prospectiva del sector elÉctrico - ariae
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XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA REGULADORES DE LA ENERGÍA -- ARIAEARIAE--
PROSPECTIVA DEL SECTOR PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICOELÉCTRICOELÉCTRICOELÉCTRICO
Alfredo Dammert LiraPresidente del Consejo Directivo
OSINERGMIN
Abril, 2008Abril, 2008
Prospectiva del Sector EléctricoProspectiva del Sector Eléctrico
1. Situación Actual1.1 Sistema Eléctrico Interconectado Nacional1.1 Sistema Eléctrico Interconectado Nacional1.2 Oferta y Demanda Eléctrica 20061.2 Oferta y Demanda Eléctrica 2006--20072007
2 Perspectivas en Capacidad2. Perspectivas en Capacidad2.1 Inversiones en Capacidad de Generación2.1 Inversiones en Capacidad de Generación2.2 Oferta y Demanda de Potencia Efectiva. 20002.2 Oferta y Demanda de Potencia Efectiva. 2000--201020102 3 Capacidad de Generación Eléctrica2 3 Capacidad de Generación Eléctrica2.3 Capacidad de Generación Eléctrica2.3 Capacidad de Generación Eléctrica2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica2.5 Capacidad del Ducto de Transporte 2.5 Capacidad del Ducto de Transporte -- Gas NaturalGas NaturalC3. Cambio en el Modelo Regulatorio
4. Problemática del Suministro4.1 Corto Plazo4.1 Corto Plazo4.2 Mediano y Largo Plazo4.2 Mediano y Largo Plazo
5. Medidas de Solución5 1 Corto Plazo5 1 Corto Plazo5.1 Corto Plazo5.1 Corto Plazo5.2 Mediano y Largo Plazo5.2 Mediano y Largo Plazo
Oferta y Demanda Eléctrica 2006 Oferta y Demanda Eléctrica 2006 -- 20072007
OFERTA ELÉCTRICAPotencia instalada SEIN (MW) 2006 2007 Variación %Potencia instalada SEIN (MW) 2006 2007 Variación %
Hidroeléctrica 3 053 3 067 0,5%Térmica 2 357 2 733 16,0%,Potencia Instalada Total (MW) 5 410 5 800 7,2%
DEMANDA ELÉCTRICADEMANDA ELÉCTRICAIndicadores de Demanda 2006 2007 Variación %
Número de usuarios (miles) 4 165 4 355 4 6%Número de usuarios (miles) 4 165 4 355 4,6%Consumo per cápita (KWh) 872 943 8,1%Cobertura del servicio 78,7% 79,5% 1%Pérdidas de energía en distribución 8,60% 8,20% – 4,7%Máxima demanda SEIN (MW) 3 610 3 966 9,9%
XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍAXII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MINEM)
Oferta y Demanda Eléctrica 2006 Oferta y Demanda Eléctrica 2006 -- 20072007
Hidroeléctrica Termoeléctrica Total %
Participación en la Capacidad Efectiva del SEIN por Grupo Económico (2007)
Grupo Económico Potencia Efectiva % Potencia Efectiva %Endesa 767 27.0% 852 36.29% 1,619 31.2%Estado 1,271 44.8% 236 10.05% 1,507 29.1%Suez-Tractebel 137 4.8% 699 29.76% 836 16.1%
Total %
Duke 359 12.6% 320 13.63% 679 13.1%Statkraft 263 9.3% - 0.00% 263 5.1%Otros 42 1.5% 241 10.27% 283 5.5%Total 2,837 100.0% 2,348 100.0% 5,185 100.0%
Fuente: OSINERGMIN y COES
XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍAXII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
2.1 Inversiones en Capacidad de Generación2.1 Inversiones en Capacidad de Generación2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD
PROYECTOS CONSIDERADOS (Inversiones asumidas como ciertas) Capacidad (MW)
Ingresarán tres C.H. Carhuaquero (Duke Energy) 10 MWC H La Joya (Empresa de Energía del PerúAño 2008
gCentrales Hidroeléctricas (C.H.)
C.H. La Joya (Empresa de Energía del Perú, grupo local) 10 MW
C.H. Caña Brava (Duke Energy) 6 MWC.H. Pariac - CH5 y CH6 (Statkraft) 8 MW
Año 2009Ingresarán dos C.H. y tres Centrales Térmicas a Gas Natural (C.T.G.N.)
C.H. Poechos II (Sindicato Energético, grupo local) 10 MW
C.T.G.N. Chilca - Unidad TG3 (Suez) 176 MWC.T.G.N. Kallpa 2 (Israel Corp.) 176 MWC.T.G.N. Kallpa 2 (Israel Corp.) 176 MWC.T.G.N. Santa Rosa (Endesa) 186 MW
Año 2010 Ingresará una C.H. C.H. El Platanal (Cementos Lima, grupo local) 220 MWPROYECTOS NO CONSIDERADOS (Existe cierto grado de incertidumbre) Capacidad (MW)( g ) p ( )
C. Hidro –eléctricas C.H. Quitaracsa (empresa sueca Control Suit ) 115 MW
C.T.G.N. Nueva Esperanza (BPZ Energy, grupo local) 160 MWC T G N C l E (T l d d t l t t l) 26 MWCentrales
Térmicas a Gas Natural
C.T.G.N. Calana a Egasa (Traslado de central estatal) 26 MWC.T.G.N. Mollendo a Egasa (Traslado de central estatal) 71 MWC.T.G.N. Kallpa a Ciclo Combinado (Israel Corp.) 160 MWC T G N Sta Rosa a Ciclo Combinado (Endesa) 62 5 MW adicionalC.T.G.N. Sta. Rosa a Ciclo Combinado (Endesa) 62.5 MW adicional
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2.2 Oferta y Demanda de Potencia Efectiva (20002.2 Oferta y Demanda de Potencia Efectiva (2000--2010)2010)2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD
Indicador (MW) 2000 2005 2006 2007 2008 (**) 2009 (**) 2010 (**)(A) Potencia Efectiva 4 108 4 553 4 840 5 185 5 211 5 766 5 986(A) Potencia Efectiva 4 108 4 553 4 840 5 185 5 211 5 766 5 986
Hidráulica 2 241 2 823 2 826 2 837 2 863 2 880 3 100Carbón 125 141 141 141 141 141 141Gas Natural 238 714 1 064 1 398 1 398 1 936 1 936D2 y Otros 1 504 875 809 809 809 809 809
(B) Demanda de Potencia 2 654 3 335 3 610 3 966 4 257 4 587 4 985(B) Demanda de Potencia (*) 2 654 3 335 3 610 3 966 4 257 4 587 4 985
Crecimiento demanda de Potencia 4,0% 6,1% 8,2% 9,9% 7,3% 7,8% 8,7%
(C) Reserva de Potencia = (A) - (B) 1 454 1 218 1 230 1 219 954 1 179 1 101
(D) Margen de Reserva 54 8% 36 5% 34 1% 30 7% 22 4% 25 7% 20 1%( ) gEfectiva = (C) / (B) 54,8% 36,5% 34,1% 30,7% 22,4% 25,7% 20,1%
(*) Los datos del 2008 al 2010 están basados en proyecciones econométricas de OSINERGMIN.(**) Las estimaciones incluyen las inversiones asumidas como ciertas para el periodo 2008-2010.
Fuente: OSINERGMIN Elaboración: Oficina de Estudios Económicos
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2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2.3 Capacidad de Generación Eléctrica2.3 Capacidad de Generación Eléctrica
LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD HA CRECIDO A TASASLA DEMANDA DE ELECTRICIDAD HA CRECIDO A TASASMAYORES A LAS ESPERADAS, superando el 8,1% en el año2006 y cerca de 10% el 2007 gracias a sectores como el mineroy manufacturero. Se espera que este dinamismo continúe pory p q pun panorama favorable a las inversiones (minería, TLC, etc.).LAS INVERSIONES EN CAPACIDAD DE GENERACIÓN NOHAN SEGUIDO EL RITMO DE CRECIMIENTO DE LADEMANDA y han sido principalmente conversión de centrales agas natural y nuevas inversiones.ELLO SE HA TRADUCIDO EN UNA REDUCCIÓN DELC
IÓN
CIÓ
N
MARGEN DE RESERVA, que puede incrementar el Riesgo deFalla en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).AUNQUE EL PROBLEMA CON EL MARGEN DE RESERVA
ÍERA
CER
AC
EMPEZARÍA A SUPERARSE A FINES DEL 2009,, gracias a laconcreción de algunas inversiones, la reducción del Riesgo deFalla requeriría de nuevas inversiones significativas para el2010 en adelanteG
ENE
GEN
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2010 en adelante.GG
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2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica (1)2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica (1)2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD
Zona Línea Titular Tensión nominal (kV)
Número de ternas
Longitud (km)( ) ( )
S.E. Paramonga Nueva - S.E. Vizcarra ETESELVA (DUKE ENERGY) 220 1 145.3
S.E. Pachachaca - La Oroya Nueva 220 1 21.2S.E. Oroya - Carhuamayo 220 1 76.1S.E. Carhuamayo - Paragsha 220 1 43.3S E Paragsha - Vizcarra 220 1 121 1
ISA PERU(ISA DE COLOMBIA
NN
S.E. Paragsha - Vizcarra 220 1 121.1261.7
S.E. Malácas (Talara) - S.E. Piura Oeste 220 1 103.8S.E. Chiclayo Oeste - S.E. Guadalupe 1 220 1 83.7S.E. Guadalupe 1 - S.E. Trujillo Norte 220 1 103.4S.E. Chimbote 1 - S.E. Paramonga Nueva 220 1 220.3S E Paramonga Nueva S E Huacho 220 1 55 6
Norte
REP
SIÓ
NSI
ÓN S.E. Paramonga Nueva - S.E. Huacho 220 1 55.6
S.E. Huacho - S.E. Zapallal 220 1 103.9S.E. Chavarría - S.E. Santa Rosa 220 2 8.8S.E. Paragsha II - S.E. Huánuco 138 1 86.2S.E. Huánuco - S.E. Tingo María 138 1 88.2
853.9S E Campo Armiño (Mantaro) S E Cotaruse 220 2 292 1
(ISA DE COLOMBIA
TRANSMANTARO (ISA
NSM
ISN
SMIS S.E. Campo Armiño (Mantaro) - S.E. Cotaruse 220 2 292.1
S.E. Cotaruse - S.E. Socabaya 220 2 310.9603
S.E. Cerro Verde - S.E. Repartición 138 1 30S.E. Repartición - S.E. Mollendo 138 1 55S.E. Quencoro - S.E. Dolorespata 138 1 8.4S E Tintaya S E Ayaviri 138 1 82 5
InterconexiónTRANSMANTARO (ISA
DE COLOMBIA)
REP (ISA DE COLOMBIA
TRA
NTR
AN S.E. Tintaya - S.E. Ayaviri 138 1 82.5
S.E. Ayaviri - S.E. Azángaro 138 1 42.4218.3
S.E. Socabaya - S.E. Moquegua (Montalvo) 220 2 106.7S.E. Moquegua (Montalvo) - S.E. Tacna 220 1 124.4S.E. Moquegua (Montalvo) - S.E. Puno 220 1 196.6
427 7
Sur
REDESUR (RED ELÉCTRICA DE
ESPAÑA)
TT
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427.72509.9Total
EcuadorEcuadorColombiaColombia
Zorritos
Talara
Piura
Tumbes
Poechos
CurumuyPaita Sullana
Si tSi tBrasil
Chiclayo
Guadalupe
Piura
CarhuaqueroCajamarcaGallito Ciego
Pacasmayo
GeraMoyobamba
BellavistaTarapoto
y
Sistema Sistema Eléctrico Eléctrico BrasilGuadalupe
Trujillo
ChimboteCañón del Pato Aguaytía
Pucallpa
Tingo Maríaá
Huaraz
yTrupalTrujillo SurInterconectado Interconectado
NacionalNacionalParamonga
Paragsha
YanangoCahuaHuachoYaupi
Vizcarra
VentanillaZapallal Chimay
HuánucoNacional Nacional (SEIN)(SEIN)
Boli
Independencia
San Juan
IQuencoro
CachimayoMachupicchu
Cusco
Mantaro
Abanca
ChavarríaVentanilla
Santa Rosa
San
y
HuancavelicaRestitución
Líneas de Transmisión DT STLíneas de Transmisión DT ST
Central HidroeléctricaCentral HidroeléctricaCentral TermoeléctricaCentral TermoeléctricaSubestación EléctricaSubestación Eléctrica
ivia
Marcona
IcaTintaya Azángaro
JuliacaPuno
Chili
Charcani V
y
San Nicolás
GabánCotaruse
Charcani I, II, III, IV y VI
220 kV220 kV138 kV138 kV3030--69 kV69 kV
220 kV
138 kV
OcéanoPacífico Aricota
TacnaIlo 1
Tv Ilo 2
ChilinaSocabaya Moquegua
Toquepala
BotiflacaMollendo
Máxima Demanda de Potencia 3966 MWMáxima Demanda de Potencia 3966 MW
2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica (2)2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica (2)2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD
En la actualidad En la actualidad En la actualidad En la actualidad algunos tramos de algunos tramos de
la red presentan la red presentan crecientes ni eles crecientes ni eles crecientes niveles crecientes niveles
de congestiónde congestión. .
NN Estos problemas se Estos problemas se presentan en presentan en
algunas horas del algunas horas del SIÓ
NSI
ÓN
algunas horas del algunas horas del día, día, cuando la cuando la
demanda es demanda es
NSM
ISN
SMIS
mayor.mayor.
Fuente estadística: COES-SINAC Informe de Operación SemanalTR
AN
TRA
N
Informe de Operación Semanal N° 28 – 2007, 7 al 13 de julio del 2007TT
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2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica (3)2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica (3)2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD
En particular, por periodos cortos, algunas líneas tienen que ser OPERADAS PORÁENCIMA DE LOS ESTÁNDARES DE CAPACIDAD para poder reducir sus costos
de congestión. Es el caso de las líneas:Paramonga – Chimbote: hacia el norte (160 MW)Mantaro – Cotaruse: hacia el sur (280 MW)
Códi Lí d T i ió S tidNN Código Línea de Transmisión SentidoL-2215 Paramonga Nueva - Chimbote 1
L-2051/L-2052 Mantaro - Cotaruse (Socabaya)SIÓ
NSI
ÓN
L-2258 Paragsha II - CarhuamayoL-2224 Pachachaca - Oroya Nueva
F t COES SINAC I f d E l ió d l O ió Di i (dí 11 18 d j li d l 2007)NSM
ISN
SMIS
Fuente: COES-SINAC Informe de Evaluación de la Operación Diaria (días 11 y 18 de julio del 2007)
Esta situación incrementa el riesgo de falla ante eventos imprevistos en el sistema,ya que SE REDUCE EL MARGEN DE RESERVA REAL EN ALGUNAS ZONAS( l t ll í l 10%)TR
AN
TRA
N
(en el sur este llegaría solo a un 10%).
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TT
2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (1)2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (1)2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD
LL Distribución LimaTransporte
TUR
ATU
RA (Promigas de Colombia) Explotación
Consorcio PLUSPETROL (Argentina)Consorcio TGP(Argentina)
Gas N t lG
S N
ATS
NAT Yacimientos
CamiseaSan Martin -Cashiriari
Planta de Separación
Las Malvinas
Natural Seco
City GateLurín - Lima
Gas Natural Gas
Natural Seco
(MercadoInterno)
E G
AS
E G
AS La Convención -
Cusco
Gas secoLíquidos de Gas N t l
Exportación LNGCañete, Hunt Oil
Gas Natural Licuefactado
(Mercado Externo)
O D
EO
DE (reinyección) Natural
Diesel 2GasolinasGLP(Mercado
Planta de FraccionamientoLobería - Pisco
Externo)
DU
CT
DU
CT
Elaboración: Oficina de Estudios Económicos– OSINERGMIN.
Interno y Externo)
Lobería Pisco PLUSPETROL
DD
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2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (2)2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (2)
2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (3)2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (3)
Capacidad de Transporte del Ducto de Gas Natural por TramosCapacidad de Transporte del Ducto de Gas Natural por Tramos
18”24”32”
300 MMPCD
427 MMPCD
1 179 MMPCD
Km 730
LURÍN
Km 518
PISCO
Km 208
AYACUCHO
Km 00
MALVINAS
Fuente: OSINERGMIN
2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (4)2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (4)2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD
LA DEMANDA ACTUAL DEL DUCTO ES CERCANA A SU CAPACIDAD en elLLtramo de Pisco a Chilca (300 MMPCD). En términos físicos la demanda absorberíaesta capacidad en el año 2009.LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO DE GAS SON INTERRUMPLIBLES. EstoTU
RA
TUR
A
genera incertidumbre en el mediano plazo pues en ausencia de contratos a firme,cuando exista déficit de capacidad del ducto, no se podría saber exactamente lacapacidad disponible para el transporte de gas natural.
ÓS N
ATS
NAT
CONTRACTUALMENTE NO SE PUEDE EXIGIR UNA AMPLIACIÓN DEL DUCTOya que esta ampliación sólo procede con capacidad firme. Actualmente, existendiscrepancias sobre si la obligación de ampliación del ducto debe proceder “enbase a su utilización según contrato” o “bajo contratos a firme”E
GA
SE
GA
S
base a su utilización según contrato o bajo contratos a firme .LA AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD PUEDE REALIZARSE EN UNA PRIMERAINSTANCIA VÍA LA INSTALACIÓN DE COMPRESORES requiriéndoseposteriormente la construcción de otro ductoO D
EO
DE
posteriormente la construcción de otro ducto.EL GOBIERNO A TRAVÉS DE PROINVERSIÓN HA CONVOCADO ALICITACIONES PARA LA AMPLIACIÓN DE DUCTOS REGIONALES lo cualpermitiría la instalación de generadores eléctricos en las zonas de estos ductosD
UC
TD
UC
T
permitiría la instalación de generadores eléctricos en las zonas de estos ductos.DD
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Ley Nº 28832 Ley Nº 28832 -- Libro BlancoLibro Blanco3. CAMBIO EN EL MODELO REGULATORIO3. CAMBIO EN EL MODELO REGULATORIO
(ENTE PLANIFICADOR)Necesidades Necesidades del sistemadel sistema
PLAN DE TRANSMISIÓN
INSTALACIONES
del sistemadel sistemaGeneradoresGeneradores
DistribuidoresDistribuidores
INSTALACIONESSOMETIDAS A
LICITACIÓN
INSTALACIONESCONSTRUIDAS POR
AGENTES, SIN LICITACIÓN
INSTALACIONES CONSTRUIDAS POR
AGENTES FUERA DELPLAN DE TRANSMISIÓN
SISTEMA PLANIFICADOSISTEMA PLANIFICADOR ió t tR ió t t
SISTEMA COMPLEMENTARIOSISTEMA COMPLEMENTARIORemuneración por contratoRemuneración por contratoSiSi tercerosterceros utilicenutilicen lala línea,línea, lala tarifatarifasese fijafija concon loslos mismosmismos principiosprincipiosdeldel SSTSST (por(por elel uso)uso)
Contratos Contratos BOOT (30 años)BOOT (30 años)
Se asigna según “Beneficios Económicos” Se asigna según “Beneficios Económicos”
Cálculo de Costo Cálculo de Costo Eficiente Eficiente
deldel SSTSST (por(por elel uso)uso)(generadores y consumidores)(generadores y consumidores)
Esta misma Ley ha cambiado el modelo de determinación de tarifas de generación pasando de un esquema de regulación a uno de licitaciones.
4.1 Problemática en el Corto Plazo 4.1 Problemática en el Corto Plazo 4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD
EN EL 2006, SE OBSERVÓ QUE LAS INVERSIONES EN GENERACIÓNEN EL 2006, SE OBSERVÓ QUE LAS INVERSIONES EN GENERACIÓNCOMPROMETIDAS A FIRME ERAN INSUFICIENTES para cubrir los niveles del crecimientode la demanda.ELLO LLEVÓ A QUE EL ESTADO A TRAVÉS DE ELECTROPERÚ, EVALUARA LANECESIDAD DE INVERSIONES ADICIONALES para complementar cualquier posibledeficiencia. Esto indujo a los agentes a anunciar el adelanto de inversiones e incluso nuevasinversiones (Duke Energy y SN Power), pese a que algunas no tenían aún concesióndefinitivadefinitiva.EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ALCANZA NIVELES DE SATURACIÓN EN LA ZONANORTE Y MENOR MEDIDA EN EL SUR, lo que incrementa el riesgo de falla y generaproblemas para la firma de contratos por parte de los generadores de estas zonas. En esteproblemas para la firma de contratos por parte de los generadores de estas zonas. En estecontexto, las inversiones necesarias no se concretarían a tiempo.PARA ENFRENTAR EL PROBLEMA DE CONGESTIÓN EN EL SUR, el MEM contemplalicitaciones de la linea Mantaro-Socabaya aunque, de no progresar el mecanismo, existiría lay gposibilidad de reforzar la línea actual.PERSISTEN LOS PROBLEMAS QUE DESINCENTIVAN EL FUNCIONAMIENTO DELMERCADO ELÉCTRICO tales como generación ineficiente, falta de mecanismos quei ti l ió d lincentivan la generación dual.
XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍAXII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
4.2 Problemática en el Mediano y Largo Plazo (1)4.2 Problemática en el Mediano y Largo Plazo (1)4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD
LAS DISTRIBUIDORAS NO TIENEN INCENTIVOS PARA CONTRATAR A LARGOPLAZO, (deben garantizar que su demanda esté cubierta; dado que no sonresponsables del mercado libre, su mejor opción es prever una baja tasa de crecimientoy horizonte de planeamiento más corto).CONTRATAR NO ES RENTABLE PARA TODOS LOS GENERADORES, lo que originaque la demanda no se pueda cubrir con contratos (sólo las centrales con bajos costos deproducción tiene incentivo para contratar, las de alto costo buscan obtener rentas en elmercado de corto plazo administrado por el COES).FALTA DE CONTROL DE LA DEMANDA TOTAL (cliente libre y regulado).LOS GENERADORES TIENEN INCENTIVOS PARA RETRAZAR LA ENTRADA DELOS GENERADORES TIENEN INCENTIVOS PARA RETRAZAR LA ENTRADA DEUNIDADES con el objeto de mantener alto el precio de Largo Plazo. No hay incentivopara mejorar la oferta de generación porque la mayor oferta redunda en una caída delprecio que puede ser incontrolableprecio, que puede ser incontrolable.NO HAY INCENTIVO REAL PARA LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA OCOGENERACIÓN DENTRO DEL SECTOR ELÉCTRICO (los incentivos están en elsector gas natural)sector gas natural).
XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍAXII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
4.2 Problemática en el Mediano y Largo Plazo (2)4.2 Problemática en el Mediano y Largo Plazo (2)4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD
NO EXISTE UN MERCADO DEFINIDO PARA EL PAGO DE LA RESERVA ni losNO EXISTE UN MERCADO DEFINIDO PARA EL PAGO DE LA RESERVA ni losincentivos para buscar una “reserva eficiente”.LOS COSTOS FIJOS POR EL TRANSPORTE DEL GAS NATURAL NO SON
ÍRECONOCIDOS COMO TALES POR LA EXISTENCIA DE LA GARANTÍA DE REDPRINCIPAL. Se requiere de un mecanismo para que, dentro del sector eléctrico, seresuelva este problema.NO EXISTE UN SISTEMA DE CONTROL DE LA CADENA DE SUMINISTRO DEELECTRICIDAD CON LA DE GAS NATURAL que permita reducir el Riesgo de Falla deCorto Plazo.FALTA CONCILIAR EL DESARROLLO DEL SECTOR ELÉCTRICO CON EL DEL GASNATURAL (transporte eléctrico y transporte de gas natural) para incentivar ladesconcentración de las centrales de generación y minimizar los posibles efectosdesconcentración de las centrales de generación y minimizar los posibles efectosderivados de la pérdida de algún sistema de transporte.
XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍAXII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
5.1 Medidas de Corto Plazo (1)5.1 Medidas de Corto Plazo (1)5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA
S h i d l f t Precio de potenciaSe han revisado los factores que intervienen en los precios
de las licitaciones
Precio de potenciaPrecios máximos de energía puntaPrecios máximos de energía fuera de punta
CONCLUSIÓN: Se requiere asegurar el cumplimiento del cronograma (PLAN TRANSITORIO DE TRANSMISIÓN) para aliviar la congestión
Procesos convocados a cargo de PROINVERSION
medianteNegociación directa con REP
(operador de transmisión) óó PROINVERSION(operador de transmisión) óó
Se han planificado reforzamientos de corto plazo y mediano plazo.
Se estaría ampliando la capacidadPara el NortePara el Sur
Licitaciones a cargo de Proinversiónp y p
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5.1 Medidas de Corto Plazo (2)5.1 Medidas de Corto Plazo (2)5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA
Viene siendo construida por REP.Incrementará al doble la capacidadpde transmisión (2da terna).Se espera su entrada en abril del 2008.
Zona Sur (esperada para fines del 2009)
Zapallal, Paramonga, Chimbote
M t C li M t l
Chilca – La Planicie – Zapallal
A cargo de PROINVERSION.Contratos aprobados por PROINVERSIÓN.Entrada esperada a inicios del 2010.
Mantaro - Caraveli - Montalvo
Macchu Picchu – Cotaruse (reforzamiento interconexión)
Incorporadas en el plan.En proceso de transferencia a PROINVERSION.Entrada esperada en el primer
t d l 2010
Vizcarra, Huallanca, Cajamarca, Carhuaquero, Talara – Piura
Reforzamiento InterconexiónC t S
1. EVALUAR ALTERNATIVAS DE INCREMENTO DE CAPACIDAD “DE NORTE A SUR”:a) Ampliación de la línea de transmisión.b) Instalación de equipos FACTS “Flexible Alternating Current Transmission System”
semestre del 2010Centro – Sur
b) Instalación de equipos FACTS Flexible Alternating Current Transmission System .c) Reforzamiento de las instalaciones del sistema sur (aprobado por el MINEM).
2. EVALUAR LA CONVENIENCIA DE MANTENER CENTRALES DE EGASA EN LA ZONA.3. ASEGURAR QUE TGP AMPLÍE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE estableciendo cual es la capacidad contratada a firme e
invirtiendo en compresores hasta que se amplíe el ducto (a la fecha la instalación estaría en proceso de realización)invirtiendo en compresores hasta que se amplíe el ducto (a la fecha, la instalación estaría en proceso de realización).
XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍAXII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
5.1 Medidas de Corto Plazo (3)5.1 Medidas de Corto Plazo (3)5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA
EMITIR LAS NORMAS Y DECRETOS ADICIONALES QUE FACILITEN LAS MEDIDASEMITIR LAS NORMAS Y DECRETOS ADICIONALES QUE FACILITEN LAS MEDIDASTRANSITORIAS DEL LIBRO BLANCO, permitiéndose en el corto plazo la celebraciónde contratos de venta de energía y las licitaciones de las líneas de transmisión (MINEM-OSINERGMIN) El 14 de octubre del 2007 se publicó el Reglamento de Licitaciones deOSINERGMIN). El 14 de octubre del 2007 se publicó el Reglamento de Licitaciones deSuministro de Electricidad (Decreto Supremo Nº 052-2007-EM)REGLAMENTAR LA COORDINACIÓN ENTRE EL COES-SINAC, MINEM YOSINERGMIN PARA APROBAR E IMPLEMENTAR EL PLAN DE TRANSMISIÓNOSINERGMIN PARA APROBAR E IMPLEMENTAR EL PLAN DE TRANSMISIÓN(inversiones por reconocerse y procedimientos de licitación).CREAR LA UNIDAD DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN EN EL MINEM. EstaUnidad sería la encargada de revisar los criterios bajo los cuales se aprobarán lasUnidad sería la encargada de revisar los criterios bajo los cuales se aprobarán lasnuevas inversiones en transmisión.FOMENTAR EL AHORRO ENERGÉTICO, LA COGENERACIÓN Y LA GENERACIÓNDISTRIBUIDA E ti l di i t l COES i á d lDISTRIBUIDA. En particular, crear un procedimiento en el COES precisándose elmecanismo por el cual los generadores distribuidos realizarán sus ventas a aquellosgeneradores que, con respecto a sus contratos dentro del COES, tengan déficits degeneracióngeneración.
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5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (1)5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (1)5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA
EN MATERIA DE GENERACIÓN
SE REQUIEREN MEDIDAS QUE INCENTIVEN EL DESARROLLO DE UNA “RESERVA EFICIENTE”
1.1. GARANTIZARGARANTIZAR UNAUNA RESERVARESERVA DEDE CAPACIDADCAPACIDAD YY LALA SUSCRIPCIÓNSUSCRIPCIÓN DEDECONTRATOSCONTRATOS AA LARGOLARGO PLAZO,PLAZO, mediante la revisión del mecanismo de pago decapacidad y la creación de un mercado de capacidad.
2.2. DISEÑARDISEÑAR UNUN PLANPLAN DEDE EXPANSIÓNEXPANSIÓN DEDE LALA GENERACIÓNGENERACIÓN incluyendorequerimientos de nueva capacidad de generación año por año y la participación derequerimientos de nueva capacidad de generación año por año y la participación dePROINVERSIÓN en el proceso.
3.3. DESARROLLARDESARROLLAR ALTERNATIVASALTERNATIVAS DEDE NUEVOSNUEVOS PROYECTOSPROYECTOS DEDE GENERACIÓNGENERACIÓN3.3. DESARROLLARDESARROLLAR ALTERNATIVASALTERNATIVAS DEDE NUEVOSNUEVOS PROYECTOSPROYECTOS DEDE GENERACIÓNGENERACIÓNconsiderando la relación entre centrales a gas natural e hidroeléctricas y teniendodiferentes aspectos de confiabilidad.
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5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (2)5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (2)5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA
GENERACIÓN A GAS NATURAL
SE REQUIEREN MEDIDAS QUE SE DEBEN IR TOMANDO AHORA PERO CUYO EFECTO SE SENTIRÁ EN EL MEDIANO PLAZO:
1.1. IDENTIFICARIDENTIFICAR MEDIDASMEDIDAS QUEQUE POSIBILITENPOSIBILITEN ELEL ALMACENAMIENTOALMACENAMIENTO DEDE GASGASNATURALNATURAL (depósitos de GNL).
22 PROPONERPROPONER UNAUNA REDRED DEDE CENTRALESCENTRALES DEDE GENERACIÓNGENERACIÓN REGIONALESREGIONALES de tal2.2. PROPONERPROPONER UNAUNA REDRED DEDE CENTRALESCENTRALES DEDE GENERACIÓNGENERACIÓN REGIONALESREGIONALES de talmanera que la red reciba gas natural con menor riesgo de no suministro (posible central deElectroperú en el sur).
3.3. ANALIZARANALIZAR ELEL TRATAMIENTOTRATAMIENTO REGULATORIOREGULATORIO DEDE LOSLOS COSTOSCOSTOS FIJOS,FIJOS, asociándolos3.3. ANALIZARANALIZAR ELEL TRATAMIENTOTRATAMIENTO REGULATORIOREGULATORIO DEDE LOSLOS COSTOSCOSTOS FIJOS,FIJOS, asociándolosal uso del ducto de transporte de gas, a fin de reducir riesgos.
4.4. IDENTIFICARIDENTIFICAR MEDIDASMEDIDAS PARAPARA INCREMENTARINCREMENTAR LALA CAPACIDADCAPACIDAD DEDE TRANSPORTETRANSPORTEDEDE GASGAS NATURALNATURAL AA LIMALIMA (instalación de compresores en la red, ductos paralelos,( p , p ,ampliación de ductos). Recientemente, TGP estaría instalando compresores en el ducto a Limapara ampliar la capacidad de transporte.
5.5. FOMENTARFOMENTAR LALA AMPLIACIÓNAMPLIACIÓN DEDE LALA REDRED MEDIANTEMEDIANTE DUCTOSDUCTOS REGIONALESREGIONALES. Elbj ti í d t li l i iobjetivo sería descentralizar las inversiones.
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5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (3)5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (3)5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA
GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
DESARROLLAR UN PROGRAMA QUE FACILITE LA INVERSIÓN EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Y QUE CONTEMPLE:
1.1. DERECHOSDERECHOS DEDE AGUAAGUA.. Ordenamiento de la normativa para el otorgamiento de derechos de agua(MINEM en coordinación con el Ministerio de Agricultura / Ministerio de Vivienda Construcción ySaneamiento).
2.2. PROTECCIÓNPROTECCIÓN ALAL MEDIOMEDIO AMBIENTEAMBIENTE.. Sistematización de los mecanismos de protección al medioambiente (CONAM en coordinación con MINEM / OSINERGMIN / Presidentes Regionales).
3.3. COSTOCOSTO YY BENEFICIOBENEFICIO DEDE LOSLOS PROYECTOSPROYECTOS sobre las comunidades vecinas.33 COS OCOS O C OC O OSOS O C OSO C OS sob e as co u dades ec as4.4. MEDIDASMEDIDAS FISCALESFISCALES.. Análisis del impacto de la devolución anticipada del IGV (MINEM / MEF /
OSINERGMIN).55 POTENCIALPOTENCIAL HIDROELÉCTRICOHIDROELÉCTRICO Actualizar los estudios sobre potencial hidroeléctrico5.5. POTENCIALPOTENCIAL HIDROELÉCTRICOHIDROELÉCTRICO.. Actualizar los estudios sobre potencial hidroeléctrico.6.6. FINANCIAMIENTOFINANCIAMIENTO.. Evaluar los largos periodos de maduración y la participación de fondos
multilaterales y garantías MINEM / MEF / OSINERGMIN. Seleccionar alternativas de financiamientoque permitan el desarrollo adecuado de estos proyectos.que permitan el desarrollo adecuado de estos proyectos.
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5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (4)5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (4)5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA
OTRAS MEDIDAS DE CARÁCTER GENERAL
1.1. REFORZARREFORZAR LALA INTERCONEXIÓNINTERCONEXIÓN CENTROCENTRO –– SURSUR. Se requiereid tifi l j t l í ( d t i t l ió didentificar las mejores tecnologías (segunda terna, instalación deequipos), plazos y asignación de costos entre usuarios.
2.2. REALIZARREALIZAR ESTUDIOSESTUDIOS DEDE POTENCIALPOTENCIAL ENEN ENERGÍASENERGÍASALTERNATIVAS,ALTERNATIVAS, tales como energía eólica y centrales abiomasa. Asimismo, se requiere evaluar la inclusión de nuevastecnologías de bajo precio y grandes tamaños de las unidades.
3.3. MEJORARMEJORAR YY FORTALECERFORTALECER LALA ORGANIZACIÓNORGANIZACIÓN DELDELOPERADOROPERADOR DELDEL SISTEMASISTEMA. Como parte de ello, implementarlas medidas establecidas en la Ley Nº 28832 (Ley para asegurarlas medidas establecidas en la Ley N 28832 (Ley para asegurarel Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica).
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5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (5)5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (5)5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA
OTRAS MEDIDAS DE CARÁCTER GENERAL
4.4. IMPLEMENTARIMPLEMENTAR YY FORTALECERFORTALECER LASLAS INSTITUCIONESINSTITUCIONESDESTINADASDESTINADAS AA CREARCREAR ELEL PLANPLAN DEDE INVERSIONESINVERSIONES ENENTRANSMISIÓNTRANSMISIÓN incl endo los criterios bajo los c ales se aceptaríanTRANSMISIÓNTRANSMISIÓN incluyendo los criterios bajo los cuales se aceptaríanlas nuevas inversiones.
5.5. DESARROLLARDESARROLLAR UNUN CATÁLOGOCATÁLOGO DEDE PROYECTOSPROYECTOS YY SUSU ESQUEMAESQUEMADEDE CONCESIÓNCONCESIÓN S i d ll tál d tDEDE CONCESIÓNCONCESIÓN. Se requiere desarrollar un catálogo de proyectos queincluya estudios de preinversión y permisos ambientales, disponiblepara los inversionistas, con el fin de fomentar la inversión. Como partede ello se requerirá desarrollar un esquema de concesión de losde ello, se requerirá desarrollar un esquema de concesión de losproyectos identificados en el catálogo.
6.6. POSIBILITARPOSIBILITAR UNUN TRATAMIENTOTRATAMIENTO REGULATORIOREGULATORIO ADECUADOADECUADO AA LALAGENERACIÓNGENERACIÓN DISTRIBUIDADISTRIBUIDA YY LALA COGENERACIÓNCOGENERACIÓN Buscar entreGENERACIÓNGENERACIÓN DISTRIBUIDADISTRIBUIDA YY LALA COGENERACIÓNCOGENERACIÓN.. Buscar, entreotros objetivos, el traslado de la demanda de potencia de la generacióna gran escala a la cogeneración, minimizando con ello, el riesgo defalla del sistema en el corto plazo.a a de s s e a e e co o p a o
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5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (6)5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (6)5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA
OTRAS MEDIDAS DE CARÁCTER GENERAL
7.7. REVISARREVISAR LOSLOS PROCEDIMIENTOSPROCEDIMIENTOS REGULATORIOSREGULATORIOSProcedimiento de Cálculo del Precio Básico de EnergíaProcedimiento de Cálculo del Precio Básico de Energía(considerar escenarios hidrológicos factibles y no promedios ygenerar un menor desacoplamiento con el Precio Spot)Procedimiento de Determinación del Precio Básico de PotenciaProcedimiento de Determinación del Precio Básico de Potencia(dar una señal más estable a los agentes).Procedimiento de identificación del “plan de obras”.Otros procedimientos específicos a) Costo Variable NoOtros procedimientos específicos: a) Costo Variable NoCombustible, b) Tratamiento e incentivos para la inversión entransmisión secundaria.
88 MEJORARMEJORAR ELEL PROCESOPROCESO DEDE SUPERVISIÓNSUPERVISIÓN DELDEL COESCOES8.8. MEJORARMEJORAR ELEL PROCESOPROCESO DEDE SUPERVISIÓNSUPERVISIÓN DELDEL COESCOESProceso de supervisión de la operación del sistema realizadopor el COES (mejorarlo, principalmente, en lo que se refiere a la
i ió d l fi i t d l )supervisión del uso eficiente del agua).
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