Mercado Eléctrico en el Perú -...

Mercado Eléctrico en el Perú:

Balance de Corto Plazo y

Agenda Pendiente

Rafael Vera Tudela, Carlos Paredes y Enzo Defilippi

Enero 2013


Balance de Corto Plazo y Agenda Pendiente

2

Agenda

1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí

2. Balance Oferta - Demanda al 2015

3. Agenda Pendiente y Retos Principales

2

Situación actual

• Hemos llegado a un punto en el que el

abastecimiento de electricidad puede convertirse

en un obstáculo para nuestro crecimiento.

• La demanda viene creciendo más rápido que la

oferta y nuestra capacidad de incrementarla es

limitada, al menos, hasta 2015.

3 1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí

4

Evolución de la Facturación (US$ 000)

Crecimiento de la demanda…

1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí 4

Fuente: OSINERGMIN.

5

Complementado (parcialmente) por

el crecimiento de la oferta…

Potencia Efectiva (MW)


Fuente: MINEM.

Desde 2001, mientras la oferta creció

(erráticamente) 68%, la demanda creció 89%

6

0,4

-0,5-1,0

3,1

7,4 7,3

-0,1

13,6

10,5

-0,7

10,9

4,2

1,9

5,6 5,6

8,3

10,8

5,9

2,9

5,9

8,4

6,6

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012*

Potencia Efectiva Máxima Demanda


Potencia Efectiva y Máxima Demanda

(Var. % Anual)

*/ Proyección para la Potencia Efectiva. Fuente: OSINERGMIN y COES. Elaboración: Propia.

¿Cómo llegamos aquí?

• Por inconsistentes

• La base conceptual de las reformas de 1992 y las

mejoras hechas en 2006 (Ley 28832) es que son las

fuerzas del mercado las que guían las decisiones de

inversión en el sector: – Tarifas mínimas e incentivos correctos a la entrada en

operación de tanta oferta como sea necesaria (eficiencia)

• Desde 2006, creciente y mal dirigido intervencionismo

estatal: deterioro del clima de inversión por contradicción

entre medidas de corto plazo y objetivos de largo plazo


Inconsistencias entre corto plazo y

largo plazo

2008: Costos marginales idealizados Supone que no existen los problemas de transmisión eléctrica y

transporte de gas

2010: Reserva fría Precio de potencia 20-30% por encima del régimen general y

estabilizado por 20 años

2011: Nuevas centrales hidroeléctricas con garantía tipo take-

or-pay (que no disfrutan otras empresas)

Intervenciones dirigidas a atacar el síntoma, no la causa

del problema.


• Proyectos e intenciones intervencionistas:

–Anuncio, al inicio del actual gobierno, que todo proyecto

hidroeléctrico tendría que tener como socio a Electroperú

–El FISE: obliga a las distribuidoras eléctricas a distribuir

cupones de descuento para GLP

–El proyecto de ley de Masificación del Gas Natural: las

distribuidoras estatales podrían realizar inversiones de

redes de gas.

–El proyecto de ley de Seguridad Energética y Polo

Petroquímico: el Estado sería el único que podría realizar

licitaciones de largo plazo. Las distribuidoras estarían

obligadas a contratar con los ganadores.

9

Inconsistencias entre corto plazo y

largo plazo

1. Situación Actual y Cómo Llegamos Aquí

Durante la última década, la reserva

eléctrica registró tendencia decreciente…

10

57

51 4838 35 34

3023

35

41

29 34

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

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

Margen de Reserva Potencia Efectiva Máxima Demanda

2. Balance Oferta–Demanda al 2015 10

Margen de Reserva, Potencia Efectiva y Máxima Demanda

(% y MW, respectivamente)

Nota: Proyección la Potencia Efectiva y Reserva de 2012- Fuente: OSINERGMIN, COES. Elaboración: propia

Y; en la práctica, la reserva disponible

enfrenta restricciones diversas…

11

Reducción de Oferta: 1,500 MW


Desde la Potencia Efectiva hacia la Potencia Disponible

(MW, Simulación en temporada de estiaje y con capacidad actual de ducto de GN)

Nota: Considera la potencia y máxima demanda de Dic. 2011. Elaboración: propia

12

Condiciones hidrológicas restringen

hasta en más de 25% a la oferta hidro en estiaje

Factor Estiaje de las Centrales Hidroeléctricas 2004 - 2011

(Reducción de la potencia hidro, % de la potencia máxima despachada en el año)

Fuente: OSINERGMIN. Elaboración: propia


13

Capacidad del ducto de GN limita

hasta en más de 25% a la oferta térmica a GN

Fuente:MINEM. Elaboración: propia


Dada la capacidad disponible actual del ducto de TGP y la demanda

de otros usuarios de GN, la oferta de las centrales que utilizan

GN de Camisea está restringida, en promedio, en más de 25%.

Generación75%

Otros usuarios25%

CAPACIDAD DEL DUCTO TGP Y

CONSUMO DOMÉSTICO: 530 MMPCD

(Part. %)

POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES

A GN - CAMISEA: 2 626 MW

(Part. %)

Disponible73%

No disponible, dado el ducto

de GN

27%

14

Base Riesgo Estrés

Demanda

(Var.% Anual) 8,3% 10,0% 10,0%

Oferta

(Var.% Anual) 10,9% 10,9% 10,9%

Condiciones Hidrológicas

en Estiaje

(May. – Nov.)

15% de reducción de

Oferta Hidro


Oferta Hidro


Oferta Hidro

Indisponibilidad del

Suministro de Gas de

Camisea

Parcial Parcial Total

Expansión del Ducto de Gas

de Camisea Enero 2015 Enero 2016 Enero 2016

Mantenimiento Programado 3% Oferta 3% Oferta 3% Oferta

Escenarios: Principales Supuestos

2012 – 2015

Balance Oferta–Demanda al 2015,

sobre la base de escenarios alternativos

2. Balance Oferta–Demanda al 2015

Fuente: COES y OSINERGMIN. Elaboración: propia

14

15

Proyecciones de demanda incorporan

crecimiento vegetativo y grandes proyectos

Escenarios de Demanda (Var. %)

Fuente: COES, OSINERGMIN y BCRP (RI Set. 2012). Elaboración: propia


16

Nuevos Proyectos Seleccionados 2013 2014 2015

Antapacay 90 90 90

Ampliación Antamina 45 45 45

Ampliación Cementos Lima 28 28 28

2da Ampliación de Aceros Arequipa 20 30 40

Ampliación Cemento Andino 18 18 18

Bayóvar 19 19 19

Ampliación Cerro Lindo 10 10 10

Toromocho 120 160 160

Ampliación Conc. Toquepala y Cuajone 8 44 44

Pachapaqui 4 8 12

Ampliación Quimpac (Oquendo) 26 26 26

Shahuindo 10 10 40

El Brocal (Colquijirca) 10 10 10

Las Bambas 7 61 147

Marcobre (Mina Justa) 5 70 70

Ampliación Shougang Hierro Perú 126 118

Ampliación Cemento Pacasmayo 28 28

Minas Conga 25 25

Constancia 23 90

Ampliación Cerro Verde 150

Mina Chapi 10

Tía María 10

Chupaca-Cañahuíre 10

Pukagaga (Milpo) 10

Quellaveco 10

Total - Zona Norte 29 82 112

Total - Zona Centro 286 531 547

Total - Zona Sur 105 218 561

TOTAL PROYECTOS 420 831 1220

Fuente: COES (Información publicada a Enero 2012), Elaboración: propia

Principales Grandes Proyectos de Demanda: 2013 – 2015 (MW)

Proyecciones de Demanda al 2015

16

17

Escenarios de Oferta (MW)

Proyecciones de oferta incluyen plan

de obras y las correcciones por oferta disponible



18

Central Fecha Potencia (MW)

2013 2014 2015

CH Chancay Ene-13 19 19 19

CH Manta Ene-13 20 20 20

CH Angel I-II-III Ene-13 60 60 60

CH Pizarra Ene-13 18 18 18

CH Huanza Feb-13 90 90 90

CT Fenix CC Mar-13 521 521 521

CT Reserva Fria - Talara Jul-13 183 183 183

CT Chilca I CC Ago-13 268 268 268

CT Reserva Fria - Ilo Sep-13 460 460 460

CT SD Olleros Oct-13 197 197 197

CT Reseva Fría - Etén Abr-14 0 200 200

CH Machupicchu II Jun-14 0 101 101

CT La Gringa V Jul-14 0 2 2

CH Quitaracsa Oct-14 0 112 112

CH Runatullu Dic-14 0 20 20

CH Cheves Ene-15 0 0 168

CH Canchayllo Ene-15 0 0 4

CH Huatziroki Ene-15 0 0 11

CH Renovandes Ene-15 0 0 20

CH 8 de Agosto Ene-15 0 0 19

CH El Carmen Ene-15 0 0 8

CS Moquegua Ene-15 0 0 16

CE Tres Hermanas Ene-15 0 0 90

CH Santa Teresa Mar-15 0 0 98

Hidroeléctrica 236 469 797

Gas Natural - Camisea 1274 1274 1274

Gas Natural - No Camisea 30 30 30

Petróleo 703 843 843

RER no Hidro 222 224 330

Carbón 0 0 0

Total 2465 2840 3274

PRINCIPALES

PROYECTOS DE

GENERACIÓN

2013-2015

Fuente: COES (Información

publicada a Mayo 2012),

Elaboración: propia

Proyecciones de Oferta al 2015

18

Balance Oferta–Demanda al 2015 (1)

Escenario Base



19

20


Escenario de Riesgo



20

21

Escenario de Estrés




21

Los clientes libres son los más

vulnerables en caso de racionamiento

Regulado -Residencial

24%

Regulado - No Residencial

32%

Libre44%

Dado el orden de prioridad fijado por la regulación, en caso de

racionamiento por interrupción de suministro de GN, el corte

afectaría a aproximadamente 250 grandes empresas.

MERCADO LIBRE

MERCADO ELÉCTRICO

(% Ventas)

Fuente: OSINERGMIN (Dic. 2011). Elaboración: propia


Rango de

Potencia

Contratada

N° de

usuarios

Potencia

Contratada

Mayor a 100 MW 6 856

<10 - 100] 27 776

Menor a 10 MW 208 630

Mercado Libre 241 2 262

22

Escenario Base 2012 2013 2014 2015

Margen de Reserva Mínimo (%) 5.8 11.8 15.4 16.9

Margen de Reserva Medio (%) 8.5 18.3 17.3 20.0

Déficit Prom. para Reserva de 20% (MW) 607 97 167 0

Escenario de Riesgo

Margen de Reserva Mínimo (%) 2.7 7.2 7.9 -1.5

Margen de Reserva Medio (%) 5.1 13.1 10.5 2.0

Déficit Prom. para Reserva de 20% (MW) 793 399 617 1 308

Escenario de Estrés

Margen de Reserva Mínimo (%) -24.1 -19.8 -17.6 -24.4

Margen de Reserva Medio (%) -21.7 -14.6 -16.0 -21.7

Déficit Prom. para Reserva de 20% (MW) 2 220 2 010 2 339 3 030 Nota: la temporada de estiaje mayo – noviembre

Elaboración: propia.

Resumen: Escenarios Base, Riesgo y Estrés

Margen de Reserva y Déficit de Oferta en Estiaje

En suma, sí existen riesgos al 2015


24

A nivel regional, existen retos para la desconcentración del

parque generador así como la confiabilidad y capacidad de la

transmisión

Balance Oferta - Demanda Regional

Margen de Reserva

Escenario de Riesgo

Margen de Reserva

Escenario Base


Potencia Efectiva

(Por Zona y Tecnología, MW y Part. %, respectivamente)

Norte (225 MW)

Norte Medio

(475 MW)

Centro (4862 MW)

Sur (846 MW)

0

2 000

4 000

6 000

La oferta es dependiente del GN de

Camisea y está concentrada en la zona Centro

Hidro49%

GN (Camisea)37%

GN (Resto)5%

Petroleo7%

Carbon2% E. Renovable

0%

25 2. Balance Oferta–Demanda al 2015

26

Agenda Pendiente

Proveer energía de manera confiable, oportuna, sostenible,

y a un costo razonable

Agenda de corto plazo: Garantizar la seguridad del suministro eléctrico

•Garantizar la seguridad del gasoducto.

•Brindar las condiciones para la expansión de la capacidad para uso

doméstico del gasoducto de TGP, sin nuevos retrasos.

•Inversión, financiada por tarifas eléctricas, para aumentar la reserva para

casos de emergencia: (i) almacenamiento y regasificación de GNL; y (ii)

conversión a operación dual de las centrales térmicas.

•Realizar las negociaciones para adquirir el gas del lote 56 en caso de

emergencia objetiva y técnicamente definida y/o la demanda doméstica

que supere a la capacidad del ducto para uso local.

•Asegurar el cumplimiento programado del plan de obras de transmisión

26 3. Principales Retos

27

Agenda Pendiente

Agenda de mediano plazo: Proveer las condiciones para la expansión

diversificada del parque generador, mediante señales de mercado. •Definir el rol del Estado en materia energética, consolidando su papel subsidiario

y de facilitador de mecanismos de mercado.

•Fortalecer el mecanismo de precios en el sector energético, lo que incluye: (i)

eliminación del costo marginal idealizado; (ii) comercialización doméstica de gas

natural de lotes distintos al 88; y (iii) aplicación de precios máximos para las

subastas que efectivamente recojan las señales de escasez relativa.

•Ampliar, desconcentrar y diversificar la oferta eléctrica: brindar las condiciones

para facilitar la inversión en centrales hidroeléctricas de gran escala y en

centrales RER, principalmente en las zonas norte y sur

•Expandir la capacidad de suministro desde la zona de Gran Camisea

15 retos pendientes hacia el 2015

Retos en tres áreas de acción fundamentales:

Infraestructura, Institucional-Regulatorios y Socio-Ambientales


Agenda Pendiente

28

Retos de Infraestructura

• Invertir en infraestructura energética para escenarios de emergencia

•Garantizar oportunamente la expansión de capacidad y del

suministro de gas natural

•Fortalecer la capacidad y la confiabilidad de transmisión eléctrica

• Incrementar la capacidad de reserva eficiente del sistema eléctrico

•Desconcentrar geográficamente la oferta de generación

•Alcanzar una matriz de generación eléctrica de mayor diversificación

• Incrementar la cobertura y calidad del servicio eléctrico, con énfasis en

el área rural e interior del país


29

Retos Institucional/Regulatorios

•Realizar las negociaciones Estado – Sector Privado para facilitar los

mecanismos para la adquisición doméstica de los recursos de gas natural

del lote 56 en caso fuese necesario (complementar y aclarar alcances de

recientes normas)

•Fortalecer el esquema de señales de precios de mercado en los sectores

eléctricos e hidrocarburos

•Definir el rol del Estado en materia eléctrica, en particular y; en materia

energética, en general.

•Evitar mezclar política energética con política social

Agenda Pendiente


30

Retos Socio/Ambientales

•Fortalecer la institucionalidad en materia ambiental

•Brindar las condiciones para que el mecanismo de consulta previa sea

un vehículo para la inversión y no un obstáculo

•Promover proyectos ambientalmente sostenibles y fomentar energías

renovables no convencionales y eficiencia energética, minimizando

distorsiones

•Lograr que los beneficios de la inversión en el sector eléctrico llegue a

las comunidades

Agenda Pendiente


31


Balance de Corto Plazo y

Agenda Pendiente

Gracias,

Rafael Vera Tudela, Carlos Paredes y Enzo Defilippi

Enero 2013

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