Regulación y Operación en la Integración Alfredo Dammert Lira Presidente del Consejo Directivo OSINERGMIN Enero 2010

2 Contenido  Requerimientos del sector eléctrico en Perú  El Marco Regulatorio Peruano  La experiencia de integración en la CAN  Aspectos regulatorios a tener en cuenta en la integración Perú - Brasil

3  El crecimiento económico sostenido del Perú explica el incrementó de la demanda eléctrica en 8% promedio anual en los últimos años, lo que ha implicado una reducción del margen de reserva de capacidad.  En Perú existen una serie de proyectos de inversión, principalmente mineros que requerirán nueva capacidad. Se estima un requerimiento anual de entre 400 y 500 MW en los próximos años para mantener sostener la demanda y mantener una reserva adecuada (cercana al 30%).  Es necesario aprovechar el potencial hidroeléctrico (unos 60,000 MW), del cual es utilizado sólo un 5%.  El crecimiento anual, en MW, de Brasil es varias veces mayor al de Perú (unos 4,000 MW anuales) por lo que con la finalidad de identificar fuentes de suministro confiables y abundantes en el futuro es necesario para Perú el integrar sus sistemas eléctricos a los de Brasil. Requerimientos del sector eléctrico en Perú

4 Evolución del Balance entre Oferta y Demanda de Electricidad (2000 – 2008)

5  Existe desintegración vertical entre las actividades.  En el funcionamiento de corto plazo, las centrales son despachados en base a su costo variable siguiendo la programación del Comité de Operación Económica del Sistema (COES).  El COES, recientemente reformado, está conformado por los comités que incluyen a los generadores, transmisores y otros agentes. Asume funciones de planificación.  El Sistema consisten en un Pool Obligatorio (“mandatory pool”) donde existe una separación entre la operación a mínimo costo del sistema y las transacciones financieras de los generadores.  No existen comercializadores independientes. Los generadores y transmisores compiten por los clientes libres (los que superen 0,5 MW de demanda opcionalmente y 2,5 MW automáticamente). El Diseño de Mercado Peruano

6  Todas las compras son bajo contratos, el mercado spot solo es para valorizar transferencias entre generadores.  Recientemente se implementó el esquema de licitaciones de contratos de las distribuidoras como mecanismo de reducción del riesgo regulatorio.  Los contratos pueden tener una duración de hasta 20 años teniendo las hidroeléctricas una ventaja de 15 puntos para su asignación sobre otras tecnologías.  A diferencia de Brasil, en Perú no se distingue entre “energía nueva” y “energía vieja” en las subastas.  Las subastas son convocadas por las empresas distribuidoras y no por un administrador estatal. El Diseño de Mercado Peruano

7

Tipo Plazo Contractual Convocatoria Cantidad a Contratar Objetivo Larga Duración Entre 5 y 20 años Anticipada de al menos 3 años Hasta 100% Contratar el grueso del crecimiento estimado Mediana Duración Hasta 5 años Anticipada de al menos 3 años Hasta 25% Contratar desajustes detectados con antelación respecto de lo estimado Corta Duración Lo define OSINERGMIN Anticipada de menos de 3 años Hasta 10% Contratar pequeños desajustes no previstos respecto de lo estimado Licitaciones a cargo de Distribuidoras Plazo de las licitaciones

Expansión de la Transmisión PLAN DE TRANSMISIÓN INSTALACIONES SOMETIDAS A LICITACIÓN INSTALACIONES CONSTRUIDAS POR AGENTES, SIN LICITACIÓN INSTALACIONES CONSTRUIDAS POR AGENTES FUERA DEL PLAN DE TRANSMISIÓN SISTEMA GARANTIZADO Remuneración por contrato Si terceros utilicen la línea, la tarifa se fija con los mismos principios del SST (por el uso) Contratos BOOT (30 años) Se asigna en proporción al “beneficio económico” que otorga la línea a los generadores y consumidores Cálculo de Costo Eficiente SISTEMA COMPLEMENTARIO (ENTE PLANIFICADOR) Necesidades del sistema Generadores Distribuidores Fuente: Ley N° y Ley de Concesiones Eléctricas

10 Avances en la Integración: Experiencia de la Comunidad Andina de Naciones  La experiencia previa de integración está asociada principalmente con la Decisión Andina 536 (fines 2002).  Se planteó la interconexión Perú-Ecuador-Colombia: Está operativo solo el último tramo.  Se apunta a mercado único como medio para lograr expansión del sistema y beneficio colectivo Ningún miembro discrimina la oferta y demanda extranjera (discriminación de precios) Las transacciones no están sujetas a aranceles ni impuestos Uso del enlace responde a despacho económico coordinado:  Rentas de Congestión no van al transmisor internacional Un agente acreditado en un país opera inmediatamente en el resto de países y puede comercializar electricidad. Se reconoce pagos por capacidad y por transmisión Se establece el Comité Andino de Organismos Normativos y Reguladores de Electricidad (CANREL) para desarrollar las normas que requiere la Decisión 536:  Integrados por Ministerios y Organismos Reguladores.

11 Experiencia Comunidad Andina de Naciones ¿Cómo se solucionó el problema ante la puesta inminente en servicio del enlace de 250 MW entre Colombia y Ecuador a inicios del año 2003? Se simplificó el problema de la siguiente manera: Se postergaron los refuerzos locales y se operó la interconexión sobre la red que exista en cada país. No se aprobó un reglamento de interconexiones comunitario y se dejó que cada miembro apruebe su propia norma modificando en lo mínimo posible el resto de su normativa interna. Las transacciones se llevaron al corto plazo y para efectos de decidir los intercambios se agregó a la curva de costos variables (o precios declarados) de energía los cargos por transporte, potencia y otros que disponga la legislación interna. Cada operador nacional actúa sobre su sistema comparando los precios totales y para evitar intercambios no económicos se castigó la oferta del otro miembro con un factor de seguridad (que puede ser diferenciado). Cada miembro sanciona un costo marginal independientemente y luego las rentas de congestión son por esta diferencia de precios y se asignan al miembro exportador quien decidirá qué hacer con ellas. Los estados acuerdan los interconexiones.

12 Aspectos regulatorios a tener en cuenta en la integración Perú - Brasil  Problemática de las centrales hidroeléctricas: Necesidad de identificar las centrales hidroeléctricas que entrarán en operación, sus plazos de entrada en operación y potencia asociada. Analizar la superación de requisitos legales. (impacto ambiental y social)  Rol de los contratos de largo plazo: ¿Cómo determinar el consumo de cada país? ¿Cómo compatibilizar los contratos con las contingencias que pueden surgir en la operación de los sistemas eléctricos? Analizar la participación de estas inversiones en los mecanismos de licitaciones de contratos (requisitos y riesgos).  Problemática de las líneas de transmisión: ¿Cómo integrar las inversiones requeridas en el esquema de planificación y remuneración vigente para la transmisión? Identificación de las responsabilidades por la construcción y el pago de las nuevas inversiones. Evaluación de incorporación en el sistema garantizado o en el sistema complementario de transmisión.

13 Comentarios Finales  A nivel internacional la organización de los mercados eléctricos es muy variada. En este contexto, la integración es un problema complejo y un reto a nivel internacional.  Las ventajas de la integración justifican un esfuerzo por armonizar marcos regulatorios. Las simplificaciones muchas veces suponen la generación de nuevos problemas y la inviabilidad de las iniciativas.  Este proceso supone una discusión detallada de los problemas e identificación de las diferencias en los diseños de mercado y procedimientos de operación de los sistemas eléctricos.  Debe identificarse a los responsables de las transacciones y los deberes y derechos de las partes.