Cambios y Posibles Mejoras en el Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Peruano

Raúl García CarpioOSINERGMIN

Setiembre 2011

CONTENIDO

1. Estructura Institucional del Sector Eléctrico

2. Evolución del Sector

3. Generación Eléctrica

Principales logros en las licitaciones

Energías Renovables

Promoción de Centrales Hidroeléctricas

4. Transmisión Eléctrica

Plan de Transmisión

5. Distribución Eléctrica

Distribuidoras Regionales

6. Comentarios Finales y Agenda Pendiente

1. ESTRUCTURA INSTITUCIONAL DEL

SECTOR ELÉCTRICO

Estructura institucional del sector eléctrico- Supervisor y

fiscalizador

- Establece tarifas

- Resuelve controversias entre

operadores

- Resuelve reclamos de los usuarios

- Agrupa a generadores, transmisores y usuarios

- Responsable de la operación del sistema a

mínimo costo- Organismo encargado de emitir

la política y las normas del sector

MERCADOS

Distribuidoras

Libre

Concesión exclusiva

Tarifa regulada

Concesión exclusiva

Clientes

- Regulados (Tarifa regulada por sectores típicos)

Libre

CLIENTE LIBRE DISTRIBUIDOR

CLIENTE LIBRE GENERADOR

DISTRIBUCIÓN EN BT

GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN

2. EVOLUCIÓN DEL SECTOR

Producción de Energía Eléctrica por Tipo de

Tecnología (GWh) 2004 – 2010

El crecimiento del consumo de electricidad es del orden del 7% anual desde el 2004.

0.00

500.00

1000.00

1500.00

2000.00

2500.00

3000.00

3500.00

Ene

-04

Mar

-04

May

-04

Jul-

04

Sep

-04

No

v-0

4

Ene

-05

Mar

-05

May

-05

Jul-

05

Sep

-05

No

v-0

5

Ene

-06

Mar

-06

May

-06

Jul-

06

Sep

-06

No

v-0

6

Ene

-07

Mar

-07

May

-07

Jul-

07

Sep

-07

No

v-0

7

Ene

-08

Mar

-08

May

-08

Jul-

08

Sep

-08

No

v-0

8

Ene

-09

Mar

-09

May

-09

Jul-

09

Sep

-09

No

v-0

9

Ene

-10

Mar

-10

May

-10

Jul-

10

Sep

-10

No

v-1

0

Ene

-11

Mar

-11

May

-11

GW

h

Hidro Gas Natural Carbon Residual Diesel2

Hidroeléctricas

2,6542,793 2,900 2,965

3,1433,335

3,619

3,9704 198 4 294

4 596

5 107

5 584

6 085

55%57%

52%

48%

38%

34% 33%30%

23%

36%41%

27% 27%

32%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010P 2011P 2012P 2013P

MW

Margen de Reserva (2000 - 2013P)

Hidráulico Gas Natural Carbón Petroleo Renovable Demanda Margen de Reserva

Margen de Reserva

El margen de reserva efectivo es menor y muy bajo en ciertas zonas

3. GENERACIÓN ELÉCTRICA

Licitaciones de contratos de largo plazo para el suministro de

energía (Ley Nº 28832)

Bajo el nuevo marco (Ley de Generación Eficiente) se ha iniciado el

proceso de subastas de energía de largo plazo, concluyéndose a la

fecha 6 subastas para contratos hasta el 2025. Con ello, las

necesidades estimadas se cubrirían hasta el año 2014. Para el

periodo 2014 a 2023 se habría cubierto la demanda base, faltando

licitar los incrementos anuales desde el año 2015, los cuales

deberán ser cubiertos principalmente por nuevos proyectos de

generación.

Además el Ministerios de Energía y Minas ha encargado a

Proinversion la realización de licitaciones para nuevas

hidroeléctricas.

Electricidad - Nuevo Modelo Regulatorio

TipoPlazo

ContractualConvocatoria

Cantidad a

ContratarObjetivo

Larga

Duración

Entre 5 y 20

años

Anticipada de al

menos 3 añosHasta 100%

Contratar el grueso del

crecimiento estimado

Mediana

DuraciónHasta 5 años

Anticipada de al

menos 3 añosHasta 25%

Contratar desajustes

detectados con

antelación respecto de lo

estimado

Corta

Duración

Lo define

OSINERGMIN

Anticipada de

menos de 3 añosHasta 10%

Contratar pequeños

desajustes no previstos

respecto de lo estimado

La cobertura del Servicio Público de Electricidad se dará mediante tres tipos de

licitaciones, las cuales brindan flexibilidad al distribuidor para garantizar la cobertura

de la demanda:

Licitaciones a cargo de Distribuidoras

Evaluar y mejorar el modelos de Licitaciones

Definir el rol de la Energías Renovables No Convencionales

Promover la inversión en Centrales Hidroeléctricas

Mejoras Necesarias en Generación

PRINCIPALES LOGROS EN

LICITACIONES

Licitaciones de Largo Plazo

Año LicitaciónPotencia

Requerida (MW)

Potencia Adjudicada

(MW)

Cubierto de Licitación (%)

2009 ED-01-2009-LP : 2014-2021 1.212,85 1.212,85 100%

2009 ED-02-2009-LP : 2014-2023 662,26 662,26 100%

2009 ED-03-2009-LP : 2014-2025 649,89 649,89 100%

2009 DISTRILUZ: 2013-2022 558,138 558,138 100%

2010 LDS -01-2010-LP: 2014 -2023 669,6 669,6 100%

2010 ELD-01-2010: 2014 - 2018 29,89 29,89 100%

Totales 3.782,63 3.782,63 100%

• Las subastas de corto y largo plazo han permitido resolver en buena parte elproblema de falta de contratación de las distribuidoras. Los precios obtenidos hanestado entre los US$ 39 y US$ 44 por MWh (más US$ 8 por potencia).

• Es necesario controlar el poder de mercado para que la subasta resulte unmecanismo de adjudicación eficiente

Potencia Demandada Vs Contratada Total por Licitaciones para Usuarios Regulados (MW)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

May-0

7

Nov-0

7

May-0

8

Nov-0

8

May-0

9

Nov-0

9

May-1

0

Nov-1

0

May-1

1

Nov-1

1

May-1

2

Nov-1

2

May-1

3

Nov-1

3

May-1

4

Nov-1

4

May-1

5

Nov-1

5

May-1

6

Nov-1

6

May-1

7

Nov-1

7

May-1

8

Nov-1

8

May-1

9

Nov-1

9

May-2

0

Nov-2

0

May-2

1

Nov-2

1

May-2

2

Nov-2

2

May-2

3

Nov-2

3

May-2

4

Nov-2

4

May-2

5

Nov-2

5

May-2

6

Nov-2

6

May-2

7

Nov-2

7

May-2

8

Nov-2

8

May-2

9

Nov-2

9

Potencia Contratada por Licitaciones

Potencia Demandada

ENERGÍAS RENOVABLES

Ley de promoción de la inversión para la generación de electricidad

con el uso de energías renovables, Decreto Legislativo Nº 1002 (mayo

2008).

Reglamento de la generación de electricidad con energías renovables,

Decreto Supremo Nº 012-2011-EM (Marzo 2011). Reemplaza al anterior

Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 050-2008-EM.

Bases Consolidadas de la primera Subasta con Recursos Energéticos

Renovables (RER), aprobadas mediante Resolución Viceministerial N°

113-2009-MEM/VME del Ministerio de Energía y Minas.

Bases Consolidadas de la segunda Subasta con Recursos Energéticos

Renovables (RER), aprobadas mediante Resolución Viceministerial N°

036-2011-MEM/VME del Ministerio de Energía y Minas.

Los documentos actualizados y compendiados se encuentran en:

www.osinerg.gob.pe

MARCO LEGAL

Resultados de la Primera Subasta de Energías Renovables:

Primera ConvocatoriaI. Energía Requerida

Biomasa Eólica Solar Total

Energía Requerida (GWh/año) 813 320 181 1314

Energía Adjudicada (GWh/año) 143.3 571 172.94 887.24

% Adjudicado 18% 178% 96% 68%

II. Potencia RequeridaHidroeléctricas

Potencia Requerida (MW) 500

Potencia Adjudicada (MW) 161.71

% Adjudicado 32%

III. Resultados en PreciosPrecio Base fijado por OSINERGMIN

Precio Promedio Ofrecido

Nº de Proyectos Propuestos

Nº de Proyectos Adjudicados

Biomasa (Ctv US$/kWh) 12.00 8.10 2 2

Eólica (Ctv US$/kWh) 11.00 7.92 6 3

Solar (Ctv US$/kWh) 26.90 22.14 6 4

Hidroeléctrica (Ctv US$/kWh) 7.40 5.99 17 17

Resultados de la Primera Subasta de Energías Renovables:

Segunda ConvocatoriaI. Energía Requerida

Biomasa Solar Total

Energía Requerida (GWh/año) 419 8 427

Energía Adjudicada (GWh/año) 11.7 0 11.7

% Adjudicado 3% 0% 3%

II. Potencia RequeridaHidroeléctricas

Potencia Requerida (MW) 338.29

Potencia Adjudicada (MW) 19

% Adjudicado 6%

III. Resultados en Precios

Precio Base fijado por OSINERGMIN

Precio Promedio Ofrecido

Nº de Proyectos Propuestos

Nº de Proyectos Adjudicados

Biomasa (Ctv US$/kWh) 5.50 0.12 5.00 1.00

Solar (Ctv US$/kWh) 21.10 0.00 3.00 0.00

Hidroeléctrica (Ctv US$/kWh) 6.40 5.92 17.00 2.00

Diseño de la Segunda Subasta RER

Fecha de inicio del proceso: 28 de abril de 2011

Energía anual total a subastar: 1981 GWh (la primera

fue de 1314 GWh).

Asignación:

681 GWh serán para proyectos hidroeléctricos RER.

PROMOCIÓN DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

Existe un alto potencial en las Centrales

Hidroeléctricas en el Perú

Determinar lugares dónde construir hidroeléctricas que tengan menor impacto

ambiental y desarrollar un catálogo de proyectos que incluya los respectivos

estudios de pre-inversión (estudios de factibilidad), con sus correspondientes

permisos ambientales y ponerlos a disposición de los inversionistas interesados a

través de licitaciones para el otorgamiento de las concesiones reduciendo el riesgo

pre constructivo.

Continuar con los mecanismos de promoción directa como las subastas llevadas

a cabo por ProInversión (octubre de 2009) previa coordinación con el regulador.

Reducir la discrecionalidad en la regulación ambiental mediante la

sistematización de los mecanismos para la protección del medio ambiente, así como

la determinación de los beneficios y costos de los proyectos para las comunidades

vecinas.

En el Perú, sólo se ha aprovechado alrededor de un 5% del potencial hidroeléctrico con el

que se cuenta, por lo que a continuación se proponen diversas medidas para incrementar

dicho porcentaje.

Propuestas para la Promoción de Centrales

HidroeléctricasMejorar la comunicación y elaborar planes de compensación en el caso

de las comunidades afectadas por inversiones en hidroeléctricas.

Analizar posibilidades de cofinanciamiento y facilitar el financiamiento a

largo plazo dada la naturaleza de estas inversiones.

Desarrollo del mercado de bonos de carbono como fuente alternativa de

ingresos para las centrales hidráulicas.

Mejorar la coordinación entre entidades estatales, por ejemplo entre la

Autoridad Nacional del Agua (ANA) y el Ministerio del Ambiente (MINAM).

Evaluar el otorgamiento de garantías adicionales por parte del Estado.

Este mecanismo fue utilizado en las concesiones de reserva fría (600 MW)

del 2010. Entre las garantías que se consideraron estaba el cumplimiento de

los plazos legales establecidos para la obtención de permisos, licencias, entre

otros que son necesarios para el inicio de operaciones de la central.

4. TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

La Ley de Concesiones Eléctricas (1992) establece dos Sistemas

de Transmisión: Sistema Principal y Sistema Secundario.

La Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación

Eléctrica (2006) añade dos Sistemas de Transmisión: Sistema

Garantizado y Sistema Complementario.

El nuevo marco normativo establece que el COES y temporalmente

el MINEM en coordinación con OSINERGMIN determinarán las

nuevas redes del sistema garantizado de transmisión.

Bajo este marco, ProInversión está licitando las nuevas líneas de

transmisión, correspondiendo a OSINERGMIN analizar los

aspectos regulatorios de dichos procesos.

Regulación de la Transmisión

Planificación de la Transmisión – Ley Nº 28832

PLAN DE TRANSMISIÓN

INSTALACIONES

SOMETIDAS A

LICITACIÓN

INSTALACIONES

CONSTRUIDAS POR

AGENTES, SIN

LICITACIÓN

INSTALACIONES

CONSTRUIDAS POR

AGENTES FUERA DEL

PLAN DE TRANSMISIÓN

SISTEMA GARANTIZADORemuneración por contrato

Si terceros utilizan la línea, latarifa se fija con los mismosprincipios del SST (por el uso)

Contratos

BOOT (30 años)

Se asigna en proporción al “beneficio económico” que otorga la línea.

Cálculo de Costo

Eficiente

SISTEMA COMPLEMENTARIO

Necesidades

del sistema

Generadores

Distribuidores

Fuente: Ley N° 28832, Reglamento de Transmisión y Ley de Concesiones Eléctricas

Continuar la construcción de líneas de transmisión de

500 kV.

Mayor coordinación intersectorial.

Planificación del COES y MINEM con opinión de

OSINERGMIN.

Mejoras en la asignación del Peaje a usuarios.

Mejoras Necesarias en Transmisión

Licitaciones en TransmisiónLos proyectos más relevantes licitados por ProInversión están con la siguiente marca al

final [***]:

NORTE: LT Zapallal – Chimbote – Trujillo 500 kV (2009-Consorcio ISA-CTM): La

línea permitirá un mayor flujo de potencia activa hacia el norte, el cual está limitado

por la capacidad de la línea Zapallal – Paramonga – Chimbote 220 kV. [***]

NORTE: LT Piura – Talara 220 kV (2010-Consorcio Transmantaro): La línea mejora

la confiabilidad entre Piura y Talara.

NORTE: LT Trujillo – Chiclayo (2011-Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P - ISA): Una

LT de 500 kV entre Trujillo y Chiclayo sólo sería necesaria para resolver los

problemas de transmisión del SEIN por lo menos a partir del año 2013.

NORTE: Línea de Transmisión Cajamarca Norte – Carhuaquero. (En proceso)

[***]

ORIENTE: Línea de Transmisión 220 kV Moyobamba – Iquitos y Subestaciones

Asociadas. (Plan de Transmisión)

Licitaciones en Transmisión

SUR MEDIO: LT Independencia – Ica 220 kV (2009-Consorcio ISA-CTM): La línea

va a solucionar los problemas de congestión en la zona sur medio, además de

mejorar los perfiles de tensión de la zona. [***]

SUR MEDIO: LT. Machupicchu – Abancay – Cotaruse 220 kV (2010-Consorcio

Transmantaro S.A.): La línea permitirá la entrega de la producción de la ampliación

de la central hidroeléctrica Machupicchu (100 MW). [***]

SUR: LT Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo 500 kV (2010-Consorcio ASA de

España): La línea soluciona el flujo de potencia hacia el Sur el cual actualmente

se encuentra limitado por la capacidad operativa de la línea Mantaro – Cotaruse –

Socabaya 220 kV. Además mejora la confiabilidad ante una eventual falla de los

circuitos en 220 kV. [***]

SUR: LT. Tintaya – Socabaya 220 kV (2010 - Consorcio REI – AC Capitales): La

línea permitirá abastecer las nuevas cargas mineras ubicadas en las proximidades de

Tintaya, solucionando la posible congestión entre la zona sur este y sur oeste. [***]

SUR ESTE: Línea de Transmisión 220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora –

Tintaya y Subestaciones Asociadas. (Plan de Transmisión)

LÍNEAS DE

TRANSMISIÓN

ELÉCTRICA

2011

5. DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

El VAD se calcula como un costo total anual que corresponde a la Anualidad

del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), correspondiente al costo estándar de

inversión de un “sistema económicamente adaptado”, más los Costos de

Explotación (CE) o costos fijos de operación y mantenimiento.

VAD = aVNR + CE

El VNR es “el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar

el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes” (art. 76, LCE).

Luego se calcula un VAD unitario considerando la proyección de la máxima

demanda del sistema eléctrico para los próximos cinco años.

DemandaMáxima

CEaVNRUnitarioVAD

El cálculo del VAD supone la realización de importantes estudios de costos tanto

del VNR como de los Costos de Explotación.

Valor Agregado de Distribución

Valor Agregado de Distribución

Las tarifas de distribución eléctrica

están representadas por el Valor

Agregado de Distribución (VAD). De

acuerdo al Artículo 64° de la LCE, el

VAD considera los siguientes

componentes:

Costos asociados al usuario,

independientes de su demanda de

potencia y energía.

Pérdidas estándar de distribución en

potencia y energía.

Costos estándar de inversión,

mantenimiento y operación

asociados a la distribución, por

unidad de potencia suministrada.

Valor Agregado de Distribución (VAD)

Costos Fijos

Costos Estándar de Inversión, Mantenimiento y Operación

Costos Asociados al Usuario

Pérdidas Estándar

VAD Media Tensión VADMT

VAD Baja Tensión VADBT

Factores de Expansión de Pérdidas

Sector de

Distribución TípicoDescripción

1 Urbano de Alta Densidad

2 Urbano de Media Densidad

3 Urbano de Baja Densidad

4 Urbano - Rural

5 Rural

Sistemas Electricos

Rurales (SER)

SER calificados por el MINEN

según la Ley General de

Electrificación Rural (LGER)

EspecialSistema de Distribución

Eléctrica de Villacurí

Sectores Típicos de Distribución 2009 – 2013

Regulación de la Distribución

• Problemática: Las distribuidoras fuera de Lima, que son en su

mayoría estatales, deberían estar facultadas para ampliar su

capacidad de acuerdo a la demanda.

• OSINERGMIN ha realizado un estudio para la mejora de la

distribución de electricidad (Libro Blanco de Distribución),

que permitirá tener en cuenta los aspectos técnico-

económicos específicos a cada zona de distribución.

• Ambas propuestas han sido elevadas a las autoridades

respectivas para su análisis, revisión y promulgación.

Demanda de Energía Eléctrica Departamentos del Norte del País

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

2 001 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010

ANCASH LA LIBERTAD PIURA CAJAMARCA LAMBAYEQUE

MW.h

El consumo de energía en el norte registra un

crecimiento promedio anual mayor a 15%.

Modernización, Inversiones y Capacidad de Distribución.

Problemática de las Distribuidoras Regionales

El alto crecimiento que se estima para el país podría llevar a mayores

problemas de calidad del servicio eléctrico y de falta de capacidad

para el desarrollo de nuevas empresas. Ello es más importante fuera

de Lima, dado que las empresas de distribución son mayormente

estatales con escaza capacidad de inversión.

OSINERGMIN viene desarrollando un estudio que contempla

alternativas de reestructuración de las empresas del estado (permitir

financiamiento, mejorar gobernabilidad, fomentar participación

público–privada) debido a que ante una red de distribución saturada,

se puede afectar la calidad.

Restricciones para Atención de Nuevos Suministros

La capacidad de endeudamiento que demanda el giro de negocio(infraestructura) no puede ser alcanzada dentro de un esquema de empresapública con restricciones.

Las empresas regionales vienen financiando activos de largo plazo (inversiónen redes) con deudas de corto plazo (pasivo corriente).

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

2002 2004 2006 2008 2010

Nivel de Endeudamiento

(Deuda / Activos)

Electrocentro

Electronorte

Hidrandina

Electronoroeste

Luz del Sur

Edelnor0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

2002 2004 2006 2008 2010

Deuda Corriente / Deuda Total

Electrocentro

Electronorte

Hidrandina

Electronoroeste

Luz del Sur

Edelnor

Desmejoramiento de la Calidad en la Distribución

El importante crecimiento económico de los últimos

años ha generado una presión sobre las instalaciones

de distribución estatales de media y baja tensión.

Los indicadores de duración promedio y número

promedio de interrupciones (SAIDI y SAIFI) reflejan

problemas crecientes para mantener la calidad del

servicio.

Reforzar la gobernabilidad de las distribuidoras públicas.

Permitir la participación privada.

Obtener créditos a largo plazo.

Mejorar el modelo de fijación de tarifas de distribución

(Libro Blanco)

Propuestas de Política para

las Distribuidoras Regionales

Se debe:

Propuestas del Libro Blanco (Universidad de Comillas – OSINERGMIN)

Propuesta Motivo Medidas

Otorgar concesiones

utilizando áreas

geográficas en vez de

limitarlas a ciertas

zonas

Incrementar de forma

eficiente el nivel de

electrificación rural del

país.

Se recomienda continuar con el FOSE

(Fondo de Compensación Social

Eléctrico), consistente en un subsidio

entre consumidores.

Paso de concesiones por banda a

concesiones por área de servicio

Otras.

Remuneración de las

empresas

distribuidoras:

utilización de

empresa como

unidad de eficiencia

Mejor representación de

la realidad geográfica y de

mercado de cada

empresa distribuidora.

Continuar utilizando sectores típicos,

pero dentro de cada empresa.

Estudios tarifarios a nivel de empresa

Otras

Propuestas del Libro Blanco (Universidad de Comillas – OSINERGMIN)

Propuesta Motivo Medidas

Remuneración de las

empresas distribuidoras:

comprobación de

rentabilidad por separado

para cada una de las

empresas

Sincerar las situaciones

particulares de empresas

con altas o bajas

rentabilidades

Ajustar la rentabilidad de las

empresas que no estén en el

rango de 12 ± 4%

Instaurar un proceso de

contabilidad regulatoria

Otras

Remuneración de las

empresas distribuidoras:

incentivo explícito a la

mejora de calidad de

servicio

Promover mejoras en los

indicadores de calidad de

suministro en lo relativo a

interrupciones y niveles de

satisfacción de los clientes

A través de SAIDI, SAIFI y un

índice de calidad comercial

6. COMENTARIOS FINALES Y

AGENDA PENDIENTE

Comentarios Finales

Asegurar el suministro de electricidad en el largo plazo es un problema

complejo debido a las características de la demanda y las inversiones en el

sector eléctrico.

Las medidas van desde mecanismos regulatorios asociados a la

remuneración de la capacidad hasta el fomento de contratos a largo

plazo como los adoptados en los últimos años en los varios países

latinoamericanos.

En el caso peruano, el dinamismo de la economía ha presionado en la

última década la capacidad de respuesta de las inversiones en el

sector eléctrico, generándose algunos problemas como la reducción del

margen de reserva y congestión en las infraestructuras de transmisión y

transporte de gas natural.

Comentarios Finales

Se han tomado medidas que han logrado que el riesgo de

racionamiento se reduzca, entre las que se incluyen el esquema de

licitación de contratos de largo plazo, las licitaciones de energías

renovables, las licitaciones de reserva fría e incluso el alquiler de centrales

de emergencia.

Las subastas de corto plazo resuelven problemas de falta decontratos pero es necesario asegurar que tengan un perfil competitivo.

Las subastas de largo plazo pueden tener un perfil competitivo en lamedida que se diseñen e implementen de forma adecuada: resuelven elproblema contractual y reducen la capacidad de ejercer poder de mercado.

En los próximos años se espera que las necesidades se incrementen,

principalmente por la demanda de grandes proyectos, por lo cual es

necesario hacer un seguimiento de las inversiones a fin de solucionar

posibles cuellos de botella.

Agenda Pendiente

Establecer una unidad o institución para el planeamiento integral de la

energía.

Se recomienda planificar las inversiones en redes de gas con el fin de

evitar posibles problemas de deficits en el transporte. Conviene evaluar la

creación de una entidad que administre dichas redes.

Debe promoverse la inversión en las distribuidoras regionales. Dado

el dinamismo de la demanda de energía a nivel departamental es

conveniente evaluar mecanismos que permitan e incentiven las

inversiones en distribución eléctrica a nivel regional.

Deben buscarse mecanismos que promuevan la inversión en

centrales hidroeléctricas de forma socialmente aceptable dado el

importante potencial del país reduciéndose la dependencia del gas natural.

Debe evaluarse el potencial de las energías renovables y su espacio en

el futuro.