sistema electrico peruano

UNCP FIEE

SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

CÁTEDRA: COSTOS Y PRESUPUESTOS EN OBRAS

ELECTROMECÁNICAS CATEDRÁTICO: Ing. RODRÍGUEZ GARCÍA Edgar INTEGRANTES: BALDEÓN AYLAS Víctor

BUITRÓN CAHUANA Elvis CASTRO SANCHEZ Christian Esteban VICTORIA RIVERA George QUISPE CHÁVEZ Jherson VÁSQUEZ LEÓN Henry NENE 1 NENE 2

SEMESTRE: Octavo

SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

Huancayo – Perú

2015 - I

COSTOS Y PRESUPUESTOS EN OBRAS ELECTROMECÁNICAS

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AGRADECIMIENTOS

Queremos agradecer a todos nuestros maestros ya que ellos nos enseñaron a valorar los estudios y superarnos cada día, también agradecemos a nuestros

padres porque ellos estuvieron en los días más difíciles de nuestras vida como estudiante. Y agradecemos a Dios por darnos la salud que tenemos, por tener una cabeza con la que podamos pensar muy bien y además un cuerpo sano y

una mente de bien. Estamos seguros que nuestras metas planteadas darán fruto en el futuro y por ende debemos esforzarnos cada día para ser mejores

en la universidad y en todo lugar sin olvidar el respeto y la humildad que engrandece a la persona.


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Contenido AGRADECIMIENTOS .................................................................................................... 1

1. SECTOR ELÉCTRICO PERUANO ........................................................................ 5

1.1. MARCO REGULATORIO .............................................................................. 5

1.2. HISTORIA ........................................................................................................ 6

1.3. IMPORTANCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO ............................................ 7

1.4. ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO ............................................. 7

1.5. CARACTERÍSTICAS ..................................................................................... 8

1.5.1. EN GENERACIÓN ELÉCTRICA .......................................................... 8

1.5.2. EN TRANSMISIÓN ELÉCTRICA........................................................ 10

1.5.3. EN DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ....................................................... 11

2. PROYECTOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO ................................. 14

2.1. CONTRATOS DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ............................................................................................................. 14

2.2. CONTRATOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ........... 15

2.2.1. CONTRATOS DE CONCESIÓN Y AUTORIZACIONES – INICIATIVA PRIVADA ........................................................................................ 16

2.2.2. CONTRATOS DE CONCESIÓN DE GENERACIÓN CON RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES (RER) .................................. 17

2.2.3. VIGENCIA DE LOS CONTRATOS .................................................... 18

3. INVERSION ........................................................................................................... 21

3.1. INVERSIÓN EN LATINOAMÉRICA .......................................................... 21

3.2. BREVE HISTORIA DE LA FORMACIÓN DE CAPITAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO ...................................................................... 22

3.3. INVERSIÓN EN LA DÉCADA DE LOS NOVENTA ............................... 23

3.4. PROYECTOS DE INVERSIÓN ................................................................... 27

3.5. ENERGÍAS RENOVABLES ........................................................................ 27

3.5.1. MARCO GENERAL .............................................................................. 27

3.5.2. RER EN PERÚ ....................................................................................... 29

4. REGLAMENTACIÓN DE UN PROYECTO ........................................................ 34

4.1. INTRODUCCIÓN. ......................................................................................... 34

4.2. ASPECTOS GENERALES DEL PROYECTO ELECTROMECANICO. 34

4.3. LEYES GENERALES PARA LA ELABORACION DE UN PROYECTO ELECTROMECANICO. .......................................................................................... 35

4.4. INFORMACION NECESARIA PARA EL PROYECTO ELECTRICO. . 37

5. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ......................... 39

5.1. RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................... 39

5.2. CLASIFICACIÓN DE REDES POR SU CONFIGURACIÓN: ............... 41


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5.3. PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ......................... 42

CONCLUSIONES .......................................................................................................... 44

Bibliografía ..................................................................................................................... 45


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S E C T O R

E L É C T R I C O

P E R U A N O


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1. SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

1.1. MARCO REGULATORIO A inicio de los noventa, el Gobierno inició una intensa promoción de la inversión privada mediante la privatización y concesión de los servicios públicos en el marco de una serie de reformas estructurales. Dentro del sector eléctrico, las reformas se centraron en reemplazar el monopolio estatal verticalmente integrado en todas sus etapas por un nuevo esquema con operadores privados; así, se promovió la competencia mediante la creación de un mercado de clientes libres. Adicionalmente, se crearon mecanismos específicos de regulación en cada segmento como costos auditados en la generación y combinaciones de tasa de retorno en la transmisión y distribución. Producto de la reestructuración iniciada por el Gobierno en el sector eléctrico, el Estado promulgó una serie de Leyes y Reglamentos con la finalidad de asegurar la eficiencia. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento (Ley 25844, y D.S. 009-93-EM) Vigente a partir de 1992, establece como principio general la división de las actividades que conforman el sector eléctrico en tres pilares básicos: generación, transmisión y distribución, de forma tal que más de una actividad no pueda ser desarrollada por una misma empresa. Esta ley establece un régimen de libertad de precios para aquellos suministros que pueden desarrollarse de forma competitiva y un sistema de precios regulados para los suministros que por su naturaleza lo requieran. En diciembre 2004, el Congreso aprobó las modificaciones a la LCE, entre las que destacan la periodicidad - anual, antes semestral-, y el horizonte temporal utilizados en la fijación de las tarifas – proyección de 2 años para la oferta y demanda, antes 4 años-. Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y Reglamento (Ley 28832, D.S. 017-2000-EM) Establece como objetivos principales: (i) asegurar la suficiencia de generación eléctrica eficiente para reducir la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios, al racionamiento prolongado por falta de energía y asegurar al consumidor final una tarifa competitiva; (ii) reducir la intervención administrativa en la determinación de precios de generación mediante soluciones de mercado; y (iii) propiciar competencia efectiva en el mercado de generación. Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado (Ley 29179) Establece que la demanda de potencia y energía que esté destinada al servicio público de electricidad y que no cuente con contratos de suministro de energía que la respalde deberá ser asumida por los generadores conforme al procedimiento que sea establecido por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico y su Reglamento (Ley 26876, D.S. 017-98-ITINCI). Establece que las concentraciones verticales iguales o mayores al 5% u horizontales iguales o mayores al 15%, en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica estarán sujetos a un procedimiento de autorización previa a fin de evitar concentraciones que afecten la libre competencia. Normas para la Promoción a la Inversión Privada El Estado ha promulgado diversos decretos y leyes con el fin de brindar estabilidad jurídica a inversiones extranjeras mediante el reconocimiento de garantías, promover la participación de inversiones en infraestructura de servicios públicos, mejorar la cobertura de los servicios eléctricos, garantizar la libertad de comercio exterior e interior, entre otros.


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1.2. HISTORIA Desde su inicio, el sistema eléctrico peruano comenzó a desarrollarse por iniciativa privada. En 1955, la Ley Nº 12378 reguló los mecanismos de participación privada, estableciendo un sistema de concesiones con compromisos para aumentar la capacidad de generación en un 10% anual. En aquel entonces, se crearon la Comisión Nacional de Tarifas y otros mecanismos destinados a garantizar la rentabilidad de las inversiones. Sin embargo, a principios de los años 70, se produjeron cambios profundos. En 1972, el gobierno militar nacionalizó la industria eléctrica a través de la Ley Nº 19.521 y creó ELECTROPERÚ (Empresa de Electricidad del Perú). ELECTROPERÚ se convirtió en dueña de todos los activos de generación, transmisión y distribución y llegó a estar a cargo de la prestación del servicio y de la planificación de las inversiones. Hasta comienzos de los 80 había importantes inversiones en proyectos hidroeléctricos y de energía térmica. Sin embargo, este dinamismo comenzó a desvanecerse durante los años 80, principalmente debido a la crisis de la deuda que comenzó en 1982 y que imposibilitó el nuevo financiamiento en la región. A principios de los 90, el sector eléctrico en el Perú demostró un deterioro importante debido a la poca inversión en infraestructura, al hecho de que las tarifas no cubrían los costos de producción, a que la inversión estaba restringida al mantenimiento y a la destrucción sistemática de las infraestructuras a causa de las actividades terroristas. Los resultados de esta crisis fueron graves: en 1990 solamente el 45% de la población tenía acceso a la electricidad, el suministro sólo cubría el 74% de la demanda y las pérdidas de distribución eran superiores al 20%. El proceso de reforma estructural que comenzó en 1992 bajo el gobierno del entonces presidente Alberto Fujimori condujo a la privatización del sector eléctrico en una década en la cual la mayor parte de los países de la región experimentaron un proceso similar. El proceso de reestructuración, articulado en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992, desagregó el monopolio estatal integrado verticalmente en generación, transmisión eléctrica y distribución, y estableció las bases para la introducción de operadores y de competencia privados para la generación y la comercialización, con la transmisión y la distribución reguladas en base a la entrada libre y el acceso abierto. La Ley de 1992 fue modificada por la Ley Nº 26.876 (Ley Antimonopolio y Antioligopolio) en 1997. El proceso de concesiones y de transferencia de los activos de generación a las compañías privadas comenzó en 1994 y fue relanzado en 2002, pues no había terminado todavía. Las compañías privadas que surgían de las reformas de 1992 se comprometieron a realizar importantes inversiones que se concretaron en los años siguientes. Las cifras de inversión alcanzaron sus niveles más altos en el período de 1996-1999 y luego decayeron una vez cumplidos los compromisos. El alto nivel de inversión condujo a aumentos promedios anuales en la capacidad instalada de 9,2%, una tasa que no se correspondió con el aumento en la demanda, que aumentó solamente un 4,7% al año de media. Como consecuencia, el nivel de reservas en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) aumentó a tasas medias del 23,2%. Las inversiones en transmisión y distribución hicieron aumentar la cobertura del 53% en 1993 al 76% en 2004. En septiembre de 2000 se aprobó la Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía (Ley Nº 27.345), en la que se declaraba de interés


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nacional el apoyo al uso eficiente de la energía. La regulación de esta ley fue aprobada en octubre de 2007 (mediante el Decreto Supremo Nº 053-2007-EM). Los objetivos de esta ley son contribuir a la seguridad energética, mejorar la competitividad del país, generar excedente para exportaciones, reducir el impacto ambiental, proteger a los consumidores y acrecentar el conocimiento acerca de la importancia del uso eficiente de la energía. En cuanto a la electrificación rural, ha habido varios intentos para cambiar el marco institucional y jurídico existente. En los últimos años, el Congreso ha aprobado dos leyes (la Ley de Electrificación Rural y de Localidades Aisladas y de Frontera en 2002 y la Ley de Promoción de Inversión Privada en Electrificación Rural en 2004) pero ninguna de ellas ha sido puesta en práctica debido a los conflictos con disposiciones de otras leyes.

1.3. IMPORTANCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO La importancia del sector eléctrico se fundamenta en asegurar el abastecimiento eficiente del suministro de energía para el desarrollo de las diversas actividades económicas nacionales. Otro aspecto, desde el punto de vista económico, es la evolución de la demanda de electricidad porque resulta un instrumento que permite predecir el nivel de actividad económica en el corto plazo, esto debido al alto nivel de correlación que existe entre ambas. Por otro lado, las empresas del sector eléctrico aportan en la recaudación de impuestos, y tienen una mayor relevancia en este rubro que en el nivel de actividad económica general. Esto se debe a que el cálculo del crecimiento del PBI incluye al sector informal, el cual no aporta a los ingresos tributarios del Estado. Asimismo, las inversiones realizadas en proyectos y ampliaciones en los distintos segmentos del sector eléctrico han mostrado un dinamismo superior al de la inversión total realizada en el país durante los últimos diez años. En el caso del empleo, el sector eléctrico no es intensivo en el uso de mano de obra por lo cual su demanda por trabajadores no representa un porcentaje significativo de la Población Económicamente Activa Ocupada. Finalmente, las empresas del sector eléctrico que listan en la Bolsa de Valores de Lima han aportado en la mejora de las posibilidades de diversificación de los inversionistas del mercado de capitales nacional. Cabe mencionar que las actividades económicas relacionadas al sector son percibidas como de bajo riesgo; además de ser empresas respaldadas financieramente por grandes grupos económicos a nivel internacional.

1.4. ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO El sistema verticalmente integrado con el que contaba el sector antes de la década de los 90s que se caracterizaba por insuficientes inversiones, déficit, bajo coeficiente de electrificación, cortes, y racionamiento, se cambió por una nueva estructura, la cual mediante la separación de la cadena productiva, la apertura del mercado a la competencia y la introducción de la inversión privada, entre otros, logró un desarrollo significativo del sector. Actualmente, el mercado eléctrico peruano está compuesto por entidades normativas, reguladoras, y promotoras, tres subsistemas (generación, transmisión, y distribución), y consumidores finales (libres y regulados). Dentro del segmento de generación eléctrica existen diversas tecnologías para abastecer energía, cuya eficiencia depende del tamaño de la demanda. Para el caso de la producción hidráulica,


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esta requiere una gran inversión, no obstante, sus costos operativos son bajos, por lo que es adecuado utilizar este tipo de centrales para abastecer una alta demanda de energía. La generación a base de combustibles, como Diesel, petróleo, y gas natural, tiene menores costos de inversión, sin embargo presentan altos costos variables, por lo que es más eficiente utilizar este tipo de generación para cantidades menores. Esta característica de la generación conlleva a una combinación de tecnologías con el fin de optimizar costos. Por otro lado, el sistema de transmisión está compuesto por un conjunto de líneas cuya función es elevar o reducir la tensión con el fin de permitir interconexiones. El mencionado sistema está constituido por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), el cual se constituyó en octubre 2000, y abastece alrededor del 85% de la población. La mayor demanda de electricidad, y la oferta de generación deben ir de la mano con una mayor capacidad de transmisión con el fin de evitar congestiones, y brindar eficiencia, confiabilidad y seguridad a la operación del sistema.

1.5. CARACTERÍSTICAS

1.5.1. EN GENERACIÓN ELÉCTRICA


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La potencia instalada del mercado eléctrico peruano fue de 9 339 MW en 2013, de esta sólo el 2% correspondió a sistemas aislados. Esto supone un crecimiento de 13% respecto a 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, ésta ascendió a 1 474 MW, lo cual equivale al 13,6% de la potencia instalada total del país. La potencia instalada de uso propio muestra una tendencia creciente, con una tasa de crecimiento promedio anual de 5,4% en el período 2004-2013, que refleja el mayor dinamismo de la minería en dicho período, actividad en la que se ha optado por 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 2013 es de fuente térmica, específicamente derivados del petróleo, lo cual supone un costo elevado respecto a los precios a los que se puede contratar energía en el mercado eléctrico, por este motivo parte de esas máquinas suelen ser utilizadas como unidades de emergencia. Potencia instalada por regiones:


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Generación de energía por regiones:

1.5.2. EN TRANSMISIÓN ELÉCTRICA Hasta el 2013, 9 empresas privadas contaban con concesiones para la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema Garantizado de Transmisión (SGT), Sistema Principal de Transmisión (SPT) y el Sistema Complementario de Transmisión (SCT).

La longitud de líneas de transmisión a nivel nacional fue de 19 972 km, de los cuales el 35,4%(7 065 km) y el 23,3% (4 663 km) correspondieron a líneas con niveles de tensión de 220kV, 138kV, respectivamente (ver Gráfico N° 25). Por otro lado, 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, han hecho necesaria su expansión y la construcción de líneas con mayor nivel de tensión. A la fecha, se tiene 611 km de líneas de transmisión en 500kV. A continuación se presenta una gráfica que muestra la longitud de las líneas de transmisión a nivel nacional (cifras hasta el 2013):


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1.5.3. EN DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA Esta actividad tiene la función de llevar el suministro de energía eléctrica desde el sistema de transmisión hacia los usuarios finales. Las empresas de distribución contaron con 6 149,5 miles de clientes en 2013. De estos, sólo 270 fueron clientes libres, con contratos de suministro de energía eléctrica (PPA’s por sus siglas en inglés) firmados principalmente con Edelnor (64) 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. A continuación una gráfica que representa la participación de las empresas de distribución en el número de clientes a nivel nacional, en 2013 (%).

El porcentaje de pérdidas en las redes de distribución mostró una tendencia decreciente en el período 1995-2013, pasando de un máximo de 19,7% en 1995 a 7,3% en 2013. Esto ha sido producto de las inversiones del sector distribución en la modernización de equipos y ampliación de redes. Asimismo, las empresas


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que presentan un mayor nivel de eficiencia en este aspecto son las localizadas en Lima: Edelnor y Luz del Sur. Nótese, que a diferencia del caso de transmisión, las redes de distribución se desempeñan a nivel local, por este motivo las empresas de distribución pueden ampliar su capacidad a medida que crezca su red y se incrementa el número de usuarios y el nivel de carga al que deben suministrar energía eléctrica.

ASI FUNCIONA EL SECTOR ELECTRICO PERUANO


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P R O Y E C T O

S


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2. PROYECTOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

Osinergmin es la entidad responsable de supervisar el cumplimiento de

los contratos en el sector eléctrico de las empresas que han sido

privatizadas u otorgadas en concesión y/o autorización. Esta labor la

realiza la Gerencia de Fiscalización Eléctrica a través de la Unidad de

Supervisión de Contratos y Planes de Contingencias Operativos.

Así mismo emitir opinión previa a la renovación de la vigencia de los

contratos, la prórroga de los plazos estipulados o la revisión y/o

renegociación de aquellos contratos ya suscritos, mediante la emisión de

un informe de evaluación sobre el cumplimiento de la empresa

concesionaria, respecto a las obligaciones contenidas en el contrato de

concesión y en las normas del sector.

En el presente documento se informa sobre la situación de los proyectos

con contratos, en las actividades de generación y transmisión eléctrica,

que el Organismo viene supervisando en cumplimiento de sus funciones

de supervisión y fiscalización.

2.1. CONTRATOS DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Se verifica el cumplimiento de determinados hitos establecidos en el

contrato (Estudio de Impacto Ambiental, Cierre Financiero del proyecto,

Llegada a obra de los reactores y transformadores y Puesta en Operación

Comercial).

La Agencia de Promoción de la Inversión Privada – PROINVERSIÓN,

organismo público ejecutor, adscrito al Ministerio de Economía y

Finanzas, viene promoviendo la inversión, no dependiente del Estado

Peruano, en sistemas de transmisión eléctrica.

En los contratos de concesión suscritos se ha supervisado el oportuno y

correcto cumplimiento de las obligaciones contractuales en el ámbito

técnico, económico, contable y legal. Esta supervisión se ha realizado con

una periodicidad anual, verificándose la información sobre los bienes de

la concesión, permanencia del operador estratégico calificado, saldo de

deuda garantizada, contratos de operación y mantenimiento con terceros,

vigencia de seguros, equilibrio económico financiero, etc.

Los principales proyectos de sistemas de transmisión relevantes licitados

por PROINVERSIÓN se indican a continuación:


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L.T. 500 kV Chilca – La Planicie – Zapallal (Carabayllo)

(Operando desde el 26.06.2011)

L.T. 500 kV Zapallal (Carabayllo) – Chimbote – Trujillo

(Operando desde el 29.12.2012)

L.T. 500 kV Chilca – Marcona ‐ Montalvo (Operando desde el

02.05.2014)

L.T. 500 kV Trujillo ‐ Chiclayo (Operando desde el 05.07.2014)

L.T. 500 kV Mantaro – Marcona ‐ Socabaya ‐ Montalvo (en

construcción)

L.T. 220 kV Talara – Piura (Operando desde el 04.05.2013)

L.T. 220 kV Tintaya ‐ Socabaya (operando desde el

01.06.2014)

L.T. 220 kV Machupicchu – Abancay ‐ Cotaruse (en

construcción)

L.T. 220 kV Carhuaquero ‐ Cajamarca Norte – Cáclic ‐

Moyobamba (en etapa inicial de construcción)

L.T. 220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora ‐ Tintaya (en

etapa inicial de construcción)

L.T. 220 kV Moyobamba ‐ Iquitos (en etapa de estudios de

ingeniería).

L.T. 220 kV La Planicie ‐ Industriales (en etapa de estudios de

ingeniería).

L.T. 220 kV Friaspata ‐ Mollepata (en etapa de estudios de

ingeniería).

S.E. Orcotuna 220/60 kV (en etapa de estudios de ingeniería).

L.T. 220 kV Azángaro – Juliaca – Puno (Adjudicada el

12.02.2015)

2.2. CONTRATOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

En el caso de los proyectos de generación de energía eléctrica, el Estado en

su rol de promotor y en el marco de las normas y leyes del sector eléctrico,

ha otorgado una serie de Concesiones o Autorizaciones para que nuevos

operadores eléctricos ingresen al mercado eléctrico peruano, garantizando

de esta manera que la cobertura de la demanda eléctrica actual y futura sea

cubierta adecuadamente.


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2.2.1. CONTRATOS DE CONCESIÓN Y AUTORIZACIONES – INICIATIVA PRIVADA

La Gerencia de Fiscalización Eléctrica viene realizando el seguimiento de los

Contratos de Concesión y de las Autorizaciones otorgados directamente por

el Ministerio de Energía y Minas, según el marco legal del Decreto Ley N°

25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y por su Reglamento, aprobado por

el Decreto Supremo N° 009‐93‐EM; la Ley N° 27332, Ley Marco de los

Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos;

la Ley N° 26734, Ley de Creación del Organismo Supervisor de la Inversión

en Energía y Minería‐OSINERGMIN, aprobado mediante el Decreto Supremo

N° 054‐2001‐PCM.

El Código Nacional de Electricidad; Ley N°28832, Ley para Asegurar el

Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica; el Decreto Supremo N° 076‐

2009‐EM, las Normas Técnicas aplicables y demás leyes peruanas vigentes

en cada oportunidad.

La Concesión Definitiva y la Autorización se otorgan por plazo indefinido para

el desarrollo de las actividades eléctricas.

La Concesión Definitiva permite utilizar bienes de uso público y el derecho de

obtener la imposición de servidumbres para la construcción y operación de

centrales de generación y obras conexas, subestaciones y líneas de

transmisión así como también de redes y subestaciones de distribución para

el Servicio Público de Electricidad.

La Concesión adquiere carácter contractual cuando el peticionario suscribe

el contrato correspondiente, el que debe elevarse a escritura pública en un

plazo máximo de sesenta días hábiles, contado a partir del día siguiente de

la fecha de publicación de la resolución suprema.

La Concesión Definitiva caduca cuando el concesionario no cumpla con

ejecutar las obras conforme el Calendario de Ejecución de Obras, excepto

los casos de fuerza mayor debidamente sustentados y acreditados ante

OSINERGMIN.

Los proyectos más relevantes otorgados en Concesión por el MINEM se

indican a continuación:


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C.H. Machupicchu II

C.H. Marañon

C.H. La Vírgen

C.H. Tarucani

C.H. Curibamba

C.H. Chadín II

C.H. Veracruz

2.2.2. CONTRATOS DE CONCESIÓN DE GENERACIÓN CON RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES (RER)

Estos contratos tienen como base legal el Decreto Legislativo N° 1002 que

promueve el desarrollo de la Generación Eléctrica con Recursos Energéticos

Renovables (RER), contratos que también son supervisados por la Gerencia

de Fiscalización Eléctrica de Osinergmin.

Los contratos se inician a partir de la Fecha de Cierre y se mantienen vigentes

hasta la terminación del Plazo de Vigencia. Este Decreto Legislativo tiene por

objeto promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos

Renovables (RER) para mejorar la calidad de vida de la población y proteger

el medio ambiente, mediante la promoción de la inversión en la producción

de electricidad.

Su aplicación corresponde a la actividad de generación de electricidad con

RER que entre en operación comercial a partir de la vigencia de este Decreto

Legislativo. La obtención de los derechos eléctricos correspondientes, se

sujeta a lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones

Eléctricas, su Reglamento y normas complementarias.

Podrán acogerse a lo dispuesto en este Decreto Legislativo las nuevas

operaciones de empresas que utilicen RER como energía primaria, previa

acreditación ante el Ministerio de Energía y Minas.


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2.2.3. VIGENCIA DE LOS CONTRATOS

El 31.03.2010 se suscribieron veintiséis (26) Contratos de una Primera

Subasta para Suministro de Energía al Sistema Eléctrico Interconectado

(SEIN): cuatro (4) centrales solares, tres (3) centrales eólicas, dos (2)

centrales biomasa y diecisiete (17) centrales hidroeléctricas. En una segunda

convocatoria se adjudicó una central hidroeléctrica de 18 MW.

Por tanto, en la Primera Subasta se suscribieron veintisiete (27) contratos,

que aportarán una potencia de 424,1 MW al SEIN (1 938 657 MWh/año), los

cuales debieron entrar el 31.12.2012.

EI 23.08.2011, se finalizó la segunda Subasta para Suministro de Energía al

Sistema Eléctrico Interconectado (SEIN), habiéndose adjudicado la buena

pro a diez concesionarios, quienes construirán una (1) central solar, una (1)

central eólica, una (1) central biomasa y siete (7) centrales hidroeléctricas.

Con estas centrales de generación se incorporarán 210 MW al SEIN (1552

706 MWh/año). El 30.09.2011 se firmaron estos contratos de concesión.

Estos proyectos debieron culminarse el 31.12.2014.

El 12.12.2013, se finalizó la tercera Subasta para Suministro de Energía al

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), habiéndose adjudicado la

buena pro a diecinueve concesionarios. El 18.02.2014 sólo se firmaron

catorce (14) proyectos de Centrales Hidroeléctricas, cuatro (4) proyectos

adjudicados no suscribieron contrato. Con estas centrales de generación se

incorporarán 192,8 MW al SEIN (1 171 509 MW.h/año). La fecha referencial

de Puesta en Operación Comercial de los proyectos de generación RER de

esta subasta deberá ser, a más tardar, el 31.12.2016.


19

Durante su etapa constructiva y hasta su puesta en servicio, según los

Contratos RER, le corresponde a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica,

verificar entre otros, el cumplimiento del Cronograma de Ejecución de

Obras.

Como aspectos a supervisar, de acuerdo a lo que establecen los propios

contratos, se verifica principalmente el cumplimiento de determinados

hitos, estos son:

Cierre Financiero;

Inicio de Obras Civiles;

Arribo de Principal Equipamiento Electromecánico;

Inicio de Montaje Electromecánico; y,

Puesta en Operación Comercial.


20

I N V E R S I O N


21

3. INVERSION

3.1. INVERSIÓN EN LATINOAMÉRICA

Un aspecto importante de la inversión privada en el sector eléctrico y los

sectores de infraestructura en general tiene que ver con la percepción de

riesgo de la región latinoamericana por parte de los inversionistas.

En este sentido, el incremento del flujo de inversiones observado en la

década del 90 tuvo un carácter regional y estuvo vinculado principalmente al

inicio de un amplio proceso de reformas estructurales destinadas a reducir la

intervención estatal y atraer inversión privada luego del pobre desempeño de

las iniciativas públicas en la década pasada.

La inversión en el sector eléctrico latinoamericano muestra un patrón similar

apreciándose un pico de inversiones en el año 1997 con US$ 23,200

millones. También es importante destacar que el 54.7% de las inversiones

estuvieron relacionadas a la compra de activos, siendo las inversiones en

expansión relativamente estables en el período (ver Gráfico 2).


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3.2. BREVE HISTORIA DE LA FORMACIÓN DE CAPITAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

La evolución de la capacidad per-cápita puede ser dividida en cuatro etapas.

En un primer período, hasta mediados de los años 50, la variable muestra un

crecimiento sostenido pero muy moderado. En un segundo período que va

desde los 50 hasta comienzos de la década del 80, la potencia instalada

continúa creciendo sostenidamente pero a mayores tasas.

Luego, en un tercer período que se extiende por la década del 80 hasta la

segunda parte de la década del 90, se produce un estancamiento de la

variable. Finalmente, la variable vuelve a crecer de manera importante en una

cuarta etapa que se inicia en la segunda mitad de los 90.8

Debe señalarse que no obstante la evolución sostenida de la potencia

instalada, las tendencias en las tasas de crecimiento presentan una

importante varianza, la cual es consistente con la entrada secuencial de

proyectos. Esta varianza es mayor si se considera que la variable potencia

incluye tanto la inversión referida al servicio público como la inversión de los

denominados auto-productores.

El Gráfico No 4 muestra la evolución de la variable potencia. Este gráfico es

menos claro en distinguir las cuatro etapas señaladas, sin embargo, la

evolución de la variable es consistente con el análisis de la serie de potencia

per-cápita señalada anteriormente.


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3.3. INVERSIÓN EN LA DÉCADA DE LOS NOVENTA

El proceso de reforma estructural que comenzó en 1992 bajo el gobierno del

entonces presidente Alberto Fujimori condujo a la privatización del sector

eléctrico en una década en la cual la mayor parte de los países de la región

experimentaron un proceso similar.

El proceso de reestructuración, articulado en la Ley de Concesiones

Eléctricas (LCE) de 1992, desagregó el monopolio estatal integrado

verticalmente en generación, transmisión eléctrica y distribución, y estableció

las bases para la introducción de operadores y de competencia privados para

la generación y la comercialización, con la transmisión y la distribución

reguladas en base a la entrada libre y el acceso abierto.

La Ley de 1992 fue modificada por la Ley Nº 26.876 (Ley Antimonopolio y

Antioligopolio) en 1997. El proceso de concesiones y de transferencia de los

activos de generación a las compañías privadas comenzó en 1994 y fue

relanzado en 2002, pues no había terminado todavía.

Las compañías privadas que surgían de las reformas de 1992 se

comprometieron a realizar importantes inversiones que se concretaron en los

años siguientes. Las cifras de inversión alcanzaron sus niveles más altos en

el período de 1996-1999 y luego decayeron una vez cumplidos los

compromisos.

El alto nivel de inversión condujo a aumentos promedios anuales en la

capacidad instalada de 9,2%, una tasa que no se correspondió con el

aumento en la demanda, que aumentó solamente un 4,7% al año de media.

Como consecuencia, el nivel de reservas en el Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional (SEIN) aumentó a tasas medias del 23,2%. Las

inversiones en transmisión y distribución hicieron aumentar la cobertura del

53% en 1993 al 76% en 2004

http://es.wikipedia.org/wiki/Alberto_Fujimori

http://es.wikipedia.org/wiki/Generaci%C3%B3n_el%C3%A9ctrica


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FINANCIACIÓN

ELECTRIFICACIÓN RURAL

Después de la reforma del sector energético a principios de los 90, el

gobierno central ha limitado la electrificación rural en el Perú a la

inversión directa, sin ningún fondo adicional de comunidades,

gobiernos regionales o proveedores de servicio.

Un problema importante que disuade a las compañías de distribución

eléctrica de invertir en la electrificación rural es el hecho de que tienen

áreas de concesión concentradas en pequeñas zonas alrededor de

centros urbanos y sólo tienen la obligación de satisfacer solicitudes de

servicio dentro de los 100 metros de la red existente.

Para ampliar la cobertura, el gobierno de Perú ha estado gastando en

electrificación un promedio de 40 a 50 millones US$ al año en los

últimos diez años. Estas inversiones se realizaron a través de fondos

sociales (por ejemplo: FONCODES - Fondo Nacional de Cooperación

para el Desarrollo Social) y, en mayor medida, por la Dirección

Ejecutiva de Proyectos (DEP), una división del Ministerio de Energía y

Minas (MEM).

La DEP, que actualmente está en proceso de absorción por la

Dirección General de Electrificación Rural (DGER), está a cargo de la

planificación, diseño y construcción de los sistemas eléctricos rurales.

Una vez concluidos, los sistemas eléctricos rurales son transferidos

para su operación a compañías estatales de distribución o a una

compañía con activos estatales creada especialmente, que gestiona

los sistemas regidos por contratos de operación con compañías

estatales o municipios


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INVERSION ACTUAL EN EL PERU

En la

actualidad nuestro país basa todo su desarrollo del sector eléctrico en

base a inversión privada, es por eso bueno resaltar una importancia

que tienen estas en cuando a su efecto y a sus futuras incorporaciones


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FUENTE PROINVERSION

Es importante conocer el tiempo de los contratos en el SEPER para ver

desde una mejor perspectiva el futuro de las inversiones


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3.4. PROYECTOS DE INVERSIÓN

Se observa el crecimiento exponencial de proyectos de inversión principalmente por iniciativa privada y dentro de estos en el subsector de generación eléctrica, el cual se dio como resultado principalmente de la puesta en marcha de Camisea en el 2004, y de los incentivos otorgados por el Estado para promover su uso.

Asimismo, con el desarrollo del Gasoducto del Sur Peruano se podrá transportar el gas natural a la zona sur, por lo que se espera aumenten los proyectos de centrales termoeléctricas en esta zona del Perú, de este modo se logrará descentralizar en parte la concentración de producción de electricidad de la zona centro, causado fundamentalmente por dificultades de transporte.

Con el objetivo de incrementar la potencia efectiva del parque generador (oferta de energía eléctrica), la capacidad y el alcance de las redes de transmisión se estima una inversión privada para el periodo 2014-2016 por un monto aproximado de US$5,757 MM

Algunos de estos proyectos son: Central Hidroeléctrica de Molloco, Central Térmica de Quillabamba, Línea de Transmisión 220 KV Moyobamba-Iquitos y Línea de Transmisión 500 KV Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo.

Es de mencionar que al 2013 el 96.2% de la generación de las centrales térmicas usa gas natural, por lo cual es importante considerar que el transporte del mismo está a cargo de Transportadora de Gas Natural del Perú (TgP), y es el único sistema de transporte de dicho combustible, cuya capacidad, a pesar de sus dos ampliaciones, -la primera en el 2009, y la segunda en el 2010-, se encuentra totalmente contratada. Es así que se observa un alto grado de dependencia del gas natural, lo cual es bastante riesgoso, no obstante, se ha iniciado una nueva expansión del gasoducto, la cual estará culminada para el año 2015.

3.5. ENERGÍAS RENOVABLES

3.5.1. MARCO GENERAL

En el intento mundial por lograr mitigar los efectos del cambio climático se han suscrito diversos compromisos internacionales, dentro de los más representativos se encuentran el protocolo de Kyoto (1997), el acuerdo de Copenhague (2009) y la plataforma de Durban (2011). Aunque los resultados finales no han sido de carácter vinculante, estas cumbres han permitido la difusión y concientización, por parte de la sociedad, de las consecuencias potenciales de una fuerte variación en la temperatura promedio del planeta.


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En síntesis, se han identificado dos interrogantes claves que deberían responder las futuras políticas de mitigación: ¿qué medidas adoptar para que la sociedad pueda hacer frente a los futuros riesgos ambientales? y ¿cómo reducir de forma viable las emisiones de los gases de efecto invernadero? En el presente documento se desarrollará la última interrogante. Diversos informes técnicos sobre los impactos económicos y sociales del cambio climático (Stern 2007; EPA 2012; DECC 2012; entre otros) han evidenciado que el sector energético juega un papel crucial dentro de la agenda política ambiental. En efecto, el fuerte crecimiento de la generación eléctrica a base de energía térmica (centrales eléctricas a carbón, petróleo y gas natural) para satisfacer las crecientes industrias de muchas economías emergentes ha generado la emisión de inmensas cantidades de dióxido de carbono (CO2) a la atmósfera. Debido a este problema y a la búsqueda de diversificación y seguridad energética de los sistemas eléctricos, existe un mayor número de países que están reestructurando sus políticas energéticas con el objetivo de promover el uso de recursos energéticos renovables (RER).Participación RER en la generación eléctrica La participación eléctrica mundial de los RER registró un aumento importante, pasando de 1.5% en el año 2000 a 3.9% para el año 2011, alcanzando un nivel de producción de 860 TWh.

Sin embargo, la participación RER en el total de electricidad producido en cada región muestra una alta dispersión. En el 2011, la región Europa y Euroasia presentó la mayor participación (7.1%) seguida por Sur y Centro América (4.4%) y Norte América (4.4%), mientras que la región del Medio


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Oriente presentó la menor contribución dentro de su parque generador (0.04%) como se observa en el gráfico anterior. Asimismo, la participación RER de algunos países es mucho mayor al promedio regional, tal es el caso de Dinamarca (43.6%), que cuenta principalmente con centrales eólicas y de biomasa, Portugal (23.7%) y España (20%) que cuentan fundamentalmente con centrales eólicas. Según la International Energy Agency (IEA), Agencia Internacional de Energía, la nueva política energética mundial tendería a incrementar la participación de las RER a alrededor del 15% del total de energía eléctrica producida para el año 2035. Sin embargo, dadas las características inherentes de estas fuentes, como lo señala Borenstein (2011) y la American Enterprise Institute (AEI), el Instituto Norteamericano de la Empresa (2012), la generación RER presenta una serie de limitaciones. En primer lugar, la generación eólica y solar son altamente sensibles a shocks climáticos y son incapaces de almacenar su fuente de energía principal. Estas características hacen que requieran elevadas inversiones iniciales para poder dimensionar adecuadamente su producción intermitente, restándole competitividad respecto a las centrales térmicas. En segundo lugar, este tipo de generación depende de la ubicación geográfica de los recursos renovables y dada la escasez de localizaciones con alto potencial, a medida que se incorporen nuevas centrales se deberá incurrir en mayores costos de transmisión, restándoles competitividad. Por último, debido al carácter intermitente de su producción, este tipo de centrales presentan una disponibilidad de arranque baja lo cual podría poner en riesgo la confiabilidad del sistema eléctrico pues no se estaría garantizando la adecuación del mismo; es decir, la capacidad de abastecer a las variaciones de la demanda en el corto plazo.

3.5.2. RER EN PERÚ

Desde el 2008, el Perú se ha alineado con la tendencia mundial sobre políticas de promoción RER. A partir del Decreto Legislativo N° 1002, y su reglamento (Decreto Supremo N° 012-2011-EM), el Estado Peruano incentiva el desarrollo de nuevos proyectos de generación RER con el objetivo de mejorar la calidad de vida de la población y proteger al medio ambiente. El enfoque implementado es una mezcla de mecanismos de promoción en el cual el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) establece cada 2 años un porcentaje objetivo de participación RER en la producción eléctrica nacional. Una vez calculada la cantidad de energía a subastar, esta se distribuye entre las distintitas tecnologías RER.


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ESQUEMA DEL MECANISMO DE PROMOCIÓN RER BAJO LA LEGISLACIÓN VIGENTE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA NACIONAL.

Para fomentar la eficiencia en costos, se adoptó un enfoque de competencia por el mercado que consiste en establecer una tarifa de referencia (información oculta para las empresas) e implementar un proceso de subasta en sobre cerrado. El proceso termina cuando se seleccionan a las generadoras que ofrezcan la menor tarifa hasta completar la energía requerida. Si el precio de mercado cae durante la operación de la empresa y no se cubre la tarifa adjudicada, se otorga una prima que compense esta diferencia, como en el enfoque FIT. Dicho subsidio es financiado por todos los usuarios eléctricos a través del cargo en el peaje de conexión (transmisión).A la fecha se han realizado dos subastas, éstas han permitido la futura incorporación de 639.1 MW de potencia RER, de los cuales solo el 9% estaría ubicado en Lima, ayudando a reducir, en cierta medida, el déficit de generación eléctrica en las regiones norte y sur del país. En ese sentido, a octubre del 2012 la región sur (Arequipa, Moquegua y Tacna) ya cuenta con el 63% del total de potencia solar y se espera que se complete la totalidad hacia finales del 2014, incorporando al sistema 96 MW, mientras que en la región norte (Ancash, La Libertad, Cajamarca


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y Piura) se incrementaría la oferta eléctrica en 17.2 MW de potencia eólica y 175.01 de potencia hídrica (ver gráfico siguiente). Con esto, la participación RER dentro de la matriz energética representaría alrededor del 7% del total de la potencia efectiva hacia finales del 2014. A octubre del 2012, la participación RER en la producción eléctrica del SEIN alcanzó el 1.7%, en donde las pequeñas centrales hidroeléctricas contribuyeron con 1.2%, la central a bagazo y biomasa con 0.4% y las centrales solares con 0.1% del total de energía eléctrica producida. Según el MINEM, aún existe una gran brecha de generación renovable por cubrir si consideramos el potencial de recursos renovables en el Perú. En ese sentido, se estima que el potencial de energía solar en los departamentos de la costa estaría entre 6.0 a 6.5 KWh/m2 de radiación solar y que además esta emisión muestra una relativa estabilidad durante todo el año. Por otro lado, según el Atlas Eólico (2008) el potencial de generación eólica aprovechable sería de 22,450 MW de potencia, ubicándose el 74% en los departamentos de Ica y Piura.

En

términos sociales, el potencial con el que cuenta el país incentiva una serie de programas de electrificación para contrarrestar el déficit de cobertura eléctrica en las zonas rurales del país. En ese sentido, el MINEM y la Comisión Europea vienen trabajando en conjunto promocionando la generación RER como parte del programa de electrificación rural, llamado Eurosolar.


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Este programa busca ampliar la cobertura eléctrica en las zonas rurales del país a través de la instalación de paneles solares en los hogares y pequeños sistemas eólicos. Para la utilización de la energía generada, el programa cuenta con un conjunto de equipos entre los cuales destacan: una antena satelital, equipos informáticos, equipo multimedia, cargador de pilas y baterías, refrigerador de vacunas y un purificador de agua. Según el último Plan Nacional de Electrificación Rural,dicho programa ha proporcionado energía eléctrica a cerca de 130 comunidades rurales ubicadas en las regiones de Amazonas, Ayacucho, Cajamarca, Huancavelica, Ica, Junín, Lambayeque, Piura, Puno, Lima, Apurímac, La Libertad y Cusco.


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4. REGLAMENTACIÓN DE UN PROYECTO

4.1. INTRODUCCIÓN. En este capítulo establece los requerimientos mínimos que deben satisfacerse para la elaboración de proyectos electromecánicos. El fin principal de este documento es el de hacerlo del conocimiento de todas aquellas áreas en que en forma directa o indirecta intervienen en este tipo de proyectos y así unificar los criterios al respecto. El documento contiene los alcances necesarios para la integración y realización de proyectos electromecánicos para las diferentes aplicaciones. Para su cabal integración, el proyecto electromecánico deberá contar con los resultados finales y características de la aplicación, que servirá de base para la selección, instalación, operación, mantenimiento, capacitación y seguridad del personal y de los equipos, las instalaciones y sus complementos. Se debe procurar y demostrar la capacitación específica para el personal en cada tipo de equipo, instalación y actividad. La capacitación deberá incluir todos los aspectos de operación, mantenimiento, seguridad y limpieza de las instalaciones, los equipos y sus componentes. Además, de acuerdo a la normatividad respectiva, se colocarán los avisos apropiados y suficientes de seguridad en todas las áreas, además de contar con los equipos y medios de protección personal.

4.2. ASPECTOS GENERALES DEL PROYECTO ELECTROMECANICO.

Para la elaboración del proyecto electromecánico, se deberá contar con información de proyecto recabada en campo, además de la información técnica preparada por las áreas de ingeniería civil, mecánica y eléctrica, según se requiera para el proyecto específico a desarrollar. El proyecto deberá observar e incluir la aplicación de las normas vigentes aplicables en cuanto a impacto ambiental, protección civil y estructuras. La información técnica para la integración del proyecto de los equipos e instalaciones mecánicas requeridas incluirá:


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1. Equipos por instalar: capacidad, características y necesidades mecánicas.

2. Condiciones de campo: Intemperie; bajo techo, ambiente peligroso, inundaciones, etc...

3. Condiciones de operación: Continua o intermitente.

4. Capacidad operativa y competencia del personal: Habilidad,

conocimientos, capacitación.

5. Ventilación: natural o forzada, con sus requerimientos de instalación mecánica.

6. Accesibilidad para operación y mantenimiento de los equipos y las

instalaciones.

7. Previsión de posibles expansiones futuras.

8. Iluminación apropiada de áreas y equipos.

9. Medidas de seguridad para protección del personal, el equipo y las instalaciones.

10. Análisis y selección de alternativas.

4.3. LEYES GENERALES PARA LA ELABORACION DE UN PROYECTO ELECTROMECANICO.

El proyecto deberá observar e incluir la aplicación de las siguientes leyes:

LEY ANTIMONOPOLIO Y ANTIOLIGOPOLIO DEL SECTOR ELECTRICO (LEY N° 26876) Las concentraciones de tipo vertical u horizontal que se produzcan en las actividades de generación y/o de transmisión y/o de distribución de energía eléctrica se sujetarán a un procedimiento de autorización previa de acuerdo a los términos establecidos en la presente Ley, con el objeto de evitar los actos de concentración que tengan por efecto disminuir, dañar o impedir la competencia y la libre concurrencia en los mercados de las actividades mencionadas o en los mercados relacionados. Se entiende por concentraciones la realización de los siguientes actos: la fusión; la constitución de una empresa en común; la adquisición directa o indirecta del control sobre otras empresas a través de la adquisición de acciones, participaciones, o a través de cualquier otro contrato.


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LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA (LEY Nº 2883) La presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas con la finalidad de: a) Asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía; asegurando al consumidor final una tarifa eléctrica más competitiva. b) Reducir la intervención administrativa para la determinación de los precios de generación mediante soluciones de mercado. c) Adoptar las medidas necesarias para propiciar la efectiva competencia en el mercado de generación. d) Introducir un mecanismo de compensación entre el SEIN y los Sistemas Aislados para que los Precios en Barra de estos últimos incorporen los beneficios del gas natural y reduzcan su exposición a la volatilidad del mercado de combustibles. Es de interés público y responsabilidad del Estado asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad. LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS (LEY Nº 25844)

Las disposiciones de la presente Ley norman lo referente a las actividades relacionadas con la generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica.

El Ministerio de Energía y Minas y el OSINERG en representación del Estado son los encargados de velar por el cumplimiento de la presente ley, quienes podrán delegar en parte las funciones conferidas.

Aseguraran un nivel satisfactorio de la prestación de los servicios eléctricos a que se refieren dichas disposiciones legales, además garantizar a los usuarios un suministro eléctrico continuo, adecuado, confiable y oportuno, siendo por tanto necesario dictar disposiciones reglamentarias para fijar estándares mínimos de calidad.

LEY DE PROMOCIÓN DEL USO EFICIENTE DE LA ENERGÍA (LEY Nº 27345)

El principal objetivo de la ley promoción del Uso Eficiente de la Energía (UEE) para asegurar el suministro de energía, proteger al consumidor, fomentar la competitividad de la economía nacional y reducir el impacto ambiental negativo del uso y consumo de los energéticos.


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REGLAMENTO DE IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN DE ELECTRICIDAD (RIEE)

Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (en adelante "RIEE") establece las normas aplicables a las transacciones de Importación y Exportación de electricidad entre el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y los Sistemas Eléctricos de los países de la Comunidad Andina (CAN), con los que se encuentre interconectado.

REGLAMENTO DE LA LEY DE PROMOCIÓN DE LA INVERSIÓN PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON EL USO DE ENERGÍAS RENOVABLES

El Reglamento tiene por objeto establecer las disposiciones reglamentarias necesarias para la adecuada aplicación de la Ley a fin de promover el desarrollo de actividades de producción de energía eléctrica a base del aprovechamiento de RER.

Los aspectos no previstos en el presente Reglamento se sujetan a lo dispuesto por la LCE, el RLCE y demás normas aplicables, en tanto no se opongan a lo dispuesto por la Ley y el presente Reglamento.

4.4. INFORMACION NECESARIA PARA EL PROYECTO ELECTRICO.

El proyecto deberá tomar en consideración los siguientes aspectos para su determinación apropiada:

1. Características del suministro disponible de energía eléctrica. 2. Subestaciones, tableros y centros de control de motores en sus diferentes características y aplicaciones. 3. Distribución de la energía eléctrica entre su punto de suministro y los puntos de aplicación. 4. Sistema de tierras. 5. Falla a tierra. 6. Pararrayos 7. Protección contra sobre corrientes. 8. Control de operación de los equipos. 9. Energía eléctrica de emergencia. 10. Ahorro de energía. 11. Iluminación: Tipo y ubicación de luminarias. 12. Dibujos, planos y esquemas. 13. Control y fuerza. 14. Alarmas.


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5. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Un sistema de distribución de energía eléctrica es el conjunto de equipos que permiten energizar en forma segura y fiable un número determinado de cargas, en distintos niveles de tensión, ubicados generalmente en diferentes lugares. Dependiendo de las características de las cargas, los volúmenes de energía involucrados, y las condiciones de fiabilidad y seguridad con que deban operar, los sistemas de distribución se clasifican en:

Industriales: Comprenden a los grandes consumidores de energía

eléctrica, que generalmente reciben el suministro eléctrico en alta tensión.

Es frecuente que la industria genere parte de su demanda de energía

eléctrica mediante procesos a vapor, gas o diesel.

Comerciales: Los sistemas de distribución comerciales son un término

colectivo para sistemas de energía existentes dentro de grandes

complejos comerciales y municipales. Este tipo de sistemas tiene sus

propias características como consecuencia de las exigencias especiales

en cuanto a seguridad de las personas y de los bienes, por lo que

generalmente requieren de importantes fuentes de respaldo en casos de

emergencia.

Urbanos: Los sistemas de distribución urbanos alimentan la distribución

de energía eléctrica a poblaciones y centros urbanos de gran consumo,

pero con una densidad de cargas pequeña. Son sistemas en los cuales

es muy importante la adecuada selección de los equipos y su correcto

dimensionamiento.

Rurales: Los sistemas de distribución rural se encargan del suministro

eléctrico a zonas de menor densidad de cargas, por lo cual requiere de

soluciones especiales en cuanto a equipos y a tipos de red. Debido a las

distancias largas y las cargas pequeñas, es elevado el coste del KWh

consumido. En algunos casos es incluso justificado, desde el punto de

vista económico, la generación local en una fase inicial, y sólo en una fase

posterior, puede resultar económica y práctica la interconexión para

formar una red grande.

5.1. RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA La red de distribución de la energía eléctrica es una parte del sistema de suministro eléctrico que es responsabilidad de las compañías distribuidoras de electricidad. La distribución de la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación de la red de transporte se realiza en dos etapas.


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La primera empieza en las subestaciones de transformación, la cual reparte la energía, normalmente mediante anillos que rodean los grandes centros de consumo, hasta llegar a las estaciones transformadoras de distribución. Las tensiones utilizadas están comprendidas entre 25 KV y 132 kV. Intercaladas en estos anillos están las estaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir la tensión desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión. La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, comúnmente denominada red de media tensión, con tensiones de funcionamiento de 3 KV a 30 kV y mallada. Esta red cubre la superficie de los grandes centros de consumo (población, gran industria, etc.) uniendo las estaciones transformadoras de distribución con los centros de transformación, que son la última etapa del 2 suministro en media tensión, ya que las tensiones a la salida de estos centros es de baja tensión (230/400 V). En la fig.1 se muestra un sistema de distribución típico. Las líneas que forman la red de distribución se operan de forma radial, sin que formen mallas, al contrario que las redes de transporte y de reparto. Cuando existe una avería un dispositivo de protección situado al principio de cada red lo detecta y abre el interruptor que alimenta esta red.


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5.2. CLASIFICACIÓN DE REDES POR SU CONFIGURACIÓN:

1) RED RADIAL:

Utiliza una sola línea de suministro, de manera que los consumidores solo tienen una sola posible vía de alimentación. Este tipo de red se utiliza principalmente en áreas rurales ya que es menor el coste de suministro al tratarse de grandes áreas geográficas con cargas dispersas y baja densidad.

Fig. 2. Fig. 2. Red radial.

2) BUCLE ABIERTO:

Presenta dos posibles caminos de suministro, de forma que los consumidores pueden ser alimentados por cualquiera de ellos, pero solo una de estas vías de alimentación ésta activada en la operación normal. La otra vía es utilizada en caso de falta y suele estar abierta.

Fig. 3. 3 Fig. 3. Bucle abierto.

3) RED MALLADA:

El suministro de las salidas de línea puede estar respaldado por ramas o circuitos primarios adyacentes. (Se operan en bucle abierto la mayor parte del tiempo)


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Fig. 4. Fig. 4. Red Mallada.

5.3. PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

La planificación de la red de distribución es una de las actividades más importantes de los centros de planificación de distribución. Se evalúa el coste de instalación del nuevo equipo, fiabilidad del sistema de distribución que se desea obtener y minimización de pérdidas, considerando el crecimiento vegetativo y nuevos consumidores. Minimizar el coste del sistema de distribución supone un gran reto. Simplemente un sistema con un solo feeder asociado presenta varias posibilidades de diseño al planificador. Encontrar pues un plan general de mínimo coste para un sistema de distribución implica una tarea difícil. Por estas razones, el uso de herramientas basadas en la asistencia computacional ha sido el enfoque principal de muchos investigadores durante las pasadas cuatro décadas, dando lugar así a programas de optimización que ayudan al planificador a encontrar el mejor diseño entre muchas posibilidades. Estos programas nunca consideran todos los aspectos del problema y la mayoría incluye aproximaciones que limitan ligeramente la exactitud. Sin embargo pueden ayudar a reducir los costes de distribución hasta un 10%, razón suficiente para utilizarlos. La planificación del sistema de distribución requiere en líneas generales el cumplimiento de los siguientes requisitos mínimos: 1) Doble alimentación para cada una de las cargas a alimentar. 2) Cumplimiento de los requisitos electrotécnicos mínimos de caída de tensión. 3) Adecuado dimensionamiento de líneas y transformadores evitando sobrecargas o limitando éstas en caso de falta. El problema se complica cuando los requisitos anteriores se desean cumplir minimizando los costes de la inversión y operación. Esto implica, entre otras 6 cuestiones, dar respuesta a cuál debe ser el camino radial óptimo de operación del sistema. Este problema, frecuentemente no lineal, es el comúnmente denominado “reconfiguración de redes” y que ha sido y es profundo objeto de estudio en el área. Una gran variedad de algoritmos eficaces e innovadores han sido presentados para aplicaciones en la planificación del sistema de distribución.


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Una posible clasificación atiende al punto de partida de la red a diseñar. Existen tres posibles necesidades: 1) Planificación de un nuevo sistema. 2) Expansión de un sistema ya existente. 3) Planificación de operación. La planificación de un nuevo sistema requiere de una fuerte inversión, pero en contra de lo que pueda parecer, es la planificación más fácil de las tres. El planificador empieza desde cero y planifica un nuevo sistema en una región dada. El principal reto de esta planificación es escoger el mejor diseño dentro de los muchos tipos existentes. Desafortunadamente este tipo de planificación es la menos habitual. Mucho más común es la necesidad de expandir una red existente donde lentamente ha ido creciendo la carga o aparecen nuevos consumidores y se puede esperar una sobrecarga. Este tipo de planificación es más complicado debido a dos razones: Primero que las nuevas rutas, las nuevas ubicaciones de equipo y las actualizaciones del equipo, están limitados por razones prácticas, operacionales, ambientales y sociales. La segunda razón es que cuando se parte de un sistema ya existente las opciones de actualización son muy variadas. Se han desarrollado varios algoritmos para resolver problemas no-lineales en esta área. La planificación operacional determina el patrón de configuración para la operación de un sistema ya construido, con la finalidad de que el sistema cumpla los requerimientos de caída de tensión y carga, mientras se tienen las mínimas pérdidas. La tarea principal en este tipo de planificación es minimizar las pérdidas cumpliendo las restricciones de carga y operación. Los algoritmos de resolución del problema de la planificación de redes de media tensión han de trabajar a sistemas de muy elevada dimensión Reducir los costes es sin duda la principal justificación para aplicar estos algoritmos, pero también, el reducir el tiempo y el esfuerzo requerido para desarrollar un plan de distribución se beneficia con la optimización.


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CONCLUSIONES

El Plan estratégico Energético Nacional 2014-2025, elaborado por la Dirección General de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía y Minas, estima que dentro del periodo mencionado, el consumo de energía tenga un comportamiento creciente en línea con el desempeño de la economía, - el Plan contempla dos escenarios, uno bajo un crecimiento de 4.5% (Demanda de 9,500 MW) y otro de 6.5% (Demanda de 12,300 MW)-, el aumento de la población y la ampliación de la cobertura energética. Asimismo, el crecimiento se apoyará en la ejecución de proyectos mineros e industriales, además del desarrollo de las principales ciudades del país. En cuanto a las fuentes de generación se enfatiza la mayor producción hidroeléctrica, resaltando la incorporación de 2,000 MW al 2018, los cuales se encuentran en actual construcción, además de 1,200 MW entre los años 2020 y 2021. Así mismo se espera un incremento de la participación de fuentes de energía renovables no convencionales, resaltando la realización de subastas, y el mayor uso de gas natural para la generación térmica. La mayor participación de la generación termoeléctrica con turbinas en ciclo simple de gas natural y con centrales de ciclo combinado en el sur del país consolidará la descentralización de la generación energética. Por otro lado se buscará incrementar la eficiencia energética, traducido en una mayor competitividad del sector, menores impactos ambientales y un mejor acceso a la energía. Es de resaltar el énfasis en la reducción de costos y gastos operativos, lo cual se logra reduciendo el consumo final de electricidad y diesel, mediante el uso de tecnologías más eficientes. Asimismo, se espera que Perú pueda convertirse en un Hub energético, y pueda luego de abastecer la demanda interna, exportar energía. Esto se verá apoyado en los proyectos de integración energética con Ecuador, Brasil, Colombia y Bolivia. El Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN para el periodo 2015-2024, evidencia que en el corto plazo (2015-2016), el sistema no presenta restricciones de suministro de energía, basado en distintos escenarios utilizados, se concluye que se presentarán sobrecargas en diversos sistemas de transmisión a partir del 2020, por lo que la planificación en cuanto al sub sector de transmisión es primordial, de lo contrario los costos marginales se incrementarían considerablemente. En cuanto al sub sector de generación, es de resaltar que hay proyectos de generación comprometidos sólo hasta el 2016, lo cual sumado al hecho de que se espera, dadas las elevadas razones de crecimiento de la demanda, que dichos proyectos sean de gran envergadura y por lo tanto tengan procesos de maduración de alrededor de 7 años o más, podría generarse un descalce entre la demanda oferta en el SEIN, lo que conllevaría a altos precios de energía.


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Bibliografía

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http://es.wikipedia.org/wiki/Sector_el%C3%A9ctrico_en_el_Per%C3%BA

sistema electrico peruano

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