El Sector de la Generación Eléctrica en el Perú

1. El Sector de la Generación Eléctrica en el Perú Identificación de Problemas y Posibles Soluciones Propuestas para la Reunión del Sector Electricidad OSINERG Lima, 16 de julio de 2004

2. Temas a Tratar • Fijación Tarifaria • Remuneración y Suficiencia de la Capacidad • Contratos Generador-Distribuidor • Incentivos a la inversión • Organización y operación del COES OSINERG

3. El Sector de Generación Eléctrica en el Perú Fijación Tarifaria

4. Fijación Tarifaria • Problemas Fundamentales • Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda • Desviación de las Tarifas con lo que sucede en la realidad • Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en Barra OSINERG

5. Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda • Problemática actual • La ausencia de procedimientos que establezcan clara y objetivamente los criterios y la metodología para la determinación del Programa de Obras de generación y la proyección de la demanda ocasiona constantes discrepancias y conflictos entre los agentes económicos del sector energético y el regulador debido a las diferentes interpretaciones que se dan en estas proyecciones ¿Discrecionalidad del Regulador? OSINERG

6. Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda • Visión parcial • Se dice que la inclusión de determinados proyectos ha perjudicado a los generadores • Ejm.: Plantas de Generación usando el gas de Camisea han sido incluidas en las tarifas en barra aprobadas por el Regulador desde Noviembre 1997. OSINERG

7. Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda • No obstante….. • COES propuso la planta de Camiseamediante “Informe Técnico Económico – Oficio COES-SICN/P- 027-97 del 12/09/97. • C.H. Chimay y Yanango no fueron incorporados por los generadores. Solo se incluyeron cuando faltaban 2 años • La oferta de generación “adicional” estuvo acompañada por la demanda “adicional” asociada a nuevos proyectos mineros OSINERG

8. Por lo tanto No ha existido desviaciones sustanciales en las proyecciones del Regulador con aquellas confirmadas por la realidad Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda OSINERG

9. Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda • ¿Qué se propone? • Si bien el D.S. N° 010-2004-EM es un avance, se requiere explicitar criterios a fin de minimizar la asimetría de información. • En el caso de la Oferta: • Proyectos Tipo A: Proyectos que se encuentren en ejecución física y con una estimación de puesta en servicio dentro del horizonte de tiempo del plan de obras. Verificación a través de un seguimiento continuo al Diagrama PERT del Proyecto • Proyectos Tipo B: Proyectos que resulten rentables con la señal de precios básicos de energía y potencia vigentes al momento de iniciarse el proceso de fijación de las Tarifas en Barra y que pueden ser culminados dentro del horizonte de tiempo del plan de obras Verificación a través de un formulario de Evaluación Económica pre-establecido OSINERG

10. Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda • ¿Qué se propone? • En el caso de la demanda: • El único hito que en la actualidad puede indicar el nacimiento de un proyecto minero es la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental. • Consecuentemente, se debe efectuar un seguimiento de las siguientes autorizaciones: • Disponibilidad de Terreno • Autorización para uso de aguas • Concesión de beneficio y autorización de construcción • Contrato de estabilidad (incluye el detalle de obras principales, producción esperada, monto de inversión, forma de financiamiento, plazo de ejecución, etc.). OSINERG

11. Desviación de las Tarifas con lo que sucede en la realidad • Problemática Actual • Las proyecciones de la Oferta y Demanda, sobre todo nuevos proyectos, a decir de los generadores vienen siendo realizados por OSINERG sin tomar en cuenta la realidad de los hechos. • ¿Qué se propone? Revisión Ex-post de las Tarifas en Barra con base en la oferta y demanda ejecutada • En cada proceso tarifario se procederá también a calcular un Factor de Corrección de Tarifas en Barra, con base en la oferta y la demanda ejecutada de los cuatro años anteriores. • Con el factor antes referido se efectuarán las deducciones o incrementos correspondientes en las Tarifas en Barra para el periodo siguiente. OSINERG

12. Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en Barra • Problemática Actual • Los plazos para la ejecución de las diferentes etapas en los procesos de regulación resultan demasiado cortos y no permiten efectuar las revisiones, cálculos y verificaciones que se requieren para la determinación de las tarifas. • En efecto, a fin de cumplir con las normas de transparencia, los procesos tarifarios involucran múltiples etapas que han llevado a que, prácticamente, una vez finalizada una fijación tarifaria, se de inicio a la siguiente. OSINERG

13. Fijación mayo 2004 Fijación noviembre 2004 Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en Barra 15 días hábiles OSINERG

14. Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en Barra • ¿Qué se propone? • Mediante Ley del Congreso de la República y Decreto Supremo del MEM, se modifique la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, respectivamente, a fin que la periodicidad del proceso de fijación de las Tarifas en Barra sea anual. • Esta modificación daría una señal económica más estable tanto a los inversionistas como a los consumidores y permitiría contar con mayores plazos para la elaboración de las propuestas tarifarias, su revisión y la fijación de las tarifas de generación. OSINERG

15. El Sector de Generación Eléctrica en el Perú Remuneración de la Capacidad y Reserva

16. Estabilidad del Precio de la Potencia • Problemática actual • El elemento de costos que define gran parte del valor del Precio Básico de Potencia es el precio FOB de la turbina a gas de la unidad de punta • Dicho precio se obtiene de la publicación “Gas Turbine World Handbook”. • A pesar, de que en la referencia utilizada el precio se obtiene como promedio del mercado, el mismo ha tenido un comportamiento volátil Esto ha llevado a comportamientos estratégicos en las propuestas de los agentes OSINERG

17. Estabilidad del Precio de la Potencia • Que se ha propuesto • Se recomienda utilizar el valor promedio de las últimas cinco ediciones de la revista a fin de dar una señal estable a los consumidores e inversionistas. OSINERG

18. El Sector de Generación Eléctrica en el Perú Contratos Generador-Distribuidor

19. Contratos Generador-Distribuidor • Problemática Actual • Algunas Estadísticas • Propuestas de Corto Plazo (inmediatos) • Esquemas de Mediano Plazo OSINERG

20. Problemática Actual NADIE quiere Renovar !!! OSINERG

21. ¿Qué se aduce? • Las tarifas no cubren los costos • El Regulador ha disminuido sistemáticamente el nivel de las tarifas de generación para compensar el incremento de los cargos de transmisión (electricidad y gas natural) • Las tarifas en el Mercado Spot, en la actualidad, son 4 a 5 veces la tarifa en el mercado regulado OSINERG

22. Las tarifas reguladas cubren los costos totales Costos Operativos OSINERG

23. Las tarifas reguladas cubren los costos totales Costos Operativos OSINERG

24. Las tarifas reguladas cubren los costos totales Costos Operativos OSINERG

25. Las tarifas reguladas están a la par con las del mercado libre ¡Precios Libres y Regulados Convergen! El Total representa el promedio de venta de los generadores (el precio incluye los costos de transmisión) OSINERG

26. Las Tarifas en Barra no tienen que ser iguales a las del mercado spot MERCADOS CON RIESGOS y RESPONSABILIDADES DIFERENTES !!! OSINERG

27. Las Tarifas en Barra no tienen que ser iguales a las del mercado spot MERCADOS CON RIESGOS y RESPONSABILIDADES DIFERENTES !!! OSINERG

28. El nivel de transferencias es reducido con relación a la facturación total Transferencias Año 2003 Generadores con excedentes Generadores con déficit 67.9 Mio US$ -Electroperú 48% -Shougesa 17% -Etevensa 10% -San Gabán 9% -Cahua 7% -Egesur 6% -Egasa 3% -Edegel 30% -Egenor 29% -Eepsa 13% -Enersur 12% -Termoselva 8% -Egemsa 5% -CNP 2% -Electroandes 1% OSINERG

29. ¿Qué se requiere comprender? • Vender vía Contratos implica un Riesgo diferente que el vender al SPOT. • La Ley establece como “paradigma” la seguridad del suministro y por tanto exige contratos a los distribuidores. • El término “potencia firme” implica un sistema de riesgo controlado. El precio de la potencia debe servir para equilibrar los riesgos en ambos mercados. OSINERG

30. Medidas de Corto Plazo OSINERG

31. Distribuir el pago de la potencia a generadores eficientes • Problemática Actual • La tarifa reconoce, en el pago de la potencia una reserva eficiente (MRO) • La reserva (MR) especificada por el MEM hace que los ingresos alcancen a algunas plantas térmicas que no tienen garantía de una operación continua e incentiva a que las mismas no se reemplacen • El monto asignado a dichas plantas ineficientes alcanza a 17 Mio US$ anuales que corresponden a 512MW • Qué se propone • Redistribuir los ingresos entre losgeneradores más eficientes hasta el MRO 42% 1265MW M R G11 G10 M R O G9 25% 752MW G8 G7 D E M A N D A D E M A N D A G6 3010MW G5 G4 G3 G2 G1 OSINERG

32. Incrementar el Factor de Incentivo a la Contratación • Problemática Actual • Este factor (x) se introdujo como mecanismo para incentivar la contratación del Mercado Libre y Regulado • Este factor, inicialmente, estuvo fijado en 5%; sin embargo, se ha ido reduciendo hasta su valor actual, que es 2%. En el 2006 será 0%. • ¿Qué se propone? • Se debe incrementar este factor a 20% y 50%. Con 20%, el monto que podrían disponer los generadores por incentivo a la contratación sería aproximadamente de 76 Mio. de Nuevos Soles anuales, y con un FIC de 50% dicho monto se elevaría a 190 Mio. de Nuevos Soles anuales. Spot Contratos Traslado Potencia Potencia (1-X) * PB * D Recaudación = PB*D Mecanismo de reparto Bolsa Potencia X Generadores Contratantes Generadores No contratantes Reciben mas que el PB Reciben menos que el PB Prueba de que el Precio de Barra de Potencia es Diferente al Precio de Potencia en el Spot!!!! OSINERG

33. Medida de Mediano Plazo • ¿Qué se puede hacer en el mediano plazo? • Trasladar la experiencias del Mecanismo “BOOT” de transmisión • Promover la participación de nuevos actores • Promover mayor dinamismo al mercado de clientes libres • ¿Qué riesgos se evitan? • La supuesta discrecionalidad del regulador • La volatilidad del Precio en Barra OSINERG

34. ¿Qué se propone? • Propuesta: Mayor desarrollo del Mercado de Clientes Libres... • Composición del mercado de Energía Eléctrica -2003 Regulado : 52% Nota :Los consumidores no residenciales están conformados por los pequeños industriales, comercios, entre otros. Los consumidores libres son aquellos cuya potencia contratada están por encima de los 1,000 kW. OSINERG

35. ¿Qué se propone? • Propuesta: Mayor desarrollo del Mercado de Clientes Libres • Profundizar el desarrollo del mercado de clientes libres, permitiendo que el segmento de clientes No-Residenciales formen un nuevo bloque que puede ser licitado a precio firme. • Esto significa un 28% del mercado. • Se puede hacer por etapas. • 10% del mercado cada 2 años. • La forma del contrato lo establece el regulador. • Idea de Contrato estándar • Del mismo modo, los Consumidores Residenciales cuyos consumos están por encima de 300kWh por mes (9% del mercado) también puedan acceder al mercado libre donde se negocia los precios. OSINERG

36. ¿Qué se propone? • Propuesta: Mayor desarrollo del Mercado de Clientes Libres • De este modo el mercado Libre estaría compuesto por el mercado libre actual (libre A) mas el nuevo segmento (libre B) • En estas condiciones el mercado regulado quedaría reducido solamente al consumo residencial cuyo promedio de consumo por usuario es menor a 300 kWh por mes (15 %) (*) Con lineamientos técnicos de OSINERG OSINERG

37. ¿Qué se propone? • Propuesta adicional: Licitar el Incremento de la Demanda • Permitir que el nuevo consumo sea incorporado como un nuevo bloque que puede ser licitado a precio firme. • Esto significa entre 300 y 400 MW cada 2 años. • Se puede hacer según el crecimiento. • Al inicio cada 2 años. • La forma del contrato lo establece el regulador. • Idea de Contrato estándar OSINERG

38. El Sector de Generación Eléctrica en el Perú Incentivos a la inversión

39. En los últimos años no ha habido mayor inversión en capacidad de generación luego de un período de expansión. Potencia Efectiva, Máxima Demanda y Reserva en el SEIN 1994 -2003 (MW) OSINERG

40. Inversiones en Generación Eléctrica posteriores a la LCE OSINERG

41. Inversión en Generación y Demanda Eléctrica (Variaciones Porcentuales) OSINERG

42. Sin embargo, esta situación no sería propia del caso peruano sino que abarcaría los principales países en desarrollo. OSINERG

43. Evolución de las Inversiones, Tarifas en Barra y Costos Marginales OSINERG

44. Costos de Generación EléctricaCentrales Térmicas - Ciclo CombinadoRecurso Energético: Gas Natural Precio en Barra 32,71 (US$/MWh) Costos Fijos Inversión (US$/KW) 550,00 Anualidad con 12% (US$/KW-año) 70,12 COyM (US$/KW-año) 14,85 Costos Variables Combustible (US$/MWh) 12,48 No Combustible (US$/MWh) 2,79 Costo Promedio Factor de Planta 0,75 Fijo (US$/MWh) 12,93 Variable (US$/MWh) 15,26 Total (US$/MWh)28,19 +14% Precio CC/Gas Natural 28,19 (US$/MWh) CF 46% CVNC 10% CVC 44% OSINERG

45. El Sector de Generación Eléctrica en el Perú Composición y Operación del COES

46. Problemática Actual • Las reglas no permiten que el sistema opere bajo condiciones de mercado competitivo. • El acceso al mercado es restringido • Existen restricciones para el flujo transparente de la información, al acceso del proceso de programación del despacho centralizado, y al suministro de los Servicios Complementarios. • Se impide acceso al COES de unidades pequeñas hidráulicas y/o térmicas eficientes. • Sólo los generadores que operan en base a gas natural pueden declarar costos de combustible (“Precio Unico”). Los demás están sujetos a la rigidizes de los costos variables. • Evita manejar el riesgo de contratación OSINERG

47. Problemática Actual • Solamente los generadores pueden comprar y vender en el mercado mayorista • El sistema “ingenuamente” está diseñado para que los generadores puedan estratégicamente vender o bien al mercado de contratos o al “spot” • Cuando hay escasez de agua los generadores se encuentran reacios 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 como comercializadores, puedan comprar en el mercado mayorista al precio spot. OSINERG

48. ¿Qué se propone? • Permitir el acceso de una gran mayoría de generadores al COES, por ejemplo, con potencias superiores a 10 MW (acceso al mercado). No necesariamente tienen que integrar su Directorio. • Se deben generar señales que permitan que los distribuidores o “probables comercializadores” mantengan contratos que aseguren estabilidad de precios en escasez. • Acceso de los Distribuidores/Comercializadores al mercado mayorista • Creación de la “Figura del Comercializador” • La Decisión CAN prevé dicha implementación • Acceso al mercado Boliviano. • Desarrollo inmediato de las interconexiones en el marco de la Decisión CAN • Desarrollo de contratos BOO de generación. OSINERG

49. ¿Qué se propone? • Implementación del Mercado del Día Previo • Reduce el riesgo de comportamientos estratégicos de última hora (indisponibilidades “fantasmas”) • Despachos centralizados que inspiren transparencia y/o descentralizados que permitan flexibilidad. • Revisión y ajustes en los procedimientos del COES (determinación de la potencia efectiva, precio de combustibles, etc). OSINERG

50. El Sector de Generación Eléctrica en el Perú Muchas Gracias