Crisis Energetica en El Peru

7/30/2019 Crisis Energetica en El Peru

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Roberto Tamayo

Jo rge Cabal leroRolando Salvat ierra

TALLER APLICATIVO

CRISIS ENERGETICA?


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PROBLEMAHace aproximadamente dos aos que las

empresas elctricas vienen reclamando portodos los medios, que se eleve la tarifaregulada, situacin que se ha incrementado

en los ltimos tres meses, basndose en lasequa que increment el precio SPOT,motivando que el COES solicite elincremento de 25 a 30 % de la tarifa en

Barra, concluyendo el proceso con elincremento de la tarifa a usuario entre el4.3% a 5.3%.


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CONSECUENCIAS

Distribuidores sin contratos con losgeneradores. (hace dos aos que empez esteproblema y se agudizo en los ltimos meses).

Falta de inversin en el sector (hace cuatroaos que no hay nueva inversin en el sector.Posible desabastecimiento.

Cortes del servicio al Mercado Regulado.

Resolucin de contratos de clientes libres


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HISTORIA DEL MODELO DE MERCADO

LEY 23406 (1983) INTEGRACIN VERTICAL DE

ACTIVIDADES, CON UN MENEJO MONOPOLICOESTATAL EN MANOS DE EMPRESAS DEL ESTADO YREGULACION DE TARIFAS CON CRITERIOSPOLITICOS Y SUBVENCIONADAS .

LEY 25844 (1992)

BUSCA LA COMPETENCIA Y LAEFICIENCIA EN EL SECTOR, MEDIANTE LADESINTEGRACIN ACTIVIDADES ELECTRICAS, LACREACION DE UN MERCADO DE CLIENTES LIBRES

Y CON UN MODELO TARIFARIO PARA LASACTIVIDADES REGULADAS QUE SE BASA EN

CRITERIOS TECNICOS Y ECONOMICOS QUEPREMIAN LA EFICIENCIA, LO QUE PERMITIRIATENER TARIFAS EN EQUILIBRIO Y UNA MEJORADE LA CALIDAD DEL SERVICIO.


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LA PREGUNTA ES ?

DESPUES DE 12 AOS DE SU APLICACINSE HA CUMPLIDO CON EL OBJETIVO DE LALCE DE FOMENTAR LA COMPETENCIA Y LAEFICIENCIA?, EL MODELO TARIFARIO

CUMPLE CON ESTE FIN?, ES UN MODELOFUERTE O ES VULNERABLE CON ELENTORNO?, FOMENTA LA INVERSIN?.

QUE ALTERNATIVAS DE CAMBIO EXISTEN

EN EL CORTO , MEDIANO Y LARGO PLAZO.


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QUE OCURRENCIAS /

TENDENCIAS SE HAN

IDENTIFICADO EN EL

ENTORNO

QUE GRUPOS SON

RELEVANTES PARA

BUSCAR SOLUCIONES A

LA PROBLEMATICA?

ConcesionariosCOES SNMP

MEM - MEF

Usuarios

Congreso

OSINERG-INDECOPI

Nuevosinversionistas

Medios decomunicacin

Riesgo

Oportunidad

Riesgo

Riesgo

Oportunidad

Riesgo

Riesgo

COMO AFECTAN LAS OCURRENCIAS/ TENDENCIAS A

LAS RELACIONES DEL SECTOR CON LOS GRUPOS

RELEVANTES. OFRECE RIESGO/OPORTUNIDAD?

Condicioneshidrolgicas secas

Especulacin porcoyuntura

Desmotivacin ainvertir

Riesgo dedesabastecimiento

IntromisionesPoltica

Funcionesregulatoriascuestionadas

Informacinespeculativa

ANALISIS DEL ENTORNO


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CONDICIONES HIDROLOGICAS

Falta de previsin?VOLUMEN ACUMULADO DE APORTE INTERMEDIO

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

Set Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago

VOLUMEN

94/95 95/96

96/97 97/98

98/99 99/00

00/01 01/02

02/03 03/04

04/05


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ESPECULACION POR LA COYUNTURA Preguntas Claves para el futuro

Las generadoras sealan que la subidadel precio SPOT los perjudica, sinembargo, el grupo econmico ENDESA

podra estar especulando, a travs de laindisponibilidad prolongada de lasunidades de generacin de la CTVentanilla, el incremento de los costosmarginales de corto plazo, en beneficio desus ingresos en las transferencias deenerga.El contrato ELECTROPERU ETEVENSAno garantiza la disponibilidad de lasunidades para operar.

UNIDAD DISPONIBLE

UNIDAD EN MANTENIMIENTO

UNIDAD DESPACHADA

VENTANILLA TG3

01/01 31/01 01/03 31/03 30/04 30/05 29/06 29/07

DESPACHADA / DISPONIBLE

MANTENIMIENTO

CONEXIN DE SISTEMADE ENFRIAMIENTO

ACONDICIONAMIENTO PARAOPERACION CON GN

ACONDICIONAMIENTO PARAOPERACION CON GN


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ESPECULACION POR LA COYUNTURA

El grupo econmico ENDESA podra estar especulando, a travs dela indisponibilidad prolongada de las unidades de generacin de la

CT Ventanilla, el incremento de los costos marginales de cortoplazo, en beneficio de sus ingresos en las transferencias deenerga.

Marginan

unidadescaras

Llegada

del gasnatural


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DESMOTIVACION A INVERTIR

Discrecionalidad?DEMANDA

Interconexin con Ecuador (DS 010)An no hay marco normativoactualizado y la interconexin en suprimera fase no beneficiar a ambosmercados.

En operacin radial, Per puede exportarhasta 95 MW. Sin embargo, se requiere deuna operacin permanente de la C.T.Malacas. Si se instala una compensacincapacitiva de 20 MVAR en la S.E. ElMilagro Ecuador puede importar y/oexportar hasta 110 MW. La operacin sedara solamente en el perodo avenida dePer: diciembre a mayo.En operacin sncrona, el flujo de

Intercambio en el enlace de acuerdo alcomportamiento dinmico estara limitadopor restricciones de seguridad, por lacaracterstica radial del sistema elctricoperuano.El sistema de Ecuador slo podraexportar cuando est interconectado conColombia.


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DESMOTIVACION A INVERTIR

Discrecionalidad?OFERTANo existe competencia por la altaconcentracin del mercado en mano depocos grupos econmicos.La discrecionalidad del Regulador hamantenido tendencias a la baja en tarifas.Vaco legal provoca conflictos.

Potencia

Efectiva

ESTADO33%

ENERSUR

8%

EGENOR13%

OTROS

5%

AGUAYTIA

4%PSEG

4%

ENDESA

33%


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RIESGO DE DESABASTECIMIENTO

Existe la reserva adecuada en elSEIN?

Tanto el MEM como el Reguladorfijan los Mrgenes de Reserva.

Se requiere por lo menos unaPLANIFICACION indicativa delsector.

CASO 01

MARTES 28 DE SETIEMBRE DE 2004 HORA DE MAXIMA DEMANDA - 19:00 HORASHORA DE MAXIMA DEMANDA

DEMANDA 412 2020 545

(VALORES EN MW) CAPACIDAD 135 CAPACIDAD 200

-13 91

GENERACION HIDRAULICA 161 1249 294

GENERACION TERMICA 238 693 344

RESERVA EXPORTABLE 21 - 109

RESERVA TERMICA TEORICA 21 - 153

RESERVA REAL PARA EL AREA OPERATIVA CENTRO - 52 -

% DE RESERVA POR AREA OPERATIVA 5% 3% 28%

% DE RESERVA AOC INCLUIDA POTENCIAL IMPORTACION 9%

UNIDADES INDISPONIBLES RELEVANTES TG3 EEPSA por mantenimiento mayor TV-2 SHO por falta de combustible

TV TRUPAL mantenimiento de la caldera

TG PIURA por limitacin capacidad de red de distribucin ENOSA

DETALLE DE LA RESERVA TERMICA TEORICA TG Trujillo (21 MW) UTI 5 (52 MW) TG1 Mollendo (35 MW)

TG2 Mollendo (36 MW)

TG1 Ilo1 (35 MW)

TG2 Ilo1 (35 MW)

Unidades diesel (12 MW)

AREA

OPERATIVA

CENTRO

AREA

OPERATIVA

SUR

AREA

OPERATIVA

CENTRO

AREA

OPERATIVA

SUR

AREA

OPERATIVA

CENTRO

AREA

OPERATIVA

SUR

AREA

OPERATIVA

CENTRO

AREA

OPERATIVA

SUR

AREA

OPERATIVA

CENTRO

AREA

OPERATIVA

SUR

AREA

OPERATIVA

CENTRO

AREA

OPERATIVA

SUR

AREA

OPERATIVA

CENTRO

AREA

OPERATIVA

SUR

AREA

OPERATIVA

NORTE

AREA

OPERATIVA

CENTRO

AREA

OPERATIVA

SUR

Margen de Reserva del SEINPERIODO MR

01 de mayo de 2004 30 de abril de 2005 42%01 de mayo de 2005 30 de abril de 2006 39%01 de mayo de 2006 30 de abril de 2007 36%01 de mayo de 2007 30 de abril de 2008 32%

Demanda y Oferta: incluyen la generacin de Sinersa

BALANCE DEMANDA-OFERTA

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

2004 2005 2006 2007 2008

MW

DEMANDA OFERTA

35%39%24%29%

45%


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EXTERNALIDADES ESTATALES Preguntas Claves para el futuro

Decreto de Urgencia N 007-2004Debido a la falta de contratos de

suministro a distribuidores, el MEMemiti el referido Decreto paraefectivizar las transferencias deenerga en el COES-SINAC.Dispone que los retiros sin contratodestinados al consumo a precioregulado se distribuyan en el IIsemestre de 2004, entre las

empresas administradas porFONAFE en proporcin directa a supotencia firme en el mescorrespondiente, y en el I semestresupuestamente entre las privadas;as como suspende los efectos delliteral f) del artculo 36 de la LCE.

VALORIZACIONES DE POTENCIA Y ENERGIA

0

5

10

15

20

25

30

35

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

MillonesdeSoles

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Soles/MWh

ENERGIA POTENCIA PEAJE GRP CMG

Decreto Supremo por el cual se traban las solicitudes de concesiones decentrales hidrulicas.Decreto Supremo N 010-2004-EM

El MEM le ha "precisado" al Regulador cules son los componentes de lanueva demanda y de la nueva oferta elctrica. La nueva demanda tender aelevar la tarifa, si hay nueva oferta, esto contrarrestar la tendencia al alza,pero si no hay nueva oferta disponible, entonces la tarifa aumentar de todasmaneras.

SEMESTRE I II

SOLES 96,730,338 120,687,103

PEFECTIVA PRIVADAS ESTATALES

MW Firmes 2884 1484

Soles/MW 34 81


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INFORMACION ESPECULATIVA POR PARTE DE LA EMPRESASPREGUNTAS CLAVES PARA EL FUTURO

MERCADO ENERGIA

(TARIFA BARRA CLIENTE REGULADO; TARIFA LIBRE CLIEN(COSTOS MARGINALES MERCADO SPOT)

MERCADO POTENCIA

(EXCLUSIVAMENTE TARIFA EN BARRA)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

HIDROELECTRICA

GT1

GT1

Ei: Energia en la hora i.CMGi : Costo en la hora i.

CMG=70

CMG=70

CMG=0

24

1=

=i

iidxCMGECMG

MW hSCMG d /5.27=

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

HIDROELECTRICA

GT1

GT2

Ei: Energia en la hora i.CMGi : Costo en la hora i.

CMG=100

24

1=

=i

iid xCMGECMG

GT3

CMG=75

CMG=100

MWhSCM G d /5.87

MERCADO SPOT

CMG

Compromisos

Compromisos

ExcedenteDeficit

EMP 1 EMP 2

EMP 1 EMP 2

Cliente Libre

Cliente Regulado

Compromisos

CompromisosV

enta

Potencia C

ompra

Potencia

Capacidad

Capacidad

PRODUCCION

TB

TB

TL

TL

TB: Tarifa en BarraTL: Tarifa LibreCMG: Costos Marginales


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INDICADORES DE DESEMPEO Preguntas Claves para el futuro

Produccin Enero - Agosto 2004 Costo Variable TotalGWh US$/MWhHidrulica 11062.76 0Trmica 3387.72 1 - 150Total 14450.48 10.56Periodo enero - agostoCMg promedio ponderado (US$/MWh) 74.25Tarifa en barra (US$/MWh) 24.00

Produccin Enero - Agosto 2003 Costo Variable TotalGWh US$/MWhHidrulica 12031.74 0Trmica 1655.97 1 - 150Total 13687.71 3.11Periodo enero - agostoCMg promedio ponderado (US$/MWh) 30.90Tarifa en barra (US$/MWh) 26.00

Costo Medio de Produccin


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BALANCES OPERATIVOS Preguntas Claves para el futuro

BALANCE OPERATIVO ANTES DE IMPUESTOS - 2004

(20)

(10)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

MillonesNuevosSoles

ESTADO ENDESA TRACTEBEL DUKE

SHOUGESA AGUAYTIA PSEG CAHUA


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Hoja de Trabajo para la Evaluacin de Factores Externos

1.80Ponderacin Total

Oportunidades y Riesgos Peso Ponderacin Puntaje

1.00

Condiciones hidrolgicas secas

Especulacin por coyuntura

Desmotivacin a invertir

Seguridad del Sistema

Intromisin Poltica

Funciones Regulatorias

0.10 3 0.30

0.15

0.20

2

1

0.30

0.20

0.20

0.20

0.15

1

1

4

0.20

0.20

0.60


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P bl ti A t l


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Problemtica Actual

Solamente entre generadores pueden comprar yvender en el mercado SPOT va transferencias

El sistema ingenuamente est diseado para quelos generadores puedan estratgicamente vender obien al mercado de contratos o al spot

Cuando hay escasez de agua los generadores se encuentranreacios a contratar con distribuidores y, si pueden, rescinden

contratos con clientes libres.Se le obliga a los distribuidores a suscribir contratos,pero no se les ha dado acceso a, que comocomercializadores, puedan comprar en el mercadomayorista al precio spot.


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Variables Claves de xito CONCESIONARIOSPresin al Regulador para el alza de tarifas y cuestionamiento a sudiscrecionalidad como garanta de nuevas inversiones.

Presin al MEM para que intervenga en el control de ladiscrecionalidad y solucione el problema de la falta de contratos conmecanismo legales. Situacin que lograron las empresa con laemisin del Decreto Supremo N 010-2004-EM Demanda de Ecuadory Requerimientos legales para considerar nueva oferta y el DecretoDe urgencia N 007-2004.Mayor Incremento de la demanda.

Incremento del precio de combustibles.Oferta no se debe incluir en la tarifa centrales sino hasta que cumplancon requisitos muy rgidos.Condiciones hidrolgicas secas.Centrales trmicas obsoletas y caras.Precio Spot muy por encima de las tarifas reguladas.

La tarifa actual no asegura la rentabilidad ofrecida en la Ley.Los generadores no quieren contratar con los distribuidores por labajas tarifas reguladas, as como resolucin de contratos con clienteslibres.


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Variables Claves de xito OSINERG

Las tarifas son calculadas de acuerdo a un marco legal vigente que

establece los componente de la tarifas reguladas.Hay precios libres determinados por la libre contratacin.

Los usuarios regulados no se perjudican con la falta de agua.

La falta de contratos no afecta a todos los distribuidores segnestudio hecho por la GFE.

La sequa perjudica especialmente a los que han contratado mspotencia de la que generan.

El ingreso de Camisea tendr efecto en las tarifas elctricas.

La falta de inversin en generacin trmica se debi a una decisinpoltica, que a travs de la modificacin de la LCE prohibi el

otorgamiento de concesin para generacin hidrulicaEstos argumentos pierden peso con la emisin del DS.010-2004.


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CONFLICTOS

Entre OSINERG y las empresas, por las tarifas.OSINERG y el Ministerio de energa y Minas y MEF, por

la inversin.Entre las empresas Elctricas y los clientes libres, por elprecio de los contratos libres y la posibles resolucin delos mismos.Entre los generadores y distribuidores por la suscripcin

de los contratos.Entre los usuarios regulados y OSINERG por la posiblesubida de los precios.De acuerdo a la Defensoria del Pueblo y el Congresolas tarifas de electricidad de Sudamrica son una de lasms altas de la regin .Entre las generadoras y camisea por la entrada de estaultima.


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PREGUNTAS CLAVES PARA EL FUTURO

Las empresas elctricas estn perdiendo dinero con lastarifas actuales BALANCES OPERATIVOS.

La solucin al problema sealado es elevar las tarifas.El precio vigente realmente es bajo o es una especulacinde las empresas, para presionar al alza ESPECULACION POR LA COYUNTURA.El usuario regulado o los clientes libres se ven afectadoscon la situacin actual INFORMACION ESPECULATIVA POR PARTE DE LA EMPRESAS.

Los precios actuales afectan la inversin.Cual ser el efecto del ingreso de Camisea INDICADORES DE DESEMPEO.Cual ser el efecto de la inversin que est en camino engeneracin elctrica.El conflicto entre concesionarias regulador - MEM

puede desgastar al gobierno. Se han emitido algunasmedidas gubernamentales para solucionar este conflicto,pero esto puede traer otras situaciones de conflictoEXTERNALIDADES ESTATALES.

Actores


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Actores

ESTADO PERUANOMinisterio de Energa y MinasOSINERG.IndecopiProinversin.Gobiernos regionales.Empresas estatales.

SECTOR PRIVADOEmpresas Concesionarias de generacin, distribucin ytransmisin.Empresas autorizadas de generacin.Inversionistas actuales.Nuevos inversionistas Futuros.


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Juego de Actores y Escenarios

MATRIZ DE ALIANZAS Y CONFLICTOS - 3MAA

5.17 6.84 1.37 2.02 5.52 5.28 5.94 3.20 4.16 2.97 0.61 2.76

0.00 0.00 -3.87 -5.31 0.00 0.00 0.00 -1.80 -2.34 0.00 -1.91 -0.58

6.84 10.68 1.73 2.53 11.08 8.55 10.47 5.51 7.47 5.67 0.77 6.15

0.00 0.00 -5.98 -8.92 0.00 0.00 0.00 -2.11 -2.75 0.00 -3.21 -0.68

1.37 1.73 8.28 11.25 2.04 2.01 3.58 5.62 7.38 0.75 3.98 2.48

-3.87 -5.98 0.00 0.00 -5.83 -4.59 -4.30 -2.81 -3.13 -3.28 0.00 -2.05

2.02 2.53 11.25 15.89 2.72 2.68 4.90 7.11 9.49 1.02 5.60 3.45

-5.31 -8.92 0.00 0.00 -9.43 -6.78 -7.13 -4.24 -5.19 -5.20 0.00 -4.00

5.52 11.08 2.04 2.72 20.39 13.71 17.03 7.16 9.87 8.09 0.91 8.75

0.00 0.00 -5.83 -9.43 0.00 0.00 0.00 -0.86 -1.12 0.00 -3.39 -0.42

5.28 8.55 2.01 2.68 13.71 9.36 10.05 4.22 4.94 3.87 0.90 4.300.00 0.00 -4.59 -6.78 0.00 0.00 0.00 -1.69 -2.20 0.00 -1.67 -0.41

5.94 10.47 3.58 4.90 17.03 10.05 13.95 5.86 8.08 4.88 1.60 7.85

0.00 0.00 -4.30 -7.13 0.00 0.00 0.00 -0.70 -0.91 0.00 -1.39 0.00

3.20 5.51 5.62 7.11 7.16 4.22 5.86 7.09 9.09 2.34 2.42 3.73

-1.80 -2.11 -2.81 -4.24 -0.86 -1.69 -0.70 0.00 0.00 -0.44 -0.72 0.00

4.16 7.47 7.38 9.49 9.87 4.94 8.08 9.09 10.75 2.00 3.18 3.17

-2.34 -2.75 -3.13 -5.19 -1.12 -2.20 -0.91 0.00 0.00 -0.57 -0.47 0.00

2.97 5.67 0.75 1.02 8.09 3.87 4.88 2.34 2.00 0.44 0.27 0.64

0.00 0.00 -3.28 -5.20 0.00 0.00 0.00 -0.44 -0.57 0.00 -0.20 0.00

0.61 0.77 3.98 5.60 0.91 0.90 1.60 2.42 3.18 0.27 0.72 0.72

-1.91 -3.21 0.00 0.00 -3.39 -1.67 -1.39 -0.72 -0.47 -0.20 0.00 0.00

2.76 6.15 2.48 3.45 8.75 4.30 7.85 3.73 3.17 0.64 0.72 2.09

-0.58 -0.68 -2.05 -4.00 -0.42 -0.41 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

A11

A12

A7

A8

A9

A10

A3

A4

A5

A6

A1

A2

A9 A10 A11 A12A5 A6 A7 A8A1 A2 A3 A4

Reforma del Sistema Ingls: NETA


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Reforma del Sistema Ingls: NETA

Pool: Mercado obligatorio al contado de electricidadCada hora el mercado fija la tarifaNew Electricity Trading ArrangementsSistema Informtico que mide excesos y dficit en tiemporealCompara la cantidad de electricidad que las partes

adquirieron por contrato con las cantidades realesgeneradas y demandadasAlienta contratos bilaterales y multilateralesFiabilidad de suministroEquilibrio del sistema

Spot nicamente como mercado de excedentes ofaltantes

Espaa


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Espaa

Generacin en libre competencia peropreviamente autorizadosComercializadores son intermediarios entreproductor y consumidor y requieren autorizacinOperador del mercado

Contratos y spotCriterio sistmicoFactura y cobra el suministro realizadoEstado se reserva el derecho de adoptar medidas

que incentiven la calidad del servicio, eficiencia yahorro energtico

Sistema Elctrico de California


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Mercado 1992Tarifa cara: 50% mayor que promedio paisPBI de 700 mil millones de US Dollars3 grandes empresas el 80% de oferta

Sistema Elctrico de CaliforniaCrisis del Modelo y sus causas ms significativas

Reforma 1996Objeto: reducir tarifas escalonadamente10% enero 199820% abril 2002

Crea mercado mayoristaCrea poolTransporte y Distribucion en concesion

M l Di d l d l d l i d l


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Mal Diseo del modelo de regulacion delmercado

Interferencia entre reguladores

Mercado spotAlto riesgo de volatilidad de precios14% hidraulica19% importada

Falta de InversinTarifas a consumidores finales congeladasUso no racional de la energiaDemanda creciente en 8% anual

Largo proceso de autorizacion por asuntos ambientalesdel estado de CaliforniaFalta financiamiento por falta de mercado de contratosde largo plazo

ESTRATEGIAS


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ESTRATEGIAS

Aplicar los criterios impuestos por el MEM, lo queconlleva al incremento del costo de la tarifa (5.3% al

usuario final).Recalcular las tarifas en la fijacin de noviembre sinceder a las presiones y en estricta aplicacin de la Ley.

Coordinar con el MEM y PROINVERSIN una

estrategia conjunta para promover inversiones.Cambiar el Decreto de Urgencia N 007-2004.

Derogacin del D.S. N 010-2004-EM.

Modificacin de la LCE para establecer cambios estructuralesdel modelo.

Traspasar al capital privado las empresas estatales (bajo elmecanismo de concesin y no de compra venta de acciones).

Mecanismo de inversin tipo BOO para la generacin.


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ESTRATEGIA

ESTA ALZA TARIFARIA NOS LLEVA AREVISAR EL MODELO DEMERCADO QUE ESTABLECE LA

LEY DE CONCESIONESELECTRICAS BASADO EN COSTOSDE EFICIENCIA Y EL CONTEXTO EN

EL QUE ESTA SE DESARROLLA

SOLUCIONES DE CORTO PLAZO


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SOLUCIONES DE CORTO PLAZO

Exigir la derogatoria del DS N 010-2004-EM.Modificar el Decreto de Urgencia N 007, haciendo que todos los actoresestn involucrados en el costo, y que el reparto no sea proporcional a laPotencia Firme, sino:De manera justa, el costo se debe asignar en principio entre todos losgeneradores integrantes, teniendo en cuenta sus compromisoscontractuales con el mercado regulado, es decir, a mayor nivel decontratacin con el mercado regulado menor participacin en cubrir elvalor econmico de las transferencias de los suministros sin contratos.

siempre que

Donde:VRSC: Valor econmico de las transferencias de los retiros de suministros aprecio regulado.PFj: Potencia firme del generadorj.CCj: Compromiso Contractuales con el mercado regulado del generadorj.

N

jjj

jj

j

CCPF

CCPFVRSCVRSC

1

)(

)(0)(

jjCCPF

SOLUCIONES DE LARGO PLAZO


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SOLUCIONES DE LARGO PLAZOPromover inversiones de pequeas centraleshidroelctricas y ms afianzamientos

Permitir el acceso de una gran mayora de todos generadores al COES,por ejemplo, con potencias superiores a 10 MW (acceso al mercado). Nonecesariamente tienen que integrar su Directorio.Variacin del PBE (barra santa rosa) con el ingreso de una CH hidrulicade 20 MW de potencia y caractersticas similares a la central Cahua apartir del 2005 (US$ 700 /kW instalado).Reduccin (precio ponderado): 0.916772 US$/MWH (3%).

Precio Bsico de la energa en US $/MWh

Punta F.Punta Ponderado

Simulado 38.78379 26.88985 29.2478

GART 39.96113 27.73541 30.15925

Evaluar la intervencin del Estado como


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Evaluar la intervencin del Estado comoinversionistaCon la instalacin de un ciclo

simple de 200 MW y combinadoa partir de Camisea 270 MW,ELECTROPERU pudo evitarprdidas y ahorrar alrededor de75 Millones de Nuevos Soles.

Los afianzamientos de cuencas,para aumentar el factor deplanta de centrales hidrulicastrae beneficio para el mercadoregulado y para la empresas

(Charcani V incrementaproduccin en 98 GWh). Precio Bsico de la energa en US $/MWh (-1.36%)Punta F.Punta Ponderado

Simulado 39.62189 27.3061 29.74764Regulacin 39.96113 27.73541 30.15925

ATRAER INVERSIONES


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ATRAER INVERSIONESDESARROLLAR SEALES DE MERCADO

Se deben generar seales que permitan que losdistribuidores o probables comercializadoresmantengan contratos que aseguren estabilidad deprecios en escasez.

Acceso de los Distribuidores/Comercializadores al mercado mayorista,hacer factible el acceso de distribuidores y clientes libres en el

mercado SPOT con sus respectivos riesgos (volatilidad de precios).Creacin de la Figura del Comercializador

La Decisin CAN prev dicha implementacinAcceso al mercado Boliviano.

Desarrollo inmediato de las interconexiones en el marco de laDecisin CAN

Aumento del periodo de contratacin de suministros regulados de 2 a4 aos.Desarrollo de contratos BOO de generacin (subastas).

DESARROLLO DE CONTRATOS BOO


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Conseguir que se abastezcauna demanda a partir de unaoferta y precios establecidos.Por ejemplo para atendersuministros de grandesconsumidores (>250 kWh-mes).Tendran que ofertarse MWh

a precios menores a la tarifaregulada.

OFERTAMW

MWH

CLIENTEREGULADO

CLIENTELIBRE

GRANDESCONSUMIDORES

En este instante no hayproblema de desabastecimiento.

Los usuarios involucradospodran partir su suministro.Evaluar como impactan loscargos por peaje.

Desconcentrar la oferta del mercado


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Ventas 2002

ESTADO

40%

ENDESA

25%

ENERSUR

11%

EGENOR

9%

PSEG

5%

AGUAYTIA

4%

OTROS

6%

La Ley Antimonopolio cuyavigilancia es responsabilidad

del INDECOPI no permite unaconcentracin horizontalmayor al 15%, sin embargoINDECOPI que esasconcentraciones mayores(ENDESA) no daan la

estructura del mercado.

Potencia

Efectiva

ESTADO33%

ENERSUR

8%

EGENOR13%

OTROS5%

AGUAYTIA4%PSEG

4%

ENDESA

33%

Respecto a la concentracinvertical esta no debe sermayor al 5%, sin embargoINDECOPI que esas

concentraciones mayores(PSGE) no daan laestructura del mercado.



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Privatizaciones bajo cualquier mecanismo, ya sea compra-

venta o concesiones con modificacin previa de la LeyAntimonopolio prohibiendo las concentraciones horizontalesmayores al 15%, y totalmente las concentraciones verticales.

Potencia

Efectiva

ESTADO

11%

Inversionista 1

11%

Inversionista 2

11%ENERSUR

8%

EGENOR

13%

PSEG

4%

AGUAYTIA

4%

OTROS

5%

ENDESA

33%

El esquema deprivatizacin debecontemplar necesariamentecompromisos de inversina corto plazo utilizando gasnatural para cicloscombinados y al mediano

plazo generacinhidrulica.

Despolitizar la aplicacin tarifaria


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p p

Promover la autonoma delRegulador, a partir de polticas

de mercado y no va reglasimpuestas.

Generar procedimientostransparentes que hagapredecible los resultados de lafijacin de tarifas.

Revisar el modelo tarifario .(NO EXISTE)

MWh

MWh

TRANSMISORES

US$

CONTRATO

CONSUMIDORES

REGULADOS

REDES SST REDES MT /BT COMERCIALIZACION

DESP ACHO TRANSFERENCIA

SPOT

REDES SST REDES SPT

GENERADORES

G1 G2

NEGOCIOS CON

CONTRATOS

DISTRIBUIDORES

COES

(NO EXISTE)

CLIENTE

LIBRE

MWh

US$

US$SPOT(NO

EX

ISTE)

OTRAS SOLUCIONES (RECETAS)


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OTRAS SOLUCIONES (RECETAS)

Implementacin del Mercado del Da Previo

Reduce el riesgo de comportamientos estratgicos deltima hora (indisponibilidades fantasmas)

Despachos centralizados que inspirentransparencia y/o descentralizados que permitan

flexibilidad.Revisin y ajustes de la estructura y de los procedimientosdel COES (determinacin de la potencia efectiva, precio decombustibles, etc).

Variar los Factores de Incentivo a laContratacin.

Crisis Energetica en El Peru

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