PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO - ARIAE

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


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


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


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

E

2010 en adelante.GG


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


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


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



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%).


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


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


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.


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).


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.


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



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).



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.


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.



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.



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.



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).




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




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).


PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO - ARIAE

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