XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA - ARIAE- PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO Alfredo Dammert Lira Presidente del Consejo Directivo OSINERGMIN Abril, 2008
Prospectiva del Sector Eléctrico 1. Situación Actual 1. 1 Sistema Eléctrico Interconectado Nacional 1. 2 Oferta y Demanda Eléctrica 2006 -2007 2. Perspectivas en Capacidad 2. 1 Inversiones en Capacidad de Generación 2. 2 Oferta y Demanda de Potencia Efectiva. 2000 -2010 2. 3 Capacidad de Generación Eléctrica 2. 4 Capacidad de Transmisión Eléctrica 2. 5 Capacidad del Ducto de Transporte - Gas Natural 3. Cambio en el Modelo Regulatorio 4. Problemática del Suministro 4. 1 Corto Plazo 4. 2 Mediano y Largo Plazo 5. Medidas de Solución 5. 1 Corto Plazo 5. 2 Mediano y Largo Plazo
Oferta y Demanda Eléctrica 2006 - 2007 OFERTA ELÉCTRICA Potencia instalada SEIN (MW) Hidroeléctrica Térmica Potencia Instalada Total (MW) 2006 3 053 2 357 5 410 2007 Variación % 3 067 0, 5% 2 733 16, 0% 5 800 7, 2% DEMANDA ELÉCTRICA Indicadores de Demanda Número de usuarios (miles) Consumo per cápita (KWh) Cobertura del servicio Pérdidas de energía en distribución Máxima demanda SEIN (MW) Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MINEM) 2006 4 165 872 78, 7% 8, 60% 3 610 2007 Variación % 4 355 4, 6% 943 8, 1% 79, 5% 1% 8, 20% 3 966 – 4, 7% 9, 9% XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
Oferta y Demanda Eléctrica 2006 - 2007 Participación en la Capacidad Efectiva del SEIN por Grupo Económico (2007) Fuente: OSINERGMIN y COES XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD 2. 1 Inversiones en Capacidad de Generación PROYECTOS CONSIDERADOS (Inversiones asumidas como ciertas) Año 2008 Ingresarán tres Centrales Hidroeléctricas (C. H. ) Año 2009 Ingresarán dos C. H. y tres Centrales Térmicas a Gas Natural (C. T. G. N. ) Año 2010 Ingresará una C. H. Capacidad (MW) C. H. Carhuaquero (Duke Energy) C. H. La Joya (Empresa de Energía del Perú, grupo local) C. H. Caña Brava (Duke Energy) C. H. Pariac - CH 5 y CH 6 (Statkraft) C. H. Poechos II (Sindicato Energético, grupo local) C. T. G. N. Chilca - Unidad TG 3 (Suez) C. T. G. N. Kallpa 2 (Israel Corp. ) C. T. G. N. Santa Rosa (Endesa) 176 MW 186 MW C. H. El Platanal (Cementos Lima, grupo local) 220 MW PROYECTOS NO CONSIDERADOS (Existe cierto grado de incertidumbre) C. Hidro – eléctricas C. H. Quitaracsa (empresa sueca Control Suit ) Centrales Térmicas a Gas Natural C. T. G. N. Nueva Esperanza (BPZ Energy, grupo local) C. T. G. N. Calana a Egasa (Traslado de central estatal) C. T. G. N. Mollendo a Egasa (Traslado de central estatal) C. T. G. N. Kallpa a Ciclo Combinado (Israel Corp. ) C. T. G. N. Sta. Rosa a Ciclo Combinado (Endesa) 10 MW 6 MW 8 MW 10 MW Capacidad (MW) 115 MW 160 MW 26 MW 71 MW 160 MW 62. 5 MW adicional XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD 2. 2 Oferta y Demanda de Potencia Efectiva (20002010) 2000 2005 2006 2007 2008 (**) 2009 (**) 2010 (**) 4 108 4 553 4 840 5 185 5 211 5 766 5 986 2 241 2 823 2 826 2 837 2 863 2 880 3 100 Carbón 125 141 141 141 Gas Natural 238 714 1 064 1 398 1 936 D 2 y Otros 1 504 875 809 809 809 2 654 3 335 3 610 3 966 4 257 4 587 4 985 4, 0% 6, 1% 8, 2% 9, 9% 7, 3% 7, 8% 8, 7% 1 454 1 218 1 230 1 219 954 1 179 1 101 25, 7% 20, 1% Indicador (MW) (A) Potencia Efectiva Hidráulica (B) Demanda de Potencia (*) Crecimiento demanda de Potencia (C) Reserva de Potencia = (A) - (B) (D) Margen de Reserva (*) Los datos del 2008 al 2010 están basados en proyecciones econométricas de OSINERGMIN. 54, 8% 36, 5% 34, 1% 30, 7% 22, 4% Efectiva = (C) / (B) (**) Las estimaciones incluyen las inversiones asumidas como ciertas para el periodo 2008 -2010. Fuente: OSINERGMIN Elaboración: Oficina de Estudios Económicos XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD 2. 3 Capacidad de Generación Eléctrica GENERACIÓN LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD HA CRECIDO A TASAS MAYORES A LAS ESPERADAS, superando el 8, 1% en el año 2006 y cerca de 10% el 2007 gracias a sectores como el minero y manufacturero. Se espera que este dinamismo continúe por un panorama favorable a las inversiones (minería, TLC, etc. ). LAS INVERSIONES EN CAPACIDAD DE GENERACIÓN NO HAN SEGUIDO EL RITMO DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA y han sido principalmente conversión de centrales a gas natural y nuevas inversiones. ELLO SE HA TRADUCIDO EN UNA REDUCCIÓN DEL MARGEN DE RESERVA, que puede incrementar el Riesgo de Falla en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). AUNQUE EL PROBLEMA CON EL MARGEN DE RESERVA EMPEZARÍA A SUPERARSE A FINES XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA DEL 2009, gracias a la concreción de algunas inversiones, la reducción del Riesgo de Falla
TRANSMISIÓN 2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD 2. 4 Capacidad de Transmisión Eléctrica (1) XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
Ecuador Zorrito s Talara Paita Piura Colombia Tumbe s Poechos Sullana Curumuy Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) Moyobamba Ger Carhuaquero Tarapoto a Chiclay Cajamarca Bellavista Gallito Ciego o Guadalupe Pacasmayo Brasil Trupal Pucallp Trujillo Sur Cañón del Pato a Aguaytía Chimbot Huara Tingo e z Huánuco María Vizcarr Paragsha a Yaupi Paramonga Cahu Huacho Yanang Zapallal a Chimay o Ventanilla Mantaro Chavarría Central Restitución Machupicc Santa Rosa Central Hidroeléctrica San Cachimay hu Huancavelica Subestación Juan Cusco Termoeléctrica o Independencia Quencoro San Eléctrica Líneas de Transmisión DT Abanc Ica Gabán 220 k. V 220 ST k. V ay Cotaruse Tintay Azángaro 138 k. V a 30 -69 Marcona k. V Charcani Juliaca San Charcani I, III, IV y Puno V Nicolás Chilina VI Botiflaca Máxima Demanda de Potencia Socabaya Océano Moquegu 3966 MW Mollendo Toquepal Pacífico a Tv Ilo Aricota a 2 Ilo 1 B o l i v i a
TRANSMISIÓN 2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD 2. 4 Capacidad de Transmisión Eléctrica (2) En la actualidad algunos tramos de la red presentan crecientes niveles de congestión. Estos problemas se presentan en algunas horas del día, cuando la demanda es mayor. Fuente estadística: COES-SINAC Informe de Operación Semanal N° 28 – 2007, 7 al 13 de julio del 2007 XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD 2. 4 Capacidad de Transmisión Eléctrica (3) TRANSMISIÓN En particular, por periodos cortos, algunas líneas tienen que ser OPERADAS POR ENCIMA DE LOS ESTÁNDARES DE CAPACIDAD para poder reducir sus costos de congestión. Es el caso de las líneas: Paramonga – Chimbote: hacia el norte (160 MW) Mantaro – Cotaruse: hacia el sur (280 MW) Código L-2215 L-2051/L-2052 Línea de Transmisión Sentido Paramonga Nueva - Chimbote 1 Mantaro - Cotaruse (Socabaya) L-2258 Paragsha II - Carhuamayo L-2224 Pachachaca - Oroya Nueva Fuente: COES-SINAC Informe de Evaluación de la Operación Diaria (días 11 y 18 de julio del 2007) Esta situación incrementa el riesgo de falla ante eventos imprevistos en el sistema, ya que SE REDUCE EL MARGEN DE RESERVA REAL EN ALGUNAS ZONAS (en el sur este llegaría solo a un 10%). XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
DUCTO DE GAS NATURAL 2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD 2. 5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (1) Explotación Consorcio PLUSPETROL (Argentina) Yacimientos Camisea San Martin Cashiriari La Convención Cusco Gas Natural Gas seco (reinyección) Distribución Lima Transporte Consorcio TGP(Argentina) (Promigas de Colombia) Gas Natural Seco Planta de Separación Las Malvinas City Gate Lurín - Lima Exportación LNG Cañete, Hunt Oil Líquidos de Gas Natural Planta de Fraccionamiento Lobería - Pisco PLUSPETROL Gas Natural Seco (Mercado Interno) Gas Natural Licuefactado (Mercado Externo) Diesel 2 Gasolinas GLP (Mercado Interno y Externo) Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERGMIN. XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD 2. 5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (2)
2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD 2. 5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (3) Capacidad de Transporte del Ducto de Gas Natural por Tramos 32” 24” 427 MMPCD 1 179 MMPCD MALVINAS Km 00 Fuente: OSINERGMIN AYACUCHO Km 208 18” 300 MMPCD PISCO LURÍN Km 518 Km 730
DUCTO DE GAS NATURAL 2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD 2. 5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (4) LA DEMANDA ACTUAL DEL DUCTO ES CERCANA A SU CAPACIDAD en el tramo de Pisco a Chilca (300 MMPCD). En términos físicos la demanda absorbería esta capacidad en el año 2009. LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO DE GAS SON INTERRUMPLIBLES. Esto genera incertidumbre en el mediano plazo pues en ausencia de contratos a firme, cuando exista déficit de capacidad del ducto, no se podría saber exactamente la capacidad disponible para el transporte de gas natural. CONTRACTUALMENTE NO SE PUEDE EXIGIR UNA AMPLIACIÓN DEL DUCTO ya que esta ampliación sólo procede con capacidad firme. Actualmente, existen discrepancias sobre si la obligación de ampliación del ducto debe proceder “en base a su utilización según contrato” o “bajo contratos a firme”. LA AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD PUEDE REALIZARSE EN UNA PRIMERA INSTANCIA VÍA LA INSTALACIÓN DE COMPRESORES requiriéndose posteriormente la construcción de otro ducto. EL GOBIERNO A TRAVÉS DE PROINVERSIÓN HA CONVOCADO A LICITACIONES PARA LA AMPLIACIÓN DE DUCTOS XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA REGIONALES lo cual permitiría la instalación de generadores
3. CAMBIO EN EL MODELO REGULATORIO Ley Nº 28832 - Libro Blanco Necesidades del sistema Generadores Distribuidores (ENTE PLANIFICADOR) PLAN DE TRANSMISIÓN INSTALACIONES SOMETIDAS A LICITACIÓN INSTALACIONES CONSTRUIDAS POR AGENTES, SIN LICITACIÓN SISTEMA PLANIFICADO Contratos Cálculo de Costo BOOT (30 Eficiente años) Se asigna según “Beneficios Económicos” (generadores y consumidores) INSTALACIONES CONSTRUIDAS POR AGENTES FUERA DEL PLAN DE TRANSMISIÓN SISTEMA COMPLEMENTARIO Remuneración por contrato Si terceros utilicen la línea, la tarifa se fija con los mismos principios del SST (por el uso) Esta misma Ley ha cambiado el modelo de determinación de tarifas de generación pasando de un esquema de regulación a uno de licitaciones.
4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD 4. 1 Problemática en el Corto Plazo EN EL 2006, SE OBSERVÓ QUE LAS INVERSIONES EN GENERACIÓN COMPROMETIDAS A FIRME ERAN INSUFICIENTES para cubrir los niveles del crecimiento de la demanda. ELLO LLEVÓ A QUE EL ESTADO A TRAVÉS DE ELECTROPERÚ, EVALUARA LA NECESIDAD DE INVERSIONES ADICIONALES para complementar cualquier posible deficiencia. Esto indujo a los agentes a anunciar el adelanto de inversiones e incluso nuevas inversiones (Duke Energy y SN Power), pese a que algunas no tenían aún concesión definitiva. EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ALCANZA NIVELES DE SATURACIÓN EN LA ZONA NORTE Y MENOR MEDIDA EN EL SUR, lo que incrementa el riesgo de falla y genera problemas para la firma de contratos por parte de los generadores de estas zonas. En este contexto, las inversiones necesarias no se concretarían a tiempo. PARA ENFRENTAR EL PROBLEMA DE CONGESTIÓN EN EL SUR, el MEM contempla licitaciones de la linea Mantaro-Socabaya aunque, de no progresar el mecanismo, existiría la posibilidad de reforzar la línea actual. PERSISTEN LOS PROBLEMAS QUE DESINCENTIVAN EL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO tales como generación ineficiente, falta de mecanismos que incentivan la generación dual. XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD 4. 2 Problemática en el Mediano y Largo Plazo (1) LAS DISTRIBUIDORAS NO TIENEN INCENTIVOS PARA CONTRATAR A LARGO PLAZO, (deben garantizar que su demanda esté cubierta; dado que no son responsables del mercado libre, su mejor opción es prever una baja tasa de crecimiento y horizonte de planeamiento más corto). CONTRATAR NO ES RENTABLE PARA TODOS LOS GENERADORES, lo que origina que la demanda no se pueda cubrir contratos (sólo las centrales con bajos costos de producción tiene incentivo para contratar, las de alto costo buscan obtener rentas en el mercado de corto plazo administrado por el COES). FALTA DE CONTROL DE LA DEMANDA TOTAL (cliente libre y regulado). LOS GENERADORES TIENEN INCENTIVOS PARA RETRAZAR LA ENTRADA DE UNIDADES con el objeto de mantener alto el precio de Largo Plazo. No hay incentivo para mejorar la oferta de generación porque la mayor oferta redunda en una caída del precio, que puede ser incontrolable. XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA NO HAY INCENTIVO REAL PARA LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA O COGENERACIÓN DENTRO DEL SECTOR ELÉCTRICO (los incentivos
4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD 4. 2 Problemática en el Mediano y Largo Plazo (2) NO EXISTE UN MERCADO DEFINIDO PARA EL PAGO DE LA RESERVA ni los incentivos para buscar una “reserva eficiente”. LOS COSTOS FIJOS POR EL TRANSPORTE DEL GAS NATURAL NO SON RECONOCIDOS COMO TALES POR LA EXISTENCIA DE LA GARANTÍA DE RED PRINCIPAL. Se requiere de un mecanismo para que, dentro del sector eléctrico, se resuelva este problema. NO EXISTE UN SISTEMA DE CONTROL DE LA CADENA DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD CON LA DE GAS NATURAL que permita reducir el Riesgo de Falla de Corto Plazo. FALTA CONCILIAR EL DESARROLLO DEL SECTOR ELÉCTRICO CON EL DEL GAS NATURAL (transporte eléctrico y transporte de gas natural) para incentivar la desconcentración de las centrales de generación y minimizar los posibles efectos derivados de la pérdida de algún sistema de transporte. XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA 5. 1 Medidas de Corto Plazo (1) Se han revisado los factores que intervienen en los precios de las licitaciones Precio de potencia Precios máximos de energía punta máximos de energía fuera de Precios punta CONCLUSIÓN: Se requiere asegurar el cumplimiento del cronograma (PLAN TRANSITORIO DE TRANSMISIÓN) para aliviar la congestión mediante Negociación directa con REP (operador de transmisión) Para el Norte Para el Sur ó Procesos convocados a cargo de PROINVERSION Se estaría ampliando la capacidad Se han planificado reforzamientos de corto plazo y mediano plazo. Licitaciones a cargo de Proinversión XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA 5. 1 Medidas de Corto Plazo (2) Zapallal, Paramonga, Chimbote Chilca – La Planicie – Zapallal Mantaro - Caraveli - Montalvo Macchu Picchu – Cotaruse (reforzamiento interconexión) Vizcarra, Huallanca, Cajamarca, Carhuaquero, Talara – Piura Reforzamiento Interconexión Centro – Sur Viene siendo construida por REP. Incrementará al doble la capacidad de transmisión (2 da terna). Se espera su entrada en abril del 2008. Zona Sur (esperada para fines del 2009) A cargo de PROINVERSION. Contratos aprobados por PROINVERSIÓN. Entrada esperada a inicios del 2010. Incorporadas en el plan. En proceso de transferencia a PROINVERSION. Entrada esperada en el primer semestre del 2010 1. EVALUAR ALTERNATIVAS DE INCREMENTO DE CAPACIDAD “DE NORTE A SUR”: a) Ampliación de la línea de transmisión. b) Instalación de equipos FACTS “Flexible Alternating Current Transmission System”. c) Reforzamiento de las instalaciones del sistema sur (aprobado por el MINEM). 2. EVALUAR LA CONVENIENCIA DE MANTENER CENTRALES DE EGASA EN LA ZONA. 3. ASEGURAR QUE TGP AMPLÍE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE estableciendo cual es la capacidad contratada a firme e invirtiendo en compresores hasta que se amplíe el ducto (a la fecha, la instalación estaría en proceso de realización). XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA 5. 1 Medidas de Corto Plazo (3) EMITIR LAS NORMAS Y DECRETOS ADICIONALES QUE FACILITEN LAS MEDIDAS TRANSITORIAS DEL LIBRO BLANCO, permitiéndose en el corto plazo la celebración de contratos de venta de energía y las licitaciones de las líneas de transmisión (MINEM-OSINERGMIN). El 14 de octubre del 2007 se publicó el Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad (Decreto Supremo Nº 052 -2007 -EM) REGLAMENTAR LA COORDINACIÓN ENTRE EL COES-SINAC, MINEM Y OSINERGMIN PARA APROBAR E IMPLEMENTAR EL PLAN DE TRANSMISIÓN (inversiones por reconocerse y procedimientos de licitación). CREAR LA UNIDAD DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN EN EL MINEM. Esta Unidad sería la encargada de revisar los criterios bajo los cuales se aprobarán las nuevas inversiones en transmisión. FOMENTAR EL AHORRO ENERGÉTICO, LA COGENERACIÓN Y LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA. En particular, crear un procedimiento en el COES precisándose el mecanismo por el cual los generadores distribuidos realizarán sus ventas a aquellos generadores que, con XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA respecto a sus contratos dentro del COES, tengan déficits de generación.
5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA 5. 1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (1) EN MATERIA DE GENERACIÓN SE REQUIEREN MEDIDAS QUE INCENTIVEN EL DESARROLLO DE UNA “RESERVA EFICIENTE” 1. GARANTIZAR UNA RESERVA DE CAPACIDAD Y LA SUSCRIPCIÓN DE CONTRATOS A LARGO PLAZO, mediante la revisión del mecanismo de pago de capacidad y la creación de un mercado de capacidad. 2. DISEÑAR UN PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN incluyendo requerimientos de nueva capacidad de generación año por año y la participación de PROINVERSIÓN en el proceso. 3. DESARROLLAR ALTERNATIVAS DE NUEVOS PROYECTOS DE GENERACIÓN considerando la relación entre centrales a gas natural e hidroeléctricas y teniendo diferentes aspectos de confiabilidad. XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA 5. 1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (2) GENERACIÓN A GAS NATURAL SE REQUIEREN MEDIDAS QUE SE DEBEN IR TOMANDO AHORA PERO CUYO EFECTO SE SENTIRÁ EN EL MEDIANO PLAZO: 1. IDENTIFICAR MEDIDAS QUE POSIBILITEN EL ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL (depósitos de GNL). 2. PROPONER UNA RED DE CENTRALES DE GENERACIÓN REGIONALES de tal manera que la red reciba gas natural con menor riesgo de no suministro (posible central de Electroperú en el sur). 3. ANALIZAR EL TRATAMIENTO REGULATORIO DE LOS COSTOS FIJOS, asociándolos al uso del ducto de transporte de gas, a fin de reducir riesgos. 4. IDENTIFICAR MEDIDAS PARA INCREMENTAR LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL A LIMA (instalación de compresores en la red, ductos paralelos, ampliación de ductos). Recientemente, TGP estaría instalando compresores en el ducto a Lima para ampliar la capacidad de transporte. 5. FOMENTAR LA AMPLIACIÓN DE LA RED MEDIANTE DUCTOS XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA REGIONALES. El objetivo sería descentralizar las inversiones.
5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA 5. 1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (3) GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA DESARROLLAR UN PROGRAMA QUE FACILITE LA INVERSIÓN EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Y QUE CONTEMPLE: 1. DERECHOS DE AGUA. Ordenamiento de la normativa para el otorgamiento de derechos de agua (MINEM en coordinación con el Ministerio de Agricultura / Ministerio de Vivienda Construcción y Saneamiento). 2. PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE. Sistematización de los mecanismos de protección al medio ambiente (CONAM en coordinación con MINEM / OSINERGMIN / Presidentes Regionales). 3. COSTO Y BENEFICIO DE LOS PROYECTOS sobre las comunidades vecinas. 4. MEDIDAS FISCALES. Análisis del impacto de la devolución anticipada del IGV (MINEM / MEF / OSINERGMIN). 5. POTENCIAL HIDROELÉCTRICO. Actualizar los estudios sobre potencial hidroeléctrico. 6. FINANCIAMIENTO. Evaluar los largos periodos de maduración y la participación de fondos multilaterales y garantías MINEM / MEF / OSINERGMIN. Seleccionar alternativas de financiamiento que permitan el desarrollo adecuado de estos XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA proyectos.
5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA 5. 1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (4) OTRAS MEDIDAS DE CARÁCTER GENERAL 1. REFORZAR LA INTERCONEXIÓN CENTRO – SUR Se requiere identificar las mejores tecnologías (segunda terna, instalación de equipos), plazos y asignación de costos entre usuarios. 2. REALIZAR ESTUDIOS DE POTENCIAL EN ENERGÍAS ALTERNATIVAS, tales como energía eólica y centrales a biomasa. Asimismo, se requiere evaluar la inclusión de nuevas tecnologías de bajo precio y grandes tamaños de las unidades. 3. MEJORAR Y FORTALECER LA ORGANIZACIÓN DEL OPERADOR DEL SISTEMA. Como parte de SISTEMA ello, implementar las medidas establecidas en la Ley Nº 28832 (Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica). XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA 5. 1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (5) OTRAS MEDIDAS DE CARÁCTER GENERAL 4. IMPLEMENTAR Y FORTALECER LAS INSTITUCIONES DESTINADAS A CREAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN incluyendo los criterios bajo los cuales se aceptarían las nuevas inversiones. 5. DESARROLLAR UN CATÁLOGO DE PROYECTOS Y SU ESQUEMA DE CONCESIÓN. Se requiere desarrollar CONCESIÓN un catálogo de proyectos que incluya estudios de preinversión y permisos ambientales, disponible para los inversionistas, con el fin de fomentar la inversión. Como parte de ello, se requerirá desarrollar un esquema de concesión de los proyectos identificados en el catálogo. 6. POSIBILITAR UN TRATAMIENTO REGULATORIO ADECUADO A LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y LA COGENERACIÓN. Buscar, entre otros objetivos, el traslado de la demanda de potencia de la generación a gran escala a la cogeneración, minimizando con ello, el riesgo de falla del sistema en el corto plazo. XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA
5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA 5. 1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (6) OTRAS MEDIDAS DE CARÁCTER GENERAL 7. REVISAR LOS PROCEDIMIENTOS REGULATORIOS Procedimiento de Cálculo del Precio Básico de Energía (considerar escenarios hidrológicos factibles y no promedios y generar un menor desacoplamiento con el Precio Spot) Procedimiento de Determinación del Precio Básico de Potencia (dar una señal más estable a los agentes). Procedimiento de identificación del “plan de obras”. Otros procedimientos específicos: a) Costo Variable No Combustible, b) Tratamiento e incentivos para la inversión en transmisión secundaria. 8. MEJORAR EL PROCESO DE SUPERVISIÓN DEL COES Proceso de supervisión de la operación del sistema realizado por el COES (mejorarlo, principalmente, en lo que se refiere a la supervisión del uso eficiente del XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA agua).
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