PERU PERU

Avances Regulatorios en el Avances Regulatorios en el PerúPerú

Alfredo DammertAlfredo DammertPresidente del DirectorioPresidente del Directorio

OSINERGOSINERG

ContenidoContenido

1. Introducción

2. Proceso de Fijación de Tarifas

3. Algunas Estadísticas

4. Perspectivas

11IntroducciónIntroducción

Normativa Generaly Concesiones

Regulador

Supervisión Fiscalización

Normativa

Concentración Mercado

Generación Transmisión Distribución

DGE

OSINERG

OSINERG

Indecopi

DGE

OSINERG

OSINERG

DGE

OSINERG

OSINERG

Indecopi

Estructura del Sector EléctricoEstructura del Sector Eléctrico

– Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas

– Decreto Supremo N° 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas

– Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas

Marco Legal de la Regulación TarifariaMarco Legal de la Regulación Tarifaria

Estructura EmpresarialEstructura Empresarial

Empresasde

Generación

ED - 1

ET

EG - A

COES

ED - 2

ED - 3

EG - B - B

EG - C

Empresasde

Transmisión

Empresasde

Distribución

Transacciones del MercadoTransacciones del Mercado

Empresas deGeneración

Empresas deDistribución

EmpresaEmpresadede

TransmisiónTransmisión

COESDespacho EconómicoDespacho Económico

Transacciones Spot

CLCL

CRCR

LL

LL

LL

RR

Coordinación

Coordinación

RR

CoordinaciónCoordinación

Co

ord

inac

ión

Co

ord

inac

ión

Peajes de Transmisión (R)

Peajes de T

ransm

isión (R

)

R: Transacciones ReguladasL: Transacciones Libres

CL: Clientes libresCR: Clientes regulados

Principios de Accionar del ReguladorPrincipios de Accionar del Regulador

Transparencia

AutonomíaEficiencia

y Eficacia

-Criterios utilizados: conocidos y predecibles.-Decisiones debidamente motivadas.-Decisiones normativas prepublicadas-Audiencias Públicas

El Regulador se guía por la búsqueda de la eficiencia en la asignación de costos y el logro de los objetivos al menor costo para la sociedad en su conjunto

La actuación del Regulador se basa estrictamente a las normas legales y estudios técnicos debidamente sustentados

Ley Marco de los Organismos ReguladoresArtículo 3 b:

• Función Reguladora: Comprende la facultad de fijar tarifas de los servicios bajo su ámbito

Reglamento General del OSINERGArtículo 52 p: Funciones del Consejo Directivo

• Fijar, revisar y modificar las tarifas de venta de energía eléctrica, con estricta sujeción a los procedimientos establecidos en la LCE

Función ReguladoraFunción Reguladora

22Proceso de Fijación de Proceso de Fijación de

TarifasTarifas

LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS

REGLAMENTO LEY DE

CONCESIONES ELÉCTRICAS

LEY DE TRANSPARENCIAPROCEDIMIENTOS REGULATORIOS

RESOLUCIÓNNORMA DE

PROCEDIMIENTOS PARA FIJACION DE

PRECIOS REGULADOS

RESOLUCIÓN DE TARIFAS

Marco LegalMarco Legal

ReguladorRegulador

Sistema de PreciosSistema de Precios

Precios Usuarios Libres (1) Usuarios Servicio Público (2)

Generación Libre Regulado ( ± 10% Libre)

Transmisión Regulado Regulado

Distribución Regulado Regulado

(1) 240 clientes libres (demanda mayor a 1000 kW) 46% del consumo de energía 33% de la facturación

(2) 3,3 millones de clientes regulados54% del consumo de energía67% de la facturación

Segmento Principios, Criterios y Metodología PeríodoCompetencia entre Generadores

Energía: Costos marginales resultado de la operación económica del sistema (Costo de la última unidad despachada)Potencia: Costos de la unidad más económica para abastecer potencia adicional en la hora de máxima demanda (usualmente turbina a gas)

Monopolio Regulado / ConcesionesCosto Medio Eficiente de un Sistema Económicamente AdaptadoSistema Principal : Pagado por todos los consumidores finalesSistema Secundario: Pagado por los usuarios particulares de las instalaciones

Monopolio NaturalCosto Medio Eficiente para Empresas ModeloValor Agregado de Distribución por nivel de tensión

Distribución

6 meses

12 meses

48 meses

Generación

Transmisión

Regulación TarifariaRegulación Tarifaria

4 61 82 123 7 115 9 10

Observaciones a la Propuesta

Tarifaria (OSINERG)

Resolución deRecursos

(OSINERG)

Publicación en Página WEB del Estudio

Técnico Económico (OSINERG)

Publicación de la Resolución

(OSINERG)

Recursos de Reconsideración (INTERESADOS)

Publicación en Página WEB de las Reconsideraciones

(OSINERG)

Pre-publicación del Proyecto de Resolución y de la relación de información que la sustenta

(OSINERG)

AUDIENCIAPÚBLICA

PRESENTACION Y SUSTENTO DE

PROPUESTA TARIFARIA

AUDIENCIAPÚBLICA

EXPONE CRITERIOSMETODOLOGIA Y

MODELOS ECONOMICOS

OSINERG

AUDIENCIAPÚBLICA

PRESENTACION DEL SUSTENTO DE

RECONSIDERACIONESRECURRENTES

Presentación Estudio Técnico

Económico

Proceso de Fijación de TarifasProceso de Fijación de Tarifas

Absolución de Observaciones

Este proceso es similar para los distintos segmentos que conforman la tarifa a usuario final (G,T y D)

33Resultados de la ReformaResultados de la Reforma

Resultados del Modelo aplicadoResultados del Modelo aplicado

EstadísticasEstadísticas

GIR(Mio US$)

Cobertura eléctrica

Pérdidas de

Energía

41

360

738

48%

72%75%

11.65%11.51%

9.10%

Fase IAños 80

Fase IIAños 90

Fase IIIAños 2000

Resultados del Modelo aplicadoResultados del Modelo aplicado

EstadísticasEstadísticas

Precio medio de electricidad (ctv US$kWh)

Margen de reserva sobre

demanda

Población con mala calidad de servicio eléctrico

3.91

6.677.40

42%50%

75%

20%

Fase IAños 80

Fase IIAños 90

Fase IIIAños 2000

Ratio: EBITDA/Venta energía Ratio: EBITDA/Venta energía

(*) : EstimadoEBITDA : Earning Before Interest, Taxes, Depreciation and AmortizationLCE : Ley de Concesiones Eléctricas

-1.0

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

(*)

Ctv

. U

S$

/ k

W.h

EstadísticasEstadísticas

LCELCE

Número de Usuarios y Coeficiencte de Electrificación (CE)Número de Usuarios y Coeficiencte de Electrificación (CE)(1985 - 2002)(1985 - 2002)

EstadísticasEstadísticas

Año Millones de Coeficiente de

Usuarios Electrificación (CE)

1985 1.44

1986 1.54 44.3%

1987 1.63 45.7%

1988 1.74 47.5%

1989 1.79 47.8%

1990 1.86 46.7%

1991 1.95 48.0%

1992 2.00 48.4%

1993 2.10 55.9%

1994 2.31 58.5%

1995 2.49 62.5%

1996 2.78 65.0%

1997 2.96 68.2%

1998 3.05 70.0%

1999 3.20 72.0%

2000 3.37 73.0%

2001 3.45 74.9%

2002 3.55 75.3%

Año Millones de Coeficiente de Usuarios Electrificación (CE)

Incremento 1990/2002 1.69 28.6%

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

Mil

lon

es

de

Us

ua

rio

s

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Co

efi

cie

nte

de

Ele

ctr

ific

ac

ión

(C

E)

Usuarios

CE

Oferta y Demanda

EstadísticasEstadísticas

35%

30%32%

28%

21%23% 22%

44%45%

50%

55% 53%

46% 45%48%

1 000

1 400

1 800

2 200

2 600

3 000

3 400

3 800

4 200

4 600

5 000

5 400

1 99

0

1 99

1

1 99

2

1 99

3

1 99

4

1 99

5

1 99

6

1 99

7

1 99

8

1 99

9

2 00

0

2 00

1

2 00

2

2 00

3

2 00

4

MW

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

120%

Hidroeléctrica Termoeléctrica Gas Natural % Reserva Demanda

Tarifas reguladas (Precios en Barra)Tarifas reguladas (Precios en Barra)

EstadísticasEstadísticas

LIMA

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

may

-97

jul-9

7

sep-

97

nov-

97

ene-

98

mar

-98

may

-98

jul-9

8

sep-

98

nov-

98

ene-

99

mar

-99

may

-99

jul-9

9

sep-

99

nov-

99

ene-

00

mar

-00

may

-00

jul-0

0

sep-

00

nov-

00

ene-

01

mar

-01

may

-01

jul-0

1

sep-

01

nov-

01

ene-

02

mar

-02

may

-02

jul-0

2

sep-

02

nov-

02

ene-

03

mar

-03

may

-03

ctv.

US

$/kW

.h

Potencia

Energía

Total

Tarifas ReguladasTarifas Reguladas

EstadísticasEstadísticas

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

ene-

95

may

-95

sep-

95

ene-

96

may

-96

sep-

96

ene-

97

may

-97

sep-

97

ene-

98

may

-98

sep-

98

ene-

99

may

-99

sep-

99

ene-

00

may

-00

sep-

00

ene-

01

may

-01

sep-

01

ene-

02

may

-02

sep-

02

ene-

03

may

-03

ctv.

US

$/kW

.h

IndustrialComercialResidencial

Precios del Mercado LibrePrecios del Mercado Libre

MAT : Muy Alta TensiónAT : Alta TensiónMT : Media tensión

EstadísticasEstadísticas

2.5

2.9

3.3

3.7

4.1

4.5

4.9

5.3

5.7

6.1

6.5

6.9

Jan

Feb

Mar Apr

May Jun Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Jan

Feb

Mar Apr

May Jun Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Jan

Feb

Mar Apr

May Jun Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Jan

Feb

Mar Apr

May Jun Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Jan

Feb

Mar Apr

May Jun Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Jan

Feb

Mar Apr

May Jun Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

1997 1998 1999 2000 2001 2002

ctv.

US

$/kW

h

MAT AT

MT Promedio

Tarifas reguladas de Generación/Precios SpotTarifas reguladas de Generación/Precios Spot

EstadísticasEstadísticas

LIMA

0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.05.56.06.57.07.5

ene-

97

abr-

97

jul-9

7

oct-

97

ene-

98

abr-

98

jul-9

8

oct-

98

ene-

99

abr-

99

jul-9

9

oct-

99

ene-

00

abr-

00

jul-0

0

oct-

00

ene-

01

abr-

01

jul-0

1

oct-

01

ene-

02

abr-

02

jul-0

2

oct-

02

ene-

03

ctv

US

$/kW

h

Precio Regulado

Precio Spot

Producción de Energía por tipo de planta (GWh)

EstadísticasEstadísticas

Tipo Año Año Año Año Año Año Año AñoPlanta 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Hidroeléctrica 12 474 12 840 12 694 13 130 13 821 15 401 16 795 17 222

Termoeléctrica 1 065 1 008 2 355 2 897 2 875 2 221 1 662 2 433

Total 13 540 13 848 15 049 16 026 16 696 17 622 18 457 19 655

% Hidroeléctrica 92.1% 92.7% 84.4% 81.9% 82.8% 87.4% 91.0% 87.6%

% Termoeléctrica 7.9% 7.3% 15.6% 18.1% 17.2% 12.6% 9.0% 12.4%

% crecimiento 2.3% 8.7% 6.5% 4.2% 5.5% 4.7% 6.5%

20022002• Demanda

» Potencia 2 909 MW» Energía 19 656 GWh» Tasa de crecimiento 6,5%

• Capacidad (MW)» Hidro 2 624 59%» Térmico 1 800 41%

• Producción (GWh)» Hidro 17 222 88%» Térmico 2 433 12%

• Tasa de Electrificación 75%

Electricidad en cifrasElectricidad en cifras

ESTADO ACTUAL DE LA PRIVATIZATIONESTADO ACTUAL DE LA PRIVATIZATION

EstadísticasEstadísticas

Actividad Unidad % Privatizado

Generación 4382 MW 66%

Transmisión Principal 2328 km 100%

Distribucion 5506 GWh 73%

Componentes de la Tarifa a usuario FinalComponentes de la Tarifa a usuario Final

Tarifa a usuario final:Tarifa a usuario final:8.9 Ctv. US$/kWh8.9 Ctv. US$/kWh

EstadísticasEstadísticas

55%

15%

31%

LIMA

Distribución

Transmisión

Generación

44PerspectivasPerspectivas

Se requiere crear un Operador Independiente del Sistema (ISO), independiente de los agentes del mercado, para operar el despacho central, los precios spot y los procesos de los servicios auxiliares disponibles para todos los agentes del mercado

Todos los agentes, no solamente los generadores, deberán tener acceso y deberán ayudar a pagar por las funciones de: despacho central, el mercado spot y servicios auxiliares

Los precios regulados a usuario final deberá estar basado sobre una proyección del promedio de los costos marginales de corto plazo del sistema de un año o como máximo dos años, en lugar de los 4 años utilizados actualmente

Perspectivas GyT (1)Perspectivas GyT (1)

Se requiere de un planeamiento centralizado para analizar las opciones de transmisión, identificar proyectos cuyos beneficios superen los costos del sistema en su conjunto y determinar qué agentes del mercado se beneficiarán

Una entidad independiente de cualquier Agente del mercado, Usuarios de transmisión, Reguladores o el Gobierno, deberá ser responsable de las funciones de planeamiento y análisis del sistema de transmisión. Esta entidad deberá formar parte o estar afiliada al ISO, siempre el que ISO sea efectivamente independiente

La congestión deberá ser administrado y valorizado utilizando los LMPs y FTRs determinados en un proceso integrado de despacho/precio spot conjuntamente con los servicios auxiliares

Perspectivas GyT (2)Perspectivas GyT (2)

LMP: Precios marginales por localidadFTR : Derechos de transmisión financieros

Las tarifas de transmisión deberán ser fijados sobre la base de un sistema eficiente (Sistema económicamente adaptado) determinado por una entidad independiente a los agentes del mercado. Estas tarifas de transmisión, así fijados, deberán permitir a los titulares de las instalaciones de transmisión, recuperar la totalidad de los costos eficientes.

Perspectivas GyT (3)Perspectivas GyT (3)

Se requiere definir un códigos de acceso a las redes que definan los derechos y responsabilidades de los clientes libres y generadores que deseen conectarse a los sistemas de transmisión y distribución

Perspectivas TyD (4)Perspectivas TyD (4)

Garantizar el retorno de las inversiones de las redes de distribución por empresas, en lugar de garantizar a nivel del conjunto de sistemas y por sistemas típicos de consumo, actualmente utilizados

Se requiere definir tarifas a usuarios final multihoraria, en lugar de los periodos de hora punta y fuera de punta, actualmente utilizados

Revisar el factor de descuento del negocio de distribución

Perspectivas D (5)Perspectivas D (5)

Revisar el valor residual de las inversiones para el cálculo de la TIR del negocio de distribución y el período de evaluación.

Ampliar el sistema de compensación social – FOSE- hacia el sector rural y sistemas eléctricos aislados

Revisar el modelo tarifario de los sistemas rurales

Perspectivas (6)Perspectivas (6)