones y pérdidas del sistema.
La actividad de distribución ha sido beneficiada por el crecimiento del número de clientes
regulados y libres, y por la mejora en los ingresos de la población, lo cual se ha visto
traducido en el crecimiento sostenido de sus ventas. Asimismo, las principales empresas
de distribución a nivel nacional, Edelnor y Luz del Sur, han tenido una participación muy
activa en la emisión de títulos de deuda en el mercado de capitales, con lo cual han obtenido
fondos para financiar sus actividades y realizar inversiones.
Finalmente, las redes de distribución a nivel nacional han mostrado una reducción sostenida
del porcentaje de pérdidas.
}
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. CONCLUSIONES
Las políticas gubernamentales que se han propuesto durante los últimos años para
promover el desarrollo del abastecimiento de Lima Metropolitana, se han hecho
principalmente para regular el sector eléctrico y que se promueva su crecimiento, y
adicionalmente también se han promovido leyes para regular el sector para que no exista
desperfectos de modo precautivo.
El tema central de las políticas de desarrollo de abastecimiento se centran principalmente
en configurar la normas de forma idónea para generar un situaciones propicias para que
conjuntamente con el crecimiento de la zona urbana de Lima Metropolitana, su economía y
su producción, existan medidas normativas adaptadas especialmente para la ampliación de
la infraestructura y sistemas involucrados para que el proceso secuencial de modificación
sea realizado paulatinamente en orden.
Las políticas económicas gubernamentales tienen como objetivo proteger el abastecimiento
continuo de la cantidad exigida por Lima Metropolitana, priorizándose el concepto de
seguridad energética para esta zona, la cual incluye numerosos aspectos relacionados con
medidas regulatorias protectoras que se dirigen a especificar preceptos básicos preventivos
y supervisores del funcionamiento del sistema energético eléctrico, de tal forma que exista
correcto funcionamiento en las etapas de generación, transmisión y distribución de la
energía eléctrica y que se hayan previsto todas las particularidades inherentes al
funcionamiento del sistema, para que los sistemas de energía eléctrica tengan seguridad
establecida para cada aspecto y exista alternativa de respaldo para cualquier caso.
Revisando el objetivo nacional establecido para el país, que es el siguiente: Promover el
desarrollo sostenible de las actividades energéticas y mineras impulsando la inversión
privada, con un marco global competitivo, preservando el medio ambiente y facilitando las
relaciones armoniosas del sector Y comparándolo con el objetivo y misión prioritaria del
departamento de energía de los Estados Unidos, que es el siguiente: Garantizar la
seguridad y la prosperidad de los Estados Unidos al abordar sus desafíos energéticos,
ambientales, nucleares a través de la ciencia transformadora y las soluciones tecnológicas.
No incluye dentro de los objetivos generales lo siguiente:
No atribuye roles de entrar al Estado.
No se precisa que los roles de energía deben ser provisionada de materia continua.
No se menciona a las diferentes variables de energías renovables.
Falta el énfasis del previmiento sectorial.
No hay políticas para el ahorro de energía.
6.2. RECOMENDACIONES
Se propone que se realicen políticas gubernamentales para las siguientes
recomendaciones, para lo cual también tendrá aprobarse un conjunto regulatorio de normas
adaptadas para que los procedimientos relacionados con cada una sean detallados y
especifique que su finalidad es promover la realización de cada propuesta.
Para la generación de energía eléctrica:
Fomento de las inversiones en este sector y de las licitaciones para que se
promuevan proyectos relacionados con la generación de electricidad.
Facilitar los medios que incentiven la actividad energética.
Diversificar las fuentes principales de sostenimiento energético.
Promover la identificación de zonas estratégicas para destinarlas a la generación
de energía eléctrica.
Promover investigaciones de fuentes de energía alternativa.
Desarrollar los conocimientos de generación de energía con el objetivo de
ampliarlos y volverlos más avanzados, de tal forma que se pueda obtener
información superior sobre otros medios del mismo nivel que se puedan usar como
sustitutos y que exista mayor variedad y diversificación.
Para la transmisión de energía eléctrica:
Fomentar la ampliación de las redes de transmisión, con el fin de que puedan tener
mayor capacidad ante el mayor requerimiento del centro urbano de Lima
Metropolitana.
Incentivar la competencia en el servicio de transmisión de energía eléctrica, para
que se obtenga un conjunto de empresas que brinden el mismo servicio y al mismo
tiempo se promueva la ampliación de las redes de transmisión eléctrica.
La zona central de transmisión de Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)
hacia Lima Metropolitana debe ser reforzada y monitoreada para evitar fallas e
interrupciones o desperfectos, de tal modo que no ocurra un cese del
abastecimiento hacia la zona urbana de Lima.
Modernizar las redes de transmisión conforme corresponde para zonas de alto
crecimiento urbano de un país, para que se utilice tecnología apropiada para una
ciudad con proyecciones de modernización a futuro.
Para la distribución de la energía eléctrica:
Promover la reservación de energía almacenada dentro de contenedores
especializados de almacenamiento, como medio contingente para compensar la
carencia de fluido eléctrico en un futuro.
Promover la adquisición de tecnología para almacenar energía contingente para uso
futuro.
Promover el mantenimiento del sistema de distribución eléctrico para que no existan
interrupciones en el abastecimiento del consumidor final.
Promover el reforzamiento y modernización de los sistemas de distribución para
incrementar la eficiencia en el abastecimiento.
Finalizar de extender todas las redes de distribución a cada una de las zonas
conformantes de Lima Metropolitana.
7. PERSPECTIVAS.
PERSPECTIVA DE MEDIANO PLAZO
Se ampliaran las infraestructuras de transmisión de energía eléctrica mediante la
implementación de varios proyectos, para mantener abastecida la cantidad exigida para la
población, y que la potencia no sea inferior a la cantidad exigida de energía eléctrica hasta
el 2018, para que la provisión de energía se eleve por encima del crecimiento de 6% de la
demanda, por lo cual se elevarán los proyectos de 1183 en la actualidad a 12553 en 2018,
principalmente por la gran cantidad requerida por la población del centro de del país que se
incrementará de 3910 MW a 5385 MW. Además se incrementará las reservas del SEIN.
PERSPECTIVA DE LARGO PLAZO
Se prevé que el crecimiento de la cantidad requerida crezca regularmente hasta el 2018,
después del este año se reducirá la cantidad pedida con tasas de crecimiento menores. Y
también para la expansión de generación eficiente de proyectos comprometidos se estima
que existirá un déficit de generación eficiente a largo plazo después del año 2019, para lo
cual se promoverá una mayor implementación de proyectos que incrementen la reserva con
generación eficiente para que sea superior a la demanda base. Adicionalmente se proyecta
una expansión del sistema troncal del SEIN, con fines de cobertura.
PERSPECTIVA MACROECONOMICA
Desde este punto de vista, se identifica que políticas gubernamentales para la seguridad
energética son imprescindibles para que pueda existir crecimiento económico, y que el
sistema productivo de Lima Metropolitana tenga continuo funcionamiento, por la
dependencia existente de energía eléctrica para la mayoría de procesos y bienes de capital
que se utilizan. Por lo cual resulta ser obligatorio garantizar el abastecimiento.
PERSPECTIVA MICROECONOMICA
Considerándose a los agentes económicos individualmente, el desarrollo del
abastecimiento de energía eléctrica necesita ser promovido para mantener cubierta la
exigencia de mayor cantidad de energía, por el proceso de modernización de la ciudad, que
incluye que exista un incremento producido por uso de nuevas tecnologías en las familias
y las empresas, y que se amplie la cobertura de electrificación a las zonas que carecen de
electricidad.
PERSPECTIVA FINANCIERA
Como complemento de las políticas gubernamentales para el desarrollo de abastecimiento
hacia Lima de Energía Eléctrica, tiene que promoverse que el sistema financiero ofrezca
recursos para los proyectos futuros que se van a realizar con respecto a la generación,
transmisión y distribución, de modo que exista mayores recursos disponibles para cada
iniciativa de mejorar la situación del sistema de energía eléctrica.
PERSPECTIVA ECONÓMICA
Se debe gestionar todo el funcionamiento del sistema eléctrico para que exista control sobre
las cantidades producidas, y que durante el transcurso del tiempo sea asignada de forma
eficiente para que se utilice de la forma más inteligente, para sus respectivas funciones,
evitando que exista carencia de este recurso.
PERSPECTIVA DEL DESARROLLO ECONÓMICO
Se necesita del completo abastecimiento de este recurso a las zonas estratégicas del país
y a Lima Metropolitana, para que se promueva el progreso a favor de que exista un mayor
grado avanzado de transformación en base a esta fuente de energía eléctrica, que de como
resultado que se produzca un proceso ingenioso de cambio interno y favorezca la
modernización de tal forma que comparativamente y competitivamente, la zona principal y
central del país, mantenga su posicionamiento a un nivel competitivo.
8. BIBLIOGRAFÍA
INFORME TÉCNICO N°10 – OCTUBRE 2013 DEL INSTITUTO NACIONAL DE
ESTADISTICA E INFORMARTICA
INFORME DEFINITIVO DEL ESTUDIO DE COSTOS DEL VAD DEL ST1 – PARTE 2 DE 3
– JULIO 2009 – REGULACIÓN TARIFARIA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA – PERIODO:
NOVIEMBRE 2009 – OCTUBRE 2013 – EDELNOR.
LIBRO BLANCO DEL MARCO REGULATORIO DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN
EL PERÚ – DETERMINACIÓN DEL VALOR AGREGADO DE DSISTRIBUCIÓN – VAD
REFORMA DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA – VII CEDELEF 2014 – DIRECCIÓN
GENERAL DE ELECTRICIDAD.
REPORTE FINANCIERO – CENTRUM – EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE
LIMA NORTE S.A.A. – EDELNOR.
REFORMAS ESTRUCTURALES EN EL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO –
DOCUMENTO DE TRABAJO N°5 – OFICINA DE ESTUDIOS ECONÓMICOS
PROBLEMÁTICA DE LA SUPERVISIÓN DE LA CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO
EN EL PERÚ – DOCUMENTO DE TRABAJO N°6 – OFICINA DE ESTUDIOS
ECONÓMICOS
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN EL PERÚ: REGULACIÓN Y EFICIENCIA – DE JOSÉ
LUIS BONIFAZ
FUNDAMENTOS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO –
DE ALFREDO DAMMERT LIRA, FIORELLA MOLINELLI ARISTONDO Y MAX ARTURO
CARBAJAL NAVARRO.
LAS ALIANZAS PÚBLICO – PRIVADAS EN ENERGÍAS RENOVABLES EN AMÉRICA
LATINA Y EL CARIBE – DE MANLIO COVIELLO, JUAN GOLLÁN Y MIGUEL PEREZ.
REGULACIÓN Y SUPERVISIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO – ALFREDO DAMMERT,
RAÚL GARCÍA CARPIO Y FIORELLA MOLINELLI. CAPITULO 7.
REPORTE FINANCIERO – CENTRUM – LUZ DEL SUR S.A.A.
MERCADO EL+ECTRICO EN EL PERÚ: BALANCE DE CORTO PLAZO Y AGENDA
PENDIENTE – USMP
SECTOR ELÉCTRICO: BALANCE OFERTA – DEMANDA (2013 – 2018) – MANUEL RUIZ
EVALUACION DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA – SEPTIEMBRE 2014
– CONVENCIÓN DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ELÉCTRICAS – FONAFE.
NORMAS LEGALES – RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVOORGANISMO
SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN DE ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN N°264-2012-
OS/CD
REPORTE DE ANÁLISIS ECONÓMICO SECTORIAL ELECTRICIDAD –
INPLEMENTACIÓN DE UN MERCADO DE CAPACIDAD EN EL MERCADO ELÉCTRICO
PERUANO – AÑO 3 – N°5 – DICIEMBRE 2014.
REFORMA DE LA DISTRIBUCIÓN – MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS
REGLAMENTO DE LA LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS – DECRETO SUPREMO
N°009-93-EM
INFORME SECTORIAL DE PERÚ: SECTOR ELÉCTRICO – MARIELA PAJUELO –
PACIFIC CREDIT RATING
ANÁLISIS DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO – OCTUBRE DE 2013 –
CLASIFICADORA DE RIESGO
EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL: SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS
DE MEDIANO Y LARGO PLAZO – SEPTIEMBRE DE 2014 – COES – SINAC
CAMBIOS Y POSIBLES MEJORAS EN EL MARCO REGULATORIO DEL SECTOR
ELÉCTRICO PERUANO – OSINERGMIN – SETIEMBRE 2011.
8. ANEXOS
