Prospectiva Del Sector Electrico

PROSPECTIVA DEL SECTOR

ELECTRICO 2009 – 2018

Preparado para:

Oficina de Estudios Económicos

INFORME FINAL

Por:

Marzo 2009

Centro de Estudios Estratégicos de IPAE

1

PROSPECTIVA DEL SECTOR ELECTRICO 2009 – 2018 Prólogo ...................................................................................................................................................................4

1 Presentación ...........................................................................................................................................................5

2 Objetivo del Estudio .............................................................................................................................................7

3 Problemática del Sector ........................................................................................................................................8

3.1 En el corto plazo.........................................................................................................................................9

3.1.1 Crecimiento de la demanda ..........................................................................................................10

3.1.2 Desde la generación.......................................................................................................................14

3.1.3 Desde la transmisión .....................................................................................................................14

3.1.4 Problemas de suministro de Gas Natural ...................................................................................14

3.2 En el largo plazo .......................................................................................................................................15

3.2.1 Incorporación de proyectos mineros ..........................................................................................15

3.2.2 Desde la generación.......................................................................................................................16

3.2.3 Desde la transmisión .....................................................................................................................17

3.2.4 Problemática del suministro de Gas Natural..............................................................................17

3.2.5 Reservas naturales: Agua y Gas....................................................................................................18

3.2.6 Barreras para la inversión en generación y transmisión............................................................20

4 Suficiencia y Eficiencia........................................................................................................................................24

4.1 La tendencia mundial ...............................................................................................................................24

4.1.1 Requerimientos de capacidad y margen de reserva. ..................................................................25

4.2 Composición de la oferta del sector eléctrico del Perú .......................................................................26

4.3 Requerimientos de capacidad adicional en Transmisión .....................................................................28

4.3.1 Descripción del sistema de transmisión existente .....................................................................28

4.3.2 Flujo de carga por grandes zonas geográficas ............................................................................35

4.3.3 Proyección de demanda e identificación de proyectos mineros por departamento..............45

4.3.4 Consideraciones Finales de Transmisión....................................................................................51

4.4 Potencialidad de Energías Renovables para generación eléctrica.......................................................52

4.4.1 Potencial Hidráulico ......................................................................................................................52

4.4.2 Potencial Eólico .............................................................................................................................52

4.4.3 Potencial Geotérmico....................................................................................................................53

4.4.4 Potencial Solar ................................................................................................................................53

4.4.5 Potencial de la Biomasa.................................................................................................................53

4.4.6 Potenciales sustitutos de la capacidad de Generación ..............................................................53

5 Marco de Referencia para supuestos del Estudio............................................................................................55

5.1 Tendencias Económicas mundiales y locales........................................................................................55


2

5.2 Matriz Energética mundial.......................................................................................................................57

5.3 Tendencias sector eléctrico......................................................................................................................59

5.4 Nuevas tecnologías de generación..........................................................................................................61

5.5 Otros supuestos considerados ................................................................................................................66

6 Marco Teórico......................................................................................................................................................66

6.1 Modelo Estadístico Tendencial...............................................................................................................66

6.1.1 Requerimientos de capacidad adicional.......................................................................................67

6.1.2 Composición del parque generador.............................................................................................67

6.1.3 Perspectiva del Planificador Central............................................................................................68

6.1.4 Perspectiva de decisiones descentralizadas.................................................................................69

6.2 Modelo Prospectivo .................................................................................................................................69

6.2.1 Método Delphi ...............................................................................................................................70

6.2.2 Real Time Delphi ...........................................................................................................................72

6.2.3 Construcción de Escenarios. Ejes de Schwartz .........................................................................73

7 Modelo Estadístico Tendencial..........................................................................................................................76

7.1 Modelo Business as Usual .......................................................................................................................77

7.1.1 Requerimientos de capacidad adicional.......................................................................................77

7.1.2 Composición del parque generador.............................................................................................78

7.1.3 Resultados .......................................................................................................................................80

7.1.4 Escenario prospectivo tendencial: “Seguimos La Ola” ............................................................84

7.2 Sensibilidades al modelo ..........................................................................................................................85

7.2.1 Sensibilidad 1: Cambio en costos relativos y costo de oportunidad del capital. “Escenario Todo esta mal”… ………………………………………….............................85

7.2.2 Sensibilidad 2: Reducción del costo de inversión de las eólicas “Escenario nuevas tecnologías de generación”...…………………………………………………………….87

7.2.3 Sensibilidad 3: Impuesto a la emisión de carbono “Escenario medio ambiental”. ...............88

7.2.4 Participación objetivo de las Energías Renovables....................................................................88

8 Encuesta Delphi ..................................................................................................................................................89

8.1 Identificación de variables claves............................................................................................................89

8.2 Elección del Panel de Expertos ..............................................................................................................89

8.3 Cuestionario Aplicado..............................................................................................................................90

8.4 Delphi elaborado ......................................................................................................................................90

8.5 Resultados de la Encuesta Delphi ..........................................................................................................91

9 Escenarios Prospectivos .....................................................................................................................................97

9.1 Diseño de Escenario ................................................................................................................................97

9.2 Escenario:. Tarea Cumplida ....................................................................................................................99


3

9.3 Escenario: A punta de Gas...................................................................................................................100

9.4 Escenario: Buena voluntad no alcanza ...............................................................................................101

9.5 Escenario: Institucionalidad es clave....................................................................................................102

9.6 Escenario: Una carga para la economía ..............................................................................................104

9.7 Escenario: Perdimos el rumbo..............................................................................................................105

10 Ejemplos planificación otros países ................................................................................................................107

10.1 Planeamiento Energético.......................................................................................................................107

10.2 Política energética: ..................................................................................................................................107

10.2.1 Argentina:......................................................................................................................................107

10.2.2 Brasil: .............................................................................................................................................107

10.2.3 Colombia: ......................................................................................................................................108

10.2.4 Chile: ..............................................................................................................................................109

10.3 El mercado energético de América del Sur .........................................................................................110

10.4 La intensidad de la Electricidad en América del Sur..........................................................................112

10.5 El sistema eléctrico en algunos países de América del Sur................................................................113

10.5.1 Argentina.......................................................................................................................................113

10.5.2 Colombia.......................................................................................................................................116

10.5.3 Brasil ..............................................................................................................................................118

10.5.4 Chile ...............................................................................................................................................124

10.6 Lineamientos de política energética......................................................................................................126

10.6.1 Argentina:......................................................................................................................................126

10.6.2 Brasil: .............................................................................................................................................126

10.6.3 Colombia: ......................................................................................................................................127

10.6.4 Chile: ..............................................................................................................................................127

11 Recomendaciones e implicancias de políticas................................................................................................129

12 Referencias..........................................................................................................................................................131


4

Prólogo

En los últimos años el sector eléctrico ha experimentado un rápido crecimiento derivado de un importante dinamismo de la actividad económica y la entrada del gas natural como combustible adicional. Ello ha traído como una de sus consecuencias que se genere una presión sobre la oferta de electricidad necesaria para esta creciente demanda, tanto al nivel de mayores requerimientos de capacidad de generación como de la ampliación de infraestructuras conexas como las líneas de transmisión y los ductos de gas natural. A su vez, el sector tiene otros problemas que se han tratado de ir solucionando como las dificultades de las empresas distribuidoras para firmar contratos de suministro y la falta de inversión en centrales hidroeléctricas, lo que llevó a realizar modificaciones al marco regulatorio como el establecimiento de licitaciones de contratos y estudios como el análisis de las barreras a la entrada existentes para inversiones en centrales hidroeléctricas. En este contexto, OSINERGMIN, como una de las entidades responsables de velar por un suministro eficiente y seguro, a través de la Oficina de Estudios Económicos, encargó a IPAE la realización del estudio “Prospectiva del Sector Eléctrico 2009 – 2018”, a fin de identificar los principales problemas existentes y factores que pueden afectar el desempeño del sector en el futuro a fin de analizar las opciones de política que permitan enfrentar las diferentes contingencias y desarrollos del sector. El estudio se basó en la identificación de los factores que pueden afectar al sector, incluyendo su importancia relativa y si estos pueden o no ser influenciados por las políticas públicas, mediante la revisión de estudios y la consulta a expertos a través de la realización de un experimento Delphi, para luego proceder a la posterior construcción de escenarios y ver cómo se puede llegar a los más deseables. Esta metodología de los estudios de prospectiva, fue complementada con el análisis de sensibilidad de un modelo de optimización de las inversiones para los próximos años. Estos resultados se presentan como una base para la discusión y el análisis de los diferentes actores del sector.


5

1 Presentación

• El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) ha propuesto llevar a cabo el

estudio de Prospectiva del Sector Eléctrico 2009 – 2018, a fin de identificar los factores que puedan afectar al desempeño del sector en el futuro de manera que se puedan establecer las medidas correctivas tanto en procedimientos regulatorios y/o reglas de mercado con el fin de garantizar el suministro eléctrico en el país.

• El objetivo de este documento es desarrollar tanto un modelo prospectivo como estadístico que permita cualificar y cuantificar el desarrollo del sector eléctrico en los próximos 10 años.

• Implementar medidas de corto plazo ha llevado a que muchas de las medidas y soluciones que se han implementado en los últimos años pongan en riesgo la eficiencia y la seguridad del suministro de energía eléctrica. Las normas que se están promoviendo están tratando de solucionar el problema generando mayores distorsiones no evaluando las factibilidades de cada una de ellas, haciendo que el sector Privado responda a estas señales de política poco claras generando incertidumbre sobre las condiciones del sector hoy, que pueden impactar en 3, 4 o 5 años.

• La seguridad de suministro implica tener un nivel adecuado de oferta para abastecer la demanda. Así no sólo dependerá de cómo va a crecer la demanda, sino también de la expansión de la oferta y de su composición que debería apuntar a minimizar el costo total del sistema.

• La nueva ola de inversiones en el mundo en el sector eléctrico responde a necesidades como abastecer el crecimiento de la demanda como al reemplazo de centrales que ya cumplieron su vida útil. En el Perú, estos requerimientos de inversión se amplían a la construcción y reforzamiento de líneas de transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y la "solución" a las restricciones de disponibilidad del gas natural para el uso en la generación eléctrica.

• La inversión acumulada en la actividad de generación entre los años 1995 y 2007 ascendió a US$ 6069.5 millones de los cuales US$ 3442.4 millones corresponden a inversiones del sector privado, lo que representa el 56.7% del total. Esto demuestra que el Estado ha trasladado la responsabilidad de desarrollo del sector eléctrico al sector privado.

• En cuanto a la capacidad de generación, la potencia efectiva del SEIN creció a una tasa promedio anual de 5.3%, mientras que la máxima demanda lo hacia en 4,7% para el periodo 1995 – 2007. Si analizamos los últimos 5 años observaremos que la potencia creció solo en 3,5%, mientras que la máxima demanda lo hizo en 7.9%.

• El margen de reserva, medido como el porcentaje de capacidad instalada adicional a la máxima demanda del sistema, es un primer indicador de la garantía de suministro. Luego de la reforma en 1993 y de un período de transición, el margen de reserva del SEIN mostró un incremento persistente alcanzando su máximo valor en el año 2001, para luego mostrar una continúa reducción estimándose en 20% para el año 2008

• El sistema eléctrico peruano es un sistema hidro - térmico. Actualmente, el 60% de la potencia efectiva instalada en el SEIN corresponde a centrales hidráulicas, Esta característica hace que el sistema este sujeto a la incertidumbre hidrológica, y por lo tanto, se requiera la instalación de centrales que permitan suplir los requerimientos de la demanda no cubiertos por las centrales hidráulicas ya sea por indisponibilidad de agua en el transcurso del año o, en el extremo, situaciones de años secos. Los hechos recientes alertan si se está pasando de un sistema eléctrico sujeto a la incertidumbre de indisponibilidad de agua a un escenario de riesgo de indisponibilidad de gas natural para la generación de energía eléctrica.

• En cuanto a la potencialidad de las energías renovables para la generación eléctrica, excepto la hidráulica, no son consideradas como fuentes reales/potenciales de energía comercial.

• El Ministerio de Energía y Minas - Minem - ha estimado como potencial eólico 6 GW, sin embargo una de las desventajas que tiene una central eléctrica de este tipo, es que el costo de inversión es elevado (similar a una central hidráulica) y el factor de planta se encuentra alrededor de 20%. Para el potencial geotérmico, el Minem ha estimado un potencial de 3 GW fundamentalmente localizado en la zona volcánica sur peruana (Arequipa, Moquegua y Tacna).

• En cuanto a la potencialidad hidrológica, el estudio realizado por el Ministerio de Energía y Minas y la Cooperación Alemana en 1980 determinó como potencial hidrológico de 206 GW, lo hasta hoy utilizado en las diferentes centrales hidroeléctricas operativas, sólo corresponde a una pequeña fracción del mismo, consecuentemente, las posibilidades de explotación de este recurso son enormes, técnica y económicamente, particularmente en la hoya amazónica.

• El futuro de la energía se configurara basado en un alto crecimiento de la demanda impulsado por el desarrollo sobre todo de los países emergentes, un mix de ofertas de hidrocarburos, retrasos en la introducción de energías


6

renovables y nucleares, un creciente control del estado sobre la producción de petróleo y del gas natural, un sesgo hacia los combustibles limpios y políticas medioambientales, oportunidades en tecnologías de punta y costos energéticos más altos.

• La mira esta en el desarrollo e inversión en energías renovables, que representaron el 30% de las inversiones en la generación de energía a nivel mundial en el 2005. Según McKinsey, para 2020, la energía renovable puede proveer más del 10% de toda la energía generada y las tecnologías alternativas como el viento, la energía solar y la biomasa pueden convertirse en económicas aun sin el uso de subsidios, ante el vertiginoso incremento de los precios de combustibles fósiles.

• Según el Estudio de Escenarios Energéticos Globales al 2020 del Millennium Project, del 2002 al 2020, el consumo de energía mundial aumentaría en 60% requiriendo una inversión de $568 billones anuales. Los combustibles fósiles seguirán predominando como fuente de energía, el petróleo podría representar el 40% y la energía renovable representaría menos del 10% del consumo mundial. Se presume que la energía alternativa, aunque prometedora, no esta lista para producir una oferta adecuada, presumiendo la necesidad -al 2025- de desarrollar comercialmente fuentes de combustible no-fósiles y de fusión.

• Para el desarrollo de los escenarios estadísticos tendenciales se ha utilizado la metodología de Roques et al. (2008) y Green (2007)1

• La metodología a utilizar consiste en tres etapas: En la primera se estimará el crecimiento de la demanda, la que junto con los requerimientos por reemplazo de centrales y el margen de reserva, permite obtener la capacidad adicional requerida. En la segunda etapa, sobre la base de la demanda estimada, se obtiene la composición óptima social del parque generador en el largo plazo considerando los riesgo de disponibilidad de insumos (agua y viento) y variabilidad del precio de los combustibles. Finalmente, en la tercera etapa se parte del parque generador hasta converger a la composición óptima obtenida anteriormente. La modificación del parque actual se basa en criterios de despacho económico y criterios financieros de inversión.

• En la elaboración del modelo se considera como tecnologías disponibles y factibles a las centrales hidráulicas, a gas natural (CS y CC), las centrales a carbón, las que funcionan con derivados de petróleo y las centrales eólicas.

• Los riesgos considerados son la disponibilidad del insumo (agua y viento) y la variabilidad del precio de los combustibles.

• En base a los supuestos y parámetros definidos se ha estimado que los requerimientos de capacidad adicional sería de 315 MW - año por los próximos 10 años, es decir un ritmo de crecimiento de 5,8% en promedio anual, lo que significaría un consumo por usuario menor en el 2018 que lo que actualmente se consume en Chile (10,5 MWh-año/Usuario).

• La convergencia del parque actual a la composición óptima basado en el modelo de despacho y criterios de rentabilidad de la inversión sustenta incrementos de oferta de centrales hidráulicas y a gas natural, con una participación cercana al 60% de las centrales hidráulicas y le sigue en importancia las centrales a gas natural en ciclo combinado en 25%. Además se aprecia una reducción de la participación de las centrales que usan derivados del petróleo. La centrales que usan energías renovables, principalmente las eólica, no tienen aún espacio en la expansión de la oferta en un contexto en que las tecnologías compiten en base al rendimiento térmico y costos económicos privados, lo que justifica la necesidad de otros instrumentos de apoyo en la medida que se consideren sus beneficios ambientales.

• En un escenario base, el costo marginal promedio asociado a esta composición del parque generador se ubica alrededor de US$ 32 por MWh y el margen de reserva fluctuaría entre 18% y 32%. Las tarifas en barra fluctúan entre US$ 27 y US$ 43 por MWh. La mayor reducción se da en los años 2010 y 2012 como consecuencia de la mayor expansión de la oferta relativa a la demanda. En los años posteriores al 2012, la tarifa es más estable y fluctúa entre US$ 27 y US$ 30 por MWh. Debe comentarse que estos resultados se presentan como un ejercicio debiendo ser permanentemente revisados y expuestos a análisis de sensibilidad.

• Para el desarrollo del modelo prospectivo se ha aplicado la metodología de consulta Delphi, la cual nos permitirá clarificar las tendencias sobre el sector eléctrico peruano y el probable impacto de desarrollarse algunos eventos.

• El cuestionario ha sido construido en base a la identificación de variables y eventos internacionales como nacionales que pueden o hacen sensible el desarrollo del sector eléctrico, así como a la matriz energética del País. Considerando también que el horizonte de sólo 10 años propicia que no sean muy factibles cambios macro de carácter relevante, por lo que se ha incorporado una breve sección donde se busca identificar algunos cambios relevantes al 2028. Estos resultados nos permitirán construir los 4 escenarios prospectivos a través de los ejes de Schwartz.

1 Estos autores analizan el efecto de los diferentes riesgos sobre la composición del parque generador.


7

• También se han incorporado variables del escenario estadístico tendencial, pues para los escenarios prospectivos se va a realizar proyecciones estadísticas de demanda, composición del parque generador, etc.

• Se está utilizando el Real Time Delphi del Millennium Project, que es un sistema relativamente nuevo y eficiente para recolectar y sintetizar las opiniones de expertos. Puede y ha sido usado cuando los expertos están ampliamente distribuidos geográficamente, cuando la coordinación es crítica, y cuando los aportes de los expertos son necesarios en la toma de importantes decisiones.

• Osinergmin ha solicitado tener por lo menos 70 respuestas de expertos nacionales y 70 de internacionales. Sin embargo, la base a la que se convocó fue de 2090 expertos nacionales y 1100 internacionales, habiéndose obtenido una respuesta que supera a los requerimientos iniciales de la institución.

• El cuestionario ha sido separado en 5 secciones. Para los acontecimientos se pide dar una probabilidad de que se produzcan en el 2018, el nivel de impacto en caso de producirse estos hechos, y el papel de las políticas en la determinación de su ocurrencia o impactos. Para el caso de las variables se le pedirá dar sus estimaciones para 2018 en tres supuestos: el valor más alto posible, el valor más bajo posible, y el valor más probable.

• Los resultados de la encuesta permitieron identificar los eventos más probables, de mayor impacto de ocurrencia e implicancias para las políticas públicas. Así también permitieron establecer los rangos probables de las principales variables del sector y los 3 ejes sobre los que se construyen los escenarios prospectivos a través los ejes de Schwartz.

• Se establecieron 7 escenarios tipos, de los cuales resultaron 2 escenarios extremos, quedando 5 escenarios probables para el análisis. Estos son: “A punta de Gas”, “Institucionalidad es clave”, “Seguimos la ola”, “Buena Voluntad no alcanza”, y “Una carga para la economía”.

2 Objetivo del Estudio

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) como entidad encargada de fijar las tarifas y supervisar las actividades del sector eléctrico requiere tener un mayor conocimiento de los factores que pueden afectar el desempeño del sector en el futuro, a fin de revisar algunos procedimientos regulatorios o proponer medidas relacionadas con las reglas de mercado al Ministerio de Energía y Minas (MINEM) u otras entidades para que se dicten las normas que posibiliten alcanzar los mejores escenarios factibles y enfrentar potenciales problemas de suministro que puedan presentarse.

Ante estos requerimientos solicitó llevar a cabo el estudio de Prospectiva del Sector Eléctrico 2009 – 2018, buscando también incorporar un análisis cualitativo con respecto a las principales variables que pueden afectar al sector eléctrico y que anteriormente, en algunos estudios de planificación de largo plazo del sector no se han incorporado.

El plazo establecido para el estudio busca tener estudios más exactos y de mayor amplitud ante el déficit de visión de largo plazo que es una de las características más importantes del sector, sin embargo ampliarlo más allá del determinado podría llevar a márgenes de errores muy grandes generando mayor incertidumbre sobre el propósito que requieren los tomadores de decisión del sector.

Es así como el objetivo de este documento es desarrollar tanto un modelo prospectivo como estadístico que permita cualificar y cuantificar haciendo análisis de sensibilidad respecto al análisis prospectivo del desarrollo del sector eléctrico que priorice los objetivos de seguridad y eficiencia en el suministro de energía eléctrica en los próximos 10 años.

Por lo tanto los resultados que se esperaría del presente estudio incorporarán lo siguiente:

Identificación de los principales factores o variables claves que pueden afectar el desempeño del sector eléctrico entre el 2008 - 2018.

Construcción del escenario estadístico tendencial al 2018 y sus implicancias.

Construcción de escenarios prospectivos en ejes en base a resultados de la encuesta Delphi a expertos nacionales e internacionales.

Repercusión de los escenarios prospectivos sobre el modelo estadístico tendencial determinado

Identificar medidas o acciones que pueden tomarse para prevenir potenciales riesgos en cada uno de estos escenarios.

Para ello se ha previsto la utilización de dos metodologías principales: Análisis Prospectivo de Construcción de Escenarios y Análisis Cuantitativo de Escenarios Estadísticos Tendenciales.


8

3 Problemática del Sector

Según la International Energy Agency (IEA 2007), la tendencia mundial es una nueva ola de inversiones en el sector eléctrico como consecuencia del crecimiento de la demanda y la necesidad de reemplazar centrales "viejas", es decir que cumplieron su vida útil. En términos de inversión, para los países de la OECD, se proyecta al 2030 un monto de inversión de US$ 2.3 trillones en la actividad de generación y de US$ 2.2 trillones para el resto de países.

La capacidad adicional requerida para los países de la OECD al 2015, asciende a 681 GW, de los cuales 68% está asociado al incremento de la demanda y el resto al reemplazo de centrales. La capacidad asociada al retiro de centrales no es menor, y representa el 9% de la capacidad instalada al 20042. Entre 1991 y el 2004, el margen de reserva de los países de Europa pertenecientes a la OECD, que tienen sistemas principalmente térmicos se ubicó entre 44% y 52%.

Pero hay que tener en consideración que los países de la OECD, en su mayoría países desarrollados, cuentan con mercados de electricidad maduros, con tasas de crecimiento de la demanda porcentualmente bajos, con infraestructura muy antigua en los que los recursos hidroeléctricos los tiene casi ya totalmente aprovechados desde hace muchos años.

En contraste, países en desarrollo, cuentan con mercados con un gran potencial de crecimiento que acompañan a su desarrollo, por lo que presentan tasas de crecimiento de la demanda muy altos, como lo que está ocurriendo en el Perú en los últimos años.

Por tanto en el Perú, la situación es diferente a los de la mayoría de los países de la OECD, y mas bien los requerimientos de inversión en los diferentes segmentos asociados a la provisión de energía eléctrica están fuertemente dirigidos a atender el incremento de la demanda y expansión de la frontera eléctrica, manifestada en la instalación de capacidad adicional para abastecer el crecimiento de la demanda, la construcción y reforzamiento de líneas de transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y viabilizar la disponibilidad del gas natural para el uso en la generación eléctrica en la mayor parte de las regiones del país.

Es verdad que el país ha experimentado en el pasado, por un lado, periodos de alto crecimiento de la demanda eléctrica acompañando a las épocas de expansión económica, y períodos de bajo crecimiento, en épocas de crisis. Estas grandes fluctuaciones han llevado a que se originen situaciones igualmente variables en la reserva de la generación de los sistemas eléctricos, ya que como se sabe, dado que los períodos de maduración de los proyectos de generación y grandes troncales de transmisión eléctrica son relativamente largos, mientras que los súbitos cambios de tendencias de crecimiento llevan a que la oferta no pueda seguir de manera óptima a la demanda; teniendo como resultado que se presenten períodos de muy altos márgenes de reserva de generación, como en el período 1998-2005, mientras que en otros períodos los márgenes son peligrosamente bajos como es en el período actual, y anteriormente a fines de los 80’s y comienzos de los 90’s.

Recientemente, y a raíz de las restricciones de congestión de gasoductos y de enlaces troncales de transmisión, se han dado diferentes dispositivos normativos que tratan de paliar riesgos no previstos (se promulgaron los Decretos Legislativos 1002, 1058 y 1041, que regula la expansión de la generación basado en plantas hidráulicas, desalienta el uso de plantas turbogas de ciclo abierto, promueve el mercado de contratos, y minimiza o casi elimina la participación del mercado “spot” ), dispositivos principalmente dirigidos para atender necesidades urgentes de corto plazo, pero que tienen una gran implicancia de largo plazo, si bien la intención en este ámbito es el de asegurar un nivel adecuado de oferta para abastecer la demanda y diversificar la matriz energética.

Sin embargo, muchos de los efectos de la nueva legislación no podrían ser aceptados como efectivos para atender las necesidades y objetivos de largo plazo, dentro del marco regulatorio vigente, y peor aún podrían inclusive ser contraproducentes con el logro de esos objetivos, debido a que no son necesariamente las señales económicas que estos dispositivos expresan.

En este contexto, y en la misma línea del IEA (2007), las autoridades priorizan como objetivos de largo plazo a la eficiencia y la seguridad de suministro de energía eléctrica. Sin embargo, se realizan a través de medidas que resultan soluciones de problemas de corto plazo.

La seguridad de suministro implica tener un nivel adecuado de oferta para abastecer la demanda. Este nivel va a depender, además del crecimiento de la demanda, de la forma de expansión3 de la oferta, por lo que debe buscarse una composición óptima del parque generador.

La composición del parque generador es importante, al menos por dos razones (IEA 2007). La primera es la seguridad de abastecimiento de energía eléctrica4. La segunda es la eficiencia económica relacionada a la combinación de tecnologías que minimicen el costo total del sistema5.

2 Según la estadística de Platts, alrededor de 638 GW de capacidad instalada de carbón, gas y nuclear en la OECD tiene más de 30 años de edad. 3 La forma de expansión de la oferta se refiere a que tipos de centrales y en qué proporción deben construirse para abastecer los requerimientos de la demanda.

4 Para mayor detalle ver IEA (2007)


9

Además, dos hechos concretos permiten dimensionar la importancia económica de la forma de expansión de la oferta. Por un lado, incrementos de oferta en base a tecnologías de menor costo reducen el precio de largo plazo de electricidad. Esto fue lo que ocurrió efectivamente en Chile. Entre 1995 y 2003, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional (SIC) aumentó en 2.900 MW, de los cuales más del 60% corresponde a instalación de centrales a gas natural.

Esta expansión en base a centrales a gas natural, según estimados de Galetovic et. al. (2004), disminuyó el precio promedio del sistema de 54 a 34 US$ por MWh. En otros términos, entre 1998 y 2003, el ahorro por expandir la oferta en base a gas natural y no en base a carbón superó los US$ 2.000 millones (Galetovic et. al. 2004).

Sin embargo, la forma de expansión también tiene riesgos asociados. En el caso particular de Chile, fue la volatilidad de la disponibilidad del gas natural, lo que se tradujo en pérdida de competitividad. En efecto, según la escuela de negocios IMD de Suiza, Chile pasó del puesto 33 al 48 en el ranking de competitividad en infraestructura energética, entre el 2006 y 2008.

Un análisis del sector eléctrico debe partir de la importancia que tiene el sector dentro del país. Es una industria estratégica para el desarrollo, pues se convierte en un factor decisivo para la producción nacional y que requiere un planeamiento de largo plazo por ser su principal característica. Así mismo, no se ha evaluado los impactos normativos ni cambios en la regulación siendo un factor importante en el sector.

3.1 En el corto plazo

El vertiginoso y sostenido crecimiento de la economía que impulsó al rápido incremento de la demanda de electricidad y el bajo precio del gas natural, constituyeron el fundamento o incentivo que explicaría el porqué en un relativo corto período se haya producido la instalación del actual parque termoeléctrico en Chilca en desmedro de las inversiones en hidroeléctricas.

El sector industrial que se vio afectado por el incremento de los precios de los combustibles y que decidió por la reconversión a gas, como el eléctrico han sido los mayores demandantes de gas natural, que concluyo en la saturación del ducto. Estas restricciones energéticas se traducen para el usuario y/o consumidor final no sólo en alzas de tarifas eléctricas y/o de precios de los productos industriales, sino eventualmente, en algunos cortes de suministro eléctrico, dado el reducido margen de reserva existente.

Consecuencia de las restricciones de suministro de gas natural, las termoeléctricas dependientes de Camisea vendrían funcionando al 80 % de su capacidad instalada; en tanto que las hidroeléctricas, consecuencia de las restricciones hídricas por factores climatológicos, lo estarían haciendo al 70 % de su capacidad. A ello se debe en gran parte que en Julio 2008, la participación de los combustibles petroleros (diesel y residual) en la generación eléctrica haya representado el 10.4 % (frente al 52.5 % de la hidráulica, 33.1 % del gas natural y 3.9 % del carbón, en el mismo período), dando como consecuencia que el costo marginal de energía activa mensual en el SEIN haya pasado de $ 47.86 el MWh en Mayo 2008, a $ 157.37 el MWh en Junio, y a $ 235.95 el MWh en Julio 2008.

Otro factor que viene incidiendo en esta problemática es la insuficiente inversión realizada en generación eléctrica en general, y particularmente en hidroelectricidad. La reserva energética es cada vez menor para hacer frente a situaciones de emergencia como sería la salida del sistema de cualquier central de generación, conforme pudo apreciarse (Agosto 2008) en Lima y el Sur del país por el caso de la C.T. de Ventanilla (437 MW).

La demanda máxima de potencia en horas punta bordea actualmente los 4,360 MW, en tanto que la potencia instalada es de 6,021 MW, de los cuales, 1,038 MW corresponden a los autogeneradores. Empero, alrededor del 65 % de aquella capacidad instalada es hidroeléctrica, por tanto, cualquier carencia de lluvias como la actual, afectan frontalmente aquel potencial generador. El Perú por su posición geográfica, es un territorio de alto riesgo hídrico, más aún con los efectos del cambio climático.

Se estima que el déficit de potencia en horas punta actualmente bordee los 200 MW, que serán suplidos por pequeñas plantas de autogeneradores, las que a se verán reforzadas por la entrada en producción en Pisco de la unidad de EGASA (70 MW) trasladada de Mollendo.

Según el Minem, para el 2009 se tiene prevista la incorporación de 420 MW (18 MW hídricos y 402 MW térmicos), y para el 2010, de 406 MW (220 MW hídricos y 186 MW térmicos). A fin de suplir ese déficit inminente, tales cifras obligarán a ELECTROPERÚ a alquilar unidades termoeléctricas móviles (electro generadores a diesel), conforme lo autoriza entre otros rubros, el Decreto de Urgencia N° 037-2008. Bajo esa óptica, vienen de darse importantes dispositivos legales como son los D.L. 1041 y 1058, los mismos que buscan incentivar inversiones en generación.

Respecto a la generación termoeléctrica, están adelantados los estudios para instalar una planta a ciclo combinado en las cercanías del mismo yacimiento de Camisea (concesión a otorgarse en Mayo 2009 bajo la modalidad de maquila),

5 Mayor detalle se encuentra en Oren (2003) y IEA (2003).


10

a lo que se agregaría el aprovechamiento del gas natural disponible en el Noroeste (Talara). Concretizar estos y otros proyectos, requieren y requerirán un permanente seguimiento por parte de las autoridades sectoriales.

Otro factor que temporalmente complica el panorama energético es la congestión de las líneas de transmisión en algunos tramos de la red (entre ellas, las líneas de alta tensión Piura-Talara). Empero, la que va al sur es la más preocupante, situación que recién se resolverá a finales del 2010 o inicios del 2011, con la culminación de la línea Mantaro-Caravelí-Montalvo.

Como corolario de esta problemática energética, viene de conocerse otra situación crítica: que la capacidad de transporte de la red de distribución del gas natural en Lima y Callao estará llegando a su tope en pocos meses, y que en el transcurso de 2009, con la demanda de nuevos clientes, se habrá superado en 20 % esa capacidad instalada. Teniendo presente que las C.T. de Ventanilla y Santa Rosa dependen de esta red, y cuyo consumo representa alrededor del 55 % del combustible distribuido por la concesionaria Cálidda.

Si bien lo anteriormente expuesto tiene a todos los actores del sector activos en la solución de los problemas presentados en muchos flancos (capacidad y estructura del parque generador, matriz energética, transmisión troncal y otros,), la mayoría de las medidas tomadas son de corto plazo por lo que no hay que perder de vista que la crisis presentada es de carácter coyuntural de corto plazo y a lo más de mediano plazo, dado por el alto crecimiento de la economía.

Tampoco hay que perder de vista que la crisis presentada se está también presentando conjuntamente en la infraestructura de muchos sectores del país, como puertos, aeropuertos, carreteras, ferrocarriles, telecomunicaciones, facilidades de logística (capacidad de almacenamiento de alimentos en frío, capacidad de almacenamiento de combustibles, capacidad de transporte especializado, reducción de costos de transacciones, entre otros).

En resumen la crisis actual del subsector eléctrico, es parte de una crisis de crecimiento de la economía (considerado por los economistas como un “recalentamiento” de las capacidades de la infraestructura del país por la inflexibilidad de crecimiento en plazos tan cortos), y por tanto debe considerarse las soluciones de esa crisis en ese ámbito.

Por lo anterior, y consecuente con un enfoque como el que anima el presente estudio, no puede perderse la visión de largo plazo, con señales económicas consistentes y fuertes que promuevan el efectivo crecimiento sólido del sector acompañando los ciclos económicos del país, que para nuestro caso son más severos dada la inmadurez del mercado eléctrico nacional.

3.1.1 Crecimiento de la demanda

Según información publicada por la Dirección General de Electricidad durante el periodo 1995 – 2008, el consumo nacional de energía eléctrica, conformado por la energía utilizada por los usuarios del mercado eléctrico y la generada para Uso Propio (Autoproductores), aumentó en 113%, resultado que significó un crecimiento medio anual de 6%. De igual forma, en el periodo analizado, el número de clientes finales creció en 4,9% en promedio, y las ventas a estos clientes finales tuvieron un crecimiento medio anual de 8,1%. El 46% de las mencionadas ventas se distribuyeron al mercado libre, y el 54% al mercado regulado, con tasas de crecimiento medio anual de 11% y 7%, respectivamente.

Gráfico N° 1: Evolución de Número de clientes 1995 – 2008

0

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

3,000,000

3,500,000

4,000,000

4,500,000

5,000,000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*0

50

100

150

200

250

300

Regulado Libre

Fuente: Minem


11

Gráfico N° 2 Venta de Energía Eléctrica en GW.h 1995 - 2008

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*

Total Regulado Libre

Fuente: Minem

Este crecimiento de la demanda superior a lo esperado, es una de las causas por las que se viene presentando los actuales problemas de suministro, pues la capacidad de la oferta efectiva no ha crecido al mismo ritmo o lo suficiente para mantener un balance positivo.

El sector más dinámico para la venta de energía eléctrica ha sido el industrial, que representa el 57% de las ventas y que ha crecido en el 2008 en 13%. En detalle sabemos que es la minería el principal consumidor de energía eléctrica, seguida de lejos por la industria de Fundición y Cementos.

Gráfico N° 3: Evolución de Ventas de energía eléctrica por Sector Económico 1992-2008

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

GW

h

Industrial Residencial Comercial Alumbrado Público

Fuente: Minem

Gráfico N° 4: de Energía por Actividad Económica en MWh (Dic-08)

Agroindustria5,0010.5%

Vidrios, cauchos y plásticos12,4781.1%

Bebidas15,6691.4%

Alimentos25,3962.3%

Papel28,9232.7%

Otros44,4474.1%

Textiles48,3614.4%

Industria metalúrgica

48,4294.4%

Químicos61,5965.7%

Cementos72,8516.7%

Fundición127,26811.7% Minería

599,66955.0%

Fuente: Osinergmin


12

Analizando por zonas geográficas, observamos que todas han mantenido durante el 2005 al 2007 la tendencia positiva en ventas de energía eléctrica medida en MWh, sin embargo es la zona sur la que ha crecido con mayor consideración, aproximadamente 24.8% en el 2007, mientras que la zona norte lo hizo en 9.9% y la zona centro en 7.3%.

Gráfico N° 5: Venta de Energía eléctrica por zonas geográficas en MWh

- 5,000,000 10,000,000 15,000,000 20,000,000 25,000,000 30,000,000

NORTE

SUR

CENTRO

TOTAL

2005

2006

2007

Fuente: Minem

Evaluando al interior de cada una de las zonas determinadas observamos que son los departamentos de Arequipa, Apurímac y Madre de Dios los que han justificado estos incrementos en 67.8%, 15.6% y 13.3% respectivamente durante el 2007. En cuanto a la zona norte es liderado por La Libertad y Tumbes que crecieron en 15.3% y 14.5% respectivamente, por su lado Lambayeque mantiene un crecimiento sostenido durante el 2006 y 2007 de 12.4% aproximadamente.

El crecimiento de la demanda en estos departamentos básicamente ha sido por el desempeño de los clientes libres, mientras que los regulados han tenido un comportamiento sin mayores sorpresas.

En el caso específico de la zona norte son los sectores de Transporte y Comunicaciones, Construcción y Manufactura los que estarían empujando la demanda de electricidad. En la zona sur, en Arequipa el impulso viene de la mano de la Minería, Pesca, Construcción, Transportes y comunicaciones mientras que en Apurímac viene por el Sector Agricultura y además Restaurantes y Hoteles.

Gráfico N° 6: Venta de Energía eléctrica por zonas Sur en MWh

-

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

1,400,000

1,600,000

1,800,000

Apurimac Arequipa Cusco Madre DeDios

Moquegua Puno Tacna

LIBRE 2005 - 2007 REGULADO 2005 - 2007

Fuente: Minem


13

Gráfico N° 7: Venta de Energía eléctrica por zonas Norte en MWh

-

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

Amazonas Ancash Cajamarca La Libertad Lambayeque Loreto Piura San Martin Tumbes

LIBRE 2005 - 2007 REGULADO 2005 - 2007

Fuente: Minem

Si bien es cierto este comportamiento responde al mayor crecimiento de la economía peruana de 88 meses de crecimiento económico continuo y el PBI nominal crece 99% en 7 años6. Sin embargo dado los problemas de saturación del ducto y la incertidumbre hidrológica se requiere disminuir los patrones actuales de consumo, ya que un mayor desarrollo económico no nos puede llevar a un uso ineficiente de energía. Ante esto el Ministerio de Energía y Minas puso en marcha el Programa de Eficiencia Energética a través de la Ley de Promoción del Uso eficiente de la Energía, Ley Nº 27345 y de su reglamento, DS Nº 053-2007 Minem, que dentro de sus lineamientos de acción tiene:

1. Campañas de sensibilización y capacitación.

2. Campaña en el sector educación, vía convenio interinstitucional entre el Ministerio de Energía y Minas y el Ministerio de Educación.

3. Campaña de sustitución de Lámparas incandescentes por lámparas fluorescentes compactas.

4. Determinación del potencial de ahorro de energía a nivel nacional.

5. Establecimiento de indicadores de consumo energético y metodología de monitoreo de dichos indicadores.

6. Establecimiento de normas técnicas en iluminación, refrigeración, calderas industriales, motores eléctricos, entre otros.

7. Elaboración de guías de estándares mínimos y etiquetado de eficiencia energética.

8. Establecimiento de normas referidas a la utilización de sistemas solares y eólicas en viviendas.

Gráfico N° 8: Crecimiento Económico y consumo Eléctrico

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

% PBI % Consumo MWh

Fuente: Osinergmin

6 Desde 2do trimestre 2001 hasta noviembre 2008. Fuente INEI


14

3.1.2 Desde la generación

Debido a que aproximadamente el 55% de la oferta de generación eléctrica está compuesta por centrales hidráulicas, los precios marginales del SEIN dependen de la hidrología.

Con la llegada del Gas de Camisea en el 2004 se inicia la salida de unidades de generación térmicas que utilizaban combustibles “caros” (diesel o residual), dado el incremento del precio de los combustibles, y se da inicio al proceso de conversiones. El uso del gas natural tenía y mantiene el incentivo de su tarifa baja que es prácticamente la quinta parte con respecto al precio internacional.

El efecto de estas nuevas centrales térmicas se observa en la composición del parque a partir de esa fecha en donde se viene observando una sustitución por las hidroeléctricas inclusive.

A su vez una de las principales barreras que han tenido los proyectos de generación es la información de largo plazo sobre hidrología, así como el hecho de que no se den o existiesen mecanismos que aseguren los ingresos por el mismo plazo por lo menos que el tiempo de financiamiento requerido, o también el hecho que la tarifas no eran suficiente para la recuperación de la inversión dado diversos riesgos inherentes al proyecto7

Sin embargo la crisis actual por la que atraviesa el sector eléctrico ante una falta del suministro del gas de Camisea, contradice los objetivos estratégicos del sector, se tiene como meta el cambio de la matriz energética del país (Ver Gráfico).

Gráfico N° 9: Cambio de la Matriz Energética

Fuente: Minem

Por otro lado el acelerado ritmo con el que crece la demanda nos ha dejado con un margen de reserva del 20%, ya que ante lo expuesto anteriormente no se han generado ya nuevas inversiones en sector en centrales hidroeléctricas sino solo en térmicas que requieren de gas natural.

3.1.3 Desde la transmisión

En los últimos años no se han dado mayores inversiones en transmisión, principalmente debido a un vacío en el marco regulatorio en cuanto a las responsabilidades en el manejo de la transmisión del SEIN desde una perspectiva de requerimientos de los agentes del subsector en su conjunto, de manera ordenada y económica mediante una coordinación en el tiempo que lleve a satisfacer las necesidades de transmisión en el mediano a largo plazo. Esto ha llevado a la inacción, o desarrollo tardío de la expansión de la transmisión, pero también la crisis se agudizó por el explosivo crecimiento de la demanda y cambio de la estructura de generación, en un entorno de debilidad de la estructura del sistema de transmisión del SEIN ante la gran cobertura geográfica que alcanzó en los últimos años.

3.1.4 Problemas de suministro de Gas Natural

Consecuencia del rápido crecimiento de la economía y del bajo costo del gas natural (en parte como resultado de la renegociación contractual del segundo semestre del 2006), la producción de termoelectricidad creció

7 Informe Barreras a la Inversión. ESAN (2008)

PetróleoGas Natural + LNGEnergías no convencionales

Antes de Camisea

69%7%

24%

Situación Actual

56%17%

27%

Situación Futura

33%

34%

33%

HidroenergíaBiocombustiblesEnergías no renovables


15

vertiginosamente, sobrepasando los pronósticos más optimistas. El crecimiento de la demanda eléctrica incentivó la instalación de turbinas a base de gas natural en el área de Chilca. A ello se añadió, el también incremento acelerado del número de consumidores industriales, en respuesta a los elevados precios de los derivados del petróleo versus lo atractivo que era y es el del gas natural.

Pero hay que entender también que la solución de expansión de turbinas de gas de ciclo abierto dada en estos años, es consecuencia del bajo costo de inversión de esa solución, el relativo corto tiempo de implementación, y el bajo costo de gas natural que el mercado ofrece, tal vez la única solución de coyuntura para atender el gran incremento de la demanda, y la más atractiva para los inversionistas.

Frente a aquel abrupto crecimiento de la demanda de gas natural por parte de los sectores eléctrico e industrial, el ducto de Camisea se saturó en lo que a capacidad de transporte se refiere, pues en más de una oportunidad, la demanda superó los 300 MMPCD (La actual capacidad máxima de transporte del gasoducto a su llegada al City Gate, es de 290 MMPCD), lo que originó el racionamiento a las eléctricas, obligando al sistema a acudir a las unidades de reserva a base de diesel, con costos marginales bastante mayores versus aquellos costos de generación a base de gas natural.

Esta situación ha generado y genera preocupación entre los inversionistas (y entre los consumidores de electricidad) dado que con la instalación de los nuevos proyectos de generación térmica, o de plantas industriales nuevas o en ampliación, se agravaría el escenario si consideramos el gran consumo de la futura industria petroquímica (150 MMPCD), y la demanda que representará el últimamente propuesto gasoducto Lurín-Chimbote.

En la ampliación de la capacidad del ducto a través de la instalación de un sistema de compresión adicional en el ducto de la sierra (Ayacucho), se estima que la etapa I (40 á 50 MMPCD adicionales) estará concluida entre Agosto - Setiembre del 2009. La etapa II (40-50 MMPCD finales), para diciembre del 2009. En cualquier caso, esta ampliación no sobrepasará los 100 MMPCD; más aún, algunos especialistas estiman que máximo podría estar alrededor de los 80-85 MMPCD. En cualquiera de los casos, con el crecimiento acelerado de la demanda de gas natural, el nuevo volumen disponible (80 ó 100 MMPCD) seguramente será “absorbido” en poco tiempo.

Para Diciembre 2009 está previsto culminar la construcción de un loop (gasoducto de 24 pulgadas paralelo al sistema principal), lo que permitirá ampliar en 70 MMPCD adicionales, llegando finalmente a los 450 MMPCD contractuales.

Actualmente el gobierno viene negociando ampliaciones adicionales con la concesionaria TGP, habiendo señalado que de no llegar a acuerdos satisfactorios, se convocaría a un Concurso Público Internacional (CPI). Sin embargo, dada la coyuntura de lo ajustado de plazos y de la explosiva demanda (el propio Minem y TGP han anunciado que a la fecha hay pedidos formalizados de suministro por 600 MMPCD), por lo que en la práctica resultaría inviable por el momento dicha convocatoria, pues cualquier construcción de otro ducto llevaría al menos 2 a 3 años (incluidos el proceso concursal). Empero, dado el crecimiento de la demanda, aún con las ampliaciones que a continuación se señalan, resultará indispensable asegurar el abastecimiento a través de un CPI con miras a la construcción de un segundo ducto.

Bajo el marco de las ampliaciones adicionales planteadas al Minem por el actual concesionario, las cuales van más allá de las contractuales vigentes (450 MMPCD), se han anunciado las siguientes:

a. Para Julio-Setiembre 2010 estaría prevista la ampliación hasta 1,150 MMPCD (Proyecto Chiquintirca Etapa II).

b. Para Julio-Setiembre 2011 estaría prevista la ampliación hasta 1,600 MMPCD (Proyecto Kepashiato- Chiquintirca Etapa III).

Por lo antes expuesto, resulta urgente la construcción de un segundo gasoducto entre Camisea y Lima, proyecto cuya convocatoria internacional de concesión debiera ya iniciarse, de tal manera que en un horizonte de 4 años podamos desarrollar plenamente las reservas gasíferas de Camisea a través de un garantizado Sistema de Transporte del Gas Natural constituido por tres grandes gasoductos (dos en la ruta Camisea-Lima y el trasandino Camisea-Ilo, además de los dos regionales a Marcona y Chimbote).

3.2 En el largo plazo

3.2.1 Incorporación de proyectos mineros

Conociendo que el sector Minero es intensivo en uso de electricidad, y que se espera tenga mayor dinamismo en los próximos años debido a la puesta en marcha de nuevos proyectos, es importante tratar de establecer la posible magnitud de la incorporación de los mismos.


16

Según el Minem al año 2018 los nuevos proyectos mineros podrían llegar a demandar un total de 2665 MW, es decir que para poder atender esa demanda deberían de incorporarse al sistema 267 MW/año.

Gráfico N° 10: Proyección de la Demanda de los Grandes Proyectos 2008 - 2022

1188

707

730

2625

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Norte Centro Sur Total

Fuente: Minem

Estos datos los tendremos en cuenta y los verificaremos para la estimación de la demanda en el escenario estadístico tendencial, Business as Usual, que se verá en capítulos posteriores.

3.2.2 Desde la generación

Es claro que el período de tiempo entre la situación “antes de Camisea” a la situación “actual” es muy corto, ya que escasamente alcanza 4 años, y éste tiempo para que el negocio de un nuevo energético madure y presente resultados es totalmente insuficiente, por lo que difícilmente se puede extraer conclusiones importantes de esa evolución.

Peor aún, si es que se tiene como antecedente que el gas de Camisea hace su ingreso al mercado justamente el año 2004, año especialmente difícil para el sector por problemas de oferta eficiente, problemas de percepción de señales tarifarias no adecuadas en los agentes del sector, y el inicio de una crisis de contratos de suministro para el Servicio Público de Electricidad (Mercado Regulado), que aún hasta ahora se arrastra, y que llevó a la reforma de la Ley de Concesiones Eléctricas, con la dación de la Ley para el Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley N° 28832.

¿Podríamos aventurarnos a prever cómo será la evolución de la estructura de generación hacia el largo plazo?, eso dependerá de la respuesta de los agentes, y sobre todo de las decisiones políticas de grado de participación del Estado en la producción, control de precios, o direccionamiento de subsidios, o intervención en la definición de los proyectos de generación con criterios fuera de los de un mercado eficiente.

Viendo el problema en una visión de largo plazo, se podría señalar lo siguiente:

a. Todo proyecto de inversión en generación eléctrica es decidido bajo criterios de horizonte de largo plazo, dada los ingentes recursos de capital que requiere, y que necesariamente, para que sean viables, les debe llevar a financiamiento de largo plazo.

b. Por lo anterior, la evolución de la estructura de un parque generador no puede evaluarse con resultados de un corto período de evaluación, y menos aún si en este se han producido severas crisis del mercado.

c. Si uno ve el contexto internacional, los casos de “éxito” relativo se han dado en países en el que las señales de mercado han trascendido por largos períodos de tiempo (casos de Chile, Brasil, Gran Bretaña, etc.) aunque hayan sufrido ajustes importantes de corrección de su trayectoria, pero manteniendo las señales económicas, políticas y regulatorias fundamentales, sin variación.

d. Por lo anterior la visión de evolución futura de la generación dependerá de la consecuencia en el tiempo de las señales más importantes que debe percibir el mercado, de lo contrario ante la incertidumbre, los proyectos de largo plazo de mayor eficiencia económica y que se espera que el mercado desarrolle, no se darán, encareciendo el producto y exponiendo el desarrollo de la expansión a decisiones de “no mercado” y con mayor incertidumbre.

e. Es cierto que en muchos casos de proyectos de gran envergadura, es posible, dado lo pequeño del mercado peruano, que se espere una mayor participación del Estado como promotor o viabilizador de exclusivamente este tipo de proyectos, con reglas claras para todos los agentes, de manera que no


17

distorsione la competencia que debe mantenerse en los otros ámbitos del mercado. Éste es un equilibrio difícil que debe evaluarse con cuidado.

3.2.3 Desde la transmisión

El problema de la expansión de la transmisión del SEIN no puede ser contemplado aisladamente, solo desde la perspectiva de la transmisión, sino es una perspectiva conjunta generación – transmisión de largo plazo: no es necesariamente más eficiente atender todas las cargas desde un gran centro de generación de bajo costo, como de atender la demanda por generación distribuida, pero más cara. Habrá pues una solución más adecuada de generación y transmisión que haga más eficiente la expansión, al que hay que agregar los condicionantes de seguridad de suministro, y estacionalidad complementaria que algunos proyectos pueden aportar entre sí.

Si se analizan los recientes problemas de congestión de los enlaces Centro-Norte y Centro-Sur, se puede concluir que éstos no han sido propiamente problemas de transmisión en sí, sino de falta de generación en los extremos Norte y Sur del SEIN, respectivamente, y si este problema de falta de inversión en generación en esas zonas conllevará a mayor reforzamiento de la transmisión, expansión ineficiente que lleva a atender necesidades de corto y mediano plazo, con soluciones caras de transmisión que incluso podrían afectar el desarrollo de largo plazo,

En alguna manera las necesidades de coordinación en planificación de la expansión de la transmisión, con los otros agentes de generación y demanda, estará establecido en la formulación, por COES, del Plan de Transmisión, cuyo proceso ha sido definido por la Ley 28832; en el que se requerirá la participación de los agentes del sector para informar de los requerimientos de transmisión en el mediano y largo plazo.

3.2.4 Problemática del suministro de Gas Natural

Si bien se requiere una alta coordinación para la planificación de la expansión de la transmisión, con la generación y la demanda, es igualmente importante el incluir la expansión de las redes de gas natural en la planificación energética global, que incluya la electricidad y otros energéticos, de manera de anticipar los requerimientos de largo plazo, conforme evolucione la demanda y la oferta.

La crisis de congestión de gasoductos, fue en suma, la falta de coordinación entre el subsector eléctrico y el subsector gas natural, aunque debido a la explosiva demanda de tanto el gas natural como la electricidad.

Gráfico N° 11: Ducto Gas Natural de Camisea

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

400.0

450.0

500.0

Año20

0520

0720

0920

1120

1320

1520

1720

1920

2120

2320

2520

2720

2920

31

Petroquímica

Concesión Ica

GeneraciónCogeneraciónEléctrica

Independientes

ResidencialComercialIndustrialCapacidadGarantizadaTGP

Fuente: Osinergmin


18

3.2.5 Reservas naturales: Agua y Gas

Al ritmo actual de consumo y con las proyecciones del mismo (incluyendo la petroquímica y los gasoductos regionales), las actuales reservas probadas de Camisea garantizan el suministro de gas natural para un horizonte de al menos dos décadas, consecuentemente, durante ese período está asegurada la existencia física de este combustible, más aún con la prioridad para generación eléctrica que le otorga el reciente Decreto de Urgencia N° 037-2008, dispositivo si bien válido hasta Agosto 2011, de ser necesario, seguramente se extenderá más allá de ese plazo.

Si a lo anterior agregamos el potencial gasífero que guardan los lotes próximos a Camisea (con 70 % de factor de éxito), conforme pudo constatarse con el último hallazgo del Lote 57 (alrededor de 2 TCF), por tanto, con las anunciadas perforaciones de pozos exploratorios, es de esperar la extensión de las reservas para un aprovisionamiento más allá de los 20 años. Sin embargo, el futuro manejo político que se dé a cualquier proyecto de exportación de gas natural, será un factor a tomar en consideración.

Contar con certeza del nivel de reserva es clave para identificar la política con respecto al uso del gas natural, bien sea para el desarrollo de la industria como la petroquímica, o específicamente para generación eléctrica.

La instalación de infraestructura de generación y transmisión eléctrica en un territorio altamente sísmico como el Perú, por su ubicación geográfica en la bordura central de la zona de colisión entre las placas tectónicas de Nazca y de Sudamérica, hace que deban tomarse medidas adicionales de seguridad en las obras civiles antes, durante y después de la etapa de cualquier “construcción energética”. Obviamente, estas barreras naturales encarecen los presupuestos, pero, resulta indispensable hacerlo. La experiencia de los ingenieros locales en ese rubro es reconocida.

Sin embargo, existe otra barrera de naturaleza planetaria que gradualmente viene afectando y afectará la generación hidroeléctrica: el cambio climático. Fuera de nuestras fronteras, una clara señal del calentamiento global son las impresionantes fotografías satelitales que muestran los medios sobre el deshielo en el Ártico y en la Antártida. En nuestro territorio, lo que viene ocurriendo con la gradual desaparición de los glaciares andinos, constituye un evidente indicador de aquel cambio climático.

Vale la pena recordar que el 71 % de los glaciares tropicales sudamericanos se hallan en el Perú, constituyendo aquéllos nuestras únicas reservas sólidas de agua dulce, las mismas que al deshelarse forman los lagos, lagunas y ríos desde donde son utilizados para las diferentes actividades del hombre, destacando el consumo humano directo, la agricultura y la hidroelectricidad.

Lo preocupante es que varios glaciares ya han desaparecido (caso del Broggi, el 2005), o en vías de desaparecer (Yanamarey, el 2007). Sin embargo, el caso más emblemático para cualquiera que visita la Cordillera Blanca en Ancash, es el nevado Pastoruri (5,243 m.s.n.m.), donde la restitución de fotografías aéreas y los levantamientos topográficos efectuados por la Unidad de Glaciología del INRENA, muestran que en un corto período de 12 años (1995-2007), se ha perdido el 37.08 % del glaciar.

Gráfico N° 12: Retroceso del glaciar Broggi 1932-2007

1932 1997

2004 DESAPARECIÓ EN EL AÑO 2005 2007 Fuente: Unidad de Glaciología y Recursos Hídricos - INRENA


19

Gráfico N° 13: Retroceso glaciar Yanamarey (cordillera blanca-altitud 4786 msnm.)

Fuente: Unidad de Glaciología y Recursos Hídricos – INRENA

Gráfico N° 14: Evolución Pastoruri

Fuente: Unidad de Glaciología y Recursos Hídricos - INRENA

Otro ejemplo emblemático es el nevado Shullcon (5,200 m.s.n.m.), en la Cordillera Central-Lima, perteneciente a las cuencas de los ríos Mantaro (vertiente del Atlántico) y Rímac (vertiente del Pacífico), el mismo que en un breve período de 6 años (2001-2007), el frente del glaciar ha retrocedido 123.25 metros lineales, lo que significa un promedio anual de 20.65 m.l.

Para comprender mejor la magnitud de los más recientes efectos devastadores del cambio climático sobre los glaciares de las 18 cordilleras del Perú, señalemos que precedentemente el retroceso promedio en un período de 27 años (1970-1997) fue de 21.87 %, es decir, 0.81 % anual, en tanto que, recientemente y en un corto período de sólo 6 años (1997-2003), el retroceso de los glaciares de la Cordillera Blanca fue mucho más acelerado : 10.47 %, lo que equivale a 1.74 % anual; es decir, más del doble en intensidad de desglaciación.

Finalmente, respecto a la magnitud de la disponibilidad de agua de las vertientes hidrográficas peruanas, según el INRENA, la del Titicaca posee sólo el 0.5 %, la del Pacífico el 1.8 %, en tanto que la del Atlántico el 97.7 %. Contundentes cifras que confirman el enorme potencial hidroenergético de nuestra selva (58,000 MW), el mismo que fuera señalado en la década de los 80´ por aquel estudio desarrollado entre ELECTROPERÚ y la


20

Misión Alemana de Cooperación Técnica, y que luego de casi 30 años no ha logrado actualizarse, a su vez que no se cuenta con la suficiente información hidrológica importante para la evaluación de la puesta en marcha de proyectos de generación que requieran este recurso.

Otro factor importante a tomar en cuenta es el costo de contaminación de cada tipo de central. El estudio Promoción de Inversión en Generación Hidráulica, realizado por ESAN (2008) muestra que la energía eléctrica generada por medio del gas natural en ciclo combinado emite 125 veces más emisiones contaminantes al medio ambiente que la energía eléctrica hidráulica por cada GWh producido. Llega inclusive a estimar un costo de contaminación, es decir que si se toma en cuenta un precio de energía de US$ 31.5 MWh la generación hidráulica tiene un costo de contaminación 45 veces menos a la generación eléctrica con Gas Natural en ciclo combinado.

Cuadro N° 1: Costo de Contaminación Hidráulica Vs. Gas Natural

Tecnología Daños ambientales

US$/MWH % Precio Prom

GN CC 9.13 29%

Hidráulica 0.203 1%

Diferencial 28% Fuente: Esan (2008), elaborado por Osinergmin.

La posibilidad del ingreso de centrales con otras fuentes renovables no convencionales para diversificar el probable riesgo hidrológico y gasífero al mercado, a pesar de los dispositivos legales en donde se establece que deben de tener una participación minima es poco probable debido a sus altos costos de inversión y bajo factor de planta lo que los hace aun no económicamente viables.

Cuadro N° 2: Costo por Tecnología de Generación

Tipo de energia Costos de Inversión US$/MW

Costos Total de operación

Mills/KWh

Factor de Planta %

Costo Medio Total de generación

Mills/KWh Fuente

No convencional

Geotérmica 1360000 4.5 90 19-30 CNE-Uchile Eólica 1012000 6.7 30-33 43-56 CNE-Uchile

Solar (PV) 4550000 7-20 7-15 240-300 US DOE Biomasa 1818000 3.6-4.7 80-85 67-75 US DOE

Hidráulica

Embalse 998000 0.7 70 18 CNE Pasada 1320000 0.7-3 52-75 17-33 CNE

Térmica

Gas (CCC) 629000 14.1 90 22.6 CNE Térmica Carbón 922000 16.5 75 32.3 CNE Térmica Diesel 424000 80.9 30 81 CNE

Fuente: Comisión Nacional de energía del Gobierno de Chile. Agosto 2005

3.2.6 Barreras para la inversión en generación y transmisión

Las crisis energéticas en el sector eléctrico y de gas, derivados por la falta de infraestructura, ha presionado a la rápida respuesta en gestión ambiental del sector.

Pero por otro lado, la gran diversidad y vastedad ecológica del país, la cada vez mayor importancia que la comunidad internacional toma en los aspectos ambientales, incluyendo las entidades financieras y sobre todo las poblaciones en las zonas de explotación de recursos, obliga al Estado ejercer una estricta, eficiente y a la vez promotora gestión ambiental en el proceso de aprobación de proyectos energéticos. Para aligerar los procesos administrativos y no se conviertan en barreras administrativas, una vía a considerar sería la tercerización de muchas etapas del proceso.

Sin embargo no hay que dejar de lado la visión de los promotores – desarrolladores de proyectos de generación eléctrica. Para ellos las autoridades tienen un enfoque erróneo, ya que quieren endurecer las condiciones para obtener una concesión por que piensan que los desarrolladores están especulando con ellas por la demora en la puesta en operación de los proyectos. Para estos promotores los temas regulatorios mal


21

enfocados, las tarifas bajas, los altos costos de implementación y la falta de información hidrológica son las verdaderas causas que hacen casi imposible a los desarrolladores conseguir un préstamo o financiamiento para la construcción de las centrales, que puede ir de la mano en algunos casos también con el tendido de nuevas líneas de transmisión.

Algunos ejemplos en el avance de puesta en marcha tanto en proyectos de generación como de transmisión.

Cuadro N° 3: Proyectos de Generación con Autorización (1)

Titular de la Autorización Central Tipo UbicaciónPotencia Instalada

(MW)

Inversión Millones

US$

Fecha de Puesta en

Servicio (2)

1 AGRO INDUSTRIAS MAJA S.A.C. Roncador Hidroeléctrica Lima 3.8 2.5 2006.12.17 (3)2 ANDEAN POWER S.A. Carhuac Hidroeléctrica Lima 20 28.95 2011.07.31 3 COMPAÑÍA MINERA RAURA S.A. Raura II Hidroeléctrica Lima 12.15 18.94 2010.10.12 4 DUKE ENERGY EGENOR S San Diego Hidroeléctrica Ancash 3.24 2.93 2007.06.30

5 DUKE ENERGY EGENOR S. Las Flores Térmica (gas natural - ciclo

simple) Lima 183.6 110 2010.08.14

6 EDEGEL S.A.A. Santa Rosa IITérmica (gas natural - ciclo

simple) Lima 190 90 2010.11.05

7 ENERSUR S.A. Chilca 1 (3era Etapa)

Térmica (gas natural) Lima 193.5 82.25 2009.08.26

8 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE AREQUIPA S.A. Independencia Térmica (gas

natural) Ica 74.8 8.28 2009.06.03

9 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SUR S.A.

Independencia - EGESUR

Térmica (gas natural) Ica 25.6 13.45 2008.12.16 (4)

10 FENIX POWER PERÚ S.A. Chilca Térmica (gas natural - ciclo combinado)

Lima 596.7 647.41 2011.10.12

11 GENERACIÓN TAYMI S.R.L. Pátapo Hidroeléctrica Lambayeque 1.02 0.77 2006.09.30 (3)12 PLUSPETROL NORTE S.A. El Guayabal Térmica Loreto 30.26 18.9 2008.12.31 (5)

13 KALLPA GENERACIÓN S.A. Kallpa (2do. Grupo)

Térmica (gas natural) Lima 179.35 70 2009.08.27

14 KALLPA GENERACIÓN S.A. Kallpa (3er. Grupo)

Térmica (gas natural) Lima 192.44 100 2010.12.09

15 SIIF ANDINA S.A. Graton Hidroeléctrica Lima 5 4.72 2006.09.25 (3)

16 SDF ENERGÍA S.A.C. Oquendo Térmica (gas natural) Callao 64 29.23 2009.05.29

(1) Proyectos con autorización para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica, en etapa de ejecución de obras. (2) Según cronograma de ejecución de obras. (3) En trámite solicitud de prórroga de fecha ejecución de obras, en el Gobierno Regional correspondiente. (4) En trámite solicitud de prórroga de fecha ejecución de obras hasta el 16 de junio del 2009. (5) En trámite solicitud de modificación por disminución de potencia instalada. Fuente: Minem. Elaborado por Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE. RVPF/2009.01.14

Cuadro N° 4: Concesiones Definitivas de Generación de Proyectos de Centrales Hidroeléctricas (1)

Titular de la Autorización Central UbicaciónPotencia Instalada

(MW)

Inversión Millones US$ (2)

Fecha de Inicio de Obras (2)

Fecha de Puesta en

Servicio (2)

12.5 (1era Etapa)

2009.03.31 (1era Etapa)

1 CORPORACIÓN MINERA DEL PERÚ S.A. - CORMIPESA

Centauro I y III Ancash

12.5 (2da Etapa)

3 2002.09.01 2011.12.31 (2da Etapa)

2 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CHEVES S.A. Cheves Lima 158.6 160.44 2008.10.19 2011.12.19

(4)

3 COMPAÑÍA ELÉCTRICA EL PLATANAL S.A.

G1 El Platanal Lima 220 200 2006.09.01 2010.03.30


22

4 EMPRESA DE GENERACIÓN HUANZA S.A. - EMGHUANZA Huanza Lima 86 56.2 2007.11.13 2010.02.13

5 PERUANA DE ENERGÍA S.A.A. La Virgen Junín 64 54.89 2009.02.09 2011.06.096 ABR INGENIEROS S.A.C. Las Pizarras Cajamarca 18.8 21 2009.12.30 2011.11.307 HIDROELÉCTRICA MARAÑÓN S.R.L. Marañón Huánuco 96 78 2007.08.04 2011.01.04

8 CEMENTOS LIMA S.A. Morro de Arica Lima 50 128 2006.01.01 2008.12.31

9 HIDROCAÑETE S.A. Nuevo Imperial Lima 3.97 4.26 2008.12.26 2011.01.26

10 AGUAS Y ENERGÍA PERÚ S.A. Pías 1 La Libertad 11 13.38 2009.10.24 2012.02.24

11 SINDICATO ENERGÉTICO S.A. - SINERSAPoechos (II

Casa de Máquinas)

Piura 10 (5) 9 2007.06.02 2009.12.02

12 EMPRESA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA DEL CUZCO - EGECUZCO

Pucará Cuzco 130 (6) 136.4 2007.09.30 2010.11.30 (6)

13 QUITARACSA S.A. EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA Quitaracsa I Ancash 112 108.65 2008.04.01 2011.04.30

14 EMPRESA DE GENERACIÓN MACUSANI S.A. San Gabán I Puno 150 145.69 2009.07.01 2011.06.30

15 ELECTRICIDAD ANDINA S.A. Santa Rita Ancash 255 365.29 2008.04.01 2011.05.31 (7)

16 ELECTRICA YANAPAMPA S.A.C. Yanapampa Ancash 4.12 3.93 2009.06.16 2011.11.16(1) Proyectos con concesión definitiva para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica. (2) Información de acuerdo con el Contrato de Concesión. (3) Resolución Suprema de otorgamiento de concesión definitiva o su modificatoria; y fecha de publicación. (Esta columna fue eliminada por nosotros por no ser de tanta utilidad) (4) Con solicitud de modificación del contrato de concesión debido modificación de presupuesto, ampliación de área y prórroga de puesta en operación. (5) Posee una Casa de Máquinas que está operando con 15,4 MW, por ello, sólo se considera los 10 MW de potencia instalada que corresponden a la II Casa de Máquinas de la CH Poechos. (6) Con solicitud de modificación del contrato de concesión debido a prórroga de la fecha de inicio de obras y ampliación de la potencia instalada de 130,0 MW a 165,0 MW (7) Con solicitud de modificación del contrato de concesión debido a prórroga de puesta en operación. Fuente: Minem. Elaborado por Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE. RVPF/2009.01.13

Cuadro N° 5: Líneas de Transmisión en Construcción (1)

N° Línea de

Transmisión Titular de la Concesión Ubicación

Tensión (kV)

N° de Ternas

Longitud (Km.)

Inversión (millones

US$)

Fecha de Puesta en Servicio

(2)

1 SE Tierra Colorada - SE Andalucía ANDALUCITA S.A. Piura 22.9 1 14.31 0.52 2008.07.22

2 SE Ayaviri - SE Arasi ARASI S.A.C. Puno 33 1 57.77 0.38 2009.07.29

3 SE Chacas - SE Carhuaz

CORPORACIÓN ENERGÉTICA DEL PERÚ S.A.

Ancash 66 1 44 0.25 2010.04.15

4

CH El Platanal - SE Cañete CH El Platanal - SE Capillucas

COMPAÑÍA ELÉCTRICA EL PLATANAL S.A. - CELEPSA

Lima 220 22.9 1 45.08

14.30 7.03 2008.12.27

5 SE La Virgen - SE Caripa

PERUANA DE ENERGÍA S.A.A. Junín 138 1 62.57 5.8 2009.12.30

(1) Líneas de transmisión que poseen concesión definitiva para desarrollar actividades de transmisión de energía eléctrica. (2) Fecha de acuerdo con el Contrato de Concesión Fuente: Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE 2008.06.10


23

ESAN (2008) determina como riesgos asociados a la inversión en centrales de generación hidroeléctrica a los siguientes:

Riesgos asociados a la inversión:

a. Riesgos de demanda:

i. El comportamiento de la hidrología es importante no sólo en la decisión de la construcción de la central hidroeléctrica sino también en la decisión del tamaño de la misma.

ii. Volatilidad y formación de tarifas.

iii. Contratos de suscripción de abastecimiento de largo plazo que calce con el financiamiento del proyecto.

b. Riesgos pre-constructivos:

i. Incremento indebido de costos como consecuencia de exigencias municipales no amparadas por el marco legal.

ii. Incertidumbre que genera la Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental (LSNEIA), con respecto a la evaluación de impacto ambiental del proyecto que es realizada por autoridades que no cuentan con el expertise requerido.

iii. Obtención de Licencia de Agua, pues genera retrasos para el inicio de la ejecución del proyecto.

iv. Las normas que garantizan el adecuado uso de los recursos naturales y la protección de zonas de características especiales impiden o dificultan la construcción de reservorios de agua que permitan a las centrales hidroeléctricas regular embalses y tener mayor disponibilidad de agua en los períodos en que la producción e inyección de energía en el SEIN es más rentable.

c. Riesgos constructivos:

i. Riesgo Geológico. El incremento imprevisto de los costos de inversión a consecuencia del mal diseño de la planta, represamiento, la derivación y el túnel.

ii. Riesgos Legales y Regulatorios:

1. Promoción de Gas Natural. Promoción a Térmicas de Ciclo Combinado.

2. Intensidad de la inversión estatal en el sector.

3. La variación del marco legal puede traer como consecuencia la modificación de las reglas y estándares establecidos en el momento de celebración del contrato.

4. Régimen muy flexible para las concesiones otorgadas. Captura de concesiones para fines especulativos.

5. Pago por la Garantía de Red Principal de manera fija sumada al Peaje de Conexión al Sistema Principal de Conexión.

Tomar en cuenta también la percepción que se tiene fuera, la Unidad de Inteligencia Económica del The Economist, mide el riesgo en la rentabilidad de la inversión en el sector. 0= ausencia de riesgo, 100= muy alto riesgo. Se puede observar que las inversiones en energía en nuestro país esta expuesto dos veces más a riesgo que en el caso de Chile.

Gráfico N° 15: Riesgo en el Sector Energía 2008

Fuente: Unidad de Inteligencia Económica del The Economist


24

Así han identificado temas pendientes para la atracción de inversiones en Electricidad, como son:

Gráfico N° 16: Índice de riesgo en el sector eléctrico en el 2008

Fuente: Unidad de Inteligencia Económica del The Economist

4 Suficiencia y Eficiencia

En este capítulo se describen las principales tendencia a nivel mundial y local respecto suficiencia y eficiencia en el suministro de energía eléctrica.

4.1 La tendencia mundial

La capacidad instalada para los países de la OECD como un todo aumentó de 1.715 GW en 1990 a 2.400 GW en el 2004 (EIA 2007); lo que representa un incremento de aproximado de 49 GW anuales. En otros términos, la capacidad instalada creció a una tasa anual de 2,4%. Por su parte, el consumo de electricidad para el mismo período creció a una tasa anual de 2,3%.

Muchos de estos países concentraron su inversión en la instalación de centrales a gas natural, particularmente centrales a ciclo combinados. Efectivamente, entre 1990 y 2004 la capacidad de centrales a gas natural pasó de 76 GW en 1990 a 380 GW en el 2004 (ver Gráfico N° 17). Para el mismo periodo, la capacidad instalada en base a energía nuclear en la OECD aumentó a una tasa promedio anual de 1,2%, mientras que la capacidad hidráulica a 1% y a carbón a 0,8%.

En los últimos años se presentaron algunas condiciones que incidieron en la evolución de ciertas tecnologías. En el caso de las centrales a gas natural, la inversión se redujo como consecuencia de precios del gas natural más altos y más volátiles y, exceso de capacidad instalada a gas natural en algunos países.

La preocupación respecto a las emisiones de CO2 aceleraron la inversión en energía renovable y revivieron el interés en energía nuclear.

En muchos países, entre las energías renovables, las centrales eólicas son las que han tenido mayor crecimiento. La capacidad total de las centrales eólicas se triplico entre el 2000 y 2004, alcanzando los 43 GW en el 2004, lo que significa una tasa de crecimiento promedio anual de 23%, la mayor tasa entre todas las tecnologías de generación.

Esta alta tasa de crecimiento se explica por medidas implementadas por el gobierno en forma de incentivos a la producción, compras obligatorias financiadas por los consumidores a través de un cargo en las tarifas e incentivos tributarios.

Así, la evolución de la capacidad en los últimos 15 años llevó a un significativo cambio en la composición del parque generador de la OECD. La tendencia más notable es el incremento de la participación de la capacidad a gas natural y de energía renovable (principalmente centrales eólicas) y la correspondiente disminución en la participación de las otras tecnologías.


25

Gráfico N° 17: Cambios netos en la capacidad instalada en los países de la OECD.

Fuente: Tomado de IEA 2007.

4.1.1 Requerimientos de capacidad y margen de reserva.

Según el IEA (2007), en la mayoría de los países de la OECD se avecina un nuevo ciclo de inversiones en generación de energía eléctrica como consecuencia del crecimiento de la demanda y la necesidad de reemplazar centrales "viejas". En términos de inversión, para los países de la OECD se proyecta al 2030 un monto de inversión de US$ 2,3 trillones en la actividad de generación y de US$ 2,2 trillones para el resto de países.

La capacidad adicional requerida para los países de la OECD al 2015 asciende a 681 GW, de los cuales 68% está asociado al incremento de la demanda8 y el resto al reemplazo de centrales que deben ser retiradas por haber cumplido los años de vida útil.

Respecto a la capacidad adicional por incremento de la demanda (466 GW), el 47% de este total corresponde a EE UU, 41% a los países de la OECD de Europa y el 12% al resto de países de la OECD. Para el 2030, la capacidad total requerida asciende a 1.186 GW.

Del total de la capacidad adicional por reemplazo de centrales (215 GW), el 50% proviene de los países de la OECD de Europa, el 42% en EEUU y el 8% en el resto de países. Al 2030, se estima un total de 872 GW de capacidad asociada a reemplazo de centrales. La capacidad asociada al retiro de centrales no es menor y representa el 9% de la capacidad instalada al 20049.

El margen de reserva es una medida aproximada de que tan adecuado es el nivel de la capacidad instalada para abastecer los requerimientos de la demanda en todo momento. Según el EIA, varios países de la OECD gozan de un holgado margen de reserva, mientras que en otros países disminuyeron este margen y están ahora en niveles que podría crear riesgo para la seguridad del suministro en el sistema a corto plazo.

Entre 1991 y el 2004, el margen de reserva los países de Europa pertenecientes a la OECD, que tienen sistemas principalmente térmicos, se ubicó entre 44% y 52%. Sin embargo, existe discusión respecto a cuál es el nivel adecuado de margen de reserva que garantice el suministro.

Históricamente se consideraban márgenes de reserva entre 20 - 30% como adecuados. Cramton and Stoft (2006), calcularon que los niveles tradicionales de los márgenes de reserva en EEUU corresponde a valores que exceden las preferencias de los consumidores. En otras palabras, estos niveles de reserva están forzando a los consumidores a comprar algo que ellos no desean.

Así, la reducción en los márgenes de reserva en mercados liberalizados puede ser atribuido al hecho de que la oferta está mejor alineada con el nivel de seguridad que desean y están dispuestos a pagar los consumidores.

Un reciente estudio para el Reino Unido encontró que entre 5 - 10% de margen de reserva es adecuado para mantener la seguridad en el sistema eléctrico de UK. El criterio de seguridad aplicado al mercado eléctrico de Australia en el 2004 fue un margen de reserva de 5% sobre la demanda máxima.

Pero hay que entender también, que los márgenes de reserva de generación de sistemas eléctricos interconectados de un país, depende del grado de madurez de su mercado. En un mercado desarrollado, las variaciones de demanda no son tan explosivas como la de un país en desarrollo, y por tanto está menos expuesto a variaciones súbitas por este concepto, también el tamaño relativo de un gran sistema

8 Si actualmente, las políticas de la OECD sobre eficiencia energética son implementadas satisfactoriamente, entonces la capacidad instalada proyectada sólo necesitaría un incremento de 15% para el año 2015. 9 Según la estadística de Platts, alrededor de 638 GW de capacidad instalada de carbón, gas y nuclear en la OECD tiene más de 30 años de edad.


26

interconectado requiere de una potencia de reserva relativa porcentualmente menor, pero de gran tamaño, y conformado por un gran número de unidades, lo que eleva la confiabilidad de pérdida de una de ellas.

4.2 Composición de la oferta del sector eléctrico del Perú

La inversión acumulada en la actividad de generación entre los años 1995 y 2008 ascendió a US$ 6803 millones de los cuales US$ 3906.5 millones corresponden a inversiones del sector privado, lo que representa el 57.4% del total.

Asociado a este incremento de la inversión en capacidad de generación se encuentra el aumento acumulado de la Potencia Efectiva del SEIN en más de 2378 MW para el mismo periodo. En otros términos, la potencia efectiva del SEIN creció a una tasa promedio anual de 5.3%, mientras que la máxima demanda lo hacia en 4,7%. Si analizamos los últimos 5 años observaremos que la potencia creció solo en 3,5%, mientras que la máxima demanda lo hizo en 7.9%.

En los últimos años se aprecian altas tasas de crecimiento de la economía, por ejemplo entre el 2004 y 2007 la tasa de crecimiento promedio anual fue de 8%. Se estima una tasa de crecimiento promedio para el 2008 de 9.5%.

Una característica del sistema eléctrico peruano es que es un sistema hidro - térmico. Actualmente, el 60% de la potencia efectiva instalada en el SEIN10 corresponde a centrales hidráulicas, de los cuales, 900 MW están asociados a centrales hidráulicas con regulación anual11.

Esta característica hace que el sistema este sujeto a la incertidumbre hidrológica, y por lo tanto, se requiera la instalación de centrales que permitan suplir los requerimientos de la demanda no cubiertos por las centrales hidráulicas ya sea por indisponibilidad de agua en el transcurso del año o, en el extremo, situaciones de años secos.

El margen de reserva, medido como el porcentaje de capacidad instalada adicional a la máxima demanda del sistema, es un primer indicador de la garantía de suministro. Luego de la reforma en 1993 y de un período de transición, el margen de reserva del SEIN mostró un incremento persistente alcanzando su máximo valor en el año 2001, para luego mostrar una continúa reducción estimándose en 20% para el año 2008 (ver Gráfico N° 18).

Gráfico N° 18: Evolución de la participación de la capacidad térmica y el margen de reserva del SEIN.

44%45%

50%

54.8%56.9%

51.8%

47.9%

39.8%

19.1%

36.5%34.1%

30.7%

20.0% 20.8%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

1,997 1,998 1,999 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008 2,009 2,010

CO GN DP MR

Proyección

Fuente: Minem

En términos de composición de la capacidad instalada, la participación de la potencia térmica en la oferta total pasó de 26% en 1993 a cerca de 50% en 1998, y luego disminuyó hasta el 45% en el 2007.

Como se ve reflejado en el Gráfico N° 19, la composición de la matriz energética peruana ha sufrido una leve recomposición en el último decenio. Esto se debe primordialmente al incremento en el uso del gas natural ya que en el 2008 representa un 27% de la composición de la oferta energética mientras que su contribución para el año 1998 era del orden de 6%. Recientes hechos alertan si se está pasando de un sistema eléctrico sujeto a la incertidumbre de indisponibilidad de agua a un escenario de riesgo de indisponibilidad de gas natural para la generación de energía eléctrica.

10 Al año 2007, la potencia efectiva instalada en el SEIN asciende a 5.152 MW. 11 Entre las centrales térmicas, el 68% es potencia efectiva de centrales gas natural, 26% de centrales que usan derivados de petróleo y 6% a carbón.


27

Gráfico N° 19: Evolución de la composición del parque generador.

60.8%54.1% 54.6% 54.6%

59.3% 59.6% 59.9% 60.6% 62.0% 58.4% 54.7% 54.9%51.1% 51.3%

0.0%6.4% 6.2% 5.8%

5.4% 5.4% 6.5%13.5%

15.7% 22.0% 27.0% 26.9% 32.0% 33.0%

39.2% 39.5% 39.2% 36.6%32.0% 31.8% 30.4%

22.7%19.2% 16.7% 15.6% 15.6% 14.4% 13.4%

0.0% 0.0% 0.0% 3.0% 3.2% 3.2% 3.2% 3.2% 3.1% 2.9% 2.7% 2.7% 2.5% 2.3%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1,997 1,998 1,999 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008 2,009 2,010

Hidro GN DP Carbón

Proyección

Fuente: Minem

En comparación con sistemas hidro - térmicos de países de la región12, se aprecia que el promedio de participación de la generación de energía de origen hídrico en los países de Chile, Brasil y Argentina es de 61%. Como se ve reflejado en el Gráfico N° 20, la composición de la matriz energética regional ha sufrido una leve restructuración en el último decenio. Cabe resaltar el incremento de la participación de la energía de origen térmico en el caso de Argentina lo cual se debe primordialmente al incremento en el uso del carbón ya que en el 2005 representaba un 27% de la composición de la oferta energética mientras que su contribución para el año 1995 era del orden de 0.88%.

Otra característica a resaltar es la tendencia decreciente de la participación de la fuente hidrológica a nivel regional especialmente hay que resaltar el caso brasileño en donde en una década su participación disminuye significativamente

Gráfico N° 20: Participación de la energía térmica en al matriz energética por país.

41.65%39.42%

43.35%

6.65%9.32%

15.38%

49.11%

55.56% 56.10% 56.37% 56.13%

27.88%

45.45%

41.61%

22.23%

43.21%

15.89%15.91%

47.13%

55.28%

52.07%

45.45%

39.38%40.11%40.40%40.67%38.00%

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

1995 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

SIC-Chile SIN-Brasil SIN-Argentina SEIN-Perú Fuente: Minem

En términos de niveles de los márgenes de reserva se aprecia que los márgenes de reserva del Perú están por debajo del promedio (35%) de estos países. Una interpretación es que existe mayor riesgo de no suministro en el Perú respecto a los otros países con sistemas hidro - térmicos.

12 Los datos recabados corresponden a sistemas eléctricos más importantes de los países de la región.


28

Gráfico N° 21: Margen de reserva por país

26.23%

59.96%

47.32%

43.30%40.82%

58.91%

69.41%

60.03%

53.22%

22.92%

50.15%

54.79%

34.07%36.55%

41.36%

38.18%

47.35%44.35%

36.52%

56.89%

51.83%

47.89%

39.77%

-5.00%

5.00%

15.00%

25.00%

35.00%

45.00%

55.00%

65.00%

75.00%

1995 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

SIC-Chile SIN-Brasil SIN-Argentina SEIN-Perú Fuente: Minem

4.3 Requerimientos de capacidad adicional en Transmisión

El sistema de transmisión comprende líneas de transmisión, sub estaciones y otros elementos auxiliares. Estos componentes están relacionados, así que problemas de capacidad en uno de ellos se traduce también en limitaciones de los otros.

Idealmente, la identificación de limitaciones de capacidad del sistema de transmisión implicaría proyectar los flujos de carga de todo el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). No está dentro de los alcances de este estudio realizar dicho análisis de flujo.

En este contexto y dado la información pública disponible, el objetivo principal de esta sección es identificar las restricciones de capacidad (existentes y probables en los próximos años) de las líneas de transmisión.

En cumplimiento de este objetivo se realizarán las siguientes etapas. En la primera se describe las instalaciones de transmisión existentes así como los nuevos proyectos de construcción de líneas de transmisión que están en ejecución. Como resultado se obtiene las instalaciones de transmisión que sirven de conexión para la transferencia de energía entre zonas geográficas.

En la segunda se identifica los problemas de congestión en las principales líneas de transmisión que sirven de conexión entre grandes áreas geográficas. Así también, se analiza la evolución de los flujos de carga, identificando las áreas que son importadoras o exportadoras netas.

Finalmente, en la tercera etapa se proyectan escenarios de crecimiento de demanda de energía eléctrica por zonas geográficas.

4.3.1 Descripción del sistema de transmisión existente

4.3.1.1 Longitud y nivel de tensión de las líneas de transmisión del SEIN

En el 2007, el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional tenía un total de 12,240 Km. de líneas de transmisión, de las cuales el 66.32% poseía una tensión de 220 Kv; y un 23.52% una tensión de 138 Kv. Las líneas de transmisión restantes, de 69, 66, 60, 50 y 33 Kv de tensión sólo representaron en conjunto el 19.25% del total de Km. de las líneas del SEIN.

La línea de transmisión de mayor longitud es la que conecta las barras de Socabaya (envío) y Cotaruse (recepción) con 314.2 Km.


29

Cuadro N° 6: Líneas de transmisión y tensión SEIN 2007

Nivel de Tensión de Líneas de Transmisión Empresa

220 Kv 138 Kv 69 Kv 66 Kv 60 Kv 50 Kv 33 Kv

Longitud Total por Empresa

(KM)

CAHUA 72.40 72.40

CONENHUA 148.02 148.02

CTA 97.81 97.81

EDEGEL 316.80 213.87 530.67

EEPSA 47.70 47.70

EGASA 17.70 31.27 48.97

EGEMSA 194.03 194.03

EGESUR 103.74 103.74

ELECTROANDES 182.73 101.72 428.28 712.73

ELECTROPERU 2.20 2.20

ELECTROSUR 34.50 44.69 79.19

ENERSUR 244.88 305.19 0.40 550.47

ENOSA 0.00 0.00

ETENORTE 83.00 100.37 183.37

ETESELVA 392.03 392.03

HIDRANDINA 151.72 72.66 224.38

ISA 263.63 130.50 394.13

MIN. STA. LUISA 1.51 1.51

REDESUR 427.76 427.76

REP 5,598.43 1,237.54 30.40 6,866.37

S.M. CERRO VERDE 29.10 29.10

SAN GABAN 325.07 325.07

SAN RAFAEL 92.00 92.00

SEAL 63.83 43.16 106.99

TRANSMANTARO 610.10 610.10

Longitud Total por Tensión (KM)

8,117.46 2,878.89 101.72 138.64 453.62 428.28 122.13 12,240.74

Fuente: Minem

4.3.1.2 Nivel de capacidad de las subestaciones del SEIN 2007

En lo que se refiere al nivel de capacidad de las subestaciones del SEIN en el 2007, tenemos que las subestaciones elevadoras, es decir, las que reciben el flujo de energía desde la central de generación, representaron el 29% del total de subestaciones transformadoras. Por su parte, las subestaciones reductoras, es decir, aquellas que traspasan la energía del sistema de transmisión al sistema de distribución, representaron el 71% del total de subestaciones transformadoras de 2 y 3 devanadores.


30

Cuadro N° 7: Subestaciones Transformadoras de 2 y 3 devanados SEIN 2007

EMPRESA Subestaciones

Reductoras Subestaciones

Elevadoras Total Subestaciones por empresa

ACEROS AREQUIPA 3 3

ACEROS SUR 1 1

ADINELSA 1 1

ANTAMINA 3 4 7

C. TRANSMANTARO 2 2

CACHIMAYO YURA 2 2

CAHUA 5 5 10

CEMENTO ANDINO 2 2

CEMENTOS LIMA 4 4

CENTROMIN PERÚ 2 2

CM ATACOCHA 5 5

CM BUENAVENTURA 4 6 10

CM MILPO 1 1

CNP-ENERGIA 3 2 5

CONENHUA 3 1 4

DEPOLTI 3 3

DOE RUN PERU 9 9

EDE CAÑETE 1 1

EDEGEL 19 19

EDELNOR 57 1 58

EEPSA 7 1 8

EGASA 4 16 20

EGECEN SHA. 4 4

EGEMSA 3 13 16

EGENOR 8 11 19

EGESUR 3 6 9

ELECTRO CENTRO 9 9

ELECTRO NOR OESTE 11 3 14

ELECTRO NORTE 6 4 10

ELECTRO PUNO 3 3

ELECTRO SUR 10 2 12

ELECTRO SUR ESTE 6 6

ELECTRO SUR MEDIO 16 16

ELECTRO UCAYALI 2 2 4

ELECTROANDES 33 10 43

ELECTROPERU 10 3 13

ENERSUR 12 17 29

ETECEN 30 3 33

ETESELVA 1 1


31

EMPRESA Subestaciones

Reductoras Subestaciones

Elevadoras Total Subestaciones por empresa

ETESUR (REP) 11 2 13

ETEVENSA 3 3

GEA 3 3

HIDRANDINA 30 1 31

ISA PERU 2 1 3

LUZ DEL SUR 52 52

MEM 5 1 6

MINERA BROCAL 2 2

MINERA CORONA 2 2

MINSUR 2 2

NN 5 1 6

REDESUR 2 2

RELAPASA 2 2

SAN GABAN 4 12 16

SEAL 12 4 16

SHOUGESA 1 1

SINERSA 2 1 3

SOUTHERN PERU 2 2

TERMOSELVA 2 2

TEXTIL PIURA 1 1

VOLCAN 2 2

YAULIYACU 2 2

TOTAL 418 172 590

Fuente: Minem

4.3.1.3 Diagramas del Sistema Eléctrico Nacional:

En los siguientes diagramas se identifican las principales áreas geográficas y sus correspondientes líneas de transmisión que sirve de conexión para la transferencia de energía entre estas zonas geográficas.

El primer diagrama muestra el esquema del sistema simplificado del flujo de redes de transmisión hasta el año 2007, el cual se elaboró en base a la publicación “Flujo mensual de energía” del COES del mes de diciembre de 2007.

En dicho diagrama se observa que existen cinco grandes zonas de transferencia de energía, pero con características particulares en dicha transferencia13 debido a la topología del sistema de transmisión y localización de las fuentes de generación de energía eléctrica. Estas zonas son: Zona Norte, Zona Centro, Lima, Zona Sur Este y Zona Sur Oeste.

En dicho diagrama se observa que existen cinco grandes zonas de transferencia de energía. Así, la zona de Lima tiene intercambios con más de un área geográfica. Específicamente compra y vende energía de las zonas del norte, centro y sur oeste. Por su parte, las zonas del norte, centro y sur oeste solo compran y venden energía a la zona de Lima, sin existir la posibilidad física de vender a otras áreas. Finalmente, la zona sur este tiene un intercambio más local. Los intercambios de energía se dan exclusivamente con el área sur oeste.

No obstante está mayor conexión de la zona de lima, el nivel de su oferta y demanda de energía eléctrica existente hace que la garantía de suministro vía transferencias entre zonas dependa de la

13 Considerando los flujos preponderantes en el sistema de transmisión.


32

capacidad de las líneas de interconexión. En particular de las líneas Oroya-Pachachaca y Campo Armiño y Socabaya.

En el caso de la zona del norte y sur (sur este y oeste), las restricciones de capacidad de transmisión para la garantía de suministro dependerá de la evolución de la oferta de generación de energía. La zona del centro tiene capacidad de auto producción sin depender de las restricciones de capacidad del sistema de transmisión.

El segundo diagrama incluye los proyectos que se desarrollaran en los próximos 10 años, por lo cual presenta el escenario que tendrá el sistema eléctrico interconectado nacional. Este diagrama incluye los proyectos de transmisión considerados en el Plan Referencial de Electricidad publicado por el Ministerio de Energía y Minas y los proyectos considerados en el plan de obras del 2008 publicado por el Organismo Regulador de la Inversión en Energía y Minería en una resolución de tarifas en barra.

Esta visión plantea como objetivo de planificación hacia el largo plazo del SEIN, el lograr un sistema de transmisión troncal con capacidad de intercambio suficiente y confiable entre todas las zonas del SEIN de manera uniforme.

Se esperaría reforzamientos y mejoras en las Líneas de Norte a Lima y de Lima a Sur. Estos vendrían dados por las líneas Zorritos – Chiclayo Oeste y Chimbote – Paramonga nueva, en el norte y Campo Armiño – Montalvo en el Sur.

Asimismo se esperaría la interconexión de un sistema asilado Bellavista – Tocache, interconectando a San Martín al SEIN. Como en el caso del diagrama previo, se detallan las capacidades de las líneas de transmisión y las barras que comprenden.

Al igual que el diagrama al 2007, en este diagrama la zona de Lima tiene intercambios con varias áreas geográficas, pues compra y vende energía de las zonas del norte, centro y sur oeste. Por su parte, la zona del norte, sólo compra y vende energía a la zona de Lima, sin existir la posibilidad física de vender a otras áreas. Por su parte la zona centro se interconecta con Lima y además con un sistema aislado de la zona nor-oriental del país gracias al proyecto Tocache - Bellavista de 138 kV. Asimismo, la zona sur oeste tiene un intercambio más local, con la zona sur este. Finalmente, la zona sur este tiene un intercambio más local. Los intercambios de energía se dan exclusivamente con el área sur oeste.

La zona de Lima mantiene la mayor interconexión, por ello su nivel de oferta y demanda de energía eléctrica aún haría que la garantía de suministro vía transferencias entre zonas dependa en alguna medida de la capacidad de las líneas de interconexión, en particular de la línea Oroya - Pachachaca. Sin embargo la línea Campo Armiño y Socabaya, sería reforzada por una nueva línea: Campo Armiño - Montalvo (600 MW).

En la zona del norte se realizarán nuevos reforzamiento con las líneas: Zorritos – Chiclayo Oeste y la línea Chimbote y Paramonga Nueva. Para la zona sur (sur este y oeste), se realizarán reforzamiento en la línea Mantaro – Socabaya y habrán otras líneas importantes como Machu Picchu – Cotaruse (220 kV) y Mantaro – Moquegua (220 kV). La zona del centro mantiene su capacidad de auto producción sin depender de las restricciones de capacidad del sistema de transmisión.


33

Cuadro N° 8: Diagrama de Flujo al 2007

D: Demanda

O: Oferta (Potencia efectiva) Norte: Amazonas, Ancash, Cajamarca, la Libertad, Lambayeque, Piura; San Martín y Tumbes. Centro: Ayacucho, Huancavelica, Huánuco, Ica, Junín, Pasco y Ucayali. Sur Oeste: Arequipa, Moquegua y Tacna. Sur Este: Apurimac, Cusco, Madre de Dios y Puno.

Cap: 203.04 MW

Centro Sur Este

Sur Oeste Norte Lima

D: 4, 275.40 MWh O: 843.49 MW

D: 3, 761.89 MWhO: 737.95 MW

D: 11, 951.04 MWhO: 1, 820.68 MW

D: 4, 866.39 MWhO: 1, 614.39 MW

D: 1, 051.60 MWhO: 215.22 MW

Chimbote

Montalvo

Campo Armiño

Oroya

Callalli

Cap: 193.86 MW

Cap: 197.84 MW

Cap: 123.96 MW

Cap: 423.06 MW

P. Nueva

Vizcarra Pachachaca

Santuario

Puno

Socabaya

Cap: 189.58 MW


34

Cuadro N° 9: Diagrama con plan referencial de electricidad 2006 – 2015*

* En el Plan Referencial de Electricidad publicado por el Minem contiene los proyectos publicado dentro del Plan de obras de la Resolución de Fijación de los precios en barra periodo Mayo 2008 – Abril 2009

- - Cap: 133 MVA

Tumbes Piura Lambayeque Cajamarca Amazonas La Libertad Ancash

Zorritos Chiclayo Oeste

Chimbote

Cap: 120 MVA

San Martín Aislado

TocacheBellavista

Norte Cap: 423.06 MW

Huánuco Pasco Junín Ucayali Ica Huancavelica Ayacucho

Madre de Dios Puno Cusco Apurimac

Arequipa Moquegua Tacna

Centro

Oroya

Vizcarra Pachachaca

P Nueva

Callalli

Santuario

Sur Oeste

Sur Este

Puno

Montalvo

Campo Armiño

Socabaya

Cap: 189.58 MW Cap: 197.84 MW

Cap: 123.96 MW Cap: 193.86 MW

Lima


35

4.3.2 Flujo de carga por grandes zonas geográficas

4.3.2.1 Evolución de capacidad de uso de las líneas de transmisión identificadas según flujo de cargas.

De Lima hacia la zona Sur Oeste del país: Líneas Campo Armiño – Socabaya, Sentido de flujo 1

Desde setiembre de 2001 hasta setiembre de 2006, los ratios de capacidad del flujo de energía mostraron un comportamiento relativamente estable. Los ratios de capacidad fluctuaron ligeramente alrededor del 60% en el caso del ratio de energía máxima entre energía nominal (que denominaremos ratio máximo de capacidad) y alrededor del 20% para el ratio de energía mínima entre la nominal (que llamaremos ratio mínimo de capacidad). Durante este periodo sólo se presentó un movimiento fuera de la tendencia cuando se dio una caída de ambos ratios entre setiembre de 2003 y setiembre de 2004.

Para el periodo de setiembre de 2006 a setiembre de 2008, ambos ratios presentaron una tendencia creciente. El ratio mínimo se acercó al 100% y el máximo tuvo un pico de 172% para agosto de 2007.

Gráfico N° 22: Ratios de Capacidad: Campo Armiño - Socabaya

0%

50%

100%

150%

200%

sep-

01en

e-02

may

-02

sep-

02en

e-03

may

-03

sep-

03en

e-04

may

-04

sep-

04en

e-05

may

-05

sep-

05en

e-06

may

-06

sep-

06en

e-07

may

-07

sep-

07en

e-08

may

-08

Pm/Pn Pmax/Pn

Fuente: COES

De la zona Sur Oeste del país hacia Lima: Líneas Socabaya - Campo Armiño, Sentido de flujo 2

El flujo de energía, presentó ratios de capacidad con tendencia decreciente durante los últimos dos años. Desde setiembre de 2001 a agosto de 2006, el ratio máximo y el mínimo fluctuaron alrededor del 60% y 20% respectivamente, sin embargo desde setiembre de 2006 ambos ratios mostraron niveles que llegan incluso a 0%.

Gráfico N° 23: Ratios de Capacidad: Socabaya – Campo Armiño

0%20%40%60%80%

100%120%

sep-01

ene-0

2

may-02

sep-02

ene-0

3

may-03

sep-03

ene-0

4

may-04

sep-04

ene-0

5

may-05

sep-05

ene-0

6

may-06

sep-06

ene-0

7

may-07

sep-07

ene-0

8

Pm/Pn Pmax/Pn

Fuente: COES

De la zona Centro del país hacia Lima: Líneas Vizcarra - Paramonga Nueva, Sentido de flujo 1

El flujo de energía registrado entre noviembre de 2002 y julio de 2008 de Lima al Centro del país, para el caso del flujo de la barra Vizcarra a la barra Paramonga Nueva, los ratios de capacidad tuvieron en promedio alredor de 30% en el caso del ratio mínimo de capacidad y alrededor del 70% para el ratio máximo de capacidad. Para el caso de máxima capacidad tuvo un pico de 119.72% en agosto del 2007, lo que significa que rebasaron el nivel de energía potencial. Por su parte la mínima


36

demanda obtuvo un pico de 57.51% para julio del mismo año. . Como muestra el gráfico, los puntos más altos de los ratios comenzaron darse a partir de octubre de 2005.

Gráfico N° 24. Ratios de Capacidad: Vizcarra - Paramonga Nueva

0.00%

20.00%

40.00%

60.00%

80.00%

100.00%

120.00%

140.00%

Nov-0

2

Mar-03

Jul-0

3

Nov-0

3

Mar-04

Jul-0

4

Nov-0

4

Mar-05

Jul-0

5

Nov-0

5

Mar-06

Jul-0

6

Nov-0

6

Mar-07

Jul-0

7

Nov-0

7

Mar-08

Jul-0

8

Pm/Pn Pmax/Pn

Fuente: COES

Pachachaca – Oroya, Sentido de flujo 1

El flujo de energía de la barra Pachachaca hacia la barra Oroya presentó una evolución de ratios de capacidad bastante estables y de ellos, solamente una vez se tuvo un porcentaje por encima del 100% cuando en mayo de 2003 el nivel de energía máximo superó al potencial.

Gráfico N° 25. Ratios de Capacidad: Pachachaca - Oroya

0%20%

40%60%80%

100%120%

oct-

01

feb-

02

jun-

02

oct-

02fe

b-03

jun-

03

oct-

03fe

b-04

jun-

04

oct-

04

feb-

05ju

n-05

oct-

05

feb-

06ju

n-06

oct-

06

feb-

07ju

n-07

oct-

07

feb-

08

jun-

08

Pm/Pn Pmax/Pn

Fuente: COES

De Lima hacia la zona Centro del país: Líneas Paramonga - Vizcarra, Sentido de flujo 2

El flujo de energía de Lima hacia el Centro del país, en el flujo que va desde la barra Paramonga hacia la barra Vizcarra no registró ratios máximos de capacidad mayores al 100% para el periodo analizado, sin embargo en los ratios de mínima demanda se registro un punto que supero el 100%. Los puntos más altos fueron de 82.76% y 101.8% para los ratios máximo y mínimo respectivamente.

Gráfico N° 26. Ratios de Capacidad: Paramonga Nueva - Vizcarra

0.00%

20.00%

40.00%

60.00%

80.00%

100.00%

120.00%

Nov-0

2

Mar-03

Jul-0

3

Nov-0

3

Mar-04

Jul-0

4

Nov-0

4

Mar-05

Jul-0

5

Nov-0

5

Mar-06

Jul-0

6

Nov-0

6

Mar-07

Jul-0

7

Nov-0

7

Mar-08

Jul-0

8

Pm/Pn Pmax/Pn

Fuente: COES


37

Oroya – Pachachaca, Sentido de flujo 2

Para el flujo de energía de la barra Oroya a la barra de Pachachaca, el gráfico de ratios de capacidad muestra que entre octubre de 2001 y junio de 2008, el nivel máximo o mínimo de energía nunca superó el nivel potencial. En él podremos ver que la tendencia de estos ratios ha sido a la baja durante el último par de años.

Gráfico N° 27. Ratios de Capacidad: Oroya - Pachachaca

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

oct-0

1feb

-02jun

-02oc

t-02feb

-03jun

-03oc

t-03feb

-04jun

-04oc

t-04feb

-05jun

-05oc

t-05feb

-06jun

-06oc

t-06feb

-07jun

-07oc

t-07feb

-08jun

-08

Pm/Pn Pmax/Pn Fuente: COES

De la zona Norte del país hacia Lima: Líneas Chimbote - Paramonga Nueva, Sentido de flujo 1

El flujo de energía de la zona Norte del país hacia Lima, en particular de la barra Chimbote a la barra Paramonga Nueva, ha presentado ratios de capacidad con una tendencia decreciente para el periodo que va desde octubre de 2001 a junio de 2008. Los ratios máximos de capacidad excedieron el 100% con frecuencia entre octubre de 2001 y octubre de 2005, sin embargo, desde febrero del 2006 esto no ha vuelto a suceder y, por el contrario, la tendencia de dicho ratio ha sido a la baja.

Gráfico N° 28. Ratios de Capacidad: Chimbote – Paramonga Nueva

0%20%40%60%80%

100%120%140%160%

oct-0

1

feb-

02

jun-

02

oct-0

2

feb-

03

jun-

03

oct-0

3

feb-

04

jun-

04

oct-0

4

feb-

05

jun-

05

oct-0

5

feb-

06

jun-

06

oct-0

6

feb-

07

jun-

07

oct-0

7

feb-

08

jun-

08

Pm/Pn Pmax/Pn

Fuente: COES

De Lima hacia la zona Norte del país: Líneas Paramonga Nueva – Chimbote, Sentido de flujo 2

El ratio máximo de capacidad del flujo de energía Lima al Norte del país, en particular de la barra Paramonga a la barra Chimbote, ha superado en numerosas ocasiones el nivel de 100% durante el periodo analizado. Su tendencia se encuentra por encima de 100%. Por otro lado, el ratio mínimo de capacidad, sólo ha sido igual a 80% en una ocasión.


38

Gráfico N° 29. Ratios de Capacidad: Paramonga Nueva - Chimbote

0%20%40%60%80%

100%120%140%160%180%200%

oct-0

1fe

b-02

jun-

02oc

t-02

feb-

03ju

n-03

oct-0

3fe

b-04

jun-

04oc

t-04

feb-

05ju

n-05

oct-0

5fe

b-06

jun-

06oc

t-06

feb-

07ju

n-07

oct-0

7fe

b-08

jun-

08

Pm/Pn Pmax/Pn

Fuente: COES

De la zona Sur Este hacia la zona Sur Oeste del país: Líneas Callalli – Santuario, Sentido de flujo 1

Para el flujo de energía de Sur Este a Sur Oeste del país, para el caso del flujo de la barra Callalli a la barra Santuario, sólo existe un caso registrado de un ratio que escapó de la tendencia y sobrepasó el 100%. Este ratio fue el de máxima capacidad y se dio en diciembre de 2007, alcanzando el 137.11%.

Gráfico N° 30. Ratios de Capacidad: Callalli - Santuario

0%20%40%60%80%

100%120%140%160%

oct-0

1fe

b-02

jun-

02oc

t-02

feb-

03ju

n-03

oct-0

3fe

b-04

jun-

04oc

t-04

feb-

05ju

n-05

oct-0

5fe

b-06

jun-

06oc

t-06

feb-

07ju

n-07

oct-0

7fe

b-08

jun-

08

Pm/Pn Pmax/Pn

Fuente: COES

Puno – Montalvo, Sentido de flujo 1

Para el caso de la barra Puno a la barra Montalvo, los ratios de capacidad del flujo de energía podrían haber presentado los niveles de varianza más bajos de no ser por el pico de octubre de 2007, en el que ambas tasas subieron en forma precipitada y donde la máxima sobrepasó el 100%.

Gráfico N° 31. Ratios de Capacidad: Puno - Montalvo

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

oct-0

1feb

-02jun

-02oc

t-02feb

-03jun

-03oc

t-03feb

-04jun

-04oc

t-04feb

-05jun

-05oc

t-05feb

-06jun

-06oc

t-06feb

-07jun

-07oc

t-07feb

-08jun

-08

Pm/Pn Pmax/Pn

Fuente: COES


39

De la zona Sur Oeste hacia la zona Sur Este del país: Líneas Santuario – Callalli, Sentido de flujo 2

Para el flujo de energía del Sur Oeste al Sur Este del país, para el caso del flujo de la barra de Santuario a la barra de Callalli, durante octubre de 2001 y junio de 2008, solamente un par de veces se presentaron picos alejados del nivel de ratios promedio. Estos se dieron en agosto-setiembre de 2004 y en diciembre de 2007, siendo este último el único mes en donde se superó el nivel de 100%.

Gráfico N° 32. Ratios de Capacidad: Santuario - Callalli

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

oct-0

1fe

b-02

jun-

02oc

t-02

feb-

03ju

n-03

oct-0

3fe

b-04

jun-

04oc

t-04

feb-

05ju

n-05

oct-0

5fe

b-06

jun-

06oc

t-06

feb-

07ju

n-07

oct-0

7fe

b-08

jun-

08

Pm/Pn Pmax/Pn Fuente: COES

Montalvo – Puno, Sentido de flujo 2

Por su parte, el flujo de energía de la barra Montalvo a la barra Puno presentó siempre ratios de capacidad máximo y mínimo por debajo del 35%.

Gráfico N° 33. Ratios de Capacidad: Montalvo - Puno

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

oct-0

1feb

-02jun

-02oc

t-02feb

-03jun

-03oc

t-03feb

-04jun

-04oc

t-04feb

-05jun

-05oc

t-05feb

-06jun

-06oc

t-06feb

-07jun

-07oc

t-07feb

-08

Pm/Pn Pmax/Pn

Fuente: COES

De acuerdo al análisis presentado anteriormente, se ha podido observar que los flujos de las líneas que presentan una tendencia a la alza en cuanto a los ratios de máxima capacidad han sido de Lima hacia el Sur Oeste, específicamente de la línea Campo Armiño hacia Socabaya, donde el ratio máximo de capacidad empezó a superar el 100% a partir de enero de 2007. El pico que obtuvo la línea fue de 172% a agosto de 2007, y en diciembre del 2008 llego a 123.10%.

El sentido de flujo 1, de la zona Centro hacia Lima, específicamente de la línea Vizcarra hacia Paramonga Nueva ha ido en incremento desde julio de 2007, alcanzando un pico de 119.72% en agosto del 2007, aunque en diciembre de 2008 el COES registra 79.5%.

Finalmente, desde Lima hacia la zona norte del país, específicamente desde la barra Paramonga Nueva hacia la barra Chimbote se ha observado una tendencia sostenida desde febrero del 2002, alcanzando un pico de 174.43% en abril de 2004, en diciembre de 2008 fue de 40.22%

Estas tres líneas han presentado tendencias alcistas en los últimos años, lo que indica una saturación de las líneas que requerirían un reforzamiento y ampliación de dichas líneas para poder soportar futuros flujos de energía y evitar problemas de congestión.


40

4.3.2.2 Probabilidad de exceso de uso de capacidad de las líneas de transmisión

Tras haber analizado las tasas de capacidad de transporte de cargas de energía de una barra a otra, se ha evidenciado que en algunas ocasiones el nivel de energía máximo alcanzado superó al nivel de energía potencial, mientras que el nivel de energía mínimo nunca lo pudo hacer. Ambos hechos permitirán conocer si es probable o no que el evento aleatorio (nivel de energía registrado) supere el nivel de energía potencial para un determinado traspaso de energía.

Lo primero, será asumir que la distribución del nivel de energía alcanzado al transportar las cargas de una barra a otra, es uniforme. Después, se asumirá que el valor máximo y mínimo de energía que se alcanzó, constituyen el intervalo en el cual existe dicha distribución. De este modo, la probabilidad de que el nivel de energía alcance determinado valor, dependerá de la distancia entre los puntos máximo y mínimo.

A partir de estos supuestos se pueden plantear tres escenarios posibles para el nivel de energía en relación a si llega o no a rebasar el nivel de capacidad.

El primer escenario es aquel en donde la tasa mínima y máxima de capacidad, se encuentran ambas por debajo de 100%. En este caso la probabilidad de que el nivel de energía supere el nivel potencial es de 0%. Este es el caso de la mayoría de traspasos de cargas de energía entre barras, vale decir: de Socabaya a Campo Armiño, de Paramonga Nueva a Vizcarra, de Vizcarra a Paramonga Nueva, de Callalli a Santuario, de Santuario a Callalli, de Pachachaca a Oroya, de Oroya a Pachachaca, de Puno a Montalvo y de Montalvo a Puno.

El segundo escenario es aquel donde la tasa máxima de capacidad superó el 100% pero no así la tasa mínima. En este caso la probabilidad de que el nivel de energía supere el nivel potencial, es decir la capacidad, está representado por el área azul. Para el transporte de cargas de energía de Lima a la zona Sur Oeste del país, en el traspaso identificado por el COES como de Campo Armiño hacia Socabaya, este fenómeno se dio en catorce ocasiones con probabilidades que iban desde 10% hasta 82%. Vale mencionar que como no tenemos certeza de que la distribución del nivel de energía sea uniforme, las probabilidades o tamaño de las áreas azules no son tan importantes como sí lo es el número de veces que se dieron. Esto quiere decir que el escenario número dos fue más recurrente para el flujo de energía de Campo Armiño hacia Socabaya y que es de esperarse que se repita en el futuro. Lo mismo sucedió para los traspasos de la zona Norte del país hacia Lima, en el caso del traspaso de la barra de Chimbote a Paramonga Nueva, de Lima a la zona Norte (Paramonga Nueva a Chimbote), y de la zona Centro a Lima (Vizcarra a Paramonga Nueva).


41

Finalmente, en el tercer escenario, tanto la tasa mínima como la tasa máxima se ubican por encima de 100% y con ello la probabilidad de que el flujo de energía sea mayor a la energía potencial es 1. Este caso extremo no se ha dado en ninguno de los traspasos de carga eléctrica entre barras.

4.3.2.3 Flujo neto de energía por grandes zonas geográficas.

El objetivo de esta sección del estudio es identificar los problemas de congestión en las principales líneas de transmisión que sirven de conexión entre grandes áreas geográficas. Para ello, se debe analizar la evolución de los flujos de carga, identificando las áreas que son importadoras o exportadoras netas de energía.

Con información mensual de los flujos de líneas publicada en la Página Web del COES, se obtuvieron los flujos de envío y retiro de energía medido en MWh. para el periodo comprendido entre Octubre de 2001 a Julio de 2008, con los cuales se pudo elaborar nuevos cuadros que permitieron mostrar la evolución de las importaciones y exportaciones por zonas geográficas.

Las grandes zonas geográficas se han clasificado como: Norte, Centro y Sur. En cada una de estas zonas existe un determinado número de barras.

La zona norte está compuesta por la barra:

1. Chimbote 1

La zona centro está compuesta por las barras:

2. Campo Armiño

3. Pachachaca

4. Vizcarra

5. Paramonga Nueva

6. Oroya

La zona sur está compuesta por las barras:

7. Callalli

8. Puno

9. Socabaya

10. Santuario

11. Montalvo

Se agregaron los flujos de todas las barras por zonas y se pudo obtener la evolución de los flujos por grandes zonas geográficas.

La primera parte del análisis consiste en observar la evolución de la exportación de cada una de las zonas geográficas.


42

Gráfico N° 34. Exportación de Energía por Zonas Geográficas (Oct 01 – Jun 08)

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

Oct-01

Ene-02

Abr-02

Jul-0

2

Oct-02

Ene-03

Abr-03

Jul-0

3

Oct-03

Ene-04

Abr-04

Jul-0

4

Oct-04

Ene-05

Abr-05

Jul-0

5

Oct-05

Ene-06

Abr-06

Jul-0

6

Oct-06

Ene-07

Abr-07

Jul-0

7

Oct-07

Ene-08

Abr-08

Jul-0

8

MW

h

Sur Centro Norte Fuente: COES.

De acuerdo a la información publicada, la zona norte exporta toda la energía que se genera en su zona a través de la barra Chimbote 1 hacia la barra Paramonga Nueva que se encuentra en el Centro. La evolución del mismo ha ido en disminución más marcada desde mediados de 2004, pero es en julio de 2007 en que la exportación llega a ser nula por primera vez dentro del periodo analizado y desde allí también se observa que ese comportamiento tiende a mantenerse.

La zona geográfica centro exporta energía a la zona norte y a la zona sur, y además circula una proporción de la energía generada para suministrarla en su zona. Los valores de exportación obtenidos son calculados con la suma de la exportación hacia el norte más la exportación hacia el sur. La evolución del mismo ha ido en aumento desde principios del año 2006 y ha llegado a sobrepasar los 250,000 MWh de exportación de energía a fines de 2007.

La mayor proporción de la energía exportada por la zona centro va dirigida hacia la zona sur en el último año.

La zona centro exporta energía hacia la zona norte a través de la barra Paramonga Nueva hacia la barra Chimbote 1. Asimismo exporta hacia la zona sur a través de la barra Campo Armiño hacia la barra Socabaya.

Por último la zona geográfica sur produce energía que circula en la misma zona y sólo exporta energía a la zona Centro. La evolución del mismo también ha ido disminuyendo en los últimos meses, llegando a tomar valores nulos a partir de mayo del año 2007.

Gráfico N° 35. Exportación de Energía de la Zona Centro desagregado (Oct01 – Jul08)

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

Oct-01

Ene-02

Abr-02Ju

l-02

Oct-02

Ene-03

Abr-03Ju

l-03

Oct-03

Ene-04

Abr-04Ju

l-04

Oct-04

Ene-05

Abr-05Ju

l-05

Oct-05

Ene-06

Abr-06Ju

l-06

Oct-06

Ene-07

Abr-07Ju

l-07

Oct-07

Ene-08

Abr-08Ju

l-08

MW

h

Centro Centro a Sur Centro a Norte Fuente: COES.


43

La segunda parte consiste en observar la evolución de la importación de cada una de las zonas geográficas.

Gráfico N° 36. Importación de Energía por Zonas Geográficas (Oct 01 – Jul 08)

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

200,000

Oct-01

Ene-02

Abr-02Ju

l-02

Oct-02

Ene-03

Abr-03Ju

l-03

Oct-03

Ene-04

Abr-04Ju

l-04

Oct-04

Ene-05

Abr-05Ju

l-05

Oct-05

Ene-06

Abr-06Ju

l-06

Oct-06

Ene-07

Abr-07Ju

l-07

Oct-07

Ene-08

Abr-08Ju

l-08

MW

h


En concordancia con lo publicado por el COES, la zona sur es la que más importa respecto a las demás zonas. Esta zona importa energía únicamente de la zona centro a través de la barra Socabaya desde la Campo Armiño.

La zona geográfica centro importa energía de la zona norte y de la zona sur. Los valores de importación obtenidos son calculados con la suma de la importación desde el norte más la importación desde el sur. La evolución del mismo ha ido en disminución desde principios del año 2005 y ha llegado a ser nulo desde mediados de 2007.

La zona centro importa energía de la zona norte a través de la barra Paramonga Nueva desde la barra Chimbote 1. Asimismo importa energía de la zona sur a través de la barra Campo Armiño desde la barra Socabaya.

Por último la zona geográfica sur importa energía sólo de la zona Centro. La evolución del mismo ha ido en incremento en los últimos meses, llegando a tomar valores que sobrepasan los 140,000 MWh desde mediados del año 2007.

Por lo presentado anteriormente, se puede concluir que la zona que ha venido exportando más en los últimos años ha sido la zona centro, la cual empezó su crecimiento sostenido desde enero del 2006. Pero dentro de su misma zona, el flujo de la barra Vizcarra (Zona Norte) hacia la barra Paramonga Nueva (Lima) es elevado, ya que ha superado el 100% desde julio de 2007 con un pico de 119.72% en agosto del mismo año. Esto indica que se debe realizar un reforzamiento de las líneas entre estas barras.

Por su parte de acuerdo al periodo de análisis, la zona norte empezó siendo exportadora neta en octubre de 2001. Esta situación ha venido cambiando desde junio de 2002 y en el transcurso de los demás años hasta el 2008, donde ha sido bastante oscilante pero con tendencia a la baja, es decir cada vez realiza más importaciones que exportaciones de energía de otras zonas del país. Este análisis nos da cuenta de que la zona norte necesita generar mayor cantidad de energía y no depender de la zona centro del país. Las importaciones que realiza, principalmente irían desde la barra Paramonga Nueva hacia Nuevo Chimbote, pues de acuerdo al análisis de flujos es la que ha obtenido ratios máximos de capacidad que superan el 100%.

Asimismo, la zona sur del país ha sido desde el principio del periodo de análisis un importador neto (octubre de 2001). A pesar de haber obtenido flujos positivos (exportador neto) en algunos meses del periodo de análisis, esta zona sigue dependiendo de la energía producida en otras zonas del país, siendo el flujo desde la barra campo Armiño (Lima) hacia la barra Socabaya (Sur Oeste) el más elevado y que ha mantenido su ratio de máxima capacidad por encima del 100% desde enero de 2007 con su pico de 172% de agosto del mismo año.


44

Gráfico N° 37. Importación de Energía del Centro desagregado

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

Oct-01

Ene-02

Abr-02

Jul-0

2

Oct-02

Ene-03

Abr-03

Jul-0

3

Oct-03

Ene-04

Abr-04

Jul-0

4

Oct-04

Ene-05

Abr-05

Jul-0

5

Oct-05

Ene-06

Abr-06

Jul-0

6

Oct-06

Ene-07

Abr-07

Jul-0

7

Oct-07

Ene-08

Abr-08

Jul-0

8

MW

h

Centro Centro de Norte Centro de Sur Fuente: COES.

Por último, los valores de la exportación neta fueron obtenidos tomando aquellos flujos que fueron enviados a otra zona geográfica que no es la suya.

Gráfico N° 38. Exportación Neta por Zona Geográfica (Oct 01 – Jul 08)

-200,000

-150,000

-100,000

-50,000

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

Oct-01

Ene-02

Abr-02

Jul-0

2

Oct-02

Ene-03

Abr-03

Jul-0

3

Oct-03

Ene-04

Abr-04

Jul-0

4

Oct-04

Ene-05

Abr-05

Jul-0

5

Oct-05

Ene-06

Abr-06

Jul-0

6

Oct-06

Ene-07

Abr-07

Jul-0

7

Oct-07

Ene-08

Abr-08

Jul-0

8

MW

h



45

Gráfico N° 39. Flujo de Energía Total e Interno (Oct 01 – Jul 08)

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

Oct-01

Ene-02

Abr-02Ju

l-02

Oct-02

Ene-03

Abr-03Ju

l-03

Oct-03

Ene-04

Abr-04Ju

l-04

Oct-04

Ene-05

Abr-05Ju

l-05

Oct-05

Ene-06

Abr-06Ju

l-06

Oct-06

Ene-07

Abr-07Ju

l-07

Oct-07

Ene-08

Abr-08Ju

l-08

MW

h

Sur Centro Sur - Sur Centro - Centro

Fuente: COES.

4.3.3 Proyección de demanda e identificación de proyectos mineros por departamento.

4.3.3.1 Demanda vegetativa (por departamentos)

Naturaleza de las Variables

Para identificar las variables que caracterizan al consumo eléctrico departamental se emplean datos de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN, extraídos de los informes trimestrales de Información Comercial.

Se ha trabajado con series anuales cuyo rango va del 2002 al 2007 seleccionándose las siguientes variables:

• Venta de energía por departamento (en MWh) libre y regulado

• Número de clientes por departamento libre y regulado (en valores nominales)

Luego, con la finalidad de obtener una medida que caracterice al consumo per cápita departamental, más que construir una tasa a partir de la población total dado que no toda la población cuenta con fluido eléctrico, se emplea como determinante el número de clientes, de donde se desprende el ratio: Venta de Energía/Número de Clientes. Esta es una mejor proxy comparada con la usualmente empleada por el Minem, Venta de Energía/Población Total.

Adicionalmente se necesita contar con una variable que refleje el desempeño económico departamental, se opta entonces por el Valor Agregado Bruto departamental, que es una medida semejante al PBI sin contar los impuestos, con frecuencia de 2001 al 2007 en soles constantes de 1994, su fuente es el INEI.

Identificación del segmento de mercado relevante

Para el caso del Consumo Eléctrico Per Cápita es necesario determinar el segmento de mercado relevante: Se analiza la estructura porcentual por departamento entre el consumo Libre y Regulado.

• Si la Venta de Energía es porcentualmente mayor 51% en libre, entonces se opta por el consumo per cápita libre,

• Y de manera semejante si es regulado.

La selección varía según departamento.


46

Cuadro N° 10: Identificación del segmento de Mercado Relevante

Departamento 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Amazonas Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Ancash Libre Libre Libre Libre Libre Libre

Apurímac Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Arequipa Libre Libre Libre Libre Libre Libre

Ayacucho Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Cajamarca Libre Libre Libre Libre Libre Libre

Cusco Libre Libre Libre Libre Libre Libre

Huancavelica Libre Libre Libre Libre Libre Libre

Huánuco Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Ica Libre Libre Libre Libre Libre Libre

Junín Libre Libre Libre Libre Libre Libre

La Libertad Libre Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Lambayeque Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Lima Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Loreto Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Madre De Dios Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Moquegua Libre Libre Libre Libre Libre Libre

Pasco Libre Libre Libre Libre Libre Libre

Piura Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Puno Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

San Martín Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Tacna Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Tumbes Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Ucayali Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado

Fuente: Osinergmin. Elaboración propia.

Identificación de la variable económica relevante

Con respecto a la variable que captura la evolución económica departamental, el Valor Agregado Bruto, es necesario identificar la variable económica relevante por departamento. La selección varía si el consumo es regulado o libre:

• Si el consumo es libre entonces, se opta entre los VAB de Pesca, Minera y Manufactura, eligiéndose el de mayor significancia porcentual.

• Si el consumo es regulado entonces se elige la suma entre VAB de Comercio y VAB de Hoteles y Restaurantes.


47

Cuadro N° 11: Identificación de la Variable Económica Relevante

Departamento Consumo Per Cápita de Electricidad Valor Agregado Bruto

Amazonas Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Ancash Libre Minería

Apurímac Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Arequipa Libre Manufactura

Ayacucho Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Cajamarca Libre Minería

Cusco Libre Manufactura

Huancavelica Libre Minería

Huánuco Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Ica Libre Manufactura

Junín Libre Manufactura

La Libertad Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Lambayeque Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Lima Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Loreto Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Madre De Dios Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Moquegua Libre Manufactura

Pasco Libre Minería

Piura Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Puno Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

San Martín Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Tacna Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Tumbes Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Ucayali Regulado Comercio + Restaurantes y Hoteles

Fuente: Osinergmin. Elaboración propia.

Estimación Lineal y Resultados

Se estima la relación en Mínimos Cuadrados Ordinarios (MCO) identificando la pendiente y la constante por departamento.

Bajo los criterios de proximidad geográfica y producción se agrupa los 24 departamentos en 7 zonas, eligiendo un departamento líder por zona en base a la significancia porcentual del Valor Agregado Bruto, como parte de los cálculos necesarios para la proyección.

• Costa Norte: Tumbes, Piura, Lambayeque y La Libertad. Líder: La Libertad

• Costa Centro: Ancash, Lima e Ica. Líder: Lima

• Costa Sur: Arequipa, Moquegua y Tacna. Líder: Arequipa

• Sierra Norte: Cajamarca. Líder: Cajamarca

• Sierra Centro: Huánuco, Pasco, Junín y Huancavelica. Líder: Junín

• Sierra Sur: Ayacucho, Apurímac, Cuzco y Puno. Líder: Cuzco


48

• Selva: Amazonas, San Martín, Loreto, Ucayali y Madre de Dios. Líder: Loreto

• Con ello se logra realizar las proyecciones al 2018, apostando por una banda de fluctuación de los departamentos líderes, teniendo en cuenta tres escenarios, obteniendo finalmente como resultado las tasas de crecimiento de consumo por usuario por departamento.

4.3.3.2 Estimación de la demanda total por zonas geográficas considerando Proyectos mineros por departamento.

Considerando la información del Minem con respecto a la demanda de energía por nuevos proyectos mineros y recabando información por empresas se esperaría el siguiente crecimiento de demanda de electricidad de parte de nuevos proyectos mineros en la zona

Cuadro N° 12: Total de Energía de Proyectos Mineros por Departamento GWh

Ancash Apurímac Arequipa Cajamarca Cusco Junín Lima Moquegua Piura Tacna

2008 0 0 0 400 0 0 684 0 11 0 2009 0 0 0 400 0 0 1200 0 11 0 2010 0 0 0 838 0 0 1200 64 54 0 2011 0 340 833 371 819 1600 64 627 35 2012 210 0 340 832 371 732 1600 309 627 210 2013 210 1475 900 2832 371 732 1600 545 627 210 2014 210 1475 900 3732 932 732 1600 545 627 210 2015 210 1611 900 3732 1352 732 1600 545 627 210 2016 210 1611 983 3732 1352 732 1600 545 627 210 2017 210 1611 983 3732 1352 732 1600 1045 627 210 2018 210 1611 983 3732 1425 732 1600 1045 627 210

Fuente: Empresas. Elaboración: Propia.

Considerando esto y agregando el crecimiento de la demanda vegetativa, tendríamos la estimación de la demanda por zonas geográficas al 2018.

Gráfico N° 40. Demanda Proyectada Costa Norte MWh

Elaboración: Propia


49

Gráfico N° 41. Demanda Proyectada Costa Centro MWh


Gráfico N° 42. Demanda Proyectada Costa Sur MWh


Gráfico N° 43. Demanda Proyectada Sierra Norte MWh



50

Gráfico N° 44. Demanda Proyectada Sierra Centro MWh


Gráfico N° 45. Demanda Proyectada Sierra Sur MWh


Gráfico N° 46. Demanda Proyectada Selva MWh



51

4.3.4 Consideraciones Finales de Transmisión

Actualmente, la localización de la demanda y oferta de energía, así como la topología del sistema de transmisión permite identificar cinco grandes zonas de transferencias de energía. Estas zonas son: Zona Norte, Zona Centro, Lima, Zona Sur Este y Zona Sur Oeste.

Una de las características de estas transferencias es que debido a la topología de la red, no todas las zonas geográficas pueden realizar intercambio físico con cada una del resto de zonas. La zona de Lima tiene conexiones con todas las zonas, pero no es el caso de la zona norte, centro y sur que solo se conecta con una zona.

En efecto, la zona de Lima puede físicamente comprar y vender energía de las zonas del norte, centro y sur oeste. Por su parte, las zonas del norte, centro y sur oeste solo transfieren energía a la zona de Lima, sin existir la posibilidad física de vender a otras áreas. Finalmente, la zona sur este tiene un intercambio más local. Los intercambios de energía se dan exclusivamente con el área sur oeste.

Una segunda característica es que debido al balance de oferta y demanda, cada una de las zonas requiere realizar transacciones comerciales con otras para garantizar el suministro de energía. La excepción es la zona del centro que tiene capacidad de auto producción14 (1 614 MWh-año de oferta versus 4 866 MWh-año de demanda).

En el caso de Lima, el nivel de su oferta y demanda (1 820 MW de oferta versus 11 951 GWh de demanda) y, la evolución de las exportaciones e importaciones de energía eléctrica dan señales de que la garantía de suministro vía transferencias entre zonas dependa de la capacidad de las líneas de interconexión. En particular de las líneas Oroya-Pachachaca y Campo Armiño y Socabaya.

En el caso de la zona del norte y sur (sur este y oeste), las exportaciones en ambas zonas han venido creciendo sostenidamente. Ello hace que en tanto no se incremente la oferta en ambas zonas, la garantía de suministro va a depender crucialmente de la capacidad de transmisión.

Una tercera característica es que las necesidades de comercialización actualmente vienen teniendo problemas en algunas zonas geográficas.

En efecto, en el caso del abastecimiento del norte, la capacidad de uso de la línea en el sentido de Paramonga Nueva- Chimbote excede la capacidad nominal en algunas veces del año. Situación que se viene haciendo más recurrente. En el caso de abastecimiento de la zona sur, la capacidad de uso de la línea en el sentido de Campo armiño- Socabaya también excede la capacidad nominal.

Por su parte, el abastecimiento de la zona de Lima15 requiere el fortalecimiento del sistema de transmisión que permita aprovechar el exceso de oferta de la zona central. Actualmente no se aprecia usos de capacidad por encima de sus valores nominales y la tendencia actual es hacia un mayor uso del sistema de transmisión.

Considerando la expansión esperada del sistema de transmisión según el plan referencial de electricidad y el plan de obras, el futuro diagrama del sistema de transmisión permite identificar 6 grandes zonas de transferencias de energía. Estas zonas son: zona Norte (que comprende los departamentos de Tumbes, Piura, Lambayeque, Cajamarca, Amazonas, La Libertad y Ancash); la zona Centro (que comprende los departamentos de Huánuco, Pasco, Junín, Ucayali, Ica, Huancavelica y Ayacucho); la zona Sur Este (que comprende los departamentos de Madre de Dios, Puno, Cusco y Apurímac); la zona Sur Oeste (que comprende los departamentos de Arequipa, Moquegua y Tacna); la Zona Lima y la incorporación del sistema aislado que corresponde al departamento de San Martín.

Asociado con esta topología de red, las zonas Norte y Sur solo tienen una conexión para realizar transferencias de energía, mientras que las zonas Lima y Centro tiene conexiones con más de una zona.

De otro lado, el ejercicio de proyección de consumo por zonas geográficas16 se estima que las zonas de Pasco, Cajamarca y Junín son las que tendrán mayor dinamismo con 7.4%, 7.0% y 6.4% de tasas de crecimiento promedio anual (2008-2018) de consumo de energía eléctrica respectivamente, mientras que la zona de Tumbes es la de menor crecimiento (3.5%).

El dinamismo de la zona de mayor crecimiento se explica principalmente por las actividades mineras y manufactureras en la zona. En el caso de la zona de menor crecimiento, la explicación proviene del sector servicio básicamente, comercio, restaurantes y hoteles.

14 Si bien la zona centro puede autoabastecerse de energía, la interconexión con otras zonas genera eficiencias que se traduce en una reducción de precios como consecuencia de las sinergía entre zonas (ejemplo: complementariedad en la curva de carga, diversificación de oferta de energía, etc.) 15 En el caso del interior de comercialización en la zona del Sur y Norte requiere el fortalecimiento de sus sistema de transmisión 16 Se considera la suma de la demanda de energía de los departamentos que comprenden a cada zona geográfica.


52

Por lo tanto esta nueva topología del sistema de transmisión y crecimiento de la demanda, incidirán en una mayor necesidad de inversión en el sistema de transmisión que conecta la zona norte y sur con la zona centro, además de las inversiones para reforzar la capacidad de transmisión de la zona centro. Las necesidades de inversión netas dependerán de la evolución de la oferta de energía en cada zona identificada.

4.4 Potencialidad de Energías Renovables para generación eléctrica

4.4.1 Potencial Hidráulico

Exceptuando la hidráulica, en el Balance Nacional de Energía 2005 publicado por el Minem, las energías renovables no son consideradas como fuentes reales/potenciales de energía comercial. Dicho documento considera que entre las reservas probadas de energía, el 23.1 % corresponde a la hidroenergía, después del gas natural (45.1 %), y delante de los LGN-Líquidos de Gas Natural (14.2 %).

El Balance Nacional de Energía 2005 señala que las “reservas” de esta fuente energética renovable se miden considerando la energía media anual a producirse en un período de 50 años, tanto por las hidroeléctricas instaladas, en construcción y en proyecto.

Igualmente, aquel documento oficial define como reservas probadas hidroenergéticas, a la energía promedio producible en un año en las centrales hidráulicas operativas, en construcción, en proyecto, y las que tengan estudios de factibilidad y definitivos.

Empero, aquella proporción sobre reservas probadas parecería no corresponder a la magnitud del potencial hidroenergético peruano (58 GW) que le asigna aquel estudio emprendido en los primeros años de la década del 80’ por el MEM, Electroperú y la Misión Alemana de Cooperación Técnica. (Un documento posterior efectuado por CENERGÍA el año 2000 “Estudio Preliminar de Energías Renovables”, calculaba aquel potencial en 24 GW).

Lo hasta hoy utilizado en las diferentes centrales hidroeléctricas operativas, sólo corresponde a una pequeña fracción del mismo (4 á 8 %), consecuentemente, las posibilidades de explotación de este recurso son enormes, técnica y económicamente, particularmente en la hoya amazónica. Existen estudios preliminares de pre-factibilidad y factibilidad efectuados por Electroperú en fechas posteriores, tales como los proyectos Molloco, Quishuarani, Chaglla, Marañón, Olmos, etc.

Más recientemente, la 4ª Disposición Complementaria Final de la Ley Nº 28832, señala que el MEM dentro de su función promotora, deberá implementar la evaluación del potencial nacional de proyectos hidroeléctricos (además de aquellos de fuentes energéticas no convencionales), poniendo a disposición de los inversionistas una cartera de proyectos con perfiles desarrollados hasta el nivel de pre-factibilidad. El cumplimiento de esta norma, seguramente coadyuvará a concretizar el mejor aprovechamiento en generación eléctrica de nuestro enorme potencial hídrico.

4.4.2 Potencial Eólico

Este ha sido estimado en 6 GW17 por el Minem. Si bien las evaluaciones previas señalan altas posibilidades del mismo, lo cierto es que para pasar a la etapa de concretizar la inversión en infraestructura para generación eléctrica, deben realizarse previamente mediciones muy puntuales en áreas pre-establecidas, parte de las mismas corresponden a las concesiones temporales que vienen de otorgarse recientemente por 24 meses a lo largo de la franja costera del país.

En la mayoría de áreas del litoral costero donde se ha medido la velocidad del viento, este ha arrojado valores entre 6 y 8 metros por segundo, para una altura de 10 metros. Sin embargo, en las localidades piloto de Malabrigo y Marcona, aquellos valores fueron superiores a 8 m/seg., para una altura de 30 metros.

Debe agregarse que la franja costera además del recurso natural (viento), resulta muy favorable para la implementación de la infraestructura de generación eólica, pues cuenta con la mejor infraestructura vial y de transmisión eléctrica del país, lo que facilitará su fácil mantenimiento y explotación.

17 Exposición del Viceministerio de Energía en Mayo 2008 bajo el marco de la Reunión del Grupo de Trabajo en Energía del Foro ALCUE


53

4.4.3 Potencial Geotérmico

Ha sido estimado por el Minem en 3 GW, fundamentalmente localizado en la zona volcánica sur peruana (Arequipa, Moquegua y Tacna). Si bien está vigente la normativa del caso (Ley de Geotermia), poco o nada se ha avanzado en este rubro.

Para propiciar la futura inversión en este tipo de generación, sería sugerente que el Minem (cumpliendo la 4ª Disposición Complementaria Final de la Ley Nº 28832) encomiende al INGEMMET y al Instituto de Geofísica de la UNSA (Arequipa), a fin que estas entidades públicas sobre la base de los estudios preliminares efectuados a finales de los 80’ por CENERGÍA y la Cooperación Técnica Italiana, elaboren un actualizado análisis del real potencial geotérmico, focalizando principalmente el sur del país.

4.4.4 Potencial Solar

Desde enero del 2003 se cuenta con un importante documento encargado por el Minem al SENAMHI (“ATLAS DE ENERGÍA SOLAR EN EL PERÚ”), el mismo que podría servir de base para incentivar inversiones en pequeños proyectos de generación (para sistemas aislados) a través de la electricidad fotovoltaica.

En amplias zonas de la sierra sur, la energía solar alcanza niveles promedio de 6 Kwh./m2/día, valores que se sitúan entre las mayores radiaciones promedio a nivel planetario. En el caso de la selva, las radiaciones solares fluctúan entre 4.5 y 5 Kwh./m2/día.

4.4.5 Potencial de la Biomasa

Si bien el poder energético de los residuos agrícolas (caña de azúcar, arroz y algodón) y forestales podría ser equivalente o superior a aquel de los derivados del petróleo utilizados en las termoeléctricas (diesel y petróleo residual), es cierto también que no se cuenta con un inventario preciso de las fuentes de biomasa disponibles, lo que en la práctica limitaría por el momento una utilización sostenida en generación eléctrica.

A lo anterior debe añadirse que, hoy las inversiones agrícola-energéticas fundamentalmente vienen direccionándose hacia los biocombustibles con miras a la obligada mezcla a partir del 2010, en los derivados del petróleo para uso automotriz.

Para sistemas aislados en pequeñas poblaciones rurales, la biomasa es una interesante alternativa para la generación eléctrica.

4.4.6 Potenciales sustitutos de la capacidad de Generación

4.4.6.1 Cogeneración Industrial

Importante alternativa energética que permitiría incrementar la actual capacidad de generación en algunas empresas industriales a través del uso productivo del calor residual derivado de la generación termoeléctrica de sus turbinas a vapor, haciendo así posible la máxima optimización del combustible utilizado (gas natural en este caso), reduciendo costos y aumentando la competitividad de aquéllas, pues se autoabastecerían, además de vender electricidad como un subproducto de la empresa. Constituiría en el mediano y largo plazo una alternativa a tomar en consideración para descongestionar gradualmente el SEIN, lo que ayudaría a consolidar el uso racional y eficiente de los recursos energéticos y el cuidado del medio ambiente (reducción de gases de efecto invernadero), a lo que se añadiría la disminución de pérdidas en las redes de transmisión y distribución.

Asimismo, aumentaría la oferta eléctrica a un menor costo para los usuarios industriales, proporcionando energía distribuida en el mismo centro de consumo, reduciendo así la transmisión eléctrica. Proyectos de esta naturaleza podrían asimismo beneficiarse de un co-financiamiento a través de los Bonos de Carbono, consecuencia de la reducción de emisiones a la atmósfera.

Un reciente proyecto de cogeneración/generación de una empresa industrial de fibras sintéticas propone instalar una capacidad total de 60 MW (alrededor del 1.4 % de la demanda nacional), de los cuales, 31 MW sólo en cogeneración. La inversión sería de $ 36 millones. Se estima que este proyecto implicaría menores emisiones del orden de un millón de toneladas equivalentes de CO2 en 10 años.

Proyectos mayores, menores o similares al anterior podrían bien desarrollarse en varias otras empresas industriales, particularmente con una normativa que de alguna manera hoy favorece a estas


54

modalidades de generación eléctrica : El D.S. N° 064-2005-EM (Reglamento de Cogeneración), la Ley 29179, el D.U. N° 046-2007 y el D.L. N° 1002, recientemente emitido. Por ello, se sugiere no sólo desarrollar la máxima difusión de estos dispositivos entre los industriales, sino asegurarles que las actuales restricciones de suministro gasífero (transporte y distribución) son temporales, y que el sector seguirá de cerca los cumplimientos contractuales de suministro (esto último derivado de la desconfianza suscitada entre los industriales por la actitud de la concesionaria de la distribución del gas natural frente a una demanda de presión del fluido para interconectarse a la red). Acotar a ello un factor decisivo : el atractivo precio del gas natural contemplado en el art. 6° del Reglamento aprobado por D.S. N° 064-064-2005 : mientras que como industrial lo recibe a alrededor de US$ 3.00 x MMBTU, en tanto que como cogenerador lo recibiría a US$ 2.44 x MMBTU, es decir, 18.7 % más barato.

La cogeneración no se limita al rubro industrial, sino que se hace también extensiva a la generación termoeléctrica convencional a base de gas natural a través de las turbinas de ciclo combinado (CC), que como sabemos, a excepción de la C.T. Ventanilla, todas las otras centrales sólo son a ciclo simple o abierto (CS), lo que implica una menor optimización de aquel recurso natural. En efecto, como se conoce, la máxima eficiencia de una turbina a ciclo simple es de 36 % en promedio, en tanto que una turbina a ciclo combinado es de 54 %, es decir, se obtendría una cogeneración pura de 85 %. Lo señalado al respecto por el reciente D.L. N° 1041 facilitará que el ciclo combinado se haga extensivo a todas las termoeléctricas instaladas y por instalarse. La probable revisión de las actuales tarifas de gas natural, podrían coadyuvar a este propósito.

4.4.6.2 Generación distribuida

Es otra potencial alternativa de generación que podría coadyuvar en pequeña o mediana escala al mercado eléctrico peruano. Se trata del uso de tecnologías de generación energética ubicadas generalmente más cerca de los centros de consumo que una central convencional conectada con el sistema de distribución. Aquellas tecnologías incluyen: turbinas generadoras de combustión interna, turbinas eólicas, paneles solares, motores y generadores de explosión, y celdas de combustibles.

La generación distribuida puede ser aplicada cuando el costo de falla de un consumidor es superior al costo de generación convencional, o como una respuesta a la escasez de generación de energía (caso actual). Permite evitar el costo de pérdidas de energía por la cercanía entre los puntos de generación con los de consumo.

La generación distribuida es recomendada para países como el Perú, en que los márgenes de reserva van disminuyendo preocupantemente, o donde las restricciones de saturación de las líneas de transmisión y distribución estén limitando los flujos de potencia.

En el Perú existe gran potencial para desarrollar la generación distribuida utilizando energías renovables (eólica y solar). En cuanto a la eólica, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) estima un potencial de 6,000 MW a lo largo de la faja costera. A este propósito, el Minem ha anunciado haberse otorgado 37 concesiones temporales (por 24 meses), con un potencial conjunto de 5,525 MW (señalan que 7 proyectos ya cuentan con evaluaciones de fuerza y sostenimiento de vientos). Los valores de viento hasta hoy registrados han arrojado velocidades entre 6 y 8 metros x segundo, para una altura de 10 metros. Empero, en las localidades de Malabrigo (La Libertad) y Marcona (Ica), aquellos valores superaron los 8 metros x segundo, para una altura de 30 metros.

Queda como una incógnita a tener en cuenta: el enorme potencial de generación que puedan representar los vientos en el zócalo continental, cuyos referentes podrían ser los parques eólicos en el Mar del Norte (Holanda) o en la Península Ibérica (España).

Para consolidar la información técnica, el Minem ha anunciado que en los próximos tres meses estará disponible el MAPA EÓLICO DEL PERÚ, herramienta que a no dudarlo será fundamental para materializar inversiones en este tipo de generación distribuida.

Respecto al desarrollo de la energía solar como generación distribuida, el país cuenta desde el año 2003 con un ATLAS DE ENERGÍA SOLAR elaborado por el SENAMHI; es así que puede apreciarse que en amplias zonas de la sierra la energía solar alcanza niveles de 6 Kwh./m2/día, valores que se sitúan entre las mayores radiaciones promedio a nivel del planeta. En la selva aquellos valores fluctúan entre 4.5 y 5 Kwh./m2/día.

Si a lo anterior agregamos la reciente dación del Decreto Legislativo No. 1002, herramienta promotora de la inversión en energías renovables, concluiremos que existe el marco propicio para el desarrollo de la generación distribuida sobre la base de las energías eólica y solar.


55

5 Marco de Referencia para supuestos del Estudio

5.1 Tendencias Económicas mundiales y locales

Gráfico N° 47: Evolución de los Bric’s

Francia Reino Unido Japón USA

Alemania

Canada Italia Francia Alemania Japón

IndiaReino Unido

Canada Italia Francia Alemania

BrazilReino Unido

Canada Italia Francia Alemania

RussiaReino Unido

G7BRICs

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045

China

Fuente: Goldman Sachs. How Solid are the BRICs. 2007

La atracción a la inversión privada en América Latina por país, según el IPIAI, se presenta de la siguiente manera:

Gráfico N° 48: Atracción de Inversión en Infraestructura Privada en América Latina

Las tendencias actuales indican que habrá un crecimiento global de la región latinoamericana en los próximos años.

Infraestructure Private Investment Attractiveness

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

Chile Brasil Colombia Perú México Argentina Venezuela

Marco Legal

Riesgo Político

Acceso a la Información

Entorno Macroeconómico

Acceso a los Mercados Financieros

Gobierno y Sociedad

Incentivo del Gobierno a la Inversión

Disponibilidad de Información Financiera


56

Gráfico N° 49: Crecimiento global de la Región Latinoamericana

Demanda - LATAM

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Dem

anda

TW

h

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

Tasa

de

Cre

cim

ient

o

Demanda GWh Tasa de Crecimiento • La tasa de crecimiento promedio de la región se sitúa en 4,8% para el periodo 2006-2010, para

estabilizarse en 4,5% a partir del año 2010. • Se prevé que la demanda casi se duplique hacia el año 2020. • El crecimiento es determinado principalmente por el mercado brasileño (2/3 del total), las

regulaciones compiten entre ellas para incentivar inversión

Para poder esbozar los escenarios eléctricos al 2018 no podemos dejar de lado las tendencias energéticas, más allá del 2020 inclusive, que permitirán a su vez verificar como se comportará nuestro país y cuáles serán los cursos probables del sector energético en el mundo.

Lo siguiente nos puede dar una idea de cómo se puede ir configurando el mercado energético en los próximos años

• Una demanda creciente impulsada por el mundo en desarrollo. • Un mix de ofertas de hidrocarburos. • Ninguna alza del petróleo en el futuro mediato. • Retrasos en la introducción de las energías renovables y nucleares. • Un creciente control del estado sobre la producción de petróleo y del gas. • Un sesgo hacia los combustibles limpios: gas natural, carbón limpio. • Oportunidades en tecnologías de punta: gasificación, de gas a líquido. • Costos energéticos más altos.

Gráfico N° 50: Creciente Demanda del Petróleo

Fuente: Global Business Network

Los actores mundiales enfrentan una década de cambios sin precedentes y una incertidumbre como resultado de una combinación de tendencias macroeconómicas, sociales y comerciales que rediseñarán el panorama competitivo de los países.


57

El crecimiento en la demanda para la energía y materiales básicos (como acero y cobre) están cambiando de los países desarrollados a los países en desarrollo. La demanda por petróleo en China e India, por ejemplo, casi se duplicará del año 2003 para el año 2020, en 15.4 millones de barriles al día. El consumo asiático del petróleo se aproximará al consumo estadounidense, el mayor consumidor del mundo, al final de ése periodo. Los cambios macroeconómicos importantes también ocurren dentro de otras regiones. Los estados del medio oriente están expandiendo su alcance más allá del petróleo, a nuevas industrias como los químicos y los metales:

Dubai, ha surgido como un productor líder del aluminio como resultado del acceso a energía barata (notablemente gas natural) y a la proximidad de mercados en Asia en Europa.

Qatar además de ser un actor importante en el GNL se está convirtiendo en el líder mundial de la emergente industria del gas natural licuado para el 2010.

Tales actividades puede proveer empleo para los jóvenes de la región y una fuerza laboral creciente.

A medida que el crecimiento económico se acelera, particularmente en los países en desarrollo, el mundo está consumiendo los recursos naturales a un ritmo no antes visto:

En China, por ejemplo, el consumo del petróleo casi se duplico desde 1995 al 2004 y la demanda por aluminio, níquel y acero más que se triplico.

China, India, el medio oriente y Rusia están avanzando con esfuerzo para construir una capacidad de generación energética y una red lo suficiente veloz para satisfacer la creciente demanda

Antes este crecimiento en la demanda de energía y materiales se está estimulando una masiva necesidad por las inversiones. Según el IEA, la industria de petróleo debe invertir en 4.3 millones de millones de dólares (en dólares de 2005) del año 2005 al 2030 para mantener el ritmo. Asimismo, se espera que China añada otros 500 giga watts de capacidad de generación para el año 2020 adicionalmente de los 400 giga watts añadidos en las últimas dos décadas.

Ante esto se tiene a la mira a las energías renovables, que representaron el 30% de las inversiones en la generación de energía a nivel mundial en el 2005. Según McKinsey, para 2020, la energía renovable puede proveer más del 10% de toda la energía generada y las tecnologías alternativas como el viento, la energía solar y la biomasa pueden convertirse en económicas aun sin el uso de subsidios, ante el vertiginoso incremento de los precios de combustibles fósiles. Por el lado de la demanda de las empresas, consumidores y gobiernos se espera un cambio en el énfasis hacia el manejo del uso de los recursos energéticos en el sentido que la tasa de crecimiento del consumo mundial de energía puede ser reducida hasta en un 25% para el 2020 si las existentes distorsiones generadas por las políticas son removidas y, las familias y los negocios son incentivados para usar la energía más eficientemente.

En cuando a la creciente demanda de energía, según The Extreme Future, crecerá por encima de la oferta en los próximos 25 años a menos que se encuentre una gran cantidad de nuevas fuentes, considerando que al 2020 el consumo mundial de petróleo aumentará en 50% y China cuadriplicará su demanda.

5.2 Matriz Energética mundial

Gráfico N° 51: Demanda Mundial de Energía al 2030

Fuente: Energy Review Report 2006, UK. *Million Tons of Oil Equivalent.


58

Según el Estudio de Escenario Energéticos Globales al 2030 del Millennium Project, del 2002 al 2030 el consumo de energía mundial aumentaría en 60% requiriendo una inversión de $568 billones anuales. Para la World Future Society, el consumo mundial del petróleo crecerá más allá del 40% para el 2025, dándose este mayor incremento en EE.UU. pasando de un nivel de importación de 12.3 millones de barriles día en el 2003 a 20.2 millones para el 2025.

Gráfico N° 52: Oferta de Energía Primaria, por fuente al 2030

Fuente: United Nations Environment Programme (UNEP). Global Environment Outlook. GEO4: Environment for development. 2007

Al 2025 según el Delphi Mundial del Millennium Project, los combustibles fósiles seguirán predominando como fuente de energía. El petróleo podría representar el 40%, la energía renovable representará menos del 10% del consumo mundial. Se presume que la energía alternativa, aunque prometedora, no esta lista para producir una oferta adecuada. Ya se presume la necesidad -al 2025- de desarrollar comercialmente fuentes de combustible no-fósiles y de fisión (Millennium Project). Barata, inagotable y no contaminante, son los requisitos de la energía que predomine en el siglo XXI (Kaku)

Gráfico N° 53: Olas Energéticas Mundiales

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1820 1840 1860 1880 1900 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040

FutureOthersGasOilCoalWood


59

Gráfico N° 54: Matriz Energética – Escenario “Sostenible” Shell

18801860

500

0

1000

1500

1900 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060

Surprise

Geothermal

Solar

Biomass

Wind

NuclearHydroGas

Oil &NGL

CoalTrad. Bio.

Exaj

oule

s

18801860

500

0

1000

1500

1900 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060

Surprise

Geothermal

Solar

Biomass

Wind

NuclearHydroGas

Oil &NGL

CoalTrad. Bio.

Exaj

oule

s

Citado en: Millennium Project. 2020 Global Energy Delphi. 2006

De las matrices que hemos observado si logramos compararlas vemos que en conclusión se piensa que es poco probable un gran protagonismo de las energías renovables como de la utilización comercial de nuevas fuentes de energía.

Gráfico N° 55: Matriz Energética Mundial al 2030 comparado por fuente

36.1% 33.0% 34.5%27.7%

34.5%29.9%

28.7%29.1% 23.5%

26.8%21.4%

23.8%

25.0%23.7%

24.5%

20.6%24.1%

23.2%

4.6% 8.5% 12.8%19.9% 13.1% 18.1%

5.6% 5.7% 4.8% 4.9% 6.9% 5.1%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

IEA EIA UNEP Shell Exxon Millennium Project

Oil Coal Natural Gas Renewables Nuclear Elaboración propia. Nota: 1/ El estudio esta elaborado al 2020

5.3 Tendencias sector eléctrico

Gráfico N° 56: Energía mundial comercializada por tipo de combustible (En Cuatrillones Btu)

Fuente: EIA, DOE. 2008


60

Gráfico N° 57: Generación mundial de electricidad por tipo de combustible (En trillones de Kwh.)

Fuente: EIA, DOE. 2008

Específicamente para el caso de América Latina las tendencias que condicionan la gestión de empresas reguladas, se resumen en una mayor presión para exigir seguridad de suministro, más calidad de servicio, mejor atención comercial, que en definitiva resultará en un mayor precio. Estas tendencias específicas en el sector son:

1. Influencia de elecciones en los procesos regulatorios

2. Interés en mejoras regulatorias para atraer inversión

3. Creciente preocupación por la Seguridad de Suministro por un fuerte crecimiento de la demanda

4. Presión política del Congreso al Regulador.

5. Necesidad de Involucrar a empresas en Proyectos País

6. Control de tarifas a clientes finales

7. Dificultad en el desarrollo de interconexión entre países.

8. Preocupación por el descenso de los márgenes de reserva

9. No hay procesos activos de privatización en el sector.

10. Escasez de Gas y altos precios de los combustibles.

Sin embargo la encuesta realizada a las mayores o más grandes compañías en la Unión Europea y Estados Unidos con inversiones en América Latina, colocan a la seguridad de suministro como el principal reto regulatorio

Gráfico N° 58: Principales Retos Regulatorios en el Sector Eléctrico

Fuentes: Price Waterhouse Coopers, Supple Essentials

Fusiones y adquisiciones

Garantía de suministro y capacidad de transmisión

Contención Regulatoria de Precios

Volatilidad de los precios

Energías renovables

Desintegración vertical

Sustitución de las centrales nucleares

65%

61%

55%

51%

31%

27%

27%


61

Sin embargo se espera como es natural que los mercados crezcan pero a un nivel creíble.

Gráfico N° 59: Mercados de Sudamérica

Fuente: Endesa

5.4 Nuevas tecnologías de generación

Tecnologías técnicamente accesible hoy día La cantidad de Energía a la cual hay acceso con las actuales tecnologías proporciona un total de 5.9 veces la demanda global de energía.

Cuadro N° 13: Accesibles hoy en día

Veces

Sol 3.8 Geotérmica 1 Eólica 0.5 Biomasa 0.4 Hidráulica 0.15 Energía oceánica 0.05

Fuente: Consejo Europeo de Energías Renovables (EREC) y Greenpeace Internacional, revolución energética. Perspectiva Mundial de la Energía Renovable. 2007

Cuadro N° 14: Incremento del uso de energía renovable

2004 2030 Aproximate increase

(times) Electricity Generation (TWh) 3179 7775 >2 Hydropower 2810 4903 <2 Biomass 227 983 >4 Wind 82 1440 18 Solar 4 238 60 Geothermal 56 185 >3 Tide and Wave <1 25 46 Biofuels (Mtoe) 15 147 10 Industry and Buildings (Mtoe)* 272 539 2 Commercial biomass 261 450 <2 Solar Heat 6.6 64 10 Geotermal heat 4.4 25 6 *Excluding uplí ional biomass

Fuente: Renewables in global energy uplí – IEA -2007


62

Gráfico N° 60: Incremento del uso de energía renovable

Fuente: Foresighting future fuel technology draft summary report– APEC – 2005

Costos de generación de electricidad con combustibles fósiles y energía renovables Los costos de generación dependen en parte de los costos de los combustibles específicos de cada emplazamiento.

Gráfico N° 61: Prospectiva de energía renovable

Fuente: Consejo Europeo de Energías Renovables y Greenpeace Internacional. Revolución energética. Perspectiva Mundial de la Energía Renovable. 2007

Logran transformar el CO2 en gas natural Un equipo de investigadores británicos, dirigido por la española Mercedes Maroto-Valer, ha desarrollado una tecnología capaz de transformar el dióxido de carbono (CO2), el principal responsable del cambio climático, en gas natural.

La investigación se ha realizado en el Centro para la Innovación en Captura y Almacenamiento de Carbono (CICCS) en el Reino Unido, un laboratorio pionero en la búsqueda de soluciones que permitan captar y procesar el CO2 para reducir la presencia de este gas de efecto invernadero en la atmósfera.

Fuente: EFE, 6 de Mayo de 2008


63

De las diversas soluciones que están desarrollando, esta nueva tecnología capaz de convertir el dióxido de carbono en gas metano, el principal componente del gas natural, gracias a un proceso similar a la fotosíntesis de las plantas, es la más prometedora.

"Las plantas cogen CO2, agua y luz y lo transforman en azúcares. Nosotros hacemos un proceso parecido. También cogemos luz, agua y CO2, pero en vez de generar carbohidratos producimos metano", explicó esta investigadora. "Sería la solución perfecta", concluyó.

Esperemos que esta novedosa tecnología evolucione favorablemente y pronto podamos combatir la presencia dióxido de carbono con su aprovechamiento, y no con su enterramiento bajo tierra como también se está investigando.

Modifican genéticamente una bacteria para que excrete petróleo

Un grupo de científicos de Silicon Valley han modificado genéticamente una bacteria para que sus excrementos sean, literalmente, petróleo crudo.

Este tipo de experimentos están suscitando mucha expectación, ya que en un futuro podríamos rellenar nuestros depósitos con estos microorganismos para que fuesen "creando" este petróleo renovable.

Fuente: El Universal, 19 de Junio de 2008

Algunos ya lo han bautizado como "Petróleo 2.0", y según afirman los investigadores no sólo será renovable, sino carbono negativo, es decir que el carbono que emite será menos que aquel que absorben naturalmente los materiales con que se fabrica.

Estas bacterias son organismos unicelulares que miden una millonésima parte del tamaño de una hormiga. Comienzan como cepas patógenas de E. coli, pero posteriormente se modifican genéticamente rediseñando su ADN, a través de un proceso de semanas que puede costar hasta 20 mil dólares.

Como los lasers pueden hacer una mejor combustión

• Zolo technologies trabaja con Siemens

• Optimización en el proceso de combustión del carbón para la generación de energía

• El resultado de la optimización de la combustión puede mejorar la eficiencia de las centrales térmicas a carbón hasta en un 3%. Tal aumento, en EE. UU. sólo reduciría la cantidad de carbón quemado en 30 millones de toneladas por año y también bajaría emisiones de CO2 por 75 millones de toneladas.

• Quemando menos carbón también se lograría disminuir los gastos para la eliminación de cenizas de los niveles excesivos de carbón residual que ya existen.. Además, mediciones más precisas significarían un menor número de cierres temporales de plantas debido a la comprobación del funcionamiento de las calderas. El sistema ofrece un enorme ahorro de potencia para la construcción de una nueva planta.

Plantas de Carbón sin refrigeración


64

En Australia, Siemens está construyendo una planta que requiere poca refrigeración a base de agua y por lo tanto es ideal en regiones áridas

California y la tecnología limpia

Preparados para un Futuro Ardiente Los primeros 700 grados de las plantas de energía costarán alrededor de 1Billón de €, pero acotarán significativamente las emisiones de CO2.

A la explotación del salvaje océano


65

Statoil Hydro de Noruega y Siemens están desarrollando la primera turbina de viento flotante en el mundo.

Explotación de los campos remotos GNL se está convirtiendo en un recurso deseable. Pero los campos de gas ubicados en remotas regiones donde la tubería es demasiado costosa, la licuefacción y transporte vía terrestre o maritima ofrece una alternativa viable.

Suministros de energía del mañana Las redes inteligentes de tecnología ayudan a integran los recursos de energía renovable tales como el viento y la solar en un mismo suministro.

Global Technology Revolution - Top 16 Rand Corporation


66

Energía solar barata La principal barrera para una amplia utilización de la energía solar en la generación de electricidad es el costo. Sin embargo las principales variables explicativas de los costos de la energía solar son la eficiencia con la cual las celdas solares convierten la luz solar en electricidad y los costos de producción del sistema de recolección de energía, incluyendo la provisión de almacenamiento de energía en periodos sin suficiente luminosidad solar.

5.5 Otros supuestos considerados

De lo observado podemos concluir

El Perú participa de las tendencias globales en cuanto a matriz energética:

Energías no convencionales maduran y se extienden comercialmente más allá del 2018.

Mayor uso del gas natural es el principal cambio en la matriz energética y eléctrica.

Creciente preferencia por energías renovables (incluyendo hidroenergía).

Matriz eléctrica peruana es relativamente “limpia”

Hidroenergía es principal componente en matriz energética.

Tendencia a sustituir el petróleo por gas para la generación eléctrica.

Expertos consideran el tema ambiental como relevante a nivel mundial pero no a nivel nacional.

Una crisis prolongada como la de 1976 – 1990 es improbable. La economía nacional crecería a largo plazo.

El crecimiento de la economía mundial a largo plazo es altamente probable.

Los dos escenarios más probables al 2021 seleccionados por un panel experto consideran un crecimiento significativo de la economía, aún cuando ya se había iniciado la crisis financiera mundial (¿En qué país queremos vivir? Escenarios al 2021, CADE 2008).

Panel experto que evalúa oportunidades de mejorar inserción global, también considera que el crecimiento se mantendrá a largo plazo (Los recursos naturales como palanca hacia la sociedad del conocimiento, CEE para CADE 2008).

El cambio climático no impide el desarrollo de hidroenergía:

El principal efecto del cambio climático en Perú será la disminución de flujo de agua en las cuencas del Pacífico por derretimiento de los glaciares.

Los diagnósticos así lo señalan a nivel global y nacional, al igual que la opinión del panel experto (El Reto del Agua, documento CEE para CADE 2008).

El resultado de la consulta Delphi no considera otros cambios ambientales importantes.

Es irrelevante proponer escenarios en situaciones que excedan a las consideraciones mencionadas. Corresponderían más a deseos o temores y pueden ser considerados como “wild cards”.

6 Marco Teórico

6.1 Modelo Estadístico Tendencial

Adaptaremos la metodología utilizada por Roques et al. (2008) y Green (2007)18 para desarrollar los modelos estadísticos tendenciales que permitan evaluar los diferentes escenarios de prospectiva del sector eléctrico. La metodología a utilizar consiste en tres etapas, la cual nos dará como resultado el escenario estadístico tendencial Base

En la primera se estimará el crecimiento de la demanda, la que junto con los requerimientos por reemplazo de centrales y el margen de reserva, permite obtener la capacidad adicional requerida. En la segunda etapa, sobre la base de la demanda estimada, se obtiene la composición óptima del parque generador en el largo plazo considerando los riesgo de disponibilidad de insumos (agua y viento) y variabilidad del precio de los combustibles.

18 Estos autores analizan el efecto de los diferentes riesgos sobre la composición del parque generador.


67

Finalmente, en la tercera etapa se parte del parque generador hasta converger a la composición óptima obtenida anteriormente. La modificación del parque actual se basa en criterios de despacho económico y criterios financieros de inversión. A continuación pasamos a describir brevemente cada una de las etapas.

6.1.1 Requerimientos de capacidad adicional.

Una característica del mercado eléctrico es que la energía no se puede almacenar, y por lo tanto, es necesaria la disponibilidad de centrales que satisfagan la máxima demanda (M) del sistema. Así, la capacidad adicional (medida en MW de potencia instalada) requerida entre el 2008 y 2018 proviene de tres fuentes19. La primera es la necesidad de cubrir el crecimiento de la demanda, la segunda de reemplazar las unidades viejas que cumplieron su período de vida útil y, la tercera de garantizar el margen de reserva adecuado.

La estimación de la demanda tiene dos componentes. El primero es el crecimiento vegetativo asociado al crecimiento de la economía, la evolución del número de usuarios y las tarifas; y el segundo es el consumo de electricidad asociado a nuevos proyecto mineros o ampliaciones de su capacidad de planta.

Para el crecimiento vegetativo se utilizaron los valores actualizados de las elasticidades estimados por Osinergmin. Así, la tasa de crecimiento ( tx ) de la demanda de energía eléctrica proyectada está dada por

[ ] [ ] [ ]1 2 3t t t tx pbi p nα α α= + + ; donde 1 2 3, ,α α α son las elasticidades del consumo de electricidad

respecto al PBI, tarifas y número de suministros en ese orden; y el t t tpbi , p ,n son las tasas de crecimiento del PBI, tarifa a usuario final y número de usuarios respectivamente.

En el caso del consumo de los nuevos proyectos mineros ( MineroΔ ), se dimensionó la demanda de energía en base a información sobre consumo de electricidad recopilada de la fijación tarifaria, de las publicaciones del Ministerio de Energía y Minas e información alcanzada por las propias empresas.

Dado que la evolución tendencial de la actividad minera ya está siendo capturada con el crecimiento del PBI, el monto total de consumo de electricidad de los proyectos mineros debe ser corregido antes de sumarse al crecimiento de la demanda vegetativa. Así, el porcentaje del incremento del consumo minero a incorporar está

dado por 11m

α λα

⎡ ⎤−⎢ ⎥

⎣ ⎦ , donde λ es la participación del PBI minero en el PBI total y mα es la elasticidad del

consumo de electricidad respecto al PBI minero.

Respecto al reemplazo de centrales, se considera el número de años transcurridos desde el inicio de la operación comercial de las centrales hasta el año 2018. En caso que este número de años sea mayor al período de vida útil, se considera que dicha central debe ser reemplazada.

Finalmente, el margen de reserva adecuado es utilizado para cuantificar la oferta adecuada al 2018 para abastecer el crecimiento de la demanda.

En concreto, la capacidad adicional entre el 2007 y 2018 estará dada por la siguiente expresión:

( )08 18 18 071 rempK M mr M K−Δ = + − + Δ⎡ ⎤⎣ ⎦ ;

Donde 18M es la máxima demanda estimada para el 2018, mr es el margen de reserva adecuado y rempKΔ es la capacidad asociada al reemplazo de centrales

6.1.2 Composición del parque generador.

Existen diferentes aproximaciones para determinar la composición del parque generador . En este documento aproximamos la composición eficiente del parque generador de largo plazo en dos etapas. En la primera calculamos el mix óptimo de tecnologías desde el punto de vista del planificador central que considera los riesgos de disponibilidad de insumos (agua y viento) y volatilidad de los precios. En la segunda etapa, desde el punto de vista del inversionista privado, se hace converger el parque actual al de referencia considerando criterio de rentabilidad y despacho económico.

19 Ver EIA (2003)


68

6.1.3 Perspectiva del Planificador Central

El problema que enfrenta el planificador central es encontrar el mix de tecnologías que minimicen el costo total del sistema. Crew y Kleindorfer (1975 y 1976) y Chao (1983) establecieron las propiedades que deben cumplir las tecnologías que proporcionan el mínimo costo. Las tecnologías seleccionadas son las que pertenecen a la frontera eficiente20.

Además demostraron que para las centrales pertenecientes a la frontera eficiente, se aumentará la capacidad de la tecnología l hasta que el incremento del costo marginal de inversión de una unidad adicional de la tecnología l por reemplazar una unidad de la tecnología 1l + sea igual al ahorro esperado en el costo marginal de operación.

Para propósitos de explicar la aplicación de literatura en la determinación de la composición optima, consideremos que hay dos21 tipos de tecnologías. La tecnología 1 tiene el costo de operación ( c ) más bajo pero el mayor costo de inversión( )β que la tecnología 2 ( )1 1 20 02<c <c y > >β β .

Por lo tanto, la primera operará en el período de base, mientras que la segunda operará en el período de punta. Este ordenamiento de los costos de las tecnologías implica que la frontera es convexa y ambas tecnologías pertenecen a la misma.

En un contexto de incertidumbre asociado a la disponibilidad de las centrales para generar energía (por fallas técnicas o indisponibilidad del insumo) y a la variabilidad del precio de los combustibles, el problema del planificador central es:

( )

1 1 21 1 2

1 2

11

1 1 2 2 1 200

K K K

K ,KK

min K K c t( K )dK c t( K )dKα α α

α

β β+

≥ + + +∫ ∫% % %

%

% % s.a.

1 21 2K K Mα α+ ≥% %

Donde t(K) es la inversa de la curva de carga, 1 2, >0α α% % es una variable aleatoria y refleja el porcentaje de la

potencia instalada disponible para cada tipo de tecnología. Por su parte, ( )1 2c ,c% % son los precios del combustible que tienen un comportamiento aleatorio.

Considerando una realización de las variables aleatorias, asumiendo solución interior y resolviendo se obtiene que

( )

1 2 1 2

1 2 1 21 1

2 1 2 1

2 2 10

S S

S S S

t t Kc c c c

t K M K

β β β βα α α α

⎡ ⎤ ⎡ ⎤− −⎢ ⎥ ⎢ ⎥⎢ ⎥ ⎢ ⎥= ⇒ =

− −⎢ ⎥ ⎢ ⎥⎢ ⎥ ⎢ ⎥⎣ ⎦ ⎣ ⎦⎡ ⎤ ⎡ ⎤= ⇒ = −⎣ ⎦ ⎣ ⎦

.

En la elaboración del modelo se considera como tecnologías disponibles y factibles a las centrales hidráulicas, a gas natural (CS y CC), las centrales a carbón, las que funcionan con derivados de petróleo y las centrales eólicas22.

Los riesgos considerados son la disponibilidad del insumo (agua y viento) y la variabilidad del precio de los combustibles. Para modelar el primer riesgo se considera que el factor de planta de las centrales hidráulicas

( )Hα% y eólicas ( )Eα% se distribuyen independientes y uniformes, mientras que los precios de los

combustibles tiene una distribución Log normal con la siguiente estructura: ( )1 2i ,i ,i oilp exp ln pθ θ= +⎡ ⎤⎣ ⎦

20 La frontera eficiente se caracteriza por ser de pendiente negativa y convexa en el plano( ,c)β , donde

iβ es el costo de inversión de una

unidad de capacidad de la tecnología i , mientras que ic es su correspondiente costo de operación. 21 Ver Crew y Kleindorfer (1975 y 1976) y Chao (1983) para su demostración para más de dos tecnologías. 22 En evaluaciones posteriores se incorporara en el análisis la interconexión con otros sistemas eléctricos como una "tecnología" disponible.


69

donde oilp es el precio del petróleo en la Costa del Golfo de EEUU, ip es el precio del combustible

respectivo y ( ) ( )oil oil oilln p N ,μ σ→

En base a simulaciones de Montecarlo se obtiene las diferentes realizaciones de las variables aleatorias, resolviéndose para cada realización el problema de optimización del planificador central. El resultado es una distribución de los mínimos costos del sistema y su correspondiente composición óptima del parque generador.

6.1.4 Perspectiva de decisiones descentralizadas

Bajo ciertas reglas de operación y organización de mercado, las decisiones descentralizadas pueden replicar la composición óptima del parque generador (Fischer y Serra 2001). En esta etapa se usa un modelo de optimación dinámica estocástica para converger, en base a criterios de rentabilidad de la inversión, la composición del parque generador actual hacia el parque referencial de largo plazo calculado por el planificador central.

El modelo de optimización simula la operación del sistema eléctrico y considere la existencia de centrales hidráulicas de regulación (con embalse), el uso de los embalses (cotas), la incertidumbre de la hidrología mediante el método de Montecarlo y la información de los costos variables de operación, inversión y el costo de oportunidad del capital (WACC). El esquema general del modelo propuesto es el siguiente:

Gráfico N° 62: Esquema del modelo propuesto.

Demanda de energía, hidrología y parque de generación existente

Tasa Regulatoria

Tarifa Energía

Costo Marginal

del Sistema

Ingresos Totales

Costos Inversión y Costos de O&M

WACC<=TIR NO

Modelo Optimización

SI

Producción de

Energía por Central

Producción de

Potenciapor Central

TarifaPotencia

En términos generales, el modelo de optimización parte considerando el parque generador existente e incorporando como oferta futura la instalación de centrales que hagan converger el parque actual hacia la composición óptima referencial.

Con estos datos se obtiene el despacho económico y la rentabilidad de la inversión. Si la Tasa Interna de Retorno es mayor e igual que el costo de oportunidad del capital (WACC) se considera que esta oferta forma parte del parque generador optimizado, caso contrario se desplaza su ingreso hasta que alcance rentabilidad económica. Este proceso se hace de manera iterativa hasta obtener rentabilidad de las inversiones en cada central.

6.2 Modelo Prospectivo

Adaptaremos la metodología utilizada por el Millennium Project, Rand Corporation y Michel Godet tanto como para la identificación de variables como para la construcción de escenarios prospectivos, ya que si bien las aproximaciones de los estudios de prospectiva son múltiples, tal como indica Jerome Glenn, director del “Millennium Project”, dependen de la experiencia de cada especialista y el ejercicio a llevar a cabo.

Así este ejercicio prospectivo se desarrollará en cuatro etapas con lo que nos dará como resultado los escenarios prospectivos requeridos.


70

En una primera instancia se buscará identificar los principales drivers que afectan al sector eléctrico nacional. En un segundo proceso se ejecutara en base a las variables claves el diseño y ejecución de la encuesta Delphi. Los resultados de la encuesta permitirán esbozar los ejes principales sobre los que se configuraran los escenarios prospectivos. Finalmente se procederá a la construcción de los escenarios prospectivos.

6.2.1 Método Delphi23

El renacimiento moderno de la investigación de futuro empezó con la técnica Delphi en RAND, Santa Mónica, California, un "think tank" a inicios de 1960. Las interrogantes de los pensadores de Rand, en ese momento, lidiaban primariamente con el potencial militar de la tecnología futura, potenciales temas políticos y su resolución. Los enfoques prospectivos que podían ser usados en tales aplicaciones eran bastante limitados e incluían juegos de simulación (individuos actuando la parte de naciones o facciones políticas) y prospectiva de genios (un solo experto o panel de expertos tratando los temas de inquietud). Los modelos de simulación cuantitativa eran bastante primitivos, y las computadoras, que transformarían a estas técnicas cuantitativas en algo práctico, se encontraban aun a una década de distancia.

Los investigadores de RAND exploraron el uso del panel de expertos para tratar con temas de prospectiva. Su razonamiento era algo como sigue: los expertos, particularmente cuando concuerdan, tienen mayor probabilidad que los no-expertos, a estar correctos en las preguntas sobre su campo. Sin embargo, encontraron que reunir a los expertos en un cuarto de conferencia introduce factores que poco tiene que ver con el tema a tratar. Por ejemplo, la voz más alta en vez del argumento más sólido puede conducir el día; o, una persona puede mostrarse reticente a abandonar una posición ya establecida en frente de sus colegas. Como con los pensadores normales, el tira-y-afloja de estas confrontaciones cara-a-cara muchas veces se interponen en el camino de un verdadero debate.

El trabajo con el método Delphi continuó. Olaf Helmer, Nicholas Rescher, Norman Dalkey, y otros colaboradores de RAND desarrollaron el método que fue diseñado para eliminar los impedimentos para un verdadero consenso de expertos en una reunión. El nombre, por supuesto, surgió del oráculo griego Delphi en donde los Necromantes predecían el futuro utilizando vapores alucinógenos y entrañas animales.

Comenzaron el estudio con una base filosófica y un pedido inicial, "¿cuánto podríamos conocer acerca del futuro?" (Helmer y Rescher, 1959)

El método Delphi fue diseñado para motivar un verdadero debate, independientemente de las personas. El sentido anónimo del método era vital ya que no se debería saber quien mas esta participando con el. Además, para eliminar las tendencias oradoras o pedagógicas, y/o opiniones extremas, los investigadores sintetizaron las opiniones y les dieron igual “peso” para luego seguir con un análisis posterior y retroalimentación por parte del grupo.

Estos aspectos, el anonimato y la retroalimentación, representan los dos elementos irreductibles del método Delphi.

El método en sí es un esfuerzo por clarificar las tendencias con base en información limitada en un entorno de incertidumbre. Puede ser del tipo cualitativo como cuantitativo, pero en la mayoría de casos efectuados su potencial estadístico, es más fácil desarrollarlo y de aplicar utilizándolo como método cuantitativo.

6.2.1.1 Objetivos

• Seleccionar un tema claro, expreso y lo más preciso posible.

• Detectar la opinión de un conjunto de expertos.

• Lograr un consenso sobre las respuestas del panel de expertos

6.2.1.2 Como se desarrollan

La clave para un Delphi exitoso radica en la selección de los participantes. Dado que los resultados de un Delphi dependen del conocimiento y de la cooperación de los panelistas, las personas que están dispuestas a contribuir con valiosas ideas son esenciales para el estudio. En un estudio

23 Este trabajo es extraído del CD ROM del Proyecto Millennium titulado Metodología de Investigación de Futuro; una versión actualizada de este disco puede obtenerse vía http://www.millennium-project.org/millennium/issues.html. El trabajo del Delphi incluido en el CD contiene una extensiva bibliografía que ha sido omitida aquí. El trabajo original es de 1994 y fue preparado por Theodore J. Gordon, actualizaciones posteriores han sido incluidas.


71

estadístico, como los de la opinión pública, se asume que los participantes son representantes de una gran población, sin embargo, en el método Delphi, las personas con el conocimiento sin la representación son necesarias. Por lo que el primer problema es: cómo seleccionar a los participantes potenciales.

Las personas con el conocimiento usualmente son identificadas a través de: Búsquedas bibliográficas, de aquellas que han publicado un artículo relacionado al estudio; Recomendaciones de algunas instituciones (Por ejemplo: The Future World Society) y otros expertos en un proceso llamado “Daisy chaining”. Las búsquedas bibliográficas necesariamente nos llevan a una lista de personas que han publicado un tema de interés, este acercamiento nos hace prescindir de las personas que pueden hacer una contribución, pero que no han publicitado nada todavía.

Las recomendaciones de las organizaciones sufren de la misma deficiencia: las recomendaciones son limitadas a solo aquellas personas que son conocidas para las organizaciones. Una posibilidad que asegura que el conocimiento y las habilidades requeridas estén representados, es formando una matriz en donde estén definidos los requerimientos.

La mayoría de los estudios utiliza paneles de entre 15 a 35 personas. La longitud de la lista debe anticipar un ratio de aceptación entre el 15 y el 75 %.

Una vez que la lista de nominados esta formada, cada persona debe ser contactada personalmente. Cartas no deben ser usadas, el contacto inicial debe ser por teléfono, y las cartas deben confirmar la invitación.

Las cartas deben contener una descripción del proyecto, los objetivos, el número de rondas de participación (o el tiempo de compromiso anticipado), la promesa de anonimato y, si es apropiado, la confirmación del panel de expertos.

El siguiente paso es formular las preguntas. Las preguntas deben ser directas y deben tener una respuesta. Un pequeño panel debe ser usado también para ayudar a formular las preguntas. Por ejemplo:

Digamos que nuestra pregunta es: ¿Qué medio efectivo y práctico existe para impedir la proliferación de las armas nucleares?

La pregunta debe ser enviada a un pequeño panel de expertos (10 personas) que trabaje con los miembros de la investigación. Las respuestas del tipo composición son permitidas en esta etapa. Las respuestas podrían incluir:

Intervención militar, mejoramiento de las operaciones aduaneras, nuevos tratados de no proliferación, Vigilancia del espacio, etc.

El equipo de investigación debe cotejar las respuestas y formular un cuestionario con preguntas tipo no-ensayo. La pregunta puede ser: Las siguientes opciones han sido sugeridas para prevenir la proliferación nuclear. Por favor clasifique las mismas en términos de efectividad y practicidad. Añada otras sugerencias a las lista, si es que tiene alguna otra idea que comparta la misma practicidad y efectividad que las de la lista. Si piensa que cualquiera de estas opciones es extremadamente buena, o por el contrario, contraproducentes, por favor dar sus razones.

Esta pregunta No-ensayo, debe servir como base para el primer cuestionario. El cuestionario debe ser probado, quizás utilizando un pequeño panel asesor. La prueba debe incluir llenar el cuestionario. Este test debe ser diseñado para encontrar fallas en la forma en que las preguntas son planteadas y para encontrar alguna posibilidad de interpretación errónea.

Una vez que las preguntas pasen este filtro, pueden ser enviadas a los participantes. La carta debe recordar a los participantes acerca de los objetivos del estudio, establecer un cronograma de respuestas e incluir la dirección del mail de respuesta. Los medios más prácticos para transmitir los cuestionarios son el correo, el fax y el e-mail.

Nuestra experiencia indica que un ratio de respuesta del 40% al 75% de los participantes puede ser anticipado. Toma aproximadamente unas semanas, sin importar el medio de comunicación

En este ejemplo, los encuestados deben proveer dos números para cada una de las opciones que representan sus juicios acerca de la eficacia y practicidad. Se les pidió que colocaran las razones de sus sentencias, si es que han encontrado una alternativa particularmente prometedora, o que pudiera ser contraproducente.

El equipo de investigación debe cotejar y acumular los resultados. La ronda de feedback, puede ser usada para presentar los resultados, las razones por las posiciones extremas y la reevaluación. Las


72

razones, en el método Delphi, deben ser presentadas delante de los participantes que respondieron a la primera ronda. A ellos se les pide que reconsideren sus respuestas a la vista de las razones por las opiniones extremas.

Las preguntas que tienen una respuesta cuantitativa o respuestas para marcar, son siempre muy fáciles de usar. Cuando las preguntas están en este formato, pueden ser recolectadas utilizando un software. Sin embargo, no siempre es posible hacer preguntas de este tipo. Por ejemplo, nosotros podríamos querer sugerencias del panel acerca de políticas para la disminución del crecimiento poblacional. Aquí, la esencia es el detalle que el panel pueda proveer, Además, a pesar de que algunas veces las respuestas cuantitativas son mayores que las narrativas, las notas de los panelistas deben contener la información más importante, referencia de otras personas, experiencias pasadas, incertidumbre, etc.

El enunciado de las preguntas es importante. Un error común, es incluir 2 eventos en una misma pregunta. Por ejemplo, ¿Cuando las bicicletas en su mayoría serán de plástico y cuando se usarán en el transporte urbano? Las diferencias en la forma de la respuesta a esta pregunta no solo se centrarán en las percepciones acerca del uso futuro del plástico en las bicicletas, sino también de sus creencias acerca de cuándo se utilizaran en el transporte urbano. Incluso cambios sutiles en la redacción puede afectar a las respuestas. Por tal motivo, es conveniente llevar a cabo una prueba del instrumento, no sólo por la obtención de respuestas en una prueba de grupo, sino también por debatir acerca de la correcta interpretación de las preguntas.

6.2.2 Real Time Delphi24

El Delphi en tiempo real es un método relativamente nuevo y eficiente para recolectar y sintetizar las opiniones de expertos. Puede y ha sido usado cuando los expertos están ampliamente distribuidos geográficamente, cuando la coordinación es crítica, y cuando los aportes de los expertos son necesarios en la toma de importantes decisiones. Las aplicaciones han incluido:

• Un estudio del diseño de políticas educativas para Corea del Sur

• Identificación de variables para medir el progreso hacia un mejor futuro.

• Establecer prioridades de proyectos de investigación en competencia

• Situaciones de ayuda para la toma de decisiones donde la configuración del producto futuro se determinó considerando las necesidades y recomendaciones de diferentes departamentos corporativos.

• Seleccionar tópicos para inclusión en un reporte global de agua de la UNESCO.

• Proyectar futuros de energía

• Selección por un líder militar de tácticas de corto plazo recomendadas por tenientes previsores.

Imagine un estudio Delphi que comprende una serie de preguntas numéricas. Cuando cada encuestado se une al estudio en curso, él o ella es presentado con un formulario en pantalla que contiene, para cada pregunta:

1. La respuesta promedio (o mediana) del grupo hasta el momento (y posiblemente la distribución de las respuestas)

2. El número de respuestas realizadas hasta el momento

3. Un botón que abre una ventana mostrando las razones que otros han dado para sus respuestas.

4. Una ventana que permite al encuestado escribir las justificaciones para su propia respuesta.

5. Y finalmente, un espacio para el estimado numérico del Nuevo encuestado, al responder la pregunta.

El encuestado ve, para cada pregunta, la repuesta promedio (o mediana) del grupo hasta el momento (1) y el número de respuestas (2) implicadas en llegar al promedio o mediana. Al considerar su respuesta para cada

24 En Septiembre del 2004, la Agencia de Proyectos de Investigación de Defensa Avanzada (DARPA por sus siglas en inglés) otorgó una licencia a Articulate Software, Inc. para desarrollar un método basado en el Delphi para mejorar la velocidad y la eficiencia de realizar decisiones tácticas bajo condiciones de alta incertidumbre, usando los juicios de expertos en un proceso como el del Delphi. El primer diseño de Delphi RT (desarrollado por T Gordon y A Pease) surgió de este trabajo. El nuevo proceso no tiene rondas y puede -si se desea- realizarse en minutos u horas.


73

pregunta el encuestado puede consultar las rezones que otros han dado (3) presionando un botón que abre una “ventana de razones.”

Considerando esta información, el encuestado provee un aporte (5) e instruye a la computadora a “guardar” la respuesta. El promedio o mediana del grupo es actualizada inmediatamente y presentada de vuelta al encuestado y a todo aquel que se haya inscrito. Si la respuesta del encuestado a cualquier pregunta se encuentra más allá de una distancia pre-especificada del promedio o la mediana, un indicador llama-atención puede ser usado para marcar la respuesta para el encuestado. Cuando este indicador esté encendido al encuestado se le pide dar razones para su respuesta (4) la cual, cuando este guardada se vuelve una entrada en la “ventana de razones” y es vista posteriormente cuando cualquiera abre esa ventana (3).

No existe una segunda ronda explicita. Cuando el encuestado vuelve al estudio en un minuto o un día, el aporte original es presentado a el o ella. Por supuesto, para entonces otros ya han contribuido con sus juicios, los promedios o medianas ya han cambiado y otras preguntas pueden ser marcadas dado que la respuesta grupal habrá cambiado lo suficiente para mover las respuestas previas fuera de la distancia pre-especificada de la mediana o promedio desde la última vez que la pagina de aportes fue vista.

De esta forma, los requerimientos de anonimato y retroalimentación del Delphi se cumplen y el proceso, una vez llevado a cabo, rinde la distribución de las respuestas y razones del grupo en posiciones extremas. El proceso puede ser sincrónico o asincrónico, y si es implementado en un sitio de Internet, puede comprender un panel a nivel mundial (como ya ha sido realizado en una aplicación)

6.2.3 Construcción de Escenarios. Ejes de Schwartz25

Un escenario es un rico y detallado retrato de un mundo futuro posible y la ruta de acceso a ese mundo; uno suficientemente claro que un planificador puede ver claramente y comprender los problemas, retos y oportunidades que un entorno de este tipo presenta. Los escenarios son descripciones de los mundos que evolucionan a partir del presente a un futuro estado, en lugar de presentar sólo algunas fotos instantáneas del futuro que suelen describir las cadenas de causalidad de las actuales circunstancias hacia el futuro. En resumen, los escenarios son descripciones narrativas del futuro que centra la atención en procesos causales y puntos de decisión (Kahn 1967).

Cuando una estrategia se encuentra trabajando en todos los mundos en conjunto, se llama "robusto" y es "una buena apuesta." Un problema importante en este proceso es la forma de elegir sistemáticamente el escenario-temas a cubrir el espectro futuro de importancia.

Cada una de las hipótesis de los escenarios indica lo que podría ser (o en el caso de los escenarios normativo, lo que debería ser). Los escenarios son generalmente producidos en series de al menos cuatro para capturar una amplia gama de posibilidades. Es necesario, por tanto, ser muy cuidadoso en la elección de los temas de los escenarios para que abarquen la más amplia gama posibles escenarios futuros.

Ningún escenario es siempre posible, la probabilidad de cualquier escenario cada vez que se realiza en su totalidad es mínima. Precisión no es la medida de un buen escenario, sino que es la siguiente:

• Verosimilitud (una ruta racional desde aquí hasta allí);

• Consistencia interna;

• Descripción de los procesos causales, y

• Utilidad en la toma de decisiones.

6.2.3.1 Construcción de Escenarios

Peter Schwartz a menudo compara el proceso inicial de la creación de un escenario con la escritura de un guión de la película. A menudo en la creación de un escenario, hay un equipo de personas que consideran cuestiones tales como: ¿Cuáles son las fuerzas motrices? ¿Qué es incierto? ¿Qué es inevitable? Del mismo modo, los guionistas formulan una idea y desarrollan personajes. Schwartz describe personajes como los bloques para la construcción de escenarios. Los pasos en la formación

25 Documento desarrollado por Theodore J. Gordon, Senior Research Fellow del Millennium Project de la World Federation of United Nations Associations


74

de un conjunto de escenarios, de acuerdo con Schwartz (y, de hecho, seguida por la mayoría de las organizaciones para la construcción de escenarios) son26:

• Primer Paso: Identificación del Problema o Decisión. Comience con una decisión específica o problema, a continuación, a construir el entorno más amplio. Un buen punto de partida es preguntarse: "¿Qué es lo que me mantiene despierto por la noche?"

• Segundo Paso: Identificación de los Factores Claves en el entorno

• Tercer Paso: Identificar las Fuerzas motrices. Comenzar con una lista de medidas sociales, económicas, políticas, ambientales, tecnológicas. Por otra parte, pregunte, "¿Cuáles son las fuerzas macro-ambientales detrás de las micro-fuerzas ambientales enumerados en el Paso 2?" Esta es la parte más intensiva de la investigación. Buscar las principales tendencias y las tendencias de quiebre.

• Cuarto Paso: Rankear por importancia e incertidumbre. Identificar dos o tres que sean más importantes y más inciertas.

• Quinto Paso: Crear un escenario lógico. Los resultados de este ejercicio son, en efecto, a lo largo los ejes de los escenarios diferentes. Evitar la proliferación de escenarios - elegir sólo unos pocos "ejes de escenarios." Tenga en cuenta que la descripción final suele ser más sutil que la simple lógica podría sugerir.

• Sexto Paso: Concretar en los escenarios la lógica que es el esqueleto de los escenarios. Ahora añadir la "carne" por regresar a los principales factores y tendencias que figuran en los pasos 2 y 3. Cada factor clave y la tendencia debe dar cierta atención en cada una de las hipótesis.

• Séptimo Paso: Identificación de Implicancias Regresa a la cuestión central o decisión en el paso 1. ¿Cómo buscar en cada uno de los escenarios? ¿Qué vulnerabilidades han sido reveladas? ¿Es la estrategia sólida en todos los escenarios? ¿Cómo podría ser adaptado para que sea más sólido?

• Octavo Paso: Decidir, seleccione principales indicadores, señales, y los planes de ajuste. A medida que el tiempo se despliega, usted querrá saber qué escenario es más cercano a lo largo de la historia, y los indicadores y señales le ayudará a decidir.

Esta metodología propone la construcción de escenarios en base a un número determinado de dimensiones describiendo a través de ellos el futuro probable al integrar un conjunto de hipótesis generadas.

Gráfico N° 63: Ejes de Incertidumbre

A cada una de estas dimensiones las tomaremos como ejes de incertidumbre sobres los que se construirán los escenarios.

Debido a la posición de los ejes y las condiciones de diseño de las descripciones, se asocia a la Narrativa 3 como “El infierno” dado que no hay posibilidad que la situación empeore. Su

26 De: http://scenariosforsustainability.org/recipes/schwartz.html ; También ver Schwartz, Peter. 1996. The Art of the Long View: Planning for the Future in an Uncertain World. New York: Currency Doubleday and Wack, Pierre. "Scenarios: Uncharted Waters Ahead", Harvard Business Review. September-October, 1985.

Narrativa 4 Narrativa 1


Dimensión 2


75

contraparte es la Narrativa 1, siendo la situación más deseada dada las características positivas que tendrán ambos ejes de incertidumbre.

Siendo el objetivo en un estudio prospectivo establecer una hoja de ruta hacia el largo plazo no debe de parecer extraño que los caminos recorridos al aunar los esfuerzos nos lleven del "infierno" al "cielo". Esos caminos, por lo general, no son directos sino indirectos como lo muestra la siguiente figura.

Gráfico N° 64: Escenarios tipo

Cabe mencionar que no existe un solo escenario en cada uno de los ejes sino que se puede dar muchas combinaciones entre ellos, lo que llevara a que las direcciones de las fuerzas no sean estáticas y determinísticas.

Gráfico N° 65: Construcción de Escenarios

Si bien la mayoría de los investigadores en general, siguen las instrucciones de Schwartz, no es el único enfoque. Michel Godet, desde el Laboratorio de Investigación de Estudios Prospectivos de París comienza el proceso de elaboración de hipótesis mediante la construcción de una base de la imagen del estado actual de un sistema. Esta imagen se describe con un amplio alcance, detallado y amplio, dinámico y descriptivo de las fuerzas de cambio. La imagen base se construye delimitando el sistema objeto de estudio, incluyendo una lista completa de las variables que deben tenerse en cuenta, así como subdivisiones de estas variables (es decir, internos y externos, como descriptivo de la exposición de medio ambiente). Este paso es seguido por una búsqueda de los principales factores determinantes del sistema y sus parámetros, a menudo utilizando el análisis estructural. El proceso de escenarios implica el examen de la situación actual e identificar los mecanismos y los principales actores (influyentes del sistema a través de variables) que han controlado o alterado el sistema en el pasado. Este proceso continúa con el desarrollo de las estratégicas de los actores. La construcción de la base de datos es seguido por la construcción de los escenarios.

Narrativa 3

Narrativa 1

Dirección de los esfuerzos

Dirección de los esfuerzos



Dimensión 2


76

6.2.3.2 Ejes de Escenarios

Todos estos enfoques, en algún momento requerirán la identificación de los principales conceptos de conducción (drivers) que definirán los escenarios. En un estudio realizado por The Futures Group Corporation para MITRE Corporation sobre el entorno social de la delincuencia, por ejemplo, las fuerzas impulsoras de la aplicación de la ley de financiación y las actitudes sociales hacia la delincuencia se definen como los dos ejes de importancia definitiva.

Para la medida de lo posible, estas fuerzas deben ser independientes uno de otro y formar "ejes" (a veces conocido como "Ejes de Schwartz") en el espacio de los escenarios. Dos fuerzas motrices definen dos dimensiones espaciales para los escenarios, si tres de esas fuerzas se han definido, el espacio sería de tres dimensiones.

En el caso de aplicación de la ley, estos ejes ayudaron a definir cuatro escenarios de interés:

• Alta financiación, actitudes permisivas hacia la delincuencia;

• Alta financiación, actitudes represivas hacia la delincuencia;

• Bajo financiación, actitudes permisivas hacia la delincuencia, y

• Bajo financiación, actitudes represivas hacia la delincuencia.

Definir un gran número de otros mundos alternativos no es a menudo necesario ni deseable. Un pequeño conjunto de opciones que abarcan la gama de los principales retos y oportunidades es por lo general suficiente. Pocas posibilidades pueden ser excluidas por ilógicas o por no ser lo suficientemente posibles sobre el horizonte de planificación. La selección final de los mundos debería ser suficiente para presentar una gama de oportunidades y desafíos, pero debe ser lo suficientemente pequeño para ser manejable. De cuatro a cinco "mundos" es ideal para capturar una amplia gama de los futuros retos y oportunidades.

Desde un punto de vista práctico, los ejes de escenario pueden ser identificados como:

1. Opinión de investigadores individuales, a partir de la experiencia de trabajo

2. Talleres de actores clave, paneles de expertos.

3. Grupos de expertos utilizando Delphi o Real Time Delphi

No importa cuál sea el método utilizado, ciertos requisitos deben cumplirse. Los requisitos son que los ejes que deben ser lo más independientes el uno del otro como sea posible, que los cambios en un eje cause poco o ningún cambio en el otro. En matemáticas esta propiedad se conoce como "ortogonalidad".

En segundo lugar, los ejes propuestos deben ser "driver" en el ámbito objeto del estudio, que es que debe contener el poder de producir cambios a gran escala. Si el sujeto de estudio está, por ejemplo, la situación económica de un país determinado, un eje podría ser la estabilidad política ya que los cambios en la estabilidad política podrían "impulsar" la economía. La relación en este caso también es recíproca, aunque esto no tiene por qué ser cierto en general.

Por último, los ejes propuestos deben ser limitados en número. Supongamos que uno de los ejes fue la estabilidad política. Varios niveles de estabilidad política podrían ser asumidos en la hipótesis que se esté empleando como definición de un eje: por ahora suponer que sólo altos y bajos niveles de estabilidad se utilizan. Dos ejes con altas y bajas posibilidades producirán un escenario espacial de dos dimensiones con cuatro escenarios ubicados en los extremos de los ejes. Tres ejes producen un escenario espacial de tres dimensiones con ocho escenarios posibles. Cuatro ejes conducen a cuatro dimensiones con un escenario espacial de dieciséis escenarios posibles. Con cinco ejes, treinta y dos escenarios son posibles, claramente un límite práctico tiene que darse.

7 Modelo Estadístico Tendencial

Considerando el modelo descrito en el punto 6.1 presentaremos lo resultados bajo un escenario tendencial, lo que denominaremos Business as usual, es decir se asume que no hay cambios relevantes que puedan afectar a ninguno de los supuestos con los que se construye el modelo. Este ejercicio se repetirá con los escenarios que se construyan bajo el modelo Prospectivo con sus respectivas implicancias sobre los supuestos más abajo descritos.


77

7.1 Modelo Business as Usual

7.1.1 Requerimientos de capacidad adicional.

En el caso de la capacidad adicional requerida, se utilizaron valores actualizados por el Osinergmin de las elasticidades ingreso y suministros de la demanda agregada de energía eléctrica. En el siguiente cuadro se presentan los valores de elasticidades utilizados.

Cuadro N° 15: Elasticidades asociadas a la demanda agregada de electricidad.

Elasticidades - Crecimiento vegetativo.

Fuente Ingreso Precio Suministros

Osinergmin 1/ 0.79 -0.1 0.39 1/ Elasticidades actualizadas respecto a su estudio de 2004

Para los consumos de energía eléctrica de los nuevos proyectos mineros o ampliaciones de capacidad se obtuvieron de la propuesta de Fijación Tarifaria de Mayo de 2008 presentada por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), de las publicaciones del Ministerio de Energía y Minas e información proporcionada por las empresas. En el Cuadro N° 16 se presentan los parámetros y el consumo de electricidad acumulado asociado a estos usuarios.

Cuadro N° 16: Parámetros y consumo de electricidad de nuevos proyectos mineros.

Grandes Clientes Importancia del PBI minero

Fuente % PBI min/PBI 2/

BCRP 58.00% Fuente: Estadísticas del BCR 2/ corresponde al año 2007 en soles de 1994

Elasticidades del PBI minero

Elasticidad PBI minero 0.12Fuente: Estudio de Osinergmin de 2004

Requerimientos por proyectos mineros

Años Energía (GWh) Potencia (MW) Factor de carga

2008 1095 142 88%

2009 1611 226 82%

2010 2156 305 81%

2011 4689 620 86%

2012 5231 709 84%

2013 9502 1307 83%

2014 10963 1501 83%

2015 11519 1644 80%

2016 11602 1661 80%

2017 12102 1736 80%

2018 12175 1746 80% Fuente: Fijación tarifaria Mayo 2008, MINEM y empresas


78

Existen diferentes publicaciones que presentan estimaciones de la tasa de crecimiento del PBI, tanto de corto como de largo plazo. Para la presente estimación se utilizaron las estimaciones realizadas por el Latin Focus27 que recopila y procesa las diferentes proyecciones de analistas locales e internacionales.

Se asume que la tasa de crecimiento del número de suministros es igual a la tasa de crecimiento de la población. Así, se considera la tasa de crecimiento de la población intercensal. Por su parte, para el escenario base se considera que la tarifa a usuario final se mantiene constante para todo el período de análisis.

Finalmente se considera un factor de carga de 0,79 que es un promedio de los factores de carga anual para el periodo 2004-2007 publicados por el COES en sus anuarios estadísticos.

Cuadro N° 17: Tasas de crecimiento de PBI, población y factor de carga.

Proyeccion PBI y Población

PBI-Corto plazo 2008 2009

Latin Focus-BCR 7.80% 6.50% Fuente: BCR

PBI-Largo plazo Base

Latin Focus 6.40% Fuente: BCR

Población intercensal 2008-2018

INEI 1.60% Fuente: Censos del INEI

Factor de Carga Anual (2004-2007)

Item F. carga Pérdidas (G+D)

promedio 0.79 0.11 Fuente: Anuario estadístico del COES

7.1.2 Composición del parque generador

Los costos de inversión son valores estándares referenciales obtenidos de documentos de Osinergmin y de publicaciones especializadas. Asimismo, los parámetros técnicos referidos al poder calorífico y eficiencia de máquina también se obtuvieron de estas publicaciones. Los valores considerados se aprecian en el cuadro siguiente.

Se aprecia que la tecnología correspondiente a centrales hidráulicas es la que tiene los mayores costos de inversión por KW instalado, y la de menor costo de inversión es la tecnología de las centrales a gas natural de ciclo simple.

Cuadro N° 18: Costos de Inversión estándares y parámetros técnicos por tecnología.

TECNOLOGIA Inversión (US$/KW)

Costos fijos

anuales (%de la

inversión)

Periodo mínimo de

construcción (años)

Vida útil

(años)

Poder calorífico

Eficiencia máquina

Consumo específico

1/

C.V.N.C. US$/MWh

1 CH 1600 2% 4 50 0.00

2 CARBÓN 1108 3% 2 30 5% 39% 37% 1.00

3 GNCC 650 3% 2 20 10% 55% 7% 2.80

4 GNCS 400 3% 1 20 10% 35% 10.83 3.80

5 DIESEL 250 2% 1 20 6% 36% 22% 5.60

6 EÓLICA 2300 0% 1 20 1.70 1/ Gas natural en MMBTU/MWh. Diesel y carbon en Tonelada/MWh Fuente: Osinergmin y revistas especializadas

27Publicada en Junio de 2008


79

Tasas de Falla 2/

Tecnología PROM FP MAX FP MIN

1 Ch 92% 97% 87%

2 Carbón 90.50%

3 Gncc 96.40%

4 Gncs 96.40%

5 Diesel 96.30%

6 Eólica 3/ 25% 39% 10%

7 Interconexión 95% 2/ promedio ponderado 1995-2007, Anuarios COES 3/ Estudio de Galetovic (2008)

Por su parte, los costos de combustibles se obtuvieron a partir del precio de petróleo (WTI) publicado por el EIA. El precio del WTI para el período 2008-2018 son los proyectados por el EIA y publicados en el Annual Energy Outlook 2008 en Junio de 2008

Al precio del WTI se aplicaron los factores de precios relativos para obtener los precios de los derivados del petróleo. Estos factores se obtuvieron del Plan Referencial de Hidrocarburos 2005, publicado el Ministerio de Energía y Minas. Posteriormente, a estos precios se les aplicó ratios para obtener los precios a paridad de importación por combustible. Estos ratios son el promedio del cociente Precio en la USCG/Precio de Paridad de Importación para cada tipo de combustible obtenidos del informe sobre los precios referenciales de hidrocarburos (ver Cuadro N° 19).

Cuadro N° 19: Precios de Paridad de Importación de los combustibles.

Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo

Estructura de precios % Combustibles

USCG 1/ Importación 2/

Densidad 3/ Kg/barril

EIA(08-18)4/ US$/barril

PPI(90-04)5/

US$/Tbarril PPI(90-04)5/

US$/Ton

Diesel 2 1.11 0.89 136.4 74.11 83 609

Residual 6 0.8 0.85 151.7 53.41 63 414

Residual 500 0.94 0.85 154.4 50.21 59 385

Carbón (US$/Ton) 79

WTI 67

Gas natural (US$/MMBTU) 6/ 2.5

1/ Diesel y residual 6 respecto al WTI en USCG, Residual 500 respecto a Residual 6 obtenidos del plan referencial de hidrocarburos del MINEM

2/ Promedio (oct2004-jul2008) del ratio Precio del combustible en USCG/Precio de paridad de importación obtenido de los informes de precios

referenciales de combustibles publicado por el Osinergmin 3/ Información obtenida de los informes técnicos de la fijación tarifaria 4/ Promedio para el periodo en la USCG 5/ Precio Paridad de importación 6/ Estimado Fuente: Osinergmin, Minem y International Energy Anual 2008

Respecto a la tasa de descuento para la composición óptima desde el punto de vista social se utiliza la tasa regulatoria de 12% establecida en la Ley de Concesiones Eléctrica. Por su parte, como los precios de los combustibles son variables aleatorias se establecieron relaciones con respecto al precio del WTI y, para generar las diferentes realizaciones de los precios se asume que el precio del WTI sigue una distribución normal28.

28En posteriores evaluaciones se considerará la función de distribución que se ajuste a los datos históricos. También en el caso del precio del GN se considerara otras posibilidades.


80

Cuadro N° 20: Tasa de descuento y parámetros de las relaciones entre los precios de los combustibles

Tasa de Descuento y Precios de Combustibles

Tasa de descuento regulatoria 12%

Precios de Paridad de Importación

Parámetros de la relación de precios 1/

Tecnología

PPI(90-04) US$/T unidad

THETA 1 THETA 2

1 CH 0 2 CARBÓN 86 1.8 0.6

3 GNCC 4 0.1 0.2

4 GNCS 4 0.1 0.2

5 DIESEL 2/ 852 2.2 0.9

6 EÓLICA 0 WTI 93

1/ Estimados para los derivados del petróleo. Asumiremos por el momento que el WTI sigue una distribución normal y el log del precio del GN está relacionado con el log del WTI 2/ Es el promedio del diesel y los residuales

Para el resto de variables utilizadas en el modelo de despacho económico se utilizaron los mismos parámetros de las fijaciones tarifarias.

7.1.3 Resultados

Se estima que la demanda de energía crecerá a una tasa promedio anual de 5,8% entre el 2007 y 2018, lo que significa que el consumo por usuario se ubicaría en 8,8 MWh-año/usuario.

En comparación con países de la región, con este ritmo de crecimiento de la demanda al 2018 se lograría superar el actual consumo de electricidad por usuario de Argentina y Brasil, no obstante aun estaríamos por debajo del actual consumo per cápita de Chile.

Cuadro N° 21: Proyección de la demanda de energía. 2007-2018

CASO: Elasticidades:Osinergmin 1/-PBI:Latin Focus - Escenario:Base

GWh-año Mw-AÑO

AÑOS Vegetativo Grandes Proyectos Total Vegetativo Total

2007 24717 24717 3966 3966 2008 26388 669 27058 4277 4386 2009 27902 315 28218 4523 4574 2010 29482 333 29815 4778 4832 2011 31913 1548 32698 5049 5300 2012 32913 332 33245 5335 5388 2013 34776 2611 37387 5637 6060 2014 36744 893 37637 5956 6100 2015 38823 340 39163 6293 6348 2016 41021 50 41071 6649 6657 2017 43342 306 43648 7025 7075 2018 45795 45 45840 7423 7430

MWh-año/usuario 8.8

Incremento de capacidad (MW-año) 315 Fuente: Elaboración Propia


81

Gráfico N° 66: Evolución del consumo por usuario y comparación con otros países.

-1.00

1.00

3.00

5.00

7.00

9.00

11.00

1995 2000 2005 2007 2018 Chile Brasil Argentina

MWh

La capacidad adicional requerida asociada a este incremento en la demanda29 ascendería a cerca de 3.500 MW al 2018, lo que representa un incremento superior a los 300 MW anuales. A modo de comparación, la capacidad adicional de 3.500 MW es equivalente al 67% de la capacidad instalada existente al 2007.

La composición óptima del parque generador al 2018 presenta las siguientes características:

• La participación de las centrales hidráulicas en la composición del parque generador es importante. En el período bajo análisis, el modelo indica que la composición del parque generador que minimiza los costos de inversión y operación es aquel en donde la participación de la potencia instalada promedio de centrales hidráulicas está alrededor de 70%.

• El modelo siguiere que la expansión de la oferta debe ser diversificada enfatizando principalmente las centrales hidráulicas y gas natural, y en menor medida las centrales que usan derivados del petróleo, principalmente como centrales de punta.

• La centrales que usan energías renovables, principalmente las eólica, no tienen aún espacio en la expansión de la oferta en un contexto en que las tecnologías compiten en base al rendimiento térmico y costos económicos.

Cuadro N° 22: Composición óptima del parque generador al 2018.

Parámetros

Máxima Demanda (2018) 7430

Factor de Carga 0.79

Mínima Demanda 4329

Tecnología

Costo anual de capital (US$/KW-

año)

Costo Variable esperado

/US$MWh)

Costo de la energía anual

esperada (MM US$)

Costo esperado

por potencia anual (MM

US$)

Costo Total anual

esperado (MM US$)

Potencia promedio

(MW)

Composición al 2008

CH 290 0 0 1748 1748 6031 73%

CARBON 197 36 0 0 0 0 0%

GNCC 123 32 76 115 192 940 12%

GNCS 72 50 51 75 127 1048 14%

DIESEL 59 185 0.31 2 2 35 0.40%

EÓLICA 345 2 0 0 0 0 0%

Costo Sistema 2069 8053

29En entregas posteriores se incorporara los requerimientos de capacidad adicional asociada al reemplazo de centrales y el margen de reserva.


82

En un contexto de incertidumbre hidrológica y de volatilidad de precios30, la distribución de los mínimos costos del sistema está sesgada hacia los valores por encima del promedio, presentando un valor mínimo de MMUS$ 1.502 y un valor máximo de MMUS$ 1.649. Por su parte, el precio medio de la electricidad asociado a la composición de mínimo costo asciende a US$34 por MWh.

Cuadro N° 23: Distribución de los mínimos costos del sistema al 2018.

La convergencia del parque actual a la composición óptima basado en el modelo de despacho y criterios de rentabilidad de la inversión tiene los siguientes resultados preliminares:

• El modelo de la segunda etapa sustenta incrementos de oferta de centrales hidráulicas y a gas natural, lo que es consistente con el modelo de la primera etapa. Este sustento está basado en criterios de rentabilidad financiera.

• La composición del parque generador está caracterizado por una participación cercana al 60% de las centrales hidráulicas y le sigue en importancia las centrales a gas natural. Además se aprecia una reducción de la participación de las centrales que usan derivados del petróleo.

Cuadro N° 24: Evolución de la oferta y composición del parque generador.

Margen de Reserva 20% 18% 21% 26% 28% 32% 30% 30% 31% 30% 32%Tecnología 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Centrales Hidráulicas 55% 53% 54% 55% 55% 55% 57% 58% 58% 58% 58%Centrales a Gas Natural (CC) 9% 9% 8% 15% 22% 24% 23% 26% 25% 27% 25%Centrales a Gas Natural (CS) 20% 23% 24% 17% 11% 10% 10% 6% 9% 6% 8% Centrales a Diesel 13% 13% 11% 10% 10% 9% 9% 8% 8% 7% 7% Centrales a Carbón 3% 3% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 1%

Cuadro Resumen 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Máxima Demanda 4277 245 256 270 286 302 319 337 356 376 398 Oferta 5141 176 487 550 448 636 320 428 525 413 650 Centrales Hidráulicas 2826 0 295 375 270 315 320 315 300 300 375 Centrales a Gas Natural (CC) 456 0 0 526 529 288 0 338 0 338 0 Centrales a Gas Natural (CS) 1051 176 192 -351 -351 33 0 -225 225 -225 275 Centrales a Diesel 666 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Centrales a Carbón 142 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

30Se realizaron mil simulaciones para las variables aleatorias.


83

• Alrededor del 60% del incremento de la capacidad entre el 2008 y el 2018, corresponde a centrales hidráulicas. El incremento de capacidad térmica es exclusivamente por centrales a gas natural.

• Para el período 2008-2018, el costo marginal promedio asociados a esta composición del parque generador se ubica alrededor de US$ 32 por MWh y el margen de reserva fluctuaría entre 18% y 32%.

• Las tarifas en barra fluctúan entre US$ 27 y US$ 43 por MWh. La mayor reducción se da en los años 2010 y 2012. como consecuencia de la mayor expansión de la oferta relativa a la demanda. En el primer año la oferta aumenta en más de 600 MW y la demanda en 500 MW, mientras que en el segundo año la oferta crece en más de 900 MW y la demanda en más de 500 MW.

• En los años posteriores al 2012, la tarifa es más estable y fluctúa entre US$ 27 y US$ 30 por MWh.

Gráfico N° 67: Evolución de las tarifas eléctricas.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Dol

ares

/M

Wh


84

7.1.4 Escenario prospectivo tendencial: “Seguimos la Ola”

Crecimiento económico jala cambios, aunque insuficientes, en el sector eléctrico.

Provisión energética

La provisión de energía eléctrica se incrementa, pero es el crecimiento de la economía el que “jala” la inversión en generación y distribución. Han existido períodos de incertidumbre y/o déficit en la generación.

Existe incertidumbre también respecto de las tarifas, pues los cambios en el parque generador han sido tardíos. Además siguen operando unidades poco eficientes y algunas con tecnología obsoleta.

El incremento del precio del gas de Camisea incremento la competitividad de las hidroeléctricas y la reconversión a ciclo combinado de algunas centrales a gas natural

Recursos Energéticos

Hay gas todavía y se esta buscando más, se ha incrementado el precio del gas natural

Se han promovido inversiones en el sector en general

No se siente todavía problemas debido al cambio climático. La hidrología se mantiene estable y el estado ha promovido desde hace unos años atrás unidades de medición hidrológica, información que hace publica para los inversionistas del sector.

Matriz Eléctrica La hidroenergía y la generación usando gas natural predominan en la matriz eléctrica, representando respectivamente el 40%-45% y 35%-30% de la capacidad

instalada.

Por lo menos el 1% de lo que se produce proviene de fuentes renovables no convencionales

Distribución eléctrica Un institucional deficiente, influyó en que las inversiones en transmisión eléctrica fueran tardías e insuficientes, generándose cuellos de botella en algunas

zonas del país.

La distribución del gas natural se centraliza en un eje troncal hacia Lima, donde se genera energía eléctrica y se distribuye hacia otras zonas del país.

Mercado Regional de Electricidad

En Sudamérica se gesta un naciente mercado regional de gas, estimulado principalmente por el crecimiento económico en la región sudamericana (3% del PBI anual en promedio). Sin embargo, las deficiencias en la política energética no han permitido que el Perú participe como proveedor importante de ese mercado en crecimiento.

No se logró establecer una política energética de largo plazo, como política de Estado. Hubo sí, énfasis, a veces con inconsistencias, para promover la instalación de centrales hidroeléctricas y el uso del gas natural; respondiendo también a políticas ambientales más agresivas en el entorno mundial.

Política Pública Los peruanos no asumen el valor de mantener reglas claras y estables, a pesar de un crecimiento continuo. A pesar de mantenerse en niveles controlables de gobernabilidad, la incertidumbre política y social dificultaron la existencia de una política eléctrica de largo plazo, pues muchas modificaciones debieron responder a exigencias políticas pero técnicamente no convenientes.

Cambio tecnológico El cambio tecnológico ha sido limitado, se ha dado en la medida que era necesario renovar el parque generador, con niveles de eficiencia cuestionables.

Recientemente, se está adoptando medidas con el propósito de propiciar inversión en tecnologías de generación más eficientes y limpias, pues la preocupación por el cambio climático ha originado regulaciones ambientales internacionales más estrictas (multas, impuestos y sanciones).

Entorno económico El auge exportador, basado en un entorno internacional favorable, en la demanda internacional de materias primas y ventajas con que cuenta el Perú en sectores como turismo y agro exportación, mantuvo el crecimiento económico a niveles entre 5.0% y 6.0% en los último 10 años.


85

7.2 Sensibilidades al modelo

7.2.1 Sensibilidad 1: Cambio en costos relativos y costo de oportunidad del capital. “Escenario Todo esta mal”

Se analiza en conjunto a) cambio en los precios relativos de los combustibles, se evalúa un incremento del precio del petróleo a US$ 200 por barril. Asociado a este incremento, se observa también variaciones en el precio del gas natural, carbón y el diesel debido a la relación entre estos precios asumida. b) Incremento del costo de inversión de las centrales hidráulicas a un valor de US$ 2.000 por MW y c) aumento del costo de oportunidad del capital hasta ubicarse en 20%.

Cuadro N° 25: WTI a US$ 200 por barril y Precios de Paridad de Importación de los combustibles.

PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES DERIVADOS DEL PETROLEO

Estructura de precios % Combustibles

USCG 1/ Importación 2/

Densidad 3/

Kg/barril EIA(08-18)4/ US$/barril

PPI(90-04)5/

US$/Tbarril PPI(90-04)5/

US$/Ton

Diesel 2 1.11 0.89 136.4 222 249 1824

Residual 6 0.8 0.85 151.7 160 188 1240

Residual 500 0.94 0.85 154.4 150 178 1153

Carbón (US$/Ton) 152

WTI 200

Gas natural (US$/MMBTU) 6/ 3.2

1/ Diesel y residual 6 respecto al WTI en USCG, Residual 500 respecto a Residual 6 obtenidos del plan referencial de hidrocarburos del MINEM 2/ Promedio (oct 2004-jul 2008) del ratio Precio del combustible en USCG/Precio de paridad de importación obtenido de los informes de precios referenciales de combustibles publicado por el Osinergmin 3/ Información obtenida de los informes técnicos de la fijación tarifaria 4/ Promedio para el periodo en la USCG 5/ Precio Paridad de importación 6/ Estimado Fuente: Osinergmin, Minem e International Energy Anual 2008

Estos cambios en conjunto dan como resultado una recomposición del parque generador en comparación al escenario base. La composición óptima del parque generador al 2018 con estos nuevos parámetros presenta las siguientes características:

• La participación de las centrales hidráulicas en la composición del parque generador es nula como consecuencia de su pérdida competitividad debido al incremento de la inversión y al costo de oportunidad del capital. El efecto del costo de capital es mayor en tecnologías que requieren elevados montos de inversión como los son las centrales hidráulicas.

• La composición del parque generador se concentraría principalmente en centrales a gas natural y en menor medida en centrales a diesel, las que se utilizarían principalmente como centrales de punta.

• Con estos nuevos parámetros, la expansión de la oferta no estaría tan diversificada en comparación al escenario base.

• Nuevamente, la centrales que usan energías renovables, principalmente las eólica, no tienen aún espacio en la expansión de la ofertan en un contexto en que las tecnologías compiten en base al rendimiento térmico y costos económicos.

• Por su parte, el precio medio de la electricidad asociado a la composición de mínimo costo asciende a US$55 por MWh.


86

Cuadro N° 26: Sensibilidad “Escenario Todo está mal” - Composición óptima

del parque generador al 2018 Parámetros Máxima demanda 7430 Factor de carga 0.79 Mínima demanda 4329

Tecnología Costo anual de

capital (US$/KW-año)

Costo variable esperado

(US$/MWh)

Costo energia anual

esperada (MMUs$)

Costo esperado por

potencia anual

(MMUS$)

Costo total anual

esperado (MMUS$)

Potencia promedio

(MW)


CH 284 0 0 0 0 0 0.00%

CARBON 327 0 0 0 0 0 0.00%

GNCC 166 0 1099 936 2034 5650 69.50%

GNCS 83 0 272 205 478 2476 30.50%

DIESEL 80 0 0 0 0 3 0.04%

EOLICA 567 0 0 0 0 0 0.00%

Costo Sistema 2512 8129 Demanda Sistema 7430 Oferta Sistema 8129

La convergencia del parque bajo el modelo estadístico tendencial, a la composición óptima bajo este escenario, basado en el modelo de despacho y criterios de rentabilidad de la inversión tiene los siguientes resultados preliminares:

• Para el corto plazo se consideraron las centrales que formaron parte del parque de obras de la fijación tarifaria de mayo de 2008. En esta sensibilidad se asume que el incremento de la demanda es cubierta principalmente por centrales a gas natural ciclo simple y las cuales se convierten a ciclo combinado tomando en cuenta los parámetros de rentabilidad.

• Dado los precios relativos de largo plazo de los combustibles y los costos de inversión tomados para esta sensibilidad, el parque óptimo convergerá a una composición de 32% de capacidad hidráulica, alrededor de 58% de capacidad a gas natural y una muy baja participación de tecnologías de carbón y diesel (ver cuadro N° 27). Esto al año 2018 fin del periodo de análisis.

Cuadro N° 27: Sensibilidad “Escenario Todo está mal” - Composición basada en el modelo de despacho al 2018.

Tecnología 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Centrales Hidráulicas 55% 47% 45% 43% 42% 39% 38% 36% 35% 33% Centrales a Gas Natural (CC) 9% 16% 29% 27% 33% 31% 39% 37% 43% 40% Centrales a Gas Natural (CS) 20% 24% 14% 18% 13% 19% 13% 17% 12% 17% Centrales a Diesel 13% 11% 11% 10% 10% 9% 9% 8% 8% 8% Centrales a Carbón 3% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% Margen de Reserva 20% 33% 32% 31% 26% 29% 26% 25% 21% 21%

Cuadro Resúmen 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Máxima Demanda 4277 245 256 270 286 302 319 337 356 376 Oferta 5141 896 273 290 145 540 320 350 175 460 Centrales Hidráulicas 2826 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Centrales a Gas Natural (CC) 456 526 820 0 435 0 660 0 525 0 Centrales a Gas Natural (CS) 1051 370 -547 290 -290 540 440 350 -350 460 Centrales a Diesel 666 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Centrales a Carbón 142 0 0 0 0 0 0 0 0 0


87

• Así se asume el ingreso de 7 nuevas centrales térmicas a gas natural entre el 2008 y el 2018. El ingreso de las mismas fue determinado por la rentabilidad económica de las mismas

• En cuanto al costo marginal de las centrales este se incrementó respecto al escenario base ya que no se tienen ingresos de centrales hidráulicas. El costo promedio del periodo es de US$ 57.

Gráfico N° 68: Evolución de las tarifas eléctricas

Dol

ares

/MW

h

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Dolares/MWh

Fuente: Elaboración Propia.

7.2.2 Sensibilidad 2: Reducción del costo de inversión de las eólicas “Escenario nuevas tecnologías de generación”

En este caso se analiza la reducción en 20% de la inversión de las centrales eólicas. A pesar de esta reducción, la inversión en esta tecnología no es competitiva respecto al resto. Esto se explica por los bajos factores de planta que hace que los costos medios sean altos. Así, la composición óptima del parque generador al 2018 es igual al escenario base.

Por su parte, el precio medio de la electricidad asociado a la composición de mínimo costo asciende a US$34 por MWh.

Cuadro N° 28: Sensibilidad 2 “Escenario nuevas tecnologías de generación”- Composición óptima del parque generador al 2018.

Parámetros Máxima demanda 7430 Factor de carga 0.79 Mínima demanda 4329

Tecnología


año)


(US$/MWh)

Costo energia anual

esperada (MMUs$)

Costo esperado

por potencia

anual (MMUS$)

Costo total anual

esperado (MMUS$)

Potencia promedio

(MW)


CH 217 0 0 1277 1277 5875 73.50%

CARBON 197 30 0 0 0 0 0.00%

GNCC 104 20 40 41 81 394 4.90%

GNCS 54 31 122 92 215 1709 21.40%

DIESEL 51 141 0 1 1 10 0.13%

EOLICA 345 2 0 0 0 0 0.00%

Costo Sistema 1574 7988

Demanda Sistema 7430 Oferta Sistema 7988


88

7.2.3 Sensibilidad 3: Impuesto a la emisión de carbono “Escenario medio ambiental”.

En este caso se analiza un impuesto a la emisión de carbono. Se asume un impuesto de US$ 10 por CO2 que es el valor promedio considerado por IEA (2007). Para cada tipo de combustible se considera la intensidad de emisión por cada GWh generado. La composición óptima del parque generador al 2018, con la imposición de un impuesto al carbono, presenta las siguientes características: • La participación de las centrales hidráulicas en la composición del parque generador aumenta en relación al

escenario base como consecuencia de los mayores costos operativos de las centrales térmicas.

• Las centrales que usan energías renovables, principalmente las eólica, no tienen aún espacio en la expansión de la oferta, en un contexto en que las tecnologías compiten en base al rendimiento térmico y costos económicos.


Cuadro N° 29: Sensibilidad 3- “Escenario Medio Ambiental” Composición óptima del parque generador al 2018.


Tecnología


año)


(US$/MWh)

Costo energia anual

esperada (MMUs$)

Costo esperado

por potencia

anual (MMUS$)

Costo total anual

esperado (MMUS$)

Potencia promedio

(MW)


CH 217 0 0 1351 1351 6215 77.7%

CARBON 197 30 0 0 0 0 0.00%

GNCC 104 20 32 32 64 309 3.90%

GNCS 54 31 106 79 186 1470 18.40%

DIESEL 51 141 0 1 1 10 0.13%

EOLICA 345 2 0 0 0 0 0.00%

Demanda Sistema 7430 Oferta Sistema 8004

7.2.4 Participación objetivo de las Energías Renovables

En este caso se analiza el establecimiento de una participación objetivo en el consumo (5%) por parte de las energías renovables. Además se asume que se otorgan ciertos incentivos que hacen rentable la inversión de centrales eólicas.

La determinación de la composición óptima, con esta restricción, implica disminuir solo la participación de la tecnología de base para dar espacio a las energías renovables, mientras que el resto de tecnologías mantiene su participación que minimiza el costo total del sistema sin restricción.

La composición óptima del parque generador al 2018, con la imposición de una participación objetivo en el consumo, presenta las siguientes características:

• La participación de las centrales hidráulicas en la composición del parque generador disminuye a 62% para dar espacio a las energías renovables.

• Para el cumplimiento de la participación objetivo en el consumo, la capacidad promedio de las centrales eólicas supera los 1,3 GW, lo que implica un participación de 15% en el parque generador.



89

Cuadro N° 30: Sensibilidad 4- “Participación Objetivo de las energías renovables” Composición óptima del parque generador al 2018.


Tecnología


año)


(US$/MWh)

Costo energia anual

esperada (MMUs$)

Costo esperado

por potencia

anual (MMUS$)

Costo total anual

esperado (MMUS$)

Potencia promedio

(MW)


CH 217 0 0 1207 1207 5555 61.50%

CARBON 197 30 0 0 0 0 0.00%

GNCC 104 20 40 41 81 394 4.40%

GNCS 54 31 122 92 215 1709 18.90%

DIESEL 51 141 0 1 1 10 0.11%

EOLICA 345 2 4 472 477 1370 15.20%

Costo Sistema 1981 9038 Demanda Sistema 7430 Oferta Sistema 9038

8 Encuesta Delphi

8.1 Identificación de variables claves

Para el proceso de Identificación de variables claves se siguió con las recomendaciones dadas por Osinergmin. A partir de esta revisión se recopilo 389 variables del sector, de las cuales a través de un Task Force y de priorizar las mismas tomando en cuenta cuán sensibles podrían hacer un movimiento de estas variables al sector y el rol de cada una de ellas en la problemática actual, se logró priorizar un total de 96 variables (79 nacionales y 17 internacionales).

Para el éxito del Delphi estas variables que incluyen información sobre indicadores macroeconómicos relevantes (evolución del PBI, tipo de cambio, riesgo país), publicaciones de organismos internacionales sobre tendencias en el sector energético, incluyendo tendencias regionales (OECD, CIER, OLADE, CEPAL), documentos de OSINERGMIN (documentos de investigación de la OEE, Informes técnicos que sustentan resoluciones tarifarias, entre otros), documentos elaborados por el Minem: Plan Referencial de Electricidad, anuarios estadísticos, matriz energética, así como documentos elaborados a nivel internacional serán nuevamente evaluados con la finalidad de reducir el espacio morfológico sobre el que se desarrollarían los escenarios y por ende la respectiva encuesta Delphi.

8.2 Elección del Panel de Expertos

Para la elección del panel de expertos se ha tomado en cuenta los diferentes tipos de actores que intervienen, siguiendo la siguiente tipificación:

Expertos Nacionales:

• Empresas del Sector: Decisores de Negocio y Especialistas

• Grandes Consumidores : Clientes Libres

• Policy Makers: Estado y Gremio

• Otros Especialistas

Expertos Internacionales:

• Entidades Privadas: Institutos de Investigación en Energía, Universidades, Empresas del Sector, Consultoras, Comunidades, Asociaciones, Otros organismos.

• Entidades Públicas: Ministerios, Universidades, Agencias Reguladoras, otros organismos Intragubernamentales.


90

• Base de expertos del Millennium Project.

Los expertos han sido elegidos por la competencia adquirida y evaluada y en muchas cosas por haber participado en ejercicios similares anteriormente (Delphi Energía 2030). Es así que se tienen identificados 1,958 expertos nacionales y 1,120 expertos internacionales.

8.3 Cuestionario Aplicado

Las preguntas para el cuestionario se han aplicado en base a las opiniones que se han captado en los Paneles de Expertos realizados y al Task Force interno con los especialistas del equipo de trabajo, y la revisión de variables identificadas como claves..

Para cada uno de los puntos se evaluará la pertinencia y conveniencia de la formulación de las opciones, ya que para este ejercicio es relevante que los participantes tengan claro la conceptualización de cada una de estas opciones y sus implicancias para el sector eléctrico. Es decir, se debe de hacer un correcto uso del lenguaje para así poder facilitar el entendimiento del experto, y pueda comprender la magnitud, como lo que se espera de él o mejor dicho de su participación en el método

Se apuesta por obtener un mínimo de 100 respuestas. Al ser esto un proceso, en un escenario optimista se esperaría superar esa valla.

La mecánica y medio de difusión será utilizando herramientas informáticas y la base de la encuesta Delphi – online del Millennium Project.

La encuesta, pasará a un taller de validación para evitar supuestos y discrecionalidad, de manera que se obtenga la conformidad.

Finalizado esto, se procederá a difundir la encuesta e invitar al segmento seleccionado a participar del ejercicio.

8.4 Delphi elaborado

El cuestionario ha sido elaborado considerando:

• Eventos, es decir posibles acontecimientos a futuros portadores de cambios, respecto de los cuales se consulta: a.) su probabilidad de ocurrencia, b.) el nivel de impacto que tendrían en el sector, c.) cuánto dependen de las políticas públicas que se implementen.

• Variables, factores clave del sistema sector eléctrico, respecto de los cuales se consulta: a.) el valor más alto posible al 2018, b.) el valor más bajo posible al 2018, c.) el valor más probable al 2018.

• Los ejes de incertidumbre, es decir los vectores que podrían articular el sentido del cambio de eventos y variables.

En ambos casos los expertos tienen la posibilidad de fundamentar sus opiniones por escrito, de revisar las opiniones de otros y de modificar su elección en función del intercambio de opiniones. Asimismo, pueden agregar sugerencias adicionales sobre temas no planteados.

El cuestionario, consta de cinco secciones que están en revisión, que en total incorporan 124 preguntas. Su distribución es la siguiente:

Cuadro N° 31: Distribución de secciones encuesta Delphi Sección N° de preguntas

Acontecimientos Globales y variables internacionales 24

Acontecimiento Regionales (Sudamérica) y Nacionales 49

Variables que describen el sector eléctrico 46

Políticas y Riesgos 9

Ejes de incertidumbre 7

Total 135

En la sección Acontecimientos Globales, se está consultando tanto acontecimientos al año 2018, como acontecimientos al año 2028, pues el horizonte de 10 años es insuficiente para identificar cambios relevantes, más aún cuando todos los estudios de tendencias proponen que los cambios en la matriz energética mundial derivados de nuevas tecnologías recién madurarán a partir del año 2018.


91

Se ha incorporado también variables que correlacionarán los escenarios prospectivos con el escenario estadístico tendencial, a efecto de permitir la evaluación cuantitativa de la demanda y requerimientos de inversión probables para cada uno de los escenarios tendenciales.

Esta correlación escenarios prospectivos – demanda y requerimientos de inversión, permitirán evaluar el impacto concreto del sentido de cambio considerado en cada uno de los escenarios prospectivos.

8.5 Resultados de la Encuesta Delphi

El Real Time Delphi ha sido ejecutado en cinco semanas. Se convocó a los expertos para brindarnos su opinión sobre la probabilidad, impactos esperados y aspectos políticos de acontecimientos (eventos) futuros que puedan afectar a la electricidad y sobre los altos, bajos y esperados valores de las variables que miden el estado de la electricidad en el Perú.

Contó con la participación de 212 personas de 32 países (ver Cuadro N° 32) que respondieron por lo menos una pregunta por persona según su nivel de expertise y conocimiento. Su registro se pudo realizar con el código de estudio Perú (con P mayúscula y sin tilde) en el portal del Real Time Delphi (www.realtimedelphi.com)

Cuadro N° 32: Participación de encuestados por países de procedencia

Pais % Pais % Pais %

Perú 39 Ecuador 1.4 Pakistan 0.5

Brasil 10.8 India 1.4 Alemania 0.5

Estados Unidos 9 Finlandia 1.4 Bélgica 0.5

Japón 4.7 Suiza 1.4 Eslovaquia 0.5

Argentina 4.2 Uruguay 0.9 Letonia 0.5

Venezuela 3.8 Filipinas 0.9 Malasia 0.5

México 2.8 Italia 0.9 Reino Unido 0.5

Colombia 2.4 Corea del Sur 0.9 Republica Checa 0.5

España 2.4 Países Bajos 0.9 Rusia 0.5

Francia 2.4 Armenia 0.5 Sudáfrica 0.5

Cánada 1.9 Australia 0.5

Otras características del grupo que respondió han sido:

• 15% de los participantes son mujeres.

• Cerca del 30% de las personas que han respondido al menos una pregunta han revisado la encuesta por lo menos una vez.

• Finalmente, el estudio produjo cerca de 15,280 respuestas al cuestionario, lo que en promedio significa que se respondieron por lo menos 72 preguntas por persona.

Identificando la categoría de empleos de los encuestados se muestra que, más del 35% pertenecen al sector privado.


92

Gráfico N° 69: Encuestados por Tipo de Organización

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40%

Sector Privado

Sector Público

Academia

Otros

Organismo Internacional

Organismo no Gubernamental

Autor

Basándose únicamente en el promedio de respuestas, los acontecimientos examinados en las secciones 1 y 2 del cuestionario se divide en varios grupos. En primer lugar, hubo ocho acontecimientos en las secciones 1 y 2 que en base a las opiniones (basado en la media de las puntuaciones) tienen una probabilidad por encima de 66,66% en 2018. Estos fueron:

Cuadro N° 33: Eventos con mayor probabilidad de ocurrencia

N° Evento Probabilidad promedio

205 Desarrollo: para 2018 : El PBI de la región sudamericana en promedio continúa creciendo por encima del 3% anual y existe una demanda creciente de electricidad en la mayoría de países

80.5

109 Desarrollo: para 2018 : Se acelera el desarrollo comercial de tecnologías limpias de generación 74.47

107 Desarrollo: para 2018 : Políticas ambientales más agresivas se van realizando como resultado de un continuo incremento de emisiones de CO2 y gases de efecto invernadero

73.76

220 Desarrollo: para 2018 : El incremento del precio del gas natural de Camisea, resultó en incremento de la competitividad para las hidroeléctricas, otros yacimientos, y para la reconversión a ciclo combinado de otras centrales a gas

69.03

209 Desarrollo: para 2018 : La seguridad y eficiencia en la provisión de energía eléctrica se constituye en una ventaja de Perú para atraer inversión extranjera en manufactura 69.02

227 Desarrollo: para 2018 : Conflictos se desarrollan entre las poblaciónes aledañas a las fuentes de agua y las compañías e inversores en hidroenergía, por el acceso al agua y piden compensación económica

68.78

108 Desarrollo: para 2018 : La mayoría de los países introducen estrictas sanciones adicionales (incluyendo fuertes multas, impuestos, y sanciones penales) por contaminación

68.67

223 Desarrollo: para 2018 : Una red de gasoductos de gas natural garantizan el suministro de gas natural y su distribución en muchas zonas geográficas 66.89

Debido a su alta prioridad, estos eventos deberían ciertamente estar considerados en cualquier escenario.

Muchos de los eventos en la sección 1 y 2 han sido opinados como de relativamente alto impacto, lo cual no es necesariamente sorprendente ya que el equipo de investigación seleccionó eventos que inicialmente fueron pensados


93

como consecuentes. El siguiente cuadro presenta 9 eventos pensados para tener impactos por encima de 8, en una escala del 1 al 10 (donde 10 es de muy alto impacto):

Cuadro N° 34: Eventos con mayor impacto


Impacto Promedio

231 Desarrollo: para 2018 : Gobierno radical violenta derechos de propiedad y expropia empresas privadas del sector eléctrico o estatiza empresas

31.51 8.58

217 Desarrollo: para 2018 : Se descubrirán y explotarán yacimientos de gas natural con potencial suficiente para que Camisea represente menos del 50% de la producción nacional de gas natural

56.03 8.41

230 Desarrollo: para 2018 : Gobierno populista interviene en la regulación del sector eléctrico, altera las reglas de juego y manipula tarifas de electricidad

46.12 8.26

209 Desarrollo: para 2018 : La seguridad y eficiencia en la provisión de energía eléctrica se constituye en una ventaja de Perú para atraer inversión extranjera en manufactura

69.02 8.23

218 Desarrollo: para 2018 : Se establecerá el precio del gas para generación eléctrica considerando el precio de paridad de importación

57.71 8.17

219 Desarrollo: para 2018 : Limitaciones en el suministro de gas natural de más de 6 meses, contraen la generación de energía eléctrica 47.29 8.12

211 Desarrollo: para 2018 : Ha habido y hay, vacíos, contradicciones y cambios significativos en las reglas de juego para el sector eléctrico 56.92 8.11

210 Desarrollo: para 2018 : La política pública de largo plazo para el sector eléctrico ha sido explícita y ha recibido el soporte del Estado 60.51 8.08

208 Desarrollo: para 2018 : Inversión en generación eléctrica en America del Sur suficiente para garantizar cobertura de la demanda y un parque generador moderno y eficiente

58.29 8.03

Nótese que ningún evento aparece en ambas listas de alta probabilidad y alto impacto, aunque el 205 aparece con una probabilidad de 80.5% y un impacto de 7.75:

Cuadro N° 35: Evento con alto impacto y alta probabilidad

N° Evento Probabilidad

promedio Impacto

Promedio

205 Desarrollo: para 2018 : El PBI de la región sudamericana en promedio continúa creciendo por encima del 3% anual y existe una demanda creciente de electricidad en la mayoría de países

80.5 7.75

Los eventos que han sido evaluados como de baja probabilidad pero de alto impacto son una sorpresa para cualquier escenario el cual evaluará la habilidad de las políticas para incorporarse en el escenario para responder a los importantes eventos inesperados.

El tercer parámetro evaluado por los encuestados se relaciona con la política, se preguntó: "¿Es probable que las políticas públicas o privadas determinen la ocurrencia o consecuencia de estos eventos? (10 = casi con toda seguridad; 1 = no). "El ranking de relevancia política de estos parámetros muestra a los siguientes eventos al principio de la lista:


94

Cuadro N° 36: Ranking de relevancia política


Impacto Promedio

Relevancia de Política

Promedio

210 Desarrollo: para 2018 : La política pública de largo plazo para el sector eléctrico ha sido explícita y ha recibido el soporte del Estado

60.51 8.08 8.34

107

Desarrollo: para 2018 : Políticas ambientales más agresivas se van realizando como resultado de un continuo incremento de emisiones de CO2 y gases de efecto invernadero

73.76 7.58 8.09

108

Desarrollo: para 2018 : La mayoría de los países introducen estrictas sanciones adicionales (incluyendo fuertes multas, impuestos, y sanciones penales) por contaminación

68.67 7.42 8.08

203

Desarrollo: para 2018 : Se logran acuerdos estables y políticas complementarias entre países sudamericanos que facilitan la comercialización de electricidad y de insumos para generación eléctrica

59.56 7.68 8.07

209

Desarrollo: para 2018 : La seguridad y eficiencia en la provisión de energía eléctrica se constituye en una ventaja de Perú para atraer inversión extranjera en manufactura

69.02 8.23 8.06

234 Desarrollo: para 2018 : El marco regulatorio para transmisión eléctrica es previsible y estable y propicia la inversión privada

62.33 7.54 8.06

225

Desarrollo: para 2018: El otorgamiento de derechos de uso del agua para generación eléctrica se torna transparente por coherencia de la legislación y transparencia en la gestión.

59.37 7.51 7.94

201 Desarrollo: para 2018 : Interconexiones y comercialización significativa de electricidad (10% de toda la generación) entre países sudamericanos

57.22 6.72 7.93

213 Desarrollo: para 2018 : La orientación general de la política pública fue promover la generación hidroeléctrica

61.27 7.68 7.88

215 Desarrollo: para 2018 : La política pública para promover la hidro energía, logra que al 2018 más del 60% de la electricidad provenga de esa fuente

61.89 7.89 7.79

Nótese que los ítems de política parecen tener relativo alto impacto.

Dentro del cuestionario, 3 preguntas de la sección 1 y 46 preguntas de la sección 3, requieren opinión acerca de sus valores futuros. A los encuestados se les preguntó para estimar el más alto, el más bajo y el más probable valor para estas variables. Hay mucha información en esta sección.

Los datos sobre expectativas para estas variables importantes para el sector eléctrico del Perú fue primero revisado en términos de las brechas entre las altas y bajas expectativas como un porcentaje del valor considerado más probable, usando la siguiente fórmula:

Brecha = 100* (alto estimado – bajo estimado)/ probable estimado


95

Esta es la escala de incertidumbre. Las variables top del ranking (cerca del 75%), de acuerdo con esta escala son:

Cuadro N° 37: Ranking de incertidumbre de variables del sector eléctrico

N° Variable Alto

Estimado Bajo

Estimado Esperado Estimado Brecha

346 Variable: % de la electricidad generada vendida a otros países sudamericanos no mencionados en los tres ítems anteriores

2.7 0.7 1.25 160.00

338 Variable: Precio por potencia 0.65 0.23 0.34 123.53

345 Variable: % de la electricidad generada vendida a Chile 3.71 1.04 2.26 118.14

344 Variable: % de la electricidad generada vendida a Ecuador 17.89 4.87 11.17 116.56

343 Variable: % de la electricidad generada vendida a Brasil 24.63 10.77 13.42 103.28

314 Variable: Costo del agua (por canon) para generación eléctrica, S/. /MWh 1.57 0.69 1.04 84.62

339 Variable: Elasticidad del consumo de electricidad respecto del crecimiento del PBI 0.44 0.23 0.25 84.00

304 Variable: Tasa promedio de crecimiento anual del PBI Minero para el periodo 2009-2019 3.74 1.65 2.66 78.57

308 Variable: % de la potencia instalada total que representan las centrales que usan carbón 3.05 1.4 2.17 76.04

303 Variable: Tasa promedio de crecimiento anual del PBI para el periodo 2009-2019 9.25 4.44 6.33 75.99

Otra forma de ver esta información es estudiando el cambio anticipado de valores recientes. En este análisis la formula que se ha usado es:

Crecimiento= 100* (Valor esperado – Valor reciente)/ Valor reciente

Usando esta fórmula, las variables que se ubican primeras en la expectativa de crecimiento son (alguna data ha sido omitida por falta de información, nótese también que variables asociadas con la exportación de electricidad con otros países de Latinoamérica han sido omitidas de la lista porque los valores recientes son cero):

Cuadro N° 38: Ranking de variables del sector eléctrico que se espera crezcan más al 2018 N° Variable Valor

Esperado Valores Recientes Crecimiento%

310 Variable: % de la potencia instalada en centrales a gas natural que representan las centrales de ciclo combinado

23.15 9.21 151.36

301 Variable: Demanda total de electricidad en el país 6,906.17 3965.6 74.15

316 Variable: Costo del gas natural para generación eléctrica, US$/MMBTU asociado al Lote 88 de Camisea

3.88 2.43 59.67

306 Variable: % de la capacidad instalada total que representan las centrales térmicas que han superado su vida útil

7.47 5.0 49.40


96

N° Variable Valor Esperado Valores Recientes Crecimiento%

302 Variable: Consumo per cápita de electricidad 1,366.06 943 44.86

317 Variable: Costo de gas natural asociado al Lote 88 de Camisea para la gran industria 6.84 5.16 32.56

322 Variable: Costo del carbón para generar 1 MWh de electricidad 42.5 32.6 30.37

319 Variable: Costo del residual 6 para generación eléctrica 663.61 509.1 30.35

Se prevé que algunas variables disminuyan:

Cuadro N° 39: Ranking de variables del sector eléctrico que se espera crezcan menos al 2018

N° Variable Valor Esperado Valores Recientes Crecimiento%

303 Variable: Tasa promedio de crecimiento anual del PBI para el periodo 2009-2019 6.33 8.9 -28.88

312 Variable: % de la potencia instalada total que representan las centrales que usan diesel 2 4.6 7.09 -35.12

311 Variable: % de la potencia instalada total que representan las centrales que usan residual 6 4.16 7.06 -41.08

338 Variable: Precio por potencia 0.34 0.63 -46.03

339 Variable: Elasticidad del consumo de electricidad respecto del crecimiento del PBI 0.25 0.79 -68.35

Dentro de la sección 4 del cuestionario: lidiar con políticas, las tres políticas que fueron las altamente recomendadas son:

Cuadro N° 40: Políticas altamente recomendadas al 2018

407 ¿Optimizar económicamente la expansión de la generación, transmisión y gasoductos, mediante la planificación? Promedio: 8.18

401 Promover inversiones en plantas hidroeléctricas Promedio: 7.49

403 Promover agresivamente el uso de fuentes de energía no convencionales Promedio: 7.1

La sección 5 pregunta sobre los ejes de escenarios más adecuados; donde los más votados fueron los siguientes:

Cuadro N° 41: Ejes de escenarios más adecuados para la construcción de escenarios al 2018

502 Estabilidad de las reglas de juego y coherencia a largo plazo de políticas para el sector eléctrico (El rango abarca desde un ambiente regulatorio estable hasta un ambiente regulatorio inestable)

Promedio: 8.66

501 Estabilidad macro económica y riesgo país (El rango abarcan el rango de "muy estable, de bajo riesgo" a "inestable, de alto riesgo".) Promedio: 8.50

507 Progreso tecnológico (desde bajo hasta acelerado) Promedio: 7.74


97

9 Escenarios Prospectivos

9.1 Diseño de Escenario

Para el presente estudio, algunos ejes de escenarios fueron considerados en el Real Time Delphi; estos son:

• Estabilidad macroeconómica y riesgo país (El rango de "muy estable, de bajo riesgo" a "inestable, de alto riesgo".)

• Estabilidad de las reglas de juego y coherencia a largo plazo de políticas para el sector eléctrico (El rango abarca desde un ambiente regulatorio estable hasta un ambiente regulatorio inestable)

• Variabilidad hidrológica y periodos extensos de sequías (El rango abarca desde un escenario con abundante agua hasta periodos extensos de sequías)

• Demandas y conflictividad de poblaciones locales (El rango abarca desde estabilidad hasta caos)

• Garantía en el suministro oportuno y suficiente de gas natural. (El eje del escenario que abarca la gama de abundante y gas natural barato hasta escasez y altos precios.)

• Capacidad de presión de agentes que actúan en defensa del medio ambiente (El rango abarca desde baja hasta alta presión)

• Progreso tecnológico (desde lento hasta acelerado)

A los encuestados se les consultó su opinión sobre cuan útiles sería cada una de estas 7 alternativas para la construcción de escenarios, examinando el futuro de oferta y demanda de electricidad y sus políticas en el Perú. De hecho, los ejes 1, 2 y 7 fueron los más rankeados. Suponiendo que se seleccionaran estos 3, se tendrían 8 escenarios emergentes posibles.

Cuadro N° 42:

Espacio morfológico para la construcción de escenarios con 3 ejes de incertidumbre

N° Alta

estabilidad económica

Baja estabilidad económica

Ambiente regulatorio

estable

Ambiente regulatorio inestable

Vigoroso crecimiento tecnológico

Bajo crecimiento tecnológico

1 X X X

2 X X X

3 X X X

4 X X X

5 X X X

6 X X X

7 X X X

8 X X X

Este cuadro muestra como los extremos se permutan y van tomando una forma consistente de escenarios temáticos. No todos los 8 escenarios posibles tienen que incluirse necesariamente en el análisis, el análisis sólo incluirá los más interesantes de ellos.

De usar las tres dimensiones como ejes de escenarios, se podría escoger 3 ó 4 de ellos. Algunas de estas combinaciones son particularmente interesantes como el escenario 1 donde se ve que todo va bien, el escenario 8 donde todo va mal, el escenario 2 donde hay un ambiente regulatorio estable y con buenas condiciones económicas, la oportunidad tecnológica falta, y el escenario 5, en donde la tecnología viene a escena a pesar de la poca estabilidad económica, tal vez empujado por la estabilidad regulatoria. Ciertamente sería abrumador perseguir a los 8 escenarios, pero escoger 3 ó 4 pueden ser buenos candidatos.

Una simplificación puede ocurrir, si se selecciona dos dimensiones ortogonales o ejes que en conjunto definan un espacio de interés.

Para el estudio que estamos desarrollando trabajaremos con los 3 ejes de incertidumbre mencionados anteriormente y vamos a incorporar una variación al método de los ejes Schwartz que incluyen lo siguiente:


98

Se ha considerado los ejes con mayor relevancia asignada por expertos, para el desempeño del sector en los próximos 10 años.

Ejes de incertidumbre seleccionados, guardan consistencia con selección de eventos.

Algunos de los no seleccionados, son ejes específicos propuestos para evaluar – ratificar relevancia de algún factor.

Se pedía trabajar sólo 2 ejes. Metodología Ejes de Schwartz (análisis morfológico incertidumbres delimitadas).

Hemos ampliado el análisis morfológico considerando tres ejes de incertidumbre.

Entonces la variabilidad que se esta considerando es la siguiente:

Cuadro N° 43: Espacio morfológico para la construcción de escenarios

con 3 ejes de incertidumbre y 3 variabilidades posibles

Crecimiento Económico Vigoroso Crece

moderamenteCrece muy poco (o se estanca)

Reglas de Juego Mejoran y son estables

Relativamente estables con

soluciones de corto plazo

Inestables

Desarrollo Tecnológico

Perú al ritmo del cambio

tecnológico global

Perú asimila parcialmente

cambio tecnológico global

Escaso cambio tecnológico

A partir de esto hemos realizado y encontrado:

27 escenarios posibles. Resultantes de la combinación de ejes de incertidumbre e hipótesis de cambio.

Evaluando la coherencia lógica de los escenarios, se descartan aquellos que son improbables (8 escenarios).

Para la selección de escenarios se considera:

◦ Las combinaciones tipo más relevantes según variabilidades.

◦ La ocurrencia de eventos con mayor consenso en la encuesta Delphi (por impacto, probabilidad y relevancia de las políticas públicas) en cada uno de los escenarios posibles.

◦ Las probabilidades de concurrencia promedio.

Con ello hemos determinado los siguientes escenarios:

Vigo

rosa

Crec

e M

oder

amen

te

Crec

e m

uy p

oco

(o s

e es

tanc

a)

Mej

ora

y es

est

able

Esta

ble

con

solu

cion

es d

e co

rto

plaz

o

Ines

tabl

e

Cam

bio

Tec

glob

al y

Pe

rú a

sim

ila a

l ritm

oCa

mbi

o Te

c gl

obal

y

Perú

asi

mila

pa

rcia

lmen

teE

scas

o Ca

mbi

o Te

cnol

ogic

o

27 Perdimos el Rumbo 0 0 X 0 0 X 0 0 X18 Una carga para la economía 0 x 0 0 0 x 0 0 x24 Buena voluntad no alcanza 0 0 x 0 x 0 0 0 x5 Seguimos la ola (tendencial) x 0 0 0 x 0 0 x 0

11 Institucionalidad es clave 0 x 0 x 0 0 0 x 0

2 A punta de gas x 0 0 x 0 0 0 x 0

1 Tarea cumplida X 0 0 X 0 0 X 0 0

Cambio Tecnológico

Estabilidad Económica Reglas de Juego


99

9.2 Escenario:. Tarea Cumplida

Provisión Energética La suficiencia y eficiencia de suministro es Política de Estado, constituyéndose en una ventaja competitiva del país frente a sus pares de la región y del mundo. La

energía limpia predomina en base al aprovechamiento de recursos hídricos, y a la mayor eficiencia del uso para la generación del gas natural


Se conoce y se aprovecha el potencial hidrológico con el que cuenta el país, especialmente en la vertiente oriental, con nueva tecnología que permite explotar estos recursos en esas zonas, los costos de inversión han logrado mantenerse y los riesgos de construcción son manejables.

Se han confirmado reservas hasta el año 2050 aproximadamente dentro de los yacimientos de Camisea y los lotes 56, 57 y 88. Sin embargo también se han hecho nuevos descubrimientos, pues las nuevas políticas de promoción a las inversiones y la seguridad que da el Perú es un fuerte imán para ellas. Estos nuevos lotes no tan importantes como el de Camisea garantiza la apuesta que ha hecho el país por otras industrias asociadas. Con ello y para tener una mejor regulación de mercado del sector, se incremento el precio de gas natural que se encuentra entre los US$ 6 – US$ 4.50 MMBTU

Asimismo el entorno económico favorable y acceso a tecnología disponible logra que muchas de las fuentes de energía renovables no convencionales lleguen a ser económicamente viables sin la necesidad de mayor participación económica del Estado, solo en normas claras y transparentes y brindar una buena regulación del sector.

Matriz Eléctrica

Se desarrollaron proyectos hidroeléctricos de envergadura en la cuenca del Amazonas, varios de ellos promovidos por acuerdos de complementación económica con Brasil. Más del 60% de la electricidad proviene de fuentes hídricas.

La generación a gas natural representa entre 205% y 2530% de la capacidad instalada y casi todas las centrales son a ciclo combinado (Más del 50%). Se desarrollaron fuentes alternativas de generación, que representan entre 7% y10% de la matriz eléctrica, gracias a mejoras tecnológicas y la acción promotora del

Estado.

Distribución eléctrica

El crecimiento del país incrementó significativamente la demanda de energía eléctrica a nivel nacional. Esto para evitar problemas de saturación en las líneas de transmisión trajo consigo no solo un incremento de inversión en estas sino también la conexión de varios sistemas aislados. Estas inversiones en transmisión fueron oportunas y suficientes para evitar sobre costos en algunas áreas geográficas por saturación de las líneas de transmisión.

Cabe mencionar que las zonas donde se ha visto mayor dinamismo para la inversión en transmisión ha sido la zona centro – sur del país. Y la zona oriental que se esta interconectando debido a que es ahí precisamente donde se encuentran los mayores proyectos de generación hidroeléctrica.

La demanda es de aproximadamente 9500 a 9000 MW. La mejor supervisión llevo también a que las perdidas en distribución lleguen a niveles del 6% - 5%, y el coeficiente de electrificación esta por encima del 93%.

Luego, con la construcción del gaseoducto sur andino también se apoyo a la distribución de energía y electricidad


La inversión en generación eléctrica ha sido de las principales inversiones en América del Sur. La región ha seguido creciendo a mayor escala en los últimos años lo que ha sido correlativo a su sector energético – eléctrico.

La suficiente claridad de las reglas de juego, por lo menos desde nuestro país al exterior ha sido una herramienta valiosa que países como el Brasil han sabido aprovechar desarrollando proyectos de generación hidroeléctrica tanto para el mercado interno como para exportarlo a algunas zonas de su país, en una ratio de 50 % - 60%. Brasil se ha convertido en el principal socio energético del país.

Las interconexiones y comercialización significativa de electricidad entre países sudamericanos ha generado un mercado regional equivalente a más del 15% de la generación total de electricidad.

El Perú, vende a países vecinos entre el 10% - 5% de nuestra producción, en base a abundantes recursos para generación eléctrica, principalmente hidroeléctricas.


100

Política Pública

La política pública de largo plazo para el sector eléctrico ha sido explícita y ha recibido el soporte del Estado y ha priorizado principalmente la promoción de centrales hidroeléctricas y la generación con recursos renovables no convencionales, dada la política ambiental vigente.

Se desarrollan y promueven nuevos esquemas de financiamiento para el desarrollo de proyectos energéticos con participación de organismos financieros regionales, siendo si los de principal apoyo los de las renovables no convencionales

El Estado logra que la regulación ambiental sea predecible y eficiente reduciendo los conflictos ambientales que deben afrontar los generadores y transmisores de energía

Cambio tecnológico

El país asimilo el ritmo del cambio tecnológico global. Esto ha permitido no sólo mejora en la eficiencia de la producción actual de electricidad sino que también permite controlar los estragos de esta sobre el cambio climático.

Otra ventaja es que ha logrado que muchas de las tecnologías de generación que se pensaron no económicamente viables, ahora se han puesto en marcha sin la necesidad de apoyo económico del Estado,.

Entorno económico

El país viene creciendo a tasas promedio entre el 9% - 7% en promedio en los últimos 10 años. La buena previsión y planificación del sector público como del privado logró una rápida recuperación al año de iniciada esta, prácticamente ni la sentimos.

Los proyectos mineros que se cerraron al inicio de la problemática financiera mundial se reactivaron y con fuerza al año siguiente. Su demanda de electricidad se incrementará en más del 5% en promedio anual ya que el sector crecerá entre 4% 3% en promedio anual.

9.3 Escenario: A punta de Gas

La abundancia de gas natural facilitó que la provisión de energía acompañe el alto crecimiento de la economía.

Provisión Eléctrica La provisión de energía eléctrica fue suficiente para acompañar un alto crecimiento de la economía. El factor clave fue la abundancia de gas natural y su uso intensivo

aunque no necesariamente eficiente.


Se halló y exploró yacimientos de gas natural con potencial suficiente para que Camisea represente menos del 50% de la producción nacional de gas natural. El precio del gas natural en el mercado nacional es sensiblemente menor que el precio internacional.

Matriz Eléctrica

La abundancia de gas, propició que la participación de centrales a gas natural sea entre 60% - 45% del total de la potencia instalada. Menos de la mitad proviene de centrales de ciclo combinado.

La inversión en generación hidroeléctrica fue limitada. Su participación se redujo a 30% - 35% de la capacidad de generación. El uso de tecnologías limpias de generación ha sido muy limitado, no obstante que a nivel mundial se aceleró su desarrollo comercial. Aproximadamente entre 11.5% y 8% de la potencia instalada corresponderá a centrales que han cumplido ya con su vida útil.


El país cuenta con la red de gaseoductos que se construyó para la distribución en muchas zonas geográficas. Esta inversión en los gaseoductos regionales no quito el desarrollo y mejoramiento a algunas líneas de transmisión, principalmente de la zona centro a la sur donde se

mantenían ciertas congestiones problemáticas parar el sistema


101


La inversión en generación eléctrica en América del Sur es suficiente para garantizar cobertura de la demanda y un parque generador moderno y eficiente. A nivel regional el PBI sudamericano en promedio continúa creciendo por encima del 3% anual y existe una demanda creciente de electricidad en la mayoría de países, que responde a la tendencia de crecimiento sostenido de algunos países de la región y/o en desarrollo.

Se lograron acuerdos estables y políticas complementarias entre países sudamericanos que facilitan la comercialización de electricidad y de insumos para generación eléctrica.

Las interconexiones y comercialización significativa de electricidad entre países sudamericanos ha generado un mercado regional equivalente a más del 10% de la generación total de electricidad.

El Perú, vende a países vecinos entre el 5% - 3% de nuestra producción, en base a abundantes recursos para generación eléctrica, principalmente gas natural.

Política Pública

La política pública de largo plazo para el sector eléctrico y la de mediano plazo priorizó la inversión en extracción de gas natural y su transporte, con una política de precios de electricidad que premia el uso de este recurso.

La promoción de inversión en generación hidroeléctrica fue limitada; hubo períodos en los cuales la normatividad vigente, en la práctica, presentaba dificultades para inversión en este rubro. Los incentivos para invertir en tecnologías alternativas han sido limitados.

Cambio tecnológico El País asimilo parcialmente el cambio tecnológico global, pues dada la abundancia de recursos con los que se cuenta, principalmente el gas natural, resulta más cómodo usar intensivamente este recurso, aún con niveles no óptimos de eficiencia.

Entorno económico

El país tuvo un crecimiento económico alto, con una tasa de crecimiento promedio entre 6% - 7%, en los últimos 10 años; los efectos de la crisis financiera internacional iniciada en el 2008, no afectaron el crecimiento económico de largo plazo. manteniendo algunos pronósticos de fines de 2008 ante la crisis financiera que se desatara en Wall Street.

La disponibilidad de energía eléctrica en el país, refuerza la atracción de inversión extranjera en sectores con uso más intensivo de energía.

9.4 Escenario: Buena voluntad no alcanza

Se propuso mejores reglas de juego, pero limitaciones del entorno –sobre todo económico- no permitieron mejorar resultados.

Provisión de energía

Las principales restricciones para el desarrollo de la oferta de energía eléctrica son el débil crecimiento de la demanda (economía de bajo crecimiento) y las dificultades para acceder a financiamiento para nuevas instalaciones y/o cambio tecnológico.

No se puede garantizar ni la suficiencia ni eficiencia eléctrica en el país. El escaso cambio tecnológico y el mínimo interés en invertir en el sector durante los últimos años ha llevado a que la oferta prácticamente no crezca.


Nuevas limitaciones del entorno no hace atractivo invertir en el sector pues no se sabe que va a pasar. Hay agua, pero se sienten ya los estragos del cambio climático, sin embargo se esta tratando de regular su uso lo que genera conflictos entra las poblaciones

aledañas a las centrales y las empresas. Hay gas para 20 años más y se sabe de yacimientos con gas pero nadie invierte en extraer del recurso

Matriz Eléctrica 45% de la generación eléctrica es hidráulica y el 30% a gas natural. 20% de la generación es ahora a Diesel con precios por encima del US$160 el barril de petróleo


102

y de posible incremento.


A principio de la década se dieron inversiones importantes en el sector, luego se detuvieron. Hay pérdidas de transmisión mayores inclusive que hace 10 años, pero no hay mayores saturaciones de electricidad pues las mayores cargas o demandas de las

mismas se han detenido o reducido significativamente.


A la región le va mal. Hay demanda de energía por diferentes países de la región. Sin embargo los acuerdos de complementariedad no se han hecho por falta de compromiso entre empresas y estado, pues es un riesgo de inversión impaga.

Política Pública

Los actores del sector eléctrico lograron generar consensos respecto de líneas prioritarias de política de largo plazo, las mismas que no fueron efectivas para incrementar significativamente la capacidad de generación, debido al bajo crecimiento económico y los conflictos políticos y sociales asociados al pobre desempeño económico.

En la práctica, se tuvo que recurrir a medidas y respuestas de corto y mediano plazo para atender los constantes problemas que surgen en el sector, así como las presiones políticas constantes.

En el lapso de los 10 años transcurridos, las reglas de juego del sector han sido objeto de intervenciones gubernamentales populistas y de manipulación de las tarifas de electricidad

Conflictos se desarrollan entre la población aledaña a las fuentes de agua y las compañías e inversores en hidroenergía, por el acceso al agua y piden compensación económica.

Cambio tecnológico No hay ni se han dado mejoras ni búsqueda de eficiencia El sector se ha paralizado para las reconversiones o instalaciones de centrales a ciclo combinado, no hay plata para invertir.

Entorno económico

La economía peruana tuvo un crecimiento promedio del PBI entre 1% y 2% en el período de 10 años. En el entorno internacional, políticas ambientales más agresivas se van concretando como respuesta a un continuo incremento de emisiones de CO2 y gases de

efecto invernadero. Estas exigencias comienzan a constituir un limitante para el acceso de productos peruanos al mercado internacional.

9.5 Escenarios: Institucionalidad es clave

Reglas de Juego permitieron que sector eléctrico apuntale una economía cuyo crecimiento se desaceleró.

Provisión Energética La disponibilidad y seguridad de la energía eléctrica fue posible gracias a un marco regulatorio estable, eficiente y con respaldo político, siendo un factor que influye

positivamente en el desempeño de una economía que crece pero no al ritmo que se creía posible.


El buen manejo de los conflictos con las poblaciones cercanas no solo a fuentes de agua para generación hidroeléctrica, sino también con otras comunidades cercanas a las zonas donde pasa el ducto de gas han sabido comprender la importancia de ambos recursos para el crecimiento de país y se han establecido y funcionan los mecanismos adecuados de compensación. Con ellos se han permitido inclusive el uso de embalses y uso de otras tecnologías disponibles y necesarias para evitar algún problema ambiental en la zona. Por su parte las entidades competentes han hecho seguimiento de la hidrológica del país y se conoce el verdadero potencial hidrológico del país que esta entre 80 y 60 GW, y se han dado facilidades para la promoción e inversión de estos proyectos hace ya algunos años y muchos ya han entrado inclusive a operar.

Las nuevas tecnologías adaptadas al país, y preocupados por los efectos del cambio climático empujaron al desarrollo de las fuentes de energía renovables no


103

convencionales, principalmente se desarrollo energía eólica y solar básicamente con el apoyo de algunas agencias e inversionistas internacionales, aprovechando parte de los 50GW no aprovechados de energía eólica básicamente en el litoral peruano y ampliando la cobertura de electrificación, en particular la electrificación rural en base a electricidad fotovoltaica (Solar)

En cuanto a las reservas probadas de gas natural, de 16 TCF que se estimaban a fines de 2008, se incremento luego a 24 TCF, pues no hubo mayores descubrimientos de yacimientos de gas natural. Con esto se espera que el Gas a demás de para la exportación alcance hasta el 2048 aproximadamente considerando también el crecimiento de la demanda de este recurso que se esperaría inclusive deje de usarse tanto para la generación, sino más bien para industria. Por ello es que el precio del gas natural también se ha incrementando y esta entre US$4 – US$4.5 MMBTU.

Matriz Eléctrica

Más del 50% del total de generación eléctrica producida dentro del país proviene de centrales hidroeléctricas. Más de las dos terceras partes de la potencia instalada que usa gas natural, proviene de centrales de ciclo combinado. Se logró la adopción de nuevas tecnologías de fuentes renovables, que representan alrededor de 5% a 10% de la generación eléctrica.


La recuperación de la crisis y otros factores que hicieron atractivo al país, jugo adecuadamente para el desarrollo del sector eléctrico en el país, la principal preocupación inclusive para invertir en la región como las reglas de juego y una economía estable eran ahora las grandes ventajas que teníamos. De la mano con la inversión en generación para atender la creciente demanda estuvo la inversión en transmisión. Sin embargo cabe resaltar que buena parte de las inversiones se fueron al desarrollo o apoyo de líneas de transmisión como negocios “verdes”, es decir para las zonas donde se desarrollo más generación con fuentes renovables no convencionales.


La interconexión y comercialización de electricidad a nivel regional es una realidad. Sudamérica sigue creciendo en promedio 3% y demanda mayor energía. Aproximadamente 5% de toda la generación se comercializa entre países sudamericanos. Perú participa de ese Estado.

Reglas claras y con visión de largo plazo fueron el lema del sector energético, que permitieron contar con una política energética de largo plazo.

Política Pública La estabilidad de las reglas de juego fue posible, porque se logró establecer consensos básicos sobre política energética entre el Estado, líderes del sector y de la sociedad. Consensos que se fueron estableciendo gradualmente, partiendo de aquellos más generales y evidentes, hacia establecer líneas matrices, que permitieron un marco de acción a los actores del sistema.

El cambio tecnológico en el sector eléctrico tuvo como principal limitante el crecimiento de la economía a ritmo medio y la disponibilidad de recursos para financiamiento.

Cambio tecnológico No obstante se aceleró la comercialización de las tecnológicas limpias de generación y el país se adecuo parcialmente al cambio tecnológico global, con una matriz eléctrica crecientemente más limpia.

Entorno económico

Los mercados mundiales demoraron tres años en recuperarse de la crisis internacional iniciada en el 2008. para el Perú significó una desaceleración del crecimiento de la economía, del cual el país se ha recuperado lentamente, a pesar de mantener estabilidad macroeconómica y un buen comportamiento fiscal. Las tasas de crecimiento estuvieron alrededor del 4% en promedio anual.


104

9.6 Escenario: Una carga para la economía

Provisión energética

El sector eléctrico ha tenido un deficiente desempeño, lo que constituye una desventaja para atraer inversiones y ha repercutido en un menor crecimiento de la economía.

A pesar de tener recursos energéticos (cursos de agua y gas), la capacidad de incremento de generación eléctrica fue menor a lo que el crecimiento de la economía requería. Además, fallas y deficiencias de suministro de gas natural, incrementan la incertidumbre respecto de la disponibilidad de energía eléctrica.


La comprobación de la existencia de nuevos yacimientos de gas, no fue aprovechada por las deficiencias en las reglas de juego. El precio de los combustibles es moderadamente aceptable en US$ 90 por barril, por lo que retornaría la era del petróleo y de la generación a diesel y residual que

son el principal apoyo para la generación eléctrica.

Matriz Eléctrica

No se ha desarrollado más centrales hidroeléctricas medianas. La generación hidroeléctrica tiene una participación entre el 40% - 30% de la potencia instalada de generación eléctrica.

Las centrales a gas natural representan entre 35% y 25% de la potencia eléctrica instalada. Sólo una tercera de estas centrales son a ciclo combinado. No hay provisión para cuidar el recurso, no se busca la eficiencia.


Se han interconectado algunos sistemas aislados a la red principal, desde el centro del país principalmente para que distribuya al sur principalmente ya que muchos proyectos principalmente mineros están trabados a la espera de obtener la suficiente energía para poder trabajar.

Se mantienen los mismos niveles de pérdida de distribución, así como la cobertura a nivel nacional.


El surgimiento de un mercado regional de electricidad no se traduce en un incentivo para un mejor desempeño del sector, por el pobre desempeño del sector eléctrico y porque debido a la manipulación de tarifas no es posible garantizar provisión consistente de energía a países vecinos, pues el riesgo es generar situaciones de desabastecimiento en el mercado nacional.

Política Pública

Ha habido y hay cambios significativos en las reglas de juego para el sector eléctrico, así como vacíos y contradicciones. Las opciones de política que propone el Estado tienen muy baja credibilidad.

Los derechos de agua no han sido bien definidos y los conflictos entre diferentes tipos de usuarios, en especial las expectativas de compensación económica de las poblaciones aledañas, han sido uno de los principales factores disuasivos para la inversión en generación hidroeléctrica.

Por tanto, no hubo condiciones para promocionar inversiones en centrales hidroeléctricas. Las entidades del sector no han podido actuar con independencia y criterio técnico. Hubo intervenciones gubernamentales de corte populista en la regulación del

sector eléctrico, alterando las reglas de juego y manipulando las tarifas de electricidad.

Cambio tecnológico

No se han presentado mayores intentos o inversiones en otras fuentes de energía renovable. Tampoco se han dado mayores reconversiones a ciclo combinado, pues el país no da garantía a la inversión.

No hay modernización del parque generador, se mantienen unidades caras e inclusive obsoletas.

Entorno económico

El crecimiento económico del país se desaceleró significativamente. La tasa de crecimiento promedio del PBI en los últimos 10 años osciló entre 3% – 2%. Sectores intensivos en energía han parado de producir porque no son lo suficientemente abastecidos, muchos piensan que es un tema de centralización y que por

los problemas de las líneas de transmisión no van a producir lo necesario, muchos han evaluado el centrar en Lima sus fábricas, lo que generaría desempleo y falta de crecimiento en provincias.


105

Por su parte algunas trasnacionales deciden retirarse del país ante los constantes problemas sin resolución pronta que terminaba por afectar su rentabilidad.

9.7 Escenario: Perdimos el rumbo

Provisión Energética La generación es ineficiente, cara, sucia e insegura. No hubo inversiones en el sector eléctrico en estado de inanición por carencia de inversiones,

debido a la carencia de señales positivas del mercado (demanda eléctrica y crecimiento de la economía) y a reglas de juego inestables e inadecuadas.


Restricciones de suministro de gas, se vive una época de racionamiento, pues las últimas investigaciones determinaron que se está acabando el recurso, y la falta de inversión para la búsqueda de nuevos yacimientos como para mantenimientos del ducto complica el panorama aún más. Estas investigaciones han logrado determinar que probablemente nos quede recurso para dos años más, sin embargo el estado no ha determinado si va a priorizar el uso para la industria o para el sector eléctrico.

No nos fue tan mal con el agua, pero no hay inversiones hace más de 4 años, resaltan en este problema los conflictos constantes con las poblaciones aledañas que son apoyados por el gobierno de turno.

Matriz Eléctrica

La generación usando diesel y carbón representan cerca del 40% de la matriz, como resultado de sucesivas “soluciones” de corto plazo ante momentos de crisis y un débil crecimiento del mercado.

Inversión en hidroeléctricas ha sido mínima. Su participación en el mercado se reduce gradualmente, principalmente por un tema de políticas y manejo de conflictos en zonas involucradas (hay agua para generación). Sin embargo, problemas con la población aledaña impide el buen funcionamiento.

30% es generación hidráulica, 20% gas natural a ciclo simple, 5% gas natural a ciclo combinado, 35% usando combustible fósil y 10% a carbón.


Así como la transmisión va de la mano con la generación, los intentos de mayor inversión para evitar sobre carga en el tendido eléctrico ha fracasado. Las asociaciones público privadas ya no funcionan. Si han habido inversiones en ese sector ha sido el Estado para cumplir su promesa con el pueblo cargando estos costos adicionales a las empresas de generación en su totalidad. Sin embargo el nivel de cobertura de electricidad sólo ha mejorado levemente a razón de los niveles de hace 10 años, a nivel urbano y rural. Sin embargo las pérdidas de transmisión se mantienen altas.


Los avances para un intercambio energético – eléctrico son ahora posibles con la nueva alianza política regional, sin embargo esta alianza no ha sido bien vista ni recibida por nuestros principales socios comerciales, que esperan la pronta recuperación de nuestro país y el cambio de gobierno.

Política Pública

Ni el MINEM, ni OSINERGMIN pueden cumplir con sus funciones. El tema es muy inestable, en lo que va de los últimos 2 años se ha cambiado 3 veces de ministro. La institucionalidad del sector esta en riesgo, tratar de conversar y establecer políticas energéticas en el país es imposible.

La ejecución de políticas es inestable. El gobierno de turno interviene en la regulación tarifaria y reglas de juego, no se llega al extremo aún de estatización, pero la intervención del

Estado es muy grande. El surgimiento de este gobierno fue resultado de la falta de nuevas clases políticas, existe un grave problema de gobernabilidad.


106

Escaso cambio tecnológico. El sector privado no esta conforme con los últimos cambios y las formas de gobernar. Los sucesos o la situación que vive el país no es suficiente garantía absoluta para poder invertir en tecnología, pues saben que es muy probable que les quede poco tiempo y/o que no recuperen la inversión que han realizado.

Cambio tecnológico

No hay ninguna política o meta de tecnología de generación limpia, menos se han dado reconversiones al parque generador para buscar eficiencia.

Entorno económico

Crece poco o se ha estancado. El crecimiento es inercial basado en exportaciones de materias primas que se ha restringido hace tres años con el nuevo gobierno que trata de imponer nuevas reglas.

Muchas empresas transnacionales se han retirado del país, pues ya no es lo mismo que hace 10 años donde la provisión de energía y electricidad era una garantía adicional a mantener algunas reglas claras.


107

10 Ejemplos planificación otros países

10.1 Planeamiento Energético

Características del mercado eléctrico de América del Sur: - Tendencia creciente del consumo y la generación. - Principal fuente para la generación eléctrica: energía hidráulica. En el mundo se utilizan más las termoeléctricas. - América del Sur requiere de estrategia para enfrentar cambio climático y optimizar uso de recursos hídricos. - Países con estructura similar: Colombia, Argentina, Perú y Brasil. - Brasil es el país que lidera el uso de diferentes fuentes de energía para la generación.

10.2 Política energética:

10.2.1 Argentina:

En 1991 se aprueba la Ley Marco Regulatorio Eléctrico, con la cual se transforma la definición y objetivos del sistema eléctrico, se pasa de considerarlo un bien público a su privatización parcial y su conceptualización de servicio regulado.

La nueva conceptualización del sistema eléctrico se implementa determinando claramente tres subsistemas: generación, transporte y distribución. Se privatiza parcialmente la actividad generadora y se mantiene el monopolio natural en el transporte y la distribución. Con esto se logra ejecutar permanentemente el Plan de Mantenimiento y Expansión de las Redes de Transmisión, considerando un horizonte temporal de cinco años.

En esta nueva estructura, el Mercado Eléctrico Mayorista opera con la participación de los grandes consumidores y las empresas que participan en los subsistemas eléctricos.

El Sistema Argentino de Interconexión – SADI, atiende el 99% de la demanda eléctrica de Argentina y el 1% es atendido por cooperativas locales (comunidades aisladas).

Actores:

Estado Nacional: Fija las políticas del mercado y condiciona el accionar de las empresas mediante la regulación y las señales económicas, tareas que ejerce a través de dos instituciones:

- Secretaría de Energía de la Nación.

- Ente Regulador de la Electricidad – ENRE

CAMMESA: Empresa de capitales mixtos que administra y organiza las compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) argentino. Es una empresa de gestión privada con propósito público.

Agentes del MEM: Empresas autorizadas por CAMMESA para intervenir en la comercialización, transporte y distribución de energía eléctrica tomándola del Sistema Argentino de Interconexión.

Generadores

Transportistas

Distribuidores

Grandes usuarios

Consumidores

10.2.2 Brasil:

La reforma del Sector Eléctrico Brasileño empezó en 1993 con la Ley Nº 8631, que extinguió la ecualización tarifaria vigente y creó los contratos de suministro entre generadores y distribuidores, y fue marcada por la promulgación de la Ley Nº 9.074 de 1995, que creó el Productor Independiente de Energía y el concepto de Consumidor Libre.

En 1996 fue implantado el Proyecto de Reestructuración del Sector Eléctrico Brasileño (Proyecto RE-SEB), coordinado por el Ministerio de Minas y Energía. Las principales conclusiones del proyecto fueron la necesidad de dividir a las empresas eléctricas según los segmentos de generación, transmisión y distribución, incentivar la competencia en los segmentos de generación y comercialización, y mantener bajo reglamentación los sectores de distribución y transmisión de energía eléctrica, considerados como monopolios naturales, bajo reglamentación del Estado. También se identificó la necesidad de crear un órgano regulador (la Agencia Nacional de Energía Eléctrica – ANEEL), de un operador para el sistema eléctrico nacional (Operador


108

Nacional del Sistema Eléctrico – ONS) y de un ambiente para la realización de las transacciones de compra y venta de energía eléctrica (el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica – MAE, por sus siglas en portugués).

En 2001, el sector eléctrico sufrió una grave crisis de abastecimiento que culminó en un plan de racionamiento de energía eléctrica, lo que generó la necesidad de otra propuesta. Durante los años de 2003 y 2004, el Gobierno Federal lanzó las bases de un nuevo modelo para el Sector Eléctrico Brasileño, el nuevo modelo definió la creación de una institución responsable por la planificación del sector eléctrico a largo plazo (la Empresa de Investigación Energética – EPE, por sus siglas en portugués), una institución con la función de evaluar permanentemente la seguridad del suministro de energía eléctrica (el Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico – CMSE) y una institución para dar continuidad a las actividades del MAE, relativas a la comercialización de energía eléctrica en el sistema interconectado (la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica – CCEE).

Con relación a la comercialización de energía, fueron instituidos dos ambientes para la celebración de contratos de compra y venta de energía, el Ambiente de Contratación Regulada (ACR), en el cual participan Agentes de Generación y de Distribución de energía eléctrica, y el Ambiente de Contratación Libre (ACL), en el cual participan Agentes de Generación, Comercialización, Importadores y Exportadores de energía, y Consumidores Libres.

Actores:

CNPE – Consejo Nacional de Política Energética: creado dentro del MME, con la función de acompañar y evaluar la continuidad y la seguridad del suministro eléctrico en todo el territorio nacional.

MME – Ministerio de Minas y Energía: órgano del Gobierno Federal responsable por dirigir las políticas energéticas del país. Sus principales obligaciones incluyen la formulación e implementación de políticas para el sector energético, de acuerdo con las pautas definidas por el CNPE.

EPE – Empresa de Investigación Energética: empresa vinculada al MME, cuya finalidad es prestar servicios en el área de estudios e investigaciones destinadas a subsidiar la planificación del sector energético.

CMSE – Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico: órgano creado dentro del MME, con la función de acompañar y evaluar la continuidad y la seguridad del suministro eléctrico en todo el territorio nacional.

ANEEL – Agencia Nacional de Energía Eléctrica: creada para regular y fiscalizar la producción, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, cuidando de la calidad de los servicios realizados, por la universalización de la atención y por el establecimiento de las tarifas para los consumidores finales, siempre preservando la factibilidad económica y financiera de los Agentes y de la industria.

ONS – Operador Nacional del Sistema Eléctrico: creado para operar, supervisar y controlar la generación de energía eléctrica en el SIN, y administrar la red básica de transmisión de energía eléctrica en Brasil.

CCEE – Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica: creada para absorver las funciones del MAE (Mercado Mayorista de Energía Eléctrica) y sus estructuras organizacionales y operativas.

10.2.3 Colombia:

Se crea el marco de la libre competencia en el Sistema Eléctrico, donde se definen los criterios generales y las políticas que deberán regir la prestación de los servicios públicos domiciliarios en el país y los procedimientos y mecanismos para su regulación, control y vigilancia. Se limita normativamente la concentración de la propiedad en el sector, se promueve el uso de energías alternativas, el aprovechamiento de bonos en los proyectos de expansión y la implementación de proyectos de exportación de electricidad (operativo con Venezuela y Ecuador y en implementación con Panamá).

Se consideran cuatro subsistemas eléctricos: generación, transmisión, distribución y comercialización.

Actores:

- El Ministerio de Energía y Minas - ME, tiene a su cargo la función de dirección.

- La Unidad de Planeación Minero Energética- UPME, tiene a su cargo la función de planificación.

- La Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, tiene a su cargo la función de regulación.

- El Consejo Nacional de Operación - CNO y el Comité Asesor de Comercialización - CAC, tienen a su cargo las funciones de consejo y comité del Sistema Eléctrico Colombiano, apoyan a la CREG.

- La Superintendencia de Servicios Públicos- SSP, tiene a su cargo las funciones de control y vigilancia.


109

- La Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. - XM, tiene a su cargo las funciones de operación y administración mercado eléctrico colombiano.

- Empresas comercializadoras.

- Agentes registrados de transmisión.

- Agentes registrados de distribución.

- Usuarios regulados y usuarios no regulados.

10.2.4 Chile:

El sistema eléctrico en Chile está compuesto por las actividades de; generación, transmisión y distribución de suministro eléctrico. Estas actividades son desarrolladas por empresas que son controladas en su totalidad por capitales privados, mientras que el Estado sólo ejerce funciones de regulación, fiscalización y de planificación indicativa de inversiones en generación y transmisión, aunque esta última función es sólo una recomendación no forzosa para las empresas.

La transmisión y distribución se diferencian por el voltaje o tensión de la carga, mayor a 23,000 Voltios es transmisión.

Los consumidores se clasifican según la magnitud de su demanda en:

1. Clientes regulados: Consumidores cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kW;

2. Clientes libres o no regulados: Consumidores cuya potencia conectada es superior a 2.000 kW; y

3. Clientes con derecho a optar por un régimen de tarifa regulada o de precio libre, por un período mínimo de cuatro años de permanencia en cada régimen.

Actores:

CENTROS DE DESPACHO ECONÓMICO DE CARGA (CDEC): Están encargados de regular el funcionamiento coordinado de las centrales generadoras y líneas de transmisión interconectadas al correspondiente sistema eléctrico. Considerando:

1. Operación segura y de mínimo costo del sistema

2. Valorizar la energía y potencia para las transferencias que se realizan entre generadores. La valorización se efectúa en base a los costos marginales de energía y potencia, los cuales varían en cada instante y en cada punto del sistema eléctrico.

3. Realización periódica del balance de inyecciones y retiros de energía y potencia que realizan los generadores en un período de tiempo.

4. Elaborar informes de referencia sobre los peajes básicos y adicionales que debe pagar cada central por cada uno de los diferentes tramos del sistema.

MINISTERIO ECONOMIA, FOMENTO Y RECONSTRUCCIÓN: Es el encargado de fijar las tarifas de distribución eléctrica, los precios de nudo y de resolver los conflictos entre los miembros de los CDEC's, en todos los casos, previo informe técnico de la CNE. Además, otorga las concesiones definitivas previo informe de la SEC.

LA SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES: Organismo encargado de fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad.

COMISION NACIONAL DE MEDIO AMBIENTE: Organismo encargado de administrar el sistema de evaluación de impacto ambiental a nivel nacional en lo que se refiere al sector eléctrico, coordinar los procesos de generación de las normas de calidad ambiental y determinar los programas para su cumplimiento.

LA SUPERINTENDENCIA DE VALORES Y SEGUROS: Organismo encargado de fiscalizar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas que rigen a las personas que emiten o intermedian valores de oferta pública, las bolsas de valores, los fondos mutuos, las sociedades anónimas y las empresas de seguros.

LAS MUNICIPALIDADES: Participan en la regulación del sector eléctrico otorgando los permisos para que las líneas de transmisión de electricidad no sujetas a concesión crucen las calles, otros bienes nacionales de uso público u otras líneas eléctricas.


110

LOS ORGANISMOS DE DEFENSA DE LA COMPETENCIA: Encargados de prevenir, investigar y corregir los atentados a la libre competencia y los abusos en que puede incurrir quien ocupe una posición monopólica. Estos organismos son:

1. Comisiones Preventivas Regionales;

2. Comisión Preventiva Central;

3. Comisión Resolutiva; y

4. Fiscalía Nacional Económica.

10.3 El mercado energético de América del Sur

El mercado eléctrico mundial presenta tendencia de crecimiento ligeramente creciente, al igual que América del Sur. Al revisar las estadísticas se aprecia que el consumo eléctrico mundial aumentó 4.07%, mientras que la generación eléctrica mundial creció 4.61%, el año 2006 respecto al 2005. En América del Sur la tendencia fue similar, el consumo eléctrico creció 5.70% y la generación aumentó 5.56%, el año 2006 respecto al 2005. Esto muestra que el mercado eléctrico de América del Sur crece más aceleradamente que el mundial, fenómeno que responde a la característica de los países que constituyen esta región: la mayoría son países en desarrollo que requieren de mayor energía para seguir creciendo y desarrollarse. Al determinar la composición de la generación eléctrica por países, se aprecia a Brasil como el mayor generador, seguido de Argentina y luego Venezuela. Todos los países de la región presentan tasas de crecientes de producción eléctrica, con excepción de Uruguay que en el 2006 tiene una reducción en la generación de electricidad. Ver Cuadro N°44.

Cuadro N° 44. Generación eléctrica en América del Sur en TWh

País 1997 2005 2006

ARGENTINA 72.47 105.88 115.19 BOLIVIA 3.48 5.23 5.32 BRASIL 307.90 402.90 419.34 CHILE 33.29 52.48 55.32 COLOMBIA 45.62 50.66 54.86 ECUADOR 10.36 13.40 14.81 GUYANA 0.79 0.86 0.87 PARAGUAY 50.85 51.16 53.77 PERU 17.95 25.51 27.36 SURINAME 1.41 1.57 1.62 URUGUAY 7.15 7.68 5.62 VENEZUELA 78.07 101.54 110.36 AMÉRICA DEL SUR 629.34 818.87 864.44 MUNDO 18,117.00 18,953.00 Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2006. OLADE.

La composición del consumo eléctrico por países, muestra un comportamiento similar al observado para la generación, ver cuadro N°45. Brasil es el mayor consumidor de electricidad en la región, seguido de Argentina y Venezuela. En este caso, todos los países presentan tasas crecientes de consumo eléctrico, mostrando además que los países de la región mantienen intercambio de electricidad o comercio internacional, donde Brasil se muestra como un importador potencial y Paraguay como exportador31.

31 La Central Hidroeléctrica de Itaipu es un proyecto binacional entre Brasil y Paraguay, por medio del cual se aprovecha el potencial

de energía hidroeléctrica del río Paraná, la represa se ubica en la frontera de los dos países. La potencia instalada en la represa es de 14,000 MW (megawatts), con 20 turbinas generadoras de 700 MW cada una. En el año 2000 la represa tuvo producción récord (93,4 mil millones de kWh) siendo responsable del 95% de la energía eléctrica consumida en el Paraguay y el 24% de la demanda total del mercado brasileño.


111

Cuadro N° 45. Consumo eléctrico en América del Sur(1) en TWh

País 1997 2005 2006 Argentina 77.66 109.76 118.55 Bolivia 3.47 5.23 5.32 Brasil 348.36 441.94 460.50 Chile 33.29 54.64 57.61 Colombia 45.82 48.92 53.06 Ecuador 10.36 15.11 16.38 Guyana 0.79 0.86 0.87 Paraguay 5.33 7.37 8.12 Perú 17.95 25.50 27.36 Suriname 1.41 1.57 1.62 Uruguay 7.00 8.43 8.44 Venezuela 78.07 101.54 109.82 América del Sur 629.51 820.87 867.65 Mundo 18,118.00 18,856.00

1) El consumo interno de electricidad incluye lo destinado a procesos de transformación más el consumo propio y pérdidas, más el Consumo Final de los diferentes sectores económicos. Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2006. OLADE.

La generación eléctrica puede provenir de diferentes tipos de plantas o centrales de generación, dependiendo del proceso e insumo que se utiliza para la generación: hidroeléctricas, termoeléctricas (petróleo, derivados del petróleo, gas natural o carbón) nucleares y otros (geotérmicas, solares y eólicas).

La estructura de generación eléctrica por tipo de central generadora para el año 2006 se muestra en el cuadro N° 46: Es importante resaltar que la estructura productiva de electricidad en América del Sur es principalmente en centrales hidroeléctricas (74%), mientras que a nivel mundial las centrales térmicas son las que generan la mayor parte de la electricidad (72%). En América del Sur se genera el 23% de electricidad en centrales térmicas, aproximadamente el 3% en centrales nucleares y el 0.03% en otros tipos de centrales. En el mundo la producción de electricidad se compone del 19% en centrales hidroeléctricas, el 17% en centrales nucleares y el 3% en otros tipos de centrales.

La estructura analizada anteriormente indica que el sistema generador de electricidad de América del Sur es muy vulnerable a los cambios climáticos, sin embargo es el que genera menor impacto ambiental. El uso de los recursos hídricos para producir electricidad, reduce las emisiones que contaminan el ambiente, pero generan conflictos en los territorios próximos a las usinas hidroeléctricas por inundaciones y el impedimento del uso tradicional de los terrenos32.

Cuadro N° 46.

Generación Eléctrica por tipo de central generadora en América del Sur en TWh

País Hidro Térmica Nuclear Otros Total %

Regional

Argentina 56.47 51.54 8.18 115.19 13.30% 49.02% 44.74% 7.10% Bolivia 2.16 3.16 5.32 0.61% 40.60% 59.40% Brasil 348.11 56.53 13.77 0.24 419.34 48.42% 83.01% 13.48% 3.28% 0.06% Chile 28.78 26.53 0.01 56.32 6.50% 51.10% 47.11% 0.02% Colombia 42.08 12.78 54.86 6.33% 76.70% 23.30% Ecuador 7.13 7.68 0.00003 14.81 1.71%

32 La instalación de una central hidroeléctrica genera la necesidad de que las poblaciones nativas se desplacen a otros territorios,

pues se modifica completamente la dinámica del uso del agua y el sistema productivo original de las tierras. Una central hidroeléctrica puede complementar el uso del agua con la instalación de piscigranjas, sistemas recreativos y turísticos; pero difícilmente se complementará con actividades de agricultura, ganadería y desarrollo de poblaciones.


112

48.14% 51.86% 0.00% Guyana 0.87 0.87 0.10% 100.00% Paraguay 53.77 0.00077 53.77 6.21% 100.00% 0.00% Perú 19.59 7.76 27.36 3.16% 71.60% 28.36% Suriname 1.36 0.26 1.62 0.19% 83.95% 16.05% Uruguay 3.60 2.02 5.62 0.65% 64.06% 35.94% Venezuela 81.45 29.52 110.96 12.81% 73.40% 26.60% América Del Sur 644.50 198.65 21.95 0.25 866.04 100.00% 74.42% 22.94% 2.53% 0.03% 100.00% Mundo 3,266.68 12,209.44 2,957.30 500.26 16,953.67

19.27% 72.02% 17.44% 2.95% 100.00% Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2006. OLADE.

En América del Sur, el único país que utiliza los diferentes tipos de centrales generadoras de electricidad es Brasil, país que produce la mayor cantidad de electricidad proveniente de centrales nucleares en la región. La producción eléctrica en otros tipos de centrales requiere del manejo de tecnología de punta, la cual no es dominada aún en América del Sur.

Al observar la estructura productiva de electricidad de los países de América del Sur, se concluye que los países con estructura similar son: Argentina, Brasil, Colombia, Perú y Venezuela. Por el intervencionismo estatal existente en Venezuela, se retira a este país y se considera en su lugar a Chile y Paraguay. Como se puede ver en la última tabla, Chile tiene una estructura de generación donde las centrales hidroeléctricas y las térmicas comparten alrededor del 50% del mercado con mayor participación de las primeras. Por otro lado, Paraguay genera la electricidad que consume y exporta en centrales hidroeléctricas.

10.4 La intensidad de la Electricidad en América del Sur

La intensidad energética es un indicador de la eficiencia del sistema eléctrico, indica cuantas unidades de electricidad consume el país para lograr el Producto Bruto Interno del periodo analizado. Este indicador tiene algunas restricciones de medición, que no logran reducir su importancia.

En el cuadro Nº 47 se ha calculado la intensidad energética de la electricidad, para los países de América del Sur, donde se aprecia una ligera tendencia creciente, sostenida en los casos de Brasil y Chile, fluctuante para los otros países: Argentina, Colombia y Perú.

Cuadro N° 47. Las intensidades energéticas en América del sur En TWh y miles de millones de dólares del 2000

País 1997 2005 2006

Argentina 0.02719 0.03498 0.03483 Brasil 0.05655 0.05994 0.06023 Chile 0.04720 0.05885 0.05968 Colombia 0.04831 0.04292 0.04359 Perú 0.03473 0.03892 0.03882

La tendencia creciente se explica por la existencia de diversas crisis energéticas en la región durante el periodo considerado, y el crecimiento del producto en la mayoría de países de la región.


113

10.5 El sistema eléctrico en algunos países de América del Sur

10.5.1 Argentina

Política energética: El sector eléctrico argentino presenta dos etapas claramente definidas: 2. Electricidad considerada servicio público. 3. Privatización parcial del sector eléctrico. Primera etapa: El sector eléctrico funcionaba de acuerdo a la Ley 15336, según la cual la generación y la transmisión de electricidad tenían que mantenerse dentro de la Jurisdicción Nacional, siendo considerados servicios públicos. En este contexto, la distribución y la sub-transmisión eran de Jurisdicción Provincial, con excepción de Capital Federal y Gran Buenos Aires. La secretaría de Energía se encargaba de la planificación y la regulación del sector, y el Despacho Nacional de Cargas ejecutaba, a través de Agua y Energía, con participación de HIDRONOR, SEGBA y otras empresas del sector. El funcionamiento del sector eléctrico presentaba las siguientes deficiencias:

- Dispersión institucional en las empresas del sector. - Fallas en el planeamiento estratégico. - Politización de la gestión empresarial. - Falta de mantenimientos mínimos. - Crisis de abastecimiento entre 1988 y 1989. - No existía el concepto costo-precio. - Colapso de los planes de expansión. - Interrupción de la relación Empresa Pública-Servicio Público.

Segunda etapa: En diciembre de 1991, se dicta la Ley 24065, conocida como Marco Regulatorio Eléctrico, y se dio lugar a una fuerte corriente de inversiones que permitieron, en principio, salir de los cortes programados diarios del servicio eléctrico (que duraban entre dos y cuatro horas). Posteriormente, las inversiones se orientaron a mejorar el sistema en sí, aumentaron la seguridad, mejoraron la calidad y la potencia energética. La Ley del Marco Regulatorio Eléctrico se aprobó en medio de una crisis socio-económica generalizada, con ella se transformó al sector eléctrico argentino, logrando una salida rápida de la crisis y la ampliación significativa de la red eléctrica argentina. La Ley 24065 requirió de algunas medidas previas: - El Estado privatizó parte de la prestación del servicio eléctrico. - Se dividió el sistema eléctrico en tres etapas: generación (empresas que generan la energía eléctrica),

transporte (empresas que transportan la electricidad desde el lugar en que se genera hasta los centros urbanos), y distribución (empresas que distribuyen la electricidad desde los centros urbanos hasta los hogares de los usuarios).

- A la generación se le permitió la libre competencia, por lo cual se liberalizó el precio de la electricidad a nivel mayorista.

- El transporte y la distribución quedaron monopolizados, pues por infraestructura no pueden existir varias empresas para que el usuario elija su proveedor.

- Se crean los entes reguladores para garantizar el equilibrio, convirtiendo a la electricidad en un servicio regulado.

Las actividades de generación, transporte y distribución se encargan a empresas (públicas y privadas), quienes junto a los grandes usuarios, son los únicos autorizados a participar del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través de su previa calificación como Agentes del Mercado. El MEM está asociado al SADI (Sistema Argentino de Interconexión), a principios de 2008 contaba con 11,350 Km de líneas de Extra Alta Tensión, cubriendo casi todo el país, incluyendo la Patagonia (integrada a la red desde el 2006). Durante el 2008 se han construido 1,500 Km de Líneas de Alta Tensión y se han licitado 2,000 Km adicionales, buscando con ello que cada provincia continental cuente con al menos una línea de Extra Alta Tensión. A través del SADI, el MEM abastece al 99% de la demanda del sistema eléctrico argentino, el 1% corresponde a cooperativas locales que atienden las demandas dispersas por todo el país.


114

Actores del sistema eléctrico argentino: 1. Estado Nacional: Asume la tarea de fijar las políticas del mercado y condicionar el accionar de las

empresas mediante la regulación y las señales económicas, tareas que ejerce a través de dos instituciones:

a. Secretaría de Energía de la Nación: Se encarga de impartir y hacer cumplir las normas que regulan

la actividad y las políticas del sector. Desde esta institución se dirigen las políticas que promueven las inversiones en expansión, así el Consejo Federal de la Energía Eléctrica maneja las relaciones con las provincias y la administración de fondos especiales. Las principales funciones de esta institución son: - Definir la política sectorial en concordancia con las pautas establecidas por el Poder Ejecutivo

Nacional. - Resolver los recursos que se interpongan en contra del accionar de los entes reguladores de las

actividades específicas. - Evaluar recursos naturales disponibles para su aprovechamiento energético, en coordinación

con la Secretaría de Combustibles. - Fijar criterios y desarrollo de normativa en los aspectos: Técnico-Económico, Tarifaria,

preservación del medio ambiente, y sobre remuneración de los segmentos del mercado: generación y transporte,

b. Ente Regulador de la Electricidad – ENRE: Su objetivo es regular un servicio público que, por su

infraestructura, solo puede ser un monopolio natural. Esta regulación debe velar por la sustentabilidad del sistema, es decir, debe garantizar que el servicio se preste asegurando que el usuario final reciba un servicio satisfactorio, tanto en el presente como en el futuro. Según el artículo 2° de la Ley 24065 el ENRE tiene las siguientes obligaciones: - Proteger adecuadamente los derechos de los usuarios. - Promover la competitividad en producción y alentar inversiones que garanticen el suministro

a largo plazo. - Promover el libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios de transporte y

distribución. - Regular las actividades de transporte y distribución asegurando tarifas justas y razonables. - Incentivar la oferta y demanda por medio de tarifas apropiadas, logrando mayor eficiencia. - Alentar las inversiones privadas, asegurando la competitividad de los mercados.

2. CAMMESA: Es una empresa de capitales mixtos que administra y organiza las compras en el Mercado

Eléctrico Mayorista (MEM) de Argentina. Es una empresa de gestión privada con propósito público. De acuerdo al artículo N°35 de la Ley 24065 y los dispositivos que la crean, CAMMESA tiene como funciones principales: - Coordinación de las operaciones de despacho. - Responsabilidad por el establecimiento de los precios mayoristas. - Administración de las transacciones económicas que se realizan a través del Sistema Integrado

Nacional. El 80% del paquete accionario de CAMMESA es propiedad de los Agentes del Mercado Mayorista Eléctrico, cada uno con igual participación accionaria. El 20% restante está en poder del Ministerio Público que asume la representación del interés general y de los usuarios cautivos. La estructura accionaria de CAMMESA es: - Secretaría de Energía 20% - ADDERA 20% - AGEERA 20% - AGUEERA 20% - ATEERA 20%

3. Agentes del MEM: Son las empresas autorizadas por CAMMESA a intervenir en la comercialización,

transporte y distribución de energía eléctrica tomándola del Sistema Argentino de Interconexión. El proceso se origina cuando un generador fabrica la energía, luego el transportista lleva esa energía a los centros urbanos donde la toman los distribuidores, que son quienes la llevan hasta los domicilios de los usuarios.


115

Los grandes usuarios son agentes que están conectados a la red, y compran la electricidad sin necesidad de tener al distribuidor como intermediario. Generalmente son grandes industrias.

4. Generadoras: Es una actividad considerada de “interés público”, puede ser ejercida libremente por cualquier empresa, siempre y cuando cumpla con las normas de despacho, operación, seguridad y medioambientales vigentes en el mercado y las disposiciones específicas relacionadas al conjunto de reglamentaciones de carácter nacional en las distintas materias que corresponda. La actividad es de competencia (no está regulada) y en cada central se fijan los precios de sus tarifas de acuerdo a sus costos de producción. Funcionan en un sistema mixto donde el Estado Nacional preserva bajo su jurisdicción las Centrales Nucleoeléctricas de Atucha y Embalse Río III, y las Hidroeléctricas Yacyretá y Salto Grande, mientras que la Provincia de Buenos Aires opera las centrales de la costa atlántica. CAMMESA, la empresa que administra y despacha la compra y venta de energía en el mercado mayorista, despacha la energía de acuerdo a los precios de cada una, eligiendo a las centrales más económicas hasta cubrir la demanda. A diciembre de 2008 existían 46 empresas generadoras de electricidad.

5. Transportistas: Es una actividad considerada como “servicio público”, las empresas que tienen a cargo la prestación cumplen con su objetivo de transportar la energía desde el lugar de generación hasta los centros urbanos. Esta actividad varía según los niveles de tensión, es así que existe una transportista, Transener, en extra alta tensión (500kV) que tiene a su cargo la prestación del transporte en el ámbito nacional, y empresas de transporte en alta tensión que transportan la energía en cada una de las regiones eléctricas del país en niveles de tensión inferiores (132, 220,3330 kV). La responsabilidad básica de las empresas de transporte es la de realizar la operación y mantenimiento de los sistemas que les fueron entregados en concesión. Asimismo, tienen la responsabilidad de informar al mercado de las limitaciones (en un horizonte de 8 años) que presentan los correspondientes sistemas de transporte a los fines de que los responsables finales del abastecimiento a los usuarios tomen con tiempo las medidas necesarias para no tener problemas a futuro. Por ley no son responsables de realizar inversiones de expansión, sino las de operación y mantenimiento. La señal de calidad de las transportistas es una señal de disponibilidad, es decir, mientras el sistema esté disponible para transportar energía es remunerado pero, si por cualquier motivo, existen instalaciones no disponibles (cortes en las líneas de trasporte) las empresas de transporte son penalizadas con multas según el tiempo de no disponibilidad de la siguiente manera: por cada hora de interrupción, la pena es de 100 veces más de lo que le hubiera correspondido cobrar afectivamente sino hubiera existido la interrupción.

6. Distribuidoras: Es una actividad considerada como “servicio público”, por su infraestructura constituye un monopolio natural, ya que en la actualidad el desarrollo de la tecnología no permite la existencia de competencia en este sector con una eficiencia mayor que la ofrecida por el monopolio natural regulado. Las empresas que prestan este servicio tienen asignada una región en la cual tienen también la obligación de instrumentalizar los medios para abastecer a toda la demanda sin limitaciones de ningún tipo, no teniendo ninguna excusa para no cumplir esta obligación. En este caso el sistema también es mixto, existen empresas públicas y privadas. Por ejemplo, en Misiones, Chaco, Corrientes, Santa Fe, Córdova, Neuquen, La Pampa, Santa Cruz, y Chubut; las distribuidoras pertenecen al Estado Provincial o Municipal.

7. Grandes Usuarios: Son aquellos agentes que contratan en forma independiente y para consumo propio su abastecimiento de energía eléctrica. Generalmente se trata de grandes industrias que requieren de un gran consumo eléctrico para su funcionamiento, y a través de este sistema, pueden contratarla sin necesidad del distribuidor, disminuyendo sus costos. Deben cumplir con ciertos requisitos establecidos en la Ley 24065 relacionados con topes de potencia y consumo, necesidades técnicas, y condiciones contractuales de comercialización. De acuerdo a la potencia y al consumo de energía requerido, los grandes usuarios se dividen a su vez en Gran Usuario Mayor (GUMA) y Gran Usuario menor (GUME).

8. Consumidores: Todavia no están institucionalizados, pero hace varios años, la Defensa de los Derechos de los Consumidores se ha incorporado a la agenda pública como política de Estado. En este nuevo esquema, las organizaciones de la sociedad civil (Asociaciones de Consumidores) deberán tener un rol con mayor protagonismo que el actual, promoviendo el efectivo ejercicio de los derechos, la concientización social, la educación al consumidor, y el compromiso por un consumo responsable.


116

10.5.2 Colombia

Política energética: La Constitución Política de Colombia establece como deber del Estado el logro de la eficiencia en la prestación de los servicios públicos. Para ello crea el marco de la libre competencia en dichas actividades, admite la concurrencia de los particulares en este sector de la economía y, acentúa el papel regulador del Estado Para el establecimiento del nuevo marco ordenado por la Constitución, se expidió la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios (Ley 142 de 1994) y la Ley Eléctrica (Ley 143 de 1994), mediante las cuales se definen los criterios generales y las políticas que deberán regir la prestación de los servicios públicos domiciliarios en el país y los procedimientos y mecanismos para su regulación, control y vigilancia. Las principales disposiciones de las dos leyes son: - Viabiliza el enfoque constitucional. - Permite la participación de la inversión privada en la prestación del servicio. - Promueve la libre competencia en la prestación del servicio para cada una de las actividades de

generación, transmisión, distribución y comercialización. - El Estado asume las actividades para la regulación, el control y la vigilancia. - Se permite la libre contratación para usuarios con consumos superiores a 55,000 kwh/mes (usuarios no

regulados), manteniendo tarifas reguladas para el resto de consumidores. - Promueve la cobertura del servicio a las diferentes regiones del país y a los usuarios de menores recursos

mediante subsidios a las tarifas, cubiertos en parte por contribuciones que pagan los usuarios no regulados.

La regulación ha fijado algunos límites para impedir la concentración de la propiedad y para restringir la configuración de posiciones dominantes por parte de las empresas o grupos empresariales que pueden afectar los precios de la electricidad, de la siguiente forma: - Ningún distribuidor de energía podrá atender más del 25% del total del mercado. - Ningún generador podrá tener más del 25% de la capacidad nominal de generación de Colombia. - Ninguna empresa dedicada a la generación o a la distribución podrá tener una participación accionaría

mayor al 25% en una empresa dedicada a una actividad diferente a la suya. - Generadores, distribuidores o comercializadores no podrán tener más del 15% de las acciones de una

empresa de transmisión. El Sistema de Generación Eléctrica Colombiano utiliza las centrales hidroeléctricas, las plantas térmicas (a gas y a carbón) y plantas térmicas que utilizan otras fuentes de energía (cogeneración y energía eólica). En el 2004, el 60% de la capacidad instalada era de propiedad privada y el 40% era propiedad pública.

Los generadores obtienen sus ingresos por contratos bilaterales de energía, que representan el 70% de la energía vendida en el 2003 (en años anteriores llegó al 85%), por las ventas en la bolsa de energía y por un cargo por capacidad que se paga a las plantas cuando no generan y están disponibles para ser despachadas. En la actualidad la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), cuenta con un registro de proyectos de generación que aportarían al Sistema Interconectado Nacional aproximadamente 12,200 MW. La gran mayoría de estos proyectos se encuentran en etapa de estudio. El país cuenta con importantes recursos naturales para emprender proyectos de generación para atender el crecimiento interno de la demanda de energía, y el crecimiento de la demanda externa por parte de Ecuador, Venezuela y Centroamérica. Para el año 2008 se tiene proyectado iniciar las exportaciones a Centroamérica a través del proyecto de interconexión eléctrica con Panamá, que se encuentra en fase de estudio de viabilidad técnico-económica-ambiental por ambos países. De igual forma, con la entrada en vigencia del Protocolo de Kyoto existe la oportunidad de hacer inversiones en plantas de generación que usan fuentes no alternativas de energía y en plantas que usan pequeños aprovechamientos hidráulicos. La venta de certificados de emisión podrá asegurar la viabilidad económica de los proyectos. El sistema de transmisión, está constituido por redes de 550kV y 220kV de libre acceso. En el país operan 11 empresas transportadoras, de las cuales Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) es el mayor transportador de energía eléctrica del país, y propietario del 70% de la red nacional. En transmisión se destaca la implementación de un nuevo esquema para la construcción de líneas y subestaciones con compensación, cuyo mecanismo es el de Convocatorias Públicas, establecidas con base en los resultados de los Planes de Expansión presentados por la UPME. Se destaca en este esquema la adjudicación de las dos convocatorias para construir la línea de interconexión de 600 km a 500 kV que


117

reforzará la interconexión de la Costa Atlántica con el interior del país, y cuya operación se estima para octubre de 2007. Conexiones Internacionales: La actual infraestructura de interconexión tiene una capacidad de 250 MW con Venezuela y de 260 MW con Ecuador. El potencial de intercambio identificado por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), es de 1000 MW con Venezuela y de 400MW con Ecuador. En la actualidad, se desarrolla el proyecto de interconexión de Colombia con Panamá, lo que permitirá el ingreso al mercado de Centroamérica, apoyándose en el desarrollo del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), generando la creación de un corredor energético desde México hasta Perú. Con respecto a Centroamérica existe un mercado potencial cuya factibilidad aumenta en la medida en que la interconexión propuesta en el SIEPAC, entre Guatemala y Panamá, se lleve a cabo. Sistema de Distribución Local (SDL), el sistema de distribución de energía eléctrica esta compuestos por redes, subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional ni a ningún sistema municipal o distrital. De un grupo de 30 empresas distribuidoras-comercializadoras, que operan en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), 7 son privadas y las restantes 23 son públicas, 10 realizan simultáneamente la actividad de generación y existen cuatro empresas, ESSA, EBSA, EPSA y EEPPM que integran verticalmente las cuatro actividades: generación, transmisión, distribución y comercialización. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expide con vigencia de cinco años, fórmulas generales que permiten a los comercializadores de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el SIN. La fórmula tarifaría vigente para los usuarios regulados del servicio público de energía eléctrica establece valores máximos a cobrar, mediante el cálculo y actualización del costo unitario en el tiempo con índices de precios, incluyendo indicadores de eficiencia y productividad. El costo unitario es específico para cada empresa, según sean sus costos y para cada usuario en relación con el nivel de tensión al que esté conectado. Esta fórmula es un referente directo para la negociación de los contratos entre los usuarios no regulados y sus proveedores de energía. Los Usuarios No regulados pueden negociar libremente con su suministrador de energía el valor de la generación y la comercialización. Actores del sistema eléctrico colombiano: 1. El Ministerio de Energía y Minas - ME, tiene a su cargo la función de dirección del Sistema Eléctrico

Colombiano. 2. La Unidad de Planeación Minero Energética- UPME, tiene a su cargo la función de planificación del

Sistema Eléctrico Colombiano. 3. La Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, tiene a su cargo la función de regulación en el

Sistema Eléctrico Colombiano. 4. El Consejo Nacional de Operación - CNO y el Comité Asesor de Comercialización - CAC, tienen a su

cargo las funciones de consejo y comité del Sistema Eléctrico Colombiano. Estas instituciones apoyan a la CREG en sus funciones.

5. La Superintendencia de Servicios Públicos- SSP, tiene a su cargo las funciones de control y vigilancia en el Sistema Eléctrico Colombiano.

6. La Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. - XM, tiene a su cargo las funciones de operación y administración mercado eléctrico colombiano.

Los participantes del mercado eléctrico son: - Empresas comercializadoras que transan, estas pasaron de 28 en 1995 a 75 en 2007 y los generadores que

transan de 17 a 4433. En la Tabla se muestran estos dos tipos de agentes desagregados en registrados y los que transan al finalizar 2007. El número de agentes dedicados a la actividad de transmisión fue de 11, los cuales han permanecido constantes desde el año 2000. Por su parte, los agentes que prestan la actividad de distribución, en el año 2007, llegaron a 32.

- Los usuarios se clasifican en usuarios no regulados (UNR) y usuarios regulados (UR). La CREG por medio de resoluciones establece los límites mínimos de consumo necesarios para acceder a la condición de UNR: se requiere tener una demanda promedio mensual durante seis meses, en potencia, mayor a 0.1 MW, o en energía de 55 MWh-mes.

33 Las empresas generadoras registradas fueron 61 y las comercializadoras 117, durante el año 2007.


118

- Al finalizar el 2007 el número de fronteras de UNR se ubicó en 4,262 y el número de fronteras de alumbrado público en 369, la demanda de ambas corresponde aproximadamente al 33% de la demanda nacional. Las fronteras de UR se registran en el mercado siempre que sean atendidas por comercializadores diferentes al comercializador del mercado local o comercializador establecido. A diciembre 31 de 2007 el número de fronteras de UR registradas llegó a 3,537, mostrando la competencia gradual por la comercialización de energía para estos usuarios.

El sector eléctrico se fundamenta en el hecho de que las empresas comercializadoras y los grandes consumidores adquieren la energía y potencia en un mercado de grandes bloques de energía, el cual opera libremente de acuerdo con las condiciones de oferta y demanda. Para promover la competencia entre generadores, se permite la participación de agentes económicos, públicos y privados, los cuales deberán estar integrados al sistema interconectado para participar en el mercado de energía mayorista. Como contraparte, comercializadores y grandes consumidores actúan celebrando contratos de energía eléctrica con los generadores. El precio de la electricidad en este mercado se establece de común acuerdo entre las partes contratantes, sin la intervención del Estado. La operación y la administración del mercado la realiza XM, el cual tiene a su cargo las funciones de Centro Nacional de Despacho -CND-, Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC- y Liquidador y Administrador de Cuentas de cargos por Uso de las Redes del SIN -LAC-. El siguiente cuadro esquematiza el mercado eléctrico:

10.5.3 Brasil

Política energética: La reforma del Sector Eléctrico Brasileño empezó en 1993 con la Ley Nº 8631, que extinguió la ecualización tarifaria vigente y creó los contratos de suministro entre generadores y distribuidores, y fue marcada por la promulgación de la Ley Nº 9.074 de 1995, que creó el Productor Independiente de Energía y el concepto de Consumidor Libre. En 1996 fue implantado el Proyecto de Reestructuración del Sector Eléctrico Brasileño (Proyecto RE-SEB), coordinado por el Ministerio de Minas y Energía. Las principales conclusiones del proyecto fueron la necesidad de implementar la desverticalización de las empresas de energía eléctrica, o sea, dividirlas en los segmentos de generación, transmisión y distribución, incentivar la competencia en los segmentos de generación y comercialización, y mantener bajo reglamentación los sectores de distribución y transmisión de energía eléctrica, considerados como monopolios naturales, bajo reglamentación del Estado. También se identificó la necesidad de crear un órgano regulador (la Agencia Nacional de Energía Eléctrica – ANEEL), de un operador para el sistema eléctrico nacional (Operador Nacional del Sistema Eléctrico – ONS) y de un ambiente para la realización de las transacciones de compra y venta de energía eléctrica (el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica – MAE, por sus siglas en portugués).

Clientes

Comercialización

Transmisión

Generación

Distribución

Mercados de otros países

Operación / Administración Centro Nacional de despacho – CND Administración del sistema de intercambios comerciales Liquidador y administrador de cuentas de cargo por el uso de las redes del SIN-LAC


119

Concluido en agosto de 1998, el Proyecto RE-SEB definió el esquema conceptual e institucional del modelo que sería implantado en el Sector Eléctrico Brasileño. En 2001, el sector eléctrico sufrió una grave crisis de abastecimiento que culminó en un plan de racionamiento de energía eléctrica. Ese hecho generó una serie de planteamientos sobre los rumbos que el sector eléctrico estaba siguiendo. Objetivando adecuar el modelo en implantación, fue instituido en 2002 el Comité de Revitalización del Modelo del Sector Eléctrico, cuyo trabajo resultó en un conjunto de propuestas de alteraciones en el Sector Eléctrico Brasileño. Durante los años de 2003 y 2004, el Gobierno Federal lanzó las bases de un nuevo modelo para el Sector Eléctrico Brasileño, sostenido por las Leyes Nº 10847 y 10848, del 15 de marzo de 2004 y por el Decreto Nº 5163, del 30 de julio de 2004. En términos institucionales, el nuevo modelo definió la creación de una institución responsable por la planificación del sector eléctrico a largo plazo (la Empresa de Investigación Energética – EPE, por sus siglas en portugués), una institución con la función de evaluar permanentemente la seguridad del suministro de energía eléctrica (el Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico – CMSE) y una institución para dar continuidad a las actividades del MAE, relativas a la comercialización de energía eléctrica en el sistema interconectado (la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica – CCEE). Con relación a la comercialización de energía, fueron instituidos dos ambientes para la celebración de contratos de compra y venta de energía, el Ambiente de Contratación Regulada (ACR), en el cual participan Agentes de Generación y de Distribución de energía eléctrica, y el Ambiente de Contratación Libre (ACL), en el cual participan Agentes de Generación, Comercialización, Importadores y Exportadores de energía, y Consumidores Libres. En la última década, el Sector Eléctrico Brasileño sufrió diversas alteraciones hasta llegar al modelo vigente. En la siguiente tabla se presenta un resumen de los principales cambios entre los modelos preexistentes y el modelo actual, que acabaron por resultar en transformaciones en las actividades de algunos agentes del sector.

Modelo Antiguo (hasta 1995) Modelo de Libre Mercado

(1995 al 2003) Nuevo Modelo (2004)

Financiamiento por medio de recursos públicos

Financiamiento por medio de recursos públicos y privados

Financiamiento por medio de recursos públicos y privados

Empresas verticalmente integradas

Empresas divididas por actividad: generación,

transmisión, distribución y comercialización

Empresas divididas por actividad: generación, transmisión, distribución, comercialización,

importación y exportación.

Empresas predominantemente Estatales

Apertura y énfasis en la privatización de las Empresas Convivencia entre Empresas Estatales y Privadas

Monopolios – Competencia Inexistente

Competencia en la generación y comercialización Competencia en la generación y comercialización

Consumidores Cautivos Consumidores Libres y Cautivos Consumidores Libres y Cautivos

Tarifas reguladas en todos los segmentos

Precios libremente negociados en la generación y comercialización

En el ambiente libre: Precios libremente negociados en la generación y comercialización. En el ambiente regulado: subasta y licitación por

la menor tarifa

Mercado Regulado Mercado Libre Convivencia entre Mercados Libre y Regulado

Planificación Determinativa – Grupo Coordinador de la

Planificación de los Sistemas Eléctricos (GCPS)

Planificación Indicativa por el Consejo Nacional de Política

Energética (CNPE)

Planificación por la Empresa de Investigación Energética (EPE)


120

Contratación: 100% del Mercado Contratación : 85% del mercado

(hasta agosto/2003) y 95% mercado (hasta dic./2004)

Contratación: 100% del mercado + reserva

Sobras/déficits del balance energético liquidados en CCEE. Sobras/déficits del balance

energético rateados entre compradores

Sobras/déficits del balance energético liquidados en el MAE Mecanismo de Compensación de Sobras y

Déficits (MCSD) para las Distribuidoras.

Actores del sistema eléctrico brasilero: El Nuevo Modelo del Sector Eléctrico Brasileño creó nuevas instituciones y alteró funciones de algunas instituciones ya existentes:

MME – Ministerio de Minas y Energía El MME es el órgano del Gobierno Federal responsable por dirigir las políticas energéticas del país. Sus principales obligaciones incluyen la formulación e implementación de políticas para el sector energético, de acuerdo con las pautas definidas por el CNPE. El MME es responsable por establecer la planificación del sector energético nacional, monitorear la seguridad del suministro del Sector Eléctrico Brasileño y definir acciones preventivas para restaurar la seguridad de suministro en el caso de desequilibrios coyunturales entre oferta y demanda de energía. EPE – Empresa de Investigación Energética Instituida por la Ley Nº 10.847/04 y creada por el Decreto Nº 5.184/04, la EPE es una empresa vinculada al MME, cuya finalidad es prestar servicios en el área de estudios e investigaciones destinadas a subsidiar la planificación del sector energético. Sus principales tareas incluyen la realización de estudios y proyecciones de la matriz energética brasileña, ejecución de estudios que propicien la planificación integrada de recursos energéticos, desarrollo de estudios que propicien la planificación de expansión de la generación y de la transmisión de energía eléctrica de corto, mediano y largo plazos, realización de análisis de factibilidad técnico-económica y socio-ambiental de plantas, así como la obtención de la licencia ambiental previa para aprovechamientos hidroeléctricos y de transmisión de energía eléctrica. CMSE – Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico El CMSE es un órgano creado en el ámbito del MME, bajo su coordinación directa, con la función de acompañar y evaluar la continuidad y la seguridad del suministro eléctrico en todo el territorio nacional. Sus principales tareas incluyen: seguir el desarrollo de las actividades de generación, transmisión, distribución, comercialización, importación y exportación de energía eléctrica; evaluar las condiciones de abastecimiento y de atención, bien como realizar periódicamente el análisis integrado de seguridad de esos; identificar dificultades y obstáculos que afecten la regularidad y la seguridad de abastecimiento y expansión del sector y elaborar propuestas para ajustes y acciones preventivas que puedan restaurar la seguridad en el abastecimiento y en la atención eléctrica. ANEEL – Agencia Nacional de Energía Eléctrica ANEEL fue instituida por la Ley Nº 9.247/96 y constituida por el Decreto Nº 2.335/97, con las tareas de regular y fiscalizar la producción, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, cuidando de la calidad de los servicios realizados, por la universalización de la atención y por el establecimiento de las tarifas para los consumidores finales, siempre preservando la factibilidad económica y financiera de los Agentes y de la industria. Las alteraciones promovidas en 2004 por el nuevo modelo del sector establecieron como responsabilidad de ANEEL, directa o indirectamente, la promoción de licitaciones en la modalidad de subasta, para la contratación de energía eléctrica por los Agentes de Distribución del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

ONS – Operador Nacional del Sistema Eléctrico El ONS fue creado por la Ley Nº 9.648, del 27 de mayo de 1998, y reglamentado por el Decreto Nº 2.655, del 2 de julio de 1998, con las alteraciones del Decreto Nº 5.081, del 14 de mayo de 2004, para operar, supervisar y controlar la generación de energía eléctrica en el SIN, y administrar la red básica de transmisión de energía eléctrica en Brasil.


121

Tiene como objetivo principal, atender los requisitos de carga, optimizar costos y garantizar la confiabilidad del sistema, definiendo también las condiciones de acceso a la red de transmisión en alta tensión del país. CCEE – Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica CCEE, instituida por la Ley Nº10848/04 y creada por el Decreto Nº 5177/04, absorbió las funciones del MAE y sus estructuras organizacionales y operativas. Entre sus principales obligaciones están: la verificación del Precio de Liquidación de Diferencias (PLD), utilizado para valorar las transacciones realizadas en el mercado de corto plazo; la realización de la contabilización de los montos de energía eléctrica comercializados; la liquidación financiera de los valores resultantes de las operaciones de compra y venta de energía eléctrica realizadas en el mercado de corto plazo y la realización de subastas de compra y venta de energía en el ACR, por delegación de ANEEL. Planificación eléctrica: Al final de la década del 80, el sector eléctrico brasileño se encontraba en una situación crítica, sin condiciones financieras de viabilizar la expansión de los sistemas de generación y transmisión del país. En esta ocasión, el crecimiento del consumo de energía eléctrica exigía elevadas inversiones, imposibles de ser realizadas, dentro de una opción exclusivamente estatal. Esta situación crítica del sector eléctrico nacional fue provocada, por diversas razones, entre las cuales está la política tarifaria adoptada. En este contexto, en los primeros años de la década del 90, el gobierno brasileño inicio estudios para estructurar el sector eléctrico nacional, procurando abrir espacio para una mayor participación del sector privado en las inversiones e incorporar la competencia entre empresas, con el objetivo de obtener tarifas competitivas para los consumidores de energía eléctrica. Dentro de estos estudios, se cita el RESEB - Reestructuración del Sector Eléctrico Brasileño, conducido por el MME - Ministerio de Minas y Energía, a mediados de la década del 90. El proyecto contó con el apoyo de consultoría de la empresa inglesa Coopers & Lybrans. El RESEB priorizaba la competencia en la generación y en la comercialización de la energía eléctrica y una fuerte regulación en la transmisión. Priorizaba también una Agencia Reguladora, un Operador Nacional de los Sistemas para la generación y transmisión y un Mercado de Competencia de energía eléctrica. Este modelo institucional no fue implementado íntegramente, habiendo ocurrido lagunas en la legislación. La crisis energética del gran racionamiento de energía eléctrica en el país, en los años 2001/2002, colocó este modelo institucional en una situación de re-evaluación. Con el inicio del nuevo Gobierno Federal, en el año 2003, la cuestión institucional del Sector Eléctrico fue reconsiderada, habiendo definido un nuevo Modelo, a través de un completo Marco Regulatorio. La propuesta del nuevo Modelo Institucional del Sector Eléctrico fue desarrollada durante el año 2003, por el nuevo Gobierno Federal, a través de un amplio debate con los agentes del sector energético. Actualmente el país dispone de un Modelo Institucional completo y en pleno funcionamiento, para el sector eléctrico nacional, con el respectivo Marco Regulatorio, definido por las diversas leyes y decretos relacionados con el asunto. Este Modelo Institucional tiene tres objetivos principales: 1) garantizar la seguridad del suministro de energía eléctrica; 2) promover la moderación de la tarifa de energía eléctrica; y 3) promover la inserción social en el sector eléctrico, en particular para los programas de universalización del

servicio. El Modelo consideró como uno de los dos pilares fundamentales la recuperación de las competencias del Estado en la elaboración de las actividades de planeamiento del sector energético. Otro aspecto importante del nuevo Modelo fue el de estimular la competencia entre los agentes para la construcción de las centrales más eficientes y económicas, con el objetivo de obtener tarifas más atractivas para los consumidores de energía eléctrica. La confiabilidad del servicio de los mercados futuros, sin racionamientos de energía eléctrica, fue también uno de los aspectos importantes del modelo. El planeamiento energético de corto, mediano y largo plazos se ha recuperado y demuestra beneficios para el país. El planeamiento del sector energético nacional fue priorizado por el Modelo Institucional del sector eléctrico. Este planeamiento es entendido como una actividad orientada para definir la expansión del sistema productor/generador, del sistema de transporte y de almacenamiento de energía (en las hidroeléctricas y en los stocks de combustibles), ajustando la oferta a la demanda prevista, a lo largo del horizonte temporal analizado.


122

Dos tipos de estudios se desarrollan: el primero estratégico de largo plazo, contemplando horizontes de hasta 30 años y el segundo de programación de obras, de corto/mediano plazo, contemplando horizontes de mínimo 10 años. Los estudios de largo plazo, de hasta 30 años, se consolidan en los Planes Nacionales de Energía y en la Matriz Energética Nacional, ambos actualmente considerando el horizonte del año 2030. En estos estudios se define la estrategia de expansión de los sistemas de energía del país y las directrices para la implantación de los proyectos energéticos, dentro de una visión de largo plazo. Los estudios relacionados con la implantación de los proyectos energéticos, en el horizonte de corto/mediano plazo, de un mínimo de 10 años, se consolidan en los Planes Decenales de Expansión de Energía, estando actualmente en desarrollo el que contempla el horizonte 007/2016. El año 2007, en el ámbito del Ministerio de Minas y Energía (MME), se están concluyendo los estudios de largo plazo – el Plan Nacional de Energía 2030 y la Matriz Energética Nacional 2030. En cuanto a los estudios de corto/mediano plazo, concluyó en el año 2006 el Plan Decenal de Expansión de Energía Eléctrica 2006/2015, estando actualmente en desarrollo su fase final, el Plan Decenal de Expansión de Energía 2007/2016, este último contemplando todos los energéticos. La experiencia desarrollada en esta actividad de retomar el planeamiento energético, con visión de largo plazo, analizando todos los energéticos, se mostró extremamente valiosa, para orientar, dentro de criterios técnicos, económicos y ambientales, las trayectorias de desarrollo de los sistemas energéticos nacionales. Esto ha contribuido, de forma significativa, para el establecimiento de las alternativas energéticas más adecuadas para el país, dentro del concepto de desarrollo sostenible, con una oferta de energía para los consumidores, con calidad y precios adecuados. La actividad de planeamiento se concluye con el monitoreo de las condiciones de abastecimiento electro-energético, cubriendo un horizonte de cinco años. Esto es tratado en el Comité de Monitoreo del Sector Energético, vinculado al Ministerio de Minas y Energía (MME). La operación del Sistema Nacional Interconectado separa la operación técnica de los aspectos comerciales e incluye las épocas de hidrología desfavorable como situación especial, considerando la importante participación de la hidroelectricidad en el sistema eléctrico. La coordinación y el control de la operación de las centrales generadoras y de la red de transmisión del Sistema Interconectado Nacional, con criterios técnicos y económicos, con el objetivo de lograr menores costos de operación – minimización de la generación de las centrales térmicas y maximización de la generación hidroeléctrica del sistema conjunto – se ha mostrado bastante adecuada, para elevar la confiabilidad del suministro a la carga y asegurar tarifas reducidas para los consumidores de energía eléctrica. Los aspectos comerciales relacionados con los flujos de energía y potencia entre los agentes no son tomados en cuenta en la operación optimizada del sistema interconectado conjunto de generación/transmisión. Los montos de recursos financieros correspondientes a los flujos energéticos resultantes de la operación optimizada entre los agentes son tratados en la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica. Este sistema de separar la operación técnica/económica, de la generación y de la transmisión, del Sistema Interconectado Nacional, de los aspectos comerciales entre los diversos agentes, ha presentado resultados muy satisfactorios, en cuanto a la reducción de los costos de la energía eléctrica, contribuyendo para la competencia en el mercado eléctrico del país. Otro aspecto relevante de la operación del sistema, que presenta un cambio importante en relación a la situación anterior al racionamiento de energía eléctrica, es la adopción, en los períodos hidrológicos desfavorables, cuando ocurre una reducción de la generación hidroeléctrica, de prioridades para el despacho de las centrales térmicas. Así, cuando la hidrología se presenta desfavorable, la operación reduce la importancia de los criterios económicos para el despacho de las unidades térmicas, y prioriza la garantía del suministro, definiendo la generación de las centrales térmicas para preservar los niveles de almacenamiento de los reservorios, a través de la adopción de “curvas de prevención del riesgo”. Como medios para moderar las tarifas de energía eléctrica se incorporaron subastas para nuevos proyectos, licitaciones para adquisición de energía por parte de los distribuidores y se separó la contratación de energía de centrales existentes de aquella destinada a la expansión de la demanda. La base de la moderación tarifaria es la contratación eficiente de energía para los consumidores regulados de los distribuidores. Las principales acciones para promover esa eficiencia son:


123

1) proceder a la compra de energía siempre por medio de subastas, en la modalidad de “menor tarifa”; 2) contratar energía por licitación conjunta de los distribuidores (pool), mirando obtener economía de escala

en la contratación de energía de nuevos proyectos, repartir riesgos y beneficios contractuales y nivelar tarifas de suministro;

3) contratar separadamente la energía de nuevas centrales (abastecimiento a la expansión de la demanda) y de las centrales existentes, ambas por licitación.

Así, la expansión de los sistemas de generación y de transmisión, en el ámbito del nuevo Modelo, se desarrolla a partir de un proceso de licitación, a través de subastas de los proyectos, siendo que para las centrales hidroeléctricas se exige la licencia previa ambiental. Como resultado de estas subastas se definen los contratos de venta de energía, entre los agentes de generación y concesionarias de distribución, con garantías para los pagos previstos en los contratos, lo que reduce las incertidumbres para el promotor y facilita la obtención de los financiamientos. Este sistema ha presentado resultados muy satisfactorios, haciendo viable la expansión de los sistemas eléctricos del país, contribuyendo a la competencia en los mercados energéticos, resultando en tarifas ventajosas para los consumidores de energía eléctrica. Las diversas lecciones de los proyectos de generación y de transmisión, realizados en los últimos años, evidencian lo adecuado del sistema adoptado, habiéndose implantado la competencia entre los agentes, con la reducción de los “precios” de la energía suministrada por las centrales generadoras y de la energía transportada por los sistemas de transmisión. La reducción de precios ha sido más significativa en el segmento de la transmisión. La agencia reguladora añade a sus funciones de mediación, regulación y fiscalización, el manejo de las subastas de concesión de proyectos y las licitaciones de adquisición de energía para los distribuidores, como parte del nuevo modelo del sector eléctrico. La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) desempeña un papel fundamental, en cuanto a sus atribuciones, para el adecuado funcionamiento del sector eléctrico, en particular en las actividades relacionadas con las subastas de generación y de transmisión, en la competencia entre los agentes sectoriales, para la implantación de los proyectos, mirando la moderación tarifaria. Así, la ANEEL, entre otras, tiene las siguientes atribuciones principales: 1) mediación, regulación y fiscalización del funcionamiento del sistema eléctrico; 2) realización de subastas de concesión de proyectos de generación y de transmisión, por delegación del

MME; 3) licitación para adquisición de energía para los distribuidores. El nuevo modelo, al poner énfasis en asegurar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica, ha proporcionado resultados satisfactorios. El Modelo Institucional establece un conjunto integrado de medidas para garantizar la seguridad del suministro de energía eléctrica, incluyendo las siguientes:

1) exigencia de contratación de la totalidad de la demanda; 2) cálculo realista de la energía asegurada de generación; 3) adecuación del criterio vigente de seguridad estructural del suministro, establecido hace más de veinte

años, la importancia creciente de la electricidad para la economía y para la sociedad, con el establecimiento de criterios de seguridad más severos que los actuales;

4) contratación de hidroeléctricas y térmicas en proporciones que aseguren mejor equilibrio entre garantía y costo, o que, combinado con los nuevos criterios de suministro, resultará en la misma seguridad que sería proporcionada por la asociación de los criterios actuales con una reserva establecida externamente, sin necesidad de considerar un conjunto de “proyectos de reserva”;

5) monitoreo permanente de la seguridad de suministro, permitiendo detectar desequilibrios coyunturales entre oferta y demanda y proporcionando medidas preventivas capaces de restaurar la garantía de suministro, al menor costo para el consumidor.

Este conjunto de medidas, en pleno funcionamiento en los últimos años, ha presentado resultados satisfactorios, en la medida en que está asegurado un suministro adecuado de energía eléctrica, sin perspectivas de racionamientos, en los horizontes de corto y mediano plazos.


124

10.5.4 Chile

El sistema eléctrico en Chile está compuesto por las actividades de; generación, transmisión y distribución de suministro eléctrico. Estas actividades son desarrolladas por empresas que son controladas en su totalidad por capitales privados, mientras que el Estado sólo ejerce funciones de regulación, fiscalización y de planificación indicativa de inversiones en generación y transmisión, aunque esta última función es sólo una recomendación no forzosa para las empresas. Participan de la industria eléctrica nacional un total aproximado de 31 empresas generadoras, 5 empresas transmisoras y 34 empresas distribuidoras, que en conjunto suministran una demanda agregada nacional que en el 2004 alcanzó los 48.879,8 gigawatts-hora (GWh). Esta demanda se localiza territorialmente en cuatro sistemas eléctricos (SING, SIC, Aysen y Magallanes). El principal organismo del Estado que participa en la regulación del sector eléctrico en Chile es la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien se encarga de elaborar y coordinar los planes, políticas y normas necesarias para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energético nacional, velar por su cumplimiento y asesorar a los organismos de Gobierno en todas aquellas materias relacionadas con la energía. La generación, este segmento está constituido por el conjunto de empresas eléctricas propietarias de centrales generadoras de electricidad, la que es transmitida y distribuida a los consumidores finales. Este segmento se caracteriza por ser un mercado competitivo, con claras deseconomías de escala en los costos variables de operación y en el cual los precios tienden a reflejar el costo marginal de producción. La transmisión, este sistema corresponde al conjunto de líneas, subestaciones y equipos destinados al transporte de electricidad desde los puntos de producción (generadores) hasta los centros de consumo o distribución. En Chile se considera como transmisión a toda línea o subestación con un voltaje o tensión superior a 23.000 Volts (V). Por Ley, las tensiones menores se consideran como distribución. La transmisión es de libre acceso para los generadores, es decir, estos pueden imponer servidumbre de paso sobre la capacidad disponible de transmisión mediante el pago de peajes. Dada las modificaciones incorporadas por la ley 19.940 de Marzo de 2004 a la Ley General de Servicios Eléctricos, el transporte de electricidad por sistemas de transmisión troncal y sistemas de subtransmisión es servicio público eléctrico, por tanto el transmisor tiene obligación de servicio, siendo responsabilidad de éste el invertir en nuevas líneas o en ampliaciones de las mismas. En el sistema de transmisión se puede distinguir el sistema troncal (conjunto de líneas y subestaciones que configuran el mercado común) y los sistemas de subtransmisión (que son aquellos que permiten retirar la energía desde el sistema troncal hacia los distintos puntos de consumo locales). La coordinación de la operación de las centrales generadoras y las líneas de transmisión, es efectuada en cada sistema eléctrico por los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC). Estos organismos no poseen personalidad jurídica y están constituidos por las principales empresas generadoras y transmisoras de cada sistema eléctrico. La distribución, estos sistemas están constituidos por las líneas, subestaciones y equipos que permiten prestar el servicio de distribuir la electricidad hasta los consumidores finales, localizados en cierta zona geográfica explícitamente limitada. Las empresas de distribución operan bajo un régimen de concesión de servicio publico de distribución, con obligación de servicio y con tarifas reguladas para el suministro a clientes regulados. En Chile existen cuatro sistemas eléctricos interconectados. El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que cubre el territorio comprendido entre las ciudades de Arica y Antofagasta con un 30,17% de la capacidad instalada en el país; el Sistema Interconectado Central (SIC), que se extiende entre las localidades de Taltal y Chiloé con un 69,01% de la capacidad instalada en el país; el Sistema de Aysén que atiende el consumo de la Región XI con un 0,28% de la capacidad; y el Sistema de Magallanes, que abastece la Región XII con un 0,54% de la capacidad instalada en el país. Los consumidores se clasifican según la magnitud de su demanda en: 1. Clientes regulados: Consumidores cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kilowatts (kW); 2. Clientes libres o no regulados: Consumidores cuya potencia conectada es superior a 2.000 kW; y 3. Clientes con derecho a optar por un régimen de tarifa regulada o de precio libre, por un período mínimo

de cuatro años de permanencia en cada régimen: Consumidores cuya potencia conectada es superior a 500 kW e inferior o igual a 2.000 kW, conforme a las modificaciones incorporadas a la Ley General de Servicio Eléctricos por la ley 19.940, de Marzo de 2004.


125

No obstante, los suministros a que se refiere el numeral anterior podrán ser contratados a precios libres cuando ocurra alguna de las circunstancias siguientes: Cuando se trate de servicio por menos de doce meses; Cuando se trate de calidades especiales de servicio; Si el producto de la potencia conectada del usuario, medida en megawatts y de la distancia comprendida

entre el punto de empalme con la concesionaria y la subestación primaria más cercana, medida en kilómetros a lo largo de las líneas eléctricas, es superior a 20 megawatts-kilómetro.

A nivel nacional, los clientes no regulados representaron cerca del 54% del consumo total de energía del año 2004. Actores del sistema eléctrico chileno: Otros organismos que participan en el sector eléctrico en Chile son; Los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC), El Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), la Comisión Nacional del Medioambiente (CONAMA), la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), las municipalidades y los organismos de defensa de la competencia. CENTROS DE DESPACHO ECONÓMICO DE CARGA (CDEC):

Los CDEC's se rigen por el Decreto Supremo Nº327 de 1998, del Ministerio de Minería, y están encargados de regular el funcionamiento coordinado de las centrales generadoras y líneas de transmisión interconectadas al correspondiente sistema eléctrico. considerando: 1. Operación segura y de mínimo costo del sistema 2. Valorizar la energía y potencia para las transferencias que se realizan entre generadores. La valorización

se efectúa en base a los costos marginales de energía y potencia, los cuales varían en cada instante y en cada punto del sistema eléctrico.

3. Realización periódica del balance de inyecciones y retiros de energía y potencia que realizan los generadores en un período de tiempo.

4. Elaborar informes de referencia sobre los peajes básicos y adicionales que debe pagar cada central por cada uno de los diferentes tramos del sistema.

En Chile existen el CDEC del Sistema Interconectando del Norte Grande y el Sistema Interconectado Central.

MINISTERIO ECONOMIA, FOMENTO Y RECONSTRUCCIÓN En el sector eléctrico es el encargado de fijar las tarifas de distribución eléctrica, los precios de nudo y de resolver los conflictos entre los miembros de los CDEC's, en todos los casos, previo informe técnico de la CNE. Además, otorga las concesiones definitivas previo informe de la SEC.

LA SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES Es el organismo encargado de fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad.

COMISION NACIONAL DE MEDIO AMBIENTE Es el organismo encargado de administrar el sistema de evaluación de impacto ambiental a nivel nacional en lo que se refiere al sector eléctrico, coordinar los procesos de generación de las normas de calidad ambiental y determinar los programas para su cumplimiento.

LA SUPERINTENDENCIA DE VALORES Y SEGUROS Es el organismo encargado de fiscalizar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas que rigen a las personas que emiten o intermedian valores de oferta pública, las bolsas de valores, los fondos mutuos, las sociedades anónimas y las empresas de seguros.

LAS MUNICIPALIDADES Las municipalidades participan en la regulación del sector eléctrico otorgando los permisos para que las líneas de transmisión de electricidad no sujetas a concesión crucen las calles, otros bienes nacionales de uso público u otras líneas eléctricas. Además, en el caso de los sistemas eléctricos cuyo tamaño sea igual o inferior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación, las municipalidades negocian con las empresas concesionarias de distribución respectivas los precios máximos y la calidad del suministro para los suministros a usuarios finales.


126

LOS ORGANISMOS DE DEFENSA DE LA COMPETENCIA Son los organismos encargados de prevenir, investigar y corregir los atentados a la libre competencia y los abusos en que puede incurrir quien ocupe una posición monopólica. Tales organismos son: 1. Comisiones Preventivas Regionales; 2. Comisión Preventiva Central; 3. Comisión Resolutiva; y 4. Fiscalía Nacional Económica. Todos ellos se rigen por el Decreto Ley Nº211, de 1973, refundido por el Decreto Nº511, de 1980.

10.6 Lineamientos de política energética

10.6.1 Argentina:

1. Se transformó la definición y objetivos del sistema eléctrico, pasando de considerarlo un bien público a su privatización parcial y su conceptualización de servicio regulado.

2. La transformación del sistema eléctrico se implementa determinando claramente tres subsistemas: generación, transporte y distribución.

3. Se privatiza parcialmente la actividad generadora y se mantiene el monopolio natural en el transporte y la distribución, logrando ejecutar permanentemente el Plan de Mantenimiento y Expansión de las Redes de Transmisión, considerando un horizonte temporal de cinco años.

4. En esta nueva estructura, el Mercado Eléctrico Mayorista opera con la participación de los grandes consumidores y las empresas que participan en los subsistemas eléctricos.

5. El Sistema Argentino de Interconexión – SADI, atiende el 99% de la demanda eléctrica de Argentina y el 1% es atendida por cooperativas locales (comunidades aisladas).

6. Organización del sistema energético: Estado nacional: Fija las políticas del mercado y condiciona el accionar de las empresas mediante la regulación y las señales económicas, tareas que ejerce a través de dos instituciones: Secretaría de Energía de la Nación., y el Ente Regulador de la Electricidad – ENRE. CAMMESA: Empresa de capitales mixtos que administra y organiza las compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) argentino. Es una empresa de gestión privada con propósito público. Agentes del MEM: Empresas autorizadas por CAMMESA para intervenir en la comercialización, transporte y distribución de energía eléctrica tomándola del Sistema Argentino de Interconexión.

10.6.2 Brasil:

1. Se extingue la ecualización tarifaria vigente y se crean los contratos de suministro entre generadores y distribuidores.

2. Se crea al Productor Independiente de Energía y el concepto de Consumidor Libre. 3. Se dividen a las empresas eléctricas según los segmentos de generación, transmisión y distribución. 4. Se incentiva la competencia en los segmentos de generación y comercialización. 5. Se mantiene bajo reglamentación del Estado los sectores de distribución y transmisión de energía

eléctrica, considerados como monopolios naturales. 6. Se identifica a necesidad de crear un órgano regulador, un operador para el sistema eléctrico nacional

y un ambiente para la realización de las transacciones de compra y venta de energía eléctrica. 7. La grave crisis de abastecimiento del sector eléctrico, en 2001, que culminó en un plan de

racionamiento de energía eléctrica, introduce tres nuevos actores: una institución responsable por la planificación del sector eléctrico a largo plazo, una institución con la función de evaluar permanentemente la seguridad del suministro de energía eléctrica, y una institución para dar continuidad a las actividades del MAE, relativas a la comercialización de energía eléctrica en el sistema interconectado.

8. Se instituyen dos ambientes para la celebración de contratos de compra y venta de energía, el Ambiente de Contratación Regulada (ACR), en el cual participan Agentes de Generación y de Distribución de energía eléctrica, y el Ambiente de Contratación Libre (ACL), en el cual participan Agentes de Generación, Comercialización, Importadores y Exportadores de energía, y Consumidores Libres.

9. Organización del sistema energético: CNPE – Consejo Nacional de Política Energética: creado dentro del MME, con la función de acompañar y evaluar la continuidad y la seguridad del suministro eléctrico en todo el territorio nacional. MME – Ministerio de Minas y Energía: órgano del Gobierno Federal responsable por dirigir las políticas energéticas del país. Sus principales obligaciones incluyen la formulación e implementación de políticas para el sector energético, de acuerdo con las pautas definidas por el CNPE.


127

EPE – Empresa de Investigación Energética: empresa vinculada al MME, cuya finalidad es prestar servicios en el área de estudios e investigaciones destinadas a subsidiar la planificación del sector energético. CMSE – Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico: órgano creado dentro del MME, con la función de acompañar y evaluar la continuidad y la seguridad del suministro eléctrico en todo el territorio nacional. ANEEL – Agencia Nacional de Energía Eléctrica: creada para regular y fiscalizar la producción, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, cuidando de la calidad de los servicios realizados, por la universalización de la atención y por el establecimiento de las tarifas para los consumidores finales, siempre preservando la factibilidad económica y financiera de los Agentes y de la industria. ONS – Operador Nacional del Sistema Eléctrico: creado para operar, supervisar y controlar la generación de energía eléctrica en el SIN, y administrar la red básica de transmisión de energía eléctrica en Brasil. CCEE – Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica: creada para absorver las funciones del MAE (Mercado Mayorista de Energía Eléctrica) y sus estructuras organizacionales y operativas.

10.6.3 Colombia:

1. Se crea el marco de la libre competencia en el Sistema Eléctrico, donde se definen los criterios generales y las políticas que deberán regir la prestación de los servicios públicos domiciliarios en el país y los procedimientos y mecanismos para su regulación, control y vigilancia.

2. Se limita normativamente la concentración de la propiedad en el sector. 3. Se promueve el uso de energías alternativas, el aprovechamiento de bonos en los proyectos de expansión

y la implementación de proyectos de exportación de electricidad (operativo con Venezuela y Ecuador y en implementación con Panamá).

4. Se consideran cuatro subsistemas eléctricos: generación, transmisión, distribución y comercialización. 5. Se considera en el sistema eléctrico: Empresas comercializadoras, agentes registrados de transmisión,

agentes registrados de distribución, usuarios regulados y usuarios no regulados. 6. Organización del sistema energético:

Ministerio de Energía y Minas - ME, tiene a su cargo la función de dirección. La Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, tiene a su cargo la función de planificación. La Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, tiene a su cargo la función de regulación. El Consejo Nacional de Operación - CNO y el Comité Asesor de Comercialización - CAC, tienen a su cargo las funciones de consejo y el Comité del Sistema Eléctrico Colombiano, apoyan a la CREG. La Superintendencia de Servicios Públicos- SSP, tiene a su cargo las funciones de control y vigilancia. La Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. - XM, tiene a su cargo las funciones de operación y administración mercado eléctrico colombiano.

10.6.4 Chile:

1. El sistema eléctrico está compuesto por las actividades de: generación, transmisión y distribución de suministro eléctrico.

2. Las empresas que participan en el sector eléctrico son controladas en su totalidad por capitales privados. 3. El Estado sólo ejerce funciones de regulación, fiscalización y planificación indicativa de inversiones en

generación y transmisión, la última función es sólo una recomendación no forzosa para las empresas. 4. La transmisión y distribución se diferencian por el voltaje o tensión de la carga, mayor a 23,000 Voltios es

transmisión. 5. Los consumidores se clasifican según la magnitud de su demanda en:

Clientes regulados: Consumidores cuya potencia conectada es menor o igual a 2.000 kW; Clientes libres o no regulados: Consumidores cuya potencia conectada es mayor a 2.000 kW; Clientes con derecho a optar por un régimen de tarifa regulada o de precio libre: por un período

mínimo de cuatro años de permanencia en cada régimen. 6. Organización del sistema energético:

CENTROS DE DESPACHO ECONÓMICO DE CARGA (CDEC): Encargados de regular el funcionamiento coordinado de las centrales generadoras y líneas de transmisión interconectadas al correspondiente sistema eléctrico, considerando la operación segura y de mínimo costo del sistema, la valorización de la energía y potencia para las transferencias que se realizan entre generadores(en base a los costos marginales de energía y potencia, los cuales varían en cada instante y en cada punto del sistema eléctrico), la realización periódica del balance de inyecciones y retiros de energía y potencia que realizan los


128

generadores en un período de tiempo, y la elaboración de informes de referencia sobre los peajes básicos y adicionales que debe pagar cada central por cada uno de los diferentes tramos del sistema. MINISTERIO ECONOMIA, FOMENTO Y RECONSTRUCCIÓN: Es el encargado de fijar las tarifas de distribución eléctrica, los precios de nudo y de resolver los conflictos entre los miembros de los CDEC's, en todos los casos, previo informe técnico de la CNE. Además, otorga las concesiones definitivas previo informe de la SEC. LA SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES: Organismo encargado de fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad. COMISION NACIONAL DE MEDIO AMBIENTE: Organismo encargado de administrar el sistema de evaluación de impacto ambiental a nivel nacional en lo que se refiere al sector eléctrico, coordinar los procesos de generación de las normas de calidad ambiental y determinar los programas para su cumplimiento. LA SUPERINTENDENCIA DE VALORES Y SEGUROS: Organismo encargado de fiscalizar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas que rigen a las personas que emiten o intermedian valores de oferta pública, las bolsas de valores, los fondos mutuos, las sociedades anónimas y las empresas de seguros. LAS MUNICIPALIDADES: Participan en la regulación del sector eléctrico otorgando los permisos para que las líneas de transmisión de electricidad no sujetas a concesión crucen las calles, otros bienes nacionales de uso público u otras líneas eléctricas. LOS ORGANISMOS DE DEFENSA DE LA COMPETENCIA: Encargados de prevenir, investigar y corregir los atentados a la libre competencia y los abusos en que puede incurrir quien ocupe una posición monopólica. Estos organismos son: Comisiones Preventivas Regionales; Comisión Preventiva Central; Comisión Resolutiva; y Fiscalía Nacional Económica.

Los lineamientos comunes en el funcionamiento de los sistemas eléctricos, en los países seleccionados son: 1. La existencia de tres subsistemas en el sistema eléctrico: la generación, la transmisión y la distribución. Chile y

Brasil reconocen, además el subsistema de la comercialización. 2. La privatización, en diferentes grados, de la actividad generadora. 3. El reconocimiento del monopolio natural en el transporte y la distribución eléctrica, solamente Chile privatizó

estas actividades. 4. La existencia de un ente regulador con representación directa del Estado. 5. La creación de instituciones con el objetivo de realizar la planificación del sector eléctrico (mantenimiento,

expansión, inversiones).


129

11 Recomendaciones e implicancias de políticas

Las reglas de juego institucionales son el principal factor que influiría en el desempeño futuro del sector:

◦ Es el eje de incertidumbre con mayor nivel de consenso.

◦ La mayoría de eventos seleccionados se refieren y/o son resultado, de la existencia o carencia de reglas de juego explícitas y estables.

El sector eléctrico es relevante para el desarrollo del país, no sólo como proveedor, sino también como factor de atracción de inversiones.

◦ Tendencia a crecimiento de economía global (retracción es wild card).

◦ Comercialización de electricidad entre países sudamericanos es considerado como el evento de alto impacto (4to) y bastante probable (4to).

El Perú no debería quedar al margen de la siguiente ola de desarrollo tecnológico en generación eléctrica:

◦ Quedarse al margen puede significar mantener inserción primario exportadora.

◦ Competencia regional intensa. Consulta Delphi considera muy probable que inversión en Sudamérica será suficiente para garantizar parque generador moderno y eficiente.

◦ Se desarrolla mercado regional de electricidad, pues se comercializa entre países de Sudamérica al menos 10% de la energía generada en la región (5to evento con más probabilidad)

◦ Necesidad de vigilancia tecnológica de desarrollos incrementales en tecnologías existentes y de evolución de posible wild card de cambio tecnológico radical.

Es conveniente un balance en las fuentes de provisión de energía eléctrica, basada fundamentalmente en hidro energía y uso eficiente del gas:

◦ El desarrollo de ambas fuentes es considerado recurrente entre eventos con mayor impacto y probabilidad de ocurrencia.

◦ Necesidad de una matriz energética limpia, basada fundamentalmente en hidro energía y uso eficiente del gas; considerando la regulación ambiental en temas energéticos a nivel global (6to y 7mo eventos con mayor impacto).

◦ No es desestimada la posibilidad de interferencias en las fuentes de generación principales (recursos hídricos y gas), que se consideran con más de 50% de probabilidad de ocurrencia.

◦ Consulta Delphi considera altamente probable que se descubran y exploten yacimientos de gas al menos por el equivalente a Camisea.

Roles claros y alianza público-privada de largo plazo:

◦ Rol promotor del Estado e inversión a cargo del sector privado son considerados en la mayoría de eventos seleccionados en consulta Delphi.

◦ Se considera que tendría alto impacto la interferencia de gobiernos populistas o radicalistas (1er y 2do evento con impacto), a pesar que probabilidad no es muy alta (46% y 31% respectivamente).

◦ Los principales cambios considerados probables y con impacto, están asociados a la relevancia de las políticas públicas para su ocurrencia (índice de 7.66/10.00).

Opciones de Política – Escenario “A Punta de Gas”

Recursos energético fundamental (gas natural):

¿Medidas promocionales para inversión en exploración? ¿en explotación? ¿en inversión en red ductos?

¿Existe masa crítica para que señales de mercado sean suficientes?

Opciones de políticas de países que compiten por atraer inversiones

Uso del gas natural

Prioridad asignada a usos alternativos del gas


130

Cláusula de prioridad interna (restricción a exportación de gas)

¿Precios de mercado? ¿liberalización en boca de pozo? ¿regulados por contrato? ¿rol de regulador?

Recursos energético potenciales:

Condiciones para inversión en hidroenergía

Incentivos negativos para favorecer desarrollo de gas natural

Por magnitud de inversión requerida ¿es competitiva en un tamaño de mercado como el peruano?

¿Los inversionistas buscan activamente proyectos de hidroenergía? ¿se requiere una labor de promoción del Estado?

Energías de nuevas fuentes renovables

¿Cuál es la prioridad a largo plazo para generación eléctrica?

¿Desarrollo tecnológico logrado las torna viables en condiciones de mercado?

¿Es conveniente asignación de incentivos que repercuten en mayores tarifas?

Toma de decisiones:

Política de largo plazo

¿El mercado emite señales suficientes y oportunas?

¿La política energética debe “inducir” las señales que el mercado necesita?

¿Las señales deben ser explícitas y planificadas?

Política de mediano – corto plazo y ciclos de la economía

¿Cuál es el mal menor? ¿Invertir en margen de reserva suficiente? ¿tratar de prevenir crisis con medidas de corto plazo?

¿Medidas de urgencia distorsionan desempeño del sector? p.e. el mercado spot o contratos a firme.


131

12 Referencias

Aguilar Andía, Giovanna (2003). “El Sistema Tarifario del Servicio Público de Electricidad, una Evaluación desde el Punto de Vista de los Usuarios”. PUCP

Annual Reviews (2007). “Renewable energy futures Targets scenarios and pathways”

APEC (2000). “Electricity sector deregulation in the APEC region”

APEC (2004). “Foresighting future fuel technology”

APEC (2006). “Future fuel technology scenario and roadmapping for Asia Pacific”

APEC (2000). “Energy efficiency indicators”

APEC (2004). “Energy efficiency indicators and potential energy savings”

Astigarraga, Eneko (2005) El Método Delphi, Universidad de Deusto.

BCRP (2008). “Abastecimiento Eléctrico 2008 – 2018”. XXVI Encuentro de Economistas. Barco Daniel, Iberico Jorge, Vargas Paola y Vera Tudela Rafael.

Bendezú Medina Luis, Gallardo Ku José (2006). “Análisis Econométrico de la demanda de Electricidad en Hogares Peruanos”. Documento de Trabajo N° 16. Osinergmin.

BID (2007). “A blueprint for Green Energy in the Americas”

BID (2000). “Estrategia para el sector energía”

BID (2008). “Como ahorrar US$ 36, 000 millones en electricidad”. Iniciativa de Energía Sostenible y Cambio Climático.

BP (2008). “Statistical review of world energy”

California EC (2007). “Integrated Energy Policy Report”

California EC (2007). “Integrated Energy Policy Report Summary”

CAS (2008). “Perspectives energetiquee France 2020 2050”

CEDAL y Alternativa (2005). “Desafíos del derecho humano al agua en el Perú”

CEPAL (2007). “Políticas Publicas sobre energías renovables en America Latina”. Países América Latina

CEPAL ( ). “Panorama energético mundial”. Perú.

CFR (2008). “Energy Scenarios to 2050: Implications for U.S. Energy Security”

Chao, H.P (1983). "Peak Load Pricing and Capacity Planning with Demand and Supply Uncertainty". The Bell Journal of Economics, Vol. 14, No 1, pp 179-190.

CIES (2005). “La investigación económica y social en el Perú”

CIES – CIUP (2001). “Distribución Eléctrica en el Perú: Regulación y Eficiencia”

Cramton, Peter and Steven Stoft, 2006, The Convergence of Market Design for Adequate Generation Capacity with Special Attention to the CAISO's Resource Adequacy Problem, CEEPR Working Papers, Vol. 2006-07, MIT Center for Energy and Environmental Policy Research.

Credit Suisse (2006). “Future energy”

CTPETRO (2002). “Visão de futuro do setor de óleo & gás do Brasil, horizonte 2010”

Crew, M.A. y Kleindorfer, P.R (1975). "Optimal Plant Mix in Peak Load Pricing". Scottish Journal of Political Economy, Vol. XXII, pp. 277-291.

Crew, M.A. y Kleindorfer, P.R (1976). "Peak Load Pricing with a Diverse Technology". Bell Journal of Economics, Vol. 7, pp. 207-231

Dalkey N. y O. Helmer. "The use of experts for estimations of bombing requirements. A project Delphi experiment", The RAND Corporation

Dammert, Alfredo, Gallardo José, y García Raúl (2005). “Reformas Estructurales en el Sector Eléctrico Peruano”. Documento de Trabajo N° 5. Osinergmin.

Dammert, Alfredo, García Raúl y Vásquez Arturo (2006). “Los Efectos Económicos del Proyecto Camisea en el Perú, 2005-2014”. Documento de Trabajo N° 14. Osinergmin.

Dammert, Alfredo y Molinelli Fiorella (2006). “¿Qué significa el Proyecto Camisea?”. Documento de Trabajo N° 23. Osinergmin.


132

Dammert, Alfredo, García Raúl, Pérez Reyes Raúl (2006). “Análisis de las barreras y facilidades para la inversión en Centrales Hidroeléctricas”. Documento de Trabajo N° 24. Osinergmin.

Dammert, Lira, Alfredo (2006). “Evolución y Perspectivas Futuras del Mercado Eléctrico Peruano”

De la Cruz Sandoval, Ricardo y García Carpio Raúl (2003). “La Problemática de la Actividad de Transmisión de Energía en el Perú”. Informe Final. CIES.

DED (2006). “Experiencias y Expectativas de Biocombustibles en el Perú”

Delfos. Megatendencias para el siglo XXI. Un estudio Delfos, BAS, Enric

EC (2006). “Energy futures”

EC (2006). “Further tasks for future EU energy R&D”

EERE ( ). “Energy efficiency indicators system”

Eguren, Lorenzo (2006). “Mercado de Créditos de Carbono. Mecanismo de Desarrollo Limpio”. Presentación. AHL Carbono.

EIA (2007). “International Energy Outlook 2007”.

EIA (2007). “Analyzing our energy future Policy makers”

EIA (2007). “Developing key energy indicators”

EIA (2007). “Key stats”

EIA (2008) .Energy Trends to 2030

Espinoza Quiñones Luis (2000). “Camisea: impacto en el sector energético”

EU Commission (2005). “World energy technology outlook 2050”

ExxonMobil (2004). “A report on energy trends Greenhouse gas emissions and alternative energy”

ExxonMobil (2007). “The outlook for energy 2030”

Fischer, R. y Serra, P. (2001). Energy Prices in the presence of plant indivisibilities". Documento de Trabajo 108, CEA.

Fundación para el Desarrollo Eléctrico-FUNDELEC. Los desafíos Eléctricos del 2008. Argentina, noviembre 2007.

Fundación para el Desarrollo Eléctrico-FUNDELEC. El Sistema Eléctrico. Página WEBB: www.fundelec.org.ar

Gallardo, José y Dávila Santiago (2003). “Concentraciones Horizontales en la Actividad de Generación Eléctrica: El Caso Peruano”. Documento de Trabajo N° 2. Osinergmin.

Gallardo, José, García Raúl y Pérez-Reyes Raúl. Osinergmin (2005). “Determinantes de la Inversión en el Sector Eléctrico Peruano”. Documento de Trabajo N° 3. Osinergmin.

Gallardo, José, Bendezú Luis y Coronado Javier (2004). “Estimación de la Demanda Agregada de Electricidad”. Documento de Trabajo N° 4. Osinergmin.

Gallardo, José y Bendezú Luis (2005). “Evaluación del Fondo Social de Compensación Eléctrica – FOSE”. Documento de Trabajo N° 7. Osinergmin.

Gallardo, José, Vásquez Arturo y Bendezú Luis (2005). “La Problemática de los Precios de los Combustibles”. Documento de Trabajo N° 11. Osinergmin.

Gallardo, José (2000). “Privatización de los Monopolios Naturales en el Perú: Economía, Política, Análisis institucional y desempeño”. Documento de Trabajo N° 188. PUCP.

Gallardo, José (1999). “Disyuntivas en la Teoría Normativa de la Regulación: El caso de los Monopolios Naturales”. Documento de Trabajo N° 164. PUCP.

Gallardo, José, García Raúl y Távara José (2005). “Instituciones y Diseño de Mercado en el Sector Eléctrico Peruano: Análisis de la Inversión de la Generación”. Proyecto de Investigación Mediano. CIES.

García, Raúl y De la Cruz Ricardo (2002). “Mecanismos de Competencia en Generación de Energía y su Impacto en la Eficiencia: El caso Peruano”. Proyectos Breves. CIES.

García, Carpio Raúl (2006). ¿Por qué no firman contratos los generadores con las distribuidoras de electricidad? Artículo. Revista Peruana de Derecho de la Empresa N° 62: Hidrocarburos y Electricidad.

García, Raúl y Vásquez, Arturo (2004). “La Industria del Gas Natural en el Perú”. Documento de Trabajo N° 1. Osinergmin.

Galetovic, A., J., R. Inostroza y C., M. Muñoz. (2004). "Gas y Electricidad: ¿Qué hacer ahora?". Estudios Públicos, 96 (primavera 2004). [en línea]<http://www.cepchile.cl/dms/lang_1/doc_3429.html>.[Fecha de consulta: 25 mayo 2008].

GBEP (2007). “Global Scenarios for Biofuels: Impacts and Implications”


133

Gobierno de Chile. Sistema Eléctrico. Página WEBB: www.cne.cl/electricidad/sector.php

Godet, Michel (1987) Scenarios and Strategic Management, Butterworths

Godet, Michel (1993), From Anticipation to Action: A Handbook of Strategic Prospective. Paris: Unesco.

Godet, Michel (1995), De la anticipación a la acción, Barcelona, Marcombo.

Godet, Michel (2002), Manual de Prospectiva Estratégica, Tomo 2: El arte y el método, París: Dunod.

Green, R, (2007) Carbon tax or carbon permits: the impact on generators' risks. Institute for Energy Research and Policy. University of Birmingham. ftp://ftp.bham.ac.uk/pub/RePEc/pdf/RGreen.pdf.

Greenpeace (2007). “Energy revolution”

Greenpeace (2007). “Energy revolution Latin America”

Greenpeace (2007). “Solar Generation”

Greenpeace (2007). “Sustainable investment plan for the power sector”

GWEC (2007). “Global wind report”

Herrera Descalzi Carlos (2006). “Potencial y Limitaciones de la Energía Hidroeléctrica en el Perú”. Presentación. ADEX.

IAEA (2007). “Energy, electricity and nuclear power estimates 2030”

IEA (2003). “Energy to 2050: Scenarios for a Sustainable Future”. Canadá, Países Bajos y Gran Bretaña

IEA (2006). “Energy Technology Perspectives- Scenarios & Strategies to 2050”

IEA (2005). “Energy indicators for sustainable development Guidelines and methodologies”

IEA (2008). “Perspectivas tecno energética Resumen”

IEA (2007). “Renewable in global energy supply”

IEA (2007). "Tackling Investment Challenges in Power Generation. In IEA countries". Head of Publications Service, OECD/IEA. Paris.

IEA (2003). Power generation investment in electricity markets. Head of Publications Service, OECD/IEA. Paris.

LINSTONE H.A., TURROF, M., The Delphi method, techniques and applications, Addison Wesley publishing, 1975.

Macroconsult (2001). “Informe de Situación de las Tarifas Eléctricas”

McKinsey Global Institute (2008). “Fueling sustainable development: The energy productivity solution”

MINAG (1969). “Ley de aguas”.

MINEM (2005). Dirección General de Electricidad. “Plan Referencial de Electricidad 2006 – 2015”

MINEM (2006). “Plan Referencial de Hidrocarburos 2007 – 2016”

MINEM (2002). “Plan Referencial de Energía al 2015”

MINEM (2006). “Balance Nacional de Energía 2006”

MINEM (1998). “Balance Nacional de Energía Útil 1998”

MINEM (2006). “Informe Anual de Reservas 2006”

MINEM (2006). “Anuario Estadístico de Electricidad 2006”

MINEM (2007). “Proyectos Hidroeléctricos para Exportación de Electricidad al Brasil”

MINEM (2007). “Cambio de Matriz Energética y Desarrollo Sostenible, Objetivos de Política de Estado”

MINEM (2007). “Hacia una Nueva Matriz Energética en el Perú”

MINEM (2007). “La Matriz Energética Peruana y las Oportunidades de Negocios en el Subsector Hidrocarburos”

MINEM (2007). “Diversificar la Matriz Energética del Perú”

MINEM (2006). “Situación de la Geotermia en el Perú”

MINEM – Osinergmin (2005). “Anteproyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”

MINEM (2005). “Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”

MIT (2006). “Report of the energy research counsil”

Mojica, Francisco José (2005), La construcción del futuro, Convenio Andrés Bello – Universidad Externado de Colombia,

Naciones Unidas Millennium Project y el Banco Mundial (2005). “Energy Services for the Millennium Development Goal”


134

National Intelligence Council (NIC)- 2005, "Mapping the Global Future",

OECD (2002). “Competition policy in the Electricity Sector”

OECD (2000). “Regulation, industry structure and performance in the electricity supply industry”

OECD (2005). “Lessons from liberalized electricity markets”

OLADE (2003). “Energía y Desarrollo Sustentable en América Latina y el Caribe: Guía para la Formulación de Políticas Energéticas. (2° Versión)”

OLADE (2006). “Competencia en mercados energéticos: Documento Nacional de lecciones aprendidas – Caso Perú – Resumen”

OLADE (2004). “Competencia en mercados energéticos: Una evaluación de la reestructuración de los mercados energéticos en América Latina.

OLADE (2006). “Informe de Estadísticas Energéticas”

OPEC (2007). “World oil Outlook”

OPEC (2007). “Long term strategy”

OPTI (2003). “Materiales de futuro en los sectores del transporte y la energía”

OPTI (2003). “Energía - Tendencias tecnológicas a medio y largo plazo”

Oren, S. (2003). Ensuring Generation Adequacy in Competitive Electricity Markets". University of California Energy Institute Policy and Economics. Paper EPE-007.

Peterson Institute for internet eco (2007). “China energy”.

Pérez-Reyes E., Raúl y García Raúl (2005). “El Costo de Capital en Industrias Reguladas: Una aplicación a la Distribución de Electricidad en el Perú”. Documento de Trabajo N° 19. Osinergmin.

Pérez-Reyes, Raúl (2006). “Introducción a la Regulación de Tarifas de los Servicios Públicos”. Documento de Trabajo N° 22. Osinergmin.

Pierre, Pineau (2003). “International Trade Agreements and the Peruvian Electricity Sector”. Documento de Trabajo N° 13. Osinergmin.

Quintanilla Edwin (2004). “Autonomía Institucional de los Organismos Reguladores”. Documento de Trabajo N° 14. Osinergmin.

Research Advisory Council (2006). “Biofuels in the EU 2030”

REN21 (2008). “Renewable global status report”

Roques, F., D. Newbery y W. Nuttall (2008). "Fuel mix diversification incentives in liberalized electricity markets: A Mean-Variance Portfolio theory approach." Energy Economics.

RU (2006). “The energy Challenger”

Rudnick, H; Rojas, R; Piña R, Alex; Valdebenito T, Felipe; Mercados Eléctricos. Pontificia Universidad Católica de Chile, Escuela de Ingeniería, Departamento de Ingeniería Eléctrica. Mayo 2006.

SASSI J., Paulo; ANDRADE, Moacyr. El nuevo modelo del sector eléctrico brasileño y el papel del agente comercializador. UNICAMP

Schwartz, Peter (1991) "The Art of the Long View", Doubleday.

Schwartz, Peter y Ogilvy Jay, Plotting Your Scenarios (2004) - An Introduction to the Art and Process of Scenario Planning, Global Business Network – GBN

Secretaria de Energía de México (2008). “Indicadores Luz y Fuerza de Centro”

Secretario de Energía (2003). “Prospectiva 2002”

SENER (2006). “Prospectiva del Mercado del Gas Natural 2003 – 2012”

SENER (2002). “Prospectiva del sector eléctrico 2002 – 2011”

SENER (2006). “Prospectiva del Mercado de gas natural 2005 -2014”

SENER (2005). “Prospectiva energética para el periodo 2014-2030 del sector energía de México”

SERA (2005). “Our energy future The role of wind power”

SHELL (2006). “Shell energy scenarios 2025”

Tella Ruiz, Antonio (2006). “Proyecciones para el uso de Gas Natural en el Perú”. Presentación. Pluspetrol – ADEX.


135

The economist (2008). “World energy outlook: China wild card”

The economist (2008). “Financing renewable energy”

The economist (2008). “Brazil alternatives: Ethanol fuels growth”

The economist (2008). “World alternatives: Carbon bazaar”

The economist (2008). “Peru energy: Resources and regulation”

The economist (2008). “Estadísticas Fuente Economist Intelligence Unit 2008”

UN (2005). “Energy Scenarios Korea Sur”

Universidad ESAN – Osinergmin (2008). “Análisis de Barreras de Entrada para la inversión en Centrales Hidroeléctricas”

Vásquez Cordano, Arturo (2005). “La demanda agregada de Combustibles Líquidos en el Perú”. Documento de Trabajo N° 12. Osinergmin.

Vásquez Cordano, Arturo (2004). “Los Vínculos entre el Crecimiento Económico y la Infraestructura Eléctrica en el Perú 1940 -2000”. Documento de Trabajo N° 17. Osinergmin.

WB (2006). “Investment framework for clean energy and development”

WBC (2008). “Pathways Energy & climate change to 2050”

WBCSD (2006). “Powering sustainable future”

WEO (2006) “World Energy Outlook 2006”

World Energy Council (2007). “Survey of energy resources”

World Energy Council (2007). “Survey of energy resources Summary”

World Watch Institute (2008). “China’s Wind Power Development Exceeds Expectations”

WWF (2007). “Climate solution

XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. Descripción del Sistema Eléctrico Colombiano. Página web: www.xm.com.co

XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. Gerencia Centro Nacional de Despacho. Características del Sistema Eléctrico Colombiano. Seminario Introducción a la Operación del SIN y a la Administración del Mercado. Febrero 2006.

Prospectiva Del Sector Electrico

Documents

Transcript of Prospectiva Del Sector Electrico