Mercado Eléctrico en el Perú: Balance de Corto Plazo y Agenda Pendiente. Rafael Vera Tudela, Carlos Paredes y Enzo Defilippi

Transcripción

1 Mercado Eléctrico en el Perú: Balance de Corto Plazo y Agenda Pendiente Rafael Vera Tudela, Carlos Paredes y Enzo Defilippi Enero 2013

2 Mercado Eléctrico en el Perú: Balance de Corto Plazo y Agenda Pendiente Agenda 1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 2. Balance Oferta - Demanda al Agenda Pendiente y Retos Principales 2 2

3 Situación actual Hemos llegado a un punto en el que el abastecimiento de electricidad puede convertirse en un obstáculo para nuestro crecimiento. La demanda viene creciendo más rápido que la oferta y nuestra capacidad de incrementarla es limitada, al menos, hasta Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 3

4 Crecimiento de la demanda Evolución de la Facturación (US$ 000) Fuente: OSINERGMIN. 1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 4 4

5 Complementado (parcialmente) por el crecimiento de la oferta Potencia Efectiva (MW) Fuente: MINEM. 1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 5 5

6 Desde 2001, mientras la oferta creció (erráticamente) 68%, la demanda creció 89% Potencia Efectiva y Máxima Demanda (Var. % Anual) 13,6 10,8 10,5 10,9 5,6 5,6 8,3 7,4 7,3 5,9 5,9 8,4 6,6 4,2 1,9 3,1 2,9 0,4-0,1-0,5-1,0-0, * Potencia Efectiva Máxima Demanda */ Proyección para la Potencia Efectiva. Fuente: OSINERGMIN y COES. Elaboración: Propia. 1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 6 6

7 Cómo llegamos aquí? Por inconsistentes La base conceptual de las reformas de 1992 y las mejoras hechas en 2006 (Ley 28832) es que son las fuerzas del mercado las que guían las decisiones de inversión en el sector: Tarifas mínimas e incentivos correctos a la entrada en operación de tanta oferta como sea necesaria (eficiencia) Desde 2006, creciente y mal dirigido intervencionismo estatal: deterioro del clima de inversión por contradicción entre medidas de corto plazo y objetivos de largo plazo 1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 7

8 Inconsistencias entre corto plazo y largo plazo 2008: Costos marginales idealizados Supone que no existen los problemas de transmisión eléctrica y transporte de gas 2010: Reserva fría Precio de potencia 20-30% por encima del régimen general y estabilizado por 20 años 2011: Nuevas centrales hidroeléctricas con garantía tipo takeor-pay (que no disfrutan otras empresas) Intervenciones dirigidas a atacar el síntoma, no la causa del problema. 1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 8

9 Inconsistencias entre corto plazo y largo plazo Proyectos e intenciones intervencionistas: Anuncio, al inicio del actual gobierno, que todo proyecto hidroeléctrico tendría que tener como socio a Electroperú El FISE: obliga a las distribuidoras eléctricas a distribuir cupones de descuento para GLP El proyecto de ley de Masificación del Gas Natural: las distribuidoras estatales podrían realizar inversiones de redes de gas. El proyecto de ley de Seguridad Energética y Polo Petroquímico: el Estado sería el único que podría realizar licitaciones de largo plazo. Las distribuidoras estarían obligadas a contratar con los ganadores. 1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 9

10 Durante la última década, la reserva eléctrica registró tendencia decreciente Margen de Reserva, Potencia Efectiva y Máxima Demanda (% y MW, respectivamente) Margen de Reserva Potencia Efectiva Máxima Demanda Nota: Proyección la Potencia Efectiva y Reserva de Fuente: OSINERGMIN, COES. Elaboración: propia 2. Balance Oferta Demanda al

11 Y; en la práctica, la reserva disponible enfrenta restricciones diversas Desde la Potencia Efectiva hacia la Potencia Disponible (MW, Simulación en temporada de estiaje y con capacidad actual de ducto de GN) Reducción de Oferta: 1,500 MW Nota: Considera la potencia y máxima demanda de Dic Elaboración: propia 2. Balance Oferta Demanda al

12 Condiciones hidrológicas restringen hasta en más de 25% a la oferta hidro en estiaje Factor Estiaje de las Centrales Hidroeléctricas (Reducción de la potencia hidro, % de la potencia máxima despachada en el año) Fuente: OSINERGMIN. Elaboración: propia 2. Balance Oferta Demanda al

13 Capacidad del ducto de GN limita hasta en más de 25% a la oferta térmica a GN Dada la capacidad disponible actual del ducto de TGP y la demanda de otros usuarios de GN, la oferta de las centrales que utilizan GN de Camisea está restringida, en promedio, en más de 25%. CAPACIDAD DEL DUCTO TGP Y CONSUMO DOMÉSTICO: 530 MMPCD (Part. %) Otros usuarios 25% POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES A GN - CAMISEA: MW (Part. %) No disponible, dado el ducto de GN 27% Disponible 73% Generación 75% Fuente:MINEM. Elaboración: propia 2. Balance Oferta Demanda al

14 Balance Oferta Demanda al 2015, sobre la base de escenarios alternativos Escenarios: Principales Supuestos Base Riesgo Estrés Demanda (Var.% Anual) 8,3% 10,0% 10,0% Oferta (Var.% Anual) 10,9% 10,9% 10,9% Condiciones Hidrológicas 15% de reducción de 20% de reducción de 20% de reducción de en Estiaje Oferta Hidro Oferta Hidro Oferta Hidro (May. Nov.) Indisponibilidad del Suministro de Gas de Parcial Parcial Total Camisea Expansión del Ducto de Gas de Camisea Enero 2015 Enero 2016 Enero 2016 Mantenimiento Programado 3% Oferta 3% Oferta 3% Oferta Fuente: COES y OSINERGMIN. Elaboración: propia 2. Balance Oferta Demanda al

15 Proyecciones de demanda incorporan crecimiento vegetativo y grandes proyectos Escenarios de Demanda (Var. %) Fuente: COES, OSINERGMIN y BCRP (RI Set. 2012). Elaboración: propia 2. Balance Oferta Demanda al

16 Proyecciones de Demanda al 2015 Principales Grandes Proyectos de Demanda: (MW) Nuevos Proyectos Seleccionados Antapacay Ampliación Antamina Ampliación Cementos Lima da Ampliación de Aceros Arequipa Ampliación Cemento Andino Bayóvar Ampliación Cerro Lindo Toromocho Ampliación Conc. Toquepala y Cuajone Pachapaqui Ampliación Quimpac (Oquendo) Shahuindo El Brocal (Colquijirca) Las Bambas Marcobre (Mina Justa) Ampliación Shougang Hierro Perú Ampliación Cemento Pacasmayo Minas Conga Constancia Ampliación Cerro Verde 150 Mina Chapi 10 Tía María 10 Chupaca-Cañahuíre 10 Pukagaga (Milpo) 10 Quellaveco 10 Total - Zona Norte Total - Zona Centro Total - Zona Sur TOTAL PROYECTOS Fuente: COES (Información publicada a Enero 2012), Elaboración: propia 16 16

17 Proyecciones de oferta incluyen plan de obras y las correcciones por oferta disponible Escenarios de Oferta (MW) Fuente: COES y OSINERGMIN. Elaboración: propia 2. Balance Oferta Demanda al

18 Proyecciones de Oferta al 2015 Central Fecha Potencia (MW) PRINCIPALES PROYECTOS DE GENERACIÓN Fuente: COES (Información publicada a Mayo 2012), Elaboración: propia CH Chancay Ene CH Manta Ene CH Angel I-II-III Ene CH Pizarra Ene CH Huanza Feb CT Fenix CC Mar CT Reserva Fria - Talara Jul CT Chilca I CC Ago CT Reserva Fria - Ilo Sep CT SD Olleros Oct CT Reseva Fría - Etén Abr CH Machupicchu II Jun CT La Gringa V Jul CH Quitaracsa Oct CH Runatullu Dic CH Cheves Ene CH Canchayllo Ene CH Huatziroki Ene CH Renovandes Ene CH 8 de Agosto Ene CH El Carmen Ene CS Moquegua Ene CE Tres Hermanas Ene CH Santa Teresa Mar Hidroeléctrica Gas Natural - Camisea Gas Natural - No Camisea Petróleo RER no Hidro Carbón Total

19 Balance Oferta Demanda al 2015 (1) Escenario Base Fuente: COES y OSINERGMIN. Elaboración: propia 2. Balance Oferta Demanda al

20 Balance Oferta Demanda al 2015 (2) Escenario de Riesgo Fuente: COES y OSINERGMIN. Elaboración: propia 2. Balance Oferta Demanda al

21 Balance Oferta Demanda al 2015 (3) Escenario de Estrés Fuente: COES y OSINERGMIN. Elaboración: propia 2. Balance Oferta Demanda al

22 Los clientes libres son los más vulnerables en caso de racionamiento MERCADO ELÉCTRICO (% Ventas) Libre 44% Regulado - Residencial 24% Rango de Potencia Contratada MERCADO LIBRE N de usuarios Fuente: OSINERGMIN (Dic. 2011). Elaboración: propia Potencia Contratada Mayor a 100 MW <10-100] Menor a 10 MW Mercado Libre Regulado - No Residencial 32% Dado el orden de prioridad fijado por la regulación, en caso de racionamiento por interrupción de suministro de GN, el corte afectaría a aproximadamente 250 grandes empresas. 2. Balance Oferta Demanda al

23 En suma, sí existen riesgos al 2015 Escenario Base Margen de Reserva Mínimo (%) Margen de Reserva Medio (%) Déficit Prom. para Reserva de 20% (MW) Escenario de Riesgo Margen de Reserva Mínimo (%) Margen de Reserva Medio (%) Déficit Prom. para Reserva de 20% (MW) Escenario de Estrés Margen de Reserva Mínimo (%) Margen de Reserva Medio (%) Déficit Prom. para Reserva de 20% (MW) Nota: la temporada de estiaje mayo noviembre Elaboración: propia. Resumen: Escenarios Base, Riesgo y Estrés Margen de Reserva y Déficit de Oferta en Estiaje 2. Balance Oferta Demanda al

24 Balance Oferta - Demanda Regional A nivel regional, existen retos para la desconcentración del parque generador así como la confiabilidad y capacidad de la transmisión Margen de Reserva Escenario Base Margen de Reserva Escenario de Riesgo 2. Balance Oferta Demanda al

25 La oferta es dependiente del GN de Camisea y está concentrada en la zona Centro Potencia Efectiva (Por Zona y Tecnología, MW y Part. %, respectivamente) Sur (846 MW) Petroleo 7% Carbon 2% E. Renovable 0% Centro (4862 MW) GN (Resto) 5% Norte (225 MW) Norte Medio (475 MW) GN (Camisea) 37% Hidro 49% 2. Balance Oferta Demanda al

26 Agenda Pendiente Proveer energía de manera confiable, oportuna, sostenible, y a un costo razonable Agenda de corto plazo: Garantizar la seguridad del suministro eléctrico Garantizar la seguridad del gasoducto. Brindar las condiciones para la expansión de la capacidad para uso doméstico del gasoducto de TGP, sin nuevos retrasos. Inversión, financiada por tarifas eléctricas, para aumentar la reserva para casos de emergencia: (i) almacenamiento y regasificación de GNL; y (ii) conversión a operación dual de las centrales térmicas. Realizar las negociaciones para adquirir el gas del lote 56 en caso de emergencia objetiva y técnicamente definida y/o la demanda doméstica que supere a la capacidad del ducto para uso local. Asegurar el cumplimiento programado del plan de obras de transmisión 3. Principales Retos 26 26

27 Agenda Pendiente Agenda de mediano plazo: Proveer las condiciones para la expansión diversificada del parque generador, mediante señales de mercado. Definir el rol del Estado en materia energética, consolidando su papel subsidiario y de facilitador de mecanismos de mercado. Fortalecer el mecanismo de precios en el sector energético, lo que incluye: (i) eliminación del costo marginal idealizado; (ii) comercialización doméstica de gas natural de lotes distintos al 88; y (iii) aplicación de precios máximos para las subastas que efectivamente recojan las señales de escasez relativa. Ampliar, desconcentrar y diversificar la oferta eléctrica: brindar las condiciones para facilitar la inversión en centrales hidroeléctricas de gran escala y en centrales RER, principalmente en las zonas norte y sur Expandir la capacidad de suministro desde la zona de Gran Camisea 15 retos pendientes hacia el 2015 Retos en tres áreas de acción fundamentales: Infraestructura, Institucional-Regulatorios y Socio-Ambientales 3. Principales Retos 27 27

28 Agenda Pendiente Retos de Infraestructura Invertir en infraestructura energética para escenarios de emergencia Garantizar oportunamente la expansión de capacidad y del suministro de gas natural Fortalecer la capacidad y la confiabilidad de transmisión eléctrica Incrementar la capacidad de reserva eficiente del sistema eléctrico Desconcentrar geográficamente la oferta de generación Alcanzar una matriz de generación eléctrica de mayor diversificación Incrementar la cobertura y calidad del servicio eléctrico, con énfasis en el área rural e interior del país 3. Principales Retos 28 28

29 Agenda Pendiente Retos Institucional/Regulatorios Realizar las negociaciones Estado Sector Privado para facilitar los mecanismos para la adquisición doméstica de los recursos de gas natural del lote 56 en caso fuese necesario (complementar y aclarar alcances de recientes normas) Fortalecer el esquema de señales de precios de mercado en los sectores eléctricos e hidrocarburos Definir el rol del Estado en materia eléctrica, en particular y; en materia energética, en general. Evitar mezclar política energética con política social 3. Principales Retos 29 29

30 Agenda Pendiente Retos Socio/Ambientales Fortalecer la institucionalidad en materia ambiental Brindar las condiciones para que el mecanismo de consulta previa sea un vehículo para la inversión y no un obstáculo Promover proyectos ambientalmente sostenibles y fomentar energías renovables no convencionales y eficiencia energética, minimizando distorsiones Lograr que los beneficios de la inversión en el sector eléctrico llegue a las comunidades 3. Principales Retos 30 30

31 Mercado Eléctrico en el Perú: Balance de Corto Plazo y Agenda Pendiente Gracias, Rafael Vera Tudela, Carlos Paredes y Enzo Defilippi Enero