Cambios y Posibles Mejoras en el Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Peruano. Raúl García Carpio OSINERGMIN

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1 Cambios y Posibles Mejoras en el Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Peruano Raúl García Carpio OSINERGMIN Setiembre 2011

2 CONTENIDO 1. Estructura Institucional del Sector Eléctrico 2. Evolución del Sector 3. Generación Eléctrica Principales logros en las licitaciones Energías Renovables Promoción de Centrales Hidroeléctricas 4. Transmisión Eléctrica Plan de Transmisión 5. Distribución Eléctrica Distribuidoras Regionales 6. Comentarios Finales y Agenda Pendiente

3 1. ESTRUCTURA INSTITUCIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO

4 Estructura institucional del sector eléctrico - Supervisor y fiscalizador - Establece tarifas - Resuelve controversias entre operadores - Resuelve reclamos de los usuarios - Agrupa a generadores, transmisores y usuarios - Responsable de la operación del sistema a mínimo costo - Organismo encargado de emitir la política y las normas del sector GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN CLIENTE LIBRE DISTRIBUIDOR MERCADOS Distribuidoras Libre CLIENTE LIBRE GENERADOR Concesión exclusiva Tarifa regulada Concesión exclusiva Clientes Libre - Regulados (Tarifa regulada por sectores típicos) DISTRIBUCIÓN EN BT

5 2. EVOLUCIÓN DEL SECTOR

6 Ene-04 Mar-04 May-04 Jul-04 Sep-04 Nov-04 Ene-05 Mar-05 May-05 Jul-05 Sep-05 Nov-05 Ene-06 Mar-06 May-06 Jul-06 Sep-06 Nov-06 Ene-07 Mar-07 May-07 Jul-07 Sep-07 Nov-07 Ene-08 Mar-08 May-08 Jul-08 Sep-08 Nov-08 Ene-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Sep-09 Nov-09 Ene-10 Mar-10 May-10 Jul-10 Sep-10 Nov-10 Ene-11 Mar-11 May-11 GWh Producción de Energía Eléctrica por Tipo de Tecnología (GWh) Hidro Gas Natural Carbon Residual Diesel2 El crecimiento del consumo de electricidad es del orden del 7% anual desde el 2004.

7 MW 9,000 Margen de Reserva Margen de Reserva ( P) 70% 8,000 60% 7,000 55% 57% 52% 48% 50% 6,000 5,000 4,000 3,000 2,654 2,793 2,900 2,965 38% 3,143 34% 33% 30% 3,970 3,619 3, % 36% % % 27% 27% 40% 30% 20% 2,000 1,000 Hidroeléctricas 10% 0% P 2011P 2012P 2013P Hidráulico Gas Natural Carbón Petroleo Renovable Demanda Margen de Reserva El margen de reserva efectivo es menor y muy bajo en ciertas zonas -10%

8 3. GENERACIÓN ELÉCTRICA

9 Electricidad - Nuevo Modelo Regulatorio Licitaciones de contratos de largo plazo para el suministro de energía (Ley Nº 28832) Bajo el nuevo marco (Ley de Generación Eficiente) se ha iniciado el proceso de subastas de energía de largo plazo, concluyéndose a la fecha 6 subastas para contratos hasta el Con ello, las necesidades estimadas se cubrirían hasta el año Para el periodo 2014 a 2023 se habría cubierto la demanda base, faltando licitar los incrementos anuales desde el año 2015, los cuales deberán ser cubiertos principalmente por nuevos proyectos de generación. Además el Ministerios de Energía y Minas ha encargado a Proinversion la realización de licitaciones para nuevas hidroeléctricas.

10 Licitaciones a cargo de Distribuidoras La cobertura del Servicio Público de Electricidad se dará mediante tres tipos de licitaciones, las cuales brindan flexibilidad al distribuidor para garantizar la cobertura de la demanda: Tipo Plazo Contractual Convocatoria Cantidad a Contratar Objetivo Larga Duración Entre 5 y 20 años Anticipada de al menos 3 años Hasta 100% Contratar el grueso del crecimiento estimado Mediana Duración Hasta 5 años Anticipada de al menos 3 años Hasta 25% Contratar desajustes detectados con antelación respecto de lo estimado Corta Duración Lo define OSINERGMIN Anticipada de menos de 3 años Hasta 10% Contratar pequeños desajustes no previstos respecto de lo estimado

11 Mejoras Necesarias en Generación Evaluar y mejorar el modelos de Licitaciones Definir el rol de la Energías Renovables No Convencionales Promover la inversión en Centrales Hidroeléctricas

12 PRINCIPALES LOGROS EN LICITACIONES

13 Licitaciones de Largo Plazo Año Licitación Potencia Requerida (MW) Potencia Adjudicada (MW) Cubierto de Licitación (%) 2009 ED LP : , ,85 100% 2009 ED LP : ,26 662,26 100% 2009 ED LP : ,89 649,89 100% 2009 DISTRILUZ: , , % 2010 LDS LP: ,6 669,6 100% 2010 ELD : ,89 29,89 100% Totales 3.782, ,63 100%

14 May-07 Nov-07 May-08 Nov-08 May-09 Nov-09 May-10 Nov-10 May-11 Nov-11 May-12 Nov-12 May-13 Nov-13 May-14 Nov-14 May-15 Nov-15 May-16 Nov-16 May-17 Nov-17 May-18 Nov-18 May-19 Nov-19 May-20 Nov-20 May-21 Nov-21 May-22 Nov-22 May-23 Nov-23 May-24 Nov-24 May-25 Nov-25 May-26 Nov-26 May-27 Nov-27 May-28 Nov-28 May-29 Nov-29 Potencia Demandada Vs Contratada Total por Licitaciones para Usuarios Regulados (MW) 5000 Potencia Demandada Potencia Contratada por Licitaciones Las subastas de corto y largo plazo han permitido resolver en buena parte el problema de falta de contratación de las distribuidoras. Los precios obtenidos han estado entre los US$ 39 y US$ 44 por MWh (más US$ 8 por potencia). Es necesario controlar el poder de mercado para que la subasta resulte un mecanismo de adjudicación eficiente

15 ENERGÍAS RENOVABLES

16 MARCO LEGAL Ley de promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables, Decreto Legislativo Nº 1002 (mayo 2008). Reglamento de la generación de electricidad con energías renovables, Decreto Supremo Nº EM (Marzo 2011). Reemplaza al anterior Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº EM. Bases Consolidadas de la primera Subasta con Recursos Energéticos Renovables (RER), aprobadas mediante Resolución Viceministerial N MEM/VME del Ministerio de Energía y Minas. Bases Consolidadas de la segunda Subasta con Recursos Energéticos Renovables (RER), aprobadas mediante Resolución Viceministerial N MEM/VME del Ministerio de Energía y Minas. Los documentos actualizados y compendiados se encuentran en:

17 Resultados de la Primera Subasta de Energías Renovables: Primera Convocatoria I. Energía Requerida Biomasa Eólica Solar Total Energía Requerida (GWh/año) Energía Adjudicada (GWh/año) % Adjudicado 18% 178% 96% 68% II. Potencia Requerida Hidroeléctricas Potencia Requerida (MW) 500 Potencia Adjudicada (MW) % Adjudicado 32% III. Resultados en Precios Precio Base fijado por OSINERGMIN Precio Promedio Ofrecido Nº de Proyectos Propuestos Nº de Proyectos Adjudicados Biomasa (Ctv US$/kWh) Eólica (Ctv US$/kWh) Solar (Ctv US$/kWh) Hidroeléctrica (Ctv US$/kWh)

18 Resultados de la Primera Subasta de Energías Renovables: Segunda Convocatoria I. Energía Requerida Biomasa Solar Total Energía Requerida (GWh/año) Energía Adjudicada (GWh/año) % Adjudicado 3% 0% 3% II. Potencia Requerida Hidroeléctricas Potencia Requerida (MW) Potencia Adjudicada (MW) 19 % Adjudicado 6% III. Resultados en Precios Precio Base fijado por OSINERGMIN Precio Promedio Ofrecido Nº de Proyectos Propuestos Nº de Proyectos Adjudicados Biomasa (Ctv US$/kWh) Solar (Ctv US$/kWh) Hidroeléctrica (Ctv US$/kWh)

19 Diseño de la Segunda Subasta RER Fecha de inicio del proceso: 28 de abril de 2011 Energía anual total a subastar: 1981 GWh (la primera fue de 1314 GWh). Asignación: 681 GWh serán para proyectos hidroeléctricos RER.

20 PROMOCIÓN DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

21 Existe un alto potencial en las Centrales Hidroeléctricas en el Perú En el Perú, sólo se ha aprovechado alrededor de un 5% del potencial hidroeléctrico con el que se cuenta, por lo que a continuación se proponen diversas medidas para incrementar dicho porcentaje. Determinar lugares dónde construir hidroeléctricas que tengan menor impacto ambiental y desarrollar un catálogo de proyectos que incluya los respectivos estudios de pre-inversión (estudios de factibilidad), con sus correspondientes permisos ambientales y ponerlos a disposición de los inversionistas interesados a través de licitaciones para el otorgamiento de las concesiones reduciendo el riesgo pre constructivo. Continuar con los mecanismos de promoción directa como las subastas llevadas a cabo por ProInversión (octubre de 2009) previa coordinación con el regulador. Reducir la discrecionalidad en la regulación ambiental mediante la sistematización de los mecanismos para la protección del medio ambiente, así como la determinación de los beneficios y costos de los proyectos para las comunidades vecinas.

22 Propuestas para la Promoción de Centrales Hidroeléctricas Mejorar la comunicación y elaborar planes de compensación en el caso de las comunidades afectadas por inversiones en hidroeléctricas. Analizar posibilidades de cofinanciamiento y facilitar el financiamiento a largo plazo dada la naturaleza de estas inversiones. Desarrollo del mercado de bonos de carbono como fuente alternativa de ingresos para las centrales hidráulicas. Mejorar la coordinación entre entidades estatales, por ejemplo entre la Autoridad Nacional del Agua (ANA) y el Ministerio del Ambiente (MINAM). Evaluar el otorgamiento de garantías adicionales por parte del Estado. Este mecanismo fue utilizado en las concesiones de reserva fría (600 MW) del Entre las garantías que se consideraron estaba el cumplimiento de los plazos legales establecidos para la obtención de permisos, licencias, entre otros que son necesarios para el inicio de operaciones de la central.

23 4. TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

24 Regulación de la Transmisión La Ley de Concesiones Eléctricas (1992) establece dos Sistemas de Transmisión: Sistema Principal y Sistema Secundario. La Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (2006) añade dos Sistemas de Transmisión: Sistema Garantizado y Sistema Complementario. El nuevo marco normativo establece que el COES y temporalmente el MINEM en coordinación con OSINERGMIN determinarán las nuevas redes del sistema garantizado de transmisión. Bajo este marco, ProInversión está licitando las nuevas líneas de transmisión, correspondiendo a OSINERGMIN analizar los aspectos regulatorios de dichos procesos.

25 Planificación de la Transmisión Ley Nº Necesidades del sistema Generadores Distribuidores PLAN DE TRANSMISIÓN INSTALACIONES SOMETIDAS A LICITACIÓN INSTALACIONES CONSTRUIDAS POR AGENTES, SIN LICITACIÓN INSTALACIONES CONSTRUIDAS POR AGENTES FUERA DEL PLAN DE TRANSMISIÓN SISTEMA GARANTIZADO Contratos BOOT (30 años) Cálculo de Costo Eficiente Se asigna en proporción al beneficio económico que otorga la línea. SISTEMA COMPLEMENTARIO Remuneración por contrato Si terceros utilizan la línea, la tarifa se fija con los mismos principios del SST (por el uso) Fuente: Ley N 28832, Reglamento de Transmisión y Ley de Concesiones Eléctricas

26 Mejoras Necesarias en Transmisión Continuar la construcción de líneas de transmisión de 500 kv. Mayor coordinación intersectorial. Planificación del COES y MINEM con opinión de OSINERGMIN. Mejoras en la asignación del Peaje a usuarios.

27 Licitaciones en Transmisión Los proyectos más relevantes licitados por ProInversión están con la siguiente marca al final [***]: NORTE: LT Zapallal Chimbote Trujillo 500 kv (2009-Consorcio ISA-CTM): La línea permitirá un mayor flujo de potencia activa hacia el norte, el cual está limitado por la capacidad de la línea Zapallal Paramonga Chimbote 220 kv. [***] NORTE: LT Piura Talara 220 kv (2010-Consorcio Transmantaro): La línea mejora la confiabilidad entre Piura y Talara. NORTE: LT Trujillo Chiclayo (2011-Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P - ISA): Una LT de 500 kv entre Trujillo y Chiclayo sólo sería necesaria para resolver los problemas de transmisión del SEIN por lo menos a partir del año NORTE: Línea de Transmisión Cajamarca Norte Carhuaquero. (En proceso) [***] ORIENTE: Línea de Transmisión 220 kv Moyobamba Iquitos y Subestaciones Asociadas. (Plan de Transmisión)

28 Licitaciones en Transmisión SUR MEDIO: LT Independencia Ica 220 kv (2009-Consorcio ISA-CTM): La línea va a solucionar los problemas de congestión en la zona sur medio, además de mejorar los perfiles de tensión de la zona. [***] SUR MEDIO: LT. Machupicchu Abancay Cotaruse 220 kv (2010-Consorcio Transmantaro S.A.): La línea permitirá la entrega de la producción de la ampliación de la central hidroeléctrica Machupicchu (100 MW). [***] SUR: LT Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv (2010-Consorcio ASA de España): La línea soluciona el flujo de potencia hacia el Sur el cual actualmente se encuentra limitado por la capacidad operativa de la línea Mantaro Cotaruse Socabaya 220 kv. Además mejora la confiabilidad ante una eventual falla de los circuitos en 220 kv. [***] SUR: LT. Tintaya Socabaya 220 kv ( Consorcio REI AC Capitales): La línea permitirá abastecer las nuevas cargas mineras ubicadas en las proximidades de Tintaya, solucionando la posible congestión entre la zona sur este y sur oeste. [***] SUR ESTE: Línea de Transmisión 220 kv Machupicchu Quencoro Onocora Tintaya y Subestaciones Asociadas. (Plan de Transmisión)

29 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA 2011

30 5. DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

31 Valor Agregado de Distribución El VAD se calcula como un costo total anual que corresponde a la Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), correspondiente al costo estándar de inversión de un sistema económicamente adaptado, más los Costos de Explotación (CE) o costos fijos de operación y mantenimiento. VAD = avnr + CE El VNR es el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes (art. 76, LCE). Luego se calcula un VAD unitario considerando la proyección de la máxima demanda del sistema eléctrico para los próximos cinco años. VAD Unitario avnr CE Máxima Demanda El cálculo del VAD supone la realización de importantes estudios de costos tanto del VNR como de los Costos de Explotación.

32 Valor Agregado de Distribución Las tarifas de distribución eléctrica están representadas por el Valor Agregado de Distribución (VAD). De acuerdo al Artículo 64 de la LCE, el VAD considera los siguientes componentes: Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energía. Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía. Costos estándar de inversión, mantenimiento y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. Costos Asociados al Usuario Costos Fijos Valor Agregado de Distribución (VAD) Pérdidas Estándar Factores de Expansión de Pérdidas Costos Estándar de Inversión, Mantenimiento y Operación VAD Media Tensión VADMT VAD Baja Tensión VADBT

33 Sectores Típicos de Distribución Sector de Distribución Típico Descripción 1 Urbano de Alta Densidad 2 Urbano de Media Densidad 3 Urbano de Baja Densidad 4 Urbano - Rural 5 Rural Sistemas Electricos Rurales (SER) Especial SER calificados por el MINEN según la Ley General de Electrificación Rural (LGER) Sistema de Distribución Eléctrica de Villacurí

34 Regulación de la Distribución Problemática: Las distribuidoras fuera de Lima, que son en su mayoría estatales, deberían estar facultadas para ampliar su capacidad de acuerdo a la demanda. OSINERGMIN ha realizado un estudio para la mejora de la distribución de electricidad (Libro Blanco de Distribución), que permitirá tener en cuenta los aspectos técnicoeconómicos específicos a cada zona de distribución. Ambas propuestas han sido elevadas a las autoridades respectivas para su análisis, revisión y promulgación.

35 Demanda de Energía Eléctrica Departamentos del Norte del País El consumo de energía en el norte registra un crecimiento promedio anual mayor a 15%. MW.h ANCASH LA LIBERTAD PIURA CAJAMARCA LAMBAYEQUE

36 Problemática de las Distribuidoras Regionales Modernización, Inversiones y Capacidad de Distribución. El alto crecimiento que se estima para el país podría llevar a mayores problemas de calidad del servicio eléctrico y de falta de capacidad para el desarrollo de nuevas empresas. Ello es más importante fuera de Lima, dado que las empresas de distribución son mayormente estatales con escaza capacidad de inversión. OSINERGMIN viene desarrollando un estudio que contempla alternativas de reestructuración de las empresas del estado (permitir financiamiento, mejorar gobernabilidad, fomentar participación público privada) debido a que ante una red de distribución saturada, se puede afectar la calidad.

37 Restricciones para Atención de Nuevos Suministros La capacidad de endeudamiento que demanda el giro de negocio (infraestructura) no puede ser alcanzada dentro de un esquema de empresa pública con restricciones. Las empresas regionales vienen financiando activos de largo plazo (inversión en redes) con deudas de corto plazo (pasivo corriente). 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Nivel de Endeudamiento (Deuda / Activos) Electrocentro Electronorte Hidrandina Electronoroeste Luz del Sur Edelnor Deuda Corriente / Deuda Total 90% 80% 70% Electrocentro 60% Electronorte 50% Hidrandina 40% 30% Electronoroeste 20% Luz del Sur 10% Edelnor 0%

38 Desmejoramiento de la Calidad en la Distribución El importante crecimiento económico de los últimos años ha generado una presión sobre las instalaciones de distribución estatales de media y baja tensión. Los indicadores de duración promedio y número promedio de interrupciones (SAIDI y SAIFI) reflejan problemas crecientes para mantener la calidad del servicio.

39 Se debe: Propuestas de Política para las Distribuidoras Regionales Reforzar la gobernabilidad de las distribuidoras públicas. Permitir la participación privada. Obtener créditos a largo plazo. Mejorar el modelo de fijación de tarifas de distribución (Libro Blanco)

40 Propuestas del Libro Blanco (Universidad de Comillas OSINERGMIN) Propuesta Motivo Medidas Otorgar concesiones utilizando áreas geográficas en vez de limitarlas a ciertas zonas Remuneración de las empresas distribuidoras: utilización de empresa como unidad de eficiencia Incrementar de forma eficiente el nivel de electrificación rural del país. Mejor representación de la realidad geográfica y de mercado de cada empresa distribuidora. Se recomienda continuar con el FOSE (Fondo de Compensación Social Eléctrico), consistente en un subsidio entre consumidores. Paso de concesiones por banda a concesiones por área de servicio Otras. Continuar utilizando sectores típicos, pero dentro de cada empresa. Estudios tarifarios a nivel de empresa Otras

41 Propuestas del Libro Blanco (Universidad de Comillas OSINERGMIN) Propuesta Motivo Medidas Remuneración de las empresas distribuidoras: comprobación de rentabilidad por separado para cada una de las empresas Remuneración de las empresas distribuidoras: incentivo explícito a la mejora de calidad de servicio Sincerar las situaciones particulares de empresas con altas o bajas rentabilidades Promover mejoras en los indicadores de calidad de suministro en lo relativo a interrupciones y niveles de satisfacción de los clientes Ajustar la rentabilidad de las empresas que no estén en el rango de 12 ± 4% Instaurar un proceso de contabilidad regulatoria Otras A través de SAIDI, SAIFI y un índice de calidad comercial

42 6. COMENTARIOS FINALES Y AGENDA PENDIENTE

43 Comentarios Finales Asegurar el suministro de electricidad en el largo plazo es un problema complejo debido a las características de la demanda y las inversiones en el sector eléctrico. Las medidas van desde mecanismos regulatorios asociados a la remuneración de la capacidad hasta el fomento de contratos a largo plazo como los adoptados en los últimos años en los varios países latinoamericanos. En el caso peruano, el dinamismo de la economía ha presionado en la última década la capacidad de respuesta de las inversiones en el sector eléctrico, generándose algunos problemas como la reducción del margen de reserva y congestión en las infraestructuras de transmisión y transporte de gas natural.

44 Comentarios Finales Se han tomado medidas que han logrado que el riesgo de racionamiento se reduzca, entre las que se incluyen el esquema de licitación de contratos de largo plazo, las licitaciones de energías renovables, las licitaciones de reserva fría e incluso el alquiler de centrales de emergencia. Las subastas de corto plazo resuelven problemas de falta de contratos pero es necesario asegurar que tengan un perfil competitivo. Las subastas de largo plazo pueden tener un perfil competitivo en la medida que se diseñen e implementen de forma adecuada: resuelven el problema contractual y reducen la capacidad de ejercer poder de mercado. En los próximos años se espera que las necesidades se incrementen, principalmente por la demanda de grandes proyectos, por lo cual es necesario hacer un seguimiento de las inversiones a fin de solucionar posibles cuellos de botella.

45 Agenda Pendiente Establecer una unidad o institución para el planeamiento integral de la energía. Se recomienda planificar las inversiones en redes de gas con el fin de evitar posibles problemas de deficits en el transporte. Conviene evaluar la creación de una entidad que administre dichas redes. Debe promoverse la inversión en las distribuidoras regionales. Dado el dinamismo de la demanda de energía a nivel departamental es conveniente evaluar mecanismos que permitan e incentiven las inversiones en distribución eléctrica a nivel regional. Deben buscarse mecanismos que promuevan la inversión en centrales hidroeléctricas de forma socialmente aceptable dado el importante potencial del país reduciéndose la dependencia del gas natural. Debe evaluarse el potencial de las energías renovables y su espacio en el futuro.

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